Сбор и подготовка нефти, газа и воды и экологическая безопасность

Буферная емкость БЕ-2 объемом 50 м3 снабжена прибором для контроля уровня жидкости LIA-214a (уровнемер У-1500). При повышении уровня до 2,40 м или понижении до 0,60 м срабатывает сигнализация. При повышении уровня необходимо прекратить прием жидкости в БЕ-2 (закрыв задвижку № 26) и включить резервный электропогружной насос откачки воды в шурфы. Сброс пластовой воды в этом случае необходимо вести через отстойник О-1, из которого пластовая вода через открытые задвижки № 14, 16, фильтр жидкостной, расходомер FT-54a, регулирующий клапан УЭРВ, задвижки №18, 27, 28 подается в резервуары пластовой воды РВС-1(2).

Давление в БЕ-2 контролируется по месту прибором PI-214м и при нормальном рабочем процессе находится в пределах 0,2 - 2,0 кгс/см2 (0,02-0,2 МПа). При выводе в ремонт или при проведении диагностики аппарата БЕ-2, необходимо закрыть задвижки №23, 24, 26, 176 на входных и выходных трубопроводах. Сброс пластовой воды в этом случае необходимо вести через отстойник О-1, из которого пластовая вода через откры-тые задвижки № 14, 16, фильтр жидкостной, расходомер FT-54a, регулирующий клапан УЭРВ, задвижки №18, 27, 28 подается в резервуары пластовой воды РВС-1(2)

Пластовая вода из БЕ-2 поступает в резервуары РВС-1,2, предназначенные для отстоя и отделения в них остаточной нефти. РВС-1,2 вертикальные цилиндрические резервуары объемом 1000 м3, работающие под атмосферным давлением. В РВС-1, 2 предусмотрен контроль уровня приборами LIA-212, LIA-212а. Значения уровня в резервуарах находятся в пределах от 3,0 до 10,0 м и выводятся на щит оператора.

При повышении уровня в резервуарах до максимального, необходимо ограничить поступление жидкости с месторождения - путем остановки высокообводненного фонда скважин.

Уловленная нефть отводится из резервуаров РВС-1, 2 через задвижки № 163, 91 (из РВС-1), через задвижки № 164, 160 (из РВС-2) в линию сброса уловленной нефти и далее через задвижку № 156 - в дренажную емкость ЕП-1.

Пластовая вода из РВС-1,2 отводится через задвижки № 100 (для РВС-1), № 159 (для РВС-2), задвижки №92, 93 и фильтр на прием шурфов.

Для сигнализации загазованности газовоздушной среды на УПСВ установлены газоанализаторы СТМ, первый порог срабатывания прибора - 20 % от НКПР - поступает прерывистый звуковой и световой сигнал. Второй порог срабатывает 40 % от НКПР - поступает постоянный звуковой и световой сигнал.

Выводы и рекомендации.

1) В настоящее время на УПСВ «Сологаевская» осуществляется сброс воды до 2-3%, процент загрузки УПСВ составляет 60-70%.

Таким образом, расширения проектных мощностей не потребуется.

2) Попутный нефтяной газ, выделившийся в процессе сепарации, под собственным давлением транспортируется на Отрадненский ГПЗ.

Таким образом, мероприятий повышающий коэффициент утилизации газа не потребуется.

3) Осложнений, связанных с образованием солевых отложений не наблюдается, так как на Сологаевском месторождении разрабатываются только пласты девона - Д1, Д1`, Д2.

7. Подготовка нефти до товарных кондиций на УКОН «Похвистневская»

Установка комплексной обработки (подготовки) нефти (УКОН) предназначена для сепарации газа, обезвоживания и обессоливания, подготовки сырой обводненной нефти, поступающей с нефтепромыслов до товарных кондиций согласно ГОСТ Р 51858-2002 и сдаче в систему АК «Транснефть» через СИКН № 239. Установка эксплуатируется цехом подготовки нефти и газа № 2 (ЦПНГ-2) УПНГ ОАО «Самаранефтегаз».

Установка комплексной обработки нефти и месторождения, обслуживаемые этой установкой, находятся на территории Похвистневского нефтегазоносного района Самарской области, сама установка расположена непосредственно в г. Похвистнево.

Сырьем для УКОН является обводненная нефть, добываемая с девонских и угленосных пластов Сосновского, Яблоневского, Чеховского, Ново-Аманакского, Боголюбовского, Дерюжевского, Сологаевского, Сарбайско-Мочалеевского, Саврухинского, Кротково-Алешкинского, Уваровского, Городецкого, Н-Городецкого, Жуковского, Садового месторождений.

Вместе с нефтью попутно добывается нефтяной газ и пластовая вода.

Готовой продукцией является товарная нефть по ГОСТ Р 51858-2002.

Установка комплексной обработки нефти (УКОН) предназначена для подготовки до товарных кондиций сырой (частично обезвоженной и разгазированной) нефти, поступающей двумя потоками с ЦПС «Сосновская» и УПН «Яблоневская».

После подготовки (обработки) сырой нефти, включающей в себя стадии обезвоживания, обессоливания и разгазирования до кондиции, соответствующей принятой группе качества нефти по ГОСТ, готовая продукция (товарная нефть) сдается в систему ОАО «АК «Транснефть».

В составе установки имеются четыре технологических блока (блок № 1,2,3,4).

Блок №1

Сырая нефть с указанных установок, эксплуатируемых ЦПНГ-2, поступает сначала в приемный сепаратор Б-4 объемом 80 м³ или в резервном варианте в емкость Б-2 объемом 56 м³. В сепараторе Б-4 (Б-2) при естественной температуре и давлении 0,02 - 0,4 кгс/см² - ( PI-89) происходит разгазирование нефти. Уровень жидкости в указанном сепараторе поддерживается в автоматическом режиме на определенном значении с помощью взаимосвязанной работы поплавкового уровнемера У-1500 (по схеме LE-20а) и регулирующего клапана КР-1 в соответствии с установленными настройками на вторичном преобразователе уровнемера в операторной. Изменение уровня жидкости в емкости допускается в диапазоне 50 - 150 см. Указанное ограничение обеспечивается установленной сигнализацией в операторной, которая срабатывает при достижении предельных значений уровня. Выделившийся газ через сборник газового конденсата (факельный сепаратор) Е-10 объемом 40 м³ и узел учета факельного газа (УУФГ) направляется на факел Ф-1 (Ф-2) для сжигания. Факельные установки оборудованы дежурной горелкой и запальником. Факельные стволы имеют высоту 35 м и диаметр 300 мм.

Поступающая продукция с ЦПС «Сосновская», приходящая на УКОН под давлением 1,5 - 2,5 кгс/см², подвергается количественному учету с помощью турбинного расходомера «Турбоквант» (по схеме FE-36а). Показания (суммарные и мгновенные) с первичного преобразователя выведены в операторную, на щит контроля и управления (ЩКУ). Давление контролируется с помощью датчика давления PT-46а, установленного на входящем трубопроводе. Показания с датчика выведены в операторную. Контроль указанного давления также дублируется с помощью технического манометра PI-102. Перед расходомером на входящем трубопроводе установлен фильтр, который требуется в процессе эксплуатации периодически подвергать очистке. Степень загрязнения фильтра контролируется по перепаду давления, фиксируемого с помощью технических манометров PI-103 и PI-104, установленных соответственно до и после фильтра. Перепад давления на фильтре допускается не более 0,5 кгс/см².

Контроль количества поступающей продукции по второму потоку с УПН «Яблоневская» обеспечивается с помощью также турбинного расходомера «Турбоквант» (по схеме FE-37а). Показания (суммарные и мгновенные) с первичного преобразователя выведены на ЩКУ операторной. Для измерения давления во входящем трубопроводе по данному потоку предусмотрен датчик давления PT-45а, показания с которого выведены в операторную. Контроль указанного давления также дублируется с помощью технического манометра PI-105. Перед расходомером на входящем трубопроводе по данному потоку также установлен фильтр, перепад давления на котором контролируется с помощью технических манометров PI-107 и PI-106, установленных соответственно до и после указанного фильтра.

Разгазированная сырая нефть из сепаратора Б-4 (Б-2) подается в резервуар РВС-2 или в резервном варианте в РВС-3 объемом 3000 м³. Уровень взлива жидкости в резервуаре может колебаться в допустимых пределах 250 - 1050 см. Уровень контролируется с помощью поплавкового уровнемера У-1500 (по схеме LE-1а) с выводом показаний в операторную и сигнализацией по верхнему пределу.

Для обеспечения прохождения продукции через все стадии процесса подготовки необходимо в системе технологического производства создать давление. Для этого сырая нефть из резервуара РВС-2 подается на прием насосных агрегатов внутренней перекачки Н_1, 2, 3. В качестве указанных насосов применяются центробежные насосные агрегаты типа ЦНС 180х212 (Н-2, Н-3) и винтовой насос типа 2ВВ 180/25 (Н-1). Давление на выкиде насосов после задвижки поддерживается в пределах 6 - 12 кгс/см² и контролируется с помощью технического манометра PI-92 с показаниями по месту. Давление на выкиде насосов до задвижки поддерживается в пределах 6 - 25 кгс/см². Контроль давления осуществляется с помощью электроконтактных манометров (PISA-56 на Н-1, PISA-57 на Н-2, PISA-58 на Н-3) с показаниями по месту. При достижении давления верхнего предельного значения срабатывает сигнализация в операторной и происходит отключение насоса. Насос также отключается при достижении падающим давлением нижнего установленного предельного значения. На выкиде насосов установлены обратные клапана для предотвращения обратного вращения рабочих колес агрегатов при их внезапных остановках.

В приемную линию насосов внутренней перекачки Н-1, 2, 3 подается реагент - деэмульгатор (Диссолван-2830, ДИН-4) с помощью блоков дозирования реагента БР-1, 2, 3 с расходом химреагента в поток сырой нефти до 27 г/т.

Обезвоженная и обессоленная нефть из электродегидраторов направляется для прохождения последней стадии процесса подготовки (дегазации) до товарных качеств в концевой сепаратор Б-1 или как резервный вариант в сепаратор Б-2. Соленая вода из электродегидраторов обоих блоков поступает в отстойники Б-5, Б-6 или в случае их вывода в ремонт в отстойник О-4, где происходит отстой воды и освобождение от уловленной нефти. Отстойники работают полным сечением и в связи с образованием в них в процессе расслоения двух фаз (нефти и соленой воды) в аппаратах ведется контроль за уровнем раздела данных сред. Указанный уровень в своих изменениях ограничен пределами 50 _ 160 см, при достижении которых срабатывает сигнализация в операторной. Уровень раздела фаз в аппаратах поддерживается постоянным в автоматическом режиме за счет открытия и закрытия регулирующих клапанов (КР-2 на Б-5, КР-3 на Б-6), получающих соответствующие сигналы от поплавковых уровнемеров У_1500 (по схеме LE-21а на Б-5, LE_22а на Б-6), по которым осуществляется из операторной контроль за указанным параметром. Технологический процесс в отстойниках ведется под давлением 1,0 _ 5,0 кгс/см² в Б-5, 1,0 - 3,4 кгс/см² в Б-6 и 1,0 -6,0 в О-4, которое контролируется по показаниям установленных по месту технических манометров (PI-87 на Б-5, PI-88 на Б-6).

Скопившаяся уловленная нефть из отстойников Б-5, Б-6 вытесняется в приемный сепаратор Б-4, а отстоявшаяся соленая вода сбрасывается в РВС-6 (пруд дополнительного отстоя только в аварийных случаях). Скопившаяся уловленная нефть из отстойника О-4 вытесняется на прием сырьевых насосов Н-1, 2, 3, а отстоявшаяся соленая вода сбрасывается в дренажную линию отстойников блока № 1. В резервуаре подтоварной воды уровень взлива жидкости контролируется по уровнемеру У-1500 (по схеме LE-2а). Визуальный контроль уровня, а также в виде сигнализации, обеспечивают нахождение данного уровня в заданных пределах 50 - 950 см, при чем сигнализация срабатывает в операторной по верхнему пределу. Уловленная нефть, скапливающаяся в верхней части резервуара в виде шапки, по мере ее накопления подается на прием насоса внешнего транспорта Н-4 и далее направляется на повторную обработку. Уловленная нефть из пруда дополнительного отстоя по мере ее накопления откачивается насосом 9 МГР в сепаратор Б-4 (Б-2). Подтоварная вода из резервуара или пруда поступает на прием насосов Н-1 (ЦНС 60x330) и Н-2 (ЦНС 300x540) КНС пластовой воды высокого давления и закачивается ими под давлением 45,0 - 65,0 кгс/см² в поглощающие скважины № 10”, 11”, 12, 12”, 1512, 1513. Давление на выкиде насосов контролируется с помощью технических манометров (PI-70 на Н-1, PI-71 на Н-2). Кроме того, контролируется давление в коллекторе после насосов с помощью электроконтактного манометра PISA-116 с показаниями по месту, выводом сигнализации в операторную по двум пределам и блокировкой насосов также по двум пределам. Величина устанавливаемого предела указанного параметра составляет 45,0 - 65,0 кгс/см².

Сепарация поступающей нефти в Б-1 (Б-2) осуществляется при давлении 0,02 _ 0,4 кгс/см², контролируемом по техническому манометру PI-91 (PI-90). Уровень нефти в аппарате поддерживается на заданном значении в автоматическом режиме с помощью регулирующего клапана КР-4 (КР-5) и уровнемера У-1500 (по схеме LE-18а на Б-1, LE-19а на Б-2), осуществляющего управление указанным клапаном. Изменение уровня нефти в емкости ограничено пределами 50 - 160 см, при достижении которых срабатывает сигнализация в операторной.

На вход в Б-1 (Б-2)подается нейтрализатор сероводорода через задвижку №394. Подача нейтрализатора сероводорода осуществляется плунжерным дозировочным насосом блочной автоматизированной установки БР-2,5 №4 НД- 10. Нейтрализатор сероводорода из транспортных бочек или автобойлеров перекачивается в емкость для приема и хранения химреагента. Из емкости нейтрализатор закачивается шестеренным насосом в мерную емкость БР-2,5, откуда дозировочным насосом непрерывно подается (дозируется) в поток нефти через диспергатор.

Выделившийся нефтяной газ из сепаратора Б-1 (Б-2) поступает в факельный сепаратор Е-10, где происходит осушка газа и отделение от него капельной жидкости, которая по мере накопления откачивается насосом НВ 50/50 в сырьевой резервуар РВС-2 (РВС-3). Газ после осушки направляется через УУФГ на факел Ф-1 (Ф-2) для сжигания.

УУФГ состоит из двух линий (одна рабочая, другая резервная). На каждой линии установлен расходомер по газу СУРГ 1000-Ех-10 (по схеме UE-63а (UE-66а)). Сигнал с расходомеров, установленных по месту, выведен в операторную с показаниями на щите расхода, температуры, скорости газа. Кроме того, на каждой линии ведется контроль температуры сжигаемого газа с помощью термометров ТТП-2 (по схеме TI-65 (TI-68)) и давления в факельной линии по техническим манометрам МП-4У (по схеме PI-64 (PI-67)).

Для обеспечения сжатым воздухом средств автоматизации на УКОН существует воздушно-компрессорная станция (ВКС), состоящая из 3-х компрессоров 302 ВП 6/18, 2ВМЧ 15/25, АБАК 18,5/500 FORMULA 15-22 КВТ.

Воздух для средств автоматизации подается от работающего компрессора под давлением до 8 кгс/см² через два последовательно установленных маслоотделителя в два ресивера Р-1, 2 объемом 12 м³ каждый, а оттуда на регулирующие клапаны. Пуск компрессоров 302 ВП 6/18 и 2ВМЧ 15/25 осуществляется в ручном режиме после запуска водяного насоса, подающего воду в рубашку компрессора для его охлаждения. Остановка компрессоров осуществляется автоматически при достижении давления, развиваемого данными компрессорами, 8 кгс/см². Пуск и остановка компрессора АБАК 18,5/500 производится в автоматическом режиме.

Блок №№2,3

Насосными агрегатами внутренней перекачки Н-1,2,3 сырая нефть с добавленным реагентом направляется на печи ПБ-6/3, 2 и ПТБ-5/1, где подогревается до температуры 30 - 50 С. Нефть в печах прокачивается по двум змеевикам и заходит в них сверху, проходя последовательно две секции печи, сначала конвекционную и затем радиантную. В конвекционной секции осуществляется предварительный нагрев нефти за счет энергии дымовых газов, образующихся при сжигании топливного газа. В радиантной секции нефть нагревается уже за счет энергии излучения пламени при сжигании газа. В качестве топливного газа используется сухой газ, поступающий от газораспределительной станции (ГРС) сторонней организации. Газ подается в печь с двух ее противоположных сторон через форсунки, размещенные в четыре ряда на каждой стороне и по десять штук в каждом ряду.

Давление, при котором газ поступает на форсунки, поддерживается в пределах 0,3 _ 2,5 кгс/см² и контролируется с помощью электроконтактных манометров PISA-27, PISA_28 на печи ПБ-6/2 и PISA-31, PISA-32 на печи ПБ-6/3 с показаниями по месту. При предельных значениях давления срабатывает сигнализация в операторной. Кроме того, при нижнем пределе сигнал идет на закрытие клапана - отсекателя КР-17 на печи ПБ-6/2 и КР-18 на печи ПБ-6/3, перекрывающие доступ газа к форсункам. Срабатывание клапанов также происходит при достижении давления в линии входа нефти в змеевик печи минимального значения допустимого предела 5,0 - 12,0 кгс/см². Указанное давление контролируется посредством датчиков давления (PT-29а на печи ПБ-6/2, PT-33а на печи ПБ-6/3), с которых сигнал выводится в операторную с преобразованием в показания на вторичном приборе ЩКУ. При предельных значениях давления срабатывает сигнализация в операторной. Температура нагретой нефти на выходе из печи измеряется с помощью датчиков температуры (TT-30а на печи ПБ-6/2, TT-34а на печи ПБ-6/3) с выводом показаний в операторную. Расход нефти на печи поддерживается в пределах 70 - 225 м^З/час и контролируется с помощью расходомеров FE-35а, FE-38а с выводом показаний (мгновенных и суммарных) в операторную.

В случае ликвидации аварийных ситуаций или проведения ремонтно-профилактических работ опорожнение змеевиков печей осуществляется в аварийную емкость Е-8, откуда нефть откачивается насосом типа НБ на прием насосов внутренней перекачки Н-1, Н-2, Н-3.

Из печи подогретая и обработанная реагентом сырая нефть поступает в отстойники О-8, О-9 блока № 2 и блока № 3. Отстойники работают полным сечением. В отстойниках происходит процесс расслоения водонефтяной эмульсии (ВНЭ) на нефть и пластовую воду. Процесс расслоения эмульсии протекает под действием гравитационных сил за счет разницы в плотности разделяемых фаз, при этом соленая пластовая вода как более тяжелая жидкость сосредотачивается в нижней части аппарата, а нефть как более легкая жидкость всплывает наверх и занимает соответственно верхнюю часть аппарата.

Под воздействием химреагентов и повышенной температуры обеспечивается более высокая эффективность разделения, расслоения эмульсии за счет снижения вязкости жидкости, изменения межфазного поверхностного натяжения, разрушения механически прочных и устойчивых защитных магнитных пленок, образующихся на поверхности капелек эмульсии за счет адсорбции эмульгаторов в виде высокомолекулярных соединений (смол, парафинов, асфальтенов) и механических примесей (частиц грунта, песка).

На эффективность процесса расслоения эмульсии также влияет такой фактор, как время, в течение которого осуществляется данный процесс. Эффективность тем выше, чем больше времени отводится на указанный процесс. Технологией производства на УКОН предусмотрено оптимальное соотношение объема аппаратов и расхода подаваемой в них продукции, за счет чего в результате процесса обезвоживания обеспечивается требуемый уровень качества подготовки нефти.

В отстойниках О-8, 9 осуществляется контроль за уровнем раздела фаз (нефти и воды) с помощью сигнализаторов уровня (LSA-14 на О-8, LSA-15 на О-9 блока № 1, LSA-16 на О-8, LSA-17 на О-9 блока № 2). Уровень автоматически регулируется в пределах 1000 _ 1900 мм с помощью регулирующих клапанов, установленных на линиях выхода пластовой воды (КР-6 для О-8, КР-7 для О-9 блока № 1, КР-10 для О-8, КР-11 для О-9 блока № 2). При предельных значениях уровня срабатывает сигнализация в операторной. Процесс обезвоживания в аппаратах происходит при давлении 5,0 - 6,0 кгс/см², которое контролируется по техническим манометрам (PI-84 на О-8, PI-83 на О-9 блока № 1, PI-80 на О-8, PI-79 на О-9 блока № 2).

Пластовая вода из отстойников О-8, О-9 блоков № 1 и № 2 через регулирующие клапаны поступает в резервуар подтоварной воды РВС-6 или только в аварийных случаях в пруд дополнительного отстоя. Из верхней части отстойников обезвоженная нефть поступает в электродегидраторы ЭГ-160/9, 10 блоков № 1 и № 2 объемом 160 м³ каждый. Перед подачей нефти в электродегидраторы она предварительно смешивается с пресной водой в целях обессоливания в специальном смесителе. На обоих блоках для обеспечения оптимальной работы смесителей создаваемый перепад давления в точках до и после указанных смесителей поддерживается в пределах 1,0 - 1,5 кгс/см². Контроль перепада давления осуществляется по техническим манометрам, установленным до и после смесителей (PI-113, PI-114 на блоке № 1, PI-99, PI-100 на блоке № 2). На смеситель вода подается насосом Н-1 (Н-2) пресной воды марки ЦНС 38Ч110. На прием данных насосов вода в свою очередь поступает из вертикальной емкости Е-2, а в саму емкость приток воды обеспечивается с водозабора р. Б. Кинель или как резервный вариант из резервуара пресной воды РВС-9. Количество подаваемой на обессоливание пресной воды устанавливается на уровне до 10 % от текущей производительности установки по нефти и регулируется дистанционно из операторной с помощью регулирующих клапанов КР-15 (КР-16). Расход воды поддерживается в пределах 1,0 - 5,0 м^З/час и контролируется с помощью расходомеров (FE-41а на блоке № 1, FE-42а на блоке № 2). Информация о текущем значении давления на выкиде насосов пресной воды получается по показаниям технических манометров PI-76, PI-75. Указанное давление не должно выходить за пределы 8,0 - 14,0 кгс/см². Уровень воды в Е-2 поддерживается постоянным за счет открытия и закрытия регулирующего клапана КР_14, получающего соответствующие сигналы от поплавкового уровнемера У-1500 (по схеме LE-7а), по которому осуществляется контроль за уровнем в емкости. Допускаемые пределы значений данного уровня составляют 50 - 350 см. При указанных пределах в операторной срабатывает сигнализация.

После смешения обезвоженной нефти с пресной водой осуществляется учет количества поступающей смеси в электродегидраторы с помощью турбинных расходомеров «Турбоквант» (по схеме FE-39а на блоке № 1, FE-40а на блоке № 2). При нормальном режиме расход жидкости составляет 35 - 112 м^З/час. Электродегидраторы снабжены двумя горизонтальными электродами, на которые подается переменное напряжение 22 - 24 кВ, под воздействием которого, а также за счет остаточного содержания деэмульгатора, происходит расслоение и разделение водонефтяной эмульсии. В процессе данного расслоения образуется граница раздела фаз, положение которой контролируется с помощью сигнализаторов уровня (LSA-10 на ЭГ-160/9, LSA-11 на ЭГ-160/10 блока № 1, LSA_12 на ЭГ-160/9, LSA-13 на ЭГ-160/10 блока № 2). Уровень раздела фаз в аппаратах варьируется в диапазоне 1000 - 1900 мм, за пределы которого не позволяют выходить работающие в автоматическом режиме регулирующие клапаны (КР-8 на ЭГ-160/9, КР-9 на ЭГ-160/10 блока № 1, КР-12 на ЭГ-160/9, КР-13 на ЭГ-160/10 блока № 2). Достижение предельных значений уровня сопровождается срабатыванием сигнализации в операторной. Электродегидраторы работают под давлением 3,0 _ 5,0 кгс/см², контроль которого производится персоналом по показаниям установленных по месту технических манометров (PI-86 на ЭГ-160/9, PI-85 на ЭГ-160/10 блока № 1, PI-82 на ЭГ-160/9, PI-81 на ЭГ-160/10 блока № 2). На электродегидраторах в целях обеспечения безопасности и контроля качества подготовки продукции предусмотрено отключение напряжения при определенных условиях, сопровождающихся включением сигнализации на пульте в операторной. Указанное прекращение подачи напряжения происходит при срабатывании сигнализатора уровня жидкости (СУЖ) в результате образования газовой шапки, при повышении нагрузки по силе тока вследствие повышения обводненности в аппаратах и при открывании двери на верхнюю площадку данных аппаратов.

Для защиты емкостного оборудования от превышения давления выше расчетного во избежание разгерметизации аппаратов на отстойниках О-8, О-9 обоих блоков установлены предохранительные клапаны. Сброс нефтегазовой смеси в результате срабатывания клапанов осуществляется в аварийную емкость Е-4 объемом 80 м³, из которой газ поступает на свечу рассеивания, а нефть сливается в канализацию и поступает на КНС низкого давления, откуда погружным насосом откачивается в РВС-6 или пруд дополнительного отстоя.

Аварийно-дренажные сбросы с отстойников О-8, О-9, электродегидраторов ЭГ-160/9, ЭГ-160/10 осуществляются в промышленную канализацию.

Блок №4

Товарная нефть с блоков (УКОН) через электрозадвижки XV-205, XV-201 (XV-202, XV-203, XV-204, XV-210), задвижки № 25 (№№ 344, 80, 54,81,325) с температурой 10 - 40 С, давлением до 0,15 МПа и обводненностью 0,5 %мас. поступает в резервуары хранения нефти РВС-2 (или РВС-3, РВС-5, РВС-4, РВС-7). Объем резервуаров обеспечивает 3-х суточный запас хранения нефти. Уровень нефти в резервуарах контролируется с помощью уровнемеров LE 1a (LE 3a, LE 4a, LE 5a, LE 6a) с выводом показаний в операторную, с сигнализацией минимального 1000 мм и максимального 10500 мм уровня.

Из товарных резервуаров (РВС-3, РВС-4, РВС-5, РВС-7) товарная нефть через задвижки № 24 (№№ 325,343, 81, 53), электрозадвижки XV-208 (XV-210, XV-212, XV-214), XV-111 (XV-113, XV-115) с давлением 0,03_0,10 МПа, контролируемым манометром PT 161-163, поступает на прием насосов внешнего транспорта Н-10/1 (Н-10/2, Н-10/3) типа ЦНСАнт-180-212 (1 раб., 2 резерв.). Контроль за состоянием насосов осуществляется с помощью:

датчиков температуры подшипников TE 111а,б,в,г - 113а,б,в,г;

датчиков вибрации насоса SE 104а,б - 106а,б;

датчика контроля скорости утечек насоса LS 144 - LS 146.

Перед подачей нефти на прием насосов внешнего транспорта Н_10/1 (Н_10/2, Н_10/3) установлены фильтры ФС_1/1 (ФС_1/2, ФС_1/3) марки ФТ_200_1,6. Перепад давления на фильтрах составляет 0,01 МПа и измеряется при помощи датчиков перепада давления PDT 167-169.

Под давлением 1,6-1,95 МПа, развиваемым насосами внешнего транспорта Н-10/1 (Н-10/2,Н-10/3) товарная нефть направляется в систему измерения количества и показателей качества нефти (СИКН-239) через:

электрозадвижки XV-112 (XV-114, XV-116), установленные в насосной внешнего транспорта;

задвижки №№ 1018, 1019, клапан регулятор давления PCV-169, установленные на площадке предохранительных и регулирующих клапанов;

задвижки №№ 1020, 1023, поточный влагомер МЕ-175, установленные на трубопроводе выхода нефти из насосной внешнего транспорта после площадки предохранительных и регулирующих клапанов;

задвижку № 135,121 электрозадвжку XV-315, установленные на трубопроводе ввода в СИКН-239.

Контроль минимального 1,0 МПа и предельного 1,95 МПа значения давления до клапана регулятора давления PCV-169 насосов внешнего транспорта осуществляется датчиками PISA 151- PISA 156, с выводом информации в автоматическую систему управления для блокировки насосов.

Давление на нагнетании насосов внешнего транспорта Н-10/1 (Н-10/2, Н-10/3) составляет:

после клапана регулятора давления PCV-169 - 1,17-1,30 МПа. Контроль за давлением осуществляется при помощи манометра PT - 169;

на входе в СИКН-239 - 0,65-0,70 МПа.

После СИКН-239 с давлением 0,5 МПа через электрозадвижки XV-316, № 4 товарная нефть по трубопроводу внешнего транспорта направляется на НПС «Похвистнево».

В случае отказа СИКН-239 учет перекачиваемой нефти производится по резервной схеме учета, с помощью РВСП-5000, принадлежащего НПС «Похвистнево» Бугурусланского РНУ ОАО «Приволжскнефтепровод».

В случае превышения процентного содержания воды в нефти более 0,5 % (по показаниям влагомера МЕ-175) происходит автоматическое отключение насоса внешнего транспорта Н-10/1 (Н-10/2, Н-10/3), откачивающего товарную нефть.

Откачка некондиционной нефти из РВС-2 (РВС-3, РВС-5, РВС-7) на повторную обработку осуществляется насосом Н-10/2 в сепаратор сырой нефти Б-4 на УПН через:

задвижки № 28 (№№ 343, 81, 53), установленные на трубопроводе выхода нефти из РВС-2 (РВС-3, РВС-5, РВС-7);

через электрозадвижки XV-207 (XV-209, XV-211, XV-213), установленные на площадке узла переключения задвижек;

задвижку 1003, электрозадвижку XV-113, установленные в насосной внешнего транспорта на всасывающем трубопроводе насоса Н-10/2;

электрозадвижку XV-114, задвижку № 1014, установленные в насосной внешнего транспорта на нагнетательном трубопроводе насоса Н-10/2;

задвижки №№ 1015, 1017, клапан регулятор давления PCV-191, задвижку № 1024, установленные на площадке предохранительных и регулирующих клапанов.

Контроль давления после регулирующего клапана PCV-191 (1,17-1,30 МПа) осуществляется по месту с помощью показывающего манометра PI - 190 и дистанционно при помощи манометра PT - 191.

Дренаж учтенной нефти из узла учета нефти предусматривается в подземную дренажную емкость Е_7. Для защиты от переполнения и контроля текущего уровня нефти в емкости установлены сигнализатор предельного уровня LSA - 333 (сигнал в операторную подается на при достижении уровня 1800 мм) и уровнемер LTY - 338 (вывод показания от 300 мм до 1600 мм). Вывод показаний и сигнализация осуществлены в операторную. Откачка нефти из Е-7 осуществляется шестеренным насосом Н-8 типа НМШ8-25-6,3/10Б-1У2 с давлением 1,0 МПа в трубопровод после СИКН-239 через задвижки №№ 1045, 1037. Контроль давления после насоса осуществляется с помощью электроконтактного манометра PISA - 352. Заполнение корпуса насоса перед пуском осуществляется через задвижку № 1043. Дренаж нагнетательного трубопровода насоса Н-8 осуществляется в емкость Е-7 через задвижку № 1042.

Дренаж неучтенной нефти из узла учета нефти предусматривается в подземную дренажную емкость Е_5. Для защиты от переполнения и контроля текущего уровня нефти в емкости установлены сигнализатор предельного уровня LSA - 332 (сигнал в операторную подается на при достижении уровня 1800 мм) и уровнемер LTY - 337(вывод показания от 300 мм до 1600 мм). Вывод показаний и сигнализация осуществлены в операторную. Откачка нефти из нее осуществляется шестеренным насосом Н-6 типа НМШ8-25-6,3/10Б-1У2 с давлением 1,0 МПа в трубопровод перед СИКН-239 через задвижки №№ 1041, 1036. Контроль давления после насоса осуществляется с помощью электроконтактного манометра PISA - 351. Заполнение корпуса насоса перед пуском осуществляется через задвижку № 1039. Дренаж нагнетательного трубопровода насоса Н-6 осуществляется в емкость Е-5 через задвижку № 1038.

Для сбора утечек от насоса Н-10/1 (Н-10/2, Н-10/3) предусматривается дренажная емкость Е-4. Дренаж трубопроводов обвязки насосов также осуществляется в дренажную емкость Е-4 через задвижки №№ 1006, 1004, 1009, 1010, 1012, 1013, 1025, 1028, 1029. Для защиты от переполнения и контроля текущего уровня утечек в емкости установлены сигнализатор предельного уровня LSA - 132 (сигнал в операторную подается на при достижении уровня 2800 мм) и уровнемер LTY - 142 (вывод показания от 300 мм до 2600 мм). Вывод показаний и сигнализация осуществлены в операторную. Откачка жидкости из нее осуществляется погружным насосом Нп-4 типа 12НА-9х4. Давление после насоса Нп-4, равное 0,35 МПа, контролируется манометром PISA - 168. Далее жидкость через электрозадвижку XV-118, задвижку № 1001 поступает в резервуары, либо в автобойлер через задвижку № 1034. Дренаж трубопроводов обвязки насоса Нп-4 в передвижную емкость осуществляется через задвижки № 1033, 1034.

Дренаж трубопроводов обвязки влагомера осуществляется через задвижку № 1021 в трубопровод сброса жидкости с предохранительного клапана.

Для предотвращения повышения давления выше расчетного на трубопроводе внешнего транспорта предусмотрена установка предохранительных клапанов типа СППК5-100-16 (1 раб. + 1 резерв.). Давление настройки клапана составляет Руст.=1,5 МПа, № пружины клапана - 55. Сброс с предохранительных клапанов направляется в подземные емкости Е-3, Е-4. Контроль уровня в емкости Е-3 осуществлен при помощи сигнализатора верхнего уровня (сигнал в операторную подается на при достижении уровня 2800 мм) и уровнемера LTY - 141(вывод показания от 300 мм до 2600 мм).. Откачка жидкости из нее осуществляется погружным насосом Нп-3 типа 12НА-9х4. Давление после насоса Нп-3, равное 0,35 МПа, контролируется при помощи электроконтактного манометра PISA - 167. Далее жидкость через электрозадвижку XV-117, задвижку № 1001 поступает в резервуары, либо в автобойлер через задвижку № 1031. Дренаж трубопроводов обвязки насоса Нп-3 в передвижную емкость осуществляется через задвижки № 1030, 1031.

Контроль протечек между задвижками № 1 и № 2 осуществляется с помощью арматуры № 32.

В целях повышения уровня охраны труда, безопасности персонала и обеспечения безаварийной эксплуатации оборудования технологических объектов предусмотрена известительная, предупредительная и аварийная сигнализация об отклонении контролируемых параметров технологических процессов от своих рабочих значений.

На площадках предусмотрен контроль довзрывоопасных концентраций смесей горючих газов и паров на взрывоопасных площадках установки с помощью газоанализаторов оптических СГОЭС QST 172а-в, QST-172а-в, QST-173а-в, с формированием предупредительной (при концентрации более 10% от нижнего концентрационного предела распространения пламени) и аварийной (более 40%) световой и звуковой сигнализации в помещении операторной и на территории технологических площадок.

Информация о параметрах, определяющих безаварийное состояние технологического оборудования и технологических процессов отображается на АРМ оператора и дублируется контрольно-измерительными приборами, расположенными на шкафах контроля и управления в помещении операторной, а также непосредственно на технологических площадках установки.

Трубопроводы оборудованы электрической кабельной системой обогрева «Тепломаг», предназначенной для компенсации тепловых потерь.

Выводы и рекомендации.

Анализ сложившейся системы подготовки продукции скважин на Похвистневской УКОН, состава, свойств нефти и газа, пластовой воды позволяет сделать вывод, что требования и рекомендации к системе промысловой подготовки продукции скважин находятся в полном соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтегазодобывающих районов», что обеспечивает безопасные условия эксплуатации, сдачу нефти в систему АК «Транснефть» по первой группе качества, охрану окружающей природной среды и максимальную сохранность добываемого углеводородного сырья.

8. Технологический расчет отстойника

Точный расчет отстойника с подачей эмульсии под водяную подушку.

Исходные данные для расчета отстойника по варианту №7.

1. Реальный расход эмульсии, Q =400 м³/ч=0,111 м³/с;

2. Длина отстойника, L=11,0 м;

3. Радиус отстойника, R_B=2,4 м;

4. Высота водяной подушки, h₁=0,8 м;

5. Максимальный взлив, h₂=0,18 м;

6. Минимальный взлив, h₃=0,16 м;

7. Объемная доля дисперсной фазы до отстоя, ц_Н=0,26%;

8. Объемная доля дисперсной фазы после отстоя, ц_К=0,16%;

9. Плотность дисперсной фазы, с_ф=1160 кг/м³;

10. Плотность дисперсной среды, с_с=816 кг/м³;

11. Вязкость дисперсной среды, м_с=26·10^-3 Па·с.

Результаты расчета.

Расчет базируется на ряде следующих положений, качественно описывающих реальную картину гравитационного осаждения полидисперсной эмульсии в типа В/Н в стесненных условиях в двигающей жидкости.

1. За время прохождения эмульсии от входа до выхода отстойника концентрация дисперсной фазы изменяется как вдоль аппарата, так и по его высоте.

2. За время прохождения эмульсии от входа до выхода отстойника ее вязкость изменяется как вдоль аппарата, так и по его высоте.

3. За время прохождения эмульсии от входа до выхода отстойника ее линейная скорость изменяется как вдоль аппарата, так и по его высоте.

Такой сложный характер поведения реальной эмульсии в аппарате неизбежно требует ряда упрощений:

1. Пренебрежем толщиной входного слоя, который образуется между нефтью и водяной подушкой.

2. Будем вести расчет, используя понятие ( ).

3. Будем считать время отстоя равным среднему времени движения эмульсии вдоль зоны отстоя.

Схема горизонтального отстойника

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.2

Зная и , с помощью таблице 9 определяют минимальный размер капель дисперсной фазы (), которые удаляются в данном отстойнике.

Таблица 9

Усредненное распределение дисперсной фазы по d

	3	4	5	10	20	30	40	50	60	80	100	200
	0,05	0,15	0,2	0,18	0,15	0,08	0,05	0,03	0,03	0,02	0,02	0,04

Для этого, вычисляют как разницу и , двигаясь справа налево по нижней строке табл., суммируются указанные в ячейках величины до тех пор пока найденное слагаемое не станет равным (или минимальным не превышая) .

, (1)

Рассчитываются критерий Архимеда, заменял на :

, (2)

При , следовательно режим Ламинарный.

Для Ламинарных условий оседания:

(3)

м³/сек

где S_н - часть аппарата занятого нефтью.

Для горизонтального отстойника:

, (4)

где

, (5)

, (6)

, (7)

Вывод по технологическому расчету:

Так как реальный объем эмульсии проходящей через отстойник меньше, чем его пропускная способность, следовательно, аппарат справляется. Дополнительного оборудования для отстоя нефти не требуется.

9. Механический расчет отстойника

Исходные данные для расчета отстойника 1-200-2U

1. Основной материал, применяемый в изделии, Сталь 0,9Г2С-6 ГОСТ 5520-79;

2. Гайки, Сталь 25 ГОСТ 1050-88;

3. Шпильки Сталь 35 ГОСТ 1050-88;

4. Диаметр аппарата, 3400 мм;

5. Давление, 1 МПа;

6. Температура, 70 ⁰С.

Расчет толщины стенки обечайки корпуса, работающего под внутренним давлением.

, (8)

; (9)

где - допускаемое напряжение при t = 20 C, для стали 0,9Г2С, принимается равной ;

- коэффициент прочности для продольного и кольцевого швов, принимается равной ;

- прибавка к расчетной толщине для компенсации коррозии, принимается равной ;

-прибавка к расчетной толщине на минусовой допуск по толщине листа, принимается равной ;

- сумма прибавок к расчетным толщинам стенок;

- расчетное давление, ;

- внутренний диаметр корпуса, мм

; (10)

;

Принимается S = 16 мм.

Проверим условия применения формул:

(11)

0.0039 < 0,1 - условие прочности выполняется.

Допускаемое внутреннее избыточное давление:

; (12)

Т.к , т.е 1<1.53, то условие прочности обечайки по внутреннему давлению - выполняется.

Расчет толщины стенки эллиптического днища, работающего под внутренним давлением.

, (13)

(14)

S = 9.0+5.8 = 14,8 мм.

Принимаем S₁=18 мм.

Проверим условие применения формул:

(15)

(16)

;

(17)

-Условие выполняется.

Расчет необходимости укрепления отверстий в обечайки

Расчет ведется для штуцера n и В.

для цилиндрических обечаек.

Расчетный диаметр одиночного отверстия не требующего дополнительного укрепления.

Люк

; (18)

Расчетный диаметр отверстия:

(19)

- Условие не выполняется, поэтому рассчитываем укрепление отверстия.

Условие укрепления одиночных отверстий:

(20)

Расчетные длины штуцеров:

(21)

(22)

Расчетная толщина стенки штуцера:

; (23)

Расчетная ширина накладного кольца:

(24)

- толщина кольца.

Расчетная толщина зоны укрепления в окрестности штуцера.

Ширина зоны укрепления в обечайки.

; (25)

Определяем расчетный диаметр:

; (26)

(27)

Условие выполняются.

Допустимое внутреннее избыточное давление:

; (28)

; (29)

- Условие выполняется.

Для штуцера В (200)

Определяем расчетный диаметр отверстия.

.

, (30)

209,4<111,4 - условие не выполняется, поэтому делаем укрепление отверстия.

Условие одиночного отверстия:

Расчетные длины штуцеров:

Расчетная ширина наклонного кольца:

Расчетная ширина зоны укрепления в окрестности штуцера.

Условие выполняется.

Допускаемое внутреннее избыточное давление:

Т.е условие выполняется для штуцера Б().

Определяем:

(31)

111,4 > 362,6, т.е. условие не выполняется, поэтому делаем укрепление отверстия.

Расчетные длины штуцеров:

2788 > 1726 - Условие выполняется.

Расчетная толщина стенки штуцера:

Допускаемое внутреннее давление:

- Условие выполняется.

Расчет для штуцера Г ().

Труба 159 x 8 - Сталь 20.

Для патрубков из стали 20 = 147 МПа.

(32)

149,4 > 111.4, - Условие не выполняется, поэтому отверстие укрепляем.

Расчетные длины штуцера:

- Условие выполняется.

Допускаемое внутреннее избыточное давление:

Т.е. 1,71 > 1,6, - Условие выполняется.

Расчет для штуцеров Д(50), И (50), К (50), D (50), Ю (50).

(33)

111,4 < 50.8 - Условие выполняется, укрепление штуцеров не требуется.

Штуцера и на днище укреплению не подлежат, т.к. отверстия не взаимовлияющие и выполняются условия (33).

10. Технологический расчет сепаратора

Исходные данные для расчета сепаратора по варианту №7.

1. Расход жидкости, Q_Ж =15200 м³/сут;

2. Рабочее давление, Р_раб=0,62 МПа;

3. Рабочая температура, Т_раб=36 ⁰С;

4. ц_в=0,41 д.е.;

5. Газонасыщенность жидкости, Го=73,2 м³/т;

6. Плотность нефти, с_н=840,7 кг/м³;

7. Вязкость нефти, м_н=8,2·10^-3 Па·с.

8. Объемный состав газа однократного разгазирования нефти

yi0
CO2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	n-C4H10	i-C5H12	n-C5H12
0,66	15,2	29,6	20,6	19,6	2,31	6,76	1,86	1,89

Схема горизонтального сепаратора

Рис.3

1. Задаемся первым давлением схождения, которое для нефтегазовых систем должен быть не менее 35,0 МПа. Выбираем величину 68.95, рекомендуемую в методическом указании

2. По справочным таблицам находим константы равновесия для всех компонентов исходной смеси

Ki
CO2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	n-C4H10	i-C5H12	n-C5H12	H2S
15,24	141,74	34,76	6,69	2,04	0,68	0,64	0,26	0,22	5,66

3. Рассчитываем объемный состав исходной смеси на входе в сепаратор

(34)

zi0
CO2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	n-C4H10	i-C5H12	n-C5H12
2,73	12,67	61,01	183,09	551,47	193,69	597,99	412,85	485,09

Определяем, в каком состоянии находится исходная смесь на входе сепаратор - в однофазном или двухфазном.

Если ,

то исходная смесь является жидкостью.

Если ,

то исходная смесь является газообразной фазой.

В нашем случае ,

Поскольку обе суммы не меньше единицы, смесь находится в состоянии двухфазного равновесия.

Находим величины L и V, лежащие в интервале (0-1), путем решения любого из эквивалентных уравнений (35), (36) или (37)

(35)

(36)

(37)

Причем

(38)

4. Определяем мольные составы фаз внутри сепаратора

(39)

(40)

xi
CO2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	n-C4H10	i-C5H12	n-C5H12
0,59	0,35	6,39	74,99	436,37	210,91	657,61	508,90	604,47
yi
CO2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	n-C4H10	i-C5H12	n-C5H12
9,04	48,98	221,95	501,54	890,55	142,95	422,34	129,87	133,37

5. Рассчитываем молекулярную массу отсепарированной нефти в стандартных условиях

(41)

Молекулярная масса остатка в стандартных условиях определяем по формуле института «Гипровостокнефть»

(42)

6. Находим молекулярные массы жидкой и газовой фаз в сепараторе

(43)

(44)

МН
CO2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	n-C4H10	i-C5H12	n-C5H12
110262,69	9,68	102,18	2249,71	19200,44	12232,76	38141,49	36640,85	43522,08
МГ
CO2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	n-C4H10	i-C5H12	n-C5H12
119747,63	1371,35	3551,18	15046,05	39184,25	8290,87	24495,99	9350,74	9602,71

7. Определяем отношение массы газовой фазы к массе жидкой фазы в сепараторе в любой момент времени

(45)

8. Находим максимальную объемную нагрузку на сепаратор

(46)



9. Принимая плотность нефти в сепараторе равной плотности отсепарированной нефти для создания необходимого запаса надежности, находим массовую нагрузку сепаратора по нефти

(47)

10. Находим массовую нагрузку по газу на сепаратор

(48)

11. Рассчитываем объемную нагрузку на сепаратор по газу

(49)

12. Зная Q_Ж, Q_Г, Р_РАБ и Т_РАБ по любому из справочников находим марку необходимого сепаратора.

Вывод.

Исходя из исходных и расчетных данных, выбираем нефтегазовый сепаратор НГС-II-П-1,0-3000-2-Т-И.

11. Гидравлический расчет сложного трубопровода, транспортирующего двухфазную жидкость

Технические условия для выполнения расчета.

Определить потери давления, которые возникнут при движении по трубопроводу газожидкостной смеси от скважины 107 до УПСВ. Движение газожидкостной смеси от скважины 107 до УПСВ происходит по следующей схеме, изображенной на рисунке 4.

Схема движения газожидкостной смеси

Рис. 4

Исходные данные.

1. Длина участка АB, L₁=360 м;

2. Внутренний диаметр трубопровода на участке АB, D₁=0,098 м;

3. Расход смеси на участке АB, Q₁=0,000197 м³/сек;

4. Длина участка ВС, L₂=1400 м;

5. Внутренний диаметр трубопровода на участке ВС, D₂=0,154 м;

6. Расход смеси на участке ВС, Q₂=0,00215 м³/сек;

7. Плотность нефти, с_н=833 кг/м³;

8. Плотность растворенного в нефти газа, с_г=0,893 кг/м³;

9. Динамическая вязкость нефти, м_н=10,6 10 -³ Па·с;

10. Динамическая вязкость газа, м_g=7,6·10 -⁶ Па·с;

11. Объемная доля растворенного в нефти газа, б=0,370;

12. Массовая доля растворенного в нефти газа, х=0,013;

13. Абсолютная шероховатость, e=0,0015м

Результаты расчета.

Определим методику расчёта.

Для этого найдём значения показателей W и _н/_г и сравним их с табличными.

1000. (50)

(51)

где G - массовый расход, кг/с;

S - площадь сечения трубы, м².

(52)

(53)

100.

100.

Так как 1000 и W100 в обоих случаях, то применяем методику Локкарта-Мартенелли.

Следовательно, базовым уравнением для расчёта является:

, (54)

где Р_f - потери давления, которые были бы, если бы по трубе текла только нефть с тем же массовым расходом, Па;

Р_g - потери давления, которые были бы, если бы по трубе тёк только газ с тем же массовым расходом, Па;

Ф_f, Ф_g - поправочные коэффициенты.

(55)

(56)

где Х² - параметр Мартенелли;

С - параметр двухфазности, берётся из таблицы в зависимости от Re_f и Re_g.

Для этого по формуле 4 найдём значения чисел Рейнольдса по жидкости и по газу:

, (57)

где Q_f - расход жидкой фазы в объёме трубопровода, м³/с;

- объёмное газосодержание.

(58)

где Q_g - расход газовой фазы в объёме трубопровода, м³/с.

Параметр Мартенелли можно найти следующим способом:

(59)

где х - массовое газосодержание;

n - эмпирический показатель степени. Для случая Re_f2400, n=1.

Выбираем из таблицы для обоих участков трубопровода, для случая, когда Re_f2000 и Re_g2000 значение параметра двухфазности С=5.

Р_f можно найти по формуле Дарси-Вейсбаха:

(60)

где - коэффициент гидравлического сопротивления;

v_c - средняя скорость движения жидкости в трубе, м/с.

(61)

(62)

Зная обе составляющие, находим потери на трение обеих участков трубопровода по формуле (54).

Найдём общие потери давления при движении продукции от скважины до УПСВ.



Зная величину давления на скважине и потери давления на трение, можно найти давление в конце трубопровода, то есть у УПСВ:

(63)

Вывод.

Из расчётов можно сделать вывод, что газонасыщенная нефть, по сборному коллектору, способна дойти от скважины до УПСВ за счёт собственного давления. Потери на трение незначительны. Следовательно, дополнительных насосов не требуется.

12. Литературный обзор на тему: «Теплообменники».

Теплообменники - это аппараты, в которых один поток нагревается за счет использования тепла другого потока, получаемого в том же технологическом процессе и нуждающегося в охлаждении.

Теплообменники позволяют сократить подвод из вне необходимого тепла или хладоагента. Поэтому в этот же раздел относят котлы - утилизаторы и регенераторы холода.

Змеевиковые аппараты.

Подобные конструкции представляют собой трубный змеевик, проложенный по дну ёмкости или резервуара. Теплоносителем обычно служит водяной пар. В следствии возможности размещения в ёмкости или резервуаре лишь небольшой поверхности теплообмена, низкого коэффициента теплопередачи, громоздкости и, значит, опасности в пожарном отношении, такие аппараты применяют лишь для разогрева легкозастывающих нефтей и нефтепродуктов.

Спиральные аппараты.

Подобная конструкция (рис.5) состоит из двух листов, свёрнутых в спираль и образующих каналы, по которым движутся теплообменивающиеся среды. Достоинством аппаратов этой конструкции является компактность, лёгкость создания высоких скоростей движения теплообменивающихся сред и, как следствие, более высокое значение полного коэффициента теплопередачи. Гидравлическое сопротивление таких аппаратов относительно невелико. К недостаткам можно отнести сложность изготовления и трудность обеспечения герметичности соединений.