Назначения систем сбора и подготовка нефти и их элементы

Лекция 37

Тема: Сбор и подготовки нефти на промыслах.

План: 1. Назначения систем сбора и подготовка нефти и их элементы.

           2. Учет продукции скважины.

1. Назначения систем сбора и подготовка нефти и их элементы.

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,

Рекомендуемые материалы

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 %.

2. Учет продукции скважины

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо .замерять дебиты нефти, воды и газа. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважины. Эти данные дают возможность контро­лировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений. Так, при увеличении механических примесей в продукции скважины может возникнуть разруше­ние прнзабойной зоны. Следовательно, необходимо или изме­нить режим работы, или закрепить ирнзабойную зону.

Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от дру­га, т.е. необходим процесс сепарации. На практике использу­ют индивидуальные и групповые сепарацнонно-замерные уста­новки.

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслу­живает только одну скважину. Она состоит из одного газосе­паратора (трапа), мерника и трубопроводной обвязки. Продук­ция скважины по выкидной липни поступает в газосепаратор, где газ отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сборный коллектор или мерник для замера. Газ поступает в газосборную сеть. В мернике после отстоя вода и механичес­кие примеси осаждаются на дне и периодически удаляются через отвод. Количество (объем) продукции скважины заме­ряют в мернике деревянной или алюминиевой рейкой либо стальной рулеткой с поплавком на конце. Поплавок опускают до уровня и замеряют высоту пустого пространства от уровня до крыши. Замер заключается в определении высоты наполне­ния мерника за какой-то промежуток времени. На рейке и ру­летке нанесены деления в сантиметрах. Для каждого мерника имеется калибровочная таблица объемов жидкости в зависимо­сти от уровня взлнва. После замера нефть направляется в сборный коллектор насосом (при напорной системе сбора).

Количество газа измеряют специальными устройствами и приборами на выкиде газовой липни после газосепаратора.

Групповая сепарационно-замерная установка самотечной си­стемы (ГСЗУ) обслуживает несколько скважин. Она состоит из газосеиараторов первой и второй ступеней, замерного газо­сепаратора, мерника, распределительной батареи (гребенки) и трубопроводов.

Продукция из скважин (фонтанных, газлнфтных, насос­ных) направляется в распределительную батарею. При вклю­чении одной скважины на замер, продукция всех других сква­жин смешивается и поступает в сборный коллектор без замера.

Замер осуществляется аналогично замеру в индивидуальной сеиарациои но-замерной установке. Постушшш ая в сборн ый коллектор продукция остальных скважин направляется после­довательно в газосепаратор первой и второй ступеней, при этом возможен отбор газа из каждой ступени сепарации. Нефть из сепаратора второй ступени поступает в самотечный сборный коллектор.

Для измерения небольшого дебита скважин используют за­мерный трап, который оборудован замерными стеклами и рей­кой. По уровню нефти в стеклянной трубке судят о дебите скважины.

Групповая сепарацпонно-замерная установка системы Баро-няна - Везпрова состоит из замерного трапа, распределитель­ной батареи, маннфольда и аппаратуры.   Продукция скважины

направляется в газосепаратор для отделения газа от нефти. При выходе и.з газосепаратора газ смешивается с нефтью и по единому трубопроводу поступает на сепарацию. Количество нефти замеряют при помощи замерных стекол, монтируемых на газосепараторе, а количество газа - приборами на газовой липни после сепаратора. Продукция остальных скважин при этом, минуя ГСЗУ, направляется на сепарацию.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автома-тизнрованн ые сен арацпонно-замерн ые установки АСЗ ГУ (типов ЗУГ, "Спутник", АГЗУ и т.п.).

Автоматизированная сеп арацпонно-замерн ая установка "Спутник-А" (рис. 8.1) предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также авто­матической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4 МИа (16 и 40 кг/см²).

Установка состоит   из   следующих  узлов:   1)   многоходового

переключателя скважин, 2) установки измерения дебита, 3) гидропривода, 4) отсекателей, 5) блока местной автомати­зации (БМА).

Рис. 8.1. Схема установки "Спутник-А":

1  - выкидные .'нш и и; 2- специальные обратные клапаны; 3 - многоходовой переключатель скважин 11СМ; 4 - каретка роторного не включателя скважин; 5 - замерный патрубок; 6 - гидроциклонный сепаратор; 7 - заслонка, 8 -турбинный   счетчик;  9 - поплавковый   регулятор   уровня;   10 -  гидропривод; 11  - электродвигатель; 12 - отсекатели;   13 - сборный коллектор;   14 - силовой цилиндр;  15 - БМА

 Процесс работы установок заключается в следующем.

Продукция скважин но выкидным линиям подается в много­ходовой переключатель, который действует как вручную, так н автоматически. Каждому положению этого переключателя со­ответствует подача на .замер продукции одной скважины. Про­дукция данной скважины направляется в газосепаратор, состо­ящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный кат-лектор.

Нефть из верхней емкости газосеиаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосеиаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сбор­ный коллектор. После этого уровень жидкости и нижней емко­сти снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжи­тельность этого цикла зависит от дебита скважины.

В блоке местной автоматизации регистрируются накаплива­емые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-расходомер (СР).

Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода.

Установка «Спутник-А» работает но определенной (задан­ной) программе, при этом каждая скважина поочередно вклю­чается на замер на определенное время.

Счетчик-расходомер является одновременно сигнализатором

подачи скважин. В установке предусмотрена возможность из­мерения количества газа с помощью диафрагмы, установлен­ной в газосепараторе (см. рис. 8.1).

Кроме установки "Снутник-А", применяются установки "Снутник-Б" и "Спутник-В'*. В некоторых из этих установок используются автоматические влагомеры непрерывного дейст­вия для определения содержания воды в п(юдукции скважины, а также для автоматического измерения количества газа. При отсутствии влагомера измерения проводятся с помощью при­бора Дина - Старка. Пробу нефти отбирают из выкидной ли­нии  через краники или вентили.

Количество газа но каждой скважине на АГСЗУ измеряется дифференциальными манометрами и диафрагмами.

После автоматического измерения продукции но каждой скважине смесь жидкости и газа направляется на установки сепарации, откуда - на установку подготовки нефти. Здесь расход газа измеряют самопишущими расходомерами Л11-430 и Д11-Й32. Механические примеси в нефти оп|>еделяют по про­стой методике: пробу нефти разбавляют бензином, фильтруют, высушивают и твердый остаток взвешивают. Количество солей в нефти устанавливается лабораторным анализом.

Контрольные вопросы:

1.От чего зависит схема сборки и подготовки нефти?

2.Дл ячего сужеит дыхательный клапан?

3.Объясните схему установки спутника «А»

4.Функция резервуаров?

Литература

1. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учеб. для вузов. — М.: Недра,1988. — 501 с.

2. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин: Учеб. пособие для

    вузов. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 670 с.

Вам также может быть полезна лекция "Менеджмент изменений в прикладных областях при их информатизации".

3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных

    и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. —679 с.

4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых

    скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. — 679 с.

5. Болденко Д.Ф., Болденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели.  —  М.:Недра,    

    1999. — 375 с