- •2 Характеристика технологических процессов систем сбора и подготовки продукции скважин
- •3. Показатели и нормы качества товарной нефти, попутного газа и нп вод – давал в лекции
- •13. Принципиальная схема получения товарной нефти в нгду.
- •14. Современные системы сбора на месторождениях россии.
- •15 Преимущества и недостатки герметизированных систем сбора скважинной продукции
- •16.Унифицированные технологические системы сбора скважинной продукции.
- •17. Экологическая безопасность систем сбора скважинной продукции.
- •18 Классификация трубопровоДов системы сбора скв.Продукции.
- •Классификация трубопроводов По назначению:
- •19 Классификация трубной продукции
- •20 Арматура трубопровода
- •21 Вопрос проектирования и сооружения трубопроводов.
- •23. Потери напора в местных сопротивлениях
- •24) Гидравлический расчет простых трубопроводов
- •6.1. Простой трубопровод постоянного сечения
- •6.2. Соединения простых трубопроводов
- •26 Гидравлический расчет трубопроводов при движении в них нефтегазовых смесей
- •27 Расчёт на мех.Прочность
- •28. Тепловой расчет нефтепроводов
- •29. Осложнения при эксплуатации промысловых тп
- •30 Коррозия промысловых трубопроводов и оборудования, ингибиторы коррозии.
- •Факторы коррозионного разрушения трубопроводов
- •Минерализация воды
- •32Агзу их типы, технические характеристики. Оборудование для замера продукции скважин.
- •33Предварительное разделение продукции скважин
- •34. Эффективность процесса сепарации нефти от газа
- •35.Нефтегазовые сепараторы,показатели эффективности их работы
- •36. Факторы характерезующие работу сепаратора
- •37. Пропускные способности сепараторов по агзу
- •38 Предварительный сброс пластовых вод
- •39 Оборудование для предварительного сброса воды.
- •40 Нефтепромысловые резервуары назначение и классификация
- •41 Характеристика стальных резервуаров.
- •42. Оценка потерь нефти из резервуаров и методы их предотвращения.
- •43. Мероприятия по охране окружающей среды при эксплуатации резервуаров.
- •44. Подготовка нефти, нефтяного газа и воды на промыслах. Общая характеристика технологических процессов
- •45. Технологические процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти
- •46. Подготовка нефтяного газа к транспорту, компонентный состав нефтяных газов.
- •47. Компрессорные станции и компрессоры для сбора пнг.
- •48. Очистка углеводородных газов от сероводорода, диоксида углерода и сернистых компонентов.
- •1.1. Очистка углеводородных газов применением аминов.
- •1.2. Очистка газа физическими абсорбентами.
- •1.3. Адсорбционная очистка газа от сернистых соединений с использованием цеолитов.
- •1.4. Очистка газа от сероорганических примесей.
- •1.4.1. Низкотемпературная масляная абсорбция.
- •1.4.2. Низкотемпературная конденсация.
- •1.4.3. Щелочная очистка газа.
- •1.5. Очистка газа путем жидкофазного окисления сероводорода.
- •1.6. Безрегенерационные методы очистки газа от сероводорода.
- •1. Осушка газов гликолями
- •2. Осушка газов с использованием твердых сорбентов.
- •2.1. Силикагели
- •2.2. Цеолиты
- •49) Подготовка неф-пром вод требования к закачиваемой в пласт воде или в пласт.
- •50 Методы очистки сточных вод
- •51 Блочные кустовые насосные станции (бкнс)
- •52. Загрязнение почвы и воды при сборе, подготовке, транспорте и хранении нефти, газа и воды
- •53)Проблемы экологии система сбора продукции скважин
37. Пропускные способности сепараторов по агзу
Сепаратор газовый (тестовый) 2-х фазный, с пропускной способностью от 1 до 400 м3 /сут и от 1 до 1500 м3/сут., предназначен для периодического определения количества жидкости, добываемой из нефтяной скважины, обеспечения подогревателей нефти топливным газом, а также обеспечение непрерывной и безаварийной работы подключенного подогревателя.
Газожидкостная смесь по выкидному коллектору скважины, который подсоединен к входному трубопроводу, поступает в сепарационную емкость, в которой происходит отделение газа от жидкости. Газ из сепаратора по газовой линии отводится в выходной трубопровод и смешивается с жидкостью. На газовой линии установлены заслонка, счетчик газа СГ-75М, которые служат для измерения газа, для определения газового фактора продукции скважины.
Жидкость накапливается в сепараторе, и при определенном уровне поплавок через систему рычагов перекрывает заслонку на газовой линии, и давление в сепараторе начинает повышаться. При достижении перепада давления между сепаратором и выходным трубопроводом, установленного регулятором расхода, клапан последнего открывается и жидкость под избыточным давлением продавливается через счетчик ТОР в выходной трубопровод. Регулятор расхода, независимо от дебита подключенной скважины, обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик с расходами, указанными в технической документации счетчика. При снижении уровня, поплавок следит за уровнем жидкости, при определенном нижнем уровне поплавок через систему рычагов открывает заслонку, давление в сепараторе снижается, и клапан регулятора расхода перекрывает нефтяную линию. Далее циклы повторяются. Счетчик ТОР 1-50 измеряет объем сливаемых порций и суммирует их в интеграторе.
При малом газосодержании в продукции скважины открытие и закрытие клапана регулятора расхода может происходить при постоянно закрытой заслонке на газовой линии. В данном случае, сливаемые порции будут небольшими, и их величина определяется объемом газового пространства сепаратора.
Для безопасной эксплуатации сепарационной емкости имеется предохранительный клапан, который не допускает превышения рабочего давления внутри емкости.
Перегородка и сетка в сепарационной емкости предупреждают прохождение инородных тел, поступающих с продукцией скважины через турбинку счетчика. Инородные тела и парафин накапливаются в грязевом отсеке и периодически сбрасываются через задвижку в выходной трубопровод.
Технические данные;
Показатели
1. Пропускная способность, м3/сут., в пределах
от 1 до 400, от 1 до 1500
2. Рабочее давление, МПа (кгс/см2), не более4,0 (40)
3. Количество подключаемых скважин, 1-14шт
4. Питание пневматических цепей:
давление газа, МПа, не более
давление газа на входе регулятора давления, МПа выход газа на обогреватель, МПа
1,0
1,0
0,2-1,0
5. Температура воздуха окружающей среды, 0Сот -40 до +50
6. Исполнение приборов, электроустройств и оборудования взрывозащищенное
7. Класс помещения В-1а
38 Предварительный сброс пластовых вод
Для повышения производительности объектов подготовки нефти и снижения затрат на нагрев эмульсии широко применяется предварительный сброс пластовой воды.Однако на многих месторождениях предварительный сброс применяется в больших масштабах как отдельная операция, а поэтому целесообразно детально рассмотреть вопрос о выборе наиболее эффективной технологии и применяемой для этих целей аппаратуры .В зависимости от степени обводненности нефти и ряда факторов, обусловливающих возможность этого процесса, различают следующие варианты предварительного сброса пластовых вод: - без использования реагентов на скважинах и групповых установках и без применения дренажных вод; - с использованием реагентов для разрушения эмульсии в трубопроводах за счет гидродинамических эффектов; - с применением дренажных вод и нагревателей; - комбинированные методы. В зависимости от места осуществления в технологической цепи сбора и подготовки нефти, этих операций различают предварительный сброс воды на дожимных насосных станциях (путевой сбор) и предварительный сброс воды непосредственно перед установками подготовки нефти. Путевой сброс на дожимных насосных станциях (ДНС) осуществляется при таких мере централизации установок подготовки нефти и удаления их от скважин, при которых под давлением в скважинах не обеспечивается транспортирование всей жидкости до узлов подготовки и имеется возможность утилизации пластовой воды в районе ДНС.
назначение
Установки предварительного сброса воды предназначены для дегазации нефти, отбора и очистки попутного газа, сброса пластовой воды под избыточным давлением. Конструкция установок выполнена на базе отработанной конструкции нефтегазовых сепараторов со сбросом воды. Установки представляют собой горизонтальные аппараты, снабженные технологическими штуцерами и штуцерами для КИПиА. Внутри аппарата расположены: устройство ввода, успокоительная перегородка, секция коалесценции, струнный каплеотбойникдля очистки газа и секция сбора нефти. Для улучшения разделения нефтегазовой смеси на входе , устанавливается депульсатор, обеспечивающий отвод, минуя аппарат, основного количества выделившегося газа, а также послойный ввод водонефтяной эмульсии и сбросной воды раздельными потоками в соответствии с их плотностью в среднюю и нижнюю отстойные зоны аппарата.
Работа УПСВ
Газ из депульсатора подается в аппарат через штуцер ввода газа, проходит успокоительную перегородку, секцию, где происходит дополнительное отделение капельной жидкости. Окончательная очистка газа производится струнным каплеотбойником. Вода с незначительным содержанием нефти подается из депульсатора в нижнюю часть аппарата через штуцер входа воды. В нижней части аппарата вода окончательно отделяется от нефти, накапливается до перегородки секции сбора нефти и отводится через штуцер выхода воды. Нефть с незначительным содержанием газа и воды подается в вводное устройство, где плавно распределяется по верхнему уровню жидкой фазы, не перемешивая поток с водой, проходит через успокоительную перегородку, секцию коалесценции, где происходит окончательное отделение остатков газа и воды, поступает в секцию сбора нефти и оттуда выводится из аппарата.