Вопрос 44: Предотвращение потерь нефти при хранении ее в резервуарах.

Основные потери легких фракций нефти на промыслах при герметизированных системах сбора происходят только в сырьевых и товарных резервуарах при больших и малых "дыханиях".

Процесс опорожнения и наполнения товарного резервуара нефтью, сопровождающийся вначале впуском воздуха в газовое пространство резервуара, а затем выбросом газовоздушной смеси в атмосферу называется большим "дыханием".

Малые ''дыхания" товарного резервуара получаются в результате впуска воздуха и выпуска газовоздушной смеси через дыхательный клапан при изменении температуры и давления в течении суток при постоянном уровне нефти в резервуаре.

Методы борьбы с потерями нефти при хранении ее в резервуарах:

1. Проведение полной сепарации газа.

2. Применение плавающих крыш и понтонов

3. Покрытие резервуаров лучеотражающими красками

4. Применение газоуровнительной системы.

Вопрос 46: Измерение количества и качества товарной нефти.

Количество нефти в резервуарах определяют по объему, занимаемому ею в резервуаре. Для быстрого и точного определения объема нефти в зависимости от ее уровня пользуются заранее составленными калибровочными таблицами на резервуар каждого типа.

Для пересчета объемных количеств товарной нефти в массовые в резервуар спускают пробоотборник и берут пробу, определяют плотность нефти, а затем умножая объем на плотность получают массу нефти.

Уровни нефти и подтоварной воды в резервуарах большой вместимости определяются мерной лентой

В настоящее время внедрено автоматическое измерение массы товарной нефти при откачке ее в магистральные трубопроводы. На нефтяных месторождениях применяют станции учета нефти (СУН). Эта станция позволяет автоматически производить замер объема товарной нефти, ее плотности, влагосодержания и солесодержания.

Вопрос 48: Нефтяные насосные станции, их назначение.

Нефтяная насосная станция представляет собой комплекс сооружений и устройств для перемещения нефти до потребителя или до следующей насосной станции.

На промыслах преимущественно используют центробежные насосы, рассчитанные на работу в условиях возможного образования взрывоопасных смесей газов и паров с воздухом.

Насосная станция состоит из основного оборудования - магистрального и подпорных насосных агрегатов, включая систему КИП и автоматики, и вспомогательного - системы смазки, охлаждения, вентиляции, сбора и отвода утечек.

Комплект общестанционной автоматики управления предусматривает:

1) централизованный контроль основных параметров станции, их регистрацию, необходимую сигнализацию и защиту;

2) отключение насосных агрегатов при отклонении параметров от номинальных;

3) регулирование суммарной подачи агрегатов путем дросселирования или перепуска;

4) контроль загазованности или возникновения пожара;

5) дистанционный запуск вспомогательных систем и открытие задвижек на технологических трубопроводах.

Блочные нефтяные насосные станции типа БННС.

Эти станции рассчитаны на производительность 5000, 10000 и 20000 м³/сут. Основные технические данные установки БННС20000:

Подача, м^э/ч:

Номинальная 24000

Условная 20000

Давление, МПа Условное 3

На входе в насос 1,6

На выходе из насоса 4

Режим работы непрерывный автоматический без постоянного присутствия обслуживающего персонала

Подача насосов, м³/ч 325

Число насосов 4 (1 резервный)

Потребляемая мощность, кВт 1255

БННС состоит из насосных блоков (четырех) и блока управления. В состав насосного блока входят основание, укрытие, установка насосного агрегата, трубопроводная обвязка, система вентиляции и отопления, электрооборудование, приборы контроля и автоматики.

Блок управления предназначен для дистанционного автоматического управления и контроля оборудования насосной станции, измерения расхода перекачиваемой жидкости и аварийно-предупредительной сигнализации.

Вопрос 5.Система сбора Западной Сибири. Месторождения Западной Сибири отличаются: высокими темпами роста добычи и обвод-ти нефти,заболоч-ю территории, кустовым способом бурения скважин,сравнительно невысокими давлениями на устье скважин. Продукция скважин поступает на ГЗУ Спутник,к-ую уст-н на кусте скважин. На ГЗУ автоматически измеряется дебит каждой скважины. После ГЗУ продукция скважин по общему коллектору поддается на сборный пункт. От ГЗУ до сборного пункта прокладывают 2 коллектора для раздельного сбора обвод-ной и безводной нефти. Сборные пункты функционально подразделяются на центральные сборные пункты, дожимные насос станции, комплексные сбор пункты. На ЦПС сырая нефть проходит полный цикл обработки, вкл-х 2х и 3хступенчатую сепарацию, обезвоживание и обессоливание. Нефтяной газ ,отделяемый от нефти при сепарации , подается на ГПЗ,а пласт вода, отделяемая на установке подготовки нефти,входящей в состав ЦСП,проходит очистку не очистных сооружениях,также входящих в состав ЦСП,и поступает в систему ППД. ДНС предназначены для сообщения дополнительной энергии жидкой продукции скважин,чтобы подать ее на ЦСП. На ДНС проводят первую ступень сепарации при Р=0,3-0,8МПА,после чего жидкость поступает на прием насосов. Отделившийся газ под собствен Р напрвляется на ГПЗ на расстояние 100км и более. Косплексные сборные пункты отличаются от ДНСтем, что на них ведется не только первая ступень сеперации,но и обезвоживание нефти. В обвод-ую продукцию на КСП вводят деэмульгатор.

Вопрос 11. АГЗУ Спутник А. Состоит их технолог блока и блока управления. Продукция всех скважин ч/з обратный клапан поступает в ПСМ и в сборный коллектор. Продукция 1 скважины направляется в гидроциклонный сепаратор, где происходит отделение газа от нефти. Газ направляется в сборный коллектор. При достижении поплавка верхнего уровня, поплав механизм закрывает заслонку на газ линии. Давление в сепараторе растет и при опр-м перепаде Р происходит слив жидкости ч/з счетчик ТОР. Для перевода/переключения другой скважины на замер служит гидропривод. За сутки каждая скважин адолжна выйти на замер. Считывание информации по дебиту происходит в блоке местной автоматики и напрвляется в ДП. АГЗУ40-14-500, 40-атм,давление, 14-макс кол-во скважин,500-м3,пропускная способность сепаратора . АГЗУ позволяет измерять дебит при след-х хар-х-кинем вязкость 80*10^-6 м2/с, сод-е воды 50%,сод-е парафина до 7%,серы-до 3,5%,сод-е сероводорода и агрессивной пласт воды не допускается.

Вопрос 12.Спутник Бпредназначена для автоматического измерения нефти и газа,обводненности нефти, для контроля за работой скважин по подаче жидкости раздельного сбора обвод-ной и необвод-ной нефти,подачи хим реагента в поток и блокировки скважин при аварийной ситуации. Установка отличается от спутник А тем, что в ней имеется автоматич влагомер нефти,к-ый установлен на линии дегазир-ой нефти и непрерывно опр-ет содержание воды в потоке нефти, и турбин счетчик для измерения расхода газа,отдел-ся от нетфи в замерном сепараторе. Кроме того, в установке Б осущ-тся дозировка хим-го реагента в газонефтяной поток.

АГЗУ позволяет измерять дебит при след-х хар-х-кинем вязкость 80*10^-6 м2/с, сод-е воды 70%,сод-е парафина до 7%,серы-до 3,5%,сод-е сероводорода и агрессивной пласт воды не допускается.

Вопрос 13. АСМА. (Александр Сергеевич,МаксимАронович).Выпускается в 2 исполнениях-стационарные и танспортабельные. Состоит из 2 отсеков-технологич аппаратурного. ГЖС от скважины по быстросъемным трубопроводам поступает в наклон сепаратор,где происходит отделение газа. В измерит емк-сти допол сепарируется жидкость и накопление её от min до max массы. Масса емкости вместе с жидкостью создает нагрузку ч/з подвеску на тензометр, датчик силы,к-ый преоб-ся в токовый сигнал,к-ый в контроллере затем преоб-ся в единицы массы. При max уровне вкл-ся насос откачки, откр-ся электроклапан и производится откачка. Содержание воды отпр-ся влагомером,кол-во газа счетчиком АГАТ. Жид-ть и газ поступают в коллектор скважины.

Вопрос 14. СКЖ-предназначен для массового замера скважинной продукции. Уст-тся на скважин для индивид замера/в АГЗУ. Состоит из преобразователя и электронного блока. ГЖС подается в коллектор ч/з сопло и воронку в измерит камеру, сост-ую из 2-х частей, заполн-тся в начале одна камера, когда камера заполнится до величины массы превышающей массу груза происходит опрокидывание камеры. Процесс повтор-ся на другой части камеры. Одновременно в коллектор вытесняется жидкость за счет газа наход-ся в нижней части корпуса. Преобразование числа опрокидываний измерит камеры в электрич импульсы осущ-ся за счет магнита, к-ый наход-ся в кармане датчика. Счетчики предназначены на 30,60,90,120 м3/сут.

Вопрос 19. Центробежный (гидроциклон) сепаратор. Эти сеп-ры применяют на замерных установках Спутник для отделения от газа при измерении их кол-ва по каждой скважине. Разделение нефти и газа происходит в гидроциклонной головке, затем на сливных полках, интенсифицируется процесс с помощью уголкового разбрызгивателя. ГНС в гидроцикл головку поступает тангенцально. За счет возникающей центробежной силы нефть отбрасывается на стенку головки, а газ как более легкий,сосред-ся в центр ее части. Нефть и газ из головки за счет козырька поступают раздельно. Выдел-ся газ освобождается от капелек нефти в уголковом каплеуловителе и в жалюзийной кассете. Гидроцикл сепараторами оборудованы все Спутники, после которых газ напрвляется снова в сборный коллектор, перемешивается с нефтью и транспортируется с ней по коллектору до первой ступени сепарации.

Вопрос 23. ТВО –през-н для путевого сброса пласт воды с закачкой их в н пласты с исп-ем ЭЦН. Продукция скважин из сборного коллектора (d=200мм) с Р=до 0,9МПА поступает в успокоит коллектор. (d=325мм),где происходит расслоение гжс на 3 фазы-в,н,г. Отбор газа произв-ся вначале, отбор воды в конце успок коллектора. Далее жид-ть поступает в ТВО, где происходит отстой воды, н и г из ТВО выводятся раздельно. На входе в УК установлен предохр клапан (для ставлив-я большего Р, при Р больше 0,9МПА). На входе в ТВО утс-на электрозадвижка,для предотвращения авар уровня пласт воды и исключ-я попадания нефти в систему ППД. При повыш Р гжс сбрасывается в дренаж емк-ть. Пласт вода ЭЦН-ми, к-ая уст-тся в шурфах (h=40м) и далее из шурфов нагнетается в нагнет скважины. ТВО d=1420мм, длина 70м вып-тся с пост углом наклона 6⁰, и с пермен углом 2-6⁰.

Вопрос 22. Концевой сепаратор. Конечная ступень сепарации должна обеспечить Р насыщ-х паров в пункте сдачи нефти не более 0,066МПА. Он презназначен для получения стабтльной нефти-неспособной испаряться в атм-ру при изменении термобарических условий. Это обеспечивается горячей сепарацией и вакуумом. Принцип работы- нефть поступает в сеп-р при t= 40-60⁰ с помощью разбрызгивателей (форсунок)нефть деспергируется, а в емк-ти создается вакуум с помощью эжектора. Эти мелкие капли имеют большую площадь поверх-ти контакта с газом, поэтому нефть лучше дегазуется. Газ направ-ся в холод-к и в доролн-ю емк-ть, где происходит разделение легких от тяжелых водородов. Нефть осаждается на каплеуловител сетке и стекает крупными каплями,а из емк-ти напрвл-ся в товар резервуар(стекает самотеком), поэтому сепар-р уст-тся на высоту 14-15м.

Вопрос 21. КССУ. Уст-ся после первой ступени сепарации, нефть с обвод-ю более 30%, сод-щая газ от 2-10 м3/м3,смеш-ся с горячей водой с УПН. Кол-во горячей воды д.быть таким, чтобы произошла инверсии фаз нефтяной эмульсии,т.е. обратная эмульсия (в/н) превратилась в прямую(н/в). Ввод эмульсии прямого типа в емк-ти осущ-тя под уровнем воды,т.к. капли нефти лучше всплывают в маловяз воде. КССУ работает без ввода неагента-эмульгатора. V Емк-ти=80м3,пропуск спосо-сть=2000т/сут.

УПС-през-н для сепарации нефт газа и сброса воды, а также для опер учета продукции скважин и имеют неск-ко модификаций. Их особ-тью явл-тся исп-ние в одно йемк-сти 2х отсеков-сепарационного и отстойного,к-ые разделены глухой сферической перегородкой и сообщаются м/у собой ч/з каплеобразователь. Продукция скважин поступает в сепар отсек по соплу и нефтеразлив полке, к-ая обеспечивает более полную сепарацию и предотвращает пенообраз-ие. Отделив-ся газ ч/з регулятор уровня отводится в отстойный отсек,откуда ч/з каплеотбойник и регулятор Р поступает в газосборный коллектор. Уловленная в каплеотбойнике жидкость самотеком поступает в отстойеый отсек. Водонефт эмульсия из сепар отсека в отс отсек поступате ч/з каплеобр-льпо Р газа. Допустимый перепад Р м/у отсеками 0,2 МПА. Для улучшения разделения фаз в каплеобр-ль вводится также возвратная вода из УПН,к-ая содержит ПАВ.Установки типа УПС выпускают на пропускную способ-ть по жид-сти 3000-10000т/сут при газ факторе до 120м3/т и Р рабочем до 1,6МПа.