1 Описательная часть
1.1 Краткая информация о месторождении
Месторождение Зыбза-Глубокий Яр расположено на территории Абинского и Северского районов Краснодарского края.
Краевой центр г. Краснодар расположен в 50 км от месторождения и связан с ним железнодорожной и шоссейной дорогами, проходящими к северу от месторождения. Ближайшая железнодорожная станция Хабль расположена в 4 км. Железная и шоссейная дороги обеспечивают хорошую транспортную связь с районами и промышленными центрами края.
В непосредственной близости к месторождению (в 6 км к северу от него) расположен рабочий поселок нефтяников – Черноморский.
Населенных пунктов непосредственно на площади не имеется. Вблизи месторождения, кроме указанного выше рабочего поселка Черноморского (расположенного с севера), находятся крупные станицы Холмская с запада и Ильская – с востока.
Рельеф площади представляет собой пологую, слабо всхолмленную равнину. Река Зыбза, также как и реки Иль и Хабль, расположенные соответственно восточнее и западнее, немноговодные, а в летнее время, как и все другие многочисленные ручьи, пересыхают.
Климат описываемого района континентальный, отличающийся повышенной влажностью. Среднегодовая температура около +10?С. Количество выпадаемых осадков колеблется в пределах 500-700 мм; при этом наибольшее количество их приходится на весеннее и осеннее время, характеризующееся сильными ветрами северо-восточного и юго-западного направления. Лето жаркое и сухое.
1.2 Система сбора и подготовки нефти на месторождении
Принципиальная схема сбора и транспорта нефти, газа и воды на месторождении Зыбза-Глубокий Яр включает: скважины > шлейфы от скважин до групповых установок (ГУ) > промысловые газосборные трубопроводы > газокомпрессорные станции (ГКС) > газораспределительные пункты (ГРП) > пос. Черноморский > промысловые нефтесборные трубопроводы > УПН (установка подготовки нефти Зыбза) > нефтепровод > Транснефть Карский ЛПДС.
Сбор, транспорт и подготовка нефти и газа на месторождении (рисунок 1) осуществляется по герметизированной двухтрубной системе общей протяженностью 193,7 км. [3].
Рисунок 1 - Схема сбора и транспорта нефти и газа на месторождении Зыбза-Глубокий Яр
Система сбора, подготовки и транспорта продукции скважин месторождения Зыбза-Глубокий Яр, существует с 1946 г. Мощности её составных частей с избытком покрывают промысловые потребности. В системе поддерживается давление до 2,7 МПа, достаточное для нормального функционирования групповых замерно-сепарационных установок.
Подача продукции всех добывающих скважин месторождения Зыбза Глубокий Яр осуществляется на 32 групповые установки – ГУ. По шлейфам диаметром 114 мм продукция от скважин поступает на ГУ, где при давлении 1 МПа осуществляется отделение газа от жидкости в трапах-сепараторах и периодические замеры дебитов. Каждая установка имеет сепараторы различного технологического назначения: рабочие, замерные и технологические. Отличаются ГУ между собой лишь количеством сепараторов, насосов и емкостей. На групповой установке имеется распределительная гребёнка, рабочая емкость и поршневой насос (один или два) с автооткачкой. Принципиальная схема типовой ГУ представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 - Технологическая схема ГУ месторождения Зыбза-Глубокий Яр
Продукция от добывающих скважин под устьевым давлением до 0,8 МПа по выкидным линиям поступает на гребенки групповых установок. Из групповых установках отделившийся попутный газ поступает по газопроводам на компрессорную станцию ГКС Зыбза, а обводненная нефть поступает в сборный коллектор, в который перед УПН дозировочными насосами закачивается деэмульгатор СНПХ – 4410. Далее жидкость движется на УПН, где осуществляется окончательная подготовка нефти до товарных кондиций в соответствии с требованиями ГОСТ.
На УПН жидкость поступает в технологический резервуар РВС -3000, где подогревается до 45°С паром и происходит отделение воды и остатков мехпримесей. Для отстоя нефть поступает в товарные резервуары РВС-1000, где нефть окончательно отстаивается и охлаждается. Нефть откачивается насосами НБ-125 на пункт сдачи. Отделившаяся вода поступает в резервуары РВС-700 для отстоя, откуда откачивается в специальные резервуары для пластовой воды РВС-1000 на КНС и затем используется для закачки в пласт. Типовая схема установки подготовки нефти и воды изображена на рисунке 3.
Рисунок 3 – Типовая схема УПН на месторождении Зыбза
Подготовленная к сдаче нефть насосами НБ-125 через КУУН «Карский», откачивается на НПС Карская ЛПДС по нефтепроводу диаметром 273мм протяженностью 6200 м.
Пластовая вода из технологического и товарных резервуаров сбрасывается в резервуары подготовки пластовой воды, откуда откачивается насосами ЦНС 105-147 в резервуары ППД по водоводу.?
2 Расчетная часть
2.1 Расчет систем сбора скважинной продукции
Центробежными насосами по нефтепроводу длиной L перекачивается нефть с расходом Q, относительной плотностью ? и кинематической вязкостью ?. Разность нивелировочных отметок между начальным и конечным пунктами перекачки hст; режим перекачки 20 ч в сутки.
Определить диаметр трубопровода, давление в насосах и мощность их двигателей. Исходные данные для расчета представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Исходные данные для расчета напорного нефтепровода
L, м Q, кг/сут ?, кг/м3 ?, м2/с hст, м
2000 400 000 840 3,4•?10?^(-5) 20
Часовое количество перекачиваемой нефти, м3:
q=Q/(?•t), (1)
q=400000/(840•20)=23,81м^3
Расчетная площадь сечения трубы, м2:
F=q/(3600•V_ср ), (2)
где V_ср - приближенная скорость движения нефти, в зависимости от кинематической вязкости определяется по оптимальной средней скорости движения жидкости (для ?=3,4•?10?^(-5) м^2/с скорость V_ср=1,3 м/с).
F=23,81/(3600•1,3)=0,0051 м^2.
Диаметр трубы, мм:
d=v((4•F)/?), (3)
d=v((4•0,0069)/?)=0,0065 м=65 мм.
По ГОСТ 8732-78 принимается ближайший диаметр трубы 0,102 м с толщиной стенки 3,5 мм. Внутренний диаметр равен 0,095 м. Разница диаметров обусловлена отложением парафинов толщиной 0,5 мм на внутренних стенках трубы. Площадь сечения такой трубы:
F=0,785•d^2=0,785•?0,095?^2=0,00708 м2.
Средняя скорость движения жидкости в трубе, м/с:
V_ср=Q/(86400•F•?), (4)
V_ср=400000/(86400•0,00708•840)=0,78 м/с.
Число Рейнольдса:
Re=(V_ср•d)/v, (5)
Re=(0,78•0,095)/(3,4•?10?^(-5) )=2179.
При Re < 2320 режим ламинарный.
Гидравлический уклон определяется по формуле:
i=?•(v•Q)/d^4 , (6)
i=0,481 •(0,3•400000)/(840•?9,5?^4 )=0,008.
Потери напора на трение по длине трубопровода, м:
h_тр=i•L=0,008•2000=16 м.
Общие потери напора в трубопроводе с учетом разницы нивелировочных отметок (знак «-» обусловлен тем, что начальный пункт перекачки расположен выше конечного, т.е. есть возможность движения нефти самотеком):
H=h_тр-h_ст=16-7=9м.
Давление в насосе, МПа:
Р=?gH=840•9,81•16=131846 Па=0,13 МПа.
Необходимая мощность двигателя насоса, кВт:
N=0,736•H•(q•p)/(75•?), (7)
где ? - КПД насоса (используется насосный агрегат производства Катайского насосного завода 5НК-5х1 с двигателем АИМР225М2, технические характеристики представлены в таблице 2).
N=0,736•9•(23,81•840)/(75•0,4)=7,9 кВт.
Таблица 2 – Технические характеристики агрегата 5НК-5х1 АИМР225М2
Подача, м3/ч 40
Давление на входе, МПа не более 0,68
Частота вращения, об/мин 2950
КПД насоса, % 40
Мощность, кВт 55
Допустимый кавитационный запас, м, не более 3,2
Напор, м 112
Тип конструкции насоса центробежный
Перекачиваемая среда нефть, нефтепродукты
2.2 Расчет процесса разделения нефти, газа и воды
Сепарационные установки предназначены для отделения газа от нефти как без частичного ее обезвоживания, так и с использованием технологии, обеспечивающей непрерывность процессов отделения газа и воды.
Исходные данные для расчета задачи приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Исходные данные для расчета осаждения воды в нефти
Параметры Значение
Кинематическая вязкость нефти, ?•?10?^(-5),м^2/с
0,60
Динамическая вязкость воды, µв•10-2, Па•с 0,13
Динамический коэффициент вязкости газа, µг•10-6, Па•с 15
Давление нефтегазоводяной смеси, Р•105, Па 20
Плотность нефти, ?_н, кг/м3 730
Температура нефтегазоводяной смеси, t, °С 60
Продолжение таблицы 3
Параметры Значение
Молекулярная масса нефтяного газа, m, г/моль 32,3
Средний размер частицы нефти в газе, dчн, мм 1,8
Фактор сжимаемости, z 0,96
Требуется рассчитать время разделения воды и нефти, нефти и нефтяного газа в сепараторе (рисунок 3).
Рисунок 4 – Схема сепаратора:
1- область нефтегазоводяной смеси, 2 - область разделения газа от дисперсной жидкости, 3 - область разделения нефти и воды, 4 - область очищенного газа, 5 - область очищенной нефти, 6 - область пластовой воды.
2.2.1 Расчет осаждения воды в нефти
Связь между динамическим и кинематическим коэффициентами вязкости:
?_с=?_н•?_н, (8)
?_с=0,60•?10?^(-5)•730=0,004 Па•с.
Диаметр частицы:
d_ч=1,56•?((?_с^2)/(?_с•g•(?_ч-?_с ) )), (9)
где ?_ч-плотность осаждающейся частицы (воды);
?_с-плотность среды,в которой происходит осаждение (нефть).
d_ч=1,56•?(?0,004?^2/(730•9,81•(1000-730) ))=315•?10?^(-6) м=315 мкм.
Для частиц размером 80?800 мкм расчет ведется по формуле Аллена. Приблизительная скорость осаждения по формуле Аллена:
W_ч =0,153•(d_ч^1,14•g•?(?_ч-?_с)?^0,71)/(?_с^0,43•?_с^0,71 ) (10)
W_ч=0,153•(?0,000315?^1,14•9,81•(1000-730)^0,71)/((0,60•?10?^(-5) )^0,43•?730?^0,71 )=0,013 м/с.
Критерий Архимеда:
Ar_ч=(d_ч^3•?_с•g•(?_ч-?_с ))/(?_с^2 ), (11)
Ar_ч=((?(315•?10?^(-6))?^3•730•9,81•(1000-730))/?0,004?^2 =3,8.
Коэффициент сопротивления:
?=4/3•(d_ч•g•(?_ч-?_с ))/(?_с•?W_ч?^2 ), (12)
?=4/3•(315•?10?^(-6)•9,81•(1000-730))/(730•?0,013?^2 )=9.
Критерий Рейнольдса:
?Re?_ч=1,155•(Ar_ч/?)^0,5, (13)
?Re?_ч=1,155•(3,8/9)^0,5=0,75.
Искомая скорость осаждения равна:
W_ч=?Re?_ч•?_н/(?_н•d_ч )=0,75•0,004/(730•315•?10?^(-6) )=0,013 м/с.
Время осаждения:
t=h/W_ч =1/0,013=76,9 с.
2.2.2 Расчет осаждения нефти в газе
Расчет осаждения нефти в газе аналогичен расчету осаждения воды в нефти, но плотность газа определяется из уравнения:
?_г=(m•P)/(R•T•z), (14)
где m- молекулярная масса нефтяного газа;
P-давление смеси;
R=8,314 Дж/(моль•К)-универсальная газовая постоянная;
T- температура нефтегазоводяной смеси.
?_г=(32,3•20•?10?^5)/(8,314•(60+273)•0,96)=24,3 кг/м^3.
Динамическая вязкость газа ?_г=15•?10?^(-6) Па•с. Средний размер частицы нефти в газе равен 1,8 мм или 1800 мкм. Приблизительная скорость осаждения определяется по формуле Ньютона:
W_ч=1,74v((0,000315•9,81•(730-24,3))/24,3)=0,52 м/с.
Критерий Архимеда:
Ar_ч=(?0,000315?^3•24,3•9,81•(730-24,3))/((?4•?10?^(-6))?^2 )=32862990.
Коэффициент сопротивления:
?=4/3•(0,000315•9,81•(730-24,3))/(24,3•?0,52?^2 )=0,442.
Критерий Рейнольдса:
?Re?_ч=1,155•(32862990/0,442)^0,5=9959.
Искомая скорость осаждения равна:
W_ч=9959•(4•?10?^(-6))/(24,3•0,000315)=5,20 м/с.
Время осаждения:
t=h/W_ч =2/(5,20 )=0,38 с.
Таким образом, время разделения воды и нефти – 76,9 с, нефти и нефтяного газа в сепараторе - 0,38 с.
2.3 Расчет технологических параметров установки абсорбционной осушки газа
Наличие в добываемом газе водного компонента приводит к опасности появления в трубопроводах ледяных пробок, а при повышенных давлениях и низких температурах отложений газовых гидратов. Поэтому влагосодержание газа является важной характеристикой и используется при проведении технологических расчетов при добыче, подготовке и переработке природного газа .
Требуется рассчитать основные технологические параметры установки абсорбционной осушки газа до требований СТО Газпром 089 - 2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам» до температуры точки росы T_(т.p.)=-?20?^? C.
Осушаемый газ находился в контакте с пластовой водой, параметры исходного газа приведены в таблице 4.
