РД 39-3-1034-84
Методическое руководство по вопросам проектирования и эксплуатации однотрубных систем сбора
45 страниц
Купить РД 39-3-1034-84 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее
Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"
Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.
Способы доставки
- Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
- Курьерская доставка (7 дней)
- Самовывоз из московского офиса
- Почта РФ
Руководство предназначено для инженерно-технических работников, занимающихся проектированием, обустройством и эксплуатацией однотрубных систем сбора нефти, газа на нефтяных месторождениях.
Оглавление
1 Общие положения
2 Взаимосвязь между параметрами в двухфазных газожидкостных потоках
3 Выбор режима технологии однотрубного сбора продукции скважин
4 Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси
5 Примеры расчета
6 Выбор оптимальных условий эксплуатации нефтегазопроводов
Приложение. Краткая характеристика профиля трасс пролегания трубопроводов и основные формулы для гидравлического расчета
| Дата введения | 01.07.1984 |
|---|---|
| Добавлен в базу | 01.09.2013 |
| Завершение срока действия | 01.07.1990 |
| Актуализация | 01.01.2021 |
Этот документ находится в:
- Раздел Экология
Организации:
| 03.02.1984 | Утвержден | Министерство нефтяной промышленности СССР |
|---|---|---|
| Разработан | ВНИИСПТнефть |
Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:
стр. 1
стр. 2
стр. 3
стр. 4
стр. 5
стр. 6
стр. 7
стр. 8
стр. 9
стр. 10
стр. 11
стр. 12
стр. 13
стр. 14
стр. 15
стр. 16
стр. 17
стр. 18
стр. 19
стр. 20
стр. 21
стр. 22
стр. 23
стр. 24
стр. 25
стр. 26
стр. 27
стр. 28
стр. 29
стр. 30
МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВНИИСПТнефть
РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ
МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО ВОПРОСАМ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОДНОТРУБНЫХ СИСТЕМ СБОРА РД 39 - 3 -1034 - 84
1984
Министерство нефтяное промшленностк ГШИСПТнефть
УТВЕРЖДЕН первым заместитейем министр* нефтяной промыилекностн Л. В. Ведихановым 3 февраля 1964 года
руководящий документ
МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО ВОПРОСАМ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОДНОТРУБНЫХ СИСТШ СБОРА
РД 39-3-1034-64
1984
10
(3)
и тогда
(4)
Истинные средние скорости фаз представляют отношение их
расходов не ко всей площади сечения трубы F , а к площади трубы, занятой газовой и жидкой фазами. Выражения для U и U* соответственно можно представить равенствами;
(5)
2*4» Истинным газосодержанием о( принято называть долю площади сечения трубы, занятую газовой фазой. Методы расчета Ы для различных случаев указаны в 4- й главе РД.
2*5. Для определения плотности смеси используется уравнение:
(6)
где р* и р' ~ соответственно плотности газа и жидкости при
среднем давлении и средней температуре смеси в трубопроводе.
При гидравлическом расчете рельефных трубопроводов ведется учет участков подъема, спуска. Площадь под участками подъема и спуска над и под горизонтальной линией, проведенной из начальной точки, определяется из сокращенного продольного профиля трассы пролегания трубопровода с учетом вертикального и горизонтального масштабов.
2.6. Значение fte определяется по формуле:
(7)
где
2?'
т-
II
- кинематический коэффициент ьязкости жидкой фазы (нефть с частично растворенным в ней газом при давлении Р >;
Ч-Р
(8)
где QL к с/ - коэффициента, (2 * 0,58f d ** 4,62;
V - кинематический коэффициент вязкости товарной
п
нефти;
£ - общий газовый фактор при давлении насыщения в пластовых условиях, приведенный к атмосферному давлению, м3Д3-Формула (8) справедлива для давления насыщения до 10^
м
з. выбор режима технологии одаотрушого
СВОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
3Л. Исследованиями установлено, что двухфазный газожидкостной поток во всем диапазоне изменения расходного газосодер-жания смеси (0 < Р < 1,0) в горизонтальныг трубах можно разбить на три области:
1) 0 < fi £ 0,7 - газ в жидкости ;
2) 0,7 <р < 0,95 - газ над жидкостью ;
3) J0> 0,95 - жидкость в газе *
Работа систем сбора в большинстве своем приходится на вторую область,
3,2. Значение р можно определить с использованием изотерм растворимости газа в жидкости (нефти), которые представляют графики в координатах Гд-Р (газовый фактор м®/мэ, мэ/т -- давление, втм, Н/м*-) или других данных,по формуле'
Amjr Q*
J ОФ “
(9)
12
пли с учетом изменения обводненности нефти р можно представить в виде:
*
/
|
лш± PJ. |
(10)
3.3. Первая область как по удельноцу расходу энергии, так
и по механической нагрузке на трубопровод является наиболее при* емлемой областью. Вторая область - по причине волнообразования» пульсационных нагрузок, а третья - по причине сильного передне-пергирования жидкой фазы,- для практики нежелательны.
3.4. При эксплуатации действующих систем сбора и при их проектировании необходимо работу трубопроводов по значению fi сводить в область^< 0,70 - область беспульсационного режима. Необходимо на рассматриваемом участке, например, через снижение давления обеспечивать такую глубину раз газирования, чтобы соотношению свободного газа к жидкости соответствовали приемлемые структурные Форш. Такой режим необходимо обеспечивать, начиная
с устья скважин, и первым таким участком является участок устье скважины - сепарационный пункт (первая ступень сепарации пли ДНС - дожимная насосная станция).
3.5. При заданном или известном давлении на устье скважины давление в пункте сепарации Рс определяется по формуле;
Я-Ру-лР, (И)
где Ру - давление на устье скважины.
3.6, Для обеспечения беспульсационного течения смеси на участке устье скважины - пункт сепарации , для выбора места таких пунктов, числа скважин, подключенных к нему, необходимо знать располагаемую энергию, которую можно использовать при расчетах. С использованием изотерм растворимости газа в нефти
13
со значением полного газового фактора от 9,6 до 118 м3/т через изменение JI в зависимости от изменения давления в пункте сепарации Рс при давлении на устье скважины Р^ «= COflSt удалось найти располагаемую энергию в виде перепада давления, при котором на рассмотренном участке будет беспульсационное течение* Значение Л Р можно найти из эмпирического выражения:
А Рш 0,80 + 0,044 Гф (12)
3.7. В общем случае для обеспечения условий пунктов 3.4,
3.6 давление на устье скважины определяется по формуле:
р . ('-Atti-WPJii , аю+ошь , (13)
" г
а в пункте сепарации-по формуле ;
о (*-&)& -*) л чти w+aowjm
с T.+(<-fit)(i~*)KRTs * ' (I4)
3*8* Выражения (13), (14) с учетом (II, (12) обеспечивают беспульсационное (J& * 0,7) движение ГЖС или только изменением давления на устье скважин, или только в пункте сепарации, или изменением того и другого с дебитом скважин, обводненностью нефти, с газовым фактором нефти, температурой, с коэффициентом растворимости»
3,9. Расход энергии в двухфазных газожидкостных потоках при значении jB > 0,7 складывается из потерь не преодоление сопротивления трения движения смеси к на образование и разрушение волн жидкости при периодическом перекрытии ими газового канала»
Так при рассмотрении возмущений, отнесенных к распространению ударной волны только в среде газа, потери давления (перепад давления) в результате разового перекрытия волной жидкости канала газа можно определить по формуле:
14
(15)
где
bP^Q-lU-U’J/R,
среде с плотностью Q ; - модуль упругости-; н/м2;
Р - давление в рассматриваемом участке;
Ср
скорость звука в однородной газовой
- показатель адиабаты, л * 1,4;
1-у
истинная скорость газовой фазы, м/с;
истинная скорость жидкой фазы, м/с.
ЗЛО. Сида удара, которая страгивает незакрепленный трубопровод с места, сбрасывает с трубопровода на речных (водных) переходах пригрузку, а при укладке в болотистой местности приводит трубы з колебательное состояние, определяется из равенства ;
(1б)
где /"- of F - усредненная площадь поперечного сечения трубопровода, занятая газовой фазой, м^.
3.II. Общий расход энергии от волн перекрытия при таком режиме движения смеси определяется из выражения:
,/t
% 1107
(17)
t определяется из графика рис.З, полученного из эксперимен
тальных данных.
15
ttceg
|
Рис. 3. Изменение промежутка времени между перекрытием канала трубы волнами жидкой фазы в зависимости от изменения величины "проскальзывания" |
16
4. пщравлйческий расчет трубопроводов,
ТРАНСПОРТйРУОда ГАЗОЖИДКОСТНЫЕ СМЕСИ
а) Горизонтальные трубопроводы
4Л. Перепад давления, обусловленный сопротивлением трения движения и другими сопутствующими такому потоку явлениями, при установившемся изотермическом режиме определяется по формуле:
&£>--аР г
°Чг « ф.
О" (f-et)o( f/JPТ?**-7я
Iffi) -<*]
(18)
Выражение (18) получено с использованием фактической модели движения фаз, отражающей их проскальзывание.
д Р - перепад давления при движении по трубопроводу только жидкой фазы с тем же расходом, что и в двухфазном потоке, который можно определить по обобщенной формуле Л.С.Лейбенэона:
#А
в которой - коэффициент; У7*—-фТг-'л и является функ-
д д jL
цией критерия Рейнольдса. а
Режим течения жидкой фазы без наличия в трубопроводе газа определяется по формуле:
Be
-1°. «V
5lq/t7 j7'
(20)
Режим течения жидкой фазы в двухфазном потоке определяется по формуле:
Яе
пея
/l-d
(21)
Величины Аьт и f в зависимости от режима течения имеют
17
следукщие значения:
а) ламинарный режим ( йе < 2000) А * 64, /V » 1,0
/ = 4,15 с2/мг
б) турбулентный режим в области гидравлически гладкого трения (2000 <Я*< 100000) А « 0,3164, /”*0.25, ^*0,0246 с2/м;
в) турбулентный режим в зоне вполне шероховато га трения ( Яе> МО5) А « А~const % т ш о и V * 0,0626 * А с2/м.
А - коэффициент гидравлического сопротивления.
4.2. Приведенный коэффициент сопротивления У при положи* тельном скольжении ( U'/U у/ ) определяется по формуле.*
С* л Ш
цг~ {0.2SV - Q/S6 g ) пеу (22)
- критерий Рейнольдса по относительной скорости
у- и'- а'
Значение ¥ можно определить из графика в координатах
Г
т 8е , который приведен на рис. 4.
ф?t*-Q/S6
'•'О
4.3. В зависимости от изменения /> фициента вязкости жидкой фазы для определения истинного газосо-деркания смеси о( можно использовать следующие формулы: при значении критерия Фруда смеси < 4,0, 1,0* Ю~3 Нс/м2
для газожидкостной смеси,близкой ло свойствам к смеси с компонентами вода-воздух, для пробковой структуры течения смеси ОТ находят из выражения; ___
0| /-Луо (-2,2 J/£ (23)
г « динамического коэф-
где Fr
* f
см
fh
lay £ < v,0 . pi* > 10-Ю
• 'cm f '
■t p c ' nr
|
Рис. 4. Приведенный коэффициент сопротивления в зависимости от поверхностного натяжения и числа Рейнольдса по относительной скорости : й - вода-воздух ; л - нефть-воздух; • - нефть-газ . |
19
Of.
*j}(o,S3 - 0,095 tgjj'J /f-e
в которой ^ц' в сантипуазах, а при значении > 4,0 не-
з&висимо от структур течения смеси - из выражения
* -j(jjr) *** ' <24>
которым для маловязких жидких компонентов (вода, бензин, газовый конденсат и др.) можно пользоваться по изменению в интервале 0,06 < Jb <■ 0,95, С увеличением вязкости жидкого компонента смеси интервал применимости выражения (24) несколько уменьшается. Для жидкостей с коэффициентом кинематической вязкости т? 0,65 • ДО"4 м^/с верхний предел значения j& , до которого можно пользоваться выражением (24), приблизительно равен 0,85. Значения истинного газосодерекания смеси о( за пределами указанных значений р с точностью + 6-7 % определяются по уточненной формуле А.А.Арманда!
j- П
(25)
для которой коэффициент /7 вычисляется по формуле:
П" ^ (/ ~?Т ft*9tC/~J5)(*i~*tP\/Fr')\ ( '26)
где - коэффициент гидравлического сопротивления при дви
жении по трубопроводу одной жидкой фазы с тем же расходом, что и при двухфазном режиме,
F{< - критерий Фруда, подсчитанный по жидкой фазе;
F,
'„ш
' 92
и.
Г f-jf
4.4. Расчетная формула для определения диаметра горизонтального трубопровода при транспортировке по нему гаэожядкюст-
С - текучий газовый фактор.
Руководство предназначено для инженерно-технических работников, заннмаидяхся проектированием, обустройством в эксплуатацией однотрубных систем сбора нефти, газа на нефтяных месторождениях.
"Методическое руководство по вопросам проектирования я эксплуатации однотрубных систем сбора91 разработано сотрудниками ВНИИСПТйефть Корниловым Г.Г., Гурьяновой В.А., Галимовой Г.Ю., Евстигнеевой А.И. я Грозненского нефтяного института Гужовым А.И. и Васкльевш В. А.
ных смесей имеет вид:
jsrfQ-r-v'rie'n у
j *&(*-*} Ф к f'fc-etf -I <W>
где
где
/ i ЯМ
20
9~
iA
4-9 *
4.5. Выполненная по экспериментальным данным оценка потерь давления на ускорение смеси по выражениям, получении! с использованием теоремы импульсов как дня потоков, близких к гомогенной, так и в случае расслоенной структуры, показала, что величина Z)/^-много меньше &Р и этой величиной с достаточной для практи-ческях расчетов тофюстью можно пренебречь.
б) Рельефные трубопроводы
4.6. В практических условиях трубопроводы пролегает на
местности с наличием относительно равнинных (горизонтальных) участков» участков с подъемом (восходящих)» участков со спуском (нисходящих). Для установившегося изотермиче
ского течения газожидкостной смеси в таких трубопроводах без учета газовых превращений уравнение движения имеет вид
из которого следует» что общий удельный перепад давления складывается из перепада давления» обусловленного сопротивлением трения движения» из веса объема смеси на рельефных участках (спуск-подъем)» из потерь давления на ускорение» вызванное расширением газовой фазы. В выражении (26), кроме ранее приня-
РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ
Методическое руководство по вопросам проектирования и зксплуатвции однотрубных систем сбора
РД 39-3-1034-84
Вводится впервые
Приказом Министерства нефтяной промышленности от 26 мая 1964г. * 321
Срок введения установлен с 01.07.1984 Срок действия до 01.07.1990
Руководство разработано по данным выполненных исследований за последние годы. При проектировании однотрубных систем сбора руководство позволяет выбрать наиболее аффективные параметры, выполнить гидравлический расчет трубопроводов е двухфазными газожидкостными потоками, а при эксплуатации действующих систем обора - обеспечить беспульсационный режим работы и определить механическую нагрузку, которую испытывает трубопровод в режиме волнообразования.
I. ОБЩИЕ П0Л0Ш1ИЯ
1.1. В настоящее время при обустройстве нефтяных месторождений преимущественно применяются герметизированные системы совместного сбора продукции скважин,
1.2. Такие системы обладают рядом преимуществ: позволяют рационально использовать анергию пласта; сводят к минимуму потери нефти и газа;
почти вдвое снижают металлоемкость; увеличивают степень централизации технологических объектов;
4
позволяет совмещать процессы сбора и подготовки нефти, газа и воды;
способствует широкому внедрение индустриальных методов обустройства месторождений и тем самым ускорение их ввода в разработку.
1.3. Особо важное значение имеет такие системы для нефтя-ных месторождений в северных районах, с вечномерзлыми грунта» ми.
1.4. Пласт, скважины, нефтегазосборные трубопроводы пред» стааляет собой единую гидродинамическую систему, что необходи» ио учитывать при составлении проекта разработки месторождения. Так, например, уровень поддержания пластового давления не дол» жен приниматься без учета методов подготовки и переработки га» за. В то же время структура трубопроводных коммуникаций и тех» нологкческнх объектов системы нефтегаэосбора должна учитывать темпы обводненности продукции скважин к др,
1.5. Системы совместного сбора продукции скважин различаются по степени централизации процессов подготовки нефти и газа на групповые и централизованные, и по форме нефтегаэосбор-ной сети » на коллекторные и бесколлекторные.
При групповой схеме сбора скважины подключаются fc групповой замерной установке (ГЗУ) или к групповому сборному пункту (ГСП) (рис.1).
При централизованной схеме сбора скважины подключаются к нефтегазосборному коллектору или непосредственно к централизованному сборному пункту (ЦСП) (рис.2).
Возможны смешанные схемы нефтегаэосбора.
1.6. Трубопроводные коммуникации в системах совместного сбора нефти и газа включают:
выкидные линии от скважин до ГЗУ, ГСП, ЦСП или до нефте-
5
Рис. I. Групповой сбор продукция скважин : а - коллекторный;
6 ~ бвсколлекторный .
|
Рис. 2. Централизованный сбор продукции скважин: а - коллекторный; б - бесколлекторкый. |
6
газосборного коллектора;
шлейфы от групповых установок до сборного коллектора или
до ЦСП;
нефтегазосборные коллекторы (линейные, лучевые, кольцевые);
межпромысло выв нефтегазопроводы, строящиеся при подключении вновь вводимых месторождений к действующим установкам по подготовке нефти и газа к дальнейшему транспорту.
1.7. Расчет каждого элемента системы нефтегазосбора требует частного подхода как при выборе оптимальных условий их работы, так и при гидравлическом расчете.
1.8* К особенностям движения газожидкостных смесей относятся:
наличие разнообразных структурных форм газожидкостного потока (расслоенная, пробковая, пробково-диспергированная, пленочно-дисперсная, эмульсионная), каждая из которых имеет свои закономерности изменения истинной плотности и гидравлических сопротивлений;
пульсация давления, имеющая наибольшие значения при пробково-диспергированной структуре и вызывающая дополнительные напряжения в теле трубы;
пульсация массы за счет прохождения больших по объему жидкостных пробок, имеющая место при малых загрузках трубопровода и вызывающая его поперечные колебания. Пульсация массы значительно снижает эффективность работы сепарационных установок;
расслоение фаз по плотности (газ, нефть, пластовая вода) при низких скоростях движения газожидкостной смеси, особенно на нисходящих участках трубопровода. Наличие подслоя пластовой воды вызывает интенсивную электрохимическую коррозию нижней части трубы.
7
1.9. Эти особенности газожидкостных потоков необходимо учитывать уже на этапе проектирования, а также при реконструкции системы нефтегаэосбора.
1.10. Методическое руководство распространяется на ньютоновские жидкости и нефтегазовые смеси с обводненностью до 40 % и с вязкостью жидкой фазы до 75 . 10~3 Па.с.
9 -
w.<r~
4-
0г
У-
У-
ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ
давление, (Н/м2); атмосферное давление, (Н/м2);
давление, теряемое на преодоление трения движения смеси, (Н/м2);
располагаемый перепад давления, (Н/м2); среднее давление в трубопроводе, (Ц/м2); перепад давления на участке трубопровода, (Н/м2); внутренний диаметр трубопровода, (м); длина трубопровода (м);
нивелирная высота (геодезическая отметка) рассматриваемой точки или сечения трубопровода (м); угол наклона трубопровода к горизонту в градусах; соответственно объемный расход смеси, жидкой и газовой фаз при рабочих условиях, (мэ/с); расход дегазированной нефти, (м3/с); расход воды, (мэ/с);
соответственно весовой расход смеси, жидкой к газовой
фаз при рабочих условиях, (т/сут);
соответственно плотность смеси, жидкой и газовой фаз
при рабочих условиях, (кг/мэ);
динамическая вязкость жидкой фазы, ( )*
м*
д намическая вязкость газовой фазы, (JjjS ).
8
' - коэффициент кшематичес ко Я вязкости жидкой фаэы,(м^/е): t/m, U[, //*- соответственно скорость смеси, приведенная скорость жидкой и газовой фаз (м/с);
U, U - соответственно истинная скорость жидкой и газовой фаз, (м/с);
^ - относительная скорость, (м/с);
р
д - ускорение силы тяжести, 9,81 (м/с );
С( - истинное газосодержание смеси;
Г9 - газовый фактор, (т/мэ);
Гр - количество газа, находящегося при давлении Р в растворенном состоянии, приведенное к атмосферному давлению, (т/м®);
F - площадь сечения трубопровода, (м2);
F\F*~ площадь сечения трубопровода, занятая жидкой и газовой фазами, (м2);
Fp - площадь под участками псдъема и спуска над и под горизонтальной линией, проведенной из начальной точки трубопровода, (м2);
Tf - текущая температура, в градусах Кельвина, ( К);
J - температура, соответствующая 20 °С или 293 К;
Т0 - температура абсолютного нуля равна 273 °С;
- коэффициент гидравлического сопротивления смеси; коэффициент поверхностного натяжения на границе жидкость-газ , (Н/м);
Sg - коэффициент поверхностного натяжения на границе вода-- воздух , (Н/м);
У' - приведенный коэффициент сопротивления;
Re - число Рейнольдса при движении по трубопроводу жидкой фазы;
Re - число Рейнольдса жидкой фазы в двухфазном потоке;
£t - критерий Фруда;
9
Rr - гидравлический радиус, Ы) \
9t - смоченный периметр, (м);
высота слоя жидкой фазы (усредненная глубина потока),
<мП
Л - коэффициент сжимаемости, (П&~*);
з
5 - коэффициент растворимости, (——- );
vr * Па
^ - касательное напряжение на стенке трубы, (Я/м£), с*?
2. ВЗАИМОСВЯЗЬ МЕЩДУ ПАРАМЕТРАМИ В ДВДФАЗНЫХ ГАЗ<ЖВДК0С1НЫХ- ПОТОКАХ
2.1. Двухфазный газожидкостный газовой и жидкой сред0
Объемный расход смеси представляет равенство:
Ош- 0*0',
где Р
жидкой и газовой фаз при рабочих условиях. Равенства Q * Q*
X "■* >Г7 “ *7^”*
Ь +1?
о'___
Осм
<Г пи
поток представляет смесь
(I)
- соответственно плотность
выражают весовое и объемное расходное
Q'+Q‘
гаэосодержание смесис
2.3. Средней скоростью смеси двухфазного потока принято называть отношение суммарного объемного расхода фаз к площади сечения трубы, т.е.
4L-
0}0‘
V '
(2)
Отношение объемного расхода рассматриваемой фазы при среднем давлении и средней температуре смеси в трубопроводе к площади канала носит название приведенной скорости данной фазы: