Дисциплина «Сбор и подготовка скважинной продукции»
Предназначение систем сбора и подготовки нефти.
Параметры качества товарной нефти.
Основные элементы системы сбора скважинной продукции нефтяных месторождений.
Элементы сбора и подготовки:
I- Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.
II Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). После ГЗУ подача СКВ продукции может производиться 2 способами: однотрубное (когда нефть газ и вода движется в одной трубе до ДНС) и 2-х трубная система (в одной нефти и воды во II-й газ)
ДНС служит для: 1. транспортировки скважин продукции до установок УППВ и КУПГ. 2. На ДНС идет отделение газа и в последнее время идет отделение воды (частичное).
III. ДНС - УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».
На УПН происходит: 1. дальнейшее разгазирование нефти; 2. получения нефти товарного процесса; 3.обезвоживание и обессоливание на спец-х установках
IV На КУПГ газ поступает из ДНС и УПН и происходит обезвоживание и транспортировки (подготовка) на ГПЗ.
V УППВ. Служит для подготовки воды, д/закачки в скважину д/ППД. Происходит отделение осадков нефти, очистка от обессоливания.
VI КНС. Для закачки воды в пласт, д/ППД
VII ТП. Для сбора товарной нефти с нескольких установок подготовки нефти.
VIII УУТП - узел учета товарной продукции и сдача его ТО
Схема двухтрубной системы сбора нефти.
.
Характер изменения показателя В зависит от ряда факторов. Один из основных - отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях μ0 :
μ0 = μн /μв , (1.20)
где μн и μв — динамическая вязкость соответственно нефти и воды.
При разработке месторождений с высоковязкими нефтями вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкими нефтями разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. Граничное значение μ0 между вязкими и маловязкими нефтями изменяется от 3 до 4.
На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта.
Схема однотрубной системы сбора нефти.
Достоинства
полное устранение потерь легких фракции нефти.
снижение металлоемкости системы
сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание системы
возможность полной автоматизации сбора подготовки и контроля качества
возможность использования давления устья скважин для транспортировки скважинной продукции.
Недостатки:
невысокая точность измерения расхода воды и нефти по отдельным скважинам
преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержании высокого давления на устье
существует несколько разновидностей герметичных систем сбора:
а. зависит от величины конфигурации нефт. м/я
1-контур м-я; 2-АЗУ; 3-сборный коллектор; 4-ДНС; 5-УПН; 6-газосборный коллектор; 7-УКПГ; 8-ТП.
б. зависит от рельефа местности
в. Система сбора зависит от физико-химических свойств нефти и нефтяных эмульсии (для высоковязких нефтей устанавливают путевые подогреватели после АГЗУ и ДНС, а также устанавливают греющий кабель при вязкости нефти более 500 мПа*с)
г. системы сбора применяемые на морском мест-ии.
Принципиальная схема Спутника-А.
1-выкидне линии; 2-обратные клапана; 3-запорная арматура; 4 – байпасная линия; 5-переключатель скважин многоходовой (ПСМ); 6-каретка ПСМ; 7-гидропривод каретки; 8-нефтесборный коллектор; 9 – замерной патрубок; 10-гидроциклонный замерной сепаратор; 11-каплеотбойник; 12-объемный расходомер по газу; 13 – регулирующая заслонка на линии газа; 14 – наклонные полки; 15 – поплавковый уравномер; 16 – сифонный патрубок; 17 – объемный расходомер по жидкости; 18 – блок местной автоматизации.
Принцип действия: каретка переключателя скважин двигаясь по кругу поочередно подключает скв. к замерному сепаратору. скв. продукция с других скв. в это время по внешнему контуру продукция других скв.поступает в сборный коллектор. По замерному патрубку продукция поступает в сепаратор, где под действием центробежной силы происходит отделение ж-ти от газа. Ж-ть, как более плотная отбрасывается к стенке и затем стекает в нижнюю ёмкость сепаратора. Газ проходит через каплеотбойник, где происходит отделение капель ж-ти от газа. Далее газ проходит через расходомер и регулирующую заслонку в сборный коллектор. Ж-ть стекая по наклонным полкам окончательно разгазируется. По мере повышения ур-ня ж-ти в нижней ёмкости, поплавковый уравномер поднимается, закрывая заслонку на линии газа. Давление в сепараторе повышается, под избыточным Р ж-ть по сифонному патрубку проходит через расходомер по ж-ти и поступает далее в сборный коллектор. После снижения ур-ня ж-ти в нижней ёмкости, регулирующая заслонка на линии газа открывается, каретка переключается на сл. скв. и цикл повторяется.
Обратный клапан служит для предотвращения обратного тока ж-ти в выкидные линии.
Байпасная линия предназначена для прямой подачи скв.продукции в сборный коллектор, минуя многоходовой переключатель скважин и замерной сепаратор.
БМА регистрирует и контролирует:1)расходы по газу и ж-ти
2)открытие/закрытие заслонки
3)переключение скв. на замер
Спутник-А имеет рабочее давление от1,5 -4 МПа. При максимальной производительности скважины по жидкости 400 м3/сут и вязкости не менее больше 800 мпа*с. Погрешность измерения составляет 2,5%. Недостаток- невысокая точность измерения расхода жидкости расходомера турбинного типа, из-за плохой сепарации газа в гидроциклоне.
Принципиальная схема Спутника-В.
1-выкидные
линии, 2-обратные клапана, 3-многоходовый
переключатель скважин, 4-каретка роторного
переключателя скважин, 5-замерный
патрубок, 6-корпус сепаратора, 7-тарированная
емкость, 8-тарированная пружина, 9-датчики
уровня, 10-диафрагма для измерения расхода
газа, 11- заслонка, 12-БМа, 13-цилиндр
переключающий ПСМ.
Принцип действия.
Скваж. продукция со скважины подается через обратный клапан на многоходовой переключатель скважин и с помощью каретки скваж. пр-ция подается в газосепаратор и заполняет тарированную емкость, а разгазированный газ выходит в верхней части аппарата через каплеотбойник, проходит через счетчик газа и регулирующую заслонку в сборный коллектор.
Когда ур-нь ж-ти достиг верхнего ур-ня заслонка закрыв-ся, давление в сепараторе увелич, жидкость через сифон в сбор коллектор.
Когда емкость опустошится, заслонка на линии открыв, процесс повторяется.
Расход жидкости определяется изменении массы определенного объема жидкости.
Расход газа изменяется с помощью диафрагмы. Тарированная 300 л. Зная объем, можно рассчитать вес нефти в этом объеме Gн=К*(Gв-Gст),К=ρн/ρв- ρн
Вес смеси измеряется с помощью газированной пружины. Вес воды стандартная величина. Плотность волы и нефти принимаются стандартными.
Принципиальная технологическая схема дожимной насосной станции. Понятие сепарации и ступеней сепарации.
Назначение сепараторов.
Отделение нефти от газа и воды в различных сепараторах производиться с целью:
Получения нефтяного газа, который можно использовать как хим. Сырье или топливо.
Уменьшение перемешивания нефтегазового потока и снижение за счет этого гидравлического сопротивления.
Уменьшение пенообразования.
Уменьшение пульсации Р в трубопроводах при дальнейшей транспортировке нефти к установкам УПН.
Классификация сепараторов.
категории:
По назначению
Замерные
Сепарирующие
По геометрической форме
Цилиндрические
Сферические
По положению в пространстве
Вертикальные
Горизонтальные
Наклонные
По характеру основных действующих сил
Гравитационные
Инерционные
Центробежные
Пульсационные
По технологическому назначению
Двухфазные
Трехфазные
Сепараторы первой ступени
Концевые сепараторы (при окончательной разгазированной нефти перед сдачей в ТП)
Сепараторы с предварительным отбором газа
По рабочему давлению
Высокого до 6 МПа
Среднего от 2 до 4 МПа
Низкого до 0,6 МПа
Вакуумные
Конструкция горизонтального сепаратора.
Рассмотрим на примере: Горизонтальный сепаратор. На рис. приведены общий вид и разрез горизонтального сепаратора, в котором частицы жидкости оседают под действием как гравитационных, так и инерционных сил. Этот сепаратор работает следующим образом.
Рис.. Общий вид и разрез горизонтального сепаратора: 1 – ввод газонефтяной смеси; 2 – диспергатор; 3 – наклонные плоскости; 4 – жалюзийная насадка-каплеуловитель; 5 – перегородка для выравнивания потока газа; 6 – выход газа; 7 – люк; 8 – регулятор уровня; 9 – поплавковый уровнедержатель; 10 – сброс грязи; 11 – перегородка для предотвращения прорыва газа; 12 – сливная трубка
Нефтегазовая смесь, подаваемая в патрубок 1, вначале попадает в диспергатор газа 2, где происходит дробление (диспергирование) нефтегазовой смеси. Диспергирование нефти приводит к существенному увеличению поверхности контакта нефть-газ, в результате чего происходит интенсивное выделение газа из нефти. Однако глубокое отделение газа от нефти получается в том случае, когда выделившийся в трубопроводе газ отделяется от нефти до подхода к сепаратору. После диспергатора из газа под действием гравитационных сил значительная часть капельной нефти оседает на наклонные плоскости 3, а незначительная часть ее в виде мельчайших капелек уносится основным потоком газа. Для изменения структуры потока наклонные плоскости следует выполнять с уступами (порогами), способствующими выделению газа из жидкости.
Основной поток газа вместе с мельчайшими частицами нефти, не успевшими осесть под действием силы тяжести, встречает на своем пути жалюзийную насадку 4, в которой происходят "захват" (прилипание) капелек жидкости и дополнительное отделение их от газа; при этом образуется пленка, стекающая в поддон, из которого по трубе 12 она попадает под уровень жидкости, в сепараторе.
На рис.3.7. в верхней части сепаратора показана в увеличенном размере капелька К и действующие на нее силы, а в нижней части сепаратора – увеличенный пузырек газа П и также силы, действующие на него.
Осаждение частиц жидкости в гравитационном сепараторе происходит в основном по двум причинам.
1- Резкое снижение скорости газового потока.
2- разность плотностей газовой и жидкой фазы
Для эффективной сепарации необходимо, чтобы скорость движения газового потока была меньше скорости осаждения
ωг<ωчастиц
При расчете принимаются следующие допущения
1- Частица жидкости
имеет форму шара на который действуют
две силы
R
mg
2- На движение
частицы не оказывает влияние другие
частицы
3-Сила сопротивления уравновешивает силу тяжести и частица движется с постоянной скоростью осаждения
Режим движения частицы
1- Re < 2 –Ламинарный режим осаждения Сам эффективный режим
|
ωч= |
dч2(ρч-ρс)g |
|
18μc |
Конструкция вертикального сепаратора.
Конструкция гидроциклонного сепаратора.
1 – гидроциклонный элемент; 2 – емкость окончательного разгазирования; 3 – наклонные полки; 4 – каплеотбойник.
I – входящий газожидкостный поток; II – отделившийся газ; III – разгазированная жидкость.
А – массообменная секция, где идет перераспределение между газом и жидкостью;
Б – осадительная секция, где происходит отделение жидкости от пузырьков газа;
В – секция сбора жидкости;
Г – секция каплеуловительная.
Конструкции трехфазных сепараторов.
Трехфазный сепаратор
1-эмульсия; 11-нефть; 111-вода;1V-газ; 1-корпус; 2-сепарационная секция; 3-перегородка;4-коллектор для перетока нефтяной эмульсии из сепарационной секции;5-коллектор для сбора нефти; 6-секция отстоя;
Трехфазный сепаратор с подогревателем
1-нефтегазоводная
смесь; 11-нефть; 111-вода;1V-газ;
V-газ
для горелки; 
1-корпус;2-жаровая труба;3-горелка;4-газосборник;5-коллектор для подачи нефтегазовой смеси; 6-гидрозатвор;7-перегородка;8-коллектор для подачи эмульсии из секции нагрева;9-коллектор для сбора нефти
Схема глобул воды в нефти. Типы эмульсий.
1 – капелька воды.
2,3 –эмульгаторы
4 –нефть
δ – толщина оболочки.
В процессе добычи при совместном движении нефти и воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам происходит их совместное перемешивание, в результате чего одна жидкость распределяется виде капель-глобул. При смешивании нефти с водой образуются эмульсии 2-х типов:
Прямого (нефть в воде)
Обратного (вода в нефти)
Почти все эмульсии, встречающиеся при добыче нефти принадлежат к типу в/н.
Для образования стойких эмульсий необходимо наличие природных эмульгаторов, таких как асфальтены, смолы, мех. примеси, нефтерастворимые органические мех. примеси.
Основные свойства нефтяных эмульсий.
Основные методы разрушение эмульсий.
Способы разрушения нефтяных эмульсий условно можно разделить на след. группы:
Гравитационное разделение (отстаивание).
Фильтрация.
Разделение в поле центробежных сил (центрифугирование).
Электрическое воздействие.
Термическое воздействие.
Внутритрубная деэмульсация.
Гравитационное разделение осущ-ся в отстойниках различной конструкции, периодического и непрерывного действия (отстойник периодического действия - солевые резервуары). В данных отстойниках разделение фаз происходит под действием тяжести: вода в нижней части, нефть в верхней.
Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В кач-ве материала фильтров используют материалы, не смачиваемые водой (нефть проходит через фильтры, а вода остается).
Центрифугирование производиться в центрифугах, которые вращаются с большой скоростью, эмульсия разделяется на 2-е фазы.
Воздействием на эмульсию электрическим полем производят в электродегидраторах. Они снабжены электродами, на которых подводится высокое напряжение переменного тока промышленной частоты, под действием электрического поля глобулы растягиваются и на концах появляются разноименные заряды. При сталкивании капли сливаются в более крупные и оседают на дно емкости.
Термическое воздействие заключается в том, что нефть перед отстаиванием нагревают до t=45-800 С. Подогрев осуществляется в теплообменниках или в трубчатых печах различной конструкции.
Внутритрубная деэмульсация основана на том, что в эмульсию добавляют спец.элемент деэмульгатор – это позволяет разрушить эмульсию в трубопроводе. Для каждого состава нефти подбирают наиболее эффективные деэмульгаторы.
Технологии применения ПАВ в качестве деэмульгаторов.
Деэмульгаторы – это искусственные поверхностно-активные вещ-ва (ПАВ) – их активность должна быть намного выше активности природных ПАВов, которые образуют оболочку глобул.
Механизм действия деэмульгатора: отсорбируясь на частичках природных эмульгаторов молекулы деэмульгаторов изменяют их смачиваемость, при этом поверхностное натяжение понижается.
При столкновении капель происходит их слияние, таким образом, процесс разрушения нефтяных эмульсий деэмульгатором зависит от:
Компонентного состава и св-в природных эмульгаторов.
Типа коллойдно-хим. св-ва и удельного расхода применяемого деэмульгатора.
Т, интенсивности и времени перемещивания эмульсии с реагентом.
Критерии выбора деэмульгатора: Производственными показателями эффективности явл:
Его расход на тонну нефти
Кач-во подготовленной нефти (содержание солей, мех.примесей, воды).
Минерализация, Т и продолжительность отстоя.
Кач-во деэмульгированной воды.
Также деэмульгатор не должен приводить к повышенной скорости коррозии.
По своим св-ам деэмульгаторы делятся на ионогенные и не ионогенные.
Ионогенные:
при взаимодействии с пластовой водой образуют в-ва выпадающие в осадок.
При разделении эмульсии типа н/в не эффективно разделяют нефть от воды.
Имеют больший по сравнению с неионогенными удельный расход.
В настоящее время деэмульгатор этого типа практически не используется.
Неионогенные:
Не взаимодействуют с растворенными в пласт воде солями
Относительно маленький удельный расход (эти деэмульгаторы применяются исключительно для разрушения эмульсии типа в/н).
Стоимость неионогенного выше стоимости ионогенных
Обладают хорошими моющими св-ми, что приводит к увеличению коррозии.
Гидромеханическое оборудование.
Теплообменное оборудование.
Массообменное оборудование.
Установка комплексной подготовки нефти, используемая в двухтрубной системе сбора
Принципиальная технологическая схема современной блочной установки подготовки нефти с раздельными аппаратами.
Принципиальная технологическая схема современной блочной установки подготовки нефти с совмещенном аппаратом.
Схема работы гидравлического предохранительного клапана и устройство дыхательного клапана.
Гидравлический предохранительный клапан (рис. 97) предназначается для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве при отказе дыхательного клапана, а также при недостаточном сечении его. Предохранительные клапаны рассчитаны на несколько большие давление и вакуум, чем дыхательный клапан: на избыточное давление 588 Н/м2 и разрежение 392 Н/м2. Гидравлический предохранительный клапан устанавливают в комплекте с огневым предохранителем. Предохранительный клапан заливают незамерзающими неиспаряющимися маловязкими жидкостями (раствор глицерина, этиленгликоль и др.), образующими гидравлический затвор, через который выходит газ с воздухом или входит («вдох») воздух. На рис. 97, а показан момент, когда давление в газовом пространстве резервуара выше расчетного и газ сбрасывается в атмосферу через предохранительный клапан. На рис. 97, б изображено положение, когда дыхательный клапан не сработал и образовавшийся в газовом пространстве резервуара вакуум стал настолько большим, что поступление воздуха в резервуар происходит через предохранительный клапан. На рис. 97, в показан случай, когда давление в газовом пространстве резервуара и атмосферного воздуха одинаково.
Огневые предохранители устанавливают на резервуарах в комплекте с дыхательными и предохранительными клапанами и они предназначаются для предохранения газового пространства резервуара от проникновения в него пламени через дыхательный или предохранительный клапан.
Схемы подогревателей нефти и печей.
Используют подогреватели двух типов
1.Нагреватели с жаровыми трубами
1-корпус; 2-жаровые трубы; 3-горелки форсуночного типа;
2.печи
1-корпус
2-змеевик
3-дымовая труба
4-горелки
Электродегидраторы, конструкция, область применения.
Схемы совмещенного аппарата нагрева и отстаивания.
Схема расположения оборудования на наземном вертикальном цилиндрическом резервуаре.
Оборудование резервуаров должно обеспечивать правильную и безопасную эксплуатацию резервуаров: 1) наполнение и опорожнение резервуаров; 2) замер уровня нефти; 3) отбор проб нефти; 4) зачистку и ремонт резервуаров; 5) отстой нефти и удаление подтоварной воды; 6) поддержание давления и резервуаре в безопасных пределах.
Рис. 95. Расположение оборудования на наземном стальном резервуаре:
1 — световой люк; 2 — гидравлический предохранительный клапан; 3 — огневой предохранитель; 4 — дыхательный клапан; 5 — замерный люк; 6 — уровнемер; 7 — люк-лаз; 8 — хлопушка; 9 — приемно-раздаточные патрубки; 10 — перепускное устройство; 11— управление хлопушкой; 12 —лебедка; 13 — подъемная труба; 14 — шарнир подъемной трубы; 15 —роликовый блок.
Люк-лаз 7предназначен для проникновения людей внутрь резервуара при ремонте и очистке его от грязи, а также для освещения и проветривания резервуара при проведении этих работ.
Замерный люк 5, который служит для замера в резервуаре уровня нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником. Замерный люк устанавливают на патрубке, вваренном вертикально в крышу резервуара. Крышка замерного люка герметично соединяется с корпусом прокладкой и нажимным откидным болтом. Внутри замерного люка расположена направляющая колодка, по которой в резервуар спускают замерную ленту с лотом. Колодку изготовляют из меди или алюминия, чтобы предотвратить искрообразование.
Световой люк 1 устанавливают на крыше резервуара над приемо-раздаточным патрубком. При открытой крышке через него внутрь резервуара проникает свет и проветривается резервуар перед зачисткой или ремонтом.
Приемо-раздаточные патрубки 9 предназначены для присоединения приемных или раздаточных трубопроводов, они размещены снаружи резервуаров, а хлопушка 8 и шарнир 14 подъемной трубы 13—внутри резервуара. Диаметры приемо-раздаточных патрубков определяются заданной производительностью перекачиваемой нефти и колеблются в пределах 150—700 мм. При выборе диаметра приемо-раздаточного патрубка исходят из скоростей движения жидкости в трубопроводах, принимаемых в пределах 0,5—2,5 м/с.
Хлопушки 8 устанавливают для предотвращения утечек нефти из резервуаров при неисправности задвижек или аварийном состоянии трубопровода. Хлопушки могут быть управляемые и неуправляемые. При наполнении резервуара струя нефти силой давления приподнимает крышку хлопушки, а при остановке перекачки нефти крышка хлопушки под действием собственного веса опускается, закрывая трубу. При откачке нефти из резервуара крышка хлопушки открывается принудительно специальным устройством, состоящим из вращающегося барабана с наматывающимся на него тросом.
Перепускное устройство 10 служит для выравнивания давления нефти с обеих сторон крышки хлопушки. Его устанавливают на всех резервуарах высотой более б м.
Подъемную трубу монтируют внутри резервуара; предназначена она для отбора нефти с требуемой высоты.
Принципиальная технологическая схема установоки подготовки воды УПСВ.