Рыбкинского месторождения

132

По формуле определим среднюю скорость течения жидкости, м/с:

По формуле (11.1) найдем потери в трубопроводе на участке АВ и ВС:

Выводы по расчету

Суммарные потери давления на трение и на местные сопротивления по длине трубопровода составляют 881779Па.

Консорциум « Н е д р а »

133

Заключение

На месторождении реализована напорная герметизированная система сбора и транспорта нефти и газа.

Продукция нефтяных скважин по выкидным линиям поступает на автоматизированную групповую замерную установку “Спутник”, где проводится замер количество поступающей продукции.

От замерной установки продукция по нефтесборному трубопроводу Ø159х6 протяженностью 47 км поступает на ДНС «Рыбкинская». Затем продукция подается на УКПНГ «Загорская», которая предназначена для полной сепарации продукции, поступающей со скважин Загорского, Лебяжинского и Рыбкинского месторождений и транспортирования подготовленной нефти на нефтеналивной терминал в пос. Новосергиевка.

На Рыбкинском месторождении 100 % протяженности действующей системы выкидных линий и 57,14%

нефтесборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).

Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система Рыбкинского месторождения требует контроля,

диагностического обследования технического состояния трубопроводов, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов.

Замеры дебита жидкости, газа и нефти в составе продукции рекомендуется осуществлять с мобильных замерных установок типа «АСМА-Т» (производства ОАО «ОЗНА», г. Октябрьский) или применять установку измерительную транспортабельную "Спутник ОЗНА-Квант", которая может быть смонтирована как на автоприцепе, так и на шасси

Консорциум « Н е д р а »

134

высокопроходимого автомобиля. Результаты измерения выводятся на монитор компьютера, кроме того, определяется плотность нефти, объем газа и другие параметры.

Рекомендуется на месторождении произвести реконструкцию существующей ДНС и перевести ее в режим УПСВ.

Подтоварная вода из отстойника подается на очистку от капельной жидкости и мехпримесей в очистные аппараты и далее закачивается в систему ППД.

Для повышения использования и достижения 95 % уровня утилизации попутного нефтяного газа на Рыбкинском месторождении запланировано строительство газопровода ДНС «Рыбкинская» – УКПНГ «Загорская» (газопровод Д-

159мм, L-47 км).

УКПНГ «Загорская» предназначена для подготовки нефти до товарной «Загорского» и «Лебяжинского» месторождений, а также жидкости с ДНС «Рыбкинская».

Обводненная газонасыщенная нефть с Загорского и Лебяжинского месторождений поступает на первую ступень сепарации при давлении 0,3-0,5 МПа, где осуществляется первая ступень сепарации. Нефтяной газ для очистки от капельной жидкости подается в газосепаратор. Нефтяной газ после сепарации частично используется на собственные нужды промысла,

остальной газ подается на газокомпрессорную станцию и далее в систему Трансгаза.

Подтоварной воды, согласно проектным объемам [1] закачки рабочего агента и добычи жидкости на месторождении, будет недостаточно, недостающий объем воды будет обеспечиваться водозаборными скважинами.

Проведенный расчет показал, что данный теплообменник способен нагреть горячим потоком с объемным расходом

70 м3/ч холодный поток с объемным расходом 130 м3/ч от температуры равной 24 0С до температуры равной 34,94 0С.

Для этого теплообменнику потребуется 582,1 м2 поверхности теплообмена, вместо 635 м2 на которые рассчитан данный

Консорциум « Н е д р а »

135

теплообменник. Следовательно, в данном теплообменнике без ущерба технологическому процессу могут быть задействованы еще 52,9 м2 поверхности теплообмена.

Механический расчет теплообменника показал что, фактические максимальные нагрузки меньше допустимых,

условие прочности выполняется.

Исходя из исходных и расчетных данных, выбираем нефтегазовый сепаратор НГС-II-П-0,6-3000-2-Т-И.

Механический расчет сепаратора показал что, фактические максимальные нагрузки меньше допустимых, условие прочности выполняется.

Суммарные потери давления на трение и на местные сопротивления по длине трубопровода составляют 881779Па.

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

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.«Дополнение к технологической схеме разработки Рыбкинского нефтяного месторождения Оренбургской области», 2013г.

2.Технологический режим работы добывающих скважин, ОАО «Оренбургнефть», 2015г.

3.Перечень трубопроводов ОАО «Оренбургнефть», 2015г.

4.Технологический регламент на эксплуатацию установки ДНС «Рыбкинская», ОАО «Оренбургнефть», 2012г.

5.Технологический регламент на эксплуатацию установки УКПНГ «Загорская», ОАО «Оренбургнефть», 2012г.

Консорциум « Н е д р а »

136

6.Технологический режим работы добывающих скважин ОАО «Оренбургнефть» на 01.01.15 г.

7.Перечень водоводов ОАО «Оренбургнефть», 2015г.

8.vgenergy.ru Поиск исследователей в области нефти и газа.

9.OСТ 39-225-88 Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству.

10.ГОСТ 14 249-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.

11.ГОСТ 24 755-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность укрепления отверстий.

Литературный обзор на тему: «Современные двухфазные сепараторы»

Сепаратор - это емкость, в которой нерастворимые друг в друге жидкости разделяются.

На месторождении сепараторы используются для отделения газа от жидкости или одной жидкости (например,

конденсата) от другой (например, воды).

Сепараторы могут иметь разные названия, но, независимо от того, как они называются, их назначение и рабочие процедуры одинаковы.

Сепараторы классифицируются двумя способами: по положению или форме емкости и количеству разделяемых жидкостей.

В нефтяной промышленности наиболее распространены горизонтальные и вертикальные сепараторы.

Если разделяются две жидкости, например, газ и жидкость, сепаратор считается двухфазным.

Консорциум « Н е д р а »

137

Нефтегазовые (двухфазные) сепараторы предназначены для дегазации нефтей и очистки попутного газа в установках сбора и подготовки продукции нефтяных месторождений. Применяют на входных, промежуточных и концевых ступенях промысловых установок подготовки нефти [1].

Вертикальные гравитационные сепараторы

Данная конструкция имеет две основные модификации: ГЩ – с щелевым вводом продукции и ГТ с тангенциальным вводом продукции. Они применяются в основном в двухтрубных системах сбора. Основные технические характеристики сепараторов ГТ в качестве примера даны в табл. 1, а устройство показано на рис.1.

Таблица 1

Основные технические характеристики сепараторов ГТ

Консорциум « Н е д р а »

138

Схема вертикального сепаратора ГТ

1. Ввод ГЖС; 2. Выход газа; 3. Выход жидкости; 4. Отбивное устройство; 5. Корпус

Рис.1

Опыт эксплуатации подобных аппаратов показал:

1.С увеличением производительности аппаратов по жидкости унос газа в оклюдированном состоянии возрастает;

2.Время пребывания ГЖС в аппарате слабо влияет на выделение оклюдированного газа;

Консорциум « Н е д р а »

139

3. При установке контактных устройств (полок) увеличивающих поверхность контакта Г – Ж в 5 раз дополнительно выделяется только 10 – 15 % оклюдированного газа.

Итог: в аппарате фазовое равновесие не достигается, а значит, отделение нефти от газа неполное.

На рис.2. приведено устройство вертикального сепаратора типа ГЩ:

Схема вертикального сепаратора ГЩ

Консорциум « Н е д р а »

140

1. Корпус; 2. Раздаточный коллектор; 3. Поплавок; 4. Дренажная труба; 5. Наклонные плоскости; 6. Ввод ГЖС; 7. Регулятор давления «до себя»; 8. Выход газа; 9. Перегородка для выравнивания скорости газа; 10. Жалюзийный каплеуловитель; 11.Регулятор уровня; 12. Сброс нефти; 13. Сброс грязи; 14. Люк; 15. Заглушки.

Рис.2

Достоинства и недостатки работы подобных сепараторов аналогичны аппаратам марки ГТ.

Горизонтальные гравитационные сепараторы

На рис. 3 приведено устройство гидроциклонного сепаратора Гипровостокнефти.

Схема гидроциклонного сепаратора Гипровостокнефти

1 - тангенциальный ввод смеси; 2 - головка гидроциклона; 3 - отбойный козырек газа;

Консорциум « Н е д р а »