|
|
вопросы гос. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
Функции автоматизации системы измерения количества и качества товарной нефти (СИКН).
Система предназначена для автоматизированного коммерческого учета товарной нефти прямым массово-динамическим методом, а так же для определения качественных показателей нефти при ведении документов, предназначенных для операций учета товарной нефти между Поставщиком и Потребителем на объектах нефтепереработки, а так же при проведении учетно-расчетных операций при транспортировке нефти и нефтепродуктов.
Функциональные возможности СИКН : Измерения и вычисления в автоматическом режиме СИКН обеспечивает выполнение в автоматическом режиме следующих измерений и вычислений:мгновенных значений:массового расхода через ИЛ, СИКН;объемного расхода через БИК;плотности при температуре и давлении нефти в ИЛ и приведенной к стандартным условиям при плюс 20 ºC и плюс 15 ºCперепада давления на фильтрах БФ;температуры в ИЛ, СИКН, БИК, ПУ;давления ИЛ, СИКН, БИК, ПУ;объемной и массовой доли воды в нефти;массы брутто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом;массы нетто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом;средневзвешенных значений за отчетный период:массового расхода через ИЛ;
объемного расхода через БИК;плотности при температуре и давлении нефти в ИЛ и приведенной к стандартным условиям при плюс 20 ºC и плюс 15 ºC;температуры в ИЛ, СИКН, БИК;давления ИЛ, СИКН, БИК;объемной и массовой доли воды в нефти;накопленных значений за отчетный период:массы брутто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом;массы нетто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом.
СИКН обеспечивает расхода по каждой ИЛ, БИК; плотности нефти; свободного газа в нефти; давления и температуры в ИЛ, БИК, ПУ; перепада давления на фильтрах; содержание объемной доли воды в нефти;автоматический отбор объединенной пробы пропорционально объему перекачиваемой нефти или пропорционально времени, ручной отбор точечной пробы;автоматизированное выполнение режима контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода (ПР) по контрольной линии без нарушения процесса измерения и без нарушения работы нефтепровода, оформление и печать протоколов контроля метрологических характеристик (КМХ);автоматизированное выполнение режимов поверки и контроля метрологических характеристик ПР при помощи поверочной установки без нарушения процесса измерения и без нарушения работы нефтепровода, оформление и печать протоколов поверки и КМХ;контроль метрологических характеристик и поверка рабочего и резервно-контрольного преобразователя расхода по передвижной ТПУ;гарантированное перекрытие потока и наличие устройства контроля протечки (местное) запорной арматуры, протечки которой могут оказать влияние на достоверность поверки и КМХ;контроль перепада давления на фильтрах (местный и дистанционный);автоматический контроль, индикацию и сигнализацию предельных значений параметров
Объекты автоматизации в нефтегазовой отрасли.
промышленности автоматизированной системы управления. Она дает возможность повысить рентабельность предприятия, улучшить качество производимого продукта и образовать надежное и бесперебойное производство.
Все традиционные технологические процессы на предприятиях нефтегазовой промышленности подразделяются на три направления:Автоматика процесса добычи нефти и газа.Автоматика переработки нефтегазового сырья.Автоматика транспортировки нефти и газа к покупателю.
Все нефтегазовые предприятия вынуждены использовать в своей работе большие затраты электроэнергии. Если удается снизить эти затраты за счет внедрения только организационно- механических мероприятий, то тогда предприятие получает огромную экономию своих финансовых активов. Вот почему очень актуальной в настоящий момент является внедрение автоматизированной системы управления в предприятия по нефтегазодобыче, по переработке этого сырья и на предприятия нефтехимии. Она позволяет не только получить высококачественный продукт, снизить энергозатраты, но и получить экологически безопасное производство, повысить производительность труда и т.д.
АСУ ТП по добыче и переработке нефти и газа представляет из себя целый комплекс программного обеспечения, который дает возможность получать необходимую информацию о состоянии объекта в реальном времени, анализировать ее, отображать через графики и таблицы, заносить в архивные базы для будущего использования и т.д.
Все эти задачи на заводе по переработке нефти и газа решаются с помощью система автоматизации из класса MES (Manufacturing Executing System), которые реализуются с помощью таких комплексов:Диспетчерское управление оперативного характера.Согласование балансов материальных затрат.Всеобщий учет производственного процесса.Строгий контроль качества выпускаемого продукта.Анализ и учет затрат по потребляемой электроэнергии.Контроль за исправным состоянием технологического оборудованияПланирование оперативной работы производственного процесса.Глубокий анализ каждого отдельного этапа производственного процесса.
Дисциплина 7 Системы сбора и подготовки скважинной продукции
Системы сбора и подготовки нефти и газа. Выкидные линии, ГЗУ, нефтесборный коллектор, ДНС, напорные трубопроводы. Системы защиты от разрушения и инцидентов.
Система сбора - это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудований, предназначенных для сбора продукции отдел скв и доставки ее до пунктов подготовки нефти газа и воды. Система должна обеспечивать: измерение кол-ва продукции, получаемой из каждой скважины: максимальное использование пластовой энергии для транспортировки продукции скважин до пунктов ее подготовки: сепарацию нефти и газа; отделение от продукции скв свободной воды; доведение нефти до норм товарной продукции; очистка и осушка нефтяного газа; очистка и ингибирование пластовой воды.
Системы сбора и подготовки состоят трубопроводов, замерных установок, сепарационных пунктов, резервуарных парков, установок комплексной подготовки нефти, установок подготовки воды и газа, насосных и компрессорных станций.
Факторы, влияющие на выбор системы сбора нефти и газа. -величина площади и конфигурация нефтяного местор; -рельеф местности; -физико-химические свойства нефти, нефтяных эмульсий, нефтяного газа; климатические условия месторождения; местоположение месторождения; -устьевые Р и Т; изменение устьевого давления в процессе разработки; газовый фактор; сетка расположения скважин и их число на каждом продуктивном горизонте; -объемы добычи нефти, нефтяного газа и пластовой воды по каждому продуктивному горизонту; источники воды и электроэнергии; наличие железных и шоссейных дорог; -топографическая карта.
Выкидная линия - промысловый нефтепровод от СКВ до замерной установки (предназначен -для транспортировки добыв продукта) Оборудуется: обратным клапаном, запорной арматуры, угловым вентилем, манометром, пробоотборник высокого давления. АГЗУ- предназначен для непрерывного тех учета добыв нефтегазожидкостой эмульсии, опред автоматиз режиме. Состоит: патрубки подключения вы клин СКВ(усы), с обратными клапанами, псм(для автом и ручного перевода потока добыв из отд СКВ жид-ти в газосепаратор) ,линии байпаса(обходная линия трубопровода, предназначен для направления потока жид-ти, минуя отключенное оборудование присоед к осн трубопр), сепар емкость-для отд попут газа от жид-ти:оснащена сппк,кип),кип-а(пред для измер тех параметров),сппк(пред для защиты установок от прев допуст давл),зра(тех устр-во,пред для управ потоком раб среды посредством изм площади проходного сечения)Нефтесборный коллектор-трубопроводы от ГЗУ до сборных пунктов наз-ся коллекторы.
Для защиты трубопроводов от внеш и внут коррозии используют лакокрасочные, полимерные, битумные покрытия, мастику и др спец покрытия. Организовывают подачу ингибиторов коррозии. Для исключения воздействия блуждающих токов предусмотрена систему электрохим защиты ЭХЗ. Для выполнения очистки внут стенок трубопроводов и проведения внут диагностики трубпр в начале и в конце трубоп устан камеры запуска и приема очистных устройств(КЗОУ,КПОУ)а также средств очистки и диагностики (СОД).Узел контроля коррозии(УКК)пред для опр общей скрости коррозии в трубопр гравимет методом без остановки работы трубопр.(в нач и в конце уст).Гравим метод зак-ся в опр потери массы мет образцов за время их пребыв в инг средах Предупреждение засорения нефтепроводов и методы удаления:отложение парафина:исп паровых передвижных установок,покрыт внут труб лаками,эпоксидными смолами и стеклопластиками, применение ПАВ, применение резиновых шаров(торпед),применение теплоизоляции; отложение солей: хим(применение фосфанатов препят слип и отл) физ(магн поле) прим пресс вод); образование УВ водяных и гидратных пробок:осушка газа, ввод ингибиторов гидратообразований,
Система обнаружения утечек-автомат система контролирующая целостность стенки трубопровода. Главная задача состоит выявить факт утечки и опр ее местоположение. СОУ обесп формирование сигнала тревоги о возм налич утечки и отображении инф.Системы используютконтрольноизмерительное оборудование (датчики давления, расходомеры, датчики температуры и т.д.).СДКУ(система диспертч контроля и управления )-сервер СОУ-арм соу=канал передачи инф=локальная станция СОУ.Параметрическая система обнаружения утечек программный комплекс, функционирующий совместно ссистемой диспетчерского контроля и управления на основе использования поступающих в СДКУданных о параметрах работы нефтепровода. Работа комплекса основана на анализе данных телеизмерений, имеющиеся на верхнем уровне АСУ ТП и применения математической модели для принятия решения оналичии утечки.
Обезвоживание и обессоливание нефти. Физические основы процесса. Применяемые технологии.
При закрытой схеме жидкость нефть с водой и газом со скважин под действием давления на устье поступает по выкидным линиям на ГЗУ групповая замерная установка, где замеряется дебит нефти со скважин. Из ГЗУ нефть направляется в нефтесборный коллектор. По нефтесборному коллектору нефть поступает на 1-ю ступень сепарации, расположенную на центральном сборном пункте ЦСП. На территории центрального сборного пункта находится установка подготовки нефти УПН.
На ЦСП осуществляется сепарация газа, обезвоживание, обессоливание нефти. Если нефть с высоким газовым фактором, то газ после сепарационной установки поступает на прием компрессоров газокомпрессорной станции. Компрессорами газ перекачивается до газобензинового завода или в магистральный газопровод и далее до пунктов его потребления. Процесс отделения воды от нефти называют обезвоживанием. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1-1,5%. Полное отделение воды от нефти до 0,01% происходит в процессе обессоливания нефти. В процессе обессоливания из нефти удаляются соли. Удаление соли из нефти происходит в процессе пропуска нефти через слой пресной воды. Соли, содержащиеся в нефти, растворяются в пресной воде и удаляются вместе с водой. Процессы разрушения нефтяных эмульсий в промысловой практике осуществляют с помощью нагрева нефти до 50-70° и дозировкой в нее химических реагентов деэмульгаторов. Происходит комплексное воздействие за счет тепла, когда вязкость эмульсии снижается, и капли воды соединяются друг с другом и деэмульгатором, вследствие чего вода отделяется от нефти и осаждается в резервуарах. Применяется также электрический способ разрушения эмульсии, который основан на проявлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капли воды, на взаимном притяжении этих капель и разрушении пленок нефти между этими каплями в результате действия электрического тока высокого напряжения на электроды, находящиеся в потоке эмульсии. при подаче тока, капли нефти соединяются между собой в более крупные частички и вода начинает оседать на дно сосуда.
Сепарация-отделение нефти от газа и воды в различных сепараторах :получения нефт газа, умен пенообр,умен пульзаций давл . Виды: двухфазный(г-ж)трехфазный, вертикальный и центробежный. сепарационная секция , осадительная ,секция сбора нефти, секция каплеудаления. Состоит: патрубок ввода, раздаточный коллектор, регулятор давл, жалюзийный каплеуловиель, предохранительный клапан, наклонные полки, поплавовковый уравномер, перегородки, линия сброса, люк,диспергатор, регулятор уровня, сливная труба.
Резервуары-отстойники
На промыслах для приёма, хранения и отпуска сырой и товарной нефти применяют резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). Резервуары-отстойники для обезвоживания нефти производят на базе типовых вертикальных резервуаров РВС. Они должны работать с постоянным уровнем нефти (чтобы исключить большие «дыхания») и оборудоваться специальным распределительным устройством, обеспечивающим равномерность подъёма нефтеводяной смеси по всему сечению аппарата. На рис. 9.13 приведена схема одного из вариантов резервуара-отстойника.
Резервуар имеет так называемый «жидкостный гидрофильный фильтр». Для более эффективного сочетания процессов обезвоживания нефти и очистки пластовой воды в нефтяную эмульсию до подачи её в резервуар можно добавить горячую дренажную воду из отстойников (или электродегидраторов) окончательного обезвоживания. Место ввода горячей дренажной воды и диаметр подводящего трубопровода должны быть такими, чтобы обеспечить необходимое время перемешивания с достаточной степенью турбулентности (Re
8000).
 Рис. Схема резервуара-отстойника:I – нефтяная эмульсия; II – отстоявшаяся нефть; III – пластовая вода; 1 – подводящий трубопровод; 2 – лучевые отводы с отверстиями; 3 – общая ёмкость; 4 – цилиндрическая ёмкость для сбора и вывода нефти; 5 – трубопровод для вывода нефти; 6 – водосборная труба; 7 – восходящая труба гидрозатвора; 8 – нисходящая труба гидрозатвора; 9 – регулирующий шток; 10 – подвижный цилиндр (местное сопротивление); 11 – уровень воды; 12 – уровень нефти; 13 – задвижка для опорожнения резервуара Нефтяная эмульсия поступает по трубопроводу 1 в ёмкость 2, выполненную в виде барабана с эллиптической крышкой. К ёмкости 3 для равномерного распределения эмульсии по сечению резервуара подсоединены веером шестнадцать лучевых отводов 2 с отверстиями (на рис. 9.13 показаны только два лучевых отвода). Отводы имеют с нижней части отверстия с постепенным увеличением их диаметра от центра к периферии. Нефтяная эмульсия через отверстия в отводах поступает равномерно под слой дренажной воды, служащей своеобразным «гидрофильным фильтром», где происходят процессы дополнительной деэмульсации и очистка отделившейся от нефти воды. Более лёгкая нефть поднимается наверх, стекает в ёмкость 4 и по трубе 5 отводится из резервуара. Пластовая вода через трубу 6 поднимается по восходящей трубе гидрозатвора 7, затем проходит кольцевое пространство между цилиндром 10 и внутренней стенкой восходящей трубы, испытывая местное гидравлическое сопротивление. Далее вода переливается в нисходящую трубу гидрозатвора 8 и отводится из аппарата. С помощью гидрозатвора регулируется уровень воды 11 путём изменения величины местного гидравлического сопротивления перемещением вверх или вниз цилиндра 10 с помощью штока 9.
Показатели
|
Отстойник на базе резервуара
|
РВС-1000
|
РВС-2000
|
РВС-5000
|
Производительность по эмульсии, тыс. м3/сут
|
3
|
6
|
11
|
Содержание воды в эмульсии, % масс.
|
40
|
40
|
40
|
Содержание воды в нефти после отстойника с предварительной внутритрубной деэмульсацией, % масс.
|
2
|
2
|
2
|
Содержание воды в нефти после отстойника без предварительной внутритрубной деэмульсацией, % масс.
|
12
|
12
|
12
|
Содержание нефти в отходящей пластовой воде, мг/л
|
100
|
100
|
100
|
Высота уровня воды, м
|
4,5
|
5,0
|
5,0
|
Высота наполнения отстойника, м
|
8,5
|
10,0
|
10,0
|
Температура отстоя, оС
|
20
|
20
|
20
| |
|
|
Скачать 1.89 Mb.