система сбора. Лекция 1 Преподаватель альберт Максутович Шайхулов, к т. н
 Скачать 0.95 Mb.
|
Система сбора и подготовки скважинной продукции лекция 1Преподаватель- Альберт Максутович Шайхулов, к. т. н.Цели и задачи дисциплиныЦели дисциплины (модуля)
Задачи дисциплины:Программа дисциплиныСодержание курса лекционных занятий:
Программа дисциплиныПрограмма практических занятий:
Программа лабораторных работ:1. Определение влияния температуры на эффективность обезвоживания нефти - 6 час.2. Исследование эффективности реагентов-деэмульгаторов- 6 час.3. Исследование влияния расхода реагента-деэмульгатора на скорость обезвоживания нефти- 4 часаПрограмма самостоятельной работы студентовРабочая программа, Календарный планРейтинговая система оценки знаний
Для допуска на экзамен требуется:
Учебно- методическое обеспечение1. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Изд. 2 перераб. и доп. -М.: Недра, 1979, 319 с. 2 . Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды: Учебник для вузов. - Стереотипное издание. Перепечатка со второго издания 1979. -М.: Альянс, 2014. - 320 с. 3. Сбор, подготовка и хранение нефти и газа. Технология и оборудование: учебное пособие / Сулейманов Р.С., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. и др. - Уфа: «Нефтегазовое дело», 2007. - 450 с. 4. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб.для вузов. М.: Недра, 1990. - 427 с. 5. Кабиров М.М., Гумеров О.А. Сбор, промысловая подготовка продукции скважин: Учеб.пособие. - Уфа: УГНТУ, 2003. - 70 с. 6. Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа м пластовых вод. - М.: Недра, 1975, 216 с. 7. Дунюшкин И.И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений: Учебное пособие. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2006. - 320 с. 8. Лутошкин Г.С., Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах. Учеб.пособие для вузов. - М.Недра, 1985, с. 135. 9. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. - М.: Недра, 1977. - 271 с. 10. Маринин Н.С., Савватеев Ю.Н. Разгазирование и предварительное обезвоживание нефти в системах сбора. - М.:Недра, 1982. - 171 с. 11. Смирнов А.С. Сбор и подготовка нефтяного газа на промысле. - М.: Недра, 1971. - 256 с. 12. Персиянцев М.Н. Совершенствование процессов сепарации нефти от газа в промысловых условиях. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 283 с. 13. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа: Учеб. пособие И 13 / Ибрагимов Г.З., Артемьев В.Н., Иванов А.И., Кононов В.М. - М.: Изд-во МГОУ, 2005. - 243 с. (стр. 228-229 и задача 10.2 на стр. 236-237). 14. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. - М.: Недра, 1981. - 261 с. 15. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. - М.: Недра, 1982. - 221 с. 16. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземеное хранение газа. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1984, 487 с. 17. Бараз В.И. Сбор, подготовка и транспортирование нефтяного газа: Справочник рабочего. - М.: Недра, 1987, 260 с. 18. ОСТ 39-225-88. Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству». 19. РД 39-132-94 «ПРАВИЛА ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ, РЕВИЗИИ, РЕМОНТУ И ОТБРАКОВКЕ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ». 20. ГОСТ 51858-2002 Список вопросов к экзамену (в билете 3 вопроса):1. Технологическая схема сбора и подготовки нефти на промыслах. 2. Технологическая схема ДНС. Назначение и принцип работы, основы эксплуатации. 3. Технологическая схема сепарации нефти на промыслах. Назначение и принцип работы, основы эксплуатации. 4. Технологическая схема процесса обезвоживания нефти. Назначение и принцип работы, основы эксплуатации. 5. Технологическая схема процесса обессоливания нефти. Назначение и принцип работы, основы эксплуатации. 6. Технологическая схема подготовки сточной воды к утилизации в пласт. Назначение и принцип работы, основы эксплуатации. 7. Продукция скважин их физико-химические свойства 8. Оборудование для обезвоживания нефти. Резервуары типа РВС, обустройство и принцип работы. 9. Оборудование для обезвоживания нефти. Отстойники типа ОГ, устройство и принцип работы. 10. Печи типа ПТБ. Назначение, устройство и принцип работы. 11. Обессоливание нефти. Теоретические основы обессоливания. 12. Устройство и принцип работы электродегидраторов. 13. Сепарация нефти на нефтепромыслах. Назначение. Теоретические основы процесса. 14. Сепараторы типа КСУ. Назначение, устройство и принцип работы. 15. Измерение продукции скважин. ГЗУ, назначение и принцип работы. 16. Классификация трубопроводов, применяемых на нефтяных месторождениях. 17. Причины снижения пропускной способности нефтепроводов. Осложнения при эксплуатации нефтепроводов. 18. Парафин, причины образования и отложения парафинов в нефтепроводах. Методы борьбы с парафином. 19. Эмульсии, причины образования. Классификация и их физико-химические свойства. Методы борьбы с эмульсиями. 20. Механизм процесса коррозии металлов. Коррозионное разрушение промыслового оборудования. Методы борьбы с коррозией. 21. Тепловые методы борьбы с парафиновыми отложениями. Агрегаты АДП, ППУ их назначения и технические характеристики. 22. Химические методы борьбы с эмульсиями. Классификация деэмульгаторов и их основные свойства. 23. Методы измерения количества и качества товарной нефти. 24. Пластовые воды и их основные свойства. Применение пластовых вод в системе ППД их достоинства и недостатки. 25. Подготовка пресной воды к закачке в продуктивные пласты. Требования, предъявляемые к качеству пресной воды. 26. Технологическая схема работы КНС Назначение и принцип работы, основы эксплуатации. 27.Система промыслового сбора и транспортирования ГЖС на промыслах. Основные технологические установки. 28. Система подготовки ГЖС на промыслах. Основные технологические установки. 29. Деэмульгирование нефти. Назначение. Теоретические основы. Техника и технология. 30. Товарная нефть. Требования к товарной нефти. Лекция 1
Содержание лекции1.2. Принципиальные технологические схемы. Классификация. Выбор технологической схемы. Требования к системе СиПСП.1.3. Элементы системы, назначение.
К важнейшим из этих процессов относятся:- эксплуатация скважин-транспорт продукции скважин- сбор скважинной жидкости отдельных скважин (включая сепарацию)- транспорт жидкости до пунктов подготовки- подготовка нефти, газа и подтоварной воды- закачка подтоварной воды в систему ППД- использование (утилизация)попутно добываемого газаПри этом выполняются следующие операции:1. Измерение количества нефти, газа и воды, поступающих из каждой скважины;2. Сепарация нефтяного газа от нефти, очистка, осушка и транспорт газа до потребителя;3. Обезвоживание нефти;4. Обессоливание нефти;5. Обработка химреагентами;6. Стабилизация нефти;7. Очистка пластовой воды от мехпримесей, нефти;8. Осушка, подготовка газа.
1) автоматическое измерение количества нефти, газа и воды по каждой скважине;2) герметизированный сбор нефти, газа и воды на всем пути движения - от скважин до магистрального нефтепровода;3) доведения нефти, газа и пластовой воды на технологических установках до норм товарной продукции, автоматический учет этой продукции и передача ее транспортным организациям;4) надежность эксплуатации технологических установок и возможность полной их автоматизации;1.1. Система сбора и подготовки скважинной продукции (СиПСП). Общие понятия и определения. Элементы системы, назначение Виды систем:1. Негерметизированная система,2. Герметизированная система.Способ транспортирования:1.Самотечная,2. Напорная.По перекачиваемым средам:1. однотрубная,2. Двухтрубная.Виды систем:1. Негерметизированная система,2. Герметизированная система.Способ транспортирования:1.Самотечная,2. Напорная.По перекачиваемым средам:1. Однотрубная- совместный сбор и транспорт продукции всех нефтяных скважин,2. Двухтрубная- система раздельного сбора и транспорта нефти и газа.1.Самотечная- нефть от устьев скважин транспортируется повыкидным линиям до сборных пунктов за счет давления,создаваемого разностью геодезических отметок. Присамотечной системе сбора, объем продукции каждойотдельной скважины можно измерить как в индивидуальных,так и в групповых замерно-сепарационных установках.Рис. 1. Схема самотечной двухтрубной негерметизированнойсистемы сбора нефти:1 – скважины; 2 – индивидуальные замерные установки (ИЗУ);3 – газопроводы; 4 – выкидные самотечные линии; 5 – участковыенегерметизированные резервуары; 6 – насос; 7 – сборныйколлектор; 8 – сырьевые резервуары1. Самотечные нефтепроводы работают за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок в начале и в конце нефтепровода, поэтому мерник 2 (рис. 1.2, а) должен быть поднят над уровнем земли, а в условиях гористой местности необходимо выбрать соответствующую трассу нефтепроводов, чтобы обеспечить нужный напор, а, следовательно, и их пропускную способность. 2. При самотечной системе необходимо осуществлять глубокую сепарацию нефти от газа для предотвращения возможного образования в нефтепроводах газовых "мешков", существенно снижающих пропускную способность нефтепроводов.3. Самотечные выкидные линии и сборные коллекторы не рассчитаны на увеличение дебитов скважин или сезонные изменения вязкости нефти в связи с их ограниченной пропускной способностью.4. В самотечных системах скорость потока жидкостей низкая, поэтому происходит отложение механических примесей, солей и парафина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов, а, следовательно, уменьшается и их пропускная способность. 5. Потери нефти от испарения легких фракций и газа при самотечной системе достигают 3% от общего объема добычи нефти. Основные источники потерь нефти при самотечной системе сбора нефти – негерметизированные мерники и резервуары, устанавливаемые у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках.6. Самотечные системы сбора нефти трудно поддаются автоматизации.7. При самотечной системе сбора нефти требуется большое количество обслуживающего персонала (операторов, лаборантов).Преимущество самотечной системы сбора нефти, газа и воды – сравнительно точное измерение объемов продукции каждой скважины, осуществляемое при помощи мерников или трапов, и газа – при помощи расходомера. Перечисленные недостатки самотечной системы сбора нефти, газа и воды настолько существенны, что на новых промыслах она не используется, а на старых площадях реконструируется. В 1948 г. на промыслах объединения Азнефть стала внедряться новая прогрессивная система сбора нефти и газа, предложенная инженерами Ф. Г. Бароняном и С. А. Везировым. Основой этой схемы является совместный (однотрубный) герметизированный самотечный сбор и транспорт продукции всех нефтяных скважин.и вода поступают в сепараторы- отстойники, откуда, газ направляется посамостоятельным трубопроводам потребителю, а нефть с подтоварной водой- в центральныйсборный пункт подготовки нефти.Однотрубный герметизированный самотечный сбор и транспорт продукции всех нефтяных скважин, по сравнению с раздельной системой сбора нефти и газа, обеспечила значительное уменьшение потерь нефти и газа и сокращение расхода металла и денежных средств.Совместный (однотрубный) герметизированный напорный сбор и транспорт продукции всех нефтяных скважин.Продукция эксплуатационных скважин 1, под собственными вода поступают в сепараторы первой ступени,смонтированные на площадке ДНС, откуда, газ направляетсяпо самостоятельным трубопроводам потребителю, а нефть сподтоварной водой насосами откачиваетсяв центральныйсборный пункт подготовки нефти.Напорная герметизированная система предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа до участковых сепарационных установок, расположенных на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до технологических установок по подготовке нефти и газа на расстояние до 100 км и более.Рис.4. Схема герметизированной двухтрубной высоконапорной системы сбора нефти, газа и воды для сильно гористой (всхолмленной) местности.В трубопроводе большого диаметра, вследствие пониженной скорости потока (0,2 – 0,3 м/с) в повышенных местах, газ выделяется из жидкости (сепарация), а в трубопроводе малого диаметра вследствие большой скорости потока выделения газа из жидкости в повышенных местах местности не происходит.Рис. 5. Схема герметизированной системы сбора парафинистой нефти: П1, П2, П3 – соответственно путевые подогреватели на выкидных линиях, сборных коллекторах и магистральном нефтепроводе; 1 – 16 см. обозначения рис. 1.3 Путевые подогреватели, как правило, устанавливаются на выкидных линиях 2 (П1), на сборных коллекторах 4 (П2) и на магистральных трубопроводах 13 (П3). На магистральных трубопроводах 13 путевые подогреватели П3 устанавливают через каждые 100 – 150 км трассы. По тепловой мощности путевые подогреватели П1 < П2 < П3. Нефтегазовая смесь из скважин 1 под собственным давлением подается в короткие выкидные линии 2, из которых направляется в автомат, понижающий устьевое давление (АПУД) 3. Из АПУД нефть и вода по сборным коллекторам 4, проложенным по мор¬скому дну, поступают на нефтесборный пункт (НСП) в сырьевые резервуары 5. Из сырьевых резервуаров 5 НСП нефть и вода мо¬гут транспортироваться на сушу или при помощи нефтеналивных судов, или, как показано на рис. 8, сначала сырьевым насосом 6 по сборному нефтепроводу 10 на УПН 11. На УПН 11 нефть от¬деляется от воды и газа: вода направляется на УПВ 13, а газ – на собственные нужды. С УПВ 13 вода поступает на КНС 14, от¬куда центробежными насосами высокого давления подается в на¬гнетательные скважины 19. Товарная нефть, обезвоженная и обессоленная на УПН 11, через автоматизированную замерную ус¬тановку 12 по нефтепроводу 15 подается в товарные резервуары 16. Из товарных резервуаров 16 нефть забирается насосами головной насосной станции 17 и по нефтепроводу 18, проложенному по морскому дну, подается на НПЗ. Преимущества рассмотренных герметизированных систем сбора нефти, газа и воды следующие.1. Полное устранение потерь легких фракций нефти, доходящих до 3% от объемов добычи нефти в негерметизированных системах.2. Значительное уменьшение возможности образования и отложения парафина на стенках труб.3. Снижение металлоемкости системы.4. Сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание системы.5. Возможность полной автоматизации сбора, подготовки и контроля за качеством товарной нефти.6. Возможность в некоторых случаях транспортировки нефти, газа и воды по всей площади месторождения за счет давлений на устьях скважин.Недостатки, основные из которых:1)невысокая пока точность измерения дебита нефти и воды по отдельным скважинам, осуществляемая при помощи автоматов, установленных на установках "Спутник";2)повышение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при глубиннонасосной эксплуатации скважин;3) преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержании высокого давления на устье, так как потенциальная энергия сжатого газа используется не полностью;4) при бескомпрессорном и компрессорном способах добычи нефти – необходимость увеличения подачи газа в затрубное пространство (на 20 – 40%) для подъема одного и того же количества нефти, если давление на устье скважин вместо обычных 0,3 – 0,4 МПа поддерживать на уровне 1,0 – 1,5 МПа.1.3. Элементы системы, назначение
|