ООО «Лукойл-Пермь» ЦДНГ-4 (ДНС, АГЗУ) Палазна. Днс нефть газ


Дожимные насосные станции ДНС. Назначение. Оборудование ДНС. Технологическая единица. Блоки сбора и откачки утечек. Параметры. Насосы. Эксплуатация.

Дожимные насосные станции предназначены для сообщения дополнительной энергии жидкой продукции скважин, чтобы подать ее на ЦСП в тех случаях, когда расстояние от кустов скважин и ГЗУ (групповые замерные установки) велико и устьевого давления не достаточно для транспортирования газожидкостной смеси. На ДНС проводят первую ступень сепарации при давлении 0,3—0,8 МПа, обусловленном гидравлическими потерями при транспорте, а также давлением, которое должно поддерживаться в конце газопровода, в частности перед ГПЗ (газоперерабатывающий завод), для его нормальной работы. После сепарации жидкость поступает на прием насосов, а отделившийся нефтяной газ под собственным давлением направляется на ГПЗ.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

· буферной емкости;

· сбора и откачки утечек нефти;

· насосного блока;

· свечи аварийного сброса газа.

Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м3и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:

· приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;

· сепарации нефти от газа;

· поддержания постоянного подпора порядка 0,3 - 0,6 МПа на приеме насосов.

Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных:

1. Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.

2. Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.

3. Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.

4. Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.

Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м3, оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.

Принцип работы ДНС

Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.

Дожимные насосные станции предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти из газа в целях дальнейшего раздельного транспорта нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. Дожимные насосные станции выпускаются в блочном исполнении двух типов.

К первому типу относятся ДНС на базе сепарационных установок с насосной откачкой блочной насосной (БН). Разработано 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9 до БН-2000-26. Шифр блока: БН - блочная насосная; первое число - подача насоса по жидкости в м3/сут, второе - давление нагнетания в МПа. Из блоков компонуются дожимные насосные станции различных подач и напора. Станция состоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа. Технологический блок включает технологическую емкость и гидроциклоны, один из которых резервный.

Ко второму типу относятся ДНС-7000, ДНС-1.4000, ДНС-20000, где число указывает на подачу насосных агрегатов в м3/сут. Давление нагнетания насосов 1,9-2,8 МПа. Технологическая единица состоит из блока буферной емкости (где осуществляется сепарация газа) и блока насоса 8НД-9хЗ. В указанных ДНС имеются соответственно две, три, четыре технологические единицы, причем в каждой станции одна технологическая единица резервная. Помимо этого, ДНС включает: блоки сбора и откачки утечек нефти, низковольтной аппаратуры и КИПиА, а также распределительное устройство и свечу аварийного сброса газа.

Параметры работы ДНС:

1) Объем откачанной на УПН(установка подготовки нефти) жидкости.

2) Объем поступившей на ДНС жидкости

3) Объем сборшенной в поглощение воды.

4) Давления на приме насосов, на выкиде.

5) Обводненность поступающей, откачанной на УПН жидкости.

6) Температуры рабочих агрегатов (насосов)

7) Загрузки насосов

 

Насосы:

ДНС оснащаются насосами ЦНС (центробежные насосы) различной производительности от ЦНС-60 до ЦНС-3000

 

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

ООО «Лукойл-Пермь» ЦДНГ-4 (ДНС, АГЗУ) Палазна

Поиск Лекций

Дожимная насосная станция(сокр. ДНС) — технологическая часть системы сбора нефти и газа на промыслах и их последующей транспортировки.

Оборудование ДНС, прежде всего насосы, сообщает нефти и газу дополнительный напор, необходимый для их транспортирования в направлении высоконапорных участков через системы сбора и подготовки.

Функционирование дожимной насосной станции регламентируется двумя нормативными документами. Это технологическая схема и технический регламент. Они утверждаются техническим руководителем предприятия по добыче и транспортировке нефти и газа.

Как правило, ДНС применяются на отдаленных месторождениях. Необходимость применения дожимных насосных станций обусловлена тем, что зачастую на таких месторождениях энергии нефтегазоносного пласта для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ недостаточно.

Дожимные насосные станции выполняют также функции сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости и последующей раздельной транспортировки углеводородов. Нефть при этом перекачивается центробежным насосом, а газ — под давлением сепарации. ДНС различаются по типам в зависимости от способности пропускать сквозь себя различные жидкости. Дожимная насосная станция полного цикла состоит при этом из буферной ёмкости, узла сбора и откачки утечек нефти, собственно насосного блока, а также группы свечей для аварийного сброса газа.

На нефтепромыслах нефть после прохождения групповых замерных установок принимается в буферные ёмкости и после сепарации поступает в буферную ёмкость с целью обеспечить равномерное поступление нефти к перекачивающему насосу. Лишь после прохождения данного технологического этапа нефть поступает в нефтепровод.

 

 

АГЗУ – (Автоматизированная групповая замерная установка).

Автоматизированная система измерений массы сырой нефти, массы сырой нефти без учёта воды (обезвоженной нефти) и объёма свободного

нефтяного газа, за определённый период времени.

Данная установка предназначена для работы с нефтегазовыми смесями как с низким газовым фактором, так и с высоким.

Узел измерения расхода жидкости в установках выполнен на основе расходомеров массовых. Наличие влагомера в жидкостной линии

позволяет получить необходимую точность измерения производительности скважин раздельно по нефти, воде и газу.

Установки для каждой подключенной на измерение скважины осуществляют следующие виды измерений:

· прямые измерения массового расхода и массы сырой нефти;

· прямые и косвенные измерения объёмного расхода и объёма газа, выделившегося в результате сепарации, с приведением к нормальным

условиям;

· прямые и косвенные измерения объёмной доли воды в сырой нефти;

· косвенные измерения массового расхода и массы сепарированной нефти.

На АГЗУ происходит первичная сепарация нефти.

poisk-ru.ru

otvety_po_obustroystvu_2_attestatsia - Стр 2

Ректификация - способ разделения жидких и газообразных смесей, состоящих из нескольких компонентов, основанный на многократном испарении жидкости и конденсации образующих­ся паров, либо однократном испарении жидкости и многократ­ной конденсации компонентов паровой фазы (и их тепло- и массообмена).

Риформинг - процесс, в котором продукты прямой перегон­ки под воздействием высоких температури давления изменяют свою химическую структуру, увеличивая октановое число. Про­дукцией являются высокоактановые бензины, индивидуальные ароматические углеводороды: бензол, ксилол, толуол и техничес­кий водород. Процесс проходит при температурах 480-520 С и давлении 15 - 40 кг/см2в присутствии платинового катали­затора.

Сырая нефть - в промысловой практике эта нефть, поступа­ющая из системы сбора на ее подготовку (сепарация, обезвожи­вание, обессоливание, стабилизация). В практике переработки -нефть, поступающая из системы магистрального транспорта в сырьевые резервуары НПЗ.

Сажа - форма окончательно разделенного углерода, получен­ного из жидких и газообразных углеводородов, как продукт не­полного сгорания (ограниченная подача воздуха). Сажа использу­ется как наполнитель в промышленности по производству рези­ны. Благодаря высокому качеству к износу, применяется в шин­ном производстве (покрышки резиновые). Используется и как краситель и др.

Степень сжатия - отношение объема заключенного в цилин­дре до сжатия к объему после сжатия, а также отношение дав­ления на выкиде (компрессора) к давлению на его всасе (при­еме).

Скребок - приспособление для чистки внутренних поверхнос­тей трубных систем (устройство в виде поршня, прокачиваемого внутри трубопровода).

Скруббер - аппарат, предназначенный для улавливания (от­деления) из газов жидких и механических частиц увлеченных ими. Обычно устанавливается по потоку за газовыми компрессо­рами, абсорберами (с целью сокращения потерь абсорбента) и т. п.

Сброс- геологический термин, относящийся к трещине в скальных породах, где твердые породы (с одной стороны трещи­ны) смещены в оси соответствующих пород с противоположной стороны разрыва.

Стабилизация - процесс удаления легких наиболее упругих компонентов из жидкой смеси (нефть, бензин), обеспечивающий ее транспорт и хранение без изменения своего состава (без по­терь определенной части углеводородов за счет испарения).

Точка кипения - температура, при которой вещество начи­нает кипеть, превращается в пар, образуя пузырьки в ее массе. Точка кипения (t~) зависит от давления. Появление первого пу­зырька характеризуется температурой начала кипения. Эта тем­пература соответствует точке равновесия фаз.

Теплотворная способность (теплота сгорания) - количество тепла, получаемое при полном сгорании единиц (1 кг) веса горю­чего. Различают высшую и низшую теплоту сгорания, последняя меньше на величину тепла, расходуемого на испарение воды, образующейся при сгорании, и влаги, содержащейся в топливе. Размерность кал/час, Дж/час (1 Дж 0,239 кал).

Теплоемкость (удельная) - количество тепла, необходимое для нагрева 1 кг воды на 1С (ккал/кгС; Дж/кгС).

Теплота испарения (скрытая) - количество тепла (в ккало-риях), которое необходимо сообщить (1 кг) жидкости для перево­да ее в пар, имеющий ту же температуру, что и жидкость (ккал/кг).

Теплосодержание (удельное), энтальпия - количество тепла, необходимое для нагрева 1 кг жидкости от ОС до заданной тем­пературы и для испарения ее при этой же температуре (при одной и той же температуре энтальпия паров выше энтальпии жидкости на величину скрытой теплоты испарения).

Теплопередача - процесс теплообмена между двумя теплоно­сителями через поверхность раздела между ними, характеризуе­мый коэффициентом теплопередачи(К) в ккал/м2час'С.

Теплообменник - аппарат для передачи тепла от среды с более высокой температурой (теплоноситель) к среде с более низ­кой (подогреваемая среда). Теплообменники различаются как по своему назначению (рекуператоры, подогреватели, охладители, конденсаторы и т. п), так и по конструктивному их исполнению (труба в трубе, кожухотрубчатые, пленочные, пластинчатые ит. п.).

Точка росы - температура, при которой пары воды в газах достигают состояния насыщения и начинается выделение кон­денсата.

Технология - комплекс технологических приемов и средств, обусловленных состоянием знаний и уровня техники, располо­женных в логическом порядке с обоснованными параметрами и критериями, обеспечивающих достижение поставленной цели -получение качественного и количественного уровня товарной продукции.

Утяжеленная бурильная труба - полые тяжелые стальные штанги, установленные непосредственно над буровым долотом, чтобы держать бурильную трубу в напряжении.

Упругость паров (давление насыщенных паров) - давление паров, находящихся в равновесии с соответствующей жид­костью. С ростом температуры давление насыщенных паров воз­растает. В нефтяной промышленности этот показатель принима­ется как результат замера при температуре 38'С прибором Рейда, поэтому и называется давлением насыщенных паров по Рейду в мм рт. столба.

Удельный вес - отношение веса тела к его объему (или от­ношение веса объема тела к весу равного объема стандартного вещества. В случаях с жидкостями - вода; газами - воздух).

Флюид (текущий) - вещество (смесь), состоящее из частиц, легко изменяющих свое относительное положение без отделения от массы и легко перемещающихся под давлением. Термин отно­сится к любому жидкому или газообразному веществу, способно­му течь (продукция пласта вне. зависимости от ее фазового со­стояния).

Фракционирование - процесс перегонки нефти и нефтепро­дуктов, в котором дистилляты собираются отдельными целевыми фракциями, характеризуемыми различными диапазонами темпе­ратур кипения.

Фильтрация - движение жидкостей и газов воды, нефти и газа через пористую среду.

Фонтанная колонна- оборудованная скважина, выход неф ти из которой проходит под пластовым давлением либо под дей­ствием расширяющегося газа. Способ эксплуатации при этом назы­вается фонтанным.

Фонтанная арматура- набор клапанов, задвижек и фитингов для устья скважины, используемых для управления потоком поступающего пластового флюида (нефть, газ, вода).

Факел (факельная установка)- устройство для сжигания сбрасываемых избытков газообразного и жидкого топлива на нефтепромыслах, а также в топочных пространствах огневых по­догревателей (печи, котлы и т. п.).

Холодильник (радиатор, конденсатор, градирня)- любой теплообменный аппарат, целью которого является снижение тем­пературы того или иного потока (материала), проходящего и (за счет теплопередачи) отбирающего тепло другого.

Шлам- материалы, образованные в процессе химической очистки, обезвоживания, обессоливания нефти, отводимые на очистные сооружения, а также тяжелые (остатки в резервуарах, с механическими примесями) остатки из резервуаров, технологи­ческих емкостей, имеющие высокий удельный вес, выделяющие­ся в результате длительного отстоя.

Эмульсия- дисперсная система, состоящая из двух нераство­римых друг в друге жидкостей.

Экзотермическая реакция- химические процессы, протека­ющие с выделением теплоты и, наоборот, процессы, протекаю­щие с поглощением теплоты, называются эндотермическими.

Дожимные насосные станции ДНС

Технологические схемы ДНС

С разделенным транспортом газа и жидкости (ДНС-I):

а) При естественной температуре (ДНС-I-1)

б) С подогревом продукции (транспорт высокозастывающих нефтей) (ДНС-I-2)

Совместный транспорт газа и жидкости (ДНС-II):

а) С использованием мультифазной насосной станции (ДНС-II-1)

б) С использованием мультифазной насосной станции с отбором газа для местных нужд (ДНС-II-2)

Cбор и транспорт сероводородсодержащих нефтей (ДНС-III):

а) С раздельным сбором и транспортом нефти и газа (ДНС-III-1)

б) С раздельным сбором нефти и газа и раздельным транспортом нефти (ДНС-III-2)

в) С совместным сбором и транспортом нефти и газа (ДНС-III-3)

Технологические схемы модулей сепарации первой ступени (МС 1):

а) Для нефтей с ГФ менее 60 нм3/м3 (МС 1А)

б) Для нефтей с ГФ 60 - 400 нм3/м3 (МС 1Б)

в) Для нефтей с ГФ 60 - 400 нм3/м3 (МС 1В)

Технологические сооружения для подготовки, приема и хранения нефти (ТСПН)

а) Аварийный нефтяной резервуар (ТСПН 1

Технологические схемы модулей факельных (МФ)

а) МФ с одним факелом (МФ-1)

б) МФ с факелами высокого (ФВД) и низкого (ФНД) давлений (МФ 2 А)

в) МФ с факелом совмещенным (ФС) (МФ 2 Б)

Выбор технологической схемы ДНС:

1. Унифицированная технологическая схема (Группы 1 и 2)

Месторождения группы 1 и группы 2 представлены легкими нефтями, с плотностью до 850 кг/м3, показателем кинематической вязкости при 200С до 10 мм2/с и газовым фактором не более 100 нм3/м3. Дополнительный нагрев для сепарации нефтей данных месторождений не требуется, а небольшой газовый фактор позволяет исключить из схемы модуль предварительного отбора газа.

Для нефтей месторождений Группы 1 и Группы 2 следует применять следующий состав технологической схемы ДНС:

    • модуль сепарации в составе нефтегазосепараторов НГС и газосепаратора ГС;

    • модуль транспорта нефти в составе буферных емкостей и насосной откачки нефти;

    • аварийный резервуарный парк.

2. Унифицированная технологическая схема (Группа 3)

Месторождения группы 3 представлены легкими нефтями, с плотностью до 850 кг/м3, показателем кинематической вязкости при 200С до 10 мм2/с и газовым фактором более 100 нм3/м3.

Дополнительный нагрев для сепарации нефтей данных месторождений не требуется, но необходима реализация процесса предварительного отбора газа.

Для нефтей месторождений Группы 3 следует применять следующий состав технологической схемы ДНС:

    • модуль предварительного отбора газа в составе УПОГ;

    • модуль сепарации в составе нефтегазосепараторов НГС и газосепаратора ГС;

    • модуль транспорта нефти в составе буферных емкостей и насосной откачки нефти;

аварийный резервуарный парк.

3. Унифицированная технологическая схема (Группа 4)

Месторождения группы 4 представлены средними нефтями, с плотностью от 850 до 890 кг/м3, показателем кинематической вязкости при 200С от 10 до 45 мм2/с и газовым фактором до 100 нм3/м3.

Для транспорта нефтей данных месторождений требуется дополнительный нагрев, реализуемый в модуле подогрева продукции.

Для нефтей месторождений Группы 4 следует применять следующий состав технологической схемы ДНС:

    • модуль сепарации в составе нефтегазосепараторов НГС и газосепаратора ГС;

    • модуль подогрева продукции в составе путевых подогревателей;

    • модуль транспорта нефти в составе буферных емкостей и насосной откачки нефти;

    • аварийный резервуарный парк.

4. Унифицированная технологическая схема (Группа 5)

Месторождение группы 5 представлено средней нефтью, с плотностью от 850 до 890 кг/м3, показателем кинематической вязкости при 200С от 10 до 45 мм2/с и газовым фактором более 100 нм3/м3.

Для сепарации нефти данного месторождения требуется реализация процесса предварительного отбора газа. Для транспорта нефти требуется дополнительный нагрев, реализуемый в модуле подогрева продукции.

Для нефти месторождения Группы 5 следует применять следующий состав технологической схемы ДНС:

    • модуль предварительного отбора газа в составе УПОГ;

    • модуль сепарации в составе нефтегазосепараторов НГС и газосепаратора ГС;

    • модуль подогрева продукции в составе путевых подогревателей;

    • модуль транспорта нефти в составе буферных емкостей и насосной откачки нефти;

    • аварийный резервуарный парк.

Наличие у нефти одного или нескольких нетипичных физико-химических свойств, например плотности более 910 кг/м3, вязкости более 50 мПа*с, газосодержания более 400 нм3/м3и т.д., может характеризовать данную нефть с точки зрения ее сепарации как аномальную. Для осуществления процесса сепарации такой нефти требуются специальные методы его интенсификации.

Типовая схема размещения технологических модулей и сооружений ДНС

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

БО – блок охлаждения.

БГО – блок гликолевой.

БГОВ (МГОВ) – блок (модуль) глубокой очистки воды.

БН – блок насосов.

БНВ – БН для перекачки воды.

БНН – БН для перекачки нефти (жидкости).

БП (МП) – блок (модуль) подогрева.

БПВ – блок промывочной воды.

БР – блок реагентов.

БУН (ЕУН) – блок (емкость) приема и откачки уловленной нефти.

БУУН (Г, В) – блоки (узлы) учета нефти (газа, воды).

ВМС – водометанольная смесь.

ВС – входной сепаратор.

ГЖС – газожидкостная смесь.

ГПЗ – газоперерабатывающий завод.

ГС – газовый сепаратор.

ДЕ – дренажная емкость.

ДКС – дожимная компрессорная станция.

ДНС – дожимная насосная стация.

ИГ – ингибитор гидратообразования.

ИК – ингибитор коррозии.

К – конденсат газовый.

КГ – кислый газ.

КНС – кустовая насосная станция.

КСУ – концевая сепарационная.

МОВ (БОВ) – блок (модуль) подготовки воды.

МОН (БОН) – блок (модуль) обессоливания нефти.

МПВ (БПВ) – блок (модуль) промывочной воды.

МПГ (БПГ) – блок (модуль) подготовки газа.

МПН (БПН, УПН) – блок (модуль, установка) подготовки нефти.

МПО (БПО) – блок (модуль) предварительного обезвоживания.

МС (БС) – блок (модуль) сепарации.

МФ – модуль факельного хозяйства.

О – отстойник напорный горизонтальный.

ОВ – отстойник напорный горизонтальный.

ОС – очистные сооружения.

ПС – поглотитель сероводорода.

РП – резервуарный парк.

С – нефтегазовый сепаратор.

СВ – нефтегазосепаратор-водоотделитель.

СБ (БЕ, БД) – сепаратор-буфер (буферная емкость, буфер – дегазатор).

СМ – смеситель-диспергатор.

ТСОВ – технологические сооружения по подготовке воды (вертикальные резервуары).

ТСПН – технологические сооружения по подготовке нефти (вертикальные резервуары).

УЛФ – установка для улавливания легких фракций.

УПОГ – устройство предварительного отбора газа (депульсатор).

УПРН – нефтегазоводоразделитель с подогревом (хитер-тритер) для глубокого обезвоживания нефти.

УПСВ – установка предварительного сброса воды.

УПСН – нефтегазоводоразделитель с подогревом (хитер-тритер) для предварительного сброса воды.

ФВД – факел высокого давления.

ФНД – факел низкого давления.

ХЛ – хладагент.

ЦПС – центральный пункт сбора.

ЭГ – электродегидратор.

studfiles.net

Нефтяной промысел

НЕФТЯНОЙ ПРОМЫСЕЛ (а. oil field; и. Erdolfeld, Erdolforderfeld; ф. chantier petrolier, champ petrolier; и. explotaciones de petroleo, explotaciones petroleras, industrie petrolera) — технологический комплекс, предназначенный для добычи и сбора нефти на месторождении, а также обработки продукции скважин (нефти, нефтяного газа, пластовой воды) с целью подготовки её к дальнейшему транспортированию потребителям (нефте- и газоперерабатывающим заводам и др.). Сооружения и коммуникации нефтяного промысла подразделяются на основные (эксплуатационные нагнетательные и контрольные скважины, трубопроводы, насосные и газокомпрессорные станции, установки подготовки нефти и воды, резервуарные парки и др.) и вспомогательные (объекты энерго- и водоснабжения, канализации и связи, механические мастерские, транспортную сеть и др.) (рис.).

Количество нефтяных скважин зависит в основном от размеров месторождения, схемы его разработки и изменяется от нескольких десятков до нескольких сотен и тысяч. На площади месторождения эксплуатационные скважины располагаются кустами из 3-12 (иногда до 50-80) скважин, нагнетательные скважины — в зависимости от выбранной системы заводнения. Фонд скважин на месторождении непостоянен, его увеличивают по мере разработки залежи. Начальные дебиты эксплуатационных скважин изменяются примерно от 1 до 200 т в сутки. Эффективность работы нефтяного промысла определяется главным образом выбранной при обустройстве месторождения технологической схемой внутрипромыслового сбора продукции скважин. Применяется несколько схем, характеризующихся полной герметизацией процесса сбора нефти от каждой скважины до промыслового пункта сбора продукции всех скважин, т.н. центрального пункта сбора нефти и газа (ЦПС), что сводит к минимуму потери продукции и исключает загрязнение окружающей среды.

Продукция скважин по трубопроводу поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где по каждой скважине периодически замеряют количество поступающей из неё нефти, определяют содержание в последней воды и нефтяного газа (по замерам подсчитывают суточный дебит каждой скважины по нефти и по газу). Затем нефть направляется в зависимости от размеров месторождения на дожимную насосную станцию (ДНС) или ЦПС. ДНС применяются при значительной удалённости ГЗУ от центрального пункта сбора и предназначаются для создания дополнительного напора в системе внутрипромыслового транспорта (до ЦПС). Кроме того, здесь осуществляется первая ступень сепарации нефти (производится в основном при давлениях 0,2-1,0 МПа, давление сепарации выбирается из расчёта бескомпрессорного транспорта газа, выделившегося на ДНС, до компрессорной станции, газоперерабатывающего завода или других потребителей), где выделяется до 90% растворённого нефтяного газа. После ДНС частично разгазированная нефть и газ поступают на ЦПС (газ по газопроводу за счёт давления, создаваемого в нефтегазовом сепараторе, нефть перекачивается насосами по напорному нефтепроводу). В случае близкого расположения ГЗУ и ЦПС первая ступень сепарации нефти осуществляется на последнем (см. Нефтяной сборный пункт). На ЦПС располагаются также установки подготовки нефти, на которых производится её обезвоживание и обессоливание. На ЦПС осуществляется также окончательное разгазирование нефти на концевых сепарационных установках, а в некоторых нефтедобывающих районах (Татария, Башкирия, Куйбышевская область) проводится глубокая дегазация (стабилизация) нефти в ректификационных колоннах. На нефтяном промысле осуществляется также контроль за разработкой нефтяного месторождения, проводятся мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов и др.

Современный нефтяной промысел характеризуется высоким уровнем автоматизации и телемеханизации, позволяющий осуществлять контроль и управление режимами эксплуатации нефтяных скважин, систем сбора и подготовки нефти, газокомпрессорными, нефтяными и водонасосными станциями. Свыше 80% нефти добывается на комплексных автоматизированных промыслах.

www.mining-enc.ru

Сбор нефти и газа

СБОР НЕФТИ И ГАЗА на промыслах (а. gathering of oil and gas; н. Erdol- und Erdgassammlung; ф. соllecte de petrole et de gaz; и. captacion de peiroleo у gas, acumulacion de peiroleo у gas) — подготовка нефти, газа и воды до такого качества, которое позволяет транспортировать их потребителям. Осуществляется посредством комплекса оборудования и трубопроводов, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и транспортировки их до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦПС).

В зависимости от природно-климатических условий, систем разработки месторождений, физико-химических свойств пластовых жидкостей, способов и объёмов добычи нефти, газа и воды выбираются различные схемы внутрипромыслового сбора продукции скважин. Это даёт возможность измерения продукции каждой скважины и транспорта продукции скважин под давлением, имеющимся на устье скважин, на максимально возможное расстояние, а также максимальная герметизация системы в целях исключения потерь газа и лёгких фракций нефти. При проектировании системы сбора продукции скважин учитывается также возможность смешения нефтей различных горизонтов, необходимость подогрева продукции скважин в случае добычи высоковязких и высокопарафинистых нефтей.

На нефтяных месторождениях в основном применяются однотрубные системы сбора, при которых продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где производится измерение дебитов (производительности) отдельных скважин, затем по трубопроводу нефть в газонасыщенном состоянии (без отделения газа) направляется на ЦПС.

Помимо однотрубных систем сбора применяются и двухтрубные, когда после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где производится сепарация нефти (отделение основного количества газа от нефти). После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, а газ по отдельному газопроводу за счёт давления в сепараторе ДНС (обычно 0,6-0,8 МПа) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяются на больших по площади месторождениях нефти, когда давление на устье скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.

На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводнённых скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продукцией обводнённых скважин, поступает на ЦПС. Также раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, например не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводнённых скважин или продукция, которую нежелательно смешивать, по отдельным выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам транспортируется до ЦПС.

Наибольшее применение для этих целей в CCCP получили блочно-комплектные замерные установки типа "Спутник" (рис.), которые выпускаются на рабочие давления 1,6 МПа, 2,5 МПа и 4 МПа; пределы измерения дебитов скважин до 400 и до 1500 м3/сутки; количество подключаемых к установке скважин от 10 до 24.

В таких установках жидкость любой скважины, поставленной на замер, направляется через многоходовой переключатель скважин (ПСМ) в гидроциклонный сепаратор. На выходе газа из сепаратора установлен регулятор давления, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и счётчиком газа. Постоянный перепад давления передаётся золотниковыми механизмами на поршневой клапан. Когда датчик поплавкового уровнемера находится в крайнем нижнем положении, повышенное давление от регулятора передаётся на правую часть поршневого клапана и прикрывает его, подача жидкости прекращается и турбинный расходомер перестаёт работать. С этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается до крайнего верхнего положения: повышенное давление от регулятора действует на левую часть поршневого клапана и открывает его, начинается течение жидкости в системе и турбинный расходомер типа TOP отсчитывает количество прошедшей через него жидкости. Для определения обводнённости нефти на "Спутнике" установлен влагомер. Расходомер TOP обеспечивает как местный отсчёт показаний, так и передачу показаний на диспетчерский пункт промыслов, для чего в составе установки "Спутник" имеется блок автоматики. Кроме установок "Спутник" ограниченное применение на ранее обустроенных месторождениях имеют замерные установки АГМ-3 (в Азербайджанской ССР) и АГЗУ-2000-64 (в Чечено-Ингушской ACCP). В CCCP многоступенчатая сепарация нефти применяется на некоторых месторождениях Чечено-Ингушской ACCP, по той же схеме будет обустроено Тенгизское нефтяное месторождение.

За рубежом системы сбора продукции нефтяных скважин имеют в основном такие же принципы построения, как и в CCCP. В отличие от применяемых в CCCP систем с концентрацией сбора нефти с нескольких месторождений на крупных центральных пунктах сбора и подготовки нефти и газа, за рубежом, как правило, каждое месторождение обустраивается по законченной схеме с получением товарных продуктов (нефти и газа) на небольших нефтесборных пунктах с использованием для этого т.н. деэмульсаторов в блочном исполнении, а также резервуаров, оснащённых системами улавливания лёгких фракций нефти при их испарении. В странах, где нефтегазовые месторождения характеризуются высокими дебитами скважин и пластовыми давлениями, применяется многоступенчатая (3-8) сепарация.

www.mining-enc.ru