Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Сборные пункты нефти


Центральный сборный пункт - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Центральный сборный пункт

Cтраница 3

Внедрение герметизированных напорных систем сбора и транспорта нефти и газа привело к максимальному укрупнению нефтепромысловых объектов, при котором на центральные сборные пункты поступает нефть десятков месторождений, нескольких РИТСов и НГДУ.  [31]

При централизованной системе сбора ( рис. 7.38 в) газ от всех скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителям.  [32]

Месторождение открыто в 1969 г. Технологическая схема подготовки нефти включает восемь замерных установок, на которых измеряется объем продукции скважин, и центральный сборный пункт обработки нефти и газа.  [34]

Наиболее полно отвечают требованиям сокращения потерь легких углеводородов на промыслах однотрубная система сбора, предполагающая герметизацию потока нефтегазовой смеси от скважин до центральных сборных пунктов.  [35]

Одна из таких схем показана на рисунке 2.21. Институт рекомендует подобные установки для очистки сточных вод, образующихся в системах комплексной подготовки нефти, в товарных парках, центральных сборных пунктах, а также для очистки ловушечной жидкости. По данным промышленных испытаний, на установках задерживается 80 - 99 % нефтепродуктов и 50 - 60 % тяжелых механических примесей. На нефтеперерабатывающих заводах подобные установки целесообразно использовать для локальной очистки сточных вод технологических процессов.  [37]

На ДНС осуществляется первая ступень сепарации нефти при давлении обычно ( 0 6 - 0 8) МПа, обеспечивающем бескомпреесор-ный транспорт газа до ГБЗ, расположенного на площадке центрального сборного пункта, а перекачка газонасыщенной нефти с помощью центробежных насосов до ЦСП. В случае аварийного отключения электроэнергии на промысле или необходимости контрольного замера дебита нефти на участке, газонасыщенная нефть после первой ступени сепарации направляется на концевые трапы ДНС. Здесь проводится сепарация нефти при ( 0 12 - f - 0 15) МПа, после чего дегазированная нефть поступает в аварийный резервуар. Выделившийся на концевых трапах газ сжигается в факелах.  [38]

На ДНС осуществляется первая ступень сепарации нефти при давлении - обычно ( 6 - 8) 105 Па - обеспечивающем бескомпрессорный транспорт газа до ГБЗ, расположенного на площадке центрального сборного пункта, и перекачка газонасыщенной нефти с помощью центробежных насосов до ЦСП. В случае аварийного отключения электроэнергии на промысле или необходимости контрольного замера дебита нефти на участке газонасыщенная нефть после первой ступени сепарации направляется на концевые трапы ДНС.  [39]

Техническая суть новой технологии заключается в том, что изменена традиционная схема эксплуатации скважины: нефтегазоводная смесь без предварительного разделения перетекает по трубопроводам со всех скважин в одно место - центральный сборный пункт - и там подвергается разделению и переработке. По традиционной технологии ( описанной выше) огромный напор внут-рипластсвого давления бесцельно терялся в сепараторе при скважине. По новой технологии он рационально используется - передавливает густую жидкость на де сятки километров от места добычи к центральному промысловому пункту. На нем сгруппировано все тех нологическое оборудование ( сепараторы, отстойники и Др. Пройдя на центральном пункте все стадии обра ботки, нефть поступает в центральный нефтепровод. Нефтяной газ после сепарации сжижают.  [40]

Для системы поддержания пластового давления ( ППД) реализуются новые методы очистки пластовых вод. Предварительный сброс пластовых вод осуществляется в условиях дожимных насосных станций с целью исключения излишних затрат на транспортировку балласта до центральных сборных пунктов и обратно для закачки в пласт после очистки, а также повышения про изводи-тельности установок подготовки нефти.  [41]

После сброса свободной воды из трехфазного сепаратора на платформе нефть с оставшейся в ней водой проходит через расходомер с анализатором для определения количества чистой нефти и попадает в буферную емкость, откуда откачивается насосом на береговой центральный сборный пункт. Газ из трехфазного сепаратора и буферной емкости с помощью компрессоров подается в газосборную систему и затем на компрессорную станцию центрального сборного пункта. Вода из трехфазного сепаратора попадает в буферную емкость в наеоеом откачивается на береговые очистные сооружения.  [42]

При групповой и централизованной схемах сбора газа в зависимости от размеров месторождения и других конкретных условий достигается целесообразная концентрация технологического оборудования и сооружений. Часто центральный сборный пункт совмещают с головными сооружениями магистрального газопровода. Если весь комплекс сооружений по подготовке газа данной группы скважин размещается на каждом групповом сборном пункте, то такую систему называют децентрализованной. На предприятиях нефтяной промышленности, в ведении которых находятся в основном небольшие газовые месторождения и залежи, обычно применяют централизованную групповую систему сбора природного газа.  [43]

Нефтегазовая смесь из скважин подается на автоматизированные групповые замерно ереключающие установки ( АГЗУ) типа Спутник, которые предусматривают замер дебита скважин, переключение скважин с безводного на обводненный коллектор, и наоборот. Если АГЗУ находятся недалеко от центрального сборного пункта ( ЦСП), то нефтегазовая смесь подается по безводному или обводненному коллектору. Если АГЗУ далеко от ЦСП, то нефтегазовая смесь со Спутника поступает в сепаратор обводненной или безводной нефти, где газ отделяется от нефти при давлениях 0 4 - - - 0 6 МПа. Из сепаратора нефть с оставшимся газом в количестве Ю - г - 20 м3 / т поступает на прием дожимных насосов, которые подают нефть на ЦСП.  [44]

Нефтепроводы также бывают магистральные и промысловые. По промысловым нефть из скважин поступает в центральные сборные пункты и после спец.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Системы сбора нефти на промыслах

В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.

При самотечной двухтрубной системе сбора(рис. 7.29) продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ШЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).

За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии на ее транспортировку. Однако данная система сбора имеет ряд существенных недостатков:

1) при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет увеличения обводненности, например) система требует реконструкции;

2) для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти;

3) из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности

4) из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газов 2-й ступени сепарации потери углеводородов при данной системе сбора достигают 2...3 % от общей добычи нефти.

По этим причинам самотечная двухтрубная система сбора в настоящее время существует только на старых промыслах.

 

Рис. 7.29. Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора:

1 - скважины; 2 - сепаратор l-.й ступени; 3 - регулятор давления типа "до

себя"; 4 - газопровод; 5 - сепаратор 2-й ступени; 6 - резервуары;

7 - насос; 8 - нефтепровод; УСП - участковый сборный пункт; ЦСП -

центральный сборный пункт

Рис. 7.30. Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора:

1 - скважины; 2 - нефтегазопровод; 3 - сепаратор 1-й ступени; 4 - сепаратор 2-й ступени; 5 - регулятор давления; 6 - резервуары

Рис. 7.31. Принципиальная схема напорной системы сбора:

1 - скважины; 2 - сепаратор 1-й ступени; 3 - регулятор давления типа "до

себя"; 4 - газопровод; 5 - насосы; 6 - нефюнривид, 7 - сепаратор 2-й

ступени; 8 - резервуар; ДНС - дожимная насосная станция

 

Высоконапорная однотрубная система сбора(рис. 7.30) предложена в Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6...7 МПа) устьевых давлений.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

Напорная система сбора(рис. 7.31), разработанная институтом Гипровостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более.

Продукция скважин подается сначала на площадку дожим-ной насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6...0,8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10... 12 м) в сырьевые резервуары.

Применение напорной системы сбора позволяет:

- сконцентрировать на ДСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;

- применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы;

- снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора, благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления;

- увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей растворенный газ.

Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождений для использования ее в системе поддержания пластового давления.

В настоящее время в развитых нефтедобывающих регионах применяют системы сбора, лишенные указанных недостатков.

Система, изображенная на рис. 7.32 а, отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплексной подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее.

Особенностью схемы, изображенной на рис. 7.32 б, является то, что установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется комплексным сборным пунктом.

Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к КСП.

 

Рис. 7.32. Принципиальные схемы современных систем сбора:

а) - с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦСП;

б) - с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КСП;

(обозначения см. на рис. 7.31.)

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Центральный сборный пункт - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Центральный сборный пункт

Cтраница 1

Центральный сборный пункт предназначен для приемки нефти, ее обработки и продажи.  [1]

На центральном сборном пункте производятся окончательное разгазирование нефти, замер и перекачка потребителю.  [2]

На центральном сборном пункте продукция скважин, пройдя распределительную гребенку, предварительно нагревается в тепло-обменной аппаратуре и затем поступает в нагреватели-деэмульсаторы для обезвоживания. Товарная нефть направляется в резервуары и замерную установку ЛАКТ, в которой имеются устройства для контроля качества, и затем - на продажу. Резервуары товарной нефти одновременно являются и концевой горячей ступенью сепарации. Выделившийся в резервуарах и деэмульсаторах газ с помощью системы улавливания 13 компримируется и подается в газовую яинию первой ступени. Характерной особенностью этой схемы является осуществление полного цикла промысловых работ, включая сбор и транспортирование продукции скважин, сепарацию и очистку газа, улавливание легких фракций, нагрев и деэмульсацию нефти, сброс и закачку в пласт дренажных вод, замерные операции и продажу готовой продукции.  [3]

Если на центральный сборный пункт, оборудованный системой ЛАКТ, поступает продукция из нескольких участков, каждый сорт нефти должен проходить через свою установку ЛАКТ. Некоторые системы ЛАКТ сконструированы так, чтобы принимать несколько потоков нефти.  [4]

Безводная нефть направляется на центральный сборный пункт, минуя деэмульсатор, входящий в состав оборудования групповой установки.  [5]

Размещение сепарационного узла на центральном сборном пункте облегчает решение проблемы подготовки и использования нефтяного газа всех ступеней сепарации.  [6]

В результате снижения давления на центральном сборном пункте вновь происходит выделение газа в сепараторе С-2. Этот газ подается на газобензиновый завод компрессорами.  [8]

Общее количество нефти, поступающей на центральный сборный пункт из объединенных участков, охваченных реконструкцией, достигло 380 тыс. т / год. Сюда же поступало до 139 тыс. т / год нефти [9] из 45 необъединенных участков.  [10]

Продукция скважин с платформ попадает на центральный сборный пункт - Грэнд Аил, который одновременно является базой для персонала, обслуживающего платформы.  [11]

Нефть проходит через замерные пункты на центральный сборный пункт за счет собственного давления на устье скважины.  [13]

Сепараторы концевой ступени располагаются на территории центральных сборных пунктов и устанавливаются на некоторой высоте ( 10 - 12 м), обеспечивающей переток нефти в резервуары.  [14]

Концентрация добытой нефти и газа на центральных сборных пунктах требует строительства крупных сепарационных узлов, порождает проблему обеспечения равномерной загрузки большого количества сепарационных аппаратов и повышает пожарную опасность объектов, что в первую очередь связано с увеличением общего количества углеводородов, выделяющихся в атмосферу на одном объекте. В связи с этими и другими особенностями эксплуатации крупных сепарационных пунктов возникла острая потребность в разработке более эффективной технологии сепарации и создании аппаратов высокой единичной производительности.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru