4.Схема двухтрубной системы сбора нефти.
Рисунок 2.1.1 Схема самотечной двухтрубной системы сбора нефти
После ГЗУ 3 нефть и вода по сборному самотечному трубопроводу 4 поступают в участковые негерметизированные резервуары 5 сборного пункта, а из них насосом 6 подаются по сборному коллектору 7 в сырьевые резервуары 8 (УПН). Отсепарированный в трапах газ на ГЗУ 3 под собственным давлением по сборному газопроводу 9 транспортируется на ГПЗ (если он имеется) или на компрессорную станцию КС. К сборному газопроводу 9 можно подключить несколько ГЗУ.
На рисунке 2.1.2(а) представлена самотечная схема индивидуально-замерной сепарационной установки ИЗУ, а на рисунке 2.1.2(б) - групповая замерно-сепарационная установка ГЗУ.
На индивидуально-замерной сепарационной установке (рисунок 2.1.2(а)) в непосредственной близости от скважины монтируется трап 1 и на основании 7 мерник 2, служащий для измерения количества нефти и воды, поступающих из скважины. При гористой местности мерник 2 можно устанавливать на поверхности земли, а при ровной местности - на высоком основании 7, создающем условия для движения нефти и воды по самотечной выкидной линии 8 к участковому сборному пункту промысла.
На групповую замерную установку 3 (рисунок 2.1.2(б)) в отличие от ИЗУ поступает продукция нескольких скважин, которая через распределительную батарею 2 направляется в трап первой ступени 3, а из него перепускается в трап второй ступени 4. Газ, выделившийся из нефти в трапе 3, в котором поддерживается давление до 0,6 МПа, проходит регулятор давления "до себя" 10 и направляется в общую газосборную сеть 9 (рисунок 2.1.1(б)). Газ, выходящий из трапа второй ступени 4, обычно используется для отопления или сжигается в факелах. Объемы нефти и воды, поступающие от отдельных скважин на ГЗУ, измеряются путем переключения задвижек на распределительной батарее 2 в замерном трапе 8 или мернике 6, а газа - при помощи диафрагмы 9 и самопишущего прибора
7.Системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вблизи берега.
Сущность разработки и эксплуатации морских мест-й эстакадным способом заключается в том, что на разведанной залежи сооружают металлические или железобетонные эстакады с прилегающим им площадками для бурения и эксплуатации скважин сбора и подготовки скважин. Продукции, а также другие производственные объекты. Эстакады бывают 2-х типов:
1.-прибрежные расположенные вблизи берега и имеющие с ним подводную связь.
2.-открытые морские эстакады расположенные вдали от берега.
8.Системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега.
Сущность разработки и эксплуатации морских мест-й эстакадным способом заключается в том, что на разведанной залежи сооружают металлические или железобетонные эстакады с прилегающим им площадками для бурения и эксплуатации скважин сбора и подготовки скважин. Продукции, а также другие производственные объекты. Эстакады бывают 2-х типов:
1.-прибрежные расположенные вблизи берега и имеющие с ним подводную связь.
2.-открытые морские эстакады расположенные вдали от берега.
32. Конструкция вертикального сепаратора.
В составе групповых замерных установок применение вертикальных аппаратов обеспечивает большую точность замеров расхода жидкости в широком диапазоне дебитов скважин, включая малодебитные.
Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки: 1) меньшая пропускная способность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; 2) меньшая устойчивость процесса сепарации при поступлении пульсирующих потоков; 3) меньшая эффективность сепарации.
Обслуживание вертикальных сепараторов сводится к поддержанию в них установленного давления и исправного состояния регулятора уровня, предохранительного клапана, манометра. В случае использования уровнемерных стекол в замерном сепараторе, особенно при вязких нефтях и низких температурах, требуется время от времени промывать соляровым маслом загрязненные стекла, отключая их соответствующими кранами от сепаратора.
Схема вертикального сепаратора
I – нефтегазовая смесь; II – дегазированная нефть; III – газ; IV – механические примеси; 1 – штуцер ввода сырья; 2 – распределительный коллектор; 3 – наклонные полки; 4 – секция сбора нефти; 5 – штуцер вывода нефти; 6 – штуцер вывода мехпримесей; 7 – жалюзийный каплеуловитель; 8 – дренажная труба; 9 – штуцер вывода газа.
Сепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат диаметром 1,6 м. Нефтегазовая смесь под давлением поступает через штуцер 1 к раздаточному коллектору 2, из которого смесь попадает на наклонные полки 3, увеличивающие время стекания нефти и создающие большую площадь выделения пузырьков газа.
Дегазированная нефть стекает в секцию 4, где происходит отделение механических примесей. Нефть выводится через штуцер 5, механические примеси (песок, грязь и т.д.) – через штуцер 6.
Основной поток газа вместе с мельчайшими капельками нефти поднимается вверх и поступает в жалюзийный каплеуловитель 7, в котором происходит «захват» (прилипание) капелек жидкости. Уловленная жидкость затем стекает плёнкой по дренажной трубе 8 в секцию 4. Газ через штуцер 9 выводится из сепаратора.
33. Конструкция горизонтального сепаратора с УПОГ
Рис. Сепаратор с предварительным отбором газа и жалюзийными насадками: 1 — подводящий трубопровод; 2 — вилка для предварительного отбора газа; 3 — каплеуловитель; 4 — жалюзийные насадки; 5 — газопровод с регулятором давления; 6 — предохранительный клапан; 7 — корпус сепаратора; 8 — поплавок; 9 — пеногаситель; 10 — наклонные полки; 11 — диффузор
Предварительно отобранный газ проходит через каплеуловитель, где в жалюзийных насадках отделяется от капельной влаги. Нефть вместе с газом, не успевшим выделиться из нефти и не попавшим в газоотводную вилку, поступает в технологическую емкость, в которой па диффузоре и наклонных полках скорость потока снижается и происходит интенсивное разгазирование. Выделившийся в технологической емкости газ также проходит через каплеуловитель.
34. Конструкция гидроциклонного сепаратора
Нефтегазовый поток, разделенный в гидроциклоне 1, поступает в верхнюю ёмкость сепаратора. Нефть по сливной полке 2 попадает на разбрызгиватель 3, где поток разбивается на отдельные струйки. Отбойники 4 изолируют зону разбрызгивателя от зоны движения газового потока. Далее нефть через сливной патрубок 5 попадает в нижнюю ёмкость сепаратора. Там по сливной полке 6 нефть сначала поступает в отсек 7, где улавливается грязь и механические примеси, а затем через перегородку 8 нефть поступает в отсек сбора 9 и выходится через штуцер 10.
Схема гидроциклонного двухъёмкостного сепаратора:
I – нефтегазовая смесь; II – газ; III – нефть; 1 – гидроциклон; 2 – сливная полка; 3 – разбрызгиватель; 4 – каплеотбойники; 5 – сливной патрубок; 6 – сливная полка; 7 – отсек для улавливания мехпримесей; 8 – перегородка; 9 – отсек для сбора нефти; 10 – штуцер для вывода разгазированной нефти; 11 – штуцер для сброса грязи и мехпримесей; 12 и 15 – дренажные патрубки; 13 – перфорированные сетки; 14 – жалюзийная насадка; 16 – штуцер для отвода газа; 17– люк-лаз
Газ на выходе из гидроциклона проходит три зоны. Сначала в зоне грубой очистки (до сеток 13) за счет резкого снижения скорости крупные капли нефти осаждаются под действием гравитационных сил и стекают через патрубок 12 в нижнюю ёмкость. Во второй зоне газ очищается от мелких капель, проходя через перфорированные сетки 13. В третьей зоне газ проходит жалюзийную насадку 14, где задерживаются более мелкие капли. Уловленные таким образом во второй и третьей зонах капли нефти стекают через патрубок 15 в нижнюю ёмкость. Газ выходит из сепаратора через штуцер 16.
35. Конструкции трехфазных сепараторов
Схема трёхфазного сепаратора:
I – смесь нефти, газа и воды; II – газ; III – нефть; IV – вода; 1 – штуцер ввода сырья; 2 – распределительный коллектор; 3 – сепарационный отсек; 4 и 9 – перегородки; 5 – водяной отсек; 6 – штуцер отвода пластовой воды; 7 – газоотводная линия; 8 – штуцер отвода газа; 10 – нефтяной отсек; 11 – штуцер отвода нефти
Предварительно смешанная с деэмульгатором продукция скважин поступает через штуцер 1 и коллектор 2 в сепарационный отсек 3, где происходит гравитационное разделение нефти, газа и воды. Более тяжёлая вода собирается на дне отсека 3, из которого она перетекает под перегородкой 4 в отсек 5 и отводится через штуцер 6.
Газ поднимается в верхнюю часть сепаратора и отводится по газоотводной линии 7 через штуцер 8.
Более лёгкая нефть собирается в верхнем слое жидкой фазы отсека 3, из которого через перегородку 9 нефть поступает в отсек 10 и через штуцер 11 отводится из аппарата
39. Основные свойства нефтяных эмульсий
Нефтяная эмульсия – механическая смесь и пластовой воды нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии.
В пласте и на забое скв. эмульсии отсутствуют. Они образуются в стволе скв. При добыче Н глубинными насосами на образование эмульсии влияют: число ходов в минуту и длина хода плунжера; размеры приемных и выкидных клапанов; наличие газа в насосе
2. Вязкость эмульсий. Динамическая вязкость нефтяных эмульсий неаддитивное свойство, т.е.
,
где μН и μВ – вязкости соответственно нефти и воды.
3. Плотность. Плотность нефтяных эмульсий определяют по уравнению аддитивности:
, где ρЭ, ρН и ρВ – плотность соответственно эмульсии, нефти и пластовой воды, кг/м3
4. Электрические свойства. Нефть и вода в чистом виде – хорошие диэлектрики. Электропроводность нефти колеблется в пределах 10-15…10-10 (Ом∙см)-1, а воды 10-8…10-7 (Ом∙см)-1. Но наличие в пластовой воде растворённых солей и кислот увеличивает её электропроводимость в десятки раз. Поэтому электропроводимость нефтяных эмульсий обуславливается не только содержанием воды и её дисперсностью, но и количеством растворённых в этой воде солей и кислот.
Устойчивость эмульсий и их старение. Основной показатель для нефтяных эмульсий – это их устойчивость (стабильность), т.е. способность в течение определённого времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду.
Устойчивость эмульсии определяется временем её существования и выражается формулой:
, где τ – время существования эмульсии, с;
Н – высота столба эмульсии, см;
v – скорость расслоения эмульсии, см/с.
На устойчивость нефтяных эмульсий оказывают влияние следующие факторы: дисперсность, наличие природных эмульгаторов, наличие на капельках дисперсной фазы двойного электрического слоя, температура, кислотность пластовой воды (или величина рН).
46. Установка комплексной подготовки нефти, используемая в двухтрубной системе сбора
Негермитизированные системы сбора используются на старых месторождениях и переводятся в наст. время на герметизированную.
Недостатики данной системы:
-до сырьевых резервуаров нефть движется самотеком и в усл. гор. Местности нужно выбирать трассу нефтепр-да; - скорость потоков нефти невелика и происходит интенсивное отложение мех. примесей, солей и парафинов в нефтепроводе, уменьшая при этом его сечение; -не обеспечивает герметичный сбор, потери нефти от испарения легких фракций достигает до 3 % от общей добычи нефти; -самотечные системы трудно поддается автоматизации, т.к нет автоматич-х режимов; -требует большее кол-во обслуживающего персонала; -увеличивает расход металлических труб.
Преимущества: +с-ма обеспечивала более точное измерение расхода нефти и газа по каждой скважине.
50. Схемы подогревателей нефти и печей
57. Принципиальная технологическая схема установки подготовки воды УПСВ.
Принципиальная схема установки предварительного сброса воды (УПСВ)
Оборудование: С-1; С-2 – Нефтегазосепараторы (НГС), ГС – Газосепараторы; ОГ – Отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы.
Потоки: УКПГ – газ высокого давления на Установку комплексной подготовки газа.
Принципиальная схема дожимной насосной станции (ДНС)
Принципиальная схема дожимной насосной станции (ДНС)
Оборудование: С-1; С-2 – Нефтегазосепараторы (НГС), ГС – Газосепараторы; Н-1 – центробежный насос.
Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа
ГНД – газ низкого давления.
54. Схема работы гидравлического предохранительного клапана и устройство дыхательного клапана.
Гидравлический предохранительный клапан (рис. 97) предназначается для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве при отказе дыхательного клапана, а также при недостаточном сечении его. Предохранительные клапаны рассчитаны на несколько большие давление и вакуум, чем дыхательный клапан: на избыточное давление 588 Н/м2 и разрежение 392 Н/м2. Гидравлический предохранительный клапан устанавливают в комплекте с огневым предохранителем. Предохранительный клапан заливают незамерзающими неиспаряющимися маловязкими жидкостями (раствор глицерина, этиленгликоль и др.), образующими гидравлический затвор, через который выходит газ с воздухом или входит («вдох») воздух. На рис. 97, а показан момент, когда давление в газовом пространстве резервуара выше расчетного и газ сбрасывается в атмосферу через предохранительный клапан. На рис. 97, б изображено положение, когда дыхательный клапан не сработал и образовавшийся в газовом пространстве резервуара вакуум стал настолько большим, что поступление воздуха в резервуар происходит через предохранительный клапан. На рис. 97, в показан случай, когда давление в газовом пространстве резервуара и атмосферного воздуха одинаково.
Огневые предохранители устанавливают на резервуарах в комплекте с дыхательными и предохранительными клапанами и они предназначаются для предохранения газового пространства резервуара от проникновения в него пламени через дыхательный или предохранительный клапан.
Дыхательный клапан:
1 — корпус; 2 — клапан для подачи воздуха; 3 —клапан для выхода паров; 1-вход воздуха;11-выходящие пары4
Дыхательный клапан работает следующим образом. При повышении давления внутри резервуара клапан 3 Поднимается, и лишний газ выходит в атмосферу, а при понижении давления внутри резервуара открывается клапан 1, и в резервуар поступает воздух. Клапан 1 и 3 могут быть отрегулированы на опрелделенное давление и подниматься только в том случае, когда давление или разряжение внутри резервуара достигнет определенной величины. Над клапанами имеются съемные люки, через которые вынимают клапаны для осмотра и ремонта.
Размер дыхательных клапанов выбирают в зависимости от допускаемой пропускной способности их. Дыхательный клапан является ответственным элементом оборудования резервуара
55. Огневой предохранитель. Устройство и принцип действия.
Огневые предохранители устанавливают на резервуарах в комплекте с дыхательными и предохранительными клапанами и они предназначаются для предохранения газового пространства резервуара от проникновения в него пламени через дыхательный или предохранительный клапан.
Принцип действия огневых предохранителей заключается в том, что пламя, попадая в огневой предохранитель, проходит через систему каналов малого сечения и дробится на отдельные мелкие потоки; поверхность соприкосновения пламени с предохранителем увеличивается, возрастает отдача теплоты стенкам каналов, и пламя затухает. Основной деталью огневых предохранителей является спиральная ленточная кассета цилиндрической формы, изготовленная из цветных металлов и помещенная в корпус предохранителя
Предохранитель огневой ОП-50 (рисунок 1) состоит из корпуса 1 и кассеты 3.
Кассета 3 состоит из плоской и гофрированной лент из алюминиевого сплава или из
нержавеющей стали, намотанных на ось 4.
Кассета 3 (рисунок 1) устанавливается в корпусе 1 и крепится в нем ограничителями
5 и кольцом 2.
Предохранители огневые ОП-100 - ОП-350 (рисунок 2) и ОП-500 (рисунок 3)
состоят из двух корпусов 1 и кассеты 3.
Корпуса предохранителей огневых со вставленной между ними кассетой соединены
между собой четырьмя шпильками 4 (рисунок 2) или шестью шпильками 4 (рисунок 3).
Кассета предохранителей огневых ОП-100 - ОП-350 встроена в стальную обечайку и
закреплена в ней двумя штифтами 2.
В остальном конструкция их аналогична устройству кассеты предохранителя
огневого ОП-50.
Каждому типу предохранителей огневых соответствует своя кассета. Кассета
предохранителя огневого ОП-500 подобна кассетам предохранителей огневых ОП-100 -
ОП-350, но отличается от них креплением лент в обечайке, которое выполнено из
стальных полос, вваренных в обечайку с обеих сторон вместо штифтов.
Для предохранителей огневых ОП-100 - ОП-500 в местах установки кассет ставятся
уплотнительные прокладки 6 (рисунок 2, 3).
Для предохранения кассеты от засорения при транспортировке и хранении она
закрывается картонными заглушками 7 (рисунок 1, 2, 3).
Принцип действия огнепреградителя
Огнепреградитель (огневой предохранитель) имеет принцип действиея основаный на поглощении тепла пламени или искры материалом кассеты. Кассета огнепреградителя сборно-разборная