Главная | Случайная
Обратная связь

ТОР 5 статей:

Методические подходы к анализу финансового состояния предприятия

Проблема периодизации русской литературы ХХ века. Краткая характеристика второй половины ХХ века

Ценовые и неценовые факторы

Характеристика шлифовальных кругов и ее маркировка

Служебные части речи. Предлог. Союз. Частицы

КАТЕГОРИИ:






Основные элементы систем нефтегазосбора.




1. Добывающие, нагнетательные, поглощающие, контрольные и другие виды скважин 2. Групповые замерные установки (ГУ). 3. Дозаторные установки. 4. Путевые нагреватели. 5. Сепаратор газа 6. Дожимные насосные станции 7. Установки подготовки нефти 8. Очистные сооружения по воде 9. Резервуарные парки 10. Компрессорные станции и системы улавливания паров нефти (УЛФ). 11. Блоки очистки газа от сероводорода. 12. Головные сооружения. 13. Система ППД.

Требования:

1) низкая капитало- и материалоемкость объектов всех назначений;

2) миним.протяженность тр-дов, дорог, ЛЭП, вспомогательных коммуникаций; 3} миним кол-во и размеры технол.площадок, а также число аппаратов и др.оборудования на них;4) полная герметизация резервуарных парков, аппаратов низкого и высокого давления;5) высокая степень надежности и автоматизации управлением технол.процессами и оборудованием всех видов;6} максим.экологическая безопасность, исключающей попадание вредных веществ в атмосферу, почву, подземные воды и открытые водоемы;7) обеспечение эфф. сбора и обработки продукции скв на всех стадиях разработки н/г месторождений без сущ-х работ и затрат на реконструкцию, за счет выс.технологий и многофункциональных возможностей примен.обор-я ;8) раздельного сбора безводной и обводненной нефти в варианте тр-дов «неравных тр-дов», сущ-но сокращающего объемы подготовки нефти;9) рассредоточение процессов подготовки продукции скв, предварительный сброс воды, обезвоживание нефти и обессоливание;10) нейтрализация сероводорода продукции скв одних горизонтов(полной или частичной) ионами железа, содержащимися в водах других горизонтов;11) обеспечение предвар.сброса качественных попутных вод на скв, групповых установках и ДНС, максимально приближенных к объектам системы ППД;12) глубокой очистки сточных др.типов вод по каскадной технологии, извлечение из нее ценных в-в типа брома, йода, солей и т.д.;13) ППД путем адресной закачки нужного объема воды под необходимым давлением и требуемого качества;14) обеспечение выс.производит-ти труда и миним.численности обслуживающего персонала;

15) совмещение процессов транспортирования и передачи продукции скв в функцион.аппараты с технологическими операциями по эфф. формированию зародыше пузырьков газа,их росту, коалесценции и расслоению потока на жидкость и газ, очистке газа от капельной ж-ти и сероводорода, перед поступлением в сепараторы, разрушению бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды, их коалесценции и расслоению ж-ти на малообводненную Н и В ещё до поступления в отстойную аппаратуру и резервуары, обессоливание и улучшение качества нефти компаундированием и др.методами в тр-дах различного назначения(включая магистральные) и резервуарных парках.

 

 

2. Унифицированная схема сбора и подготовки нефти, газа и воды института Гипровостокнефть и ВНИИСПТнефть.

Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды разработаны институтами Гипровостокнефть и ВНИИСПТнефть на основании анализа и обощения последних достижений и научных исследований в этой области, выполненных институтами отрасли.

в связи с разнообразными условиями размещения и разработки мест-й, их энергетических возможностей, ф/х свойств продукции скв, а также особых условий отдельных нефтедобывающих районов возможно применение насосов для транспортирования газонасыщенной нефти и бескомпрессорного транспортирования газа 1ступени сепарации на центральный нефтесборный пункт. В этом случае комплекс сбора может иметь два варианта технологической схемы.

Вариант 1 предусматривает размещение на месторождении 1 ступени сепарации с ДНС, с предварительным обезвоживанием нефти. При этом процесс предварительного обезвоживания необходимо проводить при давлении 1 ступени сепарации. В процессе предварительного обезвоживания нефти необходимо обеспечивать такое качество сбрасываемой пластовой воды, которое удовлетворяло бы требованиям при закачке ее в трещиновато-пористые коллекторы (как наиболее распространенные).

Вариант2 предусматривает размещение на месторождении сепарационной установки с насосной откачкой без сброса воды.

1-скважина; 2-группо­вая замерная установка (спутник); 3- блок подачи реагента; 4-сепаратор I ступени; 5-емкость предваритель­ного сброса воды; 6-печь; 7- каплеобразователь; 8-отстойнойник; 9-смеситель; 10- электродегидра­тор;11-сепаратор горячей ступени; 12-насос; 13- установка подготовки газа; 14- узел учета товар­ной нефти; 15- узел качества; 16-резервуар товарной нефти; 17-резервуар некондиционной нефти; 18- резервуар пластовой воды; 19- узел замера расхода воды; 19 – узел замера расхода воды; 20 – блок дегазатора с насосом; 21- блок приема и откачки стоков; 22- емкость шламона­копитель; 23-мультигидроциклон; 24-блок приема и откачки уловленной нефти; 25-блок очистки; 26- блок подачи ингибитора; 27 – септик.При выборе варианта технологичекой схемы сбора учитывают:- энергетические возможности месторождения в основной период его разработки;-способ эксплуатации скв; -ф/х св-ва нефти и водонефтяной эмульсии; -рельеф местности, который характеризуется суммой геодезических подъемов на 1 км трассы.

 

3.Принципиальные схемы подготовки сернистых и девонских нефтей института ТатНИПИнефть и ОАО «Татнефть».

Принципиальные совмещенные схемы подготовки сернистых и девонских нефтей.

1- скважина; 2-реагент; 3-ГЗУ; 4- технологический трубопровод; 5-КДФ; 6- сепаратор-УПС; 7-насос; 8-линейный каплеобразователь; 9- УПС; 10-печь; 11-секционный каплеобразователь; 12,15-отстой­ник (электродегидратор); 13-пресная вода; 14-смеситель; 16-технологический резервуар (бу­лит); 27-гидрофобный фильтр; 28- трубный аппарат; 19-блок стабилизации.

Основными отличительными технологическими и техническими элементами являются:1. Подача демульгатора 2 на начальных участках сборных трубопроводов, разрушение эмуль­сии на 70-80% путем увеличения техно­логического времени до 120 и более минут и доведение размера глобул пластовой воды перед установками предварительного сброса пластовых вод (УПС) до 100-200 мкм.2. Монтаж перед УПС в условиях дожимной насосной станции (ДНС) или установки подго­товки нефти (УПН) концевых делителей фаз (КДФ) 5 для расслоения газированного потока эмульсии на нефть, газ и воду.3. Применение линейных и секционных каплеоб­разоватедей 8, 11 перед отстойниками 9, 12 и 15.

4. Безштуцерный ввод расслоенного потока в отстойные аппараты 9, 12, 15.

5. Возврат опресненной воды после отстойных аппаратов 15 на прием насоса

6. Возврат дренажной воды после аппаратов 12 на прием УПС перед КДФ 5.

7. Применение регулируемых смесителей 14 для подачи пресной воды 13.

8. Монтаж в аппаратах 9, 12, 15 внутренних лучевых распределительных устройств, исклю­чающих накопление стойких промежуточных слоев.

9. Монтаж на очистных сооружениях трубчатых аппаратов 16 позволяющих использовать для глубокой очистки воды поверхностные и флота­ционные эффекты.

10. Использование резервуаров 9 и 17 в качестве гидрофильных и гидрофобных фильтров путем монтажа соответствующих внутренних уст­ройств. 11. Порционный ввод пресной воды 13 (не менее чем в двух точках).

12. Использование трубопроводов между аппара­тами 15, 19 в качестве технологических для разрушения малодисперсной эмульсии.

13. Монтаж системы улавливания легких фрак­ций (УЛФ) в резервуарах 6, 9и19.

14. Рециркуляция газа второй ступени на I ступень сепарации.

 

 

4.Классификация и условные обозначения нефтей. ГОСТ Р 51858—2002.

При оценке качества нефть подразделяют на классы, типы, группы и виды.

1)в зависимости от масс.доли серы нефть подразделяют на классы 1-4:

1-малосернистая до 0,6;2-сернистая 0,61 – 1,8; 3-высокосернистая 1,81-3,5;4-особо высокосернистая свыше3,5.

2) в зависимости от плотности на 5 типов:0- особо легкая (750-830)

1-легкая (830,1-850)2- средняя(850,1-870)3-тяжелая(870,1-895) 4-битуминозная(895,1-1000).

3) по степени подготовки нефти подразделяют на группы:

Наименование показателя Норма для нефти группы
1 Массовая доля воды, %, не более 0,5 0,5 1,0
2 Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более
3 Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05
4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более 66,7 (500)
5 Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 2040С, млн.-1 (ррm), не более

 

4) По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на виды 1 - 3

 

Наименование показателя Норма для нефти вида
1. Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ррт), не более
2. Массовая доля метил- и этилмеркоптанов в сумме, млн.-1 (ррт), не более

 

Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс "э". Структура условного обозначения нефти:

 

5.Современные методы измерения продукции скважин (Спутник-А, Спутник–Б, Спутник-В, расходомеры, влагомер, диафрагмы).

«Спутник - А» предназначен для автоматического переключения скважин на замер и автоматического измерения дебита скважин, подключенных 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. Поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин (ПСМ) 13, в который поступает продукция всех скважин по выкидным линиям. Каждый секторный поворот роторной каретки переключателя 12 обеспечивает поступление продукции одной из подключенных скважин через замерный патрубок гидроциклонный сепаратор. Продукция остальных скважин в это время проходит сборный коллектор. В гидроциклонном сепараторе свободный газ отделяется от жидкости. Дебит жидкости скважины, подключенной на замер, измеряется при кратковременных пропусках накапливающейся в сепараторе жидкости через турбинный расходомер типа ТОР-l или «Норд», установленный выше уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора. Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется поплавком регулятором и заслонкой на газовой линии. Всплывая до верхнего уровня, поплавок регулятора закрывает газовую линию и, следовательно, повышается давление в сепараторе, в результате чего жидкость продавливается из сепаратора через турбинный расходомер. Когда поплавок достигает нижнего заданного уровня, заслонка открывается, давление между сепаратором и коллектором выравнивается, и продавливание жидкости прекращается. Время накопления жидкости в сепараторе и число пропусков жидкости через счетчик за время замера зависит от дебита измеряемой скважины. Дебит каждой скважины определяют, регистрируя накапливаемые объемы жидкости (м3), прошедшие через турбинный счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке БМА. Следующую скважину переключают на замер по команде с БМА при помощи электродвигателя, гидропривода и силового цилиндра, который поворачивает каретку переключателя в другие положения. Турбинный расходомер одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважины. Если подача в контролируемой скважине отсутствует, то БМА выдает аварийный сигнал в систему телемеханики. Аварийная блокировка всех скважин при повышении давления в коллекторе или его повреждении автоматически осуществляется при помощи отсекателей. Недостаток «Спутника-А» является невысокая точность измерения при больших дебитах скважин нефти расходомером турбинного типа, обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклонном сепараторе вследствие попадания в расходомер вместе с жидкостью пузырьков газа и отсутствия на «Спутнике - А» влагомера.

1 - выкидные линии от скважин; 2- обводненная скважина; 3 – замерный патрубок; 4- гидроциклонный сепаратор; 5- заслонка на газовой линии; 6 - турбинный расходомер; 7 - уровнемер (поплавковый); 8 - гидропривод; 9 ­- электродвигатель; 10 - отсекатели; 11- сборный коллектор; 12- роторная каретка переключателя; 13 - многоходовой переключатель скважин (ПСМ); 14 - силовой цилиндр.




Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском:

vikidalka.ru - 2015-2019 год. Все права принадлежат их авторам! Нарушение авторских прав | Нарушение персональных данных