Применяемое оборудование в системе сбора нефти и газа

Особенности систем сбора нефти и газа в условиях Западной Сибири во многом связаны с кустовым размещением устьев скважин и сравнительно небольшим запасом энергии фонтанирования. Это обусловило применение на большинстве месторождений участковых систем, при которых продукция группы скважин (кустов) по одному трубопроводу поступает на первичный сборный пункт (ДНС), откуда после разгазирования нефть с помощью насосов направляется на центральный сборный пункт (ЦСП), а газ - потребителю. Дебит скважин замеряется на групповых замерных установках, совмещаемых с площадками кустов скважин или первичных сборных пунктов.

Сравнительно невысокое содержание нефтяного газа обеспечивает его сепарацию в две-три ступени. Сепараторы первой ступени размещаются непосредственно на месторождении, на ДНС.

Блочные автоматизированные замерные установки предназначены для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций.

На Южно-Сургутском месторождении наиболее распространены блочные автоматизированные групповые замерные установки «Спутник А» и «Спутник Б».

Блочные установки типа «Спутник А». Спутник А - базовая конструкция серии блочных автоматизированных замерных установок. Существует три модификации этих установок: «Спутник А-16-14-400», «Спутник АМ-25-10-1500» и «Спутник АМ-40-14-400».

В указанных цифрах первая цифра обозначает рабочее давление, на которое расчитана установка; вторая - число подключенных к ней скважин и третья - наибольший дебит измеряемой скважины (м³/сут).

Установки состоят из двух закрытых обогреваемых блоков: замерно-переключающего и щитового.

Исполнение блоков позволяет эксплуатировать их при температуре окружающей среды от -55 до +50 єС и относительной влажности воздуха до 80%.

Техническая характеристика установок типов «Спутник А» и «Спутник АМ» приведена в таблице 4.1.

Установка работает следующим образом (рис. 4.1).

Продукция скважин по выкидным линиям I, последовательно проходя через обратный клапан 1 и задвижку 2, поступает в переключатель скважин типа ПСМ 4, после которого по общему коллектору II через поршневой отсекающий клапан КПР-1 8 направляется в сборный коллектор IV системы сбора.

В переключателе ПСМ продукция одной из скважин через замерный отвод III с поршневым отсекающим клапаном 7 направляется в двухъемкостной замерный гидроциклонный сепаратор 9, где происходит отделение газа в жидкости. Газ по патрубку V проходит через заслонку 11 регулятора уровня 10 и по трубопроводу VI поступает в общий сборный коллектор IV, где смешивается с замеренной жидкостью и с общим потоком продукции остальных скважин.

Отделившаяся в верхней емкости сепаратора жидкость поступает в нижнюю емкость и накапливается в ней. По мере повышения уровня нефти поплавок регулятора уровня поднимается и по достижении верхнего заданного уровня действует на заслонку 11 на газовой линии, перекрывая ее. Давление в сепараторе повышается и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик ТОР-1 12. При достижении жидкостью нижнего уровня поплавок открывает газовую линию, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл наполнения жидкости в нижней емкости.

Регулятор уровня в гидроциклонном сепараторе обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик с постоянными скоростями, что позволяет проводить измерение количества продукции скважин с малыми погрешностями и в широком диапазоне измерения дебитов. Во время слива жидкость проходит через счетчик ТОР-1 и направляется в общий коллектор.

Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель 6 гидропривода ГП-1 5 и в системе повышается давление. Привод 3 переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.

Продолжительность замера устанавливается в зависимости от конкретных условий - дебита скважин, газового фактора; пульсации потока, способов добычи, состояния разработки месторождения и т.д.

При раздельном сборе безводной и обводненной нефти скважины по очереди подключаются к переключателю ПСМ.

Например, продукция скважин, подающих безводную нефть, направляется в обводную линию и далее в коллектор безводной нефти, а продукция скважин, подающих обводненную нефть, поступает в переключатель скважин ПСМ. Дебит каждой из этих скважин измеряется как было описано выше, продукция скважин поступает в коллектор обводненной нефти.

Переключение скважин с обводненной линии на переключатель скважин ПСМ и обратно осуществляется в ручную.

Установки типа «Спутник А» оснащаются приборами контроля, управления и автоматического регулирования, поставляемыми комплектно с установкой (манометром ОБМ, электроконтактным манометром ВЭ-16руб, регулятором расхода, турбинным счетчиком ТОР-1, регулятором уровня, соленоидным клапаном КСП-4, поршневым разгруженным клапаном КПР-1, гидравлическим приводом ГП-1, блоком управления и индикации БУИ-14).

контроль за работой скважин по наличию подачи жидкости;

автоматическую блокировку скважин при отклонении давления в общем коллекторе от нормального, или по команде с диспетчерского пульта.

При отсутствии подачи скважины, поставленной на замер, блок местной автоматики выдает аварийный сигнал в систему телемеханики.

Аварийная блокировка всех скважин осуществляется автоматически при помощи клапанов-отсекателей 7 и 8 в случае повышения или понижения давления в коллекторе IV (например, при запарафинивании или порыве). При этом на диспетчерский пункт подается аварийный сигнал.

Установки позволяют измерять дебит нефти со следующими характеристиками:

Содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды,

вызывающей коррозию свыше 0,3 г/(м²*ч) не допускается

Блочная установка типа «Спутник Б-40-14-400» предназначена для автоматического измерения количества нефти и газа, осуществления контроля за работой скважин по подаче жидкости, раздельного сбора обводненной и необводненной нефти, подачи реагента в поток и блокировки скважин при аварийном состоянии или по команде с диспетчерского пульта.

Рекомендуется применять в системах внутрипромыслового сбора продукции скважин, не содержащих сероводород и прочие агрессивные компоненты.

Состоит из двух закрытых обогреваемых блоков: замерно-переключающего и блока управления.

Оба блока смонтированы в утепленных помещениях на специальных рамных основаниях, обеспечивающих удобную транспортировку установки.

В замерно-переключающем блоке размещается многоходовой переключатель скважин ПСМ-4, гидравлический привод ГП-1, поршневые отсекающие клапаны КПР-1, устройство для измерения дебита нефти типа «Импульс» с гидроциклонным сепаратором, регулятором давления и турбинным расходомером ТОР-1, газовый счетчик «Агат», датчик влагомера УВН-1, дозирующий насос НД-0,5Р10 для подачи реагента.

В блоке управления размещаются блок местной автоматики и индикации, силовой блок, устройство, регистрирующее на перфоленте номер групповой установки и номер скважины, время измерения, суммарные данные измерений, состояние объекта, измерительный блок влагомера, электронный блок и блок питания счетчика нефти, регистратор счетчика газа, блок телемеханики.

Установка рассчитана на работу при температуре окружающей среды от - 55до + 55 єС и относительной влажности воздуха до 80%.

Техническая характеристика «Спутника Б-40-14-400» приведена ниже.

Пропускная способность установки, м³/сут 4000

Суммарная установленная мощность электроприемников,

Напряжение электрических цепей электроприемников, В 380/220

Температура воздуха в замерно-переключающем блоке и

Установка работает следующим образом (рис. 4.2).

Продукция скважин по выкидным линиям I, последовательно проходя через обратный клапан 4, задвижку 2, поступает в переключатель скважин 3. В переключателе продукция одной скважины через замерный патрубок и поршневой отсекающий клапан КПР-1 5 направляется в замерный сепаратор 7 устройства «Импульс», где газ отделяется от жидкости. Продукция остальных скважин, пройдя через поршневой отсекающий клапан КПР-1 6, поступает в сборный коллектор II.

Выделившийся в сепараторе 7 газ проходит через датчик 12 расходомера «Агат 1П», заслонку 11 и далее поступает в сборный коллектор, где смешивается с общим потоком.

Жидкость направляется в нижнюю полость сепарационной емкости и за счет избыточного давления, поддерживаемого заслонкой 11, продавливается через турбинный счетчик нефти 8, регулятор расхода 9 и датчик влагомера 10 в сборный коллектор.

Регулятор расхода 9 и заслонка 11, соединенная тягами с осью поплавка, обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик 8 с постоянными скоростями, что позволяет измерять дебит скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

При раздельном сборе безводной и обводненной нефтей скважины поочередно подключаются к ПСМ. В этом случае продукция скважин, подающих безводную нефть, направляется в обводную линию 1 и далее в коллектор безводной нефти III, а продукция скважин, подающих обводненную нефть, поступает в переключатель скважин ПСМ и затем в коллектор обводненной нефти II. Дебит каждой из этих скважин измеряется описанным выше способом. Переключение скважин с обводной линии на переключатель скважин ПСМ и обратно осуществляется вручную.

На установке предусмотрена возможность подачи химреагентов в коллектор обводненной нефти. Для этой цели в замерно-переключающем блоке смонтирован дозировочный насос типа НД-0,5Р 10/100 с блоком для реагента 13.

Установка «Спутник Б» оснащена приборами контроля, управления и автоматического регулирования, поставляемыми комплектно с установкой- манометром ОБМ, электроконтактным манометром ВЭ-16 руб, регуляторами уровня и расхода, счетчиком нефти турбинным ТОР-1, счетчиком газа турбинным АГАТ-III, влагомером УВН-2МС, гидравлическим приводом ГП-1, соленоидным клапаном КСП-4, поршневым разгруженным клапаном КПР-1, блоком управления и индикации БУИ.

· автоматическое измерение количества жидкости, нефти и газа;

· контроль за работой скважин по подаче жидкости;

· раздельный сбор обводненной и необводненной нефти;

· автоматическую блокировку скважин и установки при отклонении

давления от нормального в общем коллекторе или по команде с диспетчерского пульта.

При отклонении давления в сборном коллекторе от допустимого отсекающие клапаны 5 и 6 по команде с БУИ перекрывают замерную и рабочую линии. При этом обеспечивается пилотный клапан КСП-4 гидропривода и отсекающие клапаны под действием пружин перекрывают сечения указанных коллекторов. При срабатывании отсекателей в выкидных линиях скважин повышается давление, и скважины останавливаются: фонтанные - отсекателями, установленными на выкидной линии, механизированные - за счет отключения электропривода.

Системой автоматизации установки предусмотрена аварийная сигнализация на диспетчерский пункт (ДП) при блокировке групповой установки, отсутствии подачи скважины, отключении электроэнергии и неисправностях в системе измерения скважин. Кроме того, на ДП передаются результаты измерения дебита отдельных скважин. Связь с ДП осуществляется телемеханическим каналом при помощи соответствующей аппаратуры телемеханики, размещенной на ДП и групповой установке.

Установка позволяет измерять нефть со следующими характеристиками:

Массовая доля парафина, не более 0,07 Массовая доля серы, не более 0,035 Содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды,

вызывающей коррозию скважины свыше 0,3 г/(м²*ч) не допускается

В настоящее время используется несколько вариантов технологической схемы дожимных насосных станций (ДНС):

n I вариант - технологическая схема ДНС обеспечивает сепарацию газа без предварительного сброса пластовой воды;

n II вариант - технологическая схема ДНС обеспечивает сепарацию газа с предварительным сбросом пластовой воды;

n III вариант - технологическая схема обеспечивает перекачку газожидкостной смеси без разделения продукции скважин на фазы.

На Южно-Сургутском месторождении используется I вариант - технологическая схема обеспечивает сепарацию газа без предварительного сброса пластовой воды. В свою очередь вариант I делится на два подварианта, отличающиеся друг от друга установленным оборудованием:

n Iа - сепарация газа в сепараторах типа НГС (ГП 805);

n Iб - для сепарации газа используются блочные сепарационные установки типа УБС производства НПО «Салаватнефтемаш».

4.3.1. Описание технологической схемы (вариант Iа)

Принципиальная схема варианта Iа представлена на рис. 4.3., экспликация оборудования - в таблице 4.2.

Продукция скважин с температурой 20 єС и давлением 0,6 МПа

Сепараторы I ступени приняты типа НГС производства НПО «Салаватнефтемаш» обеспечивают максимальную производительность ДНС по жидкости. Запаздывание продукции скважин в аппаратах составляет 5,5 минут.

После сепараторов жидкость поступает на блочную насосную станцию типа НПС, укомплектованную центробежными насосами типа ЦНС (Н₁-Н₅). Насосные агрегаты выбраны в результате гидравлического расчета «насос-труба» в соответствии с объемами перекачки и необходимым поступает в сепараторы I ступени (С₁, С₂), где происходит отделение основного количества газа от нефти. От превышения давления на сепараторах установлены предохранительные клапаны - рабочий и контрольный. Сброс газа при срабатывании контрольных предохранительных клапанов происходит в факельную систему, работающих в атмосферу. давлением, обеспечивающим транспорт жидкости на Усть-Балыкский ЦПС.

Отбор жидкости насосами из сепараторов регулируется с помощью датчика уровня жидкости в сепараторах и регулирующим клапаном с электроприводом типа УЭРВ.

После блочной насосной станции жидкость поступает на блочную установку оперативного учета нефти (БУУН-0). Данная установка предназначена для автоматического измерения, индикации и регистрации объема, массы нефти и состоит из двух блоков измерительных линий (БИЛ₁, БИЛ₂). Пройдя учет, жидкость поступает в нефтепровод внешнего транспорта.

Газ первой ступени поступает в газосепаратор (ГС), где освобождается от капельной жидкости, затем через регулирующий клапан и счетчик газа поступает в газопровод. Регулирующий клапан, установленный после газосепаратора (ГС) держит давление сепарации равное 0,6 МПа. В случае аварии на газопроводе весь газ подается на факел. Конденсат из газосепаратора самотеком поступает в трубопровод жидкости после сепараторов (С₁, С₂).

4.3.2. Описание технологической схемы (вариант Iб)

Принципиальная технологическая схема данного варианта представлена на рис. 4.4., экспликация оборудования - в таблице 4.3.

Продукция скважин с температурой 20 єС и давлением 0,6 МПа поступает на блочную автоматизированную установку (УБС₁, УБС₂), выпускаемую НПО «Салаватнефтемаш».

Продукция скважин поступает в депульсатор, в котором свободный газ отделяется от нефти и отводится в каплеотбойник (К₁), минуя технологическую емкость (С₁). В каплеотбойнике газ разделяется на два потока, проходит через сетчатые отбойники, очищается от капельной жидкости через регулятор давления, направляется в газопровод. Капельная жидкость из каплеотбойника самотеком по специальным трубам подается в нижнюю часть технологической емкости. Жидкость из депульсатора поступает в технологическую емкость, где происходит сепарация нефти от газа. Емкость по всему сечению разделена на три отсека перегородками из листов с просечками, которые способствуют дополнительной сепарации нефти от газа. Сепарационный газ из технологической емкости, через каплеотбойник и регулятор давления поступает в газопровод. Разгазированная жидкость из технологической емкости подается на вход блочной насосной станции (НПС).

Блочная насосная станция (НПС), укомплектованная насосами типа ЦНС (Н₁-Н₅). Насосные агрегаты выбраны в результате гидравлического расчета «насос-труба» в соответствии с объемами перекачки и необходимым давлением, обеспечивающим транспорт жидкости на Усть-Балыкский ЦПС.

Отбор жидкости насосами из технологических емкостей сепарационной установки регулируется с помощью датчика уровня и регулирующего клапана типа УЭРВ с электроприводом.

После блочной насосной станции жидкость поступает на блочную установку оперативного учета нефти (БУУН-О). Данная установка предназначена для автоматического измерения, индикации и регистрации объема, массы жидкости и состоит из блока линий (БИЛ₁, БИЛ₂). Пройдя учет, жидкость поступает в нефтепровод внешнего транспорта.

Для защиты оборудования ДНС и напорного нефтепровода от коррозии в поток жидкости перед входом в блочную сепарационную установку подается ингибитор коррозии. Для этого предусмотрены две надземные емкости (ЕР₁, ЕР₂),обеспечивающие месячный запас реагента и блок-бокс насосной дозирования ингибитора с дозировочными насосами (один рабочий, один резервный).

Для предотвращения образования гидратных пробок в газопроводе в поток газа подается метанол из емкости (ЕМ), объем которой обеспечивает 30 суточный запас реагента.

Для сжигания аварийного сброса газа от технологического оборудования и сжигания газа в случае аварии на газопроводе предусмотрена факельная система. Согласно «Правил устройства и безопасной эксплуатации факельных систем»,факельная установка (УФ) включает в себя:

Газ, который поступает в факельную систему, через счетчик газа попадает в факельный сепаратор (ФС), где освобождается от капельной жидкости, затем сжигается на факеле. Капельная жидкость, осажденная в факельном сепараторе, перетекает самотеком в конденсатосборник (ЕП₁) с погружным насосом. Откачка уловленной жидкости осуществляется на вход резервного насоса станции (НПС).

К факельному стволу отдельной линией подводится топливный газ для дежурных горелок и предусматривается подача продувочного газа в факельный коллектор для предотвращения попадания в него воздуха.

Дренажная емкость (ЕП₂) предназначена для сбора утечек с насосов, опорожнение трубопроводов и оборудования. Емкость оборудована погружным насосом 12НА 9*4, который подает стоки из дренажной емкости на ввод насосов ДНС.

Нефтегазовые сепараторы служат для отделения газа от жидкой продукции скважин. На нефтяных месторождениях наиболее распространены горизонтальные сепараторы, которые ряд преимуществ по сравнению с вертикальными (повышенная пропускная способность при одном и том же объеме аппарата, лучшее качество сепарации, простота обслуживания и осмотра).

В настоящее время выпускают двухфазные горизонтальные сепараторы типа НГС и блочные сепарационные установки типа УБС.

Сепараторы типа НГС широко применяются при обустройстве нефтяных месторождений и предназначаются для отделения газа от продукции нефтяных скважин на первой и последней ступенях сепарации нефти, включая горячую сепарацию на последней ступени.

В настоящее время выпускается нормальный ряд сепараторов НГС с пропускной способностью по жидкости 2000-30000 т/сут.

В таблице 4.4. приведены основные технологические данные сепарационных установок типа НГС

В указанных цифрах первая цифра обозначает рабочее давление, вторая цифра - диаметр сепаратора (в мм).

Сепаратор типа НГС (рис. 4.5) состоит из горизонтальной емкости 1, оснащенной патрубками для входа продукции 2, для выхода нефти 10 и газа 7. Внутри емкости непосредственно у патрубка для входа нефтегазовой смеси смонтированы распределительное устройство 3 и наклонные желоба (дефлекторы) 4 и 5. Возле патрубка, через который осуществляется выход газа, установлены горизонтальный 8 и вертикальный 6 сетчатые отбойники. Кроме того, аппарат снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматического регулирования режима работы.

Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок 2, изменяет свое направление на 90є, и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в верхние наклонные желоба 4, а затем и нижнее 5. Отделившийся из нефти газ проходит сначала вертикальный каплеотбойник 6, а затем горизонтальный 8. Эти каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от капельной жидкости (эффективность свыше 90%), что позволяет отказаться от установки дополнительного сепаратора газа. Выделившийся в сепараторе газ через патрубок 7, задвижку и регулирующий клапан (на рис. не показаны) поступает в газосборную смесь.

Отсепарированная нефть, скопившаяся в нижней секции сбора жидкости сепаратора, через выходной патрубок 10 направляется на следующую ступень сепарации, в резервуар. Для устранения возможности воронкообразования и попадания газа в выкидную линию над патрубком выхода нефти устанавливается диск 9.

Сепараторы НГС поставляются в комплекте со средствами автоматического регулирования предусматриваются в проектах по привязке установок с конкретным объектом. Комплекс приборов и средств автоматизации должен обеспечивать:

автоматическое регулирование рабочего уровня нефтегазовой смеси в сепараторе;

автоматическую защиту установки (прекращение подачи нефтегазовой смеси в сепаратор) при:

а) аварийном повышении давления в сепараторе;

б) аварийно-высоком уровне жидкости в сепараторе.

сигнализацию в блок управления об аварийных режимах работы установки.

ЧТО И КАК ПИСАЛИ О МОДЕ В ЖУРНАЛАХ НАЧАЛА XX ВЕКА Первый номер журнала «Аполлон» за 1909 г. начинался, по сути, с программного заявления редакции журнала...

ЧТО ПРОИСХОДИТ, КОГДА МЫ ССОРИМСЯ Не понимая различий, существующих между мужчинами и женщинами, очень легко довести дело до ссоры...

Что способствует осуществлению желаний? Стопроцентная, непоколебимая уверенность в своем...

ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: