Тема: Учет продукции скважин.

    В процессе разработки месторождении работа добывающих скважин характеризуется их дебитами по нефти, газу и воде; равномерностью подачи (или пульсирующим режимом); темпом обводненности нефти и увеличением газовых факторов по отдельным скважинам.

    Таким образом, измерение количества нефти, газа и воды по отдельным скважинам имеет исключительно важное значение, как для техники и технологии сбора и подготовки скважинной продукции, так и для анализа контроля и регулирования за процессом разработки месторождения. При измерении продукции скважин помимо измерения дебитов скважин особое внимание должно уделяться измерению и анализу темпов обводненности нефти изменению газового фактора по каждой скважине. Продукция скважин на разных месторождениях измеряется по разному. Наиболее простыми и точными методами измерения расхода нефти и воды являются объемный и массовый способы.

    Объемный способ дает удовлетворительные результаты в случае однофазной жидкости, массовый же точнее учитывает дебит при добыче нефтегазовых смесей, поскольку газ из-за малой массы существенно не влияет на точность измерений.

    В зависимости от конкретных условий для замера дебитов скважин в системе сбора нефти и газа применяются различные автоматизированные установки:

*  ЗУГ - замерные установки групповые;

*  АГУ - автоматизированные групповые установки;

*  АГЗУ - автоматизированные групповые замерные установки;

*  блочные автоматизированные замерные установки типа

    «Спутник».

   В настоящее время на нефтяных месторождениях широко применяются автоматические устройства для замера продукции скважин: Спутник-А, Спутник-Б и Спутник-В. Принцип действия их по существу идентичный. Установки различаются по следующим показателям: рабочему давлению, числу подключаемых скважин, максимальным измеряемым дебитам скважин, количеству измеряемых параметров, номенклатуре и компоновке применяемого оборудования и приборов.

    Спутник - А предназначен для автоматического переключения скважин на замер, а также для автоматического измерения дебита скважин, подключенных к Спутнику, контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии.

 

 

Рис. 7.1. Принципиальная схема Спутника-А.

1 - выкидные линии от скважин; 2 - обратные клапаны; 3 - многоходовой переключатель скважин (ПСМ); 4 - каретка роторного переключателя скважин; 5 - замерный патрубок от одиночной скважины; 5а - сборный коллектор; 6 - гидроциклонный сепаратор; 7 - заслонка; 8 - турбинный счетчик; 9 - поплавковый регулятор уровня; 10 - электродвигатель; 11 - гидропривод; 12 - силовой цилиндр; 13 – отсекатели.

 

Дебит скважины определяют путем регистрации накапливаемых объемов жидкости в м³, прошедших через турбинный счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке БМА.

Недостаток Спутника - А - невысокая точность измерения расхода нефти турбинным счетчиком вследствие попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа, из-за плохой сепарации газа от нефти в гидроциклонном сепараторе.

Спутник-В как и Спутник-А предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и для автоматического замера дебита свободного газа.

 

 

Рис. 7.2. Принципиальная схема Спутника - В.

1 - распределительная батарея; 2 - емкость для резиновых шаров; 3 - штуцеры; 4 - трехходовые клапаны; 5 - Замерная линия для одиночной скважины; 6 - трехходовые краны; 7 - коллектор обводненной нефти; 8 - коллектор безводной нефти; 9 - гамма - датчик уровня; 10 - сепаратор; 11 - диафрагма; 12 - заслонка; 13 - сифон; 14 - тарированная емкость; 15 - тарированная пружина.

Дебит жидкости определяется путем измерения массы жидкости, накапливаемой в объеме между гамма- датчиками верхнего и нижнего уровней 9 и регистрации времени накопления этого объема. Дебит чистой нефти определяется путем сравнения массы жидкости в заданном объеме с массой чистой воды, которая занимала бы этот объем.

При измерении дебита жидкости при помощи Спутника-В считается, что плотности нефти и воды остаются постоянными. Результаты измерения пересчитываются с учетом времени заполнения емкости в т/сут и фиксируются в БМА.

При наличии отложений парафина в выкидных линиях скважин предусмотрена их очистка резиновыми шарами, проталкиваемыми потоком нефти от устьев скважин до емкости 2.

Недостаток Спутника-В заключается в том, что при измерении парафинистой нефти отложения парафина в тарированной емкости могут существенно снизить точность определения количества жидкости.

Спутник-Б-40 также, как и вышеописанные установки, предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и для автоматического измерения дебита скважин.

Спутник-Б-40 является более совершенным по сравнению с Спутником-А, так как на нем установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воды в потоке нефти, а также при помощи турбинного расходомера (вертушки) автоматически измеряется количество свободного газа, выделившегося из нефти в гидроциклонном сепараторе. Турбинный расходомер жидкости (ТОР) установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

При помощи Спутника-Б-40 можно измерять отдельно дебиты обводненных и необводненных скважин.

На рисунке 7.3. приведена принципиальная схема Спутника-Б-40.

Рис.7.3. Принципиальная схема Спутника - Б-40.

1 - обратные клапаны; 2 - задвижки; 3 - переключатель скважин многоходовой; 4 - каретка роторного переключателя скважин; 5 - замерный патрубок для одной скважины; 6 - сборный коллектор; 7 - отсекатели; 8 - коллектор обводненной нефти; 9, 12 - задвижки закрытые; 10, 11 - задвижки открытые; 13 - гидроциклонный сепаратор; 14 - регулятор перепада давления; 15 - расходомер газа; 16, 16а - золотники; 17 - поплавок; 18 - расходомер жидкости; 19 - поршневой клапан; 20 - влагомер; 21 - гидропривод; 22 - электродвигатель; 23 - коллектор безводной нефти; 24 - выкидные линии скважин.

 

Наибольшее распространение для определения содержания воды в нефти получил косвенный метод измерения обводненности нефти, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств нефти и воды. Как известно, безводная нефть является диэлектриком, и имеет диэлектрическую проницаемость e = 2.1¸ 2,5 тогда как  e минерализованных пластовых вод достигает 80. Применяемые в настоящее время влагомеры работают на основе измерения емкости конденсатора, образованного двумя электродами, погруженными в анализируемую водонефтяную среду

Для определения содержания воды в нефти или в нефтяной эмульсии на месторождениях широко используют аппарат Дина – Старка.

Осн: 1[60-72].

Доп: 2[22-32].

Контрольные вопросы:

1. С какой целью производят замер продукции скважин?

2. Объяснить принцип действия измерения продукции скважин «Спутниками» различных типов.

3. В каких «Спутниках» производят замер жидкости объемным методом, в каких массовым?

4. От каких параметров зависит точность показаний объемных расходомеров жидкости?

5. Как определяют содержание воды в нефти?

Лекция №8

 

Тема: Промысловые трубопроводы, их классификация.

    Все элементы сбора и подготовки скважинной продукции соединяются между собой трубопроводами. На нефтяных месторождениях представлено огромное многообразие различных трубопроводов.

    Трубопроводы, транспортирующие продукцию скважин на площадях нефтяных месторождений, классифицируются следующим образом:

*  по назначению - нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, нефтегазоводопроводы и водопроводы;

*   по напору - напорные и безнапорные;

*   по рабочему давлению - высокого (6,4 МПа и выше), среднего (1,6МПа) и низкого (0,6 МПа) давления;

*  по способу прокладки - подземные, надземные и подводные;

*  по функции - выкидные линии от устьев скважин до групповой установки (внутрипромысловые); межпромысловые для сбора продукции с групп месторождений и доставки на ЦПС или ГПЗ; магистральные –протяженные нефте – и газопроводы для подачи товарной продукции потребителям;

*  по составу перекачиваемой продукции - нефтяные, газовые, нефтегазовые и водяные коллекторы; товарные нефтепроводы.

*  по гидравлической схеме работы - простые трубопроводы без ответвлений, сложные трубопроводы с ответвлениями (к ним относятся также замкнутые кольцевые трубопроводы).

    Трубопроводы, транспортирующие воду к нагнетательным скважинам для поддержания пластового давления делятся на:

*  магистральные водопроводы - от насосных станций второго подъема;

*  подводящие водопроводы - от магистральных водопроводов до кустовых насосных станций (КНС)

*  разводящие водоводы - от КНС до нагнетательных скважин.

    Все трубопроводы делятся на трубопроводы с полным заполнением трубы жидкостью и с неполным заполнением трубы жидкостью. Трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью называются напорными, а с неполным заполнением могут быть как напорными, так и безнапорными. Выкидные линии и нефтесборные коллекторы обычно не заполнены жидкостью, часть их сечения занята газом.

    Скважинная продукция движется по выкидным линиям до АГЗУ за счет перепада давления между устьевым давлением и давлением АГЗУ. Выкидные линии в зависимости от дебита скважин принимаются диаметром 75 ¸ 150 мм и прокладываются под землей. Протяженность их определяется технико-экономическими расчетами и может достигать 4 км. От АГЗУ до ДНС или УПН обычно прокладывается сборный коллектор диаметром 200 ¸ 500 мм и протяженностью до 10 км. Для сбора и транспортировки нефтяного газа на месторождении прокладывают газопроводы.

    При гидравлических расчетах системы сбора на нефтяных месторождениях приходится сталкиваться с различными условиями движения продукции скважин по трубам. При транспорте ее за счет пластовой энергии в выкидных линиях скважин наблюдается движение двухфазной газожидкостной смеси, а при обводнении - трехфазной смеси. После дожимных насосных станций по трубопроводам транспортируются фазы: нефть или водонефтяная эмульсия, газ, иногда вода. Водонефтяные эмульсии почти всегда являются вязкопластичными жидкостями. Движение продукции осложняется также присутствием в потоке твердых частиц - механических примесей, парафинов и асфальтенов. При использовании печей при транспортировке нефти или, учитывая естественные потери тепла в окружающую среду, приходится выполнять гидравлические расчеты, учитывающие неизотермичность процесса.

    Проектную пропускную способность трубопроводов, рассчитанную на перспективную добычу нефти и газа, используют полностью лишь спустя значительное время после сооружения трубопроводов. Таким образом, трубопроводы в течение нескольких лет работают с недогрузкой. В результате технико - экономических расчетов может оказаться более выгодным последовательное строительство трубопроводов малого диаметра по мере увеличения добычи нефти. Замена одного трубопровода большого диаметра двумя или несколькими трубопроводами малого диаметра может быть оправдана при раздельном сборе безводной и обводненной нефти. При наличии коррозии также обосновано применение трубопроводов для раздельного транспорта жидкости и газа, так как при увеличении скорости потока коррозия внутренней поверхности трубопроводов уменьшается. При низкой скорости движения смеси минерализованная вода движется самостоятельной струйкой по нижней образующей трубы, в результате чего там образуются порывы и свищи. С увеличением скорости и турбулизации потока интенсивность коррозии уменьшается, так как агрессивная среда изолируется от стенок, а сами стенки интенсивно смачиваются нефтью. При транспорте нефтегазовых смесей, особенно по пересеченной местности, в трубопроводах большого диаметра может происходить образование газовых пробок, приводящее к пульсации потока.

Целесообразность замены одного трубопровода большого диаметра несколькими трубопроводами меньшего диаметра может быть обусловлена повышением надежности и гибкости системы сбора и транспорта, так как при аварии позволяет производить ремонтные работы без остановки скважин.

Правильный выбор диаметра и числа сборных коллекторов возможен на основе тщательного рассмотрения конкретных условий и технико - экономического анализа.        

При сооружении нефтепромысловых коммуникаций применяют стальные трубы из малоуглеродистой и легированной стали, обладающие хорошей свариваемостью. Эти трубы выпускают бесшовными, электросварными, спирально - сварными и других конструкций. Бесшовные трубы больших диаметров изготавливают горячекатанными, малых диаметров - холоднокатанными или холоднотянутыми. Сварные трубы больших диаметров имеют продольный или спиральный шов, а трубы малых диаметров - продольный шов.

Наибольшее распространение в обустройстве нефтяных месторождений получили бесшовные горячекатанные трубы с наружным диаметром 57 - 426 мм, длиной от 4 до 12,5 м, изготовляемые из мартеновской стали марок ст. 10, ст. 20, и 4 сп.

При сооружении трубопровода, прокладываемого по площади месторождения, придерживаются следующего порядка: согласуют с землепользователем временное отчуждение земли, по которой должен прокладываться трубопровод. Затем роют траншеи на глубину ниже промерзания почвы и подвозят плети труб к траншее, сваривают вручную (диаметр труб до 800 мм) или автоматически (диаметр труб более 800 мм) стыки труб, поддерживаемые на весу трубоукладчиками, тщательно очищают наружную поверхность трубопровода от грязи и окалины и наносят на нее битумное покрытие с последующей обверткой лентой гидроизоляции, предохраняющей трубопровод от электрокоррозии.

После проведения этих работ сваренный и изолированный трубопровод трубоукладчиками погружается на дно траншеи и закапывается той же землей, которая была вынута из траншеи. Затем грейдерами выравнивается поверхность земли на трассе трубопровода и производится рекультивация почвы, то есть восстановление ее плодородия. При непригодности земель для выращивания сельскохозяйственных культур рекультивация не производится.

В некоторых случаях возникает необходимость прокладывать трубопроводы частично или полностью под водой. При этом для защиты трубопроводов от коррозии применяют либо асбоцементную либо битумную защиту. Для преодоления водных преград под руслом прорывается специальная траншея, которая в практике получила название дюкер.

При прокладке трубопроводов под водой к ним предъявляются следующие требования:

· трубопровод должен быть уложен не менее чем в две нитки;

· должна быть обеспечена защита от повреждения трубопровода якорями судов;

· должны быть созданы условия прочности трубопровода, его сварных стыков.

При выборе трасс сложной сети промысловых трубопроводов прежде всего руководствуются данными комплексного проекта разработки месторождения - сетке расположения скважин, топографической карте месторождения с учетом режима разработки (с поддержанием пластового давления или без него), производится изыскание необходимых трасс трубопроводов, выбор площадок для установки «Спутников», размещения оборудования дожимных насосных станций, установок подготовки нефти, установок подготовки воды, товарных парков и газоперерабатывающих заводов.

Для ровного рельефа местности месторождения с полным отсутствием населенных пунктов не существует проблемы выбора трасс отдельных трубопроводов - все они прокладываются кратчайшим путем, т. е. прямолинейно. Если месторождение имеет неровный рельеф местности или на его площади расположены населенные пункты, или какие-нибудь сооружения, то возникает вопрос рационального выбора трассы трубопроводов и площадок для размещения сооружений. Трассой трубопровода является линия, определяющая положение трубопровода на местности. Эта линия, нанесенная на карту или план местности, называется планом трассы.

Кроме выбора трассы при проектировании трубопроводов решаются следующие задачи:

· выбор оптимальных длин и диаметров выкидных линий и сборных коллекторов, отвечающих минимальным расходам металла, затрат на их строительство и эксплуатационных затрат;

· гидравлический, тепловой и механический расчет трубопроводов;

При проектировании систем сбора для парафинистых нефтей серьезное внимание следует уделить тепловым расчетам трубопроводов для определения необходимого числа печей для подогрева нефти и толщины теплоизоляции, предотвращающей потери теплоты в окружающее пространство.

Осн: 1[73-90].

Доп: 2[56-63].

Контрольные вопросы:

1.Перечислите трубопроводы по назначению?

2.Перечислите трубопроводы по рабочему давлению?

3.Перечислите трубопроводы по гидравлической схеме работы?

4.Как называются трубопроводы в системе поддержания пластового давления?

5.От каких факторов зависит выбор трубопроводов?

6.Какой существует порядок работ при прокладке трубопроводов?

Лекция №9

 

Тема: Трубопроводы, транспортирующие газожидкостные смеси, неньютоновские жидкости.

 

Большинство нефтепроводов, проложенных на нефтяных месторождениях, работает с неполным заполнением сечения трубы, так как часть объема трубы бывает заполнена газом. Основная сложность расчета заключается в том, что в газожидкостном потоке происходит относительное движение фаз, обусловленное их различной плотностью и вязкостью, т. е. имеет место скольжение этих фаз. На рис.9.1. приведены некоторые структуры потока при движении в горизонтальных трубах газожидкостного потока. Последовательность структур объясняется постепенным увеличением газовой фазы.

 

Рис. 9.1. Примерные структуры газожидкостных потоков в горизонтальных трубах.

а- поток с отдельными пузырьками газа в верхней части трубопровода; б – поток с началом образования газовых пробок; в- расслоенный поток; г – волновой поток; д – пробковое течение; е – эмульсионный (сотовый) поток; ж – пленочный поток.

 

Существующие многочисленные методики расчета трубопроводов при движении газожидкостной смеси довольно громоздки и не всегда дают надежные результаты.

В республике Казахстан открыто и разрабатывается много месторождений с парафинистой нефтью, движение которой по трубам не подчиняется известным законам гидравлики. Содержание парафина в некоторых нефтях этих месторождений достигает 25 %, а смол - 55%.Транспортировка таких нефтей по трубопроводам имеет свою специфику и связана с большими трудностями.

Рассмотрим основные понятия о реологических свойствах неньютоновских жидкостей, к которым относятся парафинистые нефти.

Под реологическими свойствами нефти понимают взаимосвязь между внешними силами, действующими на нефть и деформациями, вызываемыми этими силами, т.е. зависимость вязкости m от градиента скорости в трубе dw/dr и напряжением сдвига t.

Характерной особенностью парафинистой нефти является зависимость изменения вязкости нефти от перепада давления (или, что одно и то же, от напряжения сдвига t) и от изменения градиента скорости в трубе dw/dr.

Согласно закону Ньютона о вязкостном трении при движении жидкости в круглой трубе уравнение касательного напряжения t записывается в виде:

 

   t = F/S = - m (dw/dr),                                                                               (9.1)

 

где t - касательное напряжение сдвига между двумя слоями жидкости, Па; S - площадь соприкосновения между двумя слоями жидкости, м²; m - коэффициент динамической вязкости, Па^.с; r- расстояние от оси трубы, м. Знак минус в выражении (9.1) означает, что с увеличением радиуса скорость убывает, т.е. dw/dr отрицательно, тогда как напряжение сдвига положительная величина.

Уравнение Ньютона справедливо при ламинарном течении жидкости, т.е. когда жидкость движется в виде слоев, несмешивающихся друг с другом при малых скоростях течения. Формулу (9.1) можно представить в виде:

m = t /(dw/dr), при этом получаем зависимость в виде прямой, выходящей из начала координат, тангенс угла которой к оси ординат является постоянной величиной и характеризует абсолютную вязкость нефти. (Рис. 9.2. кривая 1)

m                       

Рис.9.2. Зависимость напряжений сдвига для ньютоновских и неньютоновских жидкостей. 1-ньютоновская жидкость; 2-малоподвижные неньютоновские жидкости (эмульсии или парафинистые нефти вблизи температуры застывания; 3-пластичные неньютоновские жидкости при наличии структурной кристаллической решетки.

 

При турбулентном режиме коэффициент вязкости m теряет свой смысл и становится функцией скорости течения. Вводится понятие кажущейся вязкости (m^*)

Жидкости, вязкость которых изменяется по прямолинейному закону (m = const) в зависимости от градиента скорости и напряжения сдвига называются ньютоновскими.

Жидкости, вязкость которых изменяется в зависимости от напряже-ния сдвига и градиента скорости (m^* ¹ const), называются неньютоновскими (кривые 2 и 3 на рис. 9.2.)

Кривая 2 характерна для малоподвижных неньютоновских жидкостей (например, парафинистая нефть вблизи температуры застывания или водонефтяная эмульсия; их вязкость зависит от градиента скорости)

Кривая 3 характерна для пластичных неньютоновских жидкостей, имеющих структурную решетку, обусловленную наличием в нефти кристаллов парафина. С возникновением структурной решетки появляется начальное напряжение сдвига t₀, ниже которого течение нефти практически невозможно.  Для кривой 3 выделяются три критических напряжения сдвига:

1) t₀  - минимальный предел текучести, 

2) t_д - предел текучести соответствующий отрезку на оси абсцисс, отсекаемому продолжением прямолинейного участка,

3) t_m - максимальный предел текучести, соответствующий значению, при котором кривая переходит в прямую. При этом напряжении структура разрушается и ядро (центральная часть потока) исчезает.

 

Структурный режим характеризуется уравнением Шведова -Бингама:

 

     t = t₀  + m^*  (dw/dr)                                                                 (9.2)

 

или t - t₀  = m^*  (dw/dr)                                                            (9.3)         

 

Парафинистые нефти обладают свойством самопроизвольного увеличения плотности структуры со временем и восстановления ее после разрушения. Это свойство называется тиксотропия. Время тиксотропного восстановления структуры после ее разрушения для различных нефтей различно и колеблется от 0,5 до 20 часов.

При перекачке высоковязких и парафинистых нефтей возникают большие гидравлические сопротивления в трубопроводах, для преодоления которых требуются насосы повышенной мощности. Возникает опасность «замораживания» трубопровода. Снижение вязкости может быть достигнуто добавлением в поток нефти углеводородных растворителей, а также местный подогрев в печах различных конструкций.

Для улучшения перекачки парафинистых нефтей с высокой температурой застывания применяют керосин, углеводородный конденсат, а также, так называемые, депрессорные присадки, добавка которых существенно улучшает реологические свойства нефти. В качестве такой присадки для узеньской нефти применяли ЕСА - 4242 в количестве 0,15% от массы нефти. На месторождении Кумколь применяют депрессаторы Sepaflux ES 3137, Тума и Separar ES 3284 (последний обладает многофункциональным действием и используется как ингибитор парафиноотложения).

На месторождениях парафинистых нефтей применяют подогрев нефти в печах, установленных на устье каждой добывающей скважины, на сборных промысловых коллекторах и на магистральном нефтепроводе через каждые 100 км.

Устьевой подогреватель нефти (рис. 9.3.) состоит из топки 1, снабженной горелкой 2 для сжигания газового топлива, дымовой трубы 3, цилиндрической емкости 7 с батареей тепловых труб, газосепаратора 6, и рамы - основания 8. Передача тепловой энергии от продуктов сгорания топлива к нефти, циркулирующей в емкости 7, осуществляется с помощью тепловых труб, один конец которых введен в топку, а другой - в емкость.

Подогреватель нефти оснащен смотровым люком 4, приборами контроля и регулирования температуры нефти, давления топливного газа, предохранительным клапаном 5 и запорной арматурой.

1.

Рис. 9.3. Устьевой подогреватель нефти. 1- топка, 2- горелка, 3 – дымовая труба, 4 –смотровой люк, 5 –предохранительный клапан, 6 – газовый сепаратор, 7 – емкость, 8 – основание.

Осн: 1[93-95].

Доп: 2[80-85].

Контрольные вопросы:

1. Чем отличается расчет трубопроводов при движении по ним газожидкостной смеси?

2. Как влияет содержание газа в смеси на гидравлические расчеты трубопроводов?

3. К каким жидкостям относятся высоковязкие парафиновые нефти?

4. Чем отличается распределение скоростей в структурном потоке ньютоновских и неньютоновских жидкостей?

5. Какое свойство нефти называется тиксотропией?

6. Для чего применяются подогреватели нефти?

Лекция №10