В настоящее время обустройство нефтяных месторождений осуществляется с применением напорных герметизированных систем сбора и подготовки скважин, основными элементами которых являются добывающие скважины, автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). дожнмные насосные станции (ДНО или сепарацноииые установки с насосной откачкой, а также центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦНИИ). Элементы системы связаны между собой с помощью трубопроводов: от добывающих скважин к АГЗУ газожндкостиая смесь подается по выкидным линиям диаметром 73-114 мм, дальнейшая транспортировка продукции осуществляется по коллекторам большого диаметра.
Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и природных условий. Так, в одних случаях продукция разделяется на АГЗУ на обводненную и безводную, а в других она транспортируется после АГЗУ по единому коллектору. На некоторых месторождениях к ДНС подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других на каждой АГЗУ установлен сепаратор первой ступенни, и жидкость транспортируется на ЦНИИ либо дожнмными насосами, либо за счет давления в липни. На небольших по площади месторождениях АГЗУ и ЦНИИ могут быть расположены на одной площадке.
Принцип работы элементов системы на всех месторождениях одинаковым: на АГЗУ фазы не разделяются.
Первая ступень сепарации осуществляется на ДНС, в результате газ отводится но отдельному коллектору. Кроме того,
может проводиться предварительный сброс воды с закачкой ее в нагнетательные или поглощающие скважины, а вторая - на ЦГ1ПН.
Технологические процессы подготовки нефти для всех систем сбора аналогичны: сепарация или разделение фаз, де-эмульсация продукции, ойессолнваине, стабилизация нефти.
Последний процесс обычно осуществляется параллельно с деэмульсацпей и обессолнваинем.
Исходя из физических процессов, протекающих при подготовке нефти, оборудование для систем изготовляют в блочном исполнении; вместо деэмульсацнонных и обессоливающих установок, в которых процессы нагрева и отстоя совмещены, сейчас выпускают нагреватели и отстойники. Комбинируя нагреватели и отстойники разной пропускной способности и различного исполнения, находят рациональный процесс подготовки нефти для условий данного месторождения.
Основным оборудованием системы сбора являются: выкидные линии и коллекторы, автоматизированные групповые замерные установки, путевые подогреватели, дожнмные насосные станции.
Для промысловых коммуникаций используют трубо про воды из бесшовных горячекатаных груб.
Приведем классификацию трубо проводов на промысле:
по виду перекачиваемого продукта - нефте-, газо-, нефтега-30-, водо- и паропроводы, а также канализационные трубы;
но назначению - самотечные, напорные и смешанные;
по рабочему давлению - низкого (до 0,6 МПа), среднего (до 1,6 МПа) и высокого (свыше 1,6 МПа) давления;
1Ю способу прокладки - подземные, надземные н подводные;
по функции - выкидные (от устьев скважин до групповой установки), сборные коллекторы (принимающие продукцию от нескольких трубопроводов) н товарные (транспортирующие товарную продукцию);
по способу изготовления - сварные и сборные;
по форме расположения - линейные (сборный коллектор представляет собой одну линию), кольцевые (сборный коллектор представляет собой замкнутую кольцевую линию) и лучевые (сборные коллекторы сходятся лучами к одному пункту).
На месторождениях наиболее распространены трубопроводы диаметром от 75 до 350 мм.
При монтаже некоторых узлов применяют фланцевые соединения.
Выбор трубо провода должен быть обоснован технико-экономическими расчетами.
Трубопроводная арматура разделяется на три группы: запорная, регулирующая, предохранительная.
Назначение запорной арматуры - разобщение участков трубопроводов и отключение от трубопроводов разных технологических установок. Она устанавливается в начале и конце каждого трубопровода, а также в местах соединения со сборными коллекторами. К запорной арматуре относятся задвижки, крапы, вентили, обратные клапаны. Кран - запорное устройство, проходное сечение которого открывается и закрывается при повороте пробки вокруг своей осн. Вентиль - запорное устройство, в котором при повороте шпинделя клапан, насаженный на нем, перемещается вдоль осп седла. В конце трубопроводов, подключенных к групповым установкам или сборным коллекторам, устанавливают обратные клапаны, которые предназначены для отключения трубопровода в случае изменения направления движения жидкости.
Назначение регулирующей арматуры трубопроводов (регуляторов давления) - поддержание пластового давления в трубопроводе до регулятора или после пего. Она устанавливается, как правило, па газопроводах для обеспечения постоянного давления на приеме компрессоров или в конечных точках газопроводов.
Назначение предохранительной арматуры - предохранение трубопроводов или аппаратов от разрыва при повышен ни давления. К предохранительной арматуре относятся предохранительные клапаны различных конструкций (рычажные, пружинные и др.).
Транспорт попутного газа на площадях нефтяных месторождении осуществляется по газопроводам.
Газопроводы, по которым газ поступает на прием компрессорной станции, называются подводящими, а по которым подводится к компрессорам - нагнетательными. Газопроводы, в которые поступает газ по нескольким трубопроводам, называются газосборными коллекторами. Конфигурация газосборного коллектора зависит от числа сепарационных установок, их размещения на месторождении и системы сбора и транспорта нефти и газа. Коллектор должен быть экономически целесообразным, обеспечивать бесперебойную подачу газа, а также быть маневренным и удобным в обслуживании.
Расход жидкости или газа по трубопроводу определяют при помощи дифференциальных манометров.
Блочные автоматизированные групповые замерные установки предназначены: для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа; для
контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости; для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин пли остановки в целом при возникновении аварийных ситуаций. На нефтяных месторождениях широко применяются блочные АГЗУ типа "Спутник".
Запоследине годы объем парафнинстых и высоковязкнх иеф-тей в общей добыче нефти возрастает, что связано с открытием и вводом в разработку месторождений на п-ове Мангышлак, в Казахстане, Туркменистане, Коми и других районах.
С понижением температуры нефти растворенный в ней парафин начинает кристаллизоваться. При этом резко возрастает вязкость нефти, особенно после кратковременного прекращения перекачки. Поэтому возникает необходимость при перекачке таких иефтей увеличивать мощность насосных станций, строить специальные установки для подогрева нефти, увеличивать диаметр трубопроводов, добаатять к нефти различные присадки, разбавлять ее нефтепродуктами и т.д.
При транспорте неразгазнроваииой нефти уменьшаются возможности образования и отложения парафина.
Практика эксплуатации показывает, что при совместном сборе нефти и газа одним из основных направлений борьбы с парафином являются снижение до минимума потерь тепла и поддержание оптимальной температуры при добыче и транспорте продукции скважин. На это влияют глубина заложения трубопровода, его теплоизоляция, режим перекачки и подогрев продукции.
Нагреватели и печи предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками глубокого обезвоживания н обес-солнваиня.
Нагреватели типа НИ 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 ОБП-3000/6.
Условное обозначение отстойников тина ОГ следующее: ОГ-отстойиик горизонтальны й; цифры - объем в м ; С - с сеиа-рацнонным отсеком (отделение газа).
Условное обозначение отстойников типов ОВД н ОБН следующее: ОВД - отстойник с вертикальным движением жидкости; ОБН - отстойник блочный нефтяной; 3000 - пропускная способность в м3/сут; б - рабочее давление в кгс/см .
В аппаратах О'Г-200, ОГ-200С, ОВД-200 осуществляется нижний распределительный ввод эмульсин. Принцип работы отстойников основан на гравитационном распределении и эффекте проливки эмульсин. Их пропускная способность по сырью составляет 4000-8000 м3/сут.
Принцип работы отстойников типа ОБИ основан на гравитационном отстое при относительно горизонтальном движении в разделении эмульсин на нефть и воду. Их пропускная способность по сырью составляет от 3000 до 6000 м /сут.
Электродегидратор ЭГ-200-10 предназначен для глубокого обезвоживания и обессиливания на установках подготовки нефти.
Условное обозначение следующее: первые цифры - объем в м ; вторые цифры - рабочее давление в кгс/см .
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 'С. Обводненность выходящем нефти составляет не более 0,5 %. Пропускная способность электроде-гидратора по сырью составляет 12 000 лР/сут.
Для сбора, хранения и учета нефти применяют резервуары, форма которых может быть разнообразной: цилиндрической (горизонтальные и вертикальные), прямоугольной и сферической. Строят их подземными, полу подземными и наземными.
Подземные и полуподземные резервуары сооружают только железобетонными. Наиболее известны вертикальные стальные резервуары
Каждый резервуар снабжается лестницей для осмотра оборудования, отбора проб и контроля за уровнем нефтепродукта. На резервуаре у места присоединения лестницы оборудуется
замерная площадка, па 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, но 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 н 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 ироги-
Группа резервуаров, сосредоточенных в одном месте, для сдачи товарной нефти называется резервуарным товарным парком. Резервуариый товарный парк должен иметь мощные средства пожаротушения, хорошие подъезды, земляную обва-ловку, хорошее водоснабжение и электроосвещение, закрытую систему канализации, насосную лабораторию, парокотельиую 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 нефтеден-снметру.
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-2М" и станции учета нефти. Они имеют оборудование для постоянного замера объемного расхода товарной нефти, ее плотности, атагосодержання н содержания солей. Установки могут быть настроены на показатели той или иной группы качества нефти но ГОСТ 9965-76. При нарушении этих показателей нефть автоматически направляется на повторную подготовку. Относительная погрешность изменения количества товарной нефти составляет 0.5 %.
Поможем написать любую работу на аналогичную тему