Дожимные насосные станции

Дожимные насосные станции

Введение

дожимной насосный станция

В настоящее время обустройство нефтяных месторождений осуществляется с применением напорных герметизированных систем сбора и подготовки скважин, основными элементами которых являются добывающие скважины, автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), дожимные насосные станции (ДНС) или сепарационные установки с насосной откачкой, а также центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦППН). Элементы системы связаны между собой с помощью трубопроводов: от добывающих скважин к АГЗУ газожидкостная смесь подается по выкидным линиям диаметром 73-114 мм, дальнейшая транспортировка продукции осуществляется по коллекторам большого диаметра.

Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до установок предварительного сброса воды (УПСВ) или цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН). Обычно ДНС применяются на отделенных месторождениях.

Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа - под давлением сепарации. На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, в результате газ отводится по отдельному коллектору. Кроме того, может проводиться предварительный сброс воды с закачкой ее в нагнетательные или поглощающие скважины, а вторая - на ЦППН. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.

1. Общая часть

1.1 Этапы развития и эксплуатации нефтяного (газового) месторождения

Ловинское нефтяное месторождение расположено в Шаимском нефтегазоносном районе, административно относится к Советскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, находится в 145 км к северо-востоку от г.Урая. Ближайшие месторождения: Лазаревское на юге, Сыморьяхское на юго-западе, Новомостовское на северо-востоке, Пайтыхское - на юго-востоке

Разработка месторождения началась с 1986 года путем ввода в эксплуатацию трех разведочных и, к концу года, шести проектных скважин Восточного участка.

Эксплуатационное разбуривание Центрального участка по проектной сетке происходило с 1990 года, с 1989 по 1996 годы на Западном участке, в 2007 году продолжено бурение на южной части Западного участка. Всего пробурено 934 проектные скважины, в том числе 239 - на Западном участке, 303 - на Центральном участке, 393 - на Восточном участке.

Начиная с 1992 года, добыча нефти на месторождении постоянно снижалась и в 2002 году составила 622,8 тыс.т, что связано с уменьшением дебитов нефти более чем вдвое. С 2004 года наблюдается значительный рост добычи нефти, до 787 тыс.т в 2007 году. Дальнейшее снижение добычи нефти связано с сокращением действующего фонда скважин, ростом обводненности, падением дебитов нефти: 2007 год - 5,4 т/сут., 2008 год - 4,1 т/сут., 2009 год - 3,5 т/сут., 2010 год - 3,4 т/сут., 2011 год - 3,2 т/сут. при постоянном дебите жидкости.

Дебит скважин по нефти в процессе эксплуатации находился на уровне 4-8 т/сут., исключая первые годы, когда средние дебиты новых скважин составляли 14-36 т/сут. В 2011 году дебит скважин по нефти составил 3,2 т/сут. Минимальный дебит жидкости приходится на 1992 год - 13,7 т/сут., начиная с 1993 года, наметился рост дебита жидкости, к 2010 году достиг 31,3 т/сут., в 2011 году составил 30,1 т/сут.

Безводная добыча нефти осуществлялась в течение первых двух лет эксплуатации месторождения и за этот период составила 285,7 тыс.т или 1,6 % от накопленной добычи по месторождению. В период наращивания объемов закачки (1988-1993 гг.) обводненность продукции на месторождении увеличилась с 7,0 % до 51,3 %. Начиная с 1995 года, идет плавный рост обводненности до 89,3 % в 2011 году. К 2000 году объем закачки сократился более чем на треть. Начиная с 2001 года, объем закачки возрастает и в 2009 году вышли на максимум - 5247,6 тыс.м³ воды.

Закачка воды в продуктивные пласты месторождения начата в 1987 году. В настоящее время на месторождении реализуется очагово-избирательная система заводнения, предусмотренная «Анализом разработки Ловинского месторождения», 2005 год. Выбор скважин, переводимых под нагнетание, осуществляется с учетом геологического строения и энергетического состояния участков залежей.

1.2 Сбор и транспортировка продукции скважин

Сбор и транспортировку продукции скважин рекомендуется организовать по следующей схеме:

. Сбор продукции с 5 кустовых площадок скважин юго-восточной части месторождения предусматривается осуществлять с 2015г на ДНС-1 по общему нефтесборному трубопроводу Ø219мм протяженностью 6,5км. Проектный трубопровод предлагается построить с соблюдением следующих условий:

начальную точку трассы нефтепровода расположить на расстоянии 2км в северном направлении от разведочной скважины №10279Р;

трубопровод предлагается проложить до действующего куста №151 и далее строить в коридоре существующих нефтепроводов и автомобильной дороги к ДНС-1.

. Сбор продукции с 2 кустовых площадок северо-восточной части месторождения рекомендуется осуществлять с 2019г по проектному нефтепроводу Ø159мм (L=2,5км) на УПСВ «Ловинская» с подключением в действующий нефтепровод Ø159мм в точке врезки трубопровода от куста №41.

. Сбор продукции с кустовой площадки юго-западной части месторождения предусматривается осуществлять с 2022г по проектному нефтепроводу Ø114мм (L=5км) на ДНС-3 с подключением в действующий нефтепровод Ø114мм в районе куста №7.

При обустройстве проектных скважин рекомендуется однотрубная, напорная, герметизированная система сбора и транспортировки продукции скважин, аналогичная действующей на разрабатываемой части месторождения.

.3. Назначение дожимных насосных станций

Дожимные насосные станции (ДНС) предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего раздельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. Разработано три типоразмера ДНС отличающихся по подаче: ДНС-7000, ДНС-14000 и ДНС-20000. В шифре установок приняты следующие обозначения: ДНС - дожимная насосная станция, число - подача рабочих насосных агрегатов по жидкости (в м³/с).

Технологический комплекс сооружений ДНС в зависимости от обводненности добываемой продукции включает:

)        первую ступень сепарации нефти;

)        предварительный сброс воды (при необходимости);

)        нагрев продукции скважин (при необходимости);

)        транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

)        бескомпрессорный (как правило) транспорт нефтяного газа первой ступени на ЦПС, ГПЗ и др.;

)        транспорт, при наличии предварительного сброса, подготовленной пластовой воды в систему ГТПД;

)        бригадный учет нефти, газа и подготовленной пластовой воды;

)        закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов-деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

Дожимная насосная станция ДНС (рис.1.) состоит из следующих блоков:

-   буферной емкости;

-       сбора и откачки утечек нефти;

-       насоса с электродвигателем;

-       низковольтной аппаратуры и КИП и А;

-       распределительного устройства КРУН-6;

-       свечи аварийного сброса газа.

Рис. 1. Общий вид дожимной насосной станции: 1 - блок буферной емкости; 2 - блок насоса.

Отделение газа от нефти выполняют в отдельных блоках ДНС, специальных агрегатах-сепараторах. В сепараторах одновременно с отделением газа происходит и отстой сырой нефти от механических примесей и основной массы промысловой воды, поэтому эти аппараты называют также отстойниками. Сепараторы бывают двух видов: вертикальными и горизонтальными.

Все блоки ДНС унифицированы. На всех ДНС предусматривается использовать в качестве буферной емкости горизонтальный сепаратор объемом 100 м³ и насосный агрегат 8НД-9Х3 с электродвигателем типа А-114-2М. В ДНС-7000 в качестве рабочих блоков предусматривается один блок буферной емкости и один насосный, в ДНС-14000 добавляется ещё в качестве рабочих по одному из перечисленных блоков и в ДНС-20000 - соответственно один рабочий блок буферной емкости и один насосный блок. Кроме того, в каждой ДНС предусматривается по одному резервному блоку буферной емкости и по одному резервному насосному блоку. Другие блоки, входящие в состав ДНС, предусмотрены по одному.

Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:

-   приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;

-       сепарации нефти от газа;

-       поддержания постоянного подпора 0,6 МПа на приеме насоса.

В качестве буферных емкостей используют горизонтальные сепараторы объемом 100 м³ каждый, рассчитанные на работу при избыточном давлении 0,7 МПа. Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется поперечными решетчатыми перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

Конструкция вертикального сепаратора приведена на рисунке 3. Газированная нефть под давлением по патрубку поступает в раздаточный коллектор - 2, регулятор давления - 3. В сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси за счет уменьшения давления, из смеси выделяется растворенный газ, поскольку этот процесс не является мгновенным время пребывания смеси, в сепараторе увеличивает за счет наклонных полок 6 по которым она стекает в нижнюю часть сепаратора. Выделившийся газ поднимается вверх, проходит через полки в каплеуловитель - 4, служащий для отделения капель нефти далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по газовой трубе стекает нефть вниз, контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора - 8 и уравнемерного стекла - 11. Шлам (песок) отправляется по трубопроводу - 9.

Конструкция горизонтального сепаратора приведен на рисунке 4. Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распространительное устройство - 9 поступает на полки - 2, по ним стекает в нижнюю часть технологической плоскости, нефть освобождается от пузырьков газа, проходит пеногаситель - 3, где разрушается пена, влагоотделитель - 5, где очищается от капель нефти и через штуцер выхода газа 4 выводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости отводится через штуцер - 6. Для повышения эффективности процесса сепарации горизонтальных сепараторов используются гидроциклонный устройства. В гидроциклоне входящий газожидкостный поток приводится во вращательное движение. Капли нефти как более тяжелые под давлением центробежной силы отбрасываются на стенки трубы, а газовая струя перемещается в корпусе сепаратора.

Внутри технологической емкости - 1, горизонтального сепаратора, расположены наклонные полки - 2, пеногаситель - 3, влагоотделитель - 5, устройство - 7 для предотвращения образования воронки при дренаже нефти, воронка снабжена патрубком - 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа - 4 и нефти - 6, люклаз - 8.

Также возможно применение трехфазных центробежных сепараторов разделение газожидкостной смеси в поле действия центробежных сил. Техническая сущность сепарирования трехфазной продукции скважин заключается в закручивании потока в спиральном канале под действием его кинетической энергии. Сепаратор не имеет подвижных частей, что существенно снижает его стоимость и упрощает эксплуатацию. Входной патрубок имеет сужение для повышения скорости газожидкостного потока (рис. 2). Канал в устройстве закручивания потока выполнен в виде плоского прямоугольника с соотношением сторон в поперечном сечении 1: (6 ÷ 12), причем узкая сторона ориентирована к центру спирали. Такая геометрия канала позволяет создавать плоский поток, в котором более четко различаются границы между фазами, разделенными центробежными силами. При движении потока по спирали он подвергается воздействию центробежных сил, величина которых по мере приближения к центру увеличивается.

На выходе из спирали установлен разделитель, автоматически устанавливающий острие на границу раздела нефти и воды и направляющий разделенные потоки в отдельные выходные патрубки. Сепаратор не требует дополнительной энергии для основного процесса, автомат для разделения потоков нефти и воды управляется контроллером, мощность которого не превышает 100 Вт.

Рис.2. Общий вид трехфазного центробежного сепаратора.

При скорости потока 15 м/с центробежный, позволяет разрушить бронирующие перегородки любой эмульсии и разделить поток на составляющие фазы - газ, нефть и воду (вместе с твердыми частицами). Газ выводится через центральный патрубок. Для обеспечения производительности по жидкости 10 тыс. м³ /сут сепаратор должен обладать следующими параметрами:

·        скорость потока в спирали 15 м/с;

·        сечение рабочих каналов спирали 200х40 мм по всему пути движения потока; габариты аппарата:

·        диаметр спирали 600 мм, толщина 100 мм, количество витков спирали - 2; металлоемкость 395 кг (при толщине металла 10 мм);

·        время нахождения жидкости в поле действия центробежных сил 1,5 с;

·        длина пути, проходимого жидкостью в сепараторе, 3,5 м.

Рис. 3. Вертикальный сепаратор

Рис.4. Горизонтальный сепаратор.

В настоящее время имеют два варианта построения технологической схемы ДНС.

Первый предполагает использование центробежных насосов. Поскольку в пластовой продукции, как правило, содержится большое количество газа, его содержание на приеме насоса может превысить критическое значение (10-15 %). Для обеспечения устойчивой работы центробежных насосов пластовая продукция предварительно сепарируется - снижается газосодержание и удаляется до 80 % воды. В качестве насосного оборудования могут быть использованы центробежные насосы типа НД (насос дозировочный плунжерный), ЦНС, МС (мультифазные насосы) в блочном исполнении, а также блочные дожимные насосные станции.

Второй вариант технологической схемы ДНС предусматривает использование мультифазных насосов (рис.5.). В этом случае вся пластовая продукция поступает в ЦППН. ДНС с применением МФН исключает необходимость проведения сепарации попутного газа непосредственно на месторождении, строительство трубопровода для транспортировки газа с месторождения на компрессорную станцию. Мультифазные насосы (МФН) позволяют существенно снизить давление на входе в ДНС (до 0,05 МПа), однако они критичны к содержанию механических примесей, что требует применения фильтров.

Часто ДНС объединяют с установкой предварительного сброса воды (УПСВ) (рис.6), на которой производится частичная сепарация нефти, газа, воды и дальнейшая перекачка их раздельными трубопроводами.

Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ включает в себя:

)        первую ступень сепарации нефти;

)        предварительный сброс воды;

)        нагрев продукции скважин;

)        транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

)        бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

)        транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

)        закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов - деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

Рис.6. Принципиальная технологическая схема предварительного сброса воды на ДНС.

- скважины; 2- ГЗУ; 3-подача деэмульгатора; 4- трубопровод для разрушения эмульсии; 5- печь; 6- сепаратор первой ступени; 7-концевой делитель фаз и отбора газа из него; 8-осушитель газа; 9- каплеобразователь; 10- отстойник; 11- резервная емкость для сырья; 12,15- буферные емкости; 13- насос; 14- резервуары с гидрофобным жидкостным фильтром.

2. Технологическая часть

2.1 Принципиальная технологическая схема ДНС и ее описание

Сепарация нефти от газа на дожимной насосной станции осуществляется по следующей схеме. Продукция скважин от АГЗУ поступает на входную гребенку ДНС и далее направляется в устройство предварительного отбора газа (УПОГ). Устройство предварительного отбора газа предназначено для отбора свободного газа, выделившегося из продукции нефтяных скважин в трубопроводе, а также для устранения пульсаций жидкости. Со схемой устройства УПОГ можно ознакомиться на рисунке 7.

В результате действия пониженного давления в аппарате газы вскипают, собираются в виде газовой шапки в верхней части и затем удаляются из аппарата.

Рис.7. Схема устройства предварительного отбора газа.

- поток скважинной продукции; 2- газоотводящие патрубки; 3- газосборный коллектор; 4- разделительный трубопровод; 5- патрубок сброса воды в сепаратор; 6- нефтегазовый сепаратор; 7- поток нефтяного газа в газосепаратор; 8- поток водонефтяной эмульсии.

Жидкость из УПОГ направляется в нефтегазосепараторы (НГС) для дальнейшей сепарации нефти.

После НГС жидкость поступает в насосную внешней перекачки, откуда через оперативный узел учета нефти транспортируется по напорному нефтепроводу на УПСВ.

Попутный нефтяной газ, выделившийся в нефтегазовых сепараторах, направляется в вертикальный газосепаратор для отделения капельной жидкости и далее подается на газокомпрессорную станцию. Сепараторы нефтегазовые предназначены для дегазации нефти и одновременной очистки попутного газа. Используются они на промысловых установках сбора и подготовки нефти. Также нефтегазосепараторы применяются в хранилищах и на газо- и нефтеперерабатывающих заводах. Газосепараторы отличаются от нефтегазовых тем, что предназначены для очистки от конденсата, жидкостей и других веществ только попутного и природного газа. На рисунке 8 представлен сетчатый сепаратор.

Газосепаратор сетчатый (ГС) - нефтегазовое оборудование, которое используется на финальном этапе очистки природного и нефтяного попутного газа от жидкости и других примесей: конденсата, воды, ингибитора гидратообразования.

Газовый сепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд, объем которого зависит от количества, проходящего через него газа. Работа газовых сепараторов не зависит от климатических температурных воздействий, поэтому они могут использоваться на открытых площадках. Газ вводится в среднюю часть газосепаратора, где проходя сначала коагулятор, а затем сетчатую насадку, освобождается от капелек, содержащихся в нём жидкости, и выводится из верхней части оборудования. Капельки и конденсат стекают вниз газового сепаратора, откуда по мере накопления сбрасываются в дренажную емкость. Уровень конденсата в сепараторе контролируется с помощью уровнемера.

Кроме этого сепаратор оборудуется сигнализаторами уровня конденсата, манометром, предохранительным клапаном и запорной арматурой.

Рис.8. Газосепаратор сетчатый типа ГС-1.

- корпус; 2 - днище; 3 - опора; 4 - подогреватель; 5 - насадка; 6 - коагулятор; лист защитный; А - вход газа; Б - вывод газа; В - вывод конденсата; Г- дренаж; Д - устройство ввода уровнемера; М - устройство ввода дифманометра; К- устройство ввода манометра показывающего.

Далее отсепарированный газ поступает на компрессорную станцию, следом на ГПЗ. В случае аварии газ сжигается на факельной установке.

В факельную систему следует направлять:

·              нефтяной газ, который не может быть принят сооружениями по подготовке к транспорту ввиду их остановки на ремонт или в аварийной ситуации;

·              газ от продувки оборудования и трубопроводов.

На трубопроводе перед факельной трубой необходимо предусматривать установку огнепреградителей. При отсутствии в составе ДНС концевой сепарационной установки и аварийных емкостей типа РВС установка огнепреградителей не предусматривается.

Для улавливания конденсата и влаги перед факельной трубой должна предусматриваться емкость (конденсатосборник) и предусматриваться ее (его) опорожнение по мере заполнения на прием насосов ДНС.

Отсепарированная нефть из нефтегазовогосепаратора на прием секционного центробежного насоса (ЦНС), далее на узлы оперативного учета нефти, после чего нефть подается на УПСВ.

Для узлов товарного и оперативного учета нефти рекомендуется, как правило, применять турбинные расходомеры - счетчики жидкости.

Режим перекачки нефти через узлы учета должен быть стабильным и не допускать отклонения от среднего значения перекачиваемого объема (количества жидкости) более чем на ±10 % - для узлов товарного учета и на ±20 % - для оперативных узлов промыслового и бригадного учета нефти.

Предел допускаемой относительной погрешности определения массы:

·              в узлах товарного учета нефти не должен превышать ±0,5 % объема нефти;

·              в оперативных узлах промыслового и бригадного учета ±4,0 %.

В оперативный узел промыслового и бригадного учета нефти с турбинными счетчиками должны входить следующие основные элементы:

а) рабочая и резервная измерительные линии с необходимыми средствами измерения и вспомогательными устройствами (фильтрами, , запорно-регулирующей арматурой с устройством контроля протечек);

б) поточный влагомер и автоматический пробоотборник (для оперативного узла бригадного учета нефти влагомер не требуется);

в) вторичные приборы обработки, хранения и индикации результатов измерения.

.2 Описание и принцип действия секционного центробежного насос

Насосы ЦНСн предназначены для перекачивания обводненной (до 90%) газо-насыщенной и товарной нефти с температурой до 45°С, с плотностью 700-1050 кг/м³ , кинематической вязкостью не более 1,5×10-4 м² /с, имеющей водородный показатель рН 7-8,5, давлением насыщенных паров не более 665 гПа, содержанием газа (объемное) не более 3%, парафина не более 20%, с содержанием механических примесей с размером твердых частиц до 0,2 мм и микротвердостью 1,47 ГПа - не более 0,2% в системах внутрипромыслового сбора, подготовки и транспорта нефти. На рисунке 9 представлен общий вид насоса ЦНС.

Все насосы серии ЦНС могут комплектоваться торцовыми уплотнениями, позволяющими снизить утечки до 100 мл/ч.

Условное обозначение при заказе насосов ЦНСН

ЦНСН А - Х¹ - Х²...Х³ - УХЛ 5

ЦНСН - нефтяной секционный насос; А - агрегативное исполнение; Х¹ - номинальная подача, м³/ч; Х²...Х³ - напор насоса в номинальном режиме, м; УХЛ 5 - климатическое исполнение насоса.

Пример записи условного обозначения, с номинальным напором 600 м: насос ЦНС 300-600 МП УХЛ4.

Для насосов ЦНС основные характеристики: подача рабочей жидкости - от 180 до 300 м³/ч, напор - от 85 до 600 м, частота вращения рабочего вала - от 1500 до 3000 об./мин. Мощность - от 75 до 800 кВт. С более подробной характеристикой насосов можно ознакомиться в таблице 1.

Основные параметры и размеры насосных агрегатов.

Основными конструктивными блоками насоса являются корпус и ротор.

К корпусу относятся крышки линий всасывания и нагнетания, направляющие аппараты, передний и задний кронштейны. Корпуса направляющих аппаратов, крышки всасывания и нагнетания стягиваются стяжными болтами. Направляющий аппарат, кольцо (с уплотняющими кольцами) и рабочее колесо образуют секцию насоса. Стыки корпусов направляющих аппаратов уплотняются резиновыми кольцами, выполненными из маслобензостойкой резины. Благодаря тому, что корпус насоса состоит из отдельных секций, имеется возможность, не меняя подачи, менять напор путем установки нужного числа рабочих колес и направляющих аппаратов с корпусами. При этом меняется только длина вала и стяжных шпилек.

Опорные кронштейны насоса выполнены из чугуна, направляющий аппарат, кольцо и корпус направляющего аппарата, втулка сальника - из пресс-материала АГ-4В, остальные детали - из хромоникелевой стали.

Кронштейн с наружной стороны закрыт крышкой, в которой смонтировано устройство контроля смещения ротора.

Места выхода вала из корпуса подшипников и камер уплотняются сальником.

Работа насоса основана на взаимодействии лопаток вращающегося рабочего колеса и перекачиваемой жидкости.

Вращаясь, рабочее колесо сообщает круговое движение жидкости, находящейся между лопатками. Вследствие возникающей центробежной силы жидкость от центра колеса перемещается к внешнему выходу, а освободившееся пространство вновь заполняется жидкостью, поступающей из всасывающей трубы под действием создаваемого разрежения.

Выйдя из рабочего колеса первой секции, жидкость поступает в каналы направляющего аппарата и затем во второе рабочее колесо с давлением, созданным в первой секции, откуда - в третье рабочее колесо с увеличенным давлением, созданным во второй секции и т.д. Вышедшая из последнего рабочего колеса жидкость через направляющий аппарат поступает в крышку нагнетания и из нее в нагнетательный трубопровод.

Во время работы насоса, вследствие давления воды на неравные по площади боковые поверхности рабочих колес, возникает осевое усилие, которое стремится сместить ротор насоса в сторону всасывания.

Для уравновешивания осевого усилия в насосе предусмотрено разгрузочное устройство, состоящее из диска разгрузки, кольца и втулки разгрузки и дистанционной втулки. Жидкость из последней ступени проходит через кольцевой зазор между втулкой разгрузки и дистанционной втулкой и давит на диск рагрузки с усилием, равным сумме усилий, действующих на рабочие колеса, но направленным в сторону нагнетания. Выходящая из разгрузочной камеры жидкость охлаждает сальник со стороны нагнетания.

Сальник со стороны всасывания омывается жидкостью, поступающей под давлением из всасывающего трубопровода. Жидкость, проходя по рубашке вала через сальниковую набивку, предупреждает засасывание воздуха в насос и одновременно охлаждает сальник. Большая часть жидкости проходит через зазор между рубашкой вала и втулкой гидрозатвора в полость всасывания, часть проходит между рубашкой вала и сальником со стороны всасывания, охлаждая его, остальная часть выходит наружу через штуцер.

Затяжка сальника должна обеспечивать возможность просачивания перекачиваемой жидкости между валом и сальниковой набивкой наружу в количестве 5-15 л/ч. Меньшее количество свидетельствует об излишнем затягивании сальника, что увеличивает потери на трение и ускоряет износ рубашки вала. Ротор насоса приводится во вращение электродвигателем, присоединенным к насосу через упругую втулочно-пальцевую муфту, состоящую из двух полумуфт (насоса и электродвигателя) и пальцев с резиновыми втулками.

Входной патрубок насоса расположен горизонтально, напорный - вертикально вверх. Подсоединение патрубков к трубопроводам - фланцевое.

Направление вращения ротора насоса по часовой стрелке, если смотреть со стороны электродвигателя.

Насос и электродвигатель устанавливаются на общей фундаментной плите так, чтобы между полумуфтами оставался зазор 10 мм при роторе насоса, сдвинутом до отказа в сторону всасывания.

Перед эксплуатацией электродвигатель агрегата должен быть заземлен.

Рис. 9. Общий вид насоса ЦНС.

- муфта; 2 - крышка нагнетания; 3 - крышка всасывания; 4 - корпус; 5 - аппарат направляющий; 6 - аппарат направляющий на выдаче; 7 - колесо рабочее; 8 - втулка; 9 - диск гидравлической пяты; 10-кольцо; 11-кольцо гидравлической пяты; 12 - вал; 14 - втулка; 15 - пробка; 16 - пробка; 17 -кронштейн передний; 18 - кронштейн задний; 19 - гайка; 20,23 - втулка; 21 -шпилька; 22 -гайка; 24 - крышка глухая; 25 - крышка; 26 - втулка; 27 - втулка специальная; 28 - втулка сальника; 29 - кольцо (отбойник); 30 - кольцо; 31 -шпонка; 32 - шпонка; 33 - шпонка; 34 - кольца регулировочные; 35 -прокладка; 37,38,39 - кольца резиновые; 40 - манжета; 41 - подшипник; 42 -сальниковая набивка; 43 - штуцер (в комплект поставки не входит); 44 - втулка.

3. Расчётная часть

.1 Задача 1

Гидравлический расчет сложного трубопровода

Вариант 3∙

Дано: L = 1,5 км; D = 0,2 м; G = 40 т/ч; μ = 20 мПа∙с; ρ = 840 кг/м³; q₁ = 40 т/ч, q₂ = 50 т/ч;т q₃ = 60 т/ч; l₁ = 1 км; l₂ = 1,5км; l₃ = 2кмP_н = 5,5P_к = 0,55

Найти: ΔР =?.D_2, D_3, D₄

Решение:

Вначале определяем скорость нефти до первой точки отбора

v₁ =  =  = 0,42 м/с.

Режим движения на данном участке турбулентный, так как

Re₁ = =  =  = 3528> 2320

Коэффициент гидравлического сопротивления λ определяем для каждого участка в отдельности.

λ_i =  = = 0,04

Потери давления на первом участке определяют по формуле:

Δp = p₁ - p₂ =

Δp₁ = = 0,015 МПа

Определяем D₂

D₂ =  =  = 0,26 м.

Для определения потерь давления на втором участке вначале рассчитываем скорость потока нефти

v₂ = =  = 0,50 м/с

Режим движения на данном участке турбулентный, так как

Re₂ =  =  = 5460> 2320

Коэффициент гидравлического сопротивления

λ₂ = = 0,036

Потери давления на втором участке

Δp₂ =  = 15120Па = 0,0151 МПа

Определяем D₃

D₃ =  =  = 0,30 м.

Аналогично скорость нефти на третьем участке:

v₃ = =  = 0,60 м/с

Режим движения на данном участке турбулентный, так как

Re₃ =  =  =7560> 2320

Коэффициент гидравлического сопротивления

λ₃ = = = 0,033

Потери давления на третьем участке

Δp₃ =  = 25652 Па = 0,0256 МПа

Определяем D₄

D₄ =  =  = 0,33 м.

Аналогично скорость нефти на третьем участке:

v₃ = =  = 0,73 м/с

Режим движения на данном участке турбулентный, так как

Re₃ =  =  =10117> 2320

Коэффициент гидравлического сопротивления

λ₃ = = = 0,032

Потери давления на третьем участке

Δp₃ =  = 47747Па = 0,0477 МПа

Общий перепад давления получается при сложении перепадов на отдельных участках

Δp = Σp_i = 0.015+0.0151+0.0256+0.0477 = 0,103 МПа.

3.2 Задача 2

Задача №2

Гидравлический расчет сборных промысловых газопроводов

Предполагаем для всех участков турбулентный режим течения в зоне Блазиуса, т.е.

1.      Определяем диаметр газопровода, предварительно приняв, что он на всех участках одинаков, d₁=d₂=d₃.

относительную плотность газа берем из предыдущей задачи ρ_отн = 1,02.

Выбираем ближайший больший стандартный наружный диаметр трубопровода 630 мм с толщиной стенки 10 мм. Таким образом, внутренний диаметр трубопровода равен , что достаточно близко к расчетному значению.

2.      Определяем значение давления в узловой точке Р_х1.

3.      Определяем давление в узловой точке Р_х2.

4.      Определяем проверочным расчетом давление в точке Р₂.

Таким образом, полученное расчетное значение давления в конце газопровода незначительно отличается от справочного значения, приведенного в исходных данных. Полученная погрешность в 0,46 МПа объясняется отличием расчетного диаметра газопровода от стандартного значения диаметра по ГОСТу на 63 мм.

5.      Определяем распределение давления по длине газопровода.

5.1    Определяем распределение давления на первом участке l₁ = 4,1 км. Для этого разобьем данный участок на 4 части х₁ = 1 км; х₂ = 2 км; х₃ = 3 км; х₄ = 4,1 км.

;

;

;

.

5.2    Определяем распределение давления на втором участке l₂ = 3800 км. Для этого разобьем данный участок на 4 части х₁ = 1 км; х₂ = 2 км; х₃ = 3 км. Х₄ = 3,8 км

;

;

.

.

5.3    Определяем распределение давления на третьем участке l₃ = 4,6 км. Для этого разобьем данный участок на 5 частей х₁ = 1 км; х₂ = 2 км; х₃ = 3 км, х₄ = 4,6 км

;

;

;

;

По результатам расчета строим график распределения давления по длине газопровода (рис.4).

Рисунок График распределения давления по длине газопровода

3.3 Задача 3

1.      Определяем массовый расход жидкости через сепараторы с учетом коэффициента запаса.

;

2.     
Определяем объемный расход жидкости через сепараторы.

;

Газ выделяется не весь, до давления насыщения

3.      Определяем объемный расход газа через сепараторы.

;

4.      Определяем плотность газа при температуре и давлении в сепараторе.

;

согласно методических указаний принимаем z₀/z=0,95.

5.      Определяем скорость W_ч падения шарообразной частицы в неподвижном газе, приняв d_ч=100 мкм. Для этого используем формулу Стокса для частиц не более d_ч=80 мкм, задавая диаметры частиц d_ч=40 мкм, d_ч=60 мкм, d_ч=80 мкм.

;

;

.

Аналогично используем формулу Аллена для частиц d_ч=300-800 мкм, задавая диаметры частиц d_ч=300 мкм, d_ч=400 мкм, d_ч=500 мкм, d_ч=600 мкм, d_ч=700 мкм, d_ч=800 мкм. Предварительно определяем кинематическую вязкость газа ν_г.

;

;

;

;

;

По полученным данным строим график зависимости W_ч от d_ч.

По графику (рис.1) определяем W_ч для d_ч=100 мкм. W_ч = 0,33 м/с.

6.      Определяем внутренний расчетный диаметр вертикального гравитационного сепаратора при V_г = W_ч= 0,33 м/с.

Выбираем вертикальный гравитационный сепаратор с условным диаметром 1,6 м, максимальным рабочим давлением 0,6 МПа, максимальной пропускной способностью по газу 720 тыс. м³/сут и высотой корпуса 4,11 м, согласно таблице 1 методического пособия.

7.      Определяем внутренний расчетный диаметр горизонтального гравитационного сепаратора при V_г = W_ч= 0,33 м/с.

Выбираем сепарационную установку НГС 6-1600 с максимальным рабочим давлением 0,6 МПа, диаметром 1,6 м, длиной 3 м и пропускной способностью по газу 340 тыс. м³/сут, по жидкости 5000 м³/сут согласно таблице 2 методического пособия.

8.      Сравнивая пропускную способность вертикального и горизонтального гравитационного сепаратора, выбираем горизонтальную сепарационную установку типа НГС6-1600 с максимальным рабочим давлением 0,6 МПа, диаметром 1,6 м, длиной 3 м и пропускной способностью по газу 340 тыс. м³/сут, по жидкости 5000 м³/сут согласно таблице 2 методического пособия.

9.      Определяем пропускную способность сепаратора по жидкости.

Исходя из условия W_п ≥ V_ж где, W_n - скорость всплывания газового пузырька в неподвижной жидкости, V_ж - скорость опускания или подъема слоя жидкости в сепараторе. Приняв диаметр газового пузырька d_г=0,6 мм, определяем W_n.

Определяем площадь зеркала поверхности раздела газовой и жидкой фазы (нормального к направлению потока жидкости сечения).

,

Таким образом, пропускная способность сепаратора по газу и жидкость обеспечивается выбранным сепаратором.

.4 Задача 4

Установившаяся скорость оседания капель воды в нефти определяется из условия равенства внешней силы F, действующей на каплю, силе сопротивления среды движению капли. Внешняя сила, действующая на каплю, находящуюся в нефти, равна разности между силой тяжести и архимедовой силой (силой плавучести)

_вн = πr³gΔρ

где r - радиус капли,

g = 9,8 м/с² - ускорение свободного падения,

Δρ - разность значений плотности воды и нефти (Δρ = ρ_в - ρ_н).

В силу большой вязкости нефти и малых размеров капель воды их осаждение происходит в пределах стоксовского диапазона числа Рейнольдса (Rе ≤ 0,5) и сила сопротивления среды определяется по формуле Стокса

_с = 6πμ_эфrV_c

где V_c - скорость седиментации (осаждения);

 μ_эф - эффективная вязкость среды.

Эффективная вязкость в формуле отличается от вязкости среды (нефти) из-за того, что движение капли относительно нефти вызывает циркуляцию воды в капле и это приводит к некоторому уменьшению сопротивления среды по сравнению с движением твердой сферической частицы. Тогда

μ_эф = μ[2μ+3μв]/3(μ+μв)

где μ = (1÷10)·10^-2 Па - вязкость нефти в зависимости от ее сорта;

 μ_в= 10^-3 Па - вязкость воды.

V_c = 2gr²Δρ/gμ_эф

При ρ_в=1000 кг/м³ и ρ_н = 850 кг/м³ получим скорость седиментации равной

V_c=5·10⁴r².

Таким образом, скорость осаждения капель в нефти растет пропорционально квадрату радиуса капель.

Процессы укрупнения капель воды в нефти играют очень важную роль, так как приводят к существенному возрастанию скорости седиментации. Процесс слияния капель воды, или коалесценция, может происходить в результате соударения частиц разного размера при седиментации, при взаимодействии поляризованных частиц в электрическом поле или при соударении частиц, участвующих в турбулизированном движении среды[8].

Число соударений при седиментации растет при увеличении относительной скорости сближения частиц.

_отн = r₁²- r₂²

где r₁ и r₂ - соответственно радиусы взаимодействующих частиц.

Таким образом ясно, что эффективность коалесценции растет с увеличением радиуса частиц при одновременном увеличении различия в их размере.

На процесс слияния капель воды при столкновении оказывает влияние слоя нефти, который препятствует этому слиянию.

Разрушение тонкого слоя нефти на поверхности капли обеспечивается воздействием химическими веществами - деэмульгаторами. Действие деэмульгатора приводит к снижению сил поверхностного натяжения и, таким образом, облегчает их слияние.

Основным недостатком процесса удаления влаги за счет седиментации являются:

. Большая длительность процесса седиментации.

. Необходимость содержания больших объемов нефти в специальных отстойниках.

3.5 Задача 5

Определяем коэффициент теплопередачи теплообменного аппарата

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Дожимная насосная станция (сокр. ДНС) - технологическая часть системы сбора нефти и газа на промыслах и их последующей транспортировки.

Оборудование ДНС, прежде всего насосы, сообщает нефти и газу дополнительный напор, необходимый для их транспортирования в направлении высоконапорных участков через системы сбора и подготовки.

Дожимные насосные станции выполняют также функции сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости и последующей раздельной транспортировки углеводородов. Нефть при этом перекачивается центробежным насосом, а газ - под давлением сепарации. ДНС различаются по типам в зависимости от способности пропускать сквозь себя различные жидкости. Дожимная насосная станция полного цикла состоит при этом из буферной ёмкости, узла сбора и откачки утечек нефти, собственно насосного блока, а также группы свечей для аварийного сброса газа.

На нефтепромыслах нефть после прохождения групповых замерных установок принимается в буферные ёмкости и после сепарации поступает в буферную ёмкость с целью обеспечить равномерное поступление нефти к перекачивающему насосу. Лишь после прохождения данного технологического этапа нефть поступает в нефтепровод.

Список ИСПОЛЬЗУЕМОЙ литературы

1.      Расчет технологических установок системы сбора и подготовки скважинной продукции [Текст] : учебное пособие / С. А. Леонтьев, Р. М. Галикеев, О. В. Фоминых. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2010. - 116 с.

2.      Сбор, подготовка и хранение нефти. Технология и оборудование [Текст] : учебное пособие. / А.Р. Хафизов, Н.В. Пестрецов, В.В.Чеботарев . - Уфа: УГНТУ, 2014. - 254 с.

.        Сбор и подготовка продукции нефтяных и газовых скважин [Электронный ресурс]: / Шишмина, Л. В., Иващенко И.И. - 75с.

.        Оборудование подготовки и переработки нефти и газа [Текст] : учебное пособие для студентов вузов. / Л. В. Таранова, А. Г. Мозырев ; ТюмГНГУ. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2014. - 236 с.

.        Сбор, подготовка и хранение нефти и газа. Технологии и оборудование [Текст] : учебное пособие для студентов вузов, обучающихся по направлению подготовки бакалавров и магистров 130500 "Нефтегазовое дело". / Р. С. Сулейманов [и др.] ; УГНТУ. - Уфа : Нефтегазовое дело, 2007. - 450 с.