10. Особые режимы работы горячих трубопроводов

12. Особые режимы работы горячих нефтепроводов

Горячиетр-ды значительную часть времени работают в нестационарном тепловом и гидравлическом режимах. Тепловая нестационарность, может привести к остановке тр-да из-за чрезмерного повышения потерь напора в тр-де - «замораживанию» его. Перед вводом в эксплуатацию тр-д заполнен холодной водой после опрессовки. Если вытеснять эту воду горячей высокозастывающей или вязкой нефтью, то нефть, контактирующая с холодной водой, будет быстро остывать, вязкость ее сильно повысится или она застынет и закупорит тр-д, остановив поток. Перед закачкой подлежащей транспорту нефти тр-д надо разогреть - создать соответствующее тепловое поле в грунте вокруг тр-да. Такое поле перед пуском в эксплуатацию создается прокачкой через тр-д разогретой маловязкой нефти, нефтепродуктов или воды. Для определения длительности прогрева Тугунов предложил упрощенную формулу

где т - длительность прогрева; Dн - наружный диаметр трубы; п и - соответственно коэффициенты температуропроводности и теплопроводности грунта; Ттр - температура наружной стенки тр-да, принимаемая равной температуре греющей жидкости в конце перегона между тепловыми станциями;- температура грунта в ненарушенном тепловом состоянии на глубине заложения тр-да;q - теплоотдача с единицы длины тр-да в единицу времени.

Прогрев можно ускорить использ воду(теплоемк в 2 р больше) .Время прогрева водой:

где G_в и C_в — соответственно массовый расход и теплоемкость воды.

При эксплуатации горячего н-да неминуемы его оста­новки. Чтобы по возможности предотвратить «замораживание» тр-да, необходимо безопасное время остановки трубопровода, т. е. время, за которое высокозастывающая нефть в остановленном тр-де еще не застынет, а вязкость высоковязкой не достигнет того значения, при котором потеря напора превысит допустимый напор на насосной станции.

Приближенно безопасное время т остановки тр-да можно вычислить:

где Н — глубина заложения тр-да; = (Т—Т₀)/(Т_Н—Т₀); Т_и — начальная темп стенки трубы; Т — темп стенки трубы, при которой еще возможно без каких-либо осложнений возобновление перекачки.

В некоторых случаях горячийтр-д обладает пропускной способностью, превышающей количество поступающей для транспортировки нефти. В этих случаях возможны два варианта эксплуатации трубопровода: с непрерывной перекачкой при пониженных расходах и с циклической перекачкой, при которой часть времени трубопровод работает с полной загрузкой, а на остальное время перекачка прекра­щается.

Для выявления, какой из вариантов эксплуатации выгодней, надо определить оптимальное число циклов при циклической перекачке.

Чем больше циклов перекачки, тем меньше должны быть вмести­мость дополнительных резервуаров для накапливания нефти на обоих концах трубопровода и связанные с ними затраты, но зато больше будут затраты на разогрев и замещение маловязким продуктом основ­ного транспортируемого продукта на время простоев трубопровода. Опти­мальным будет число циклов, соответствующее варианту с минималь­ными приведенными затратами.

При непрерывной перекачке с пониженным расходом темпе­ратура нефти между тепловыми станциями будет падать больше, чем при номинальном расходе, что приводит к чрезмерному увели­чению потери напора или застыванию нефти. Следовательно, при уменьшении расхода по сравнению с нормальным проектным придется построить определенное число дополнительных ТС, что связано с до­полнительными затратами на их строительство и эксплуатацию. При циклической же перекачке возникнут дополнительные затраты на резервуары и вытеснение нефти маловязким продуктом при останов­ках перекачки. При остановке перекачки нефти по горячему трубопроводу на длительный срок для предотвращения его замораживания нефть должна быть вытеснена маловязкой нефтью или нефтепродуктом. В не­которых случаях нефть к началу вытеснения успевает застыть. Если вытесняемая нефть является ньютоновской, т. е. у нее нет статиче­ского напряжения сдвига, то вытеснение ее из всего перегона между насосными станциями возможно насосами станции. Если же нефть неньютоновская, то такое выталкивание возможно, если давление р, развиваемое станцией, достаточно для преодоления статического на­пряжения сдвига т_ст

Если выталкиваемая нефть - ньютоновская жидкость, то выталкивающий ее продукт будет вклиниваться в нее и вер­шина клина достигнет конца перегона раньше, чем остальная масса продукта. В связи с этим весь процесс вытеснения нефти можно раз­делить на две фазы: фазу выталкивания, и фазу вымывания в течение которой практически полностью вытесняется из перегона вся выталкиваемая нефть.

Техника и технологи и сбора и подготовки нефти и газа

1. Методы обессоливания и обезвоживания нефти.

2. Схема подготовки нефти и газа к транспорту

Схема подготовки нефти и газа к транспорту.

Все новые месторождения обустраивают герметизированными системами сбора, подготовки и транспорта продукции скважин, позволяющими полностью исключить потери легких фракций нефти (рис. 3.1).

Рис. 3.1. Схема сбора и транспорта нефти:

1 – скважины, 2 – выкидные линии, 3 – сборный коллектор, 4 – газосборный коллектор, 5 – нефтесборный коллектор, 6 – водопровод

Продукция скважин по выкидным линиям поступает в автоматические групповые замерные установки (АЗГУ), где производится поочередное измерение количества добываемых из каждой скважины нефти, газа и воды. Затем по сборному коллектору 3 совместно продукция скважин направляется в дожимную насосную станцию (ДНС). На этом этапе давление нефти снижается от 1,0-1,5 МПа на устье скважин до 0,7 МПа на входе в ДНС. На ДНС производится первая ступень сепарации до 0,3 МПа. Отсепарированный газ под собственным давлением направляется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а газонасыщенная нефть и вода по сборному коллектору 5 насосами перекачиваются на центральный пункт сбора (ЦПС). Здесь в установках комплексной подготовки нефти (УКПН) происходит окончательная стабилизация нефти и ее обезвоживание и обессоливание

Товарная нефть собирается в товарном резервуарном парке (РП). Вода, пройдя установку подготовки воды (УПВ), закачивается в пласт для поддержания в нем давления. Газ поступает на ГПЗ, где из него выделяются тяжелые углеводороды и «сухой» газ. Газ компрессорами подается в магистральный газопровод. Жидкая часть разделяется на сжиженный углеводородный газ (СУГ) и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), которые по магистральным нефтепродуктопроводам или по железной дороге направляются потребителям.

Системы сбора и транспортирования продукции газовых скважин

Газ на газовом месторождении собирается для подачи на головную компрессорную станцию, которая транспортирует его по магистральному газопроводу к потребителям с возможно меньшими гидравлическими потерями, капитальными и эксплуатационными расходами.

Элементы газосборной сети являются общими для разных месторождений и состоят обычно из фонтанных елок, газоотводящих линий (манифольдов, шлейфов), отключающих задвижек газосборных коллекторов, конденсатопроводов, промысловых газосборных пунктов (ПГСП) (рис. 10.1, а, б, в, г).

Форма газосборных коллекторов зависит, прежде всего, от конфигурации площади месторождения (вытянутая, круглая), от размещения скважин на ней, от числа и характеристики продуктивных горизонтов и принятой схемы осушки, очистки и учета газа по скважинам. Название газосборной системы определяется обычно формой газосборного коллектора. Если газосборный коллектор представляет собой одну линию, схема сбора называется линейной (рис.10.1, а). Когда газосборные коллекторы сходятся в виде лучей к центральному сборному пункту, схема называется лучевой системой (рис. 10.1,б). При кольцевой системе газосборный коллектор огибает площадь газоносного месторождения (рис. 10.1,в). Групповая система сбора применяется при наличии на промысле групповых пунктов сепарации газа (рис. 10.1,г).

Кольцевая система сбора газа более маневренная, так как при аварии на каком-нибудь участке этой системы перекрытием отключающих задвижек можно обеспечить бесперебойную работу всей газосборной сети. Другие системы сбора этому условию не удовлетворяют.

Однако с точки зрения удобства обслуживания скважин, сепараторов и применения средств автоматики групповая система сбора более предпочтительна. При этом применяют шлейфы высокого давления и сравнительно малого диаметра (100-150 мм). При малом числе скважин на месторождении групповая система сбора газа превращается в бесколлекторную.

Рис. 10.1 Схемы сбора газа на газовом промысле:

а – линейная; б – лучевая; в – кольцевая: г – групповой метод сбора и переработки газа с линейными коллекторами; 1 – скважины; 2 – шлейфы; 3 – линейный газосборный коллектор; 4 – контур газоносности; 5 – кольцевой газосборный коллектор;

ГСП – групповой сборный пункт; МГ – магистральныйгазопровод

При составлении схемы подготовки газа к транспорту учитывают также наличие поблизости месторождения действующих УКПГ, дожимных компрессорных станций (ДКС), газоперерабатывающих заводов и установок и степень загрузки их мощностей, характеристику выпускаемого промышленностью оборудования, возможность обеспечения объектов водой, теплом, химическими реагентами и так далее.

Наибольшее применение на газовых и газоконденсатных месторождениях получила централизованная система сбора. Газ и газовый конденсат от группы скважин по индивидуальным газопроводам – шлейфам поступают на УКПГ и затем после подготовки на каждой УКПГ – в газосборный коллектор и на головные сооружения (ГС).