Целесообразность совместного транспорта

Целесообразность совместного транспорта

Жидких и газообразных углеводородов

В условиях пласта нефть содержит значительное количество легких углеводородов. После ее извлечения из недр в результате уменьшения давления большая часть легких углеводородов переходит в газовую фазу, образуя так называемый попутный нефтяной газ.

Нефтяной газ - неизбежный спутник нефти и поэтому с первого дня разработки месторождений возникает проблема его утилизации. О сложности ее решения говорит тот факт, что ежегодно в нашей стране бесполезно сжигается в факелах более 10 млрд.м³ нефтяного газа, а в мире - более 200 млрд.м³.

Наибольшие потери нефтяного газа допускаются в новых развивающихся районах нефтедобычи. Такое положение связано с особенностями технологии использования нефтяного газа: необходимостью сбора с крупных и мелких месторождений, разбросанных на значительной территории; сооружения газоперерабатывающих заводов, а также установок по осушке газа и извлечению из него тяжелых компонентов с целью обеспечения возможности транспорта по магистральным газопроводам; сооружения газопроводов для транспорта газа потребителям и т.д. Поэтому для обеспечения полного использования ресурсов нефтяного газа при вводе в разработку нефтяных месторождений необходимо не только располагать значительными материально-техническими ресурсами и капиталовложениями, но и добиться их освоения в кратчайшие сроки. Практически же на это уходит 5...10 лет.

Поскольку ни одно месторождение не вводится в разработку без развитой системы сбора и внешнего транспорта нефти, то одним из направлений борьбы с потерями нефтяного газа является его перекачка совместно с нефтью

Газоконденсатные залежи встречаются на глубине одного километра и более. Здесь при давлении 30...40 МПа пары жидких углеводородов растворены в газе. При извлечении такого газа по скважине на земную поверхность и соответствующем снижении давления пары жидких углеводородов конденсируются, образуя сырой газовый конденсат, в состав которого входят гелий, углекислый газ, сероводород, пентаны, гексаны, гептаны и другие компоненты. При стабилизации сырого конденсата эти компоненты выделяются и возникает необходимость в их транспортировке потребителям. Это связано с рядом проблем, избежать которых позволяет совместный транспорт стабильного конденсата и газов стабилизации.

Совместный транспорт жидких и газообразных углеводородов может осуществляться как в двухфазном, так и в однофазном (весь газ растворен в жидкости) состоянии. Рассмотрим эти способы.

Двухфазный транспорт жидкости и газа

Наибольший вклад в исследование вопросов двухфазного транспорта углеводородных жидкостей и газов внесли Гужов А.И., Медведев В.Ф., Титов В.Г. (Грозный), Клапчук О.В., Мамаев В.А., Одишария Т.Э. (Москва), Галлямов А.К., Корнилов Г.Г. (Уфа) и др.

Гидравлический расчет трубопроводов для перекачки

Газожидкостных смесей

Экспериментально установлено, что для практического расчета трубопроводов удобно объединить ряд структурных форм потока, оставив только три: расслоенную, пробковую и кольцевую. В слабонаклонных и горизонтальных трубопроводах могут реализовываться все три структурные формы двухфазного потока, а в восходящих - только пробковая и кольцевая.

Экспериментальными исследованиями ВНИИГаза установлено, что смена расслоенной структуры потока пробковой происходит при превышении числа Фруда смеси

, (3.12)

где l_ж - коэффициент гидравлического сопротивления при безнапорном течении жидкости в участке трубопровода, наклоненном под углом a к горизонту.

Критерием смены пробковой структуры потока кольцевой является параметр

. (3.13)

Граничные значения этого параметра вычисляются по формуле

, (3.14)

где а_w - коэффициент, зависящий от характера наклона трубопровода; при восходящем течении а_w = 0,82, а при нисходящем а_w = 2,2;

m_* - отношение динамической вязкости газов к динамической вязкости жидкости.

При W^* > имеет место кольцевая структура течения, а при W^* £ - пробковая.

Для каждой структурной формы потока установлены свои закономерности изменения истинного газосодержания и перепада давления.

При расслоенном течении двухфазной смеси потери давления на трение находятся по формуле

, (3.15)

где l_г - коэффициент гидравлического сопротивления при течении

газового потока над жидкостью;

q - центральный угол между радиусами, проведенными в точки

касания поверхности раздела фаз со стенкой трубы.

Истинное газосодержание расслоенного потока в трубах с углом наклона от 1 до 10 ^о к горизонту находят по формуле, полученной во ВНИИГаз

, (3.16)

где c - безразмерный параметр, равный .

При пробковой структурной форме двухфазного потока гидравлический уклон вычисляется по формуле

, (3.17)

где коэффициент гидравлического сопротивления l_см вычисляется по зависимости

. (3.18)

Здесь l - коэффициент гидравлического сопротивления, вычисляемый по параметрам смеси как однофазного потока;

- приведенный коэффициент гидравлического сопротивления, учитывающий особенности течения пробкового потока (y > 1).

Истинное газосодержание пробкового потока находят как

, (3.19)

где К - коэффициент пропорциональности, равный

;

Fr_a - автомодельное число Фруда, начиная с которого увеличение Fr_см не приводит к изменению величины К.

Кольцевая структура потока при промысловом сборе нефти (конденсата) и газа не встречается.

Расчет потери давления на преодоление разности нивелирных высот двухфазным потоком в рельефном трубопроводе имеет некоторые особенности.

Пусть имеет профиль трубопровода, изображенный на рис. 3.3.

На восходящих участках трубопровода имеет место пробковая структура потока, а на нисходящих - расслоенная , переходящая в пробковую.

Общие потери давления на преодоление разности нивелирных высот найдем, суммируя их по участкам

. (3.20)

Раскрывая скобки, после сокращения слагаемых с разными знаками и перегруппировки оставшихся членов будем иметь

(3.21)

где r_см - плотность смеси на участке с пробковым течением;

Dz - разность нивелирных высот конца и начала трубопровода,

Dz = z_k -z_н;

- сумма перепадов высот на участках с расслоенной

структурой потока.

Таким образом, при перекачке двухфазных потоков потери давления на преодоление разности нивелирных высот профиля зависят в общем случае от длины участков с расслоенной структурой потока, а значит - от скорости смеси в трубопроводе.

Потери давления на трение в двухфазных потоках больше, чем при перекачке того же количества одной жидкости. Это связано с тем, что кроме трения о стенку трубы энергия расходуется на волнообразование, формирование газовых пробок, дробление газовой фазы.

Двухфазных потоков

Характеристика рельефного трубопровода при перекачке газожидкостных смесей приведена на рис. 3.4. Видно, что с увеличением скорости (расхода) смеси общий перепад давления в трубопроводе сначала уменьшается, достигает некоторого минимума, а затем возрастает.

А.И. Гужовым дано следующее объяснение ее поведению. Как и в обычных трубопроводах, при перекачке двухфазных потоков общий перепад давления складывается из потерь давления на преодоление сил трения Р_t и разности нивелирных высот точек профиля Р_z. При скорости смеси близкой к нулю на восходящих участках трассы имеет место пробковая структура потока и гравитационные потери здесь определяются, в основном, весом столба жидкости. На нисходящих участках имеет место расслоенная структура потока, а приращение потенциальной энергии потока определяется весом столба газа. Поэтому при перепад давления на преодоление разности нивелирных высот профиля трассы максимален. С увеличением скорости смеси сначала уменьшается длина участков с безнапорным течением на нисходящих элементах профиля, а затем происходит смена расслоенной структуры потока на пробковую. Тем самым в результате увеличения скорости смеси происходит постепенное уравнивание плотности смеси на восходящих и нисходящих участках, что ведет к уменьшению гравитационных потерь с асимптотическим приближением к величине . Потери давления на преодоление сил трения с увеличением скорости смеси монотонно возрастают. В результате сложения двух функций - возрастающей Р_t и убывающей Р_z - в общем случае получается кривая имеющая минимум при которой скорости смеси w_{см min}.

Из рис. 3.4 видно, что с уменьшением расходного газосодержания b величина скорости смеси w_{см min}, соответствующая минимальному перепаду давления в трубопроводе, также уменьшается.

Можно ожидать, что при малых b, когда различие в плотностях смеси на восходящих и нисходящих участках становится незначительным, минимум перепада давления в трубопроводе будет отсутствовать.

Режим перекачки газожидкостной смеси, соответствующий скорости w_{см min}, можно назвать режимом перекачки при минимальных потерях давления. Значительно больший интерес представляет режим с минимальным удельным расходом электроэнергии на перекачку . Для его определения проводят касательную к кривой из начала координат (рис. 3.5). Скорость смеси, соответствующая точке касания, является оптимальной скоростью перекачки двухфазных потоков w_{см опт}.

Таким образом, при заданных диаметре и расходном газосодержании потока необходимо стремиться вести перекачку со скоростями w_{см опт} или - при необходимости - w_{см min}.

Газового конденсата

Трубопроводам

При обычном способе перекачки (рис. 3.6) после извлечения из пласта 1, обезвоживания и обессоливания нефть проходит дегазацию в несколько ступеней (на схеме их три). На первой ступени сепарации 3 поддерживается давление около 2 МПа. Выделяющийся при этом газ состоит в основном из метана. На второй ступени сепарации 4 поддерживается давление 0,6...0,8 МПа, а газ состоит не только из метана, но и его гомологов, хотя и в относительно небольшом количестве.

На последней (а данном случае - третьей) ступени сепарации 5 поддерживается давление, лишь немного превышающее атмосферное (0,105 МПа). При этом из нефти выделяется практически весь растворенный газ, на 30 ... 40 % по массе состоящий из пропана и более тяжелых углеводородов.

Рис. 3.6. Принципиальная технологическая схема перекачки газонасыщенных нефтей:

1 - нефтяной пласт; 2 - скважина; 3 - сепаратор 1-й ступени

4 - сепаратор 2-й ступени; 5 - сепаратор 3-й ступени; 6 - газопровод;

7 –промысловый резервуар;8,9 – насос;10 – счетчик; 11 – регулятор

давления типа “до себя”;12 – буферная ёмкость; 13 – магистральный

насос; 14 – магистральный нефтепровод;15 – концевая сепарационная

установка;16 – резервуар конечного пункта;17 – аварийный сепаратор;

18 – резервуар ГНС; 19 – подпорный насос

Транспортирование газа последней ступени сепарации представляет наибольшую трудность так как при компримировании он частично конденсируется, образуя двухфазный поток. Далее разгазированная нефть самотеком поступает в резервуар 7, откуда насосом 8 откачивается на головную перекачивающую станцию (ГНС) магистрального нефтепровода.

Принципиальная схема получения и перекачки газонасыщенных нефтей по магистральным трубопроводам выглядит следующим образом (рис. 3.6).

При перекачке газонасыщенных нефтей (с целью предотвращения потерь нефтяного газа последней ступени сепарации) жидкая фаза после 2-й ступени сепарации насосом 9 через счетчик 10 подается на площадку головной перекачивающей станции. Подпора, создаваемого насосом 9, достаточно для устойчивой работы магистральных насосов 13. Ими газонасыщенная нефть закачивается в магистральный трубопровод 14. Перекачка ведется по системе “из насоса в насос”, таким образом, чтобы ни в одной точке трубопровода давление не опускалось ниже давления насыщения, при котором газ начинает выделяться из нефти. Для этого служат регуляторы давления 11 типа “до себя”. На конечном пункте (КП) магистрального трубопровода нефть полностью разгазируется на концевой сепарационной установке 15, после чего газ сдается потребителям, а нефть самотеком поступает в резервуары 16. Здесь производится ее коммерческий учет.

При отклонениях от проектного режима, длительных остановках перекачки, аварийных ситуациях в трубопроводах с газонасыщенной нефтью возможно выделение растворенных газов. Чтобы предотвратить срыв работы центробежных насосов из-за этого на входе в насосные устанавливают буферные емкости, предназначенные для отделение свободного газа от нефти.

В случае когда магистральный нефтепровод остановлен поступающую с промыслов газонасыщенную нефть на головной перекачивающей станции разгазируют в аварийном сепараторе 17 и направляют в резервуары 18. Впоследствии дегазированная нефть из них откачивается подпорными насосами 19.

Третья ступень сепарации при перекачке газонасыщенных нефтей сохраняется для работы в аварийном режиме, когда перекрыт подводящий трубопровод с промысла на ГПС.

Целесообразность совместного транспорта