Системы сбора продукции газовых скважин.

Основные требования, предъявляемые к проектированию систем сбора газа и конденсата:

1. Точный замер газа и конденсата по каждой скважине для выбора необходимого оборудования контроля и регулирования процессов подготовки;

2. Обеспечение герметизированного процесса сбора газа на всем протяжении от установок добычи до магистральных трубопроводов;

3. Обеспечение показателей качества газа в соответствии с их стандартами;

4. Учет количества продукции газовых скважин;

5. Обеспечение высоких экономических показателей и минимум метеллозатрат;

6. Возможность ввода в эксплуатацию участков промысла до окончания строительства всего комплекса сооружений;

7. Надежность технологических установок и возможность полного контроля технологических процессов;

8. Возможность автоматизации и телемеханизации всей системы в целом.

Одним из основных элементов системы сбора и подготовки газа и конденсата к транспорту на месторождениях являются промысловые газосборные сети. Основным элементом сетей является промысловый газосборный коллектор, к которому подведены трубопроводы-шлейфы. По конфигурации газосборного коллектора различают следующие промысловые газосборные сети:

1. Лучевая

1 – скважина;

2 – трубопровод-шлейф;

3 – коллектор;

ГСП – газосборный пункт.

2. Линейная

3. Групповая

ПГПС – промежуточный газосборный пункт.

4. Кольцевая

1 – скважина;

2 – трубопровод-шлейф;

3 – коллектор;

4 – перемычка.

Наиболее широко используют групповую систему газосбора. Она наиболее экономична и легче поддается контролю и диагностике. Число ГСП на месторождениях зависит от площади газоносности и может составлять от 1 до 25 ПГСП.

Лучевую и линейную схемы обычно применяют на средних и мелких месторождениях с вытянутой формой залежи.

Кольцевую систему применяют на круговых месторождениях с залежами газа 10·10¹⁰ м³.

Диаметр шлейфов и коллекторов выбирают с учетом металловложений и минимума гидравлических потерь.

Обустройство газоконденсатных месторождений сернистых газов.

Высокосернистые (сернистые) газы содержат такое количество серы, при переработке которых сооружение установок по производству серы целесообразнее, чем утилизации газов.

Можно выделить следующие системы подготовки переработки сернистых газов:

1. централизованная. На одной площадке совмещены промысловая и заводская части комплекса;

2. децентрализованная, при которой удаляют влагу и конденсат из газа на промысле и транспортируют затем продукцию на завод для дальнейшей переработки;

3. смешанная.

Как правило, для очистки газа от серы используются абсорбционные установки, в которых абсорбентом являются аминокислоты.

57. Гидравлический расчёт промысловых нефтепроводов.

Основной задачей гидравлического расчёта является определение перепадов давления.

При транспорте продукции нефтяных скважин различают две методики расчета промысловых трубопроводов:

1. предназначена для расчета трубопроводов, транспортирующих нефтяные эмульсии;

2. предназначена для расчета трубопроводов, транспортирующих газонасыщенные нефти.

1. Методика гидравлического расчета трубопроводов, транспортирующих нефтяные эмульсии.

Исходными данными для расчета являются: внутренний диаметр – d, м; длина трубопроводов – L, м; разность геодезических отметок конца и начала трубопровода – Δz, м; плотности пластовой нефти и вода – ρ_н и ρ_в, кг/м³; динамическая вязкость жидкостей – μ_н и μ_в, Па·с; межфазное натяжение – σ_нв, Н/м²;объемные расходы нефти и воды– Q_н и Q_в, м³/с.

При добыче обводненной нефти могут образовываться высокодисперсные стойкие эмульсии, которые ведут себя как однородные жидкости, и грубодисперсные неустойчивые нефтяные эмульсии.

Гидравлический расчет трубопроводов для перекачки высокодисперсных эмульсий выполняется также, как и для однофазных жидкостей, но с использованием физических свойств стойких нефтяных эмульсий.

Для грубодисперсных неустойчивых нефтяных эмульсий гидравлический расчет ведется с учетом эффекта гашения турбулентных фиксаций дисперсионной среды каплями дисперсной фазы.

Порядок расчета.

Определяется объемная доля воды в эмульсии:

β_в=Q_в/(Q_н+Q_в).

Существует критическое значение β_{в крит}, при котором водонефтяная эмульсия переходит в водонефтяную

β_{в крит}=(μ_ж/μ_в)^0,5/(1+(μ_ж/μ_в)^0,5).

Если β_в≤β_{в крит}, то тип эмульсии вода в нефти, в которой дисперсионная среда – нефть – «с», дисперсной фазой является вода – «ф». Для таких эмульсий объемная доля дисперсной фазы β_ф=β_в.

Если β_в>β_{в крит}, то тип эмульсии нефть в воде. Объемная доля дисперсной фазы β_ф=1–β_в.

Плотность эмульсии

ρ_э=ρ_с·(1–β_ф)+β_ф·ρ_ф,

ρ_с=ρ_н; ρ_ф=ρ_в.

Динамическая вязкость эмульсии

μ_э=μ_с·(1–β_ф)^-2,5;

μ_с=μ_ж.

Средняя скорость эмульсии

ω_э=4·(Q_н+Q_в)/(π·d²).

Определяется число Вебера, которое является критерием для оценки прочности оболочки капель воды, находящихся в нефти:

We=σ_нв/(ρ_с·ω²_э·d).

Определяется в первом приближении величина среднего объемноповерхностного диаметра капель эмульсии без учета эффекта гашения турбулентности:

d₁=1,4d·We^0,6.

Допустимые напряжения сдвига эмульсии:

если β_ф>0,524, то

τ₀=(0,195·β_ф–0,102)(σ_нв/d₁);

если β_ф<0,524, то τ₀=0.

Находится параметр Ильюшина, при помощи которого рассчитывается число Re для эмульсии:

И= τ₀·d/(μ_э·ω_э);

Re=ω_э·d·ρ_э/(μ_э(1+И/6)).

Наличие или отсутствие эффекта гашения турбулентности определяется по параметру Медведева

Md=Re_э·We^1,2·ρ_ф/ρ_э.

Если Md>0,46, то эмульсия неустойчивая и эффект гашения турбулентности имеет место и показатель турбулентности γ₁=1.

Если Md<0,46, то эмульсия является плотной, эффект гашения турбулентности отсутствует, γ₁=0.

В первом случае необходимо вычислить уточненное значение объемноповерхностного диаметра капель эмульсии:

d_1*=d₁/((1–β_ф)(1–0,863·β_ф·М₁^0,15))^0,4,

где М₁ – расходный параметр, равный

М₁=μ²_ж·ω²_э/(d·ρ_с·σ⁴_нв).

По найденной величине d_1* уточняем значения τ₀, И, Re.

Во втором случае в расчет принимаем значения параметров, найденных в первом приближении.

Далее определяется коэффициент гидравлического сопротивления при течении эмульсии в зависимости от числа Re:

при Re<2320

λ_э=64/Re;

при 2320<Re<10⁵

λ_см=0,3164/(1+1,125β_фγ₁)Re^0,25.

Потери давления в трубопроводе при движении эмульсии будут равны:

Δp=ρ_э(λэ·L·ω²_э/(2·d)+gΔz).

Данное уравнение является основным расчетным уравнением при проектировании нефтепроводов, перекачивающих нефтяную эмульсию.

2. Методика гидравлического расчета трубопроводов, транспортирующих газонасыщенные нефти.

Большинство промысловых нефтепроводов, проложенных по площадям месторождений, работает с неполным заполнением сечения трубы нефтью, т.е. часть сечения трубы обычно занята газом. Основная сложность гидравлического расчёта заключается в том, что в газожидкостном потоке происходит относительное движение фаз, обусловленное их разными плотностью и вязкостью, т.е., иными словами, имеет место скольжение этих фаз.

Основное расчетное уравнение для нефтепроводов можно записать в следующем упрощенном виде:

Dр=Dр_тр+Dр_см.

Перепад давления, обусловленный гидравлическим сопротивлением газожидкостного потока, можно определить по формуле, подобной формуле Дарси-Вейсбаха:

Δр_тр=λ_см·(l/D)·(ρ_см·υ²_см/2),

где lсм – коэффициент гидравлического сопротивления, который находится следующим образом:

при Re_см<2300

λ_см=64/Re_см;

при Re_см>2300

λ_см=1/(1,8lgRe_см–1,5)².