Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

45 страниц

349.00 ₽

Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально 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.

Действие завершено 01.07.1990

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

Показать даты введения Admin

Страница 1

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВНИИСПТнефть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО ВОПРОСАМ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОДНОТРУБНЫХ СИСТЕМ СБОРА РД 39 - 3 -1034 - 84

1984

Страница 2

Министерство нефтяной протаыенности ШИИСПТнефть

утвкрвдт

первый зынестителеи министра нефтяной проммиенности А.8.Велихансвым 3 февраля 1984 года

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО ВОПРОСАМ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОДНОТРУБНЫХ СИСТЕМ СБОРА

РД 39-3-1034-84

1964

Страница 3

Руководство предназначено для инженерно-технических работников, заюдааюдяхся проектированием, обустройством и эксплуатацией однотрубных систем сбора нефти, газа на нефтяных месторождениях.

"Методическое руководство по вопросам проектирования и эксплуатации однотрубных систем сбора" разработано сотрудниками ВНИИСПТнефть Корниловым Г.Г., Гурьяновой В.А., Галимовой Г.Ю., Евстигнеевой А.И. и Грозненского нефтяного института Гужовым А.И. и Васильевым В.А.

Страница 4

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Методическое руководство по вопросам проектирования и эксплуатации однотрубных систем сбора

РД 39-3-1034-84

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной прокълплеиностм от 28 мая 1984г. # 321

Срок введения установлен о 01.07.1984 Срок действия до 01.07.1990

Руководство разработано по данным выполненных исследований аа последние годы. При проектировании однотрубных систем сбора руководство позволяет выбрать наиболее аффективные параметры, выполнить гидравлический расчет трубопроводов с двухфазными газожидкостными потоками, а при вксплуатации действующих систем обора - обеспечить беспульсационный режим работы и определить механическую нагрузку, которую испытывает трубопровод в режиме волнообразования.

I. 0НДИЕ ПОЛОЕЕНИЯ

1.1.    В настоящее время при обустройстве нефтяных месторождений преимущественно применяется герметизированные системы совместного сбора продукции скважин.

1.2.    Такие системы обладают рядом преимуществ: позволяют рационально использовать энергию пласта; сводят к минимуму потери нефти и газа;

почти вдвое снижают металлоемкость;

увеличивают степень централизации технологических объектов;

Страница 5

4

позволяют совмещать процессы сбора и подготовки нефти, газа и воды;

способствуют широкому внедрению индустриальных методов обустройства месторождений и тем самым ускорению их ввода в разработку.

1.3.    Особо важное значение имеют такие системы для нефтяных месторождений в северных районах, с вечномерзлыми грунтами.

1.4.    Пласт, скважины, нефтегазосборные трубопроводы представляют собой единую гидродинамическую систему, что необходимо учитывать при составлении проекта разработки месторождения. Так, например, уровень поддержания пластового давления не должен приниматься без учета методов подготовки и переработки газа. В то же время структура трубопроводных коммуникаций и технологических объектов системы нефтегаэосбора должна учитывать темпы обводненности продукции скважин и 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 Й 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-

Страница 6

5

Рнс. I. Групповой сбор продукция * - коллекторный; б - бесколлекторный .

скважин

1

г

[ г f г

Г

п

Тм1

Рис. 2. Централиэоваи»1й сбор продукции скважин: • - коллекторный; б - бесколлекторный

Страница 7

6

газосборного коллекторе;

nmefofw от групповых установок до сборного коллектора или

до ЦСП;

нефтегазосборные коллекторы (линейные, лучевые, кольцевые);

межпромысловые нефтегазопроводы, строящиеся при подключении вновь вводимых месторождений к действующим установкам по подготовке нефти я газа к дальнейшему транспорту.

1.7.    Расчет каждого элемента системы нефтегазосбора требует частного подхода как при выборе оптимальных условий их работы, так я 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 сепарациокных 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.

Страница 8

7

1.9.    Эти особенности газожидкостных потоков необходимо учитывать уже на этапе проектирования, а также при реконструкции системы нефтегазосбора.

1.10.    Методическое руководство распространяется на ньютоновские жидкости и нефтегазовые смеси с обводненностью до 40 % и с вязкостью жидкой фазы до 75 . I0"3 Па.с.

4-

У-

У-

ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЯ

давление, (Н/м2); атмосферное давление, (Н/м2);

давление, теряемое на преодоление трения движения смеси, (Н/м2);

располагаемый перепад давления, (Ц/tr); среднее давление в трубопроводе, (^м2); перепад давления на участке трубопровода, OV*2); 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 к газовой фаз при рабочих условиях, (м3/с); расход дегазированной нефти, (м3/с); расход воды, (мэ/с);

соответственно весовой расход смеси, жидкой и газовой фаз при рабочих условиях, (т/сут); соответственно плотность смеси, жидкой и газовой фаз при рабочих условиях, (кг/мэ); динамическая вязкость жидкой фазы, (    )*

д намическая вязкость газовой фазы,

);

Страница 9

в

■o' -

“Лм:-

и; и'.

9 -а -

г9-

гР~

V-

Re'-

коэффициент кинематической вязкости жидкой фазы,(м^/с): соответственно скорость смеси, приведенная скорость жидкой и газовой фаз (м/с);

соответственно исткгтная скорость жидкой и газовой фаз, (м/с);

относительная скорость, (м/с); ускорение силы тяжести, 9,81 (м/с ); истинное газосодержание смеси; газовый фактор, (т/м3);

количество газа, находящегося при давлении Р в растворенном состоянии, приведенное к атмосферному давление, (т/мэ);

площадь сечения трубопровода, (М^);

площадь сечения трубопровода, занятая жидкой и газовой

фазами, (м2);

площадь под участками педъеыа и спуска над и под горизонтальной линией, проведенной из начальной точки трубопровода, (м^);

текущая температура, в градусах Кельвина, ( К); температура, соответствующая 20 °С или 293 К; температура абсолютного нуля равна 273 °С; коэффициент гидравлического сопротивления смеси; коэффициент поверхностного натяжения на границе жидкость-газ , (Н/м);

коэффициент поверхностного натяжения на границе вода-- воздух , (Н/м);

приведенный коэффициент сопротивления;

число Рейнольдса при движении по трубопроводу жидкой

фазы;

число Рейнольдса жидкой фазы в двухфазном потоке; критерий Фруда;

Страница 10

9

Rr - гидравлический радиус, (м);

9t - смоченный периметр, (м);

^ср~ высота слоя жидкой фазы (усредненная глубина потока),

(м) f

Я- коэффициент сжимаемости, (Па“**);

S - коэффициент растворимости, (—- );

м*3 • Па

^ - касательное напряжение на стенке трубы, (Н/м*0.

2. ВЗАИМОСВЯЗЬ МЕКДУ ПАРАМЕТРАМИ В ДВУХФАЗНЫХ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ ПОТОКАХ

2.1. Двухфазный газожидкостный поток представляет смесь газовой и жидкой средс

Объемный расход смеси представляет равенство:

0*Г 0^0 ,    (D

где Q• и Q» Р* - соответственно плотность

жидкой и газовой фаз при рабочих условиях.

Равенства    Q"    Q*

х~ G+T ~ Gw

О' 0е

3— г~гГ/ ~    выражают    весовое    и    объемное расходное

О + О Осм

газосодержание смеси.

2.3. Средней скоростью смеси двухфазного потока принято называть отношение суммарного объемного расхода фаз к площади сечения трубы, т.е.

Uc

0}0’

F

(2)

Отношение объемного расхода рассматриваемой фазы при среднем давлении и средней температуре смеси в трубопроводе к площади канала носит название приведенной скорости данной фазы:

Страница 11

10

(3)

м тогда    it/

fi

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 й 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:

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:

Я*-

(6)

где pg и р1 - соответственно плотности газа и жидкости при

(7)

Страница 12

II

где

*r - кинематический коэффициент ияэкости жидкой фазы (нефть с частично растворенным в ней газом при давлении Р ):

(8)

W Q i\ с/ - коэффициенты( О. « 0,58, d - 4,62;

V- кинематический коэффициент вязкости товарной

п

нефти;

^ - общий газовый фактор при давлении насыщения в пластовых условиях, приведенный к атмосферному давлению, м3э.

Формула (8) справедлива для давления насыщения до 10^ -Д-

м

3. ВЫБОР РЭКИМА ТЕХНОЛОГИИ ОДОТРУНЮГО СВОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

3.1. Исследованиями установлено, что двухфазный газожидкостной поток во всем диапазоне изменения расходного газосодер-жвния смеси (0< fi < 1,0) в горизонтальные трубах можно разбить на три области:

1) 0 < fi    0,7 - газ в жидкости ;

2)    0,7 < fi < 0,95 - газ над жидкостью ;

3)    fiy 0,95 - жидкость в газе .

Работа систем сбора в большинстве своем приходится на вторую области.

3.2. Значение fi можно определить с использованием изотерм растворимости газа в жидкости (нефти), которые представляют графики в координатах Гф-Р (газовый фактор м33, м3/т -

о    ^

- давление, атм, Н/м4*) или других данных,по формуле'

QW 4

ча*

(9)

Страница 13

12

«и с учетом нзмеиеняа обводненности нефти р можно представить в виде .*

3.3.    Первая область ках по удельному расходу энергии, так

и по механической нагрузке на трубопровод является наиболее приемлемой областью. Вторая область - по причине волнообразования, пульсационных нагрузок, а третья - по причине сильного передис-пергирования жидкой фазы,- для практики нежелательны.

3.4.    При эксплуатации действующих систем сбора и при их проектировании необходимо работу трубопроводов по значению Р сводить в областьуЗ< 0,70 - область беспульсационного режима. Необходимо на рассматриваемом участке, например, через снижение давления обеспечивать такую глубину разгазирования, чтобы соотношению свободного газа к жидкости соответствовали приемлемые структурные формы. Такой режим необходимо обеспечивать, начиная

с устья скважин, и первы* таким участком является участок устье скважины - сепарационный пункт (первая ступень сепарации пли ЛИС - дожимная насосная станция).

3.5.    При заданном или известном давлении на устье скважины давление в пункте сепарации Рс определяется по формуле;

Рс-Ру - АР,    (И)

где Ру - давление на устье скважины.

3.6.    Для обеспечения беспульсационного течения смеси на участи 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

Страница 14

гз

со значением полного газового фактора от 9,6 до 118 м3/т через изменение в зависимости от изменения давления в пункте сепарации Р_ при давлении на устье скважины Р = COflSt удалось найти

с    у

располагаемую энергию в виде перепада давления, при котором на рассмотренном участке будет беспульсационное течение. Значение дР можно найти из эмпирического выражения

аРш 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    -<ттЧ    . Q/o+C(Cwrr _    „3)

'    г

а в пункте сепарации-по формуле ;

р .    -*)*р.тг,    _ o.so+qowrp

е    T.+o-j!t)(%4)npjs г    ’    <14)

3.8.    Выражения (13), (14) с учетом (II, (12) обеспечивают беспульсационное (^ * 0,7) движение ПйС 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 на преодоление сопротивления трения движения смеси и 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:

Страница 15

14

ь/Ъ-рЧи'-и') ф,

(15)

где

*    УР‘

I /1± . Ох X -@-а • & ~ схорость звука в однородной газовой

L! пв    у Р

гг    г    среде    с    плотностью Q ;

- модуль упругости', Н/м2;

Р - давление в рассматриваемом участке;

/7^- - показатель адиабаты, л* 1,4;

ьп*

истинная скорость газовой фазы, м/с;

jLGr os

uL-JlGLL

-- истинная скорость жидкой фазы, м/с.

Scffr-a)

ЗЛО. Сила удара, которая страгивает незакрепленный трубопровод с места, сбрасывает с трубопровода на речных (водных) переходах пригрузку, а при укладке в болотистой местности приводит трубы в колебательное состояние, определяется из равенст

ва :

(16)

где f‘-o(F - усредненная площадь поперечного сечения трубопровода, занятая газовой фазой, м^.

ЗЛ1. Общий расход энергии от волн перекрытия при таком режиме движения смеси определяется из выражения:

/ дат —

Ьр0 - 7 [*"    —-]    <17>

t определяется кз графика рис.З, полученного из эксперимен

тальных данных.

Страница 16

15

tee*

u_‘

a'

Рис. 3. Изменение промежутка времени между перекрытием канала трубы волнами жидкой фазы в зависимости от изменения величины "проскальзывания"

Страница 17

16

4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЩИХ ГАЗОЖИДКОСТНЫЕ СМЕСИ

а) Горизонтальные трубопроводы

4.1. Перепад давления, обусловленный сопротивлением трения движения и другими сопутствующими такому потоку явлениями, при установившемся изотермическом режиме определяется по формуле:

Г_J О'

г [&)

ТГШЯ-

(18)

Выражение (18) получено с использованием фактической модели движения фаз, отражающей их проскальзывание.

*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.Лейбензона:

(19)

Ч -    ,

в которой - коэффициент; У7--^    ~Z^Fm и является функ-

г,    *    О    X

цией критерия Рейнольдса.

Режим течения жидкой фазы без наличия в трубопроводе газа определяется по формуле:

(20)

Режим течения жидкой фазы в двухфазном потоке определяется по формуле:

(21)

Величины А, /77 и / в зависимости от режима течения имеет

Страница 18

17

следующие значения:

а)    ламинарный режим ( Яе < 2000) А ■ 64, /V • 1,0

9 * 4,15 с2/мг

б)    турбулентный режим в области гидравлически гладкого трения (2000    100000)    А    -    0,3164,    «0,25,    ^«0,0246    с2/м;

в)    турбулентный режим в зоне вполне иероховатога трения ( Яг> МО5) А . А~ const % /ТУ ч Он Г - 0,0626 • А с2/м.

А - коэффициент гидравлического сопротивления.

4.2. Приведенный коэффициент сопротивления V при положи» тельном скольжении ( u'/u-ri ) определяется по формуле.*

С *, /у 4?f

цг=(о,г*</~ 4dSg ) ”*v    (22)

Pi —    -    критерий    Рейнольдса    по    относительной скорости

^ * , . • • • v- U ~ U

Значение ¥ можно определить из графика в координатах 42iV^n7s$~~j£T    *    ^ev    •    к0Т0Рий    приведен на рис. 4.

ot

г & • Динамического коэф-

4.3. В зависимости от изменения /> фмциента вязкости жидкой фазы для определения истинного газосо-держания смеси о( можно использовать следующие формулы: при вначении критерия Фруда омеси fr < 4,0,    1,0* Ю**3 Нс/м2

для газожидкостной смеси,близкой по свойствам к смеси с компонентами вода-воздух , для пробковой структуры течения смеси 0( находят из выражения;    ___

<а - а/fji/у вл/> (-г,г ]/~,сг    (23)

OSf

где

Fr *

Г£М

~SD

При

F *

0*f

У.О , * 1,0-Ю * ~Г

Страница 19

Рис. 4. Приведенный коэффициент сопротивления в зависимости от поверхностного натяжения и числа Рейнольдса по относительной скорости :

<Э - вода-воздух ;

/ - нефть-воздух;

• - нефть-газ .

Страница 20

19

а-/(О,S3 - 0,095 Lgju'J (r-e v ^ )

в которой yU* в сантипуазах, а при значении

£    >    4,0    не-

гсм

зависимо от структур течения смеси - из выражения

М \ 4М5

(24)

которым для маловязких жидких компонентов (вода, бензин, газовый конденсат и др.) можно пользоваться по изменению j3 в интервале 0,06 < J6 < 0,95. С увеличением вязкости жидкого компонента смеси интервал применимости выражения (24) несколько уменьшается. Для жидкостей с коэффициентом кинематической вязкости т? < 0,65 • 1(Г* ы£/с верхний предел значения , до которого можно пользоваться выражением (24), приблизительно равен 0,85. Значения истинного газосодержания смеси о( за пределами указанных значений р с точностью ♦ 6-7 % определяйтея по уточненной формуле А.А.Арманда!

и+п(Гг + 1)]«($.)**» •

для которой коэффициент /7 вычисляется по формуле:

2,26 . /jy

(25)

где

А - коэффициент гидравлического сопротивления при движении по трубопроводу одной жидкой фазы с тем же расходом, что и при двухфазном режиме;

Fl - критерий Фруда, подсчитанный по жидкой фазе;

t.I

г' Ш'

Гг дЦ '    * SM*

£ - текущий газовый фактор.

£

4.4. Расчетная формула для определения диаметра горизонтального трубопровода при транспортировке по нему гаэожидкост-