Дожимные насосные станции

Дожимные насосные станции (ДНС) осуществляют перекачку нефти по нефтесборному коллектору внутри территории нефтяного месторождения. В коллектор нефть поступает из скважин через сеть трубопроводов, составляющих нефтесборную систему.

ДНС используется на месторождениях, имеющих большую площадь, когда скважины значительно удалены от промысловых установок подготовки нефти и давления в них недостаточно для самотечного поступления нефти на установку подготовки.

ДНС также применяются на месторождениях, где осуществляется сбор и подготовка нефти в газонасыщенном состоянии.

Нефть движется по промысловым трубопроводам совместно с газом, который частично растворен в нефти, частично находится в свободном состоянии. Присутствие газа в нефти и наличие в трубопроводе газожидкостной смеси существенно усложняет транспорт продукции скважин по территории месторождения, а наличие на ДНС в основном центробежных насосов делает его практически невозможным, так как при попадании в центробежные насосы газожидкостной смеси в насосах возникает срыв подачи и кавитация.

Для обеспечения внутрипромысловому транспорту нефти благоприятных условий работы на ДНС помимо собственно НС предусмотрен еще ряд технологических объектов. Технологическая взаимосвязь их с НС показана на рис. 4.1, представляющего собой принципиальную технологическую схему дожимной станции.

Рис. 4.1. Технологическая схема ДНС

Типовая технологическая схема ДНС предусматривает два режима работы станции - основной и аварийный.

При основном режиме работы продукция скважин проходит ДНС по технологической цепочке, расположенной на рис. 4.1 сверху, то есть через С-1, БЕ и НС.

Поступающая в сепаратор С-1 газожидкостная смесь разделяется в нем на газ и жидкость. Разделение происходит при давлении порядка 0, 4-0, 5 МПа. При этом от смеси отделяется лишь свободный газ, растворенный остается в жидкости, которая таким образом становится газонасыщенной.

Выделившийся газ отводится из С-1 и по газопроводу направляется в систему сбора и подготовки попутного газа. Жидкость покидает С-1 в однофазном газонасыщенном состоянии и поступает в буферную емкость БЕ, которая выполняет роль успокоителя потока перед подачей его на вход насосов НС. Применение БЕ диктуется необходимостью снижения неблагоприятного динамического воздействия на рабочие органы насосов пульсаций потока жидкости, которые всегда возникают при движении двухфазных смесей по трубопроводам и в газосепараторах.

После БЕ нефть поступает на прием насосов НС и далее в коллектор систем сбора и транспорта нефти. По коллектору нефть доходит либо до следующей ДНС, либо до установки подготовки нефти.

При аварийных ситуациях (разрыв коллектора после ДНС, повреждение трубопроводов ДНС, авария на НС и т.д.) нефть проходит ДНС по технологической цепочке, изображенной на рис. 4.1 внизу, то есть через КСУ, АЕ и НС.

На концевой сепарационной установке КСУ продукция скважин полностью дегазируется. Выделившийся газ сжигается на аварийном факеле Ф, а дегазированная жидкость поступает в аварийную емкость ДЕ. После ликвидации аварии первоначально откачивается нефть из АЕ, а затем возобновляется нормальный режим работы ДНС.

Технологическая схема ДНС содержит еще ряд объектов, не указанных на рис. 4.1. Это, во-первых, аппараты предварительного обезвоживания нефти, в которых происходит отделение основной части пластовой воды от продукции скважин с последующим возвратом ее в пласт для поддержания пластового давления. Во-вторых, блоки замера количества поступающих на ДНС воды, нефти и газа. В-третьих, иные объекты, функционирование которых не влияет напрямую на состояние и работу насосной станции ДНС.

Подбор оборудования и аппаратуры ДНС, а также все связанные с этим технологические расчеты выполняются на основе данных материального баланса месторождения. При этом используются сведения по количеству, физическим свойствам и химическому составу жидкой и газовой фаз, воды и нефти, добываемых на месторождении и поступающих на ДНС.

Производительность и мощность ДНС рассчитывается по максимальной производительности подключенных к станции скважин. Производительность проектируемой ДНС не должна превышать 3 млн т/год по общему количеству жидкости на станции. Исходя из этого требования ВНТП 3-85 определяется количество скважин, подключаемых к станции, и производится подбор насосов для ДНС. Требуемый напор насосов находится по результатам гидравлического расчета нефтесборного коллектора.

При проектировании ДНС осязательно выполняется компоновка аппаратуры и оборудования для проведения основных технологических процессов в едином технологическом блоке и последующего блочного строительства станции.

Аварийные технологические емкости АЕ предусматриваются, как правило, горизонтальными и с рабочим давлением, соответствующим давлению сепарации газа от нефти (жидкости) в С-1. Единичный объем используемых в настоящее время аварийных емкостей составляет 200 м³. Общий объем всех аварийных емкостей рассчитывается на прием максимального количества жидкости, поступающей на ДНС в течение двух часов при среднем максимальном дебите скважин, подключенных к ДНС.

При горизонтальных аварийных емкостях АЕ концевые сепарационные установки КСУ на технологической схеме станции отсутствуют и жидкость в АЕ поступает из С-1.

Если по расчету требуется более шести аварийных емкостей объемом 200 м³, то вместо них принимаются резервуары типа РВС с единичным объемом не более 3000 м³. При этом обязательно предусматривается концевая сепарационная установка КСУ, состоящая из горизонтального сепаратора. В этом случае технологическая схема ДНС приобретает вид, изображенный на рис. 4.1.

При размещении ДНС на месторождениях, расположенных в заболоченных и труднодоступных местах, в районах вечной мерзлоты и пустынях, суммарный объем аварийных резервуаров типа РВС принимается из расчета 8-12-часовой производительности станции по поступающей на нее жидкости; количество резервуаров и их номинальный единичный объем определяется технико-экономическими расчетами.

Расчетная производительность сепараторов КСУ при их использовании на ДНС принимается соответствующей сепарации максимального объема жидкости, поступающей на станцию. Размещение КСУ на площадке выбирается таким, чтобы обеспечивался самотечный слив разгазированной жидкости из КСУ в резервуары АЕ. Для самотечного слива КСУ обычно сооружают на постаменте достаточной высоты, компенсирующей все виды потерь напора между КСУ и АЕ.

Аналогичное решение используется для реализации самотечного слива жидкости из буферной емкости БЕ и сепаратора С-1.

Расчет взаимных превышений объектов в технологической цепочке С-1 - насосы НС", способствующих самотечному движению жидкости, начинается с конца цепочки. При этом необходимое превышение БЕ над насосами НС определяется с учетом создания насосам бескавитационного режима работы:

, (4.1)

где Н_Б - превышение нижней образующей горизонтальной емкости БЕ над осью насосов НС, м; l - коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода между БЕ и насосами; l - протяженность трубопровода между БЕ и насосами, м; d - внутренний диаметр рассматриваемого трубопровода, м; u - скорость жидкости в трубопроводе, м/с; g - ускорение свободного падения, м/с³; Н_S - требуемый подпор насосов при перекачке газонасыщенной нефти, м;

, (4.2)

Р_С - давление сепарации в нефтегазовом сепараторе С-1, Пa; r_Н - плотность газонасыщенной нефти, кг/м³; Dh_qon - допустимый кавитационный запас насоса для газонасыщенной нефти, м.

Входящая в (4.2) r_Н может быть рассчитана по формуле

, (4.3)

где р_О - плотность дегазированной нефти при температуре перекачки, кг/м³; р_Г - плотность газа, растворенного в нефти при условиях сепарации в 0-1, кг/м³; V - газосодержание нефти (количество газа, растворенно­го в одном кубическом метре нефти) при условиях сепарации в С-1, м³/м³;

;

Т - температура газонасыщенной нефти, К.

Значение Dh_qon удобно находить по формуле

, (4.4)

где Dh_{qon. В.} - допустимый навигационный запас насоса при перекачке им воды, м; DН^Кр_t - термодинамическая поправка, измеряемая в метрах и определяемая по формуле

;

Dh_n - вязкостная поправка, измеряемая в метрах и определяемая по формуле

; (4.5)

Re - число Рейнольдса для входного патрубка насоса; n_В - скорость нефти во входном патрубке насоса, м/с.

Число Рейнольдса в (4.5) определяется по вязкости газонасыщенной нефти, для расчета которой может быть рекомендована зависимость

, (4.6)

где n_Н - кинематическая вязкость газонасыщенной нефти, м²/c; n_Г - кинематическая вязкость растворенного в нефти газа, принимаемая равной 1, 5-10^-7, м²/с; n_О - кинематическая вязкость дегазированной нефти при температуре определения n_Н, м²/c; н_О - коэффициент, рассчитываемый по формуле

;

;

;

.

Превышение сепаратора G-1 над буферной емкостью БЕ сходится по зависимости

. (4.7)

где z_C - геодезическая отметка нижней образующей С-1, при которой обеспечивается самотечный переток жидкости из С-1 в БЕ, м; z_О - геодезическая отметка оси насосов НС, м.

Обозначение остальных величин в (4.7) аналогично обозначениям в формуле (4.1). Различие состоит лишь в том, что применительно к (4.7) все величины относятся к трубопроводу между С-1 и БЕ.

Трубопроводы между отдельными технологическими объектами на площадке ДНС и в особенности между буферными емкостями и насосами проектируется с уклоном в сторону последующего объекта, без изгибов в вертикальной плоскости для предотвращения образования в трубах газовых пробок.

ДНС проектируется блочными, автоматизированными, заводского изготовления, как правило, без постоянного обслуживающего персонала.

При эксплуатации ДНС могут возникать технические осложнения специфического свойства, обусловленные особенностями перекачиваемых промысловых жидкостей и наличием на площадке станций таких объектов, как сепараторы С-1 и буферные емкости БЕ.

Выше уже отмечалось, что сепараторы предназначаются для отделения свободного газа от газожидкостного потока на входе ДНС, а буферные емкости - для успокоения однофазного потока жидкости на входе в насосы. Нередко в определенные периоды эксплуатации станций эти аппараты не справляются с возложенными на них функциями либо из-за ошибок проектирования, либо в результате появления каких-либо дополнительных факторов, которые нельзя было предвидеть на стадии проектирования.

В общем случае негативные последствия вызываются недостаточной пропускной способностью установленных на станциях сепараторов, снижением эффективности их работ и недостаточным объемом существующих буферных емкостей. Все это приводит к работе насосов КС в неблагоприятных условиях - некачественное отделение газа от жидкости провоцирует в насосах постоянную кавитацию, а неглаженные пульсации потока разрушают гидравлическую и механическую части насосных агрегатов.

Для снижения пульсаций потока обычно увеличивают число буферных емкостей или сепараторов либо одновременно обоих видов аппаратов. Увеличение числа сепараторов в этом случае используется для того, что снижать общую загрузку сепараторов, увеличивать время пребывания жидкости в них и тем самым повышать качество отделения газа от нефти. В итоге выходящий из сепаратора поток жидкости становится более спокойным и более дородным по фазовому составу.

Однако простое увеличение буферных емкостей и сепараторов не всегда дает желаемый эффект, так как пульсации потока и некачественное отделение газа от жидкости могут происходить из-за перегруженности сепараторов. Снижение загрузки сепараторов по газовой фазе может быть достигнуто несколькими способами:

- увеличением числа сепараторов;

- увеличением развитости внутренних поверхностей сепараторов;

- применением коллектора-гасителя пульсаций потока;

- использованием сепараторов с раздельным вводом газа и жидкости;

- разделением газожидкостного потока на газовую и жидкую фазы в подводящем трубопроводе сепараторов.

Опыт показывает, что простое увеличение числа сепараторов позволяет лишь несколько снизить пульсации потока, но не дает заметного повышения эффективности сепарации. Так, согласно [9], увеличение времени пребывания жидкости в сепараторах в 5-6 раз (что равносильно соответствующему увеличению количества сепараторов) практически не влияет на повышение эффективности сепарации. Оставшийся в жидкости газ из нее не удаляется и кавитация насосов не предотвращается.

Аналогичные результаты дает увеличение развитости внутренних поверхностей сепараторов, то есть увеличение числа и площади наклонных полок, перегородок и тому подобных элементов внутри сепараторов, которые предназначены для лучшего отделения газа от жидкости за счет движения жидкости по полкам в виде тонкого слоя. Повышение развитости поверхностей в 5-6 paз приводит к дополнительному извлечению из нефти только 10-15% оставшегося в ней газа.

Заметно лучшая картина наблюдается при использовании коллектора-гасителя пульсаций потока, который состоит из труб-секций, расположенных в одной вертикальной плоскости и соединенных между собой перемычками.

Коллектор-гаситель устанавливается непосредственно перед сепаратором и через него проходит пульсирующий газожидкостный поток, состоящий из более или менее выраженных чередующихся газовых и жидкостных пробок. При прохождении через коллектор-гаситель жидкостной пробки часть жидкости по перемычкам сразу сливается в нижнюю секцию, a другая часть проходит в компенсатор-буфер и лишь затем, после прохождения газовой пробки, также поступает в нижнюю секцию. В нижней и средней секциях регулирующей аппаратурой поддерживается определенный уровень жидкости, предотвращающий прорыв газа в нижнюю жидкостную секцию и заброс нефти в верхнею газовую секцию.

В результате преодоления газожидкостным потоком разветвленной сети каналов коллектора-гасителя пульсации потока значительно гасятся; предварительное разделение потока на жидкость и газ до поступления его в сепаратор существенно облегчает дальнейшее отделение газа от жидкости в сепараторе. Это повышает эффективность сепарации.

Кроме отмеченного, при использовании коллекторов-гасителей наблюдается повышение производительности сепараторов на 30%, что дает возможность при реализации данного способа не только добиться благоприятных условий работы для насосов ДНС, но и заметно снизить затраты и расход металла на сооружение сепарационной установки ДНС.

В сепараторах с раздельным вводом газа и жидкости используется такой же принцип работы, как и в коллекторах-гасителях. Применение таких сепараторов находит достаточно широкое распространение.

Последний из рассматриваемых способов повышения эффективности отделения газа от нефти состоит в применении устройства предварительного отбора газа (УПО). Данное устройство размещается непосредственно перед сепаратором и представляет собой вытянутую в горизонтальном направлении емкость, состоящую из трех участков: восходящего, горизонтального и нисходящего. Восходящий участок наклонён к горизонту пол углом 43°, нисходящий имеет угол наклона не менее 8°.

В УПО благодаря его особой конструкции происходит разделение газожидкостного потока на газовую и жидкостную фазы; после УПО в нефтегазовый сепаратор подается только жидкая фаза с относительно небольшим количеством оставшегося в ней свободного газа. В результате в нефтегазовый сепаратор поступает практически однофазный непульсирующий поток жидкости с минимальным содержанием свободного газа. Это способствует более качественному отделению от жидкости газовой фазы и, соответственно, предотвращению кавитации насосов ДНС.

Устройства предварительного отбора газа широко применяются на месторождениях Западной Сибири с газовым фактором до 400 м³/м³.