Ведение технологического процесса добычи нефти, газа и газового конденсата
жүктеу/скачать 5.67 Mb.
|
| Контрольные вопросы:
1. В каких скважинах используется скважинный центробежный насос? 2. Какое основное оборудование скважинных центробежных насосов? 3. Как производится спуск погружного центробежного электродвигателя в скважину? 4. Какие разновидности и сходства штанговых и без штанговых насосов? 5. Объяснить осложнении при эксплуатации скважин. 8 - ЧАСТЬ СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГАЗА НА ПРОМЫСЛЕ 8.1 Система сбора и подготовки нефти и газа Промысловое обустройство требует большого объема капитальных вложений, значительная доля которых приходится на сооружение системы сбора и транспорта продукции скважин. Поэтому совершенствование и упрощение систем сбора и транспорта нефти и газа имеет первостепенное значение как для снижения капитальных затрат и эксплуатационных расходов, так и для сокращения сроков обустройства и, следовательно, для ускорения ввода в действие новых нефтяных месторождений. Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды. Единой универсальной системы сбора нефти, газа и воды не существует, т.к. каждое месторождение имеет свои особенности: размеры, формы, рельеф местности, природно-климатические условия, сетку размещения скважин, способы и объемы нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей и т.д. Любая система сбора нефти, газа и воды должна обеспечить возможность осуществления следующих операций: измерение продукции каждой скважины; транспортировка продукции скважин за счет энергии пласта или насосов до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды; отделение газа от нефти и транспортировка его до пункта подготовки или до потребителя; отделение свободной воды от продукции скважин до установок подготовки нефти (в случае добычи обводненной нефти); раздельный сбор и транспорт продукции скважин, существенно отличающейся по обводненности или физико-химическим свойствам; подогрев продукции скважин, если невозможно ее собирать и транспортировать при обычных температурах. Системы сбора нефти и газа постоянно совершенствуются. Организация крупных централизованных сборных пунктов значительно упрощает схемы нефтегазосбора отдельных промыслов и создает благоприятные условия для их объединения в более крупные административно-хозяйственные единицы. Разделение нефти и газа и соответствующая их обработка на крупных централизованных пунктах более выгодны, чем на разбросанных мелких объектах. Такая централизация позволяет снизить потери легких фракций нефти, улучшить подготовку нефти, осуществить более глубокую переработку газа и обеспечить максимальное извлечение сырья для химической промышленности. Совместное движение нефти и газа по трубопроводам неразрывно связано с равитием закрытой системы эксплуатации месторождений. Сначала оно осуществлялось только до сепарационно-замерных установок, расположенных на расстоянии 200 - 300 м от устья скважин. При этом отдельные скважины или небольшие группы скважин оборудовались индивидуальной установкой. После разделения при давлении 0.6 МПа и замера количеств нефти и газа движение их продолжалось раздельно по самостоятельным трубопроводным коммуникациям. Газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участковых сборных пунктов и далее насосами перекачивается в сырьевые резервуары центрального сборного пункта (рисунок 8.1). Рисунок 8.1 — Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора. 1 — скважины; 2 — сепаратор 1-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; ЦСН — центральный сборный пунтк 8.2 Установки для измерения дебитов при групповом сбореВ настоящее время разработаны и широко применяют автоматические устройства по замеру продукции скважин: «Спутник-А», «Спутник-Б» и «Спутник-В», описание которых приведено ниже. На рисунке 8.2 дана принципиальная технологическая схема наиболее совершенной установки данной серии — «Спутника Б-40», разработанного Октябрьским филиалом ВНИИКАнефгегаз. Рисунок 8.2 — Технологическая схема «Спутника – Б – 40 – 14 – 500» 1 — обратные клапана; 2 — задвижки; 3 — переключатель скважин многоходовой (ПСМ); 4 — ротрный переключатель скважин; 5 — замерная линия; 6 — общая линия; 7 — отсекатель; 8 — коллектор обводненности нефти; 9 и 12 — задвижки закрытые; 10 и 11 — задвижки открытые; 13 — гидроциклонный сепаратор; 14 — регуляор перепада давления; 15 — расходометр газа; 16 и 16а — золотники; 17 — поплавок; 18 — расходометр жидкости; 19 — поршневой клапан; 20 — влагомер; 21 — гидропривод; 22 — электродвигатель; 23 — сборный коллектор; М — выкидные линии от скважин «Спутник-Б-40» предназначен: для автоматического переключения скважин на замер; автоматического измерения дебита скважин, подключенных к «Спутнику»; контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии. На «Спутнике Б-40» установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воды в потоке нефти, так же автоматически при помощи турбинного расходомера (вертушки) измеряется количество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа. «Спутник-Б-40» 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-Б-40» работает по задаваемой программе, обеспечивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время. Продолжительность замера продукции одной скважины определяется требованиями службы разработки НГДУ при помощи реле времени, установленного в БМА. «Спутники-Б-40А» выпускаются на рабочее давление от 1.5 до 4 МПа на максимальную производительность скважины по жидкости 400 м3/сут и вязкость жидкости не более 80 сст. При указанных параметрах паспортная погрешность измерения дебита жидкости «Спутником-Б-40» колеблется в пределах ± 2.5 %. Блоки «Спутника-Б-40» могут быть обогреваемыми, и поэтому они рассчитаны для применения на площадях нефтяных месторождений Западной Сибири, Коми АССР, Татарии, Башкирии и других районов, имеющих низкие температуры окружающей среды. При помощи «Спутника Б-40» можно измерить раздельно дебиты обводненных и необводненных скважин. Для этого поступают следующим образом. Если, например, скважины обводнились, а остальные двенадцать скважин, подключенных к «Спутнику», подают чистую нефть, то вручную перекрывают специальные обратные клапаны 1, и продукция обводненных скважин по байпасной линии через задвижки 12 направляется в сборный коллектор. Продукция скважин, подающих чистую нефть, направляется в емкость многоходового переключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор, а далее в коллектор безводной нефти. Жидкость любой скважины, поставленной на замер, направляется через роторный переключатель скважин 4 в гидроциклонный сепаратор 13. На выходе газа из сепаратора установлен регулятор перепада давления 14, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и расходомером газа 15. Постоянный перепад давления передается золотниковыми механизмами 16 и 16а, от которых также отводится постоянный перепад на поршневой клапан. Количество жидкости измеряется по скважинам следующим образом. Когда поплавок 17 уровнемера находится в крайнем нижнем положении, верхняя вилка поплавкового механизма нажимает на верхний выступ золотника, в результате чего повышенное давление от регулятора 14 передается на правую часть поршневого клапана 19 и прикрывает его; подача жидкости прекращается, и турбинный расходомер 18 перестает работать. С этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается. Как только уровень жидкости в сепараторе достигнет крайнего верхнего положения и нижняя вилка поплавкового механизма нажмет на выступ золотника 16а, повышенное давление от регулятора 14 действует на левую часть поршневого клапана 19 и открывает его; начинается течение жидкости в системе, и турбинный расходомер отсчитывает количество прошедшей через него жидкости. Для определения процента обводненности нефти на «Спутнике» установлен влагомер 20, через который пропускается вся продукция скважины. Разработан также «Спутник Б-40-24», который отличается от «Спутника Б-40» лишь числом подключаемых скважин — к нему можно подключить 24 скважины. Все остальные данные этого «Спутника» такие же, как и «Спутника Б-40». жүктеу/скачать 5.67 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|