- •1.Предназначение системы сбора и подготовки скважинной продукции
- •2.Основные элементы системы сбора (схема).
- •3.Схема самотечной двухтрубной системы сбора нефти.
- •4.Схема герметизированной однотрубной, высоконапорной системы сбора.
- •5.Мероприятия по сбору и транспорту на горной местности.
- •6.Схема герметизированной системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вблизи от берега.
- •7.Схема герметизированной системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега.
- •8.Принципиальная схема Спутника-а.
- •9.Принципиальная схема Спутника-в.
- •10.Классификация трубопроводов.
- •11.Определение потерь напора на трение для всех режимов.
- •16.Состав и структура солеотложений в системе сбора.
- •17.Методы удаления солеотложений в системе сбора.
- •18.Состав и классификация аспо в системе сбора.
- •19.Основные факторы образования аспо в системе сбора.
- •20.Метода предотвращения и борьбы с аспо в системе сбора.
- •21.Виды коррозии в системе сбора.
- •22.Факторы коррозионного воздействия на трубопровод.
- •1. Температура и рН воды
- •Минерализация воды
- •23.Защита трубопроводов от внутренней коррозии.
- •24.Защита трубопроводов от внешней коррозии.
- •25.Схема предварительного разгазирования нефти. Понятие сепарации и ступени сепарации.
- •26.Основные факторы, вызывающие пульсацию и влияющие на их величину и частоту.
- •27.Устройства гасителей пульсации.
- •28.Назначение сепараторов.
- •29.Классификация сепараторов.
- •30.Типовые секции сепаратора.
- •31.Определение эффективности работы сепаратора.
- •32.Конструкция вертикального сепаратора.
- •33.Конструкция горизонтального сепаратора.
- •34.Конструкция горизонтального сепаратора с упог.
- •35.Конструкция гидроциклонного сепаратора.
- •36.Конструкция совмещенной установки разделения скважиной продукции.
- •37.Расчет количества газа, выделившегося по ступеням сепарации.
- •38.Допущения принятые при расчете сепараторов.
- •39.Схема глобул воды в нефти. Типы эмульсий.
- •40. Классификация эмульсий в зависимости от плотности сред и содержания п, с и а.
- •41.Необходимость обезвоживания нефти на нефтяных месторождениях.
- •42.Факторы, влияющие на образование эмульсий.
- •43.Предотвращение образования стойких эмульсий.
- •44.Основные методы разрушение эмульсий.
- •45.Применение пав в качестве деэмульгаторов.
- •46.Внутритрубная деэмульсация нефти. Схема.
- •47. Принципиальная схема гравитационного осаждения.
- •54.Схемы подогревателей нефти и печей.
- •55Принципиальная схема осаждения под действием переменного электрического поля
- •57 Электродегидраторы
- •57.Электродегидраторы
- •58.Схемы совмещенных аппаратов
- •59.Схема расположения оборудования на наземном вертикальном цилиндрическом резервуаре
- •60.Схема работы гидравлического предохранительного клапана и устройство дыхательного клапана.
- •61. Огневой предохранитель. Устройство и принцип действия.
- •62 Методы снижения потерь углеводородов при испарении нефти в резервеарах.
- •63. Схема газоуловительной системы с газосборником
- •64.Назначение установок подготовки воды упсв
- •65 Открытая схема установки очистки сточных вод
- •66 Установка очистки сточных вод закрытого типа
- •67 Схема установки подготовки воды и нефти, применяемая при большом обводнении продукции скважины(больше 50 процентов)
- •68 Схема резервуара флотатора
- •69 Схемы водозаборов
- •70 Схема улавливания легких фракций углеводородов
- •71 Стабилизация нефти.
- •72 Абсорбционная осушка газа
- •73 Адсорбционная осушка газа
- •74 Низкотемпературная сепарация
- •75 Требования, предъявляемые к нефти.
- •76 Требования, предъявляемые к воде в ппд.
67 Схема установки подготовки воды и нефти, применяемая при большом обводнении продукции скважины(больше 50 процентов)
Основными задачами при подготовке нефти и воды на поздней стадии разработки нефтяных месторождений являются следующие: 1) сокращение расхода деэмульгаторов на разрушение эмульсий; 2) сокращение расходов теплоты, идущей на обезвоживание и обессоливанне нефти; 3) сокращение потерь легких фракций нефти (хотя это относится в равной мере ко всем стадиям разработки) и, самое главное, 4) удешевление строительства установок подготовки нефти и воды и сокращение их срока ввода в эксплуатацию.
Все перечисленные основные задачи вполне удовлетворительно разрешены на схемах, приведенных на рис.6.3 и 6.4. Рассмотрим рис.6.3. Нефтегазоводяная смесь по сборному коллектору 1, идущему с промысла, поступает в сепаратор-депульсатор 2, конструкция которого может быть самой разнообразной. В сепараторе-депульсаторе 2 поддерживается постоянное давление порядка 0,5 МПа с помощью регулятора давления "до себя" 3. Нефтеводяная смесь из сепаратора-депульсатора 2 проходит через регулируемый штуцер 4 и направляется в сепаратор 5, в котором также поддерживается постоянное низкое давление (0,01 МПа) за счет отбора газа эжектором 14.
Рис.6.3. Схема установки подготовки воды и нефти, применяемая при большом обводнении продукции скважин (>50%): 1 – промысловый сборный коллектор; 2 – сепаратор-депульсатор; 3 – регулятор давления "до себя"; 4 – регулируемый штуцер; 5 – сепаратор; 6 – сырьевые резервуары; 7 – распределительный коллектор; 8, 22 – резервуары-отстойники; 9, 18, 19, 21, 24 – центробежные насосы; 10 – дозировочный насос для подачи ПАВ; 11 – теплообменники; 12 – сепараторы-деэмульсаторы; 13 – каплеобразователь; 14 – эжектор; 15 – отстойники; 16 – смеситель;17–товарные резервуары;20 – водопровод; 23 – емкость для нефти
Выделившиеся газы в сепараторе-депульсаторе 2 и в сепараторе 5 направляются в эжектор 14, где они смешиваются и далее транспортируются на КС или на ГПЗ.
Нефтеводяная смесь из сепаратора 5 самотеком направляется под уровень воды в распределительный коллектор 7 сырьевых резервуаров 6, имеющих плавающие крыши (или понтоны), предотвращающие потери легких фракций нефти и контакт пластовой воды с кислородом воздуха. Из сырьевых резервуаров 6 нефть самотеком за счет разности в уровнях перетекает в резервуар-отстойник 8, из которого забирается центробежным насосом 9 и через теплообменники 11 направляется в сепараторы-деэмульсаторы 12. В сепараторах-деэмульсаторах 12 нагревается эмульсия за счет теплоты, получаемой от стенок жаровых труб при сжигании газа в топке. Для интенсификации разрушения эмульсии в системе теплообменники 11 – деэмульсаторы 12 на прием центробежного насоса 9 дозировочным насосом 10 подается ПАВ.
Выделившийся при нагреве из нефти газ в деэмульсаторе 12 отводится на эжектор 14 и транспортируются на ГПЗ.
Горячая нефть из деэмульсаторов 12 под собственным давлением подается в межтрубное пространство теплообменников 11 для подогрева сырой нефти, протекающей по трубкам этих теплообменников. Горячая нефть, пройдя теплообменники, охлаждается, а холодная (сырая нефть) нагревается. Охлажденная нефть направляется в каплеобразователь 13, где происходит дополнительное отделение нефти от воды, поступающих в отстойники 15. Из отстойников 15 вода сбрасывается через теплообменники 11, в которых пресная вода нагревается, а затем поступает на прием насоса 19. Насос 19 подает пресную воду в смеситель 16, служащий для интенсивного перемешивания нефти с этой водой и "вымывания" оставшихся в нефти солей. Обессоленная нефть в виде смеси с пресной водой поступает в товарные резервуары 17 для разделения (отстоя). Нефть из товарных резервуаров, имеющих: плавающие крыши, забирается насосами головных сооружений 18 и подается на НПЗ, а вода отводится в канализацию. Для интенсификации разрушения нефтяной эмульсии из отстойников 15 и деэмульсаторов 12 по водопроводу 20 перед регулируемым штуцером 4 вводится теплая пластовая вода, содержащая ПАВ.
Пластовая вода из сырьевых резервуаров 6 и резервуара-отстойника 8 сбрасывается в резервуар 22 для окончательного отстоя ее от капелек нефти. Скопившаяся в резервуаре 22 нефть самотеком поступает в емкость 23, из которой забирается насосом 24 и подается в сепаратор 5.
На рис.6.3 резервуары 6, 8 и 22 имеют отметки рельефа местности соответственно ±0, минус 6 и минус 15 для того, чтобы жидкость самотеком транспортировалась из одного резервуара в другой.
Если отметки рельефа местности равны или не соответствуют указанным, то для транспортирования жидкостей из одного резервуара в другой следует устанавливать насосы.
Пластовая вода из резервуара 22 перекачивается насосом 21 и попадает на КНС, а из последней – в нагнетательные или поглощающие скважины.
Так работает установка подготовки нефти и воды на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Из описания видно, что здесь отсутствуют песколовки, ловушки нефти, пруды-отстойники и фильтрационные установки, на сооружение которых раньше тратились большие суммы денег и много времени.
Кроме того, в описанных установках нефть и вода не контактируют с кислородом воздуха и исключено газовое пространство в резервуарах, благодаря плавающим крышам, а это значит, что в какой-то мере снижена интенсивность коррозии оборудования и исключены потери легких фракций нефти.
На поздней стадии разработки месторождений, применяя внутритрубную деэмульсацию, можно получить разрушенные нефтяные эмульсии в самой нефтесборной системе, тогда, естественно, отпадает необходимость в установке теплообменников 11, сепараторов-деэмульсаторов 12, каплеобразователей 13 и отстойников 15, что существенно сокращает расходы на подготовку нефти и воды. Внутритрубная деэмульсация целесообразна на месторождениях со сравнительно легкой нефтью, лишенной или имеющей небольшой процент асфальтенов и смол, а также с пластовой водой, водородный показатель которой рН=7,5 и выше, т.е. в щелочной среде. Подготовка нефти и воды осуществляется по очень простой схеме, без подогрева нефтеводяной смеси, а разделяется эта смесь на нефть и воду в сырьевых резервуарах 6, резервуарах-отстойниках 8 и товарных резервуарах 17.
Установки по подготовке сточных вод закрытого типа предусматривают исключение контакта воды с кислородом воздуха для предотвращения окислительных реакций. По принципу действия установки закрытого типа подразделяются на отстойные, фильтрационные, флотационные и электрофлотационные.