Burenie Слинкина / Для ТПАП из интернета / ГЗУ. Гзу это нефть


Burenie Слинкина / Для ТПАП из интернета / ГЗУ

Cбор и замеры добычи нефти на групповой замерной установке

 

Общие сведения

ГЗУ  предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль  над  работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.

 

Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3\сут  и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3\м3.

 

 

УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8—12, а иногда и более скважин.

 

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.

Схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рис. 1.

 Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек  (18)  поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор  (5), а продукция остальных скважин  направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3\м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2),  обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1~1.25).

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя  и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.   Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров   выставляется  с  диспетчерского  пульта промысла. 

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.

studfiles.net

Понятие о сборе и подготовке нефти и газа на нефтепромысле.

⇐ ПредыдущаяСтр 29 из 40Следующая ⇒

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти

Технологическая модель современной системы сбора промысловой продукции, транспортаи подготовки нефти и воды состоит из девяти элементов.

Элемент 1. 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.

Элемент 2.Включает участок от ГЗУдо дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды.

Элемент 3. ДНС– газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации.

Элемент 4. 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)».

Элемент 5. ДНС – установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества.

Элемент 6. УПСВ – КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.

Элемент 7. УКПН – установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к. одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая – для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка.

Элемент 8. Установка подготовки воды–КНС. Вся водная фаза (как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.

 

Рис. 2.7. Схема сбора и подготовки продукции на промысле:

1 – продуктивный пласт; 2 – насос; 3 – НКТ; 4 – обсадная колонна; 5 – устье добывающей скважины; 6 – ГЗУ; 7 – КНС; 8 – УПСВ; 9 – ДНС; 10 – газосборная сеть; 11 – нефтесборный коллектор; 12 – УКПН; 13 – узел подготовки воды; 14 – нагнетательный трубопровод; 15 – обсадная колонна нагнетательной скважины; 16 – НКТ; 17 – пакер; 18 – пласт

Элемент 9. КНС – нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.

2. Какие напряжения называются пределом упругости, пределом прочности?

Предел упругости – максимальное напряжение, до которого образец получит только упругую деформацию: σуп=Руп/F0 ,

Предел прочности – напряжение соответствующее максимальной нагрузке, которую выдерживает образец до разрушения: σВ=РВ/F0 выше - происходит разрушение материала. Поскольку при оценке прочности время нагружения образцов часто не превышает нескольких секунд от начала нагружения до момента разрушения, то его также называют условно-мгновенным пределом прочности, или хрупко-кратковременным пределом прочности.

OA –область упругости, , АВ – область нелинейной упругости, разгрузка с любой точки участка, BC – область пластичности, область текучести. Материал начинает течь. Деформации растут при неизменной нагрузке. CD – уч-к упрочнения, - предел прочности – из точки D. DE – зона разрыва

 

mykonspekts.ru

Сырая нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Сырая нефть

Cтраница 3

Сырая нефть нагревается в теплообменниках, работающих на газу, до температуры 90 - 95 С. Последующее охлаждение до температуры 65 С осуществляется в теплообменнике, в котором используется сырая нефть ( которая должна нагреваться) в качестве хладоаген-та. На следующем этапе нефть в статическом состоянии охлаждается водой до 18 С. Каждая из 36 реакторных емкостей представляет собой вертикальную цилиндрическую емкость высотой 6 1 ми 9 2 м в диаметре; каждая емкость содержит 127 охлаждающих труб диаметрами 25 мм. Холодная вида течет по трубам, а сырая нефть занимает пространство между ними. Стационарное охлаждение применяется на следующих этапах. Пустая емкость заполняется сырой нефтью, которая охлаждается со скоростью 0 6 С / с при циркуляции холодной воды.  [31]

Сырая нефть, состоящая преимущественно из насыщенных углеводородов, называется нефтью парафинового основания; типичным примером является Пенсильванская отборная нефть.  [32]

Сырая нефть из скважин 1 под собственным давлением направляется к групповым замерным установкам ( ГЗУ) 2, в которых нефтяной газ отделяется от жидкости и замеряются количества этих продуктов. Затем газ вновь смешивается с нефтью и водой и полученная смесь подается по коллектору ( длиной до 8 км) 3 в дожимную насосную станцию 4, где газ отделяется от нефти. На УПН проводятся операции окончательной дегазации, обессоливания и обезвоживания нефти.  [34]

Сырая нефть плотностью 20 API охлаждается от 160 до 90 С, нагревая газолин плотностью 60 API от 26 до 50 С в противоточном теплообменнике.  [35]

Сырая нефть является одним из перспективных видов сырья для производства низших олефинов, поэтому большое значение имеет установление оптимальных условий пиролиза нефти с целью достижения максимального выхода непредельных углеводородов.  [36]

Сырая нефть ( рис. 2) двумя потоками проходит теплообменники T-I, где нагревается до 150 С за счет регенерации тепла циркулирующих орошений колонн, и поступает в электродегидраторы Э-I и Э-2. Обезвоженная и обессоленная нефть, пройдя теплообменники Т-2, поступает в предварительный эвапоратор Krl с температурой 2Ю С.  [37]

Сырая нефть имеет очень широкий фракционный состав - от легкого бензина до гудрона. Это затрудняет применение прямых методов анализа.  [38]

Сырая нефть, выходящая из скважин, состоит главным образом из смеси углеводородов, принадлежащих к различным химическим классам и имеющих различный молекулярный вес.  [39]

Сырая нефть или ее погоны смешиваются с измельченным в порошок углем - или торфом и затем окисляются пропусканием через нагретую смесь воздуха. В случае газойля например масла подогреваются сначала до 260 под давлением в 20 ат. Дестиллат, полученный при окислении, разделяется при стоянии на верхний, нерастворимый в воде слой, промежуточный слой и нижний слой - водный раствор органических кислот. Кислоты, фенолы и альдегиды могут быть последовательно извлечены из верхнего слоя раствором соды, едкого натра и бисульфита натрия. Остаток от верхнего слоя промывается водой, обрабатывается серной кислотой и затем перегоняется для получения моторного топлива. Остаток возвращается в куб для окисления. Из кислородной вытяжки спирты могут быть выделены разбавлением водой и перепонкой.  [40]

Сырая нефть с помощью насосов двумя потоками - - л качивается через теплообменники 1 и 2, где нагревается до 155 С.  [42]

Сырая нефть прокачивается двумя параллельными потоками через первую группу теплообменников и поступает в отстойник термохимического обессоливания. Перед входом в отстойник нефть смешивается с деэмульгатором и горячей водой. Обработанная нефть, отстоявшаяся от воды и частично обессоленная, из отстойников под собственным давлением проходит последовательно через два электродегидратора и поступает в емкость обессоленной нефти. Обезвоженная и обессоленная нефть насосом прокачивается двумя потоками через вторую группу теплообменников в первую ректификационную колонну.  [43]

Сырая нефть ( рис. 47) прокачивается насосами двумя потоками через теплообменники, где нагревается до 159 и 145 С за счет регенерации тепла горячих нефтепродуктов, и направляется четырьмя параллельными потоками в электродегидраторы. На прием сырьевых насосов подается щелочно-содовый раствор и деэмуль-гатор ОЖК.  [44]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru