Проектирование и оптимизация энергосберегающих технологий при экспл

Благодаря увеличению числа нагнетательных скважин более равномерно распределяется пластовое давление и вовлекаются в разработку слабодренируемые запасы.

При уменьшении давления нагнетания снижаются обводненность и удельный объем закачки воды на добычу 1 т нефти.

Применение в системе ППД труб с внутренним покрытием сокращает гидравлические потери более чем в 2 раза [61].

Применение технических средств для регулирования и учета режимов закачки воды уменьшает депрессию и репрессию на пласт, что обеспечивает более полную выработку пластов по толщине.

С применением полимердисперсных систем увеличивается охват пластов заводнением, повышается нефтеотдача и снижаются темпы обводнения скважин. Ограничение движения вод по пластам – это основное условие снижения необратимых потерь энергии при разработке нефтяных месторождений. Решающий фактор обоснования применимости энергосберегающих МУН заключается в их способности снижать непроизводительные затраты по перемещению воды по пласту.

4. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ, ЭКСПЛУАТАЦИИ И ОПТИМИЗАЦИИ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ СИСТЕМ

Объекты системы сбора скважинной продукции представляют собой единую систему, все элементы которой должны работать согласованно для достижения максимальной производительности и снижения энергозатрат.

Совместный сбор продукции скважин до пунктов первичной подготовки с разделением на отдельные фазы «нефть – вода – газ» («нефть – газ») всегда сопровождается высокими энергозатратами [59].

Рациональное использование природных ресурсов и экономное расходование материальных, топливно-энергетических и трудовых ресурсов при эксплуатации наземных систем трубо-

81

проводного транспорта углеводородов регламентируется нормативными документами [46].

Технологический регламент установки подготовки нефти является основным технологическим документом и определяет технологию ведения процесса или отдельных его стадий (операций), безопасные условия работы и действующие нормативные документы. Технологический регламент должен обеспечивать безопасные условия работы, нормальную эксплуатацию оборудования, экономичное ведение процесса, заданное качество продукции [6].

Проектирование трубопроводов на месторождении сводится

крешению следующих основных задач:

–выбор трассы трубопроводов, исходя из расположения скважин на месторождении, их дебитов, рельефа поверхности, наличия различного рода естественных и искусственных препятствий и др.;

–выбор рациональных длин и диаметров трубопроводов, отвечающих минимальному расходу металла, минимуму затрат (включая энергозатраты) на строительство и эксплуатацию;

–гидравлический, тепловой и механический расчет трубопроводов.

За основу при гидравлическом расчете трубопроводов принимается уравнение Бернулли, которое для идеальной жидкости имеет вид

где Р1, Р2 – давления в сечениях 1 и 2; ρ – плотность; ω1, ω2 – средние линейные скорости в сечениях 1 и 2; g – ускорение свободного падения.

Каждый член уравнения имеет размерность высоты (напора) и носит соответствующее название.

Реальная жидкость обладает определенной вязкостью. В уравнении Бернулли появляется слагаемое, учитывающее потери энергии вследствие гидравлических сопротивлений научастке 1–2:

82

где hп – напор на преодоление путевых сопротивлений, т.е. на преодоление сил трения и местных сопротивлений трубопроводов:

hп = hт + hм ,

где hт – потери напора на преодоление сил трения по длине трубопровода; hм – потери напора на преодоление местных сопротивлений.

Местными сопротивлениями называются участки трубопровода, в которых происходит резкая деформация потока (к ним относятся, в частности, все элементы арматуры трубопроводов – вентили, задвижки, тройники, колена и т.д.).

Потери напора в местных сопротивлениях hм определяются по формуле Вейсбаха (в долях скоростного напора)

где n – число местных сопротивлений; ω – средняя скорость потока за местным сопротивлением; ξ – коэффициент местного сопротивления, зависящий от его геометрической формы, состояния внутренней поверхности и числа Re, а для запорных устройств – от степени их открытия. При развитом турбулентном движении (Re > 104), что соответствует квадратичной зоне сопротивления для местных сопротивлений, ξкв = const и определяется по справочникам.

При больших длинах напорных трубопроводов удельный вес местных сопротивлений невелик и ими при расчетах пренебрегают.

При движении жидкости по трубопроводу происходит потеря давления по его длине, вызываемая гидравлическими сопротивлениями. Величина потерь давления (напора) зависит от диаметра трубопровода, состояния его внутренней поверхности (гладкая, шероховатая), количества перекачиваемой жидкости и ее физических свойств.

83

Формулы для расчета коэффициента гидравлического сопротивления представлены в табл. 6.

Перед началом гидравлического расчета исследуется профиль трассы трубопровода для определения на нем перевальных точек и нахождения его расчетной длины. Достаточно закачать жидкость до сечения, соответствующего перевальной точке, чтобы она самотеком достигла конца трубопровода.

Таблица 6

Для увеличения пропускной способности трубопровода можно использовать вставку большего диаметра или лупинг (параллельную нитку).

Внутренний диаметр трубопровода круглого сечения рассчитывают по формуле

Расход перекачиваемой жидкости Q обычно известен. Поэтому для расчета требуется определить только скорость жидкости ω. Ее можно принять ориентировочно, исходя из практического опыта (с учетом вязкости жидкости). Приняв значение скорости, можно вычислить внутренний диаметр и далее выбрать трубу из сортамента.

Рассчитанный таким образом диаметр трубопровода вряд ли окажется наиболее выгодным. Оптимальный диаметр может быть найден на основе технико-экономических расчетов. Очевидно, что чем больше скорость, тем меньше требуемый диа-

84

метр трубы, т.е. меньше стоимость трубопровода, его монтажа

иремонта (K1). Однако с увеличением скорости возрастают потери напора на трение и местные сопротивления. Это ведет

к росту затрат на перемещение жидкости (K2), т.е. эксплуатационных затрат.

По мере увеличения диаметра трубопровода затраты K1 будут возрастать, а эксплуатационные расходы K2 уменьшаться. Если просуммировать K1 и K2, получим общие затраты K, которые имеют минимум, соответствующий оптимальному (наиболее выгодному) диаметру трубопровода. При этом затраты K1

иK2 должны быть приведены к одному и тому же отрезку времени, например к одному году.

Приведенные капитальные затраты для трубопровода

K1 = m Cм Kм , n

где m – масса трубопровода, т; Cм – стоимость 1 т труб, руб/т; Kм – коэффициент, учитывающий стоимость монтажа, например 1,8; n – срок эксплуатации, лет.

Приведенные эксплуатационные затраты (руб/год), связанные с расходом энергии,

K2 = 2 N nдн Сэ ,

где N – требуемая мощность, кВт; nдн – количество рабочих дней в году; Сэ – стоимость 1 кВт·ч энергии, руб/кВт·ч.

При изотермическом движении однофазных жидкостей по трубопроводам предполагается, что температура, плотность и вязкость жидкости остаются неизменными на всем протяжении потока и в любой точке его поперечного сечения. Однако реальные потоки жидкости или подогревают в различных печах или теплообменниках, или их естественная теплота рассеивается в окружающей среде [32].

При движении продукции скважины от забоя к устью и далее до установок подготовки нефти происходит постепенное понижение температуры и разгазирование флюидов (нефти

85

и воды), транспортируемых по одному трубопроводу. С понижением температуры и разгазированием флюидов увеличивается вязкость нефти (эмульсии), понижается число Re и в конечном итоге увеличивается гидравлическое сопротивление:

t↓→ν↑→Rе↓→λ↑.

По этой причине транспортирование нефтей на месторождениях северных районов должно осуществляться в газонасыщенном состоянии, чтобы снизить их вязкость и потери от гидравлических сопротивлений.

Снижение температуры и глубокое разгазирование особенно нежелательны для высоковязких и парафинистых нефтей.

Последняя ступень сепарации в данном случае должна устанавливаться на центральном пункте сбора нефти или на НПЗ.

Знание законов распределения температуры флюидов по длине нефтепровода необходимо для проектировщиков нефтесборной системы и ее эксплуатационников, чтобы правильно разместить подогреватели и настроить режимы их работы.

Усложнение реологических свойств добываемых нефтей отрицательно сказывается на системе сбора нефти: повышается давление в трубопроводах, снижается подача насосов. В целом возрастают эксплуатационные, прежде всего энергетические, затраты на перекачку. При высокой обводненности нефти на дожимной насосной станции (ДНС) создают установки предварительного сброса воды (УПСВ). Это позволяет разгрузить трубопровод и снизить энергетические затраты за счет того, что большая часть воды остается на ДНС, а не транспортируется на установку подготовки нефти. После отделения и очистки вода направляется для закачки в пласт.

Задача снижения энергозатрат в системе промыслового сбора нефти была и остается актуальной. Ее решение во многом зависит от эффективности разрушения водонефтяной эмульсии, в том числе с помощью технологии внутритрубной деэмульсации. Чем глубже удается разрушить эмульсию, тем меньше становится ее вязкость. В связи с низким давлением на устьях добывающих скважин и в сепараторах 1-й ступени для перекачки

86

жидкости до установки первичной подготовки нефти (УППН) приходится строить ДНС, что связано с большими капитальными вложениями. Поэтому важно эксплуатировать дожимные насосные станции при высоких КПД.

При отлаженной технологии внутритрубной деэмульсации высокообводненная нефть, поступающая с промыслов на ДНС, за время пребывания в буферной емкости частично расслаивается. Поэтому вначале идет откачка воды, затем промежуточного слоя и, наконец, слоя малообводненной нефти.

Основные преимущества раннего ввода деэмульгатора

впродукцию скважин следующие:

1)эффективное использование системы промысловых коммуникаций в качестве элементов для разрушения эмульсии;

2)улучшение условий транспортирования продукции скважин за счет снижения вязкости эмульсии;

3)предотвращение отложений парафина (АСПО) в лифтовых трубах и промысловых коммуникациях.

С технологической точки зрения насосы ухудшают качество подготовки нефти и воды. После прохождения насосов растет дисперсность, происходит повторное диспергирование ранее укрупнившейся и/или отделившейся воды. Устойчивость водонефтяной эмульсии после насоса возрастает.

Использование индивидуальных замерных устройств (например, типа СКЖ), устанавливаемых на устьях скважин, позволяет организовать сбор нефти от скважин до пункта сбора – дожимной насосной станции (ДНС) по кратчайшему расстоянию без применения групповых замерных установок (ГЗУ) [23]. В наибольшей

степени на промыслах реализуется комбинированная схема (рис. 7), при которой от части скважин продукция подается на ГЗУ, а обособленная группа скважин (формируемая по специальному алгоритму) с индивидуальными замерными устройствами соединена общим промысловым трубопроводом с автоматизированной групповой замерной установкой. При этом общий промысловый трубопровод проложен по трассе с минимальными гидравлическими сопротивлениями [23]. Такое решение позволяет сократить

87

протяженность трубопроводной сети, снизить энергетические затраты на транспорт и обеспечить стабильный процесс измерения продукции скважин напромысле.

3

1 – скважины; 2, 4 – выкидные линии; 3 – оптимизированные участки с обособленнойгруппойскважин; 5 – индивидуальныезамерныеустановки; 6 – АГЗУ

При выборе технологической схемы сбора и транспорта продукции скважин учитываются энергетические возможности месторождения в основной период разработки, физико-химичес- кие свойства добываемой продукции, рельеф местности, наличие и размещение технологических установок по сепарации

иподготовке нефти. Сама же конструкция трубопровода должна обеспечивать безопасность при эксплуатации и предусматривать возможность его полного опорожнения, очистки, промывки, продувки, наружного и внутреннего осмотра, контроля и ремонта, удаления из него воздуха при гидравлическом испытании

иводы после его проведения [53, 24].

88

Современный уровень развития систем сбора характеризуется широким внедрением однотрубной высоконапорной системы сбора и внутрипромыслового транспорта газожидкостной смеси (ГЖС) на значительные расстояния.

Внедрение однотрубной системы сбора и транспорта на месторождении Белый Тигр (Вьетнам) позволило увеличить добычу нефти даже при отставании в темпах обустройства месторождения путем перераспределения ГЖС по другим объектам [3]. Наряду струбопроводами, предназначенными для перекачки сепарированной нефти и транспорта газа, на месторождении сооружаются трубопроводы для транспорта ГЖС. Деление трубопроводов по технологическому назначению условно, так как некоторые из них являются многофункциональными и могут использоваться для перекачки нефти, ГЖС или газа. Такая многофункциональность трубопровода существенно повысила мобильность системы сбора, ее способность к перенастраиванию в зависимости от изменяющихся условий эксплуатации месторождения.

Успешное осуществление совместного транспорта нефти и газа позволило изменить концепцию обустройства южной части месторождения. Для добычи нефти используются блоккондукторы, работающие без постоянного обслуживающего персонала. Продукция скважин с блок-кондукторов за счет энергии пласта подается по подводным трубопроводам на укрупненную платформу – центральную технологическую платформу, где осуществляется весь комплекс операций по сепарации, подготовке нефти до товарной кондиции, очистке сточной воды, утилизации нефтяного газа. Такое укрупнение позволило значительно ускорить обустройство месторождения и снизить капитальные вложения.

При обводненности добываемой продукции до 80 % применяют адаптивные системы сбора нефти и газа, разработанные в ВНИИСПТнефти. Эти системы отличаются тем, что при малых энергозатратах и незначительном расходе технических средств позволяют оперативно реагировать на изменение объемов и реологических свойств перекачиваемых сред в различных звеньях системы сбора, устраняя ихнегативные последствия.

89

Централизация пунктов подготовки нефти неизбежно повышает протяженность трубопроводов для перекачки обводненных газонефтяных смесей. Практика показала, что для этого наиболее целесообразно использовать многофазные винтовые насосы. При этом реконструируемая система сбора и промыслового транспорта должна учитывать геологические, орогидрографические, климатические и экологические особенности региона. При замене аварийных участков трубопроводов систем сбора и ППД предусматриваются гидравлический расчет и оптимизация размеров трубопроводов, переход, по возможности, на трубы меньшего диаметра, использование футерованных и полимерных труб, демонтаж неиспользуемых тупиковых участков, перемычек, бездействующих трубопроводов. По мере ликвидации отдельных скважин и автоматизированных установок (АГЗУ) необходим демонтаж обслуживающих их трубопроводов. При подключении скважин к новым ДНС и блочным кустовым насосным станциям (БКНС), изменении направлений потоков предусматривается сокращение протяженности трубопроводных коммуникаций, уменьшение числа переходов через естественные и искусственные препятствия, охранные зоны рек и водоемов и санитарно-защитные зоны населенных пунктов. В процессе реконструкции промыслового обустройства сохраняются трубопроводы, которые имеют большой остаточный ресурс. Новые схемы сбора и подготовки основаны на технологии предварительного разделения продукции скважин с оптимальным расходом реагентов-деэмульгаторов и своевременным ранним сбросом воды. При этом к содержанию остаточной воды в нефти после аппаратов сброса не предъявляется жестких требований, так как окончательная ее подготовка осуществляется наУППН.

При работе трубопроводной системы происходит постоянное изменение во времени объемных расходов в сети, что приводит к динамическому изменению пульсаций в ней. Увеличение пульсаций в трубопроводной сети приводит к существенному увеличению перепадов давления, что влияет на процесс транспортировки жидкости до пунктов сбора.

90