Всего на сайте:
183 тыс. 477 статей

Главная | Добыча и разработка природных ресурсов

Схема и состав оборудования высоконапорной герметизированной системы сбора нефти, газа и воды.  Просмотрен 1363

  1. Диаграммы деформирования материала КГТ в процессе их эксплуатации
  2. Определение допускаемого усилия на плашки транспортера гибких труб (ГТ). Силовой расчет привода барабана ГТ
  3. Существующие конструкции трубных и штанговых элеваторов. Требования к элеваторам. Расчет балочных и втулочных элеваторов на прочность.
  4. Элеваторы типа ЭШН
  5. Расчет элеватора ЭТА
  6. Расчет элеватора ЭТАД
  7. Гидравлический разрыв пласта. Назначение и виды ГРП. Схема размещения скважинного и поверхностного оборудования. Этапы технологического расчета ГРП.
  8. Трубопроводы нефтегазосборных коммуникаций. Классификация и сортамент труб. Расчет трубопроводов на механическую прочность.
  9. Нефтяные резервуары. Их оборудование. Расчет толщины стенки резервуара. Защита стальных резервуаров от коррозии.
  10. Схема расположения технологических элементов и оборудования на стальном резервуаре
  11. Методик расчета толщины обечайки сеп.
  12. Методика расчета толщины стенки эллиптического днища

В настоящее время промысловое обустройство представляет собой герметизированную высоконапорную систему сбора и подготовки нефти, полностью исключающих потери легких фракций нефти, и с комплексной автоматизацией технологических процессов. Характерной особенностью этой системы является ее универсальность, что, прежде всего, обусловлено общими требованиями к обустройству всех нефтяных месторожден
Эти требования сводятся к обеспечению:

- полного герметизированного сбора и подготовки нефти, газа и воды;
- индивидуального замера объемов добываемой нефти, газа и воды по каждой скважине с целью контроля и регулирования процесса разработки месторождения;
- подготовки нефти для нефтеперерабат заводов по 1 группе качества товарной нефти;
- поставки основных узлов в блочно – комплектном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса («под ключ»);
- высоких экономических показателей по капитальным затратам, снижение металлоемкости и эксплуатационных расходов.

В последнее время появилось еще одно требование в системе сбора: нефтепромысловые трубопроводы должны быть использованы для предварительного разделения нефти и воды, т.е. система сбора также должна работать на конечную цель – получение товарной нефти с необходимой кондицией. Это требование дает основание утверждать о существовании единой системы добычи, сбора и подготовки, технологические процессы и оборудование которых взаимосвязаны.

3. Унифицированная схема высоконапорной герметизированной системы сбора
нефти, газа и воды

Основной вариант унифицированной схемы сбора и подготовки нефти, газа и воды включает следующие комплексы сооружений:
а) сбора нефти, газа и воды (выкидные линии ВЛ, автоматизированную групповую замерную установку АГЗУ, нефтегазосборные НГ и газовые Г коллекторы и дожимную насосную станцию ДНС, совмещенную с установкой предварительного сброса воды УПСВ; б) объекты предварительного разделения компонентов продукции нефтяных скважин ОПР; в) установку подготовки нефти УПН; г) пункта учета товарной нефти ПУН; д) установку подготовки сточных вод с целью использования их в системе поддержания пластового давления УПВ; е) установку подготов газа к транспорту УПГ;

  
 

 

 


Достоинства рассмотренной системы сбора и подготовки сводятся к выполнению тех основных требований системе сбора, которые перечислены выше. Однако у нее есть существенный недостаток: повышается устьевое давление скважин. У штанговых насосных установок, например, это приводит к повышению нагрузки на головку балансира и на колонну штанг, к росту утечек в глубинном насосе и подъемных трубах, к уменьшению работы попутного газа по подъему жидкости, а также к усилению отрицательного влияния свободного пространства в цилиндре насоса при откачке сильно газированной нефти. Практически это означает уменьшение производительности и снижение межремонтного периода (МРП) насосной установки.

Поскольку движение продукции скважин в системе сбора и подготовки осуществляется под давлением, создаваемым скважинным насосом, то скважинное оборудование, помимо своего прямого назначения, как оборудование для добычи нефти, превращено в элемент системы сбора и подготовки продукции скважин. Система сбора нефти, газа и воды является последним этапом общей системы добычи нефти.

 

 

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ ГРУППОВЫЕ ЗАМЕРНЫЕ УСТАНОВКИ

 

Измерение продукции скважин имеет исключительно большое значение в разработке нефтяных месторождений. Оно необходимо для контроля и регулирования процесса разработки.
Измерение продукции скважин в высоконапорной герметизированной системе сбора осуществляется стационарными автоматизированными устройствами, которые получили название «Спутник». Разработаны несколько технологических схем «Спутника». Они подразделяются на схемы:
- с запорным устройством на газовой линии;
- с запорным устройством на нефтяной линии.

 

Блочные автоматизированные групповые замерные установки типа «Спутник-А» предназначены для периодического определения в автоматическом режиме дебитов нефтяных скважин по жидкости и контроля за их подачей. Существует несколько модификаций этих установок с объемным и массовым способами измерения дебита скважин

В шифре установок первая цифра обозначает рабочее давление в кгс/см2, на которое рассчитана установка; вторая – число подключенных к групповой установке скважин; третья – наибольший измеряемый дебит в м3/сут. (АМ 40-14-400, Б 40-18-500)
Спутник А состоит из двух блоков: 1) замерно-сепарационного блока и 2) блока управления.

 

Продукция скважин по выкидным линиям ВЛ, последовательно проходя через обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин типа ПСМ-1М, затем по общему нефтегазосборному коллектору попадает в сборный коллектор, подключенный к системе сбора.
В переключателе ПСМ-1М продукция одной из скважин через замерный отвод направляется в 2-х емкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где газ отделяется от жидкости. Газ по отдельному трубопроводу проходит через поворотный затвор ЗП, смешивается с замеренной жидкостью и снова поступает в общий сборный коллектор.

  
 

 

 


Принципиальная гидравлическая схема АГЗУ «Спутник-А»

 

Сепарация нефти и газа начинается в одноточном гидроциклоне, в который поступает продукция скважины, подключенной на замер. Гидроциклон представляет собой горизонтальную трубу с тангенциальным нисходящим вводом нефтегазового потока. Скорость ввода потока в гидроциклон регулируется от 10 до 30 м/с специальными насадками, установленными на входном патрубке. В гидроциклоне под действием центробежной силы, возникающей за счет вращательного движения потока, жидкость, имеющая большую плотность, чем газ, отбрасывается к стенкам, а газ выделяется в центральную часть. В нижней части гидроциклона перед поворотом установлено переточное устройство, которое обеспечивает переток нефти вдоль стенки из верхней части трубы в нижнюю часть так, чтобы не происходило смешение жидкости и газа.

 

Верхняя технологическая емкость предназначена только для сепарации. В ней имеется наклонная полка, на которую попадает жидкость из гидроциклона и стекает по ней тонким слоем. Это способствует всплытию мелких пузырьков окклюдированного газа из жидкости. Далее жидкость по трубе перетекает в нижнюю технологическую емкость, где, также пройдя наклонную полку, накапливается внизу. Из нижней технологической емкости жидкость периодически выводится и замеряется в турбинном счетчике ТОР-1. Управление процессом периодического вывода жидкости из сепаратора осуществляется регулятором уровня и поворотным затвором.

Газ, который выделяется в гидроциклоне и в емкостях, периодически выводится в систему сбора. Периодичность вывода обусловлена участием газа в выталкивании жидкости из нижней емкости. Верхняя и нижняя емкости между собой соединены патрубком для перепуска газа, выделившегося в нижней емкости.
Измеряемый дебит скважины (в м3) фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Сигналы на этот блок поступают от турбинного расходомера ТОР-1.
Переключение скважин на замер осуществляется периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель насоса НШ и в системе гидрав управления повышается давление. Привод переключателя ПСМ-1М под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следую скв

 

Оборудование для отделения жидкости от газа. Устройство вертикального и циклонного сепаратора. Определение толщины стенки обечайки и днищ тонкостенных сосудов, работающих при внутреннем избыточном давлении.

Сепараторы для природного газа предназнача для обра­ботки продукции газовых и газоконденсатных скважин, имеющих как правило, большие дебиты газа и небольшие дебиты маловязкого конденсата.

Силами, влияющими на разделение газа и жидкости в газосепараторах, чаще всего являются центробежные или инерцонные силы в сочетании с силами тяжести и адгезии

Гидроциклонный сепаратор-состоит из буферной емкости 1, гидроциклонной головки 2, тангенциального вода 3, направляющего патрубка 4, секции перетока 5, сливных полок 6, каплеотбойников 7, регулятора уровня 8.

Работа гидроциклонных газосепараторов основана на принципе использования разности сил инерции нефти и газа. Газонефтяной поток, подведенный тангенциально к входному патрубку, приобретает вращательное движение вокруг направляющего патрубка 4, образуя нисходящий вихрь. Нефть, имеющая большую плотность, чем газ, центробежной силой прижимается к стенкам гидроциклона, а газ движется в его центре.

В нижней части гидроциклона находится секция перетока 5, которая препятствует смешению газа с нефтью при изменении движения потока с вертикального направления на горизонт. Нефть и газ, разделенные в гидроцикл головке, поступают в буфер емкость.

Газонасыщенная нефть поступает на сливные полки 6 и далее по стенке - в нижнюю часть емкости. Сливные полки обеспечивают равномерное поступление нефти в емкость, что уменьшает пенообразование. Движение нефти тонким слоем по полкам также способствует отделению нефти от газа. Газовый поток направляется в верхнюю часть буферной емкости, где установлены каплеотбойники 7, выполняющие функцию по улавливанию капелек жидкости. Решетки в верхней части буферной емкости служат для вырав скорости газового потока путем распределения его по всему сечению аппарат

Основным недостатком гидроциклонных сепараторов является то, что его эффективность работы находится в обратной зависимости от диаметра. Чем меньше радиус гидроциклонной головки, тем больше инерционная сила и, следовательно, тем эффективнее происходит выделение газа из нефти. Однако уменьшение радиуса головки циклона приводит к росту гидравлических сопротивлений и уменьшению его пропускной способности. Поэтому гидроциклонные нефтегазовые сепараторы изготавливают с несколькими входными головками. Однако эти сепараторы имеют одно бесспорное преимущество – сравнительно легкие, поэтому удобные в монтаже. Пленочная сепарация основана на явлении селективного смачивания жидкости на металлической поверхности. На границе соприкосновения трех фаз (1-жидкость, 2-газ, 3-твердое тело) наблюдаются явления, называемые смачиванием.

При прохождении потока газа через жалюзийные насадки (каплеуловители) содержащиеся в нем капли нефти, соприкасаясь с металлической поверхностью, смачивают ее и образуют на ней сплошную жидкую пленку. Жидкость на этой пленке держится достаточно хорошо и при достижении определенной толщины начинает непрерывно стекать вниз. Это явление называется эффектом пленочной сепарации. Жалюзийные сепараторы работают на этом принципе.

а - вертикальный: 1- секция первичной сепарации; 2 - входной патрубок; 3-корпус сепаратора; 4 - предохранительный клапан; 5 - жалюзийная насадка; 6 - выходной пат­рубок; 7, 10 - дренажные трубы; 8 - МОК; 9 - патрубок отвода жидкости.;

Вертикальный жалюзийный газосепаратор работает следующим образом. Газожидкостная смесь, поступ в тангенциальный патрубок, направляется в секцию первичной се­парации 1, где происходит отделение основной массы жидкости от газа под действием инерционных сил. Жидкость стекает по слив­ной трубке 7, а газ по центральной трубе из секции первичной се­парации 1 попадает в жалюзийную секцию 5, где окончательно отделяется от капельной жидкости. Газ в жалюзийной секции очищается за счет сил инерции, турбулентных пульсаций газа и сил адгезии. Пропускная способность жалюзийных сепараторов, определенная из условия обеспечения минимального вторичного уноса жид­кости в пределах 30-50 г на 1000 м3 газа.

Предыдущая статья:Схема расположения технологических элементов и оборудования на стальном резервуаре Следующая статья:Методик расчета толщины обечайки сеп.
page speed (0.0491 sec, direct)