Выполнение технологической схемы сбора продукции нефтедобывающих скважин на промысле 

Принципиальная схема сбора.

         Нефть, газ и вода, поступившие из эксплуатационных скважин 1, под собственным давлением направляются в выкидные линии 2, а из них — в АГЗУ «Спутник» 3. В «Спутнике» 3 по очереди измеряются количества нефти, газа и воды, получаемые от каждой подключенной скважины, затем эта продукция смешивается и направляется в сборный коллектор. Из сборного коллектора, также под собственным давлением, нефть, газ и вода поступают в сепараторы первой ступени 4, смонтированные на площадке ДНС. Газ из сепараторов ДНС по газопроводу подается на ГПЗ, вода с УПСВ 5 подается в систему ППД, а нефть насосами 6 по сборному коллектору направляется на ЦПС, находящуюся на значительном расстоянии от ДНС (10—20 км). Пройдя через УКПН жидкость поступает на сепаратор 6. На ЦПС окончательно разделяются нефть, газ и вода. Вода подается в систему ППД, из. Газ подается по сборному газопроводу на ГПЗ. Товарная нефть направляется через автоматизированную замерную установку в парк товарных резервуаров 8. Из товарных резервуаров нефть подается на прием насосов головной насосной станции, а оттуда — в магистральный нефтепровод, из которого она поступает на НПЗ.

Групповая замерная установка (ГЗУ).

Общие сведения

ГЗУ  предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль  над  работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.

Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3сут  и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3м3.

Устройство и принцип работы.

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8—12, а иногда и более скважин.

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.

Схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рисунке

Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (8) и линии задвижек  (18)  поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (27) в сепаратор  (5), а продукция остальных скважин  направляется в общий трубопровод (12).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2),  обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1~1.25).

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя  и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.   Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров   выставляется  с  диспетчерского  пульта промысла. 

Дожимные насосные станции

Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, разделения нефти и воды и дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации.

Принцип работы ДНС.

Газожидкостная смесь от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Отсепарированный газ под давлением через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Жидкость поступает в парк резервуаров, где происходит разделение нефти и воды. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее через узел учёта в нефтепровод. Вода поступает в систему ППД, для подготовки и закачки в пласт.

На каждой ДНС должны находиться технологическая схема и регламент работы, утвержденные техническим руководителем предприятия. Согласно этим нормативным документам производится контроль над режимом работы ДНС.

Установка подготовки нефти.

В газожидкостную смесь, поступающую с ДНС, подаётся деэмульгатор. Далее ГЖС поступает в отстойники объёмом 200 м3, газ поступает на ГПЗ, вода в систему ППД. Далее смесь поступает на подогреватели нефти, затем в ёмкость горячей сепарации объёмом 100 м3, где дополнительно происходит отделение газа. Поступившая в электродегидраторы нефть окончательно обезвоживается, затем в концевом сепараторе окончательно отделяется газ. Нефть поступает в парк товарных резервуаров, каждый резервуар (РВС) объёмом 10000 м3. После РВС товарная нефть через узел учёта подаётся на НПЗ.