Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Однотрубная система сбора нефти


Однотрубная система - сбор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Однотрубная система - сбор

Cтраница 1

Однотрубная система сбора института Татнефтепроект ( рис. 13) так же, как и предыдущая, предусматривает совместный транспорт нефти и газа по одному трубопроводу на дальние расстояния. Отличительной особенностью ее является использование специальных объемных нагнетателей ( насос-компрессоров), размещенных на групповой установке. Дебит скважин / замеряют массовым расходомером 2 на потоке, установленным либо непосредственно у скважин, либо на гребенке групповой установки. Пройдя замер, продукция скважин поступает на прием насос-компрессоров 3, которые без предварительного разделения фаз перекачивают газонефтяную смесь по сборному коллектору на центральные промысловые сооружения. В этот же сборный коллектор подключаются выкидные линии скважин ( независимо от способа эксплуатации), имеющих высокое буферное давление. Давление в сепараторах второй ступени поддерживают близким к атмосферному. Из этих сепараторов сырую нефть насосами 6 перекачивают в сырьевые резервуары 7 или на УК. Газ первой ступени под собственным давлением подается по газопроводу на ГБЗ, а газ второй ступени сепарации подается потребителю при помощи компрессоров.  [1]

Однотрубная система сбора Татнефтепроекта предусматривает совместное движение нефти и газа на достаточно большие расстояния. В данной системе сбора практически полностью отсутствуют резервуарные парки, что позволяет резко улучшить автоматическое управление всем процессом.  [2]

Однотрубная система сбора Гипровостокнефти - дальнейшее развитие системы Вароняна-Везирова. К одной системе подключается до 12 скважин.  [3]

Участковая однотрубная система сбора предусматривает транспортировку продукции скважин независимо от способа добычи нефти ( фонтанный, насосный, газлифтный) в виде двухфазного потока под давлением на устье скважин по одной трубе до дожимной насосной станции ( ДНС) или до участковой се-парационной установки ( УСУ), где осуществляется первая ступень сепарации.  [4]

Внедрение однотрубной системы сбора на промыслах восточных районов связывается с серьезными опасениями возможной парафиниза-ции сборных трубопроводов на всем их протяжении.  [5]

Помимо однотрубных систем сбора применяются и двухтрубные, когда после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию ( ДНС), где производится сепарация нефти ( отделение осн. После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, а газ по отд. ДНС ( обычно 0 6 - 0 8 МПа) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяются на больших по площади м-ниях нефти, когда давление на устье скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС. На нек-рых м-ниях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин.  [6]

При однотрубной системе сбора нефти и газа полностью исключается промысловая сеть газопроводов, газ от отстойников поступает на газокомпрессорную станцию и оттуда на газоперерабатывающий завод. Замер добываемой жидкости осуществляется на замерном узле. Эта система сбора нефти и газа внедряется при обустройстве новых вводимых в разработку нефтяных месторождений и при реконструкции действующих систем.  [7]

При однотрубной системе сбора продукции скважины межтрубное пространство закрыто угловым вентилем или соединено с выкидной линией через клапан и, следовательно, не сообщается с атмосферой.  [8]

В однотрубных системах сбора аварийная блокировка скважин вызывается повышением давления в промысловом коллекторе. В этом случае прием нефти с промысла прекращается отсекающими устройствами ОКГ-3 и ОКГ-4, что вызывает повышение давления в линиях нагнетания скважин, подключенных к групповой установке. Импульс давления по гидравлическому каналу связи между групповой установкой и скважинами передается к устьям, где установлены отсекающие устройства РОМ-1 и электроконтактные манометры. Их действием соответственно перекрываются фонтанные скважины и отключаются электродвигатели глубиннонасосных установок.  [9]

С внедрением однотрубной системы сбора и транспорта нефти и газа потребовались создание и внедрение устьевого оборудования насосных скважин на давление до 4 0 МПа, имеющего шифры СУ С1 - 73 - 31 и СУС2А - 73 - 31, соответственно обозначающие сальники устьевые с самоустанавливающейся головкой с одинарным и двойным уплотнением.  [10]

Широкое внедрение однотрубной системы сбора нефти позволяет сократить технологические потери нефти и газа, значительно уменьшить расход металла на ее создание, рационально использовать избыточную энергию пласта для транспортирования продукции скважин, уменьшить число объектов обслуживания.  [11]

Установку применяют при однотрубной системе сбора на нефтепромыслах Западной Сибири, Коми АССР, Татарии, Башкирии и других районов, имеющих низкие температуры окружающей среды. Поэтому состоит установка из двух утепленных закрытых блоков: замерно-переключающего и блока приборов управления.  [12]

Так как при однотрубной системе сбора глубинные насосы в скважинах одновременно являются и средством создания напора в нефтегазопроводах, важно установить фактическую зависимость основных параметров работы глубиннонасосной установки от величины давления на устье скважины.  [13]

С переходом к однотрубной системе сбора резко повысилась нагрузка на сепараторы первой ступени по газу. Это явилось причиной постепенного перехода от сепараторов вертикального типа к горизонтальным конструкциям сепараторов ( рис. 2.2), обладающих большей производительностью по газу [ 5 - 9, 12 - 14 и др. ], поскольку при горизонтальном расположении аппарата скорость капель нефти не ограничивается напрямую скоростью газового потока, так как векторы этих скоростей перпендикулярны.  [14]

С переходом к однотрубной системе сбора резко повысилась нагрузка на сепараторы первой ступени по газу. Это явилось причиной постепенного отхода от сепараторов вертикального типа к горизонтальным конструкциям сепараторов ( см. рис. 4.1), обладающих большей производительностью по газу [5 - 9, 12-14], поскольку при горизонтальном расположении аппарата скорость капель нефти не ограничивается напрямую скоростью газового потока, так как они перпендикулярны. Благодаря этому достигнуты лучшее качество гравитационной сепарации газовой фазы и снижение нагрузки на каплеуловитель.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Системы сбора нефти на промыслах — Мегаобучалка

В настоящее время известны следующие системы промысло­вого сбора:

· самотечная двухтрубная,

· высоконапорная однотрубная;

· напорная.

При самотечной двухтрубной системе сбора (рис. 7.29) про­дукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспор­тируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизос­ти. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта (УСП), откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП) или (ДСП).

За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затра­ты электроэнергии на ее транспортировку. Однако данная система сбора имеет ряд существенных недостатков:

1) при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет увеличения обводненности, например) система требует ре­конструкции;

2) для предотвращения образования газовых скоплений в тру­бопроводах требуется глубокая дегазация нефти;

3) из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности;

4) из-за негерметичности резервуаров и трудностей с исполь­зованием газов 2-й ступени сепарации потери углеводородов при данной системе сбора достигают 2...3 % от общей добычи нефти.

По этим причинам самотечная двухтрубная система сбора в настоящее время существует только на старых промыслах.

Высоконапорная однотрубная система сбора (рис. 7.30) предложена в Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6...7 МПа) устьевых давлений.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволя­ет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Бла­годаря этому достигаются преимущества:

1) максимальная концентрация технологического оборудования,

2) укрупнение и централизация сборных пунктов,

3) сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети,

4) исключается необходимость строительства насосных и компрессор­ных станций на территории промысла,

5) обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

 

Недостатком системы является:

· значительные пульсации давления и мас­сового расхода жидкости и газа из-за высокого содер­жания газа в смеси (до 90 % по объему)

· из-за большого числа цик­лов нагружения и разгрузки металла труб нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение, отрицательно влияет на работу сепараторов и КИП.

 

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть при­менена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

Напорная система сбора (рис. 7.31), - однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположен­ные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и бо­лее.

Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6...0,8 МПа в сепараторах 1 -й ступени происходит отделение части газа, транспор­тируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перека­чивается на площадку ЦСП где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Выделивший­ся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10... 12 м) в сырьевые резервуары.

Применение напорной системы сбора позволяет:

- сконцентрировать на ЦСП оборудование по подготовке не­фти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;

- применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы;

- снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбо­ра, благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопроводов для транспортировки нефтя­ного газа низкого давления;

- увеличить пропускную способность нефтепроводов и умень­шить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей растворенный газ.

Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождений для использования ее в системе поддержания пластового давления.

В настоящее время в развитых нефтедобывающих регионах применяют системы сбора, лишенные указанных недостатков.

Система, изображенная на рис. 7.32 а, отличается от традици­онной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от про­дукции скважин на ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплексной подготовки нефти расположена перед сепа­ратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее.

Особенностью схемы, изображенной на рис. 7.32 б, является то, что установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется комп­лексным сборным пунктом.

Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к КСП.

 

 

megaobuchalka.ru

7. Однотрубная герметизированная система сбора.

При этой системе участок транспорта нефтегазовой смеси, содержащей парафин, доведён до минимума (несколько метров), и борьба с отложением парафина на этих участках больших осложнений не вызывает.

Газонефтяная или газоводонефтяная смесь из скважины 1 поступает на индивидуальную трапно-замерную установку. В трапе 2 происходит сепарация нефти от газа при относительно низких избыточных давлениях (0,02..0,15 Мпа). Газ из трапов нескольких индивидуальных трапно-замерных установок по газосборному коллектору направляется на компрессорную станцию 9 и далее на газобензиновый завод. Нефть из трапов поступает в открытые мерники 3, где выделяется остаточный газ при атмосферном давлении. Измерение количества жидкой продукции скважины производится в мернике при помощи замерной рейки. Во время измерения выкидную линию из мерника закрывают и по изменению уровня жидкости в мернике за определённое время определяют суточный дебит скважины. Из мерника, при наличии необходимого уклона, нефть самотёком поступает в резервуары промежуточного сборного пункта. При отсутствии условий для самотёка нефть из мерника откачивается насосом 4. Для обеспечения максимального самотёка промежуточные сборные пункты располагают в самых пониженных местах рельефа. Со сборных пунктов нефть откачивается в товарный парк 7 и далее в парк нефтепроводного управления.

Эта система является самотечной, с минимальным использованием энергии залежи для сбора и транспорта продукции скважин. При этой системе упрощается технологическое оборудование: использование самотёка позволяет снизить до минимума число линий электропередач, количество насосного оборудования и др. В случае аварийного состояния нефтепроводов, линий электропередач потери продукции обычно незначительны и повреждения легко ликвидирубтся. Однако необходимость сооружения на территории месторождений многочисленных индивидуальных трапно-замерных установок, сборных пунктов с парками резервуаров, насосных и компрессорных станций, разветвлённой сети нефте и газасборных трубопроводов делает эту ситему неэкономичной, металлоёмкой, требующей больших эксплуатационных и капитальных затрат. В случае организации раздельного сбора безводной и обводнённой продукции необходимо также строительство обособленной системы трубопроводов. Также одним из важнейщим недостатков системы является её негерметичность, что влечёт к потере лёгких фракций. Поэтому в последнее время эта система заменяется напорными системами.

8. Технологические методы сбора нефти с морских месторождений.

Приняты две технологические схемы сбора нефти и газа с морских месторождений: эстакадная и индивидуальная. Обе они представляют собой модификации системы Бароняна-Везирова, разработанные специально для морских месторождений.

При эстакадной схеме сбора от каждой нефтяной скважины, находящейся на приэстакадной площадке, продукция по выкидным линиям, проложенным по эстакаде, поступает на групповые установки1, где проводится сепарация нефти от газа и измерение количества нефти и газа. Отсепарированный газ поступает на газо-сборный пункт и далее на центральный газо-сборный пункт. Нефть с водой направляется в нефтепровод, проложенный вдоль эстакады и затем к сепаратору второй ступени 2, размещённые на приэстакадной площадке. Газ выделившийся поступает на газо-сборные пункты и далее к потребителю. Нефть проходит через динамические и вертикальные отстойники, в которых отделяются вода и песок, и поступает в сборные резервуары. Из них нефть танкерами или по трубопроводу направляется на сушу. Воду из отстойников и резервуаров сбрасывают в море, предварительно пропустив через песколовку и нефтеловушку, или закачивают в пласт, если месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления. Такая система сбора обычно применяется на разведанных месторождениях, где точно определено направление строительства эстакад, местоположение площадок для скважин и их число.

Индивидуальная система сбора отличается от первой тем, что замерные групповые установки находятся на отдельных основаниях или на суше и продукция скважин поступает по самостоятельным трубопроводам, уложенным по дну моря. Далее технологический процесс тот же, что и в указанной выше схеме.

studfiles.net

Системы сбора нефти на промыслах

В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.

При самотечной двухтрубной системе сбора(рис. 7.29) продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ШЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).

За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии на ее транспортировку. Однако данная система сбора имеет ряд существенных недостатков:

1) при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет увеличения обводненности, например) система требует реконструкции;

2) для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти;

3) из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности

4) из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газов 2-й ступени сепарации потери углеводородов при данной системе сбора достигают 2...3 % от общей добычи нефти.

По этим причинам самотечная двухтрубная система сбора в настоящее время существует только на старых промыслах.

 

Рис. 7.29. Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора:

1 - скважины; 2 - сепаратор l-.й ступени; 3 - регулятор давления типа "до

себя"; 4 - газопровод; 5 - сепаратор 2-й ступени; 6 - резервуары;

7 - насос; 8 - нефтепровод; УСП - участковый сборный пункт; ЦСП -

центральный сборный пункт

Рис. 7.30. Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора:

1 - скважины; 2 - нефтегазопровод; 3 - сепаратор 1-й ступени; 4 - сепаратор 2-й ступени; 5 - регулятор давления; 6 - резервуары

Рис. 7.31. Принципиальная схема напорной системы сбора:

1 - скважины; 2 - сепаратор 1-й ступени; 3 - регулятор давления типа "до

себя"; 4 - газопровод; 5 - насосы; 6 - нефюнривид, 7 - сепаратор 2-й

ступени; 8 - резервуар; ДНС - дожимная насосная станция

 

Высоконапорная однотрубная система сбора(рис. 7.30) предложена в Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6...7 МПа) устьевых давлений.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

Напорная система сбора(рис. 7.31), разработанная институтом Гипровостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более.

Продукция скважин подается сначала на площадку дожим-ной насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6...0,8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10... 12 м) в сырьевые резервуары.

Применение напорной системы сбора позволяет:

- сконцентрировать на ДСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;

- применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы;

- снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора, благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления;

- увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей растворенный газ.

Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождений для использования ее в системе поддержания пластового давления.

В настоящее время в развитых нефтедобывающих регионах применяют системы сбора, лишенные указанных недостатков.

Система, изображенная на рис. 7.32 а, отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплексной подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее.

Особенностью схемы, изображенной на рис. 7.32 б, является то, что установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется комплексным сборным пунктом.

Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к КСП.

 

Рис. 7.32. Принципиальные схемы современных систем сбора:

а) - с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦСП;

б) - с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КСП;

(обозначения см. на рис. 7.31.)

 

7.7. Промысловая подготовка нефти

Из нефтяных скважинв общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и мехп-римесей (песка, окалины и проч.). В таком виде транспортировать продукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам нельзя. Во-первых, вода - это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти, газа и воды имеют место значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. Кроме того, велико сопротивление, создаваемое газовыми шапками, защемленными в вершинах профиля и скоплений воды в пониженных точках трассы. В-третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей - абразивный износ оборудования.

Цельюпромысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация.

Дегазация

Дегазация нефтиосуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит называется сепаратором,а сам процесс разделения - сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя.

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

Вертикальный сепараторпредставляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа.

Вертикальный сепаратор работает следующим образом (рис. 7.33).

Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по патрубку 1 в раздаточный коллектор 2 со щелевым выходом. Регулятором давления 3 в сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется растворенный газ. Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счет установки наклонных полок 6, по которым она стекает в нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель 4, служащий для отделения капель нефти, и далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе 12 стекает вниз.

 

Рис. 7.33. Вертикальный сепаратор;

А - основная сепарационная секция;

Б - осадительная секция;

В - секция сбора нефти; Г- секция

каплеудаления;

1 - патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 - раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 - регулятор давления "до себя" на линии отвода газа;

4 - жалюзийный каплеуловитель;

5 - предохранительный клапан;

6 -наклонные полки; 7 - поплавок; 8 -регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 - линия сброса шлама; 10 - перегородки; 11 - уровнемерное стекло; 12 - дренажная труба

Рис. 7.34. Горизонтальный газонефтяной сепаратор:

1 - технологическая емкость; 2 - наклонные желоба; 3 - пеногаситель; 4 - выход газа; 5 - влагоотделитель; 6 - выход нефти; 7 - устройство для

предотвращения образования воронки; 8 - люк-лаз; 9 - распределительное устройство; 10 - ввод продукции

 

Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Шлам (песок, окалина и т.п.) из аппарата удаляется по трубопроводу 9.

Достоинствами вертикальных сепараторов являются относительная простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от отложений парафина и механических примесей. Они занимают относительно небольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов, где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах. Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки: меньшую производительность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшую эффективность сепарации.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор (рис. 7.34) состоит из технологической емкости 1, внутри которой расположены две наклонные полки 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство 7 для предотвращения образования воронки при дренаже нефти. Технологическая емкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6 и люк-лазом 8. Наклонные полки выполнены в виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство 9.

Сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.

Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа(рис. 7.35) состоит из технологической емкости 1 и нескольких одно-точных гидроциклонов 2. Конструктивно однотонный циклон представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположены направляющий патрубок 3 и секция перетока 4. В одноточном гидроциклоне смесь совершает одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть под действием центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в центре его. В секции перетока нефть и газ меняют направление движения с вертикального на горизонтальное и поступают раздельно в технологическую емкость. Далее газовый поток проходит каплеотбойник 5, распределительные решетки 6 и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам 7 стекает в нижнюю часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью регулятора 8.

Обезвоживание

При извлечении из пласта, движении по насосно-компрессор-ным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды, образуется водонефтяная эмульсия- механическая смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей.

В эмульсиях принято различать дисперсионную (внешнюю, сплошную) среду и дисперсную (внутреннюю, разобщенную) фазу. По характеру дисперсионной среды и дисперсной фазы различают два типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмульсии, в основном, зависит от соотношения объемов фаз, а также от температуры, поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и др.

Одной из важнейших характеристик эмульсий является диаметр капель дисперсной фазы, так как от него зависит скорость их осаждения.

Для разрушения эмульсий применяются следующие методы:

- гравитационное холодное разделение;

- внутритрубная деэмульсация;

- термическое воздействие;

- термохимическое воздействие;

- электрическое воздействие;

- фильтрация;

- разделение в поле центробежных сил.

 

Рис. 7.35.Горизонтальный

газонефтяной сепаратор

гидроциклонного типа:

1 - емкость; 2 - однотонный гидроциклон; 3 - направляющий патрубок; 4 - секция перетока; 5 -каллеотбойник; 6 - распределительные решетки; 7 - наклонные полки; 8 - регулятор уровня

Рис. 7.36 Принципиальная схема отстойника непрерывного действия

 

Гравитационное холодное разделениеприменяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действияобычно используются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хранения нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть.

В отстойниках непрерывного действияотделение воды осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. Принципиальная схема отстойника непрерывного действия приведена на рис. 7.36.

Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться капли заданного размера.

Сущность метода внутритрубной деэмульсациизаключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество - деэмульгаторв количестве 15...20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз.

Термическое воздействиезаключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а, значит, облегчается их слияние, с другой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии.

Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45...80 °С.

Термохимический методзаключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Электрическое воздействиена эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами.Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости.

Фильтрацияприменяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, вода нет.

Разделение в поле центробежных силпроизводится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.

При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до!...2%.

Обессоливание

Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0,1 %.

Стабилизация

Под процессом стабилизациинефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарациинефть сначала нагревают до температуры 40...80 °С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

При ректификациинефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракциониру-ющие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки.

К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38 ° С не должно превышать 0,066 МПа (500 мм рт. ст.).

7.8. Установка комплексной подготовки нефти

Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти осуществляются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН).

Принципиальная схема УКПН с ректификацией приведена на рис. 7.37.

Работает УКПН следующим образом. Холодная «сырая» нефть из резервуаров ЦСП насосом 1 через теплообменник 2 подается в отстойник 3 непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее в поток вводится пресная вода (V), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде. В электродегидраторе 4 производится окончательное отделение воды от нефти и обезвоженная нефть через теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счет прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11 ее температура доводится до 240 °С. При этом легкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в конденсатор-холодильник 7. Здесь пропан-бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция откачивается насосом 9 на фракционирование, а частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплообменниках 1,5.

Нетрудно видеть, что в УКПН производятся обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти. Причем для обезвоживания используются одновременно подогрев, отстаивание и электрическое воздействие, т.е. сочетание сразу нескольких методов.



infopedia.su

Однотрубная система - сбор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Однотрубная система - сбор

Cтраница 3

В настоящее время на нефтяных месторождениях в основном применяют однотрубные системы сбора, при которых продукция скважин по выкидным линиям поступает на установку измерения, а оттуда по одному нефтегазосборному коллектору - до ЦППН. Помимо однотрубных систем сбора применяют и двухтрубные, когда или на установке измерения или на ДСН от нефти отделяют газ и по отдельному трубопроводу подают на ЦППН.  [32]

Комплект аппаратуры Спутник ВР-14 предназначен для работы в условиях однотрубной системы сбора нефти и газа на промыслах и обеспечивает: раздельный сбор обводненной, безводной и разносортной продукции 14 нефтяных скважин; автоматическое управление переключением скважин на замер с помощью стойки автоматики и аппаратуры телемеханики по заданному циклу с местной программой замера в течение 3, 6, 12 и 24 ч; дистанционное или ручное переключение скважин на замер по выбору с программой замера в течение 3 и 6 ч; автоматическое измерение дебита общей жидкости до 400 т / сутки ( с погрешностью 2 5 %) каждой скважины с последующим пересчетом и выдачей результатов измерения на местные счетчики или на капитальные устройства системы телемеханики; ручное регулирование режима работы каждой скважины с помощью регулируемых штуцеров; прием резиновых разделителей при очистке выкидных линий скважин от отложений парафина; выдачу аварийной сигнализации на месте или в систему телемеханики об отсутствии подачи продукции измеряемой скважины, об угрозе перелива мерной емкости дебитомерного устройства выше допустимого.  [33]

В связи с ухудшением вязкостных характеристик нефтей закладываемая в проекты однотрубная система сбора претерпевает изменения.  [34]

Наиболее полно отвечают требованиям сокращения потерь легких углеводородов на промыслах однотрубная система сбора, предполагающая герметизацию потока нефтегазовой смеси от скважин до центральных сборных пунктов.  [35]

Анализируя эти данные, можно сделать вывод о возможности использования однотрубной системы сбора на промыслах Татарии даже при существующих средствах депарафинизации ( механическая очистка, термодепарафинизация и пр.  [36]

Составлено на основании методического руководства по вопросам проектирования и эксплуатации однотрубных систем сбора РД 39 - 1034 - 64 ( авторы Корнилов Г.Г., Гурьянова БД.  [37]

Многие из указанных источников потерь к настоящему времени ликвидированы вследствие внедрения однотрубной системы сбора. Однако остаются потери на УПН, основную долю которых составляют потери в резервуарах.  [38]

На новых и вводимых в эксплуатацию промыслах проектами обустройства предусматривается применение однотрубной системы сбора. При ее использовании продукция скважин по выкидным линиям поступает на установку измерения, а оттуда по одному нефтегазосборному коллектору к центральному пункту подготовки нефти, газа и воды. Однотрубная система позволяет сократить длину промысловых трубопроводов и исключить потери легких фракций.  [39]

Штуцер типа ШР-7 предназначен для регулирования дебита на групповых замерных установках однотрубной системы сбора и транспорта нефти и газа.  [40]

На предприятиях отрасли предусматривается увеличение коэффициента застройки нефтепромысловых территорий, использот вание однотрубных систем сбора и транспорта нефти, газа и пластовой воды, группирование скважин в кусты и использование наклонно-направленного бурен-ия, прокладка нефтепромысловых тру-бопрородов и коммуникаций одинакового назначения параллельно, в одной траншее.  [41]

Блочные автоматизированные замерные установки предназначены для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций.  [42]

Потери при транспортировке нефти от скважин сводятся к минимуму с переходом на однотрубную систему сбора.  [43]

Внедрение этого способа транспорта по нефтепроводу Красный Яр-Зольное позволило ввести в эксплуатацию однотрубную систему сбора нефти и газа по сравнению с самотечным сбором нефти и компрессорным транспортом газа по отдельным трубопроводам; сократить капитальные вложения на 75 %, металловложения на 3 %; уменьшить годовой расход электроэнергии в 3 9 раза и эксплуатационные расходы в 2 8 раза.  [44]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Однотрубная система - сбор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Однотрубная система - сбор

Cтраница 2

Например, благодаря внедрению однотрубной системы сбора нефти и газа значительно упростилось решение вопросов, связанных с концентрацией ресурсов газа на центральных пунктах сбора и подготовки нефти, газа и воды. В новых нефтяных районах, таких как Западная Сибирь, Коми АССР, практически с начала разработки нефтяных месторождений газ собирается на центральных сборных пунктах. При этом сборные трубопроводы, запроектированные с учетом одновременного транспорта по ним нефти и газа, будут использоваться малоэффективно, поскольку газ после его доставки на сборный пункт в этом случае все равно не будет использоваться.  [16]

В связи с внедрением однотрубных систем сбора нефти и газа отделение газа осуществляется на ЦППН. Во многих случаях на ЦППН строят установки по сепарации и подготовке нефти на одной площадке с установкой подготовки газа. При этом основные компрессорные мощности обычно располагаются на установках подготовки газа. На прием этих компрессоров под собственным давлением в пределах 0 3 - 0 5 МПа ( 3 - 5 кгс / см2) поступает газ первой ступени сепарации. Газы второй и третьей ступеней ( от сепараторов-делителей потока, установок УПС и подогревателей-деэмульсаторов) при давлениях соответственно 0 2 - 0 3 МПа ( 2 - 3 кгс / см2) и 0 1 - 0 2 МПа ( 1 - 2 кгс / см2) при близком расположении установки подготовки газа могут также под собственным давлением транспортироваться на прием компрессоров установки подготовки газа. Если давления второй и третьей ступеней сепарации недостаточно для транспортирования газа до компрессорной станции установки подготовки газа, то строят компрессорную станцию непосредственно у пункта сепарации, и газы второй и третьей ступеней при помощи компрессоров могут закачиваться в газопровод первой ступени сепарации или по самостоятельному газопроводу транспортироваться до установки подготовки газа.  [17]

Жидкость с нефтепромыслов по однотрубной системе сбора поступает на УКПН, где разделяют нефть, газ и воду. Нефть доводится до установленной, соответствующей по содержанию солей, одной из трех групп.  [18]

Жидкость с нефтепромыслов по однотрубной системе сбора поступает на УКПН, где разделяют нефть, газ и воду; Нефть доводится до установленной, соответствующей по содержанию солей, одной из трех групп.  [19]

В настоящее время широко применяется однотрубная система сбора продукции скважин.  [20]

В связи с внедрением герметизированных однотрубных систем сбора нефти и газа обычно общее давление в системе возрастает и соответственно увеличивается и давление на устье нефтяных скважин. Поэтому особое внимание должно быть уделено герметичности сальников полированных штоков на скважинах, оборудованных штанговыми насосами. На фонтанных скважинах и скважинах, оборудованных погружными электроцентробежными насосами, широко используются при добыче парафинистых нефтей футерованные насосно-компрессорные трубы, применение которых практически исключает операции по спуску и подъему скребков и соответственно пропуски нефти и газа через сальники лубрикаторов.  [21]

В связи с широким распространением однотрубной системы сбора продукции скважин при централизованных установках по сепарации газа и замеру дебитов сильно возросли давления на выкидах насосных установок. В некоторых случаях возникает необходимость иметь на устье скважин ( удаленные скважины, высокие вязкости жидкости) давления, доходящие до 4 МПа. Это усложняет конструкцию устьевого оборудования и повышает к нему технические требования.  [22]

Установка предназначена для применения при однотрубной системе сбора на нефтепромыслах Западной Сибири, Коми АССР, Татарии, Башкирии и других районах, имеющих низкие температуры окружающей среды. Поэтому состоит установка из двух утепленных закрытых блоков: измерительного и блока приборов управления.  [23]

Широкое распространение в практике находит также однотрубная система сбора. По этой системе продукция скважин, независимо от способа добычи ( фонтанный, насосный, газлифтный), направляется к групповым замерным установкам, откуда подается в общий сборный нефтепровод. Транспортирование нефтеводогазовой смеси до центральных промысловых сооружений осуществляется под действием буферного давления. На центральных сооружениях проводится отделение нефти от воды и газа и их окончательная подготовка. Таких пунктов, в зависимости от конкретных условий, может быть несколько, что определяется инженерными и экономическими расчетами.  [24]

Одной из разновидностей этих систем является участковая однотрубная система сбора нефти и газа, в которой продукция скважин в виде двухфазного потока под давлением на устье скважин транспортируется по одной трубе до дожимной насосной станции ( ДНС) или до участковой сепарационной установки ( УСУ), где осуществляется первая ступень сепарации. Затем нефть насосами ДНС или под давлением в сепараторах УСУ транспортируется на центральный пункт сбора ( ЦПС), где осуществляются концевая сепарация и подготовка нефти. Эта система имеет развитые однотрубные участки коллекторов ( до 7 км) и большую протяженность нефтепроводов для газонасыщенной нефти.  [25]

Ликвидация потерь нефти и газа в однотрубных системах сбора обеспечивается применением по всей технологической системе только герметичного оборудования и связи системы сбора с установками подготовки нефти и газа. При этом достигается подача продукции скважин непосредственно на установки подготовки нефти без использования сырьевых резервуаров. Кроме того, сосредоточение технологических процессов в одном пункте дает возможность более эффективно осуществлять мероприятия по полной герметизации процесса сбора и подготовки нефти, газа и воды.  [26]

Повышение технико-экономических показателей освоения месторождения обусловлено применением однотрубной системы сбора продукции на участке от ДНС-66 до ЦТП по нефтепроводу диаметром 422 мм и протяженностью около 10 км. К нефтепроводу подключены 10 групповых замерных установок с общим объемом 30 % добычи нефти на месторождении.  [27]

Завершив работы, связанные с переходом на однотрубную систему сбора, монтажная бригада в 1971 г. приступила к осуществлению реконструкции КНС цеха ППД и объектов подготовки нефти. На работе этой бригады следует остановиться подробнее.  [28]

В современных условиях, как правило, применяется однотрубная система сбора продукции скважины. При этом межтрубное пространство закрыто, т.е. с атмосферой не сообщается.  [29]

В настоящее время на нефтяных месторождениях в основном применяются однотрубные системы сбора, при которых продукция скважин по вьпшдным линиям поступает на установку измерения, а оттуда по одному нефтегазосборному коллектору - до ЦППН. Помимо однотрубных систем сбора применяются и двухтрубные, когда или на установке измерения или на ДНС от нефти отделяется газ и по отдельному трубопроводу подается на ЦППН.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru


Смотрите также