- •Справочник инженера по добыче нефти
- •Оборудование для добычи нефти
- •1.Конструкция скважин
- •3.2. Обсадные трубы и муфты к ним
- •3.3. Насосно-компрессорные трубы и муфты к ним
- •3.8. Запорная арматура
- •Пробковый кран со смазкой типа кппс
- •Краны шаровые
- •П рямоточные задвижки Задвижка типа зм - 65х21 с ручным приводом
- •IV. Фонтанная и компрессорная эксплуатация скважин
- •4.1. Фонтанная арматура
- •4.4. Конструкции компрессорных подъемников
- •4.7. Плунжерный лифт
- •V. Эксплуатация скважин установками штанговых насосов
- •5.1. Характеристика отечественных станков – качалок (ск)
- •5.2. Вставные и невставные (трубные) насосы
- •5.3. Сведения о типах и характеристиках штанговых скважинных насосах, выпускаемых по стандарту api
- •Типы и обозначение насосов
- •5 Рисунок 5.3.2 - Вставной насос с нижним креплением (rhbm) .5. Насосные штанги
- •5.8. Выбор типа станка-качалки (ск)
- •VI. Эксплуатация скважин погружными электронасосами
- •6.1. Характеристика погружных центробежных электронасосов (эцн)
- •Станция управления уэцн. Модели smcp-01 di
- •6 .2. Характеристика винтовых насосов (эвн)
- •6.3. Характеристика диафрагменных насосов (эдн)
- •VII. Исследования скважин и пластов
- •7.1. Исследование скважин
- •7.2. Основные фильтрационные параметры пластов и пластовых флюидов
- •7.3. Определение положения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины
- •7.7. Оценка состояния пзп с применением гидродинамических методов
- •7.8. Определение потенциала скважины
- •7.9. Контрольно-измерительные приборы и средства автоматизации
- •7.9.1. Приборы для измерения давления
- •Приборы для измерения температуры
- •Измерение расхода жидкости и газа
- •7.10. Применение геофизических методов при исследованиях скважин
- •VIII. Текущий и капитальный ремонт скважин
- •8.1. Классификация работ по ремонту скважин и увеличению нефтеотдачи пластов
- •8.3. Оборудование для вращения инструмента и труб
- •8.4. Цементировочные агрегаты
- •8.5. Насосные агрегаты
- •Установки насосные унц1-16032к, унц1-16050к и унц1-16070к
- •Смесительная установка ус6-30
- •8.8. Схема расстановки оборудования при ремонте скважин
- •8.9. Долота
- •8.10. Ловильный инструмент
- •8.11. Пакеры
- •8.12. Противовыбросовое оборудование
- •Схемы обвязки устья скважины при ремонте скважин:
- •8.14. Кислотные обработки скважин
- •Реакции плавиковой кислоты в песчаниках
- •8.15. Гидравлический разрыв пласта
- •8.16. Борьба и предупреждение осложнений при добыче нефти (соли, коррозия, парафины) Соли
- •8.17. Жидкости для промывки и глушения скважин
- •8.18. Технология глушения скважин перед ремонтами
- •8.20. Освоения скважин после ремонтов
- •IX. Сбор и подготовка скважинной продукции
- •9.2. Нормы качества товарной продукции нефтегазодобывающих предприятий
- •9.3. Установки системы сбора нефти
- •9.4. Установки системы подготовки нефти Нефтегазовые сепараторы
- •Нефтяные нагреватели и печи
- •X. Поддержание пластового давления (ппд) на нефтяных залежах
- •10.1. Принципиальная схема системы ппд
- •10.2. Система трубопроводов ппд
- •О сновные технологические параметры
- •10.4. Насосные станции и установки для закачки воды
- •Центробежные насосы секционные типа цнс
- •10.5. Резервуары отстойники
- •10.6. Оборудование нагнетательных скважин
- •Ремонт нагнетательных скважин
IX. Сбор и подготовка скважинной продукции
9.1. Системы сбора и подготовки продукции скважин
Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.
При самотечной двухтрубной системе сбора продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Нефть с водой самотеком (за счет разности высот) поступает в резервуары сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).
Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на ЦСП. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.
Напорная система сбора предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. На рис.9.1.1 изображена типовая схема сбора и подготовки нефти, газа и воды.
Со скважин жидкость (нефть, газ и вода) поступает на замерные установки, где производится учет количества нефти и газа с каждой скважины. С АГЗУ жидкость поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на УПСВ или центральный пункт сбора (ЦПС).
На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент – деэмульгатор. Газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ. Жидкость со второй ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит частичное отделение механических примесей и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт. На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные батареи (ВРБ). С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины. После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.
Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти (УПН) или центральном пункте подготовки нефти (ЦППН), и включают в себя следующие процессы:
- сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;
- обезвоживание продукции;
- обессоливание;
- стабилизация нефти.
На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 500С и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.
Нефть с содержанием воды более 10% с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС подается на установки подготовки нефти (УПН – 1, 2) в печи-нагреватели ПТБ-10 . В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента - деэмульгатора в количестве > 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45-50оС, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть, с содержанием воды до 1% и температурой 44-49оС поступает в сепараторы «горячей сепарации» для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары РВС. Нефтяные резервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на центральный товарный парк (ЦТП) или в магистральный нефтепровод. С ЦТП нефть подается для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).
Для подготовки нефти используют следующее оборудование:
сепарационные установки – двухфазные сепараторы-отделители газа от жидкости типа НГС, сепараторы 2 ступени. Для более глубокой сепарации нефти на УПСВ применяют двухступенчатую сепарацию – смесь последовательно проходит через два сепаратора. Отсепарированный газ направляется через счетчики в газопровод на ГПЗ и ГРЭС как товарный продукт;
печи – ПТБ – 10 (печь трубная блочная) – предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания, для улучшения процесса разделения эмульсии на нефть и воду;
блок нагрева БН - предназначен для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания.
Кроме сепарации, процесс подготовки нефти включает очистку нефти от свободной воды, механических примесей и солей. Этот процесс осуществляется в отстойниках, аппаратах ОВД–200. Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий с целью разделения ее на нефть и пластовую воду после нагрева и подачи реагента – деэмульгатора, способствующего облегчению разделения нефтяной эмульсии на нефть и воду.Используются следующие деэмульгаторы: Дисольван 28/30, Дисольван 34/08, Сепарол WF-41, Сепарол ES-3344, Прошинор DN-15, Дипроксамин, СНПХ. Деэмульгаторы – химические вещества, обладающие поверхностно-активными свойствами, уменьшающие поверхностное натяжение раздела фаз нефть-вода, тем самым способствующие расслоению эмульсии. Для глубокого обезвоживания и обессоливания на установках подготовки нефти применяются электродегидраторы ЭГ – 200 – 10 (объем 200 м3, рабочее давление 1,0 МПа.) Электродегидратор отличается от отстойника ОВД–200 наличием двух горизонтальных электродов, на которые подается напряжение до 44 КВ.