вопросы гос. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки

• Название: Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
• Анкор: вопросы гос
• Дата: 27.01.2023
• Размер: 1.89 Mb.
• Имя файла: GOS_2021_voprosy.docx
• Тип: Документы; #908188
• страница: 25 из 27

8.7. Трёхфазные сепараторы

По мере разработки месторождения растет обводнённость нефти. Основную массу пластовой воды лучше отделить от нефти как можно раньше – до поступления нефти на ЦППН, так как нагрев нефти с балластной водой приводит к большим затратам энергии.

Предварительный сброс пластовой воды осуществляется в трёхфазных сепараторах.

Горизонтальные трехфазные сепараторы применяются на ДНС и УПН до нагрева нефти. На рис. 8.8 приведена схема трехфазного сепаратора типа БАС-1-100, где БАС – блочная автоматизированная сепарационная установка, 1 – номер модификации, 100 – объём сепаратора в м³.

Рис Схема трёхфазного сепаратора:I – смесь нефти, газа и воды; II – газ; III – нефть; IV – вода; 1 – штуцер ввода сырья; 2 – распределительный коллектор; 3 – сепарационный отсек; 4 и 9 – перегородки; 5 – водяной отсек; 6 – штуцер отвода пластовой воды; 7 – газоотводная линия; 8 – штуцер отвода газа; 10 – нефтяной отсек; 11 – штуцер отвода нефти

Предварительно смешанная с деэмульгатором продукция скважин поступает (см. рис. 8.8) через штуцер 1 и коллектор 2 в сепарационный отсек 3, где происходит гравитационное разделение нефти, газа и воды. Более тяжёлая вода собирается на дне отсека 3, из которого она перетекает под перегородкой 4 в отсек 5 и отводится через штуцер 6.

Газ поднимается в верхнюю часть сепаратора и отводится по газоотводной линии 7 через штуцер 8.

Более лёгкая нефть собирается в верхнем слое жидкой фазы отсека 3, из которого через перегородку 9 нефть поступает в отсек 10 и через штуцер 11 отводится из аппарата. Производительность такого сепаратора 2500 м³ в сутки по жидкости.Разработаны и другие конструкции трёхфазных сепараторов.

8. 
   Установки комплексной подготовки нефти. Структурная схема УКПН. Обезвоживание. Обессоливание. Дегазирование. Сущность процессов. Применяемое оборудование.
   

УПН-для получения нефти товарного качества. Состоит: узел сепарации, резервуарный парк, насосный блок откачки нефти и газа, площадка теплооб ,печей путевых подогревателей, площадка отстойников. Процессы: сепарация, грав отстой водонефт жид-ти, нагрев нефти, обессоливание, обезвоживание, подготовка пластовой воды, откачка пл воды на кнс для нагнетания, тран-ка сырой нефти газа,учет товарной нефти и газа. Принцип: нефть от АГЗУ, днс, упсв поступает в сепараторы 1 ступени НГС.В сепараторах за счет сниж давл скваж-ной продукции ниже давл насыщения происходит выделение раст газа. Пройдя процесс сепарации под дейст давл нефть поступает в сепаратор 2 ступени распол на высоте 15-17 м где происходит окон дегазация жид-ти. После 2 ст жид-ть самотеком поступает в тех резервуар пред сброса (РПС) в котором происх расслоение жид-ти на н и пл воду. Нефть с верх уровней рпс насосами через теплообменник направ-ся в печи или путевые подогреватели для нагрева до 45-70С.Сырая нефть после нагрева напр-ся в нефт отстойники для обезвоживания.Обез нефть после первой группы отстойников подвергается опреснению для сниж содержания хлор солей и направ-ся во вторую группу ост-ков для глубокого обезвоживания и обессоливания.После отс нефть пройдя теплообменники напр в КСУ для снижения ДНП(давл нас пара) и далее пост в товар резервуары. Подг тов нефть тран-ся на цпс или псп.Пл вода из ниж части рпс,ОГ,НГСВ поступает в резервуары пл воды где происх отстой и улавлив ост нефтепр.Подгот пл вода с сод нефтепр и квч до 50 мг/дм3 з рвс насосами откачивается в систему ппд ил для дальн тран в упн или цпс. Отсепарированный газ под давл через узел регулировки давл поступает в промыс газосборный коллектор.

На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис.4.1). Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.



Рис. 4.1. Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:

1 - нефтяная скважина; 2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 - дожимная насосная станция (ДНС); 4 - установка очистки пластовой воды; 5 - установка подготовки нефти; 6 - газокомпрессорная станция; 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 - резервуарный парк

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

9. 
   Дожимные насосные станции (ДНС). Особенности эксплуатации ДНС при добыче высоковязких нефтей.
   

ДНС- применяется в тех случаях если на месторождении пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до упсв. Состоит: узел сепарации(НГС), буферные емкости(РГС), блок насосов внешней откачки жид-ти. Основные процессы: сепарация, тран-ка, учет нефти и газа. Принцип работы: нефть от АГЗУ поступает в сепараторы 1 ступени НГС. В сепараторах за счет снижения давления скваж-ной продукции ниже давления насыщения происходит выделение растворенного газа. Пройдя процесс сепарации под действием давления нефть поступает в буф емкость в которых давление сниж-ся до атм. Затем нефть из БЕ подается на прием насосов внеш откачки и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением через узел регулировки давлением поступает в промыс газосборный коллектор.

Дожимные насосные станции предназначены для сообщения дополнительной энергии жидкой продукции скважин, чтобы подать ее на ЦСП в тех случаях, когда расстояние от кустов скважин и ГЗУ (групповые замерные установки) велико и устьевого давления не достаточно для транспортирования газожидкостной смеси. На ДНС проводят первую ступень сепарации при давлении 0,3—0,8 МПа, обусловленном гидравлическими потерями при транспорте, а также давлением, которое должно поддерживаться в конце газопровода, в частности перед ГПЗ (газоперерабатывающий завод), для его нормальной работы. После сепарации жидкость поступает на прием насосов, а отделившийся нефтяной газ под собственным давлением направляется на ГПЗ.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:· буферной емкости;· сбора и откачки утечек нефти;· насосного блока;· свечи аварийного сброса газа.

Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м³ и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для: приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов; сепарации нефти от газа; поддержания постоянного подпора порядка 0,3 - 0,6 МПа на приеме насосов.

Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных:

1. Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.

2. Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.

3. Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.

4. Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.

Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м³, оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.

Принцип работы ДНС

Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.

Дожимные насосные станции предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти из газа в целях дальнейшего раздельного транспорта нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. Дожимные насосные станции выпускаются в блочном исполнении двух типов.

К первому типу относятся ДНС на базе сепарационных установок с насосной откачкой блочной насосной (БН). Разработано 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9 до БН-2000-26. Шифр блока: БН - блочная насосная; первое число - подача насоса по жидкости в м³/сут, второе - давление нагнетания в МПа. Из блоков компонуются дожимные насосные станции различных подач и напора. Станция состоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа. Технологический блок включает технологическую емкость и гидроциклоны, один из которых резервный.

Ко второму типу относятся ДНС-7000, ДНС-1.4000, ДНС-20000, где число указывает на подачу насосных агрегатов в м³/сут. Давление нагнетания насосов 1,9-2,8 МПа. Технологическая единица состоит из блока буферной емкости (где осуществляется сепарация газа) и блока насоса 8НД-9хЗ. В указанных ДНС имеются соответственно две, три, четыре технологические единицы, причем в каждой станции одна технологическая единица резервная. Помимо этого, ДНС включает: блоки сбора и откачки утечек нефти, низковольтной аппаратуры и КИПиА, а также распределительное устройство и свечу аварийного сброса газа.

Параметры работы ДНС:

1) Объем откачанной на УПН(установка подготовки нефти) жидкости.

2) Объем поступившей на ДНС жидкости

3) Объем сборшенной в поглощение воды.

4) Давления на приме насосов, на выкиде.

5) Обводненность поступающей, откачанной на УПН жидкости.

6) Температуры рабочих агрегатов (насосов)

7) Загрузки насосов

Дожимные насосные станции предназначены для сообщения дополнительной энергии жидкой продукции скважин, чтобы подать ее на ЦСП в тех случаях, когда расстояние от кустов скважин и ГЗУ (групповые замерные установки) велико и устьевого давления не достаточно для транспортирования газожидкостной смеси. На ДНС проводят первую ступень сепарации при давлении 0,3—0,8 МПа, обусловленном гидравлическими потерями при транспорте, а также давлением, которое должно поддерживаться в конце газопровода, в частности перед ГПЗ (газоперерабатывающий завод), для его нормальной работы. После сепарации жидкость поступает на прием насосов, а отделившийся нефтяной газ под собственным давлением направляется на ГПЗ.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:· буферной емкости;· сбора и откачки утечек нефти;· насосного блока;· свечи аварийного сброса газа.

10. 
    Оборудование для хранения нефти. Резервуары. Классификация по различным признакам. Резервуары вертикальные стальные. Конструкции крыш РВС: плавающие, понтоны.
    

Назначение резервуаров. для сбора, хранения и учета нефти и нефтепродуктов. По назначению: сырьевые - для хранения сырой нефти, технол - для сброса пластовой воды отстоя и подрезки нефти, товарные- для хранения; по классу опасности:класс1 более50000м3;2 класс 20000-50000м3,3 класс 1000-20000,4 класс менее1000.

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 (Re8000).

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.

Для сокращения потерь легких фракций нефтей и бензинов получили широкое распространение резервуары с плавающей крышей (для южных районов) или с понтоном (для средних и северных районов).

Корпус резервуара с плавающей крышей представляет собой цилиндрическую оболочку, рассчитанную на гидростатическое давление жидкости. Вверху корпуса предусматривается кольцевой балкон, соединенный с землей наружной лестницей, а с плавающей крышей – внутренней качающейся лестницей, шарнирно прикрепленной к верху корпуса резервуара. В нижней части внутренней лестницы имеются специальные катки, при помощи которых лестница перемещается по настилу крыши в радиальном направлении и потому не препятствует изменению положения крыши по высоте. На нижнем настиле плавающей крыши укреплены опоры высотой 1,5 – 2 м, необходимые для ремонта крыши и днища опорожненного резервуара.

Для обеспечения стока дождевой воды верхнему настилу придается уклон к центру. Вода с крыши удаляется через гибкий шланг или шарнирную трубу, прикрепленную в центре нижнего настила.

Резервуары с плавающей крышей оборудованы люками и замерными устройствами с дыхательными клапанами.

Дыхательный клапан необходим для защиты крыши от вакуума при полной откачке нефтепродукта и избыточного давления при закачке, когда крыша находится в нижнем положении.

В настоящее время существуют плавающие крыши двух типов:

1) двойная понтонная крыша, состоящая из герметичных отсеков-понтонов, обеспечивающих ее непотопляемость при нарушении герметичности одного или нескольких понтонов;

2) одинарная крыша с центральным диском из стальных листов, по периферии которого располагается кольцевой понтон, разделенный радиальными переборками на герметичные отсеки, препятствующие потоплению крыши. Благодаря малой массе и простоте конструкции крыши второго типа получили наибольшее распространение.

Плавающие крыши сваривают из листов толщиной 4 – 5 мм и испытывают на непроницаемость.

 Вертикальные стальные цилиндрические резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов классифицируются по нескольким признакам:

По избыточному рабочему давлению – резервуары без давления (с понтоном или с плавающей крышей); низкого давления (когда избыточное давление составляет не более 0,002 МПа и вакуум до 500 Па); повышенного давления (когда избыточное давление достигает 0,07 МПа и вакуум до 0,001 МПА).

По технологическим операциям:

- резервуары для хранения маловязкой нефти и нефтепродуктов;

- резервуары для хранения высоковязкой нефти и нефтепродуктов, оборудованные подогревателями;

- резервуары-смесители и резервуары-отстойники.

По конструкции:

- резервуар вертикальный стальной – РВС;

- резервуар вертикальный стальной с понтоном – РВСП;

- резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей – РВСПК;

Резервуары для хранения нефти по конструкции делятся на две категории:

— резервуары с объемом и геометрическими параметрами соответствующими строительному номиналу с обозначением категория А; — резервуары с объемами и геометрическими параметрами соответствующими потенциальной полезной емкости с обозначением категория Б.

Основными критериями при выборе типа и конструктивного исполнения резервуаров для нефти и нефтепродуктов являются характеристики хранимого продукта (давление насыщенных паров, содержание серы и сероводорода, плотность), технологическое назначение резервуара (технологические емкости, резервуары-сборники, системы сброса волны давления). При большой оборачиваемости нефтепродуктов применяются резервуары с плавающей крышей и понтоном. Для хранения легковоспламеняющихся жидкостей применяют резервуары объемом до 20000 м3, для хранения горючих жидкостей – до 50000 м3. Объем вертикальных цилиндрических резервуаров регламентируется нормальным рядом: 100, 200, 300, 400, 500, 700, 1000, 2000, 3000, 5000, 10000, 20000, 30000, 50000 м3. Все резервуары нормального ряда строят индустриальным методом из рулонных заготовок или полистовым способом. В зависимости от объема и места расположения резервуары подразделяются на три класса опасности: - класс 1 – особо опасные резервуары: объемом 10000 м3 и более, а также объемом 5000 м3 и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки; - класс 2 – резервуары повышенной опасности: объемом от 5000 до 10000 м3; - класс 3 – опасные резервуары: объемом от 100 до 5000 м3.

Классификация резервуаров Резервуары являются одним из основных сооружений нефтебаз и предназначены для хранения нефтепродуктов и производства некоторых технологических операций.

По материалу, из которого сооружены резервуары, различают: металлические, железобетонные, каменные, земляные.

Большое развитие получили резервуары, сооружаемые в горных выработках. Основным строительным материалом для выработок является сама горная порода.

По отношению к уровню землирезервуары могут быть: - подземными, когда наивысший уровень нефтепродукта в резервуаре находится не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (к подземным относятся также резервуары, имеющие обсыпку не менее чем на 0,2 м выше допускаемого наивысшего уровня нефтепродукта в резервуаре); - наземными, когда днище резервуара находится на одном уровне или выше наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м от стенки резервуара).

Для полной сохранности качества и количества нефтепродуктов, разработано большое количество различных конструкций резервуаров. Выбор типа резервуара в каждом конкретном случае должен быть обоснован специальным технико-экономическим расчётом