Меню

Основные системы сбора продукции скважин

Основные системы сбора продукции скважин

ПЛАН ЗАНЯТИЯ № 41-42

Дисциплина:«Эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования»

Тема:«Оборудование для сбора и подготовки нефти, газа и воды. Основные системы сбора продукции скважин»

Образовательная — ознакомить студентов с оборудованием эксплуатационной скважины

Воспитательная – формировать у студентов самостоятельность при попадании в разные ситуации при исполнении работ;

Развивающая — развивать мыслительную деятельность студентов при выполнении учебно-производственных работ.

Учебно-производственные работы:изучение оборудование эксплуатационной скважины.

Учебно-материальное оснащение:конспект, наглядное оборудование, плакаты и видеоматериал.

Методы обучения:изложение информации с применением наглядного пособия и оборудования.

I. Организационная часть: (5-10 мин.)

1.2. Проверка присутствующих;

1.3. Проверка рабочей формы;

1.4. Назначение дежурных.

II. Вводный инструктаж: (30-120 мин.)

2.1. Сообщение темы и цель урока;

2.2. Проверка знаний учащихся:

а) Виды групп нефтяного оборудования;

б) Классификация групп;

г) Отличие групп.

2.3. Инструктирование учащихся по материалу урока:

а) Классификация оборудования;

б) Основные инструменты;

в) Дополнительное оборудование;

г) Назначение каждого оборудования.

2.4. Закрепление материала вводного инструктажа:

а) Перечислить классификацию оборудования;

б) Основное назначение инструмента;

в) Отличия оборудования;

г) Чаще применяемые инструменты, оборудование, машины при ремонте.

III. Самостоятельная работа учащихся и текущий инструктаж: (180-300 мин.)

3.1. Упражнение учащихся:

а) Изучение классификацию оборудования;

б) Основные отличия;

в) Виды групп оборудования.

3.2. Обходы рабочих мест: (замечания и подсказка студентам);

3.3. Приемка и оценка выполненных работ. Уборка рабочих мест.

IV. Заключительный инструктаж: (10-20 мин.)

4.1. Подведение итогов урока:

— выставление оценок или зачетов;

— определение лучших ответов, работ.

4.2. Выдача домашнего задания: учебник Никишенко С.Л. «Нефтегазопромысловое оборудование»

Составил преподаватель спец. дисциплин: Елисеев И.А. __________

Последним этапом большого объема работ, связанных с добычей нефти, является сбор пластовой жидкости с отдельных скважин, внутрипромысловая транспортировка и первичная обработка.

Поднятая из скважин пластовая жидкость содержит в себе воду, газ, механические примеси и нефть, помимо этого различные агрессивные компоненты.

Для отделения посторонних и вредных примесей от товарной нефти предназначен большой комплекс устройств аппаратов. Все они располагаются на территории промысла и обеспечивают доведение качества нефти до уровня, позволяющего транспортировать ее по магистральным трубопроводам, цистернами, танкерами на нефтеперерабатывающие заводы.

Оборудование для сбора и подготовки нефти, газа и воды

Организация сбора нефти, газа и воды является одним из неотъемлемых компонентов проекта промыслового обустройства. Система сбора включает в себя комплекс трубопроводов для транспортирования продукции скважин к технологическим установкам подготовки нефти, газа и воды.

Выбор системы сбора нефти, газа и воды обусловлен особенностями технологической схемы разработки. Его определяет необходимость:

— точного автоматического замера нефти, газа и воды по каждой скважине;

— герметизированного сбора нефти, газа и воды и их движения от скважин до магистрального трубопровода;

— изготовление основных узлов системы сбора индустриальным методом;

— обеспечение высоких экономических показателей по капитальным и эксплуатационным затратам;

— минимальной металлоемкости оборудования.

Основные системы сбора продукции скважин

В настоящее время известно большое число систем сбора нефти, газа и воды, которые использовались и продолжают эксплуатироваться. Различие в схемах этих систем обусловлено: уровнем техники в момент создания проекта и его внедрения; особенностями проекта разработки и обустройства месторождения; реальными возможностями промышленности, обеспечивающей изготовление и поставку оборудования.

К основным характеристикам системы сбора относятся давление, действующее в ней, и способ транспортирования продукции. По давлению различаются самотечные и высоконапорные системы. По способу транспортирования продукции – раздельная или совместная.

Самотечные системы сбора нефти предусматривают расположение устройств для замера и сепарации нефти в непосредственной близости от скважин, от которых нефть и вода за счет разности геодезических отметок самотеком поступают на сборный пункт. Сборный пункт обслуживает несколько скважин, и от него вода и нефть насосами перекачиваются к установкам подготовки нефти. Если газ и нефть с водой транспортируются по отдельным трубопроводам, то подобный способ называется раздельным. В самотечных системах сбора обычно используется раздельная (или двухтрубная) система сбора.

В высоконапорных системах продукция скважин может транспортироваться на значительные расстояния под устьевым давлением порядка 6 МПа. При этом на сборные пункты поступает пластовая жидкость от большого числа скважин.

В подобных системах после предварительной обработки продукции скважин и отделения газа она поступает под собственным давлением на установку подготовки нефти.

Высоконапорные однотрубные системы сбора позволяют:

— полностью устранить потери легких фракций нефти, доходящие до 3 % в негерметизированных системах;

— снизить металлоемкость системы сбора;

— сократить эксплуатационные расходы на обслуживание системы;

— автоматизировать основные операции подготовки и контроля качества пластовой жидкости;

— упростить в ряде случаев систему сбора за счет исключения ряда насосных станций в тех случаях, когда продукцию скважин можно транспортировать за счет устьевого давления;

— упростить очистку трубопроводов от парафина и отложения солей.

Вместе с тем эти системы имеют ряд недостатков, основными из которых являются:

— снижение точности замеров дебитов отдельных скважин автоматами по сравнению с мерниками;

— сокращение периода фонтанирования скважин из-за увеличения буферного давления;

— необходимость увеличения подачи газа в скважины, эксплуатируемые компрессорным способом;

— увеличение нагрузки на элементы насосного оборудования, обусловленное увеличением устьевых давлений.

Источник

Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды

Поступающую из скважин нефть и газ нужно очистить.
Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный нефтяной газ (ПНГ), твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Пластовая вода — это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л.
Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%.
Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров.
Твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования.
ПНГ используется как сырье и топливо.

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод (МНП) подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.
На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти.
Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ).
От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой.
На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, ПНГ и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС).
Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС.
Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении.
В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти.
На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды.
На установке по подготовке нефти (УПН) осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке.
Комплект этого оборудования называется УКПН — установка по комплексной подготовке нефти.

Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:

1 — нефтяная скважина;
2 — автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ);
3 — дожимная насосная станция (ДНС);
4 — установка очистки пластовой воды;
5 — установка подготовки нефти;
6 — газокомпрессорная станция;
7 — центральный пункт сбора нефти, газа и воды;
8 — резервуарный парк

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию МНП.

Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа вода в нефти.
В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию.
Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти.

Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы:

  • гравитационный отстой нефти,
  • горячий отстой нефти,
  • термохимические методы,
  • электрообессоливание и электрообезвоживание нефти.

Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя.
В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более).
Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.

Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти — малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти.
Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 -70С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое.
Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность.

Читайте также:  Почему выгодно перевести автомобиль на газ

Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание.

При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами.
В качестве деэмульгаторов используют ПАВ.
Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти.
Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы.
Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др.
Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз нефть-вода и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости.
Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции.
Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара.
Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды.

Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания.
Электрообезвоживание и электро-обессоливание нефти связаны с пропусканием нефти через специальные аппараты-электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20-30 кВ).
Для повышения скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры 50-70С.
При хранении такой нефти в резервуарах, при транспортировке ее по трубопроводам, в вагонах — цистернах по железной дороге или водным путем значительная часть этих углеводородов теряется за счет испарения.
Легкие углеводороды являются инициаторами интенсивного испарения нефти, так как они увлекают за собой и более тяжелые углеводороды.

В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины).
Поэтому перед подачей нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды.
Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти.
Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации.
Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке.
При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный.
В сепараторе из подогретой до 40-80С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор направляются в сборный газопровод.
В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды.

Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает на УПВ, расположенную также на ЦПС.
Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м 3 воды.
Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей.
Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта вода-нефть в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления.

Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок.
Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования.
Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивать в продуктивные пласты.
Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения.
Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки.

В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию.
Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды.
Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах — отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках.
Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена.
Гранулы полиэтилена захватывают капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду.
Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность. Очистку сточных вод осуществляют на установках очистки вод типа УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000 и УОВ-10000, имеющих пропускную способность соответственно 750, 1500, 3000 и 10000 м 3 /сут.
Следует отметить, что установка УОВ-10000 состоит из трех установок УОВ-3000.
Каждая такая установка состоит из 4 х блоков: отстойника, флотации, сепарации и насосного.

Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек).
Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты.
В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки.
В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый.

При подрусловом методе воду забирают ниже дна реки — под руслом.
Для этого в пойме реки пробуривают скважины глубиной 20-30 м диаметром 300 мм.
Эти скважины обязательно проходят через слой песчаного грунта.
Скважину укрепляют обсадными трубами с отверстиями на спицах и в них опускают водозаборные трубы диаметром 200 мм.
В каждом случае получают как бы два сообщающихся сосуда — река-скважина, разделенных естественным фильтром (слоем песчаного грунта).
Вода из реки профильтровывается через песок и накапливается в скважине.
Приток воды из скважины форсируется вакуум-насосом или водоподъемным насосом и подается на кустовую насосную станцию (КНС).
При открытом методе воду с помощью насосов первого подъема откачивают из реки и подают на водоочистную станцию, где она проходит цикл очистки и попадает в отстойник.
В отстойнике с помощью реагентов-коагуляторов частицы механических примесей и соединений железа выводятся в осадок.
Окончательная очистка воды происходит в фильтрах, где в качестве фильтрирующих материалов используют чистый песок или мелкий уголь.
Все оборудование системы сбора и подготовки нефти и воды поставляют в комплектно-блочном исполнении в виде полностью готовых блоков и суперблоков.

Источник



Оборудование для сбора и подготовки нефти, газа и воды

date image2015-07-03
views image3509

facebook icon vkontakte icon twitter icon odnoklasniki icon

Продукция скважин подлежит разделению на составляющие: нефть, воду и газ. Основным оборудованием для этого являются сепараторы.

В настоящее время выпускаются горизонтальные сепараторы различного объема. Кроме того, используются двухфазные сепараторы-отделители газа от жидкости типов НГС и УРХ, а также трехфазные сепарационные установки типа УПС, отделяющие и сбрасывающие свободную воду. Сепараторы устанавливаются на центральном пункте подготовки нефти и являются сепараторами первой ступени на месторождениях, где продукция скважин подается на ЦППН от скважин, или сепараторами второй ступени на крупных месторождениях с дополнительными насосными станциями. Установки типа НГС используются и на последующих ступенях, включая горячую сепарацию на последней ступени под вакуумом. Сепараторы типа УБС применяются в основном как сепараторы первой ступени.

Условное обозначение сепараторов типа НГС следующее:

НГС — нефтегазовый горизонтальный сепаратор; первое число — рабочее давление в кгс/см 2 , второе — диаметр сепаратора в мм. По проекту пропускная способность по нефти сепараторов НГС-6-1400 и НГС-40-3000 — 2000 и 3000 т/сут, а по газу — 150 и 4400 тыс. м 3 /сут, соответственно. Фактическая пропускная способность в 3 раза меньше проектной.

Сепараторы типа УБС являются установками с предварительным отбором газа. Предварительное разделение газожидкостной смеси происходит на конечном участке трубопровода и в депульсаторе, откуда и отводится отделившийся газ. Выпускаемые типоразмеры сепараторов (с каплеуловителем выносного типа) от УБС-1500/6 до УБС-16000/16.

Условное обозначение сепараторов типа УБС следующее:

УБС — установка блочная сепарационная; первое число — пропускная способность по жидкости в м 3 /сут, второе — допустимое рабочее давление (в тыс/см 2 ). Паспортная пропускная способность по жидкости обеспечивается при газовом факторе до 120 м 3 /т.

Установка типа УПС (установка с предварительным сбросом воды) предназначена для отделения газа от обводненной нефти и сброса пластовой воды с одновременным учетом количества обезвоженной нефти и воды.

При установке УПС на первой ступени сепарации монтируется узел предварительного сброса газа депульсации. Установка УПС-10000/6М (УПС-1000/16М) обычно устанавливается после сепаратора первой ступени и может разделять жидкость на несколько потоков для дальнейшей обработки.

Продукция, поступающая на УПС, может иметь газовый фактор до 90-120 м 3 /т и обводненность до 90 %. После установки обводненность продукции составляет 20-30 %.

Нагреватели и печи предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками глубокого обезвоживания и обессоливания. Параметры нефтяных нагревателей и печей приведены в табл. 5.3.

Читайте также:  Все для магазина одежды оборудование москва

Таблица 5.3

Нагреватели типа НН рассчитаны на нагрев эмульсий, вода в которых не вызывает отложений солей. Нагреватель БН-2М и печь ПТБ-10 применяются для нагрева нефтяных эмульсий с возможностью отложения солей и наличием механических примесей.

Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий, разделения их на нефть и пластовую воду после нагрева эмульсий в блочных или стационарных печах. Выпускаются горизонтальные отстойники ОГ-200, ОГ-200С, ОВД-200 и ОБН-3000/6.

Условное обозначение отстойников типа ОГ следующее: ОГ — отстойник горизонтальный; цифры — объем в м 3 ; С — с сепарационным отсеком (отделение газа).

Условное обозначение отстойников типов ОВД и ОБН следующее: ОВД — отстойник с вертикальным движением жидкости; ОБН — отстойник блочный нефтяной; 3000 — пропускная способность в м м 3 /сут; 6 — рабочее давление в кгс/см 2 .

В аппаратах ОГ-200, ОГ-200С, ОВД-200 осуществляется нижний распределительный ввод эмульсии. Принцип работы отстойников основан на гравитационном распределении иэффекте проливки эмульсии. Их пропускная способность по сырью составляет 4000-8000 м 3 /сут.

Принцип работы отстойников типа ОБН основан на гравитационном отстое при относительно горизонтальном движении в разделении эмульсии на нефть и воду. Их пропускная способность по сырью составляет от 3000 до 6000 м 3 /сут.

Электродегидратор ЭГ-200-10 предназначен для глубокого обезвоживания и обессоливания на установках подготовки нефти.

Условное обозначение следующее: первые цифры — объем в м 3 ; вторые цифры — рабочее давление в кгс/см 2 .

Электродегидратор представляет отстойник ОВД-200 с вводом двух горизонтальных электродов, на которые подается напряжение до 44 кВ промышленной частоты. На вход разделительных аппаратов подается эмульсия с обводненностью до 30 % и температурой до 100 ºС. Обводненность выходящей нефти составляет не более 0,5 %. Пропускная способность электродегидратора по сырью составляет 12 000 м 3 /сут.

Для сбора, хранения и учета нефти применяютрезервуары, форма которых может быть разнообразной: цилиндрической (горизонтальные и вертикальные), прямоугольной и сферической. Строят их подземными, полуподземными и наземными.

Подземные и полуподземные резервуары сооружают только железобетонными. Наиболее известны вертикальные стальные резервуары (табл. 5.4).

Параметры вертикальных стальных резервуаров

Каждыйрезервуар снабжается лестницей для осмотра оборудования, отбора проб и контроля за уровнем нефтепродукта. На резервуаре у места присоединения лестницы оборудуется замерная площадка, на которой устанавливают замерные приспособления и дыхательную арматуру резервуара.

Замерный люк предназначен для замера в резервуаре уровней нефтепродукта и подтоварной воды, а также для отбора проб при помощи пробоотборника. Внутри люка расположена направляющая алюминиевая или медная колодка, по которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. На нижнем поясе резервуара предусмотрен люк — лаз для входа обслуживающего персонала внутрь резервуара при его очистке и ремонте.

Имеется световой люк, который предназначен для проветривания резервуара перед его зачисткой. К этому люку прикрепляется запасной трос управления «хлопушкой» на случай обрыва рабочего троса. «Хлопушка» — тип обратного клапана для налива.

При выдаче нефтепродукта из резервуара крышка «хлопушки» открывается принудительно при помощи лебедок.

Дыхательный клапан служит для сообщения пространства внутри резервуара с атмосферой. Этот клапан представляет собой литую коробку (чугунную или алюминиевую), в которой расположены два клапана: один клапан открывается при повышении давления в газовом пространстве резервуара и обеспечивает выход газа в атмосферу при наливе, а второй — при разряжении (выдаче) обеспечивает доступ воздуха в резервуар. Иногда используют гидравлические предохранительные клапаны. Между резервуаром и дыхательным или гидравлическим клапаном устанавливают огневые предохранители. Они предотвращают проникновение пламени в газовое пространство резервуара. Для спуска из резервуара подтоварной воды применяется сифонный кран, представляющий собой трубу, пропущенную через сальник внутрь резервуара. Кроме этих устройств, каждый резервуар оснащается специальной противопожарной аппаратурой.

Группа резервуаров, сосредоточенных в одном месте, для сдачи товарной нефти называется резервуарным товарным парком. Резервуарный товарный парк должен иметь мощные средства пожаротушения, хорошие подъезды, земляную обваловку, хорошее водоснабжение и электроосвещение, закрытую систему канализации, насосную лабораторию, парокотельную и т.п.

Количество товарной продукции в резервуарах можно определить, например объемным способом, сущность которого заключается в следующем. Перед заполнением продукцией резервуар калибруют (по высоте через каждый сантиметр наносят метки). Это нужно для определения объема жидкости в резервуаре.

При замере объема продукции находят уровень нефти и воды (мерной лентой с миллиметровыми делениями и лотом), а затем с учетом температуры по калибровочной таблице определяют объем в кубических литрах. Для определения плотности продукции при помощи пробоотборника необходимо взять пробу. Среднюю плотность этой пробы находят по нефтеденсиметру.

Контроль за качеством товарной нефти и учет ее количества при сдаче транспортным организациям в настоящее время проводится с помощью автоматических установок. В основном используются автоматизированные установки «Рубин-М» и станции учета нефти. Они имеют оборудование для постоянного замера объемного расхода товарной нефти, ее плотности, влагосодержания и содержания солей. Установки могут быть настроены на показатели той или иной группы качества нефти по ГОСТ 9965-76. При нарушении этих показателей нефть автоматически направляется на повторную подготовку. Относительная погрешность изменения количества товарной нефти составляет 0,5 %.

5.2 Системы трубопроводного транспорта нефти и газа,

Источник

Основные системы сбора продукции скважин

Оборудование для сбора и подготовки нефти, газа и воды

Введение к лекции 16

Последним этапом большого объема работ, связанных с добычей нефти, является сбор пластовой жидкости с отдельных скважин, внутрипромысловая транспортировка и первичная обработка.

Поднятая из скважин пластовая жидкость содержит в себе воду, газ, механические примеси и нефть, помимо этого различные агрессивные компоненты.

Для отделения посторонних и вредных примесей от товарной нефти предназначен большой комплекс устройств аппаратов. Все они располагаются на территории промысла и обеспечивают доведение качества нефти до уровня, позволяющего транспортировать ее по магистральным трубопроводам, цистернами, танкерами на нефтеперерабатывающие заводы.

Организация сбора нефти, газа и воды является одним из неотъемлемых компонентов проекта промыслового обустройства. Система сбора включает в себя комплекс трубопроводов для транспортирования продукции скважин к технологическим установкам подготовки нефти, газа и воды.

Выбор системы сбора нефти, газа и воды обусловлен особенностями технологической схемы разработки. Его определяет необходимость:

точного автоматического замера нефти, газа и воды по каждой скважине;

герметизированного сбора нефти, газа и воды и их движения от скважин до магистрального трубопровода;

изготовление основных узлов системы сбора индустриальным методом;

обеспечение высоких экономических показателей по капитальным и эксплуатационным затратам;

минимальной металлоемкости оборудования.

В настоящее время известно большое число систем сбора нефти, газа и воды, которые использовались и продолжают эксплуатироваться. Различие в схемах этих систем обусловлено: уровнем техники в момент создания проекта и его внедрения; особенностями проекта разработки и обустройства месторождения; реальными возможностями промышленности, обеспечивающей изготовление и поставку оборудования.

К основным характеристикам системы сбора относятся давление, действующее в ней, и способ транспортирования продукции. По давлению различаются самотечные и высоконапорные системы. По способу транспортирования продукции – раздельная или совместная.

Самотечные системы сбора нефти предусматривают расположение устройств для замера и сепарации нефти в непосредственной близости от скважин, от которых нефть и вода за счет разности геодезических отметок самотеком поступают на сборный пункт. Сборный пункт обслуживает несколько скважин, и от него вода и нефть насосами перекачиваются к установкам подготовки нефти. Если газ и нефть с водой транспортируются по отдельным трубопроводам, то подобный способ называется раздельным. В самотечных системах сбора обычно используется раздельная (или двухтрубная) система сбора.

В высоконапорных системах продукция скважин может транспортироваться на значительные расстояния под устьевым давлением порядка 6 МПа. При этом на сборные пункты поступает пластовая жидкость от большого числа скважин.

В подобных системах после предварительной обработки продукции скважин и отделения газа она поступает под собственным давлением на установку подготовки нефти.

Высоконапорные однотрубные системы сбора позволяют:

полностью устранить потери легких фракций нефти, доходящие до 3 % в негерметизированных системах;

снизить металлоемкость системы сбора;

сократить эксплуатационные расходы на обслуживание системы;

автоматизировать основные операции подготовки и контроля качества пластовой жидкости;

упростить в ряде случаев систему сбора за счет исключения ряда насосных станций в тех случаях, когда продукцию скважин можно транспортировать за счет устьевого давления;

упростить очистку трубопроводов от парафина и отложения солей.

Вместе с тем эти системы имеют ряд недостатков, основными из которых являются:

снижение точности замеров дебитов отдельных скважин автоматами по сравнению с мерниками;

сокращение периода фонтанирования скважин из-за увеличения буферного давления;

необходимость увеличения подачи газа в скважины, эксплуатируемые компрессорным способом;

увеличение нагрузки на элементы насосного оборудования, обусловленное увеличением устьевых давлений.

Читайте также:  Хотите привлечь толпы новых клиентов и поднять прибыль

Самотечная система сбора продукции скважин

Самотечная (или двухтрубная) система сбора продукции скважин использовалась на старых месторождениях. На вновь обустраиваемых месторождениях система не строится, но в ряде мест применяется и в настоящее время, поскольку основная часть оборудования, обеспечивающего ее функционирование, работоспособна.

Эта система предусматривает раздельный сбор нефти и газа. Продукция скважин, обслуживаемых данной системой, может измеряться с помощью индивидуальных замерно-сепарационных установок (ИЗУ) либо групповых замерно-сепарационных установок (ГЗУ).

Схема самотечной системы (рис. 16.1) включает в себя выкидные линии, соединяющие устья скважин 1, эксплуатируемых насосным способом или фонтаном, с распределительной батареей, от которых продукция скважин поступает к ГЗУ 10. Продукция скважин может поступать также и к индивидуальным замерно-сепарационным установкам 2. В ГЗУ и ИЗУ пластовая жидкость отделяется от газа. От замерно-сепарационных установок жидкость по трубопроводам 4 поступает на сборные пункты, оборудованные резервуарным парком 6. Резервуары 6 не герметизированы. Из них нефть и вода центробежными насосами 7 подается по трубопроводу на установку подготовки нефти УПН, откуда на газоперерабатывающий завод ГПЗ. Газ, отделенный от жидкости в ГЗУ или ИЗУ, по отдельному трубопроводу 5 направляется на ГПЗ.

Рисунок 16.1 – Схема самотечной двухтрубной системы сбора продукции скважин:

I – с применением индивидуальных замерно-сепарационных установок (ИЗУ): II – с применением групповых замерно-сепарационных установок (ГЗУ)

1 – скважины; 2 – индивидуальные замерные установки ИЗУ; 3 – газопроводы;

4 – выкидные самотечные линии; 5 – сборный газопровод; 6 – участковый негерметизированный резервуар; 7 – сырьевой насос; 8 – сборный коллектор; 9 – сырьевой резервуар; 10 – групповая замерная установка

Индивидуальные замерно-сепарационные установки (ИЗУ) работают следующим образом. По короткому трубопроводу выкидной линии нефть поступает от скважины в трап, где отделяется от газа. Из трапа газ под собственным давлением направляется в трубопровод газосборной сети, а жидкость – в мерник, установленный на высоком основании либо на естественном возвышении таким образом, чтобы обеспечить переток жидкости из него на сборный пункт. Подобная конструкция ИЗУ обеспечивает минимальное противодавление на устье, которое в основном определяется разностью геодезических отметок устья и уровня жидкости в мернике.

Трап и мерник обвязаны трубопроводами и имеют несколько задвижек, регулятор давления, заглушки и другое оборудование для эксплуатации и ремонтно-профилактических работ.

Групповые замерно-сепарационные установки (рис. 16.2> работают следующим образом. Пластовая жидкость по относительно длинным (до 2 км) выкидным линиям поступает в распределительную батарею 8, представляющую собой ряд задвижек для отключения скважин, направления их продукции через специальные коллекторы в трап первой ступени, замерный трап, подключения к заглушке и т. п.

Рисунок 16.2 – Групповая замерно-сепарационная установка:

1 – вентиль; 2 – трап второй ступени; 3 – самотечный коллектор; 4 – мерник; 5 – регулятор уровня; 6 – замерный трап; 7 – распределительная батарея; 8 – внешние линии от скважин; 9 – замерная диафрагма; 10 – трап первой ступени

Из распределительной батареи пластовая жидкость направляется в трап первой ступени 10, где от нее отделяется газ, и перепускается в трап второй ступени 2. Газ, выделяющийся в трапе 10, пройдя через регулятор давления, направляется в газосборную сеть, а газ из трапа 2 обычно используется для технологических нужд в непосредственной близости от ГЗУ или сжигается в факеле.

Из трапа нефть с водой направляется в мерник 4 и поступает в самотечный сборный коллектор 3, по которому подается в негерметизированные резервуары сборного пункта. Из резервуаров жидкость перекачивается центробежным насосом на установку подготовки нефти УПН.

Дебит отдельных скважин замеряется в мернике 6, а количество газа – расходомером, состоящим из диафрагмы 9 и самопишущего прибора.

Общим для всех самотечных систем сбора является следующее.

Противодавление на устье скважины при работе системы минимально и практически не оказывает влияния на работу внутрискважинного оборудования.

Мерники замерно-сепарационных установок располагаются таким образом, чтобы обеспечить достаточный гидростатический напор для перетока жидкости к СП. Трасса трубопровода должна быть проложена с учетом этого требования.

Точность замера дебитов отдельных скважин достаточно высока, так как обусловлена измерением объема жидкости, накопившейся в мернике за определенный интервал времени. Она мало зависит от дебита скважины.

Достаточно глубокая сепарация газа, исключающая образование в нефтепроводах газовых «мешков».

Повышенная пропускная способность трубопроводов для обеспечения перекачки продукции при увеличении дебитов отдельных скважин и при увеличении вязкости жидкости при сезонных изменениях температуры.

Частая очистка трубопроводов от парафина, солей и механических примесей, отложение которых на стенках трубопровода достаточно интенсивно из-за низкой скорости течения жидкости.

Потери легких фракций нефти и газа достигают 3 %, они происходят в негерметизированных мерниках и резервуарах.

Высоконапорные системы сбора

Все вновь вступающие в разработку месторождения обустраиваются с применением высоконапорных систем сбора.

Существует несколько основных схем, отличающихся друг от друга числом обслуживаемых скважин и перечнем выполняемых операций.

Для сбора продукции большого числа скважин используется схема (рис. 16.3). Она включает в себя выкидные линии от скважин, ГЗУ, сборные коллекторы, дожимные насосные станции ДНС, сборные коллекторы нефти и газа, сепараторы-делители, УПН, установки подготовки воды УПВ, компрессорные станции КС, газоперерабатывающий завод ГПЗ, герметизированные резервуары, автоматические установки сдачи товарной нефти и т. д.

Рисунок 16.3 – Высоконапорная система сбора продукции скважин на больших месторождениях:

1 – выкидные линии от скважин; 2 – групповая замерная установка (ГЗУ); 3 – сборные коллекторы; 4 – дожимная насосная станция (ДНС); 5 – сборный коллектор нефти;

6 – сборный коллектор газа; 7 – сепаратор-делитель; 8 – установка подготовки нефти (УПН); 9 – установка подготовки воды (УПВ); 10 – водопровод для сточной воды;

11 – трубопровод товарной нефти; 12 – компрессорная станция (КС);

13 – газоперерабатывающий завод (ГПЗ); 14 – герметизированные резервуары товарной нефти; 15 – подпорный насос; 16 – автоматизированная установка сдачи товарной нефти;

17 – трубопровод возврата нефти на УПН; 18 – насосная станция; 19 – магистральный нефтепровод к нефтеперерабатывающему заводу; 20 – насос подачи воды на КНС

Схема сбора работает следующим образом. Продукция скважин под устьевым давлением 1,0 – 1,4 МПа по выкидным линиям поступает в автоматизированные групповые замерные установки 2 типа «Спутник», которые включают в себя сепаратор, отделяющий газ от жидкости и измеряющий их расход от каждой скважины в отдельности. Каждая ГЗУ обслуживает до 14 скважин, продукция которых смешивается и транспортируется по коллектору 3 до ДНС 4. Там происходит разделение газа и жидкости, и далее – до газоперерабатывающего завода 13 и сепаратора-делителя 7 они транспортируются по разным трубопроводам.

Сепаратор-делитель 7 служит для обеспечения равномерной подачи нефтяной эмульсии в сепараторы-подогреватели, расположенные на установке подготовки нефти УПН 8. На этой установке отделяется вода и обессоливается нефть, после чего она поступает в установку сдачи товарной нефти 16. Пластовая жидкость направляется в УПВ 9.

Установка сдачи товарной нефти контролирует содержание воды и солей в продукции и при увеличении их выше нормы направляет некондиционный продукт по трубопроводу 17 в сепаратор-делитель 7, откуда он поступает в УПН и доводится там до нормы.

Предварительно вода может отделяться и на ДНС. На небольших месторождениях может использоваться система сбора, совмещенная с установкой подготовки нефти. Обычно она располагается в центре площади, на которой находятся обслуживаемые ею скважины. Продукция скважин поступает по выкидным линиям к автоматизированной замерной установке, от которой направляется в сепаратор первой ступени. Отделенный в ней газ либо используется для собственных нужд, либо направляется по трубопроводу к дальним потребителям. Вода с нефтью и остатками растворенного газа направляется в сепараторы второй ступени – концевую совмещенную сепарационную установку (КССУ), где происходит «холодное» разгазирование нефти и предварительное отделение пластовой воды. Отделенный газ направляется к компрессорной станции КС, а оттуда на ГПЗ.

Из КССУ сырая нефть подается насосом через теплообменники в сепаратор-делитель, далее в сепаратор-подогреватель, где обезвоживается и обессоливается. Доведенная до товарной кондиции нагретая нефть поступает в теплообменники, где нагревает сырую нефть. Из теплообменников нефть направляется в попеременно работающие герметизированные резервуары, откуда насосом подается в автоматическое устройство по передаче товарной нефти и поступает в насосную внешней перекачки.

Газ, отделенный от жидкости в сепараторе-подогревателе, под собственным давлением поступает на ГПЗ, пластовая вода – в КССУ и используется для предварительного разрушения эмульсии. Часть горячей пластовой воды из сепаратора-подогревателя может направляться на установку подготовки воды (УПВ).

Источник