Сбор и подготовка скважиной продукции

Наличие механических примесей в жидкостях, перекачиваемых по промысловым трубопроводам, ускоряет коррозию металла труб. В общем случае механизм процесса определяется скоростями потока жидкости, а также составом и концентрацией механических примесей.При небольших скоростях происходит расслоение водонефтяных эмульсий с образованием водного подслоя (в случае системы нефтесбора) и вынос механических примесей из потока с последующим их осаждением на стенках труб, что способствует интенсификации коррозионного процесса. На таких участках поверхности трубы начинается зарождение отдельных питтингов или язв. Интенсивность развития и протекания язвенной коррозии зависит от компонентного состава отложений и коррозионной активности электролита, контактирующего с основным металлом, а также усугубляется жизнедеятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) под пленками отложений.4.4. Рекомендации по борьбе с осложнениями в системе сбора нефти, воды и газаМетоды предотвращения солеобразовании. Основным направлением борьбы с отложением неорганических солей является применение методов предотвращения их отложения в скважинах и на глубиннонасосном оборудовании. При этом правильный выбор метода можно сделать на основе всестороннего изучения причин, условий и зон образования отложений солей. Существующие методы предотвращения отложения солей можно разделить на две группы - безреагентные и химические.К безреагентным методам предотвращения отложения солей относятся: воздействие на перенасыщенные солями растворы магнитными силовыми и акустическими полями, использование защитных покрытий труб и рабочих органов насосов, а также проведение специальных изоляционных работ, поддержание повышенных забойных давлений, использование хвостовиков, диспергаторов и других конструктивных изменений в глубиннонасосных установках.К химическим методам относятся подготовка и использование для закачки в пласт высокоминерализованных вод, совместимых с пластовыми, что исключает или в значительной мере снижает интенсивность образования отложений неорганических солей. Поэтому одним из радикальных методов предотвращения выпадения гипса на ряде зарубежных месторождений является применение для заводнения залежей естественных или искусственно приготовленных вод высокой солености с содержанием хлористого натрия порядка до 240 кг/м3.Асфальтосмолопарафиновые отложенияБорьба с АСПО предусматривает проведение работ по двум направлениям: по предупреждению образования отложений и удалению уже образовавшихся (рисунок 4.4.1)Опыт борьбы с АСПО определил несколько наиболее известных и активно применяемых методов. Но многообразие условий разработки нефтяных месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто Рисунок 4.4.1 Классификация методов борьбы с АСПОтребует индивидуального подхода, и даже разработки новых технологий.Борьба с коррозиейДля контроля коррозионной агрессивности добываемых и транспортируемый продукции, определения их воздействия на металл трубопроводов и емкостного оборудования, прогнозирования работоспособности объектов и определения эффективности противокоррозионных мероприятий, используют ряд методов, причем их оптимальное сочетание подбирается с учетом особенностей каждого конкретного месторождения.Для контроля коррозии трубопроводных систем рекомендуются следующие методы:установка контрольных катушек;установка контрольных образцов;измерение скорости коррозии методом электросопротивления;- измерение мгновенной скорости коррозии методом линейной поляризации;измерение потока диффузионно-подвижного водорода;неразрушающий контроль ультразвуковыми и радиографическими методами;наблюдение за изменением химического состава продукции;обследование внутренних поверхностей оборудования и трубопроводов при аварийных и предупредительных ремонтах;- исследование состава отложений, выносимых скребками при очистке трубопроводов;наблюдение за изменением механических свойств и структуры металла.Во 2 квартале 2001 года стали защищать трубу водорастворимым ингибитором коррозии Додикор - 5277, эффективность ингибиторной защиты незначительная. В 2002 году произвели замену этой трубы (ф114х5, Ст10сп, ТУ-14-157-54-94). В первом квартале 2004 года перешли на нефтерастворимый ингибитор коррозии Сонкор-9701. Эффективность применения ингибитора Сонкор-9701 равна 54%. В июле 2006г. начали закачивать вододиспергируемый ингибитор Сонкор-9510Б. Средняя дозировка за весь период ингибирования реагентом Сонкор составила 30 мг/л. Эффект защиты составил 89,8%. Высокий эффект защиты по конечному участку получен в ноябре - на 6 месяце от начала дозирования ингибитора. Это говорит о том, что только при довольно продолжительном дозировании происходит достаточное насыщение системы реагентом, при котором формируется надежная антикоррозионная защита.Таким образом, информация, накопленная в течение двух лет позволила сделать вывод, что коррозионная обстановка на данном участке трубопровода стабильна, а реагент надежно защищает внутреннюю поверхность трубы от коррозии. 5. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДА В СИСТЕМЕ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИПлотность жидкой фазы в смеси (нефть + газ), (1)где - дебит нефти, - процентное содержание нефти, % - плотность воды, Объемный расход жидкой фазы, (2)где - дебит скважины по жидкости, Объемный расход газовой фазы, (3)где - объемный расход жидкой фазой,; - расходное газосодержание смесиЧисло Рейнольдса при движении по трубопроводу жидкой фазы, (4)где - объемный расход жидкой фазой,; - диаметр трубопровода, - кинематическая вязкость,С учетом, что Потери давления при движении по трубопроводу жидкой фазы, (5)где - m - коэффициенты характеризующие режим течения; - объемный расход жидкой фазой,; - длина трубопровода, ; - диаметр трубопровода, ; - плотность жидкой фазы в смеси(нефть + газ),Истинное газосодержание, (6)где - расходное газосодержание смеси; - динамическая вязкость газовой фазы, ; - динамическая вязкость жидкой фазы, ;Число Рейнольдса жидкой фазы в двухфазном потоке, (7)где - истинное газосодержание смеси; - кинематическая вязкость,С учетом что Потери давления на сопротивление трения движения смеси, (8)где - потери давления при движении жидкой фазы, Па; - приведенный коэффициент сопротивления; - истинное газосодержание смеси;Приведенный коэффициент сопротивления определяем с использованием графика по значению числа Рейнольдса по относительной скорости или по выражениюИсходные данные:процентное содержание воды - 38,6 %;плотность нефти - 850 кг/м3;плотность газа - 1,174 кг/м3;плотность воды - 1009 кг/м3;расходное газосодержание смеси - 0,8;динамическая вязкость жидкой фазы - 13,9 мПа·с;динамическая вязкость газовой фазы - 0,0285 мПа·с;Участок трубопроводаДлина участка трубопровода, мВнутренний диаметр участка трубопровода, ммРасход жидкости на участке трубопровода, м3/сутк.3 - т.551509147148,05к.1-т.55890147466,58Т.55 - т.17925147614,63к.4 - т.17429102601,39т.17 - т.166102031216,02к.30 - т.22а205102305,40к.40 - т.22а915102186,90т.22а - т.22903102492,30к.5 - т.22145147775,77т.22 - т.1610231471268,07к.23 - т.562282102348,20к.38 - т.56403102268,80т.56 - т.60542102617,00к.39 - т.60136810228,70т.60 - т. 58760102645,70к. 37 - т. 58527102236,70т.58 - т.24924102882,40к.2 - т.24150147680т.24 - т.1619662031562,4Произведем расчет для участка трубопровода к.3 - т.55Плотность жидкой фазы в смеси (нефть + газ)Объемный расход жидкой фазыОбъемный расход газовой фазыЧисло Рейнольдса при движении по трубопроводу жидкой фазыС учетом, что Потери давления при движении по трубопроводу жидкой фазыИстинное газосодержаниеЧисло Рейнольдса жидкой фазы в двухфазном потокеС учетом что Потери давления на сопротивление трения движения смесиПриведенный коэффициент сопротивления определяем с использованием графика (рис. 5.1) по значению числа Рейнольдса по относительной скорости.Рисунок 5.1 - График для определения коэффициента гидравлического сопротивления в зависимости от числа Рейнольдса.Для остальных участков трубопровода производим аналогичный расчет. Результаты расчета приведены в таблице 5.1Таблица 5.1 - Результаты расчета по остальной части трубопровода Плотность жидкой фазы в смеси (нефть + газ), кг/м3Объемный расход жидкой фазы, м3/сОбъемный расход газовой фазы, м3/сЧисло Рейнольдса при движении по трубопроводу жидкой фазыКиниматическая вязколсть, м2/сГидравлический коэффициентПотери давления при движении по трубопроводу жидкой фазы, ПаИстинное газосодержаниеU, м/сЧисло Рейнольдса жидкой фазы в двухфазном потокеПотери давления на сопротивление трения движения смеси, Па911.3740.001880.007521908.51.63529E-050.028926679342.03460.0422870.33177941429.01719.827541911.3740.0059250.0237012212.491.63529E-050.0289266791962.5730.0422870.33177942918.693972705.30359911.3740.0078060.0312222212.491.63529E-050.0289266793539.5890.0422870.33177942918.693974879.13693911.3740.0076370.030552000.1971.63529E-050.04168844914081.740.0422870.33177942925.21622419410.9343911.3740.0154430.0617723055.3441.63529E-050.0425570432676.5430.0422870.33177944030.5773873689.47352911.3740.0038780.0155141535.1971.63529E-050.0416884491735.3160.0422870.33177943025.2162242392.04128911.3740.0020740.0094941212.1971.63529E-050.041688449708.8570.0422870.33177941897.224998.67806911.3740.0062520.0250081535.1971.63529E-050.04168844919862.510.0422870.33177942625.21622427379.415911.3740.0098520.0394082212.491.63529E-050.028926679883.92950.0422870.33177942918.693971218.45005911.3740.0161040.0644162212.491.63529E-050.02892667916662.710.0422870.33177942918.6939722968.6704911.3740.0044220.0176881535.1971.63529E-050.04168844925110.760.0422870.33177942025.21622434613.8507911.3740.0034140.0136551535.1971.63529E-050.0416884492642.7140.0422870.33177942025.2162243642.84186911.3740.0078360.0313431535.1971.63529E-050.04168844918726.480.0422870.33177942025.21622425813.4681911.3740.0003640.001458811.171.63529E-050.041688449102.26720.0422870.33177941200.316724140.969979911.3740.00820.03281535.1971.63529E-050.04168844928758.210.0422870.33177942025.21622439641.6669911.3740.0030060.0120241535.1971.63529E-050.0416884492679.7470.0422870.33177942025.2162243693.88928911.3740.0112060.0448241535.1971.63529E-050.04168844965296.450.0422870.33177943025. 22421690007.7101911.3740.0086360.0345432212.491.63529E-050.028926679702.57510.0422870.33177942918.69397968.46259911.3740.0198420.0793673055.3441.63529E-050.04255704314240.690.0422870.33177944030.57738719630.0362Как видим из результатов расчета, на участках к.3 - т.55, к.40 - т.22а, к.39 - т.60 имеем ламинарное течение, на данных участках трассы трубопровода наблюдается расслоенный режим течения газоводонефтяных смесей, что приводит к образованию ручейковой коррозии. Для того что бы перейти к турбулентному течению, я предлагаю на данных участках установить трубы с меньшим диаметром.на участке к.40 - т.22а трубу диаметром 114х6 заменим на трубу с диаметром 89х3,5, получимПроизведем расчет для участка трубопровода к.3 - т.55Плотность жидкой фазы в смеси (нефть + газ)Объемный расход жидкой фазыОбъемный расход газовой фазыЧисло Рейнольдса при движении по трубопроводу жидкой фазы5 Потери давления при движении по трубопроводу жидкой фазыИстинное газосодержание смесиЧисло Рейнольдса жидкой фазы в двухфазном потокеС учетом что Потери давления на сопротивление трения движения смесиУменьшив диаметр трубопровода, мы получили турбулентный поток на данном участке, тем самым исключив образование ручейковой коррозий.6. КОМПЛЕКС МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ЗАГРЯЗНЕНИЙ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫВ целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха необходимо предусмотреть ряд мероприятий по предотвращению аварийных выбросов вредных веществ в атмосферу:полная герметизация системы сбора и транспорта нефти;стопроцентный контроль швов сварных соединений трубопроводов;защита оборудования от коррозии;оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов под давлением»;испытание трубопроводов и оборудования на прочность и герметичность после монтажа;сброс нефти и газа с предохранительных клапанов аппаратов в аварийные емкости;перед остановкой оборудования на ремонт предусмотреть сброс жидкости из аппаратов в подземную емкость;- проектирование объектов с высокой степенью автоматизации.ОАО «Сургутнефтегаз» располагает одним из самых передовых в России оборудованием для локализации и ликвидации последствий аварий, включающим нефтесборщики-скиммеры разной конструкции с различными принципами сбора и откачке нефти, автономно работающие насосы высокого давления и легкосборные алюминиевые трубы для перекачки собранной нефти из труднодоступных районов; переносные быстро развертываемые боны из морозоустойчивого материала, переносные самоподнимающиеся емкости «Вайкотенк» для временного хранения нефти, сорбентобоноформирующие и сорбентобоноотжимающие машины, сорбентные материалы для формирования бонов многоразового использования, разбрызгиватели разной мощности для нанесения биореагентов и бакпрепаратов.Также используются вакуумные самосвалы, вакуумные цистерны «КАС-11». Вездеходы «Хаска» с экскаватором и другим навесным оборудованием. Весь объем собранного нефтезагрязненного грунта и жидкости поступает на центры по отмывке нефтезагрязненного грунта для переработки с полной рекуперацией нефти и утилизацией очищенного грунта.В НГДУ «Нижнесортымскнефть» имеется специальный цех по ремонту трубопроводов и ликвидации последствий аварий и рекультивации нефтезагрязненных земель. Цех оснащен всей необходимой техникой и оборудованием для ликвидации аварий.Для рекультивации нефтезагрязненных земель используются бакпрепараты «Биоприн», «Файрзайм», «Дестройл». Снятие с учета нефтезагрязненных земель производится на основании результатов мониторинга остаточного содержания нефти и нефтепродуктов в почвах после проведения рекультивационных работ, а также сравнения полученных результатов с региональными нормативами остаточного содержания нефти и нефтепродуктов в почвах ХМАО, утвержденных Постановлением Правительства ХМАО-Югры от 10.12.2004 №466-п.ЗАКЛЮЧЕНИЕВ данной работе мы рассмотрели систему сбора и подготовки нефти на Биттемском месторождении НГДУ «Нижнесортымскнефть». Проведенный гидравлически расчет трубопровода по методике Г.Г. Корнилова показал, что на участках к.3 - т.55, к.40 - т.22а, к.39 - т.60 трассы трубопровода имеет место ламинарное течение газожидкостной смеси. Опыт эксплуатации таких систем, собранных из труб с завышенным диаметром, показал, что значительная их часть подвержена специфическому разрушению по нижней образующей труб со скоростью 3 и более мм/год (ручейковая коррозия). Разрушение представляется в виде одно- или двухрядной канавки.Для устранения данного вида коррозии я предлагаю на участке к.40 - т.22а, к.39 - т.60 установить трубы меньшим диаметром.На участках к.3 - т.55 и к.39 - т.60 предлагаю заменить стальные трубы на гибкие полимерно-металлические трубы производства ЗАО «ОМСКВОДПРОМ», основными преимуществами которых являются надежность и долговечность в высокоагрессивных нефтепромысловых средах, высокая абразивостойкость, стойкость к биокоррозии, при замерзании жидкости трубы не разрушаются.Задание №1Определить необходимый диаметр горизонтального отстойника для предварительного сброса воды с относительной водяной подушки в нем ε = 0,68,если максимальная нагрузка на него по жидкости не превысит 7900 т/сутки, а обводненность эмульсии эмульсии в зоне отстоя из-за температурных колебаний может изменятся от 25 до 3о%. Вязкость нефти в условиях эксплуатации отстойника из-за температурных колебаний может изменятся от 3,5 до 4 МПа*сПриведите характеристику данного отстойника по задаче. Роль и значение отстойника в системе сбора и подготовки. Выполнить чертеж данного отстойника в формате А 2.РешениеОпределим из графика(рис.6.8) (1)и решения уравнения (6.76)(1) f(0,68)=1,95 тогда может быть рассчитана по формулеДопускают (2),что вязкость может быть оценена по формуле,тогда При прочих равных условиях максимальный диаметр отстойника получается при минимальном значении обводненности эмульсии. Поэтому принимают в расчетах В=0,3, вязкость нефти 3,5 МПа*с, тогдаПри прочих равных условиях диаметр отстойника минимален при максимальном значении обводненности эмульсии. Поэтому принимают в расчетах В=0,45, вязкость нефти 4 МПа*с, тогда.Отстойники диаметром свыше 3,4 м., промышленностью не выпускаются, следовательно выбирается отстойник диаметром 3,4 м. Но выбранный отстойник не может обеспечить необходимую нагрузку на него в 7900 т/сутки при ламинарном режиме течения эмульсии в нем и при других значениях входных параметров.Поэтому оценивают допустимую нагрузку на него при обводненности В=0,3, и вязкости нефти 3,5 МПа*с по формуле (6.85) Или Таким образом при нагрузке 7900 т/сутки необходимо установить не менее двух отстойников диаметром 3,4 м.Характеристика отстойника диаметром 3,4 мКонструкция отстойников нефти ОГ включает следующие технологические элементы и узлы:входной узел распределения газожидкостной смеси;перегородки из просечно-вытяжного листа;замерная колонка для установки датчика измерения межфазного уровня «нефть-вода»;коалесцирующее устройство для улучшения процесса разделения жидкости на нефть и воду.Отстойник нефти ОГ представляет собой горизонтальную емкость эллиптическими днищами, которая изготавливается в двух исполнениях:1 — основной материал сталь 09Г2С-6 для работы при температуре от -30°С до +100°С;2 — основной материал сталь 09Г2С-8 для работы при температуре от -60°С до +100°С.Для борьбы с коррозией предусмотрена термообработка и внутреннее антикоррозионное покрытие. Как правило, внутренние устройства изготавливаются из нержавеющей стали.Схема 1.Отстойник ОГТаблица штуцеровОбозначениеНазначениеОГ-50ПОГ-100ПОГ-200Ппроход условный, Ду, ммкол-вопроход условный, Ду, ммкол-вопроход условный, Ду, ммкол-воА1,2вход нефтяной эмульсии350250027002Бвыход газа300180/500180/5001В1,2выход нефти200130023002Гвыход пластовой воды200130013001Ддля дренажа, зачистки200130013001Едля предохранительного клапана200120012001Жпромежуточный для регулятора уровня300130013001З1,2для промывки200115021502Кдля регулятора уровня20011001101Л1,2для регулятора уровня502502502М1,2,3муфты для отбора проб155153153Н1,2для дифманометра152151151Пмуфта для манометра151151151Рлюк500160018001Слюк-лаз500150015001Идля дренажа откачки150115011501Технические характеристики отстойника ОГОбозначение отстойникаОбъем, м3Внутренний диаметр, Д, ммТолщина стенки, Sк, ммТолщина днища, Sд, ммДлина, L, ммВысота, H, ммШирина, B, ммМасса, кгОтстойник ОГ-20020034001620220004320343245769Роль и значение отстойника в системе сбора и подготовки.Отстойники нефти горизонтальные с перегородками, установленные на УПН, ДНС предназначены для обезвоживания нефти с сепарацией газа, оставшегося в нефтяной эмульсии, рассчитанные на условное давление от 1,0 до 2,5 МПа и с температурой рабочей среды не более 100°С. Режим работы отстойника – постоянный.При эксплуатации ссуда необходимо руководствоваться инструкцией по охране труда при выполнении работ в емкостях и аппаратах, инструкцией завода-изготовителя по монтажу и эксплуатации сосудов, инструкцией по эксплуатации предохранительных устройств. Работы по техническому обслуживанию на действующем сосуде подготовка к освидетельствованию и техническое освидетельствование сосудов являются газоопасными, а работы по проведению гидравлического испытания - повышенной опасности.Освоение новых месторождений, абсолютные ежегодные приросты объемов добычи нефти и газа в нашей стране не имеют аналогов в зарубежной практике. Бурное развитие отечественной нефтяной и газовой промышленности стало возможно благодаря широкому внедрению прогрессивной техники и технологии при разведке новых нефтегазовых месторождений, бурении скважин, обустройстве и разработке месторождений.Среди этих проблем выделяются такие, как разработка эффективных способов и надёжного оборудования для глубокого обезвоживания тяжелых и высоковязких нефтей; подготовка нефтей, содержащих механические примеси; повышение эффективности и надежности блочных аппаратов; разрушение ловушечных эмульсий; прогнозирование технологических параметров подготовки нефтей и вод в зависимости от их физико-химических свойств и т.д.Места первичной переработки нефти приближены к местам добычи нефти.В настоящее время на нефтяных месторождениях для осуществления процесса предварительного обезвоживания нефти по напорной схеме применяют в основном отстойники-водоотделители типа ОГ-200 или ОГ-200с.Отстойник подлежит обязательной сертификации и проектируется, изготавливается, налаживается, монтируется, ремонтируется и эксплуатируется в полном соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением" (ПБ 03-576-03). Отстойник может быть рассчитан и изготовлен практически на любое давление и производительность.Задание №2Рассчитать толщину стенки корпуса отстойника изготовленного из коррозионностойкой стали 18Г2АФ,если его диаметр 2,4 м., рабочее давление 0,6 МПа, коэффициент прочности сварного шва 0,95.Предел прочности на заданную сталь найти в справочнике.Выполнить схему распределения нагрузки в формате А 3.Исходные данные:Корпус- коррозионностойкая сталь 18Г2АФ;диаметр -2,4 м.;рабочее давление 0,6 МПа;коэффициент прочности сварного шва 0,95;=183 МПа.РешениеОбечайки, нагруженные внутренним избыточным давлением. Толщина стенки такой обечайки определяется формулой:SR = (2.17) (2),Тогда SR = Из условия округления толщины стенки до ближайшей большей стандартной толщины (ГОСТ 19903—74*) принимаем s = 9 мм.СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫАнализ разработки Битеммского месторождения, ТО «Сургут НИПИнефть», - г. Тюмень, 2005 г.Беляев В. М., Миронов В. М. «КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ЭЛЕМЕНТОВОБОРУДОВАНИЯ ОТРАСЛИ ЧАСТЬ I ТОНКОСТЕННЫЕ СОСУДЫ И АППАРАТЫХИМИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ» ГОСТ 19903—74Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - М.: Недра, 1979. - 320 с.Лукошин Г.С., Дунюшкин И.И. «Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промысле» М.2005 г.Мищенко И.Т., Расчеты в добыче нефти. М., «Недра» 1989гОтчет: «Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти Биттемского месторождения», ТО «Сургут НИПИнефть», - г. Тюмень, 2005 г.Подсчет запасов нефти и растворенного газа Биттемского месторождения, ТО «Сургут НИПИнефть», - г. Тюмень, 2006 г.Справочное руководство по проектированию, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти.Под редакцией М.К.Гимаутдинова.М.,Недра 1982 г.РД 5753490-028-2002. Регламент по охране окружающей среды при проектировании и производстве работ на кустах скважин и одиночных поисково-разведочных скважинах ОАО «Сургутнефтегаз», расположенных в водоохранных зонах водных объектов Ханты-Мансийского автономного округа (подготовительные, вышкомонтажные работы и строительство скважин). Сургут, 2002.Храмов Р.А., Персиянцев М.Н. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО «Оренбургнефть» М.: Недра. - 1999. - 527 с.