билет рэнгм. билет 9 Крючков А. С.. Программа Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 63.6 Kb.
|
0,2-7,0%. Кислорода в нефти содержится от 0,05 до 3,6%, а содержание азота не превышает 1,7%. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Наименование показателя | Норма для нефти группы | ||
| I | II | III | |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 | 0,5 | 1,0 |
| Концентрация хлористых солей, мг/дм5, не более | 100 | 300 | 900 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 | 0,05 | 0,05 |
| Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) | 66,7 (500) | 66,7 (500) |
| Содержание хлорорганических соединений, млн.'1 (ррт) | Не нормируется. Определение обязательно | ||
| Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ррт), не более | 20 | 50 | 100 |
| Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн.-1 (ррт), не более | 40 | 60 | 100 |
Поступающая из нефтяных скважин продукция не представляет собой чистую нефть. Вместе с нефтью из скважин поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). В таком виде нефть транспортировать по трубопроводам на нефтеперерабатывающие заводы недопустимо. Поэтому перед подачей нефти в магистральный нефтепровод, проводят её подготовку непосредственно на нефтяных промыслах с целью ее обессоливания, обезвоживания, удаления твердых частиц, а также подвергают глубокому разгазированию (стабилизации) для доведения давления насыщенного пара не более 66,66 кПа. Характеристика товарных кондиций нефти приведена в таблице 2.
Конструкция газовой фонтанной скважины (наземное и подземное оборудование).
Газовая скважина — служит для вскрытия газового пласта и извлечения из него газа, а также для закачки газа в подземное хранилище и последующего его отбора. Газовые скважины подразделяются на эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные, пьезометрические. Конструкция газовой буровой скважины выбирается исходя из особенностей геологического строения залежи, климатических условий, физико-химических характеристик газа, распределения температур от забоя до устья, условий эксплуатации и бурения, а также технико-экономических показателей. Оборудование ствола газовой скважины: ряд обсадных колонн (включая кондуктор, промежуточную, эксплуатационную колонны); фонтанные трубы, спускаемые для подачи газа от забоя до устья; хвостовик, пакеры; забойные и приустьевые штуцеры; клапаны для подачи ингибиторов для борьбы с коррозией и гидратообразованием; клапаны-отсекатели для предупреждения открытого фонтанирования в аварийных ситуациях. Для обеспечения герметичности соединений труб в процессе эксплуатации газовых скважин применяют специальные уплотнительные смазки. Диаметр обсадных колонн газовых скважин (от 114 до 340 мм) выбирается с учётом обеспечения безаварийной работы и свободного спуска фонтанных труб (внутренний диаметр от 33 до 168 мм), клапанов, пакеров, а также производства ремонтных и исследовательских работ.
Рисунок 1 - Конструкция эксплуатационной скважины на нефть и газ:
1 — направление; 2 — кондуктор; 3 —промывочная жидкость; 4 — цементный камень; 5 — эксплуатационная колонна; 6 — продуктивный пласт; 7— перфорированные отверстия; 8 — колонная головка; 9 — задвижки; 10 — крестовина.
Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.
Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры.
Фонтанная арматура, состоит в свою очередь из трубной головки и фонтанной елки.
Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую и резервную (ближайшую к стволу). На стволе установлены коренная (главная, центральная) и буферная задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров, а также для регулирования расхода. Ствол заканчивается буфером с манометром.
Манифольд — система труб и отводов с задвижками или кранами — служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ). Он предусматривает наличие двух практически идентичных обвязок (рабочая и резервная), в каждой из которых есть регулируемый штуцер, вентили для отбора проб жидкости и газа, запорное устройство для сброса продукции на факел или в земляной амбар и предохранительный клапан.
Сепарация нефти от газа. Классификация сепараторов.
Сепарация газа от нефти может происходить под влиянием гравитационных, инерционных сил и за счет селективной смачиваемости нефти. В зависимости от этого и различают гравитационную, инерционную и пленочную сепарации, а газосепараторы - гравитационные, гидроциклонные и жалюзийные.
Гравитационная сепарация осуществляется вследствие разности плотностей жидкости и газа, т.е. под действием их силы тяжести. Газосепараторы, работающие на этом принципе, называются гравитационными.
Инерционная сепарация происходит при резких поворотах газонефтяного потока. В результате этого жидкость, как наиболее инерционная, продолжает двигаться по прямой, а газ меняет свое направление. В результате происходит их разделение. На этом принципе построена работа гидроциклонного газосепаратора, осуществляемая подачей газонефтяной смеси в циклонную головку, в которой жидкость отбрасывается к внутренней поверхности и затем стекает вниз в нефтяное пространство газосепаратора, а газ двигается по центру циклона.
Пленочная сепарация основана на явлении селективного смачивания жидкости на металлической поверхности. При прохождении потока газа с некоторым содержанием нефти через жалюзийные насадки (каплеуловители) капли нефти, соприкасаясь с металлической поверхностью, смачивают ее и образуют на ней сплошную жидкостную пленку. Жидкость на этой пленке держится достаточно хорошо и при достижении определенной толщины начинает непрерывно стекать вниз. Это явление называется эффектом пленочной сепарации или адгезией. Жалюзийные сепараторы работают на этом принципе.
В соответствии с назначением в нефтегазовых сепараторах имеются три зоны: разделительная, осадительная и отбойная. В разделительной зоне из жидкости отделяется основная масса свободного газа. Это достигается при помощи различных устройств, обеспечивающих или оптимальную скорость вращения газожидкостного потока, или достаточно высокую поверхность раздела фаз за счет стечения жидкости тонким слоем по специальным наклонным желобам. В осадительной зоне поднимающийся нефтяной газ освобождается от сравнительно крупных частичек жидкости под действием гравитационных сил. В отбойной зоне происходит окончательная очистка нефтяного газа от мелких частичек жидкости под влиянием сил инерции, проявляющихся при резком изменении направления потока и его прохождении между отбойными пластинами, а также сил адгезии, проявляющихся в прилипании капелек жидкости к поверхности сеточных, насадочных и других отбойников.
Наибольшее распространение на нефтяных месторождениях получили горизонтальные сепараторы, характеризующие повышенной пропускной способностью при одном и том же объеме аппарата, лучшим качеством сепарации, простотой обслуживания и осмотра по сравнению с вертикальными. В настоящее время выпускаются двухфазные горизонтальные сепараторы типа НГС и типа УБС.
Наряду с двухфазными организовано производство трехфазных сепараторов, которые, помимо отделения газа от нефти, служат также для отделения и сброса свободной воды. К трехфазным сепараторам относятся установки типа УПС. Перечисленные сепарационные установки служат в качестве технологического оборудования центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦППН).
В тех случаях, когда на месторождении или группе месторождений пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до ЦППН, применяются дожимные насосные станции (ДНС).
Сепараторы типа НГС предназначены для отделения газа от продукции нефтяных скважин на первой и последующей ступенях сепарации нефти, включая горячую сепарацию на последней ступени.
Сепаратор типа НГС (рис.2) состоит из горизонтальной емкости 1, оснащенной патрубками для входа продукции 2, для выхода нефти 10 и газа 7. Внутри емкости непосредственно у патрубка для входа нефтегазовой смеси смонтированы распределительное устройство 3 и наклонные желоба (дефлекторы) 4 и 5. Возле патрубка, через который осуществляется выход газа, установлены горизонтальный 8 и вертикальный 6 сетчатые отбойники. Кроме того, аппарат снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматического регулирования режима работы.
Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок 3, изменяет свое направление на 90°, и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в верхние наклонные желоба 4, а затем в нижние 5. Отделившийся из нефти газ проходит сначала вертикальный каплеотбойник 6, а затем горизонтальный 8. Эти каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от капельной жидкости (эффективность свыше 99%), что позволяет отказаться от установки дополнительного сепаратора газа. Выделившийся в сепараторе газ через патрубок 7, задвижку и регулирующий клапан (на рис.1 не показаны) поступает в газосборную сеть.
Рисунок 2 - Нефтегазовый сепаратор типа НГС
Отсепарированная нефть, скопившаяся в нижней секции сбора жидкости сепаратора, через выходной патрубок 10 направляется на следующую ступень сепарации или, в случае использования аппарата на последней ступени, в резервуар. Для устранения возможности воронкообразования и попадания газа в выкидную линию над патрубком выхода нефти устанавливается диск 9.
Комплекс приборов и средств автоматизации обеспечивает:
1. автоматическое регулирование рабочего уровня нефтегазовой смеси в сепараторе;
2. автоматическую защиту установки (прекращения подачи нефтегазовой смеси в сепаратор) при:
а) аварийном повышении давления в сепараторе;
б) аварийно-высоком уровне жидкости в сепараторе;
3. сигнализацию в блок управления об аварийных режимах работы установки.
Сепаратор нефтегазовый НГС по ГП 805 предназначен для сепарации газонефтяной смеси на первой, промежуточной и концевой ступенях в системах сборов и установках подготовки нефти.