Способ транспорта нефти и газа Российский патент 2023 года по МПК F17D1/14 E21B43/34 

Изобретение относится к технике и технологии сбора и транспорта газожидкостных смесей и может быть использовано при сборе и транспорте скважинной продукции нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений, в частности, при внутрипромысловом сборе газоводонефтяных смесей с высоким содержанием газа.

Известно, что при транспортировании продукции скважин с повышенным содержанием газа в трубопроводах происходит образование жидкостных пробок, которые обусловливают пульсации потока, вызывающие циклические нагрузки на трубопровод, особенно в местах его изгиба и в ряде случаев могут вызвать опасное смещение трубопровода, а при надземной прокладке падение с опор и разрушение.

Таким образом, основная проблема, связанная с пробками в трубопроводах, транспортирующих газожидкостные смеси, является их потенциальное силовое воздействие на трубопровод в точках изменения направления движения флюидов.

Это воздействие зависит главным образом от скорости, развиваемой пробкой, и определяется по зависимости:

где ρ_ж- плотность жидкости в пробке, кг/м³; S_тр; - площадь сечения трубопровода, м²; W_пр - скорость движения пробки в трубе, м/с.; D_тр - диаметр трубопровода. (Хабибуллин Р.А., Девятьяров С.С., Жигалев Е.В., Трифонов А.В., Пяткин А.В., Горидько К.А., Шабонас А.Р., Вербицкий B.C. Анализ влияния многофазного потока на механические колебания нефтегазосборного трубопровода Новопортовского нефтегазового месторождения // Нефтяное хозяйство, 2017, №12, С. 56-59).

Для того, чтобы вызвать смещение трубы, усилие потока должно быть выше некоторого критического значения, характеризующего механическую устойчивость трубопровода в точке воздействия. Это критическое усилие согласно оценивается по формуле:

где f_тр=0,5 - коэффициент трения подвижного крепления трубопровода об опору; М_тр, М_ж - удельная масса, соответственно, трубопровода вместе с изоляцией (на 1 м длины) и продукции, заполняющей трубопровод (на 1 м длины); L_пс - длина трубопровода, поддерживаемая опорами; g - ускорение свободного падения. (Kirill Goridko, Rinat Khabibullin and Vladimir Verbitsky Flow Indused Vibration and Movements Modelling on Multiphase Pipeline on Russian Far North Green Field, SPE-196433-MS (presented at the SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition held in Bali, Indonesia, 29-31 October 2019) - DOI: 10.2118/196433-MS).

Следовательно, пробковые режимы по влиянию на устойчивость трубопровода можно разделить на опасный или высокоскоростной режим (при F_прмакс>F_крит) и неопасный или низкоскоростной режим (при F_прмакс<F_крит).

Одним из способов предотвращения опасного пробкообразования является регулирование давления сепарации. Известен способ однотрубного сбора и транспорта газожидкостных смесей, в котором сепарацию ведут при давлении, обеспечивающем объемное газосодержание в трубопроводе, транспортирующем газожидкостную смесь на узел сепарации, равное 0,72-0,75. (Авторское свидетельство СССР №901707, публ. 1982 г).

Недостатком известного способа является необходимость поддержания повышенного давления на входе в сепарационную установку и, соответственно, в системе нефтегазосбора, что при высоком содержании газа в транспортируемой смеси, как правило, невозможно. Так, согласно расчетам по формуле, приведенной в [1], для достижения объемного газосодержания 0,75 в трубопроводе, транспортирующем газожидкостную смесь с газовым фактором 300 ст м³/м³ потребуется давление около 64 атм, что значительно выше давления на устье добывающих скважин.

Для предотвращения пробкообразования в нефтегазовых потоках в системе нефтегазосбора рекомендуется способ раздельного сбора нефти(жидкости) и газа, причем данное решение может осуществляться двумя основными путями: установкой нефтегазовых сепараторов и трубных устройств. (Повышев К.И., Вершинин С.А., Берниковская О.С. Нефтегазоконденсатные месторождения. Системный подход к управлению мультифазным потоком// PROHEФTЬ. Профессионально о нефти. - 2017 - №4(6). - С. 59-63.)

Известны способы раздельного внутрипромыслового сбора нефти и газа путем сепарации нефтегазовой смеси в нефтегазовых сепараторах на площадках скважин или кустов скважин и последующего транспортирования газа и жидкости по отдельным трубопроводам (Толепбергенов Е.К. Модернизированные групповые установки (МГУ) в системе сбора, транспортировки нефти и газа на примере месторождения «Узень» и «Карамандыбас», «SOCAR Proceedings)) («Научные Труды»,), 2013, №2, С. 60-66).

Недостатком известного способа является необходимость регулирования процесса сепарации, т.е. наличия аппаратов, работающих под давлением - сепараторов, и соответственно, строительства специальных технологических объектов.

Известны способы разделения газа и жидкости в трубопроводах посредством трубных разделителей различной конструкции, называемых устройствами предварительного отбора газа. (Руководство по проектированию и эксплуатации сепарационных узлов нефтяных месторождений, выбору и компоновке сепарационного оборудования, РД 39-0004-90, Уфа, ВНИИСПТнефть, 1990 - 69 С; 8 - Руководство по применению технологии сепарации нефти для месторождений с высоким газовым фактором, РД 39-0148070-303-85, Тюмень, СибНИИНП, 1985 - 15 С).

Преимуществом данных трубных разделителей является простота и отсутствие специальных регулирующих устройств. В то же время, это обстоятельство является и их недостатком. Трубные устройства не обеспечивают требуемого качества сепарации, и, в связи с этим, данные аппараты используются в совокупности с нефтегазовым сепаратором (для четкого отделения газа от нефти) и газосепаратором (для четкого отделения уносимой с газом нефти от газа).

Автономное использование трубного делителя фаз не всегда обеспечивает требуемое качество сепарации, в связи с чем в отделяемом газе может оказаться некоторое количество жидкости, что может вызвать образование жидкостных пробок уже в газопроводе.

Наиболее близким к заявляемому является способ сбора и транспорта нефти, заключающийся в разделении поступающей из добывающих скважин газожидкостной смеси на две фазы (газ и жидкость) в трубном сепараторе и транспортировке газового и жидкостного потоков по отдельным трубопроводам (Применение трубного сепаратора Inline PhaseSplitter (для разделения газожидкостного потока) на платформе Vesslefrik, - https://docplaver.com/38158263-Separacionnve-sistemy.html).

Недостатком известного способа также является образование в газовом потоке, выходящем из трубного сепаратора, опасных скоростных пробок, способных развивать усилия выше, чем критические.

Задачей, на решение которой направлено изобретение является предотвращение образования в газопроводе скоростных жидкостных пробок, за счет повышения качества отделения жидкости из транспортируемого газового потока.

Технический результат достигается тем, что в способе транспорта нефти и газа, заключающемся в подаче газожидкостной смеси от добывающих скважин в трубный сепаратор, разделении в нем газожидкостной смеси на газ и жидкость и транспортировке потоков газа и жидкости по отдельным трубопроводам, после трубного сепаратора поток газа направляют в путевой сборник жидкости с накопительной емкостью, соединенной с трубопроводом жидкости, при этом отрезок трубопровода газа, соединяющий путевой сборник жидкости с трубным сепаратором, выполняют длиной, соответствующей минимальной длине формирования первой жидкостной пробки, причем отрезок трубопровода жидкости, расположенный между трубным сепаратором и путевым сборником жидкости, устанавливают параллельно отрезку трубопровода газа, соединяющему путевой сборник жидкости с трубным сепаратором, и редуцируют давление в нем до давления, меньшего, чем давление в путевом сборнике с возможностью обеспечения перетока жидкости из накопительной емкости путевого сборника в трубопровод жидкости. Давление на отрезке трубопровода жидкости, расположенном между трубным сепаратором и путевым сборником жидкости, редуцируют путем уменьшения диаметра данного отрезка относительно диаметра трубопровода жидкости либо путем установки на этом отрезке редуцирующего клапана.

Направление потока газа после трубного сепаратора в путевой сборник жидкости с накопительной емкостью, соединенной с трубопроводом жидкости, и установка путевого сборника жидкости на расстоянии от трубного сепаратора посредством отрезка трубопровода газа длиной, соответствующей минимальной длине, на которой формируется первая жидкостная пробка, позволяет отделить от газового потока оставшуюся после сепарации жидкость и направить ее в трубопровод жидкости. Оптимальной длиной установки путевого сборника жидкости относительно трубного сепаратора является минимальная длина формирования жидкостной пробки, поскольку на такой длине, с одной стороны, еще нет опасности возникновения развитого пробкового режима, а, с другой стороны, обеспечивается формирование жидкостного потока перед путевым сборником и, следовательно, обеспечивается его эффективная работа.

Параллельность трубопроводов жидкости и газа трубным сепаратором и путевым сборником жидкости и обеспечение давления в трубопроводе жидкости на этом участке меньшего, чем давление в путевом сборнике с возможностью обеспечения перетока жидкости из накопительной емкости путевого сборника в трубопровод жидкости, обеспечивает, за счет разницы давлений в трубопроводах газа и жидкости, перетекание жидкости из накопительной емкости путевого сборника в трубопровод жидкости. Параллельная прокладка трубопроводов позволяет снизить затраты на обеспечение данного перетока.

Сущность изобретения поясняется графически, где на фиг. 1 представлен вариант установки для разделения газожидкостной смеси и последующего раздельного транспорта газа и жидкости, реализующей предлагаемый способ, с редуцированием давления посредством уменьшения диаметра трубопровода жидкости на отрезке между трубным сепаратором и путевым сборником жидкости; на фиг. 2 представлен вариант установки, реализующей предлагаемый способ, с редуцированием давления посредством установки редуцирующего клапана.

Установка для разделения газожидкостной смеси и последующего раздельного транспорта газа и жидкости содержит трубный сепаратор 1 (трубный узел разделения газожидкостной смеси), состоящий из входного трубопровода 2 и нисходящего трубопровода 3 с патрубками 4 отвода газа, пробкоулавливающей секции 5 с патрубками 6 выхода жидкости и патрубком 7 отвода газа, трубопровод 8 газа, на котором установлен путевой сборник 9 жидкости с патрубком 10 выхода жидкости, накопительную емкость 11 для сбора жидкости, снабженную поплавковым регулятором уровня 12, с патрубком 13 и клапаном 14 для выдавливания жидкости в трубопровод 15 жидкости, соединенный с трубным сепаратором 1 через патрубок 6 отрезком 16 трубопровода жидкости.

Отрезок 16 трубопровода жидкости проложен параллельно трубопроводу 8 газа на участке между трубным сепаратором 1 и путевым сборником жидкости 9. Для обеспечения перетока жидкости из накопительной емкости 11 путевого сборника 9 жидкости в трубопровод 15 жидкости отрезок 16 трубопровода жидкости может быть выполнен меньшего диаметра, чем диаметр трубопровода 15 жидкости на участке между трубным сепаратором 1 и путевым сборником 9 жидкости (см. фиг. 1). При равных диаметрах отрезка 16 и трубопровода 15 жидкости (см. фиг. 2) для редуцирования давления на участке между трубным сепаратором 1 и путевым сборником 9 жидкости на отрезке 16 трубопровода жидкости может быть установлен редуцирующий клапан 17.

Участок трубопровода 8 газа между трубным сепаратором 1 и путевым сборником жидкости 9 выполнен длиной, соответствующей длине участка, на которой формируется первая жидкостная пробка. Расчетная минимальная начальная длина пробки принимается равной диаметру трубопровода: L_прнач=D_тр,а ее объем принимается равным произведению начальной длины пробки на площадь сечения трубопровода (S_тр): V_прнач = L_прнач⋅S_тр [Guidelines for OLGA 2000 Slugtracking https://slideplayer.com/slide/10465034/]. Минимальное время поступления в газопровод жидкости, требуемое для образования пробки объемом V_прнач, составит: τ_пр=V_прнач/Q_ж, где Q_ж - объемный расход жидкости, поступающей в газопровод, а минимальная длина участка формирования первой пробки L_пу=τ_пр⋅W_жи где W_жи - действительная линейная скорость движения жидкости, которая равна: W_жи= Q_ж/S_тр⋅α, где α - истинное содержание жидкости в потоке газа, равное в данном случае: α=β⋅(μ_пр)^0,0475, где β - расходное газосодержание в рабочих условиях, μ_пр - приведенная вязкость (отношение вязкости газа и нефти при рабочих условиях) [Карамышев В.Г. Исследование закономерностей закономерностей совместного транспорта нефти и газа по трубопроводам: диссертация…доктора технических наук: 25.00.19. - Уфа, 2002 .- 275 с.].

Способ транспорта нефти и газа реализуется следующим образом.

Газожидкостную смесь направляют в трубный сепаратор 1 для ее разделения на газовый и жидкостной потоки. В сепараторе 1 жидкостная пробка поступает во входной трубопровод 2 трубного сепаратора 1 и далее через нисходящий трубопровод 3 в пробкоулавливающую секцию 5, где происходит разрушение этой пробки. Газ из газовой пробки, которая следует за жидкостной, по патрубкам 4 направляется в трубопровод 8 газа, а жидкость через патрубки 6 направляется по отрезку 16 трубопровода в трубопровод 15 жидкости. Газ, выделяемый при разрушении пробки, отводится в трубопровод 8 газа через патрубок 7.

После сепаратора 1 разделенные газ (с некоторым количеством жидкости) и жидкость с некоторым остаточным содержанием растворенного в ней газа по проложенным параллельно трубопроводу 8 газа и отрезку 16 трубопровода жидкости транспортируют до находящегося на газопроводе путевого сборника 9 жидкости, в котором происходит отделение оставшейся в трубопроводе 8 газа жидкости и ее сброс в накопительную емкость 11. Сброс жидкости в накопительную емкость 11 осуществляется через патрубок 10. При накоплении в емкости 11 заданного количества жидкости срабатывает поплавковый регулятор уровня 12, открывая клапан 14 и жидкость перетекает в трубопровод 15 по патрубку 13 за счет разницы давлений между трубопроводом 8 газа и трубопроводом 15 жидкости, возникшей из-за разницы потерь напора в трубопроводе 8 газа и параллельном ему отрезке 16 трубопровода жидкости. Необходимую разницу давлений между трубопроводом 8 газа и трубопроводом 15 жидкости обеспечивает выполнение отрезка 16 трубопровода жидкости на участке между трубным сепаратором 1 и путевым сборником жидкости 9 с меньшим диаметром, чем диаметр трубопровода 15 (фиг. 1).

В случае невозможности или нецелесообразности изменения диаметра отрезка 16 трубопровода жидкости на участке между трубным сепаратором 1 и путевым сборником жидкости 9 разницу давлений между началом и концом данного участка можно обеспечить путем установки на отрезке 16 редуцирующего клапана 17 (фиг. 2)

Предлагаемый способ транспорта нефти и газа позволяет обеспечить достаточную полноту отделения жидкости из газа и избежать вторичного появления жидкостных пробок в газопроводе.

Пример реализации способа для нефтегазового месторождения.

При реализации способа по наиболее близкому к предлагаемому решению аналогу, заключающемуся в разделении смеси в трубном сепараторе на газ и жидкость и их последующей двухтрубной транспортировке, при попадании в газопровод с минимальным расчетным диаметром 0,5 м и расходом газа 140 тыс ст м³/ч жидкости в количестве выше 70 м³/ч, создается опасный высокоскоростной пробковый режим. Скорость образующихся пробок в данном случае выше, чем при однотрубном сборе, а расчетное критическое усилие, требуемое для подвижки трубопровода F_крит - ниже (11,71 кН).

При реализации предлагаемого способа при диаметре трубопровода D_тр=0,5 м и объемном расходе жидкости, поступающей в газопровод Q_ж=80 м³/ч (0,0222 м³/с), учитывая, что расходное газосодержание в рабочих условиях β=0,006, а приведенная вязкость (отношение вязкости газа и нефти при рабочих условиях) μ_пр=0,00144, можно вычислить минимальную длину формирования первой жидкостной пробки, возникающей в трубопроводе газа после трубного сепаратора, которая составляет L_пу=109,6 м (110 м). Таким образом длину параллельного участка трубопроводов принимаем равной 110 м.

Гидравлические расчеты показали, что при установке путевого сборника на расстоянии 110 м от трубного сепаратора необходимую разницу давления для передавливания жидкости из накопительной емкости путевого сборника в трубопровод жидкости (>0,05 МПа) можно обеспечить, приняв диаметр отрезка трубопровода жидкости (нефтепровода) на участке между трубным сепаратором и путевым сборником равным 0,3 м при расчетном диаметре трубопровода жидкости, равном 0,6 м.

Можно оставить диаметр трубопровода жидкости на участке между трубным сепаратором и путевым сборником равным 0,6 м, тогда снижение давления на 0,05 МПа, можно обеспечить с помощью установленного на данном участке трубопровода жидкости редуцирующего клапана.

При реализации предлагаемого способа попадающая в газопровод жидкость частично или полностью удаляется в путевом сборнике жидкости, что обеспечивает в газопроводе при скорости газа, не превышающей 20 м/с, распределенный режим течения и, соответственно, равномерную нагрузку на точки крепления трубопровода.

В трубопроводе жидкости (нефтепроводе) с расчетным диаметром трубопровода 0,6 м, за счет выделяющегося в результате снижения давления растворенного в жидкости (нефти) газа наблюдается пробковый режим, однако этот режим является низкоскоростным, при котором усилие возникающих пробок (F_{пр макс}=8,92 кН) ниже расчетного критического усилия (F_крит=14,57 кН).

Из приведенного примера видно, что предлагаемый способ позволяет уменьшить накопление жидкости в газопроводе и предотвратить возможность вторичного пробкообразования и, тем самым, повысить эффективность работы системы двухтрубного транспорта нефти и газа. При предлагаемом способе трубная установка разделения нефти и газа может надежно работать в автономном режиме.

Изобретение относится к технике и технологии сбора и транспорта газожидкостных смесей и может быть использовано при сборе и транспорте скважинной продукции нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений, в частности, при внутрипромысловом сборе газоводонефтяных смесей с высоким содержанием газа. Способ транспорта нефти и газа заключается в подаче газожидкостной смеси от добывающих скважин в трубный сепаратор, разделении в нем газожидкостной смеси на газ и жидкость и транспортировке потоков газа и жидкости по отдельным трубопроводам. После трубного сепаратора поток газа направляют в путевой сборник жидкости с накопительной емкостью, соединенной с трубопроводом жидкости. При этом отрезок трубопровода газа, соединяющий путевой сборник жидкости с трубным сепаратором, выполняют длиной, соответствующей минимальной длине формирования первой жидкостной пробки. Причем отрезок трубопровода жидкости, расположенный между трубным сепаратором и путевым сборником жидкости, устанавливают параллельно отрезку трубопровода газа, соединяющему путевой сборник жидкости с трубным сепаратором. Для обеспечения перетока жидкости из накопительной емкости путевого сборника в трубопровод жидкости на отрезке трубопровода жидкости, расположенном между трубным сепаратором и путевым сборником, редуцируют давление путем уменьшения диаметра данного отрезка относительно диаметра трубопровода жидкости либо путем установки на этом отрезке редуцирующего клапана. Изобретение способствует предотвращению образования в трубопроводе газа скоростных жидкостных пробок за счет повышения качества отделения жидкости из транспортируемого газового потока. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ транспорта нефти и газа, заключающийся в подаче газожидкостной смеси от добывающих скважин в трубный сепаратор, разделении в нем газожидкостной смеси на газ и жидкость и транспортировке потоков газа и жидкости по отдельным трубопроводам, отличающийся тем, что после трубного сепаратора поток газа направляют в путевой сборник жидкости с накопительной емкостью, соединенной с трубопроводом жидкости, при этом отрезок трубопровода газа, соединяющий путевой сборник жидкости с трубным сепаратором, выполняют длиной, соответствующей минимальной длине формирования первой жидкостной пробки, причем отрезок трубопровода жидкости, расположенный между трубным сепаратором и путевым сборником жидкости, устанавливают параллельно отрезку трубопровода газа, соединяющему путевой сборник жидкости с трубным сепаратором, и редуцируют давление в нем до давления, меньшего, чем давление в путевом сборнике, с возможностью обеспечения перетока жидкости из накопительной емкости путевого сборника в трубопровод жидкости.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что давление на отрезке трубопровода жидкости, расположенном между трубным сепаратором и путевым сборником жидкости, редуцируют путем уменьшения диаметра данного отрезка относительно диаметра трубопровода жидкости.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что давление на отрезке трубопровода жидкости, расположенном между трубным сепаратором и путевым сборником жидкости, редуцируют путем установки на этом отрезке редуцирующего клапана.