[Н2.7] Промысловый сбор и подготовка нефти. Гзу нефть это


Групповая замерная установка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Групповая замерная установка

Cтраница 1

Групповая замерная установка Спутник - Б предназначена для раздельного определения дебитов нефти, воды и газа.  [1]

Групповые замерные установки предназначаются для автоматического поочередного измерения дебитов подключенных к ней скважин по общей жидкости, чистой нефти и газу. Измерения производятся по программе, задаваемой местным устройством; внеочередное измерение дебитов осуществляется изменением программы на групповой установке.  [2]

Групповые замерные установки являются источником информации о состоянии скважин, используемой для оперативного контроля за выполнением текущих заданий по отборам, планирования геолого-технических мероприятий и систематического контроля режима разработки нефтяного месторождения. Информация по телемеханическим каналам передается в пункт управления.  [3]

Групповые замерные установки, кроме устройств для замера дебитов скважин и объема чистой нефти, газа и жидкости, оснащаются средствами защиты при аварийных ситуациях, устройствами переключения скважин и др. Устройствами автоматики для регулирования давления и уровня жидкости оснащены сепарационные установки, нефтяные резервуары. Насосные и компрессорные установки также оснащены средствами автоматики по контролю параметров работы оборудования, измерению объемов перекачиваемой продукции, по предотвращению аварий. Средствами автоматики оснащаются и другие промысловые объекты.  [4]

Групповые замерные установки служат для замера дебита нефти, газа и воды, добываемых из скважин, и подключения выкидных линий от скважин к сборным коллекторам для дальнейшей транспортировки добытой продукции к сборному пункту.  [5]

Групповые замерные установки ( ГЗУ) работает, как правило, по следу идеи схеме. Исключение составляет ГЗУ Спутник-BMP с одновременным измерением дебита всех окппкин. Таким образом, ГЗУ отличаются устройствами, коммутирующий скваяины, устройствами измерения дебита скважин и блоками автоматики и управления, осуществляющими переключение еква-мин на замер, учет работы замерного устройства и автоматическую еащиту ГЗУ пр аварийных ситуациях.  [6]

Групповая замерная установка обычно обслуживает до восьми скважин.  [8]

Групповая замерная установка состоит из двух самостоятельных блоков - технологического и блока автоматики.  [9]

Групповая замерная установка Спутник - Б предназначена для раздельного определения дебитов нефти, воды и газа. В таких установках для измерения дебита газа на газовой линии установлен турбинный счетчик Агат, а после расходомера Тор - влагомер типа УВН. Таз, прошедший через счетчик, вновь поступает в общий коллектор, а незначительная его часть используется для питания пневматических силовых устройств. Кроме того, установка снабжена устройством для ловли шарЬв, предназначенных для очистки трубопроводов от парафина, и двигающихся от скважин за счет напора жидкости.  [10]

Групповые замерные установки сооружают для глубинно-насосных и фонтанно-компрессорных скважин. Они предназначаются для замера дебита нефти, воды и газа, поступающих по выкидным линиям из скважин.  [11]

Групповая замерная установка обычно обслуживает до восьми скважин.  [13]

Групповая замерная установка Спутник-А, обеспечивающая периодический контроль дебита каждой скважины, предназначена для контроля продукции при герметизированной схеме сбора нефти. На рис. 102 показана типовая структурная схема такой установки. Продукция от нескольких скважин ( до 14) поступает через задвижки 2 в многоходовый переключатель скважин ( ПСМ) 1, который соединен с замер-ным патрубком 4 и с общим рабочим коллектором в, снабженными отсекателями 5, По замерному патрубку продукция одной ля подключенных скважин направляется в гидроциклонный сепаратор 7, затем в турбинный счетчик типа Тор и возвращается в общий рабочий коллектор. В это время продукция всех остальных скважин через переключатель / поступает в рабочий коллектор и направляется в общую сеть промысла. Таким образом, периодически измеряется дебит каждой из скважин.  [14]

Групповая замерная установка ЗУГ-5 ( однотрубный вариант) состоит из многоходового переключателя скважин типа ПСМ, замерного блока ( включающего сепаратор и турбинный расходомер нефти типа ТОР), отключающих и отсекающих устройств, блока местной автоматики. Опытно-промышленная КССУ состоит из Двух горизонтальных цилиндрических сепараторов объемом 80 м3, диаметром 3 м и длиной 11м каждый, соединенных между собой параллельно и снабженных средствами автоматизации; смесительного устройства; расходомеров для замера количества нефти, воды и газа; насосного блока и щита автоматического контроля и управления рабодой установки. Внутренние полости совмещенных сепараторов оснащены каплеулавливателем, предназначенным для очистки газа от капельной жидкости и специальными патрубками для отбора частично обезвоженной нефти и дренажа балластной воды.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Измерение продукции нефтяных скважин. Автоматизированные групповые замерные установки.

 

Измерение продукции скважин имеет исключительно большое значение в разработке нефтяных месторождений. Оно необходимо для контроля и регулирования процесса разработки. Измерение продукции скважин в высоконапорной герметизированной системе сбора осуществляется стационарными автоматизированными устройствами, которые получили название «Спутник». Разработаны несколько технологических схем «Спутника». Они подразделяются на схемы: с запорным устройством на газовой линии; с запорным устройством на нефтяной линии.

Блочные автоматизированные групповые замерные установки типа «Спутник-A» предназначены для периодического определения в автоматическом режиме дебитов нефтяных скважин по жидкости и контроля за их подачей. Существует несколько модификаций этих установок с объемным и массовым способами измерения дебита скважин.

Спутник А состоит из двух блоков: 1) замерно-сепарационного блока; 2) блока управления.

Продукция скважин по выкидным линиям ВЛ, последовательно проходя через обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин типа ПСМ-1М, затем по общему нефтегазосборному коллектору попадает в сборный коллектор, подключенный к системе сбора.

В переключателе ПСМ-1М продукция одной из скважин через замерный отвод отводится в двух емкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где газ отделяется от жидкости. Газ по отдельному трубопроводу проходит через поворотный затвор ЗП, смешивается с замеренной жидкостью и снова поступает в общий сборный коллектор.

Сепарация нефти и газа начинается в одноточном гидроциклоне, в который поступает продукция скважины, подключенной на замер. Гидроциклон представляет собой вертикальную трубу с тангенциальным нисходящим вводом нефтегазового потока. Скорость ввода потока в гидроциклон регулируется от 10 до 30 м/с специальными насадками, установленными на входном патрубке. В гидроциклоне под действием центробежной силы, возникающей за счет вращательного движения потока, жидкость, имеющая большую плотность, чем газ, отбрасывается к стенкам, а газ выделяется в центральную часть. В нижней части гидроциклона перед поворотом установлено переточное устройство, которое обеспечивает переток нефти вдоль стенки из верхней части трубы в нижнюю часть так, чтобы не происходило смешение жидкости и газа.

Верхняя технологическая емкость предназначена только для сепарации. В ней имеется наклонная полка, на которую попадает жидкость из гидроциклона и стекает по ней тонким слоем. Это способствует всплытию мелких пузырьков окклюдированного газа из жидкости. Далее жидкость по трубе перетекает в нижнюю технологическую емкость, где, также пройдя наклонную полку, накапливается внизу. Из нижней технологической емкости жидкость периодически выводится и замеряется в турбинном счетчике ТОР-1. Управление процессом периодического вывода жидкости из сепаратора осуществляется регулятором уровня и поворотным затвором.

Газ, который выделяется в гидроциклоне и в емкостях, периодически выводится в систему сбора. Периодичность вывода обусловлена участием газа в выталкивании жидкости из нижней емкости. Верхняя и нижняя емкости между собой соединены патрубком для перепуска газа, выделившегося в нижней емкости.

Измеряемый дебит скважины (в м3) фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления, сигналы на этот блок поступают от турбинного расходомера ТОР-1.

Переключение скважин на замер осуществляется периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель насоса НШ и в системе гидравлического управления повышается давление. Привод переключателя ПСМ-1М под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.

В установке «Спутник-A» турбинный счетчик расхода одновременно служит сигнализатором подачи скважины. При отсутствии подачи скважины, поставленной на замер, блок местной автоматики выдает аварийный сигнал в систему телемеханики об отсутствии за определенный период сигналов от счетчика ТОР-1.

На установке «Спутник-Б» принцип измерения продукции скважины тот же, что на установке «Спутник-A». Отличительной особенностью являются:

• «Спутник-Б» снабжен насосом-дозатором для ввода жидких химических реагентов (деэмульгаторов, ингибиторов коррозии) в продукцию скважины и баком для хранения химического реагента;

• предусмотрена возможность установки счетчика газа «АГАТ» для измерения количества попутного газа.

 

 

Измерение продукции скважин, имеющее исключительно важное значение для контроля и реглирования разработки месторождений, ведется на разных нефтедобывающих предприятиях пока по-разному.

1. При самотечнй системе сбора нефти как с индивидуальным, так и групповым замерно-сепарационным оборудованием учет продукции скважин выполняют операторы, обслуживающие это оборудование.

Количество нефти и воды, поступающее из скважины в индивидуальную сепарационно-замерную установку, измеряется или в замерном трапе или в открытом цилиндрическом мернике. Продукцию скважины в мернике оператор замеряет рейкой с делениями и реже- при помощи водомерного стекла, установленного на мернике. Количество газа на индивидуальных установках замеряется несистематически.

На групповых замерно-сепарационных установках количество газа замеряется при помощи стандартных диафрагм и расходомеров ДП-430, устанавливаемых на газовой линии после сепаратора. Количество нефти и воды по скважинам замеряют переодически - от одного раза в сутки до одного раза в три-пять дней в зависимости от режима работы скважины (спокойный, пульсирующий).

Для измерения производительности скважин по измерению уровней нефти и воды в мернике пользуются следующими формулами:

- объем 1 см высоты цилинрического мерника равен

где D- внутренний диаметр мерника в м;

- объем нефти, поступающий в мерник

- объем воды, поступающей в мерник

Если наполнение мерника продолжалось tминут, то суточная производительность скважины составит:

- по нефти

- по воде

где 1440- число минут в сутках4

Чтобы ускорить измерения производительности скважин по уровню в мернике на каждый мерник составляют отдельную таблицу объемов.

2. Измерение продукции скважин при герметизированной системе сбора долгое время осуществлялось путем ручного переключения задвижек, размещенных на распределительных батареях, что являлось одной из причин, сдерживавших внедрение этой системы в практику НГДУ. В настоящее время разработаны и широко применяются автоматические устройства по замеру продукции скважин:спутник-А,Спутник-Б, Спутник- В.

Спутник А предназначен для автоматического переключения скважин на замер,автоматического измерения дебита скважин,подключенного к Спутнику, контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии.

Спутник А состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока местной автоматики (БМА), в котором происходят автоматическая регистрация измеренного дебита скважин и переключение их на замер. Спутник А работает по задаваемой программе, обеспечивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время.

Спутник А выпускается на рабочее давление 15,7*10^5 Па и 39,3*10^5Па, на максимальную производитеьность скважин по жидкости 400 м3/сут и вязкость жидкости не более 80 сСт.Паспортная погрешность измерения дебита жидкости Спутником А колеблется в пределах ±2,5%.Блоки Спутника А могут быть обогреваемы и поэтому они рассчитаны для применения на площадях нефтяных месторождений имеющих низкие температуры окружающей среды.

Недостатками Спутника А является невысокая точность измерения расхода нефти расходомером турбинного типа, обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклоннрм сепараторе вследствие попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа.

Спутник В предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе, автоматического измерения дебита ссвободного газа.

Недостаток Спутника В заключается в том, что при измерении парафинистой нефти отложения парафина в тарированной емкости могут существенно снизить точность определения количества жидкости.

Спутник Б40 предназначен для автоматического переключения скважин на замер позаданной программе и автоматического измерения дебита по заданной программе и автоматического измерения дебита скважин. На Спутнике Б40 установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воы в потоке; так же автоматически при помощи турбинного расходомера (вертушки) измеряется количество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа.

При помощи Спутника Б40, так же как Спутника Б и Спутника А, можно измерять раздельно дебиты обводненных и необводненных скважин.

Разработан также Спутник Б40-24, который отличается от Спутника Б40 лищь числом подключенных скважин- к нему можно подключить 24 скважины.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

СИСТЕМА СБОРА и ПОДГОТОВКИ НЕФТИ и ГАЗА

 

Продукция нефтяных и газовых скважин – смесь

· нефти,

· газа,

· минерализованной воды,

· механических смесей (горных пород, затвердевшего цемента)

должна быть собрана из рассредоточенных на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной продукции-

– товарной нефти,

– нефтяного газа,

 
 
пластовой и сточной воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт.

Сбор и подготовка нефти составляют единую систему процессов и представляют сложный комплекс

· трубопроводов,

· блочного автоматизированного оборудования и

· аппаратов, технологически связанных между собой.

Она должна обеспечить:

S Предотвращение потерь нефтяного газа и легких фракций нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки

S Отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды

S Надежность работы каждого звена и системы в целом

S Высокие технико-экономические показатели работы

 

Сбор нефти и газа на промыслах – это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа до центрального пункта сбора. Они транспортируются под действием напора, обусловленного

– давлением на устье скважин,

– давлением, создаваемого насосами (при необходимости).

Нефтепроводы по которым осуществляется сбор нефти от скважин называются сборные коллекторы, давление в коллекторе называется линейным давлением.

Выбор схемы внутрипромыслового сбора продукции скважин в зависимости от

– природно-климатических условий,

– систем разработки месторождений,

– физико-химических свойств пластовых жидкостей,

– способов и объемов добычи нефти, газа и воды.

Это дает возможность

– замера дебитов каждой скважины;

– транспорта продукции скважин под давлением, имеющемся на устье скважин, на максимально возможное расстояние;

– максимальную герметизацию системы в целях исключения потерь газа и легких фракций нефти.

– 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 проводится измерение дебитов(производительность) отдельных скважин, затем по трубопроводу нефть в газонасыщенном состоянии (без отделения нефти) направляется на ЦПС.

Помимо однотрубных систем сбора применяются и двухтрубные, когда после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где осуществляется первая ступень сепарации нефти (отделение основного количества газа от нефти). После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, а газ по отдельному газопроводу за счет 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 скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.

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

 

 

Похожие статьи:

poznayka.org

[Н2.7] Промысловый сбор и подготовка нефти

Жидкость, добываемую из нефтяной скважины, можно назвать нефтью с большой долей условности. Формально нефть представляет собой товарный продукт, характеристики которого соответствуют государственному стандарту. При этом из скважины поступает смесь различных веществ: нефти, газа, воды, солей, песка. Соотношение компонентов скважинной жидкости зависит от свойств конкретного месторождения. Ко всему прочему, оно меняется в процессе естественного истощения месторождения. Вначале скважина может давать почти безводную нефть, а в завершающей фазе добываемая жидкость более, чем наполовину состоит из воды. В некоторых случаях обводнённость сырья достигает очень высоких значений. К примеру, ошибки, допущенные при разработке Самотлорского месторождения, привели к тому, что обводнённость на некоторых участках поднялась до 95%. Это означает, что тонна добытой жидкости примерно состоит из 50 кг нефти и 950 кг воды. «Примерно» — потому что в ней содержится ещё и газ. Степень насыщенности нефти растворённым газом называется газовым фактором. Этот показатель тоже меняется по ходу истощения месторождения.

Подавать такую смесь в магистральный нефтепровод нельзя — в процессе транспортировки она будет расслаиваться, вода с солью вызовут сильную коррозию стальных конструкций, а механические примеси могут повредить насосы. Скважинную жидкость необходимо подвергнуть дегазации, обезвоживанию, обессоливанию и стабилизации. Эти операции выполняет система сбора и подготовки нефти.

Наиболее простой способ отделения нефти от воды — гравитационный отстой. В этом случае сырьё выдерживается в резервуаре 2 суток и более. Под действием силы тяжести капли воды скапливаются в нижней части резервуара. Обезвоживание нефти затруднено тем, что вода образует с нефтью достаточно стойкую эмульсию. Для ускорения процесса разделения эмульсии её подогревают и добавляют деэмульгаторы. Они адсорбируются на поверхности раздела фаз «нефть-вода» и вытесняют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы. Это приводит к слиянию мелких капель воды в более крупные, которые быстро опускаются на дно резервуара.

Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электродегидраторов. Процесс электрообезвоживания осуществляется путём пропускания нефти между электродами, на которые подаётся напряжение порядка 30 кВ. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноимённые электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу, сливаются и оседают на дно ёмкости.

Вместе с водой из нефти удаляется большая часть содержащихся в ней солей. Дополнительное обессоливание осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную эмульсию обезвоживают вновь.

Растворённый в нефти газ выделяется на всех этапах подготовки, начиная с подсчёта дебитов скважин на групповой замерной установке. Окончательная дегазация сырья осуществляется при подаче его в резервуар с пониженным давлением, откуда газ откачивается насосами. Собранный газ может отправляться на газоперерабатывающий завод, использоваться в качестве топлива на котельной или электростанции. При отсутствии местных потребителей газ приходится сжигать на факеле.

Стабилизация нефти заключается в удалении из неё пропана и бутана. Эти углеводороды очень летучи. Если их не извлечь, они будут теряться при транспортировке, особенно при перевозке нефти в автомобильных или железнодорожных цистернах. Стабилизация осуществляется при помощи подогрева нефти, что приводит к интенсивному выделению легкокипящих фракций.

ukpn

Большинство процессов подготовки нефти основано на схожих технологических принципах, поэтому оборудование часто объединяется в УКПН — установку комплексной подготовки нефти. Тем не менее, часть процессов может осуществляться на отдельных установках. Ниже приведён краткий перечень установок, наиболее часто встречающихся на нефтяных промыслах.

ГЗУ — групповая замерная установка. Её задача заключается в раздельном измерении дебитов нефти, газа и воды с различных скважин. Иногда эту установку называют АГЗУ, если она работает в полностью автоматическом режиме.

ДНС — дожимная насосная станция. Насосы ДНС увеличивают напор проходящей сквозь них жидкости. На ДНС происходит процесс частичного выделения из нефти растворённого в ней газа.

УПСВ — установка предварительного сброса воды. УПСВ оснащается деэмульгаторами и сепараторами, отделяющими нефть от воды и газа.

ЭЛОУ — установка, осуществляющая электрическое обессоливание нефти.

Очищенная, обезвоженная, обессоленная и стабилизированная нефть поступает в резервуарный парк, также называемый ПСН (пункт сдачи нефти). Оттуда товарная нефть транспортируется до нефтеперерабатывающих заводов по магистральным трубопроводам, железным дорогам или танкерами.

Добываемый природный газ также требует подготовки перед сдачей в систему магистральных газопроводов. Стандарты нормируют содержание в газе влаги и тяжёлых углеводородов. Доведение газа до товарной кондиции осуществляется на УКПГ — установке комплексной подготовки газа. При этом применяются процессы абсорбции и адсорбции, а также низкотемпературная сепарация. Если природной газ имеет высокое содержание гелия, то осуществляется извлечение этого ценного компонента путём низкотемпературной конденсации.

Комментариев:

neftianka.ru