какие системы сбора применяются в настоящее время герметизированные

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Существует несколько разновидностей герметизированных систем сбора нефтегазовых смесей : 1) системы сбора, зависящие от величины и конфигурации нефтяного месторождения; 2) системы сбора, зависящие от рельефа местности ( ровная, гористая); 3) системы сбора, зависящие от физико-химических свойств нефти и нефтяных эмульсий, а также от климатических условий данного месторождения; 4) системы сбора нефти, газа и воды, применяемые на морских месторождениях. [16]

Однако в современных герметизированных системах сбора транспортируются не водонефтяные эмульсии, а водонефтегазовые смеси, кажущаяся вязкость которых очень сложна для изучения. [17]

Установка применяется при впсоконапорной герметизированной системе сбора и подготовки нефти, газа и воды. [21]

Внедрение на нефтепромыслах прогрессивной однотрубной герметизированной системы сбора и транспорта нефти хотя в значительной степени предотвращает коррозию, однако при подготовке нефти и воды герметизация часто нарушается и в нефть попадают сероводород и кислород. [22]

В настоящее время для высоконапорной герметизированной системы сбора и подготовки нефти изготовляют термохимические установки большой производительности в виде блоков индустриальным способом на заводах. [24]

Имеется в виду, что применяется герметизированная система сбора конденсата и отсутствуют потери от деметанизации конденсата на ГБЗ. [27]

При любой технической вооруженности и применении герметизированных систем сбора на предприятиях резервуары остаются одними из основных технологических аппаратов в системах подготовки, транспортирования и Хранения нефти, поэтому извлечение попутного нефтяного газа и паров углеводородов с целью их использования в народном хозяйстве всегда будет одной из наиболее актуальных задач. [28]

Источник

Вопрос 1.16: Преимущества и недостатки герметизированных систем сбора нефти, газа и воды.

1. Полное устранение потерь легких фракций нефти, доходящих до 3 % в негерметизированных системах;

2. Значительное уменьшение возможности образования и отложения парафина на стенках труб;

3. Снижение металлоемкости системы;

4. Сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание системы;

5. Возможность полной автоматизации сбора, подготовки и контроля за качеством товарной нефти;

6. Возможность в некоторых случаях транспортировки нефти, газа и воды по всей площади месторождения за счет давлений на устьях скважин.

1. Невысокая точность измерения дебита нефти и воды по отдельным скважинам;

2. Увеличение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при насосной эксплуатации;

3. Более тяжелые условия работы насосов по подъему и транспорту нефти;

4. Преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержании высокого давления на устье, так как потенциальная энергия сжатого газа используется при этом не полностью;

Тема 2. Измерение количества нефти, газа и воды по скважинам.

Источник

Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды

Поступающую из скважин нефть и газ нужно очистить.
Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный нефтяной газ (ПНГ), твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод (МНП) подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.
На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти.
Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ).
От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой.
На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, ПНГ и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию МНП.

Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы:

Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание.

Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек).
Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты.
В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки.
В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый.

Источник

Преимущества и недостатки герметизированных систем сбора скважинной продукции

Герметизированные системы сбора нефти, применяемые на морских месторождениях. Для бурения скважин, сбора и подготовки нефти, газа и воды к транспортированию на площадях морских месторождений из отработанных труб строят морские платформы с надводными эстакадами и приплатформенными площадками. С платформ бурят скважины, а эстакады, соединяющие эти площадки платформы, служат основанием для строительства дорог, по которым движется транспорт, а также обслуживающий персонал платформ. В зависимости от назначения морские платформы и площадки могут предназначаться:

— для одной скважины (индивидуальные);

— для группы скважин (кустовые).

При разработке морских месторождений с целью экономии средств на сооружение площадок применяют в основном многоствольное наклонно-направленное бурение скважин.

Сущность разработки и эксплуатации морских месторождений платформенным способом заключается в том, что на разведанной залежи, по заранее составленному (комплексному) проекту сооружают металлические или железобетонные платформы с прилегающими к ним приплатформенными площадками для бурения и эксплуатации скважин, сбора и подготовки нефти, газа и воды, а также для других производственных, административных и культурно-бытовых объектов.

Платформы бывают двух типов:

— прибрежные, расположенные вблизи от берега и имеющие с ним надводную связь;

— открытые морские платформы, расположенные вдали от берега и не имеющие с ним надводной связи.

Для прибрежных морских месторождений система сбора нефти газа и воды весьма проста и заключается в подаче их по выкидным линиям, проложенным по платформе, на автоматизированные установки сбора нефти, расположенные на суше. От установки сбора нефть, газ и вода по одному или двум сборным коллекторам транспортируются на установку комплексной подготовки нефти.

На рисунке5 приведена герметизированная система сбора нефти, газа и воды для прибрежных морских месторождений, а на рисунке 6 – для морских месторождений, расположенных вдали от берега.

1 – эксплуатационные скважины, 2 – выкидные линии, 3 – установка сбора нефти, 4 – сборный коллектор, 5 – установка подготовки воды, 6 – установка подготовки нефти, 7 – установка замера товарного продукта, 8 – кустовая насосная станция, 9 – нагнетательные скважины, 10 – коллектор товарной нефти, 11 – парк товарных резервуаров, 12 – головная насосная станция, 13 – магистральный нефтепровод, 14 – сборный газопровод, 15 – газоперерабатывающий завод

Рисунок 5 – Герметизированная система сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вблизи от берега

1 – эксплуатационные скважины, 2 – короткие выкидные линии, 3- автоматизированное устройство понижения устьевого давления, 4 – сборные коллекторы, 5 – сырьевые резервуары, 6 – сырьевой насос, 7 – ДКС, 8 – газопроводы, 9 – подводный газопровод, 10 – сборный нефтепровод, 11 – установка подготовки нефти, 12 – автоматизированная установка замера товарной нефти, 13 – установка подготовки воды, 14 – кустовая насосная станция, 15 – нефтепровод товарной нефти, 16 – резервуары товарной нефти, 17 – насосы головной насосной станции, 18 – сборный нефтепровод, 19 – нагнетательные скважины

Рисунок 6 – Герметизированная система сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега

Морские месторождения разбуриваются наклонными скважинами с приплатформенных площадок. Число скважин на площадке (кусте) может меняться от 4 до 6.

На прибрежных морских месторождениях расположение нефтепроводов, оборудование и установок практически не отличается от схем сбора нефти на побережье.

Сбор нефти газа и воды на морских месторождениях, удаленных от берега, проводится следующим образом (см. рис. 6). Нефтегазовая смесь из скважин 1 под собственным давлением подается в короткие выкидные линии 2, из которых направляется в автоматизированное устройство, понижающее устьевое давление 3. Из устройства нефть и вода по сборным коллекторам 4, проложенным по дну моря, поступают на нефтесборный пункт в сырьевые резервуары 5. Из сырьевых резервуаров нефть и вода могут транспортироваться на сушу или при помощи нефтеналивных судов, или с помощью нагнетания сырьевым насосом 6 по сборному нефтепроводу 10 на установку подготовки нефти 11. На установке подготовки нефти нефть отделяется от воды и газа, воду направляют на установку подготовки воды 13, а газ – на собственные нужды. С установки подготовки воды 13 вода поступает на кустовую насосную станцию 14, откуда центробежными насосами высокого давления подается в нагнетательные скважины 19. Товарная нефть, обезвоженная и обессоленная на установке подготовки 11, через автоматизированную установку замера товарной нефти 12 по нефтепроводу 15 подается в товарные резервуары 16. Из резервуаров нефть забирается насосами головной насосной станции 17 и по нефтепроводу 18, проложенному по морскому дну, подается на нефтеперерабатывающий завод на суше.

Газ из сепараторов, установленных на приплатформенных площадках, идет на ДКС 7, затем по подводному газопроводу 9 также подается на сушу.

В начальной стадии разработки морского нефтяного месторождения, когда нефть практически не обводнена, экономически выгодно транспортировать ее на сушу из сырьевых резервуаров 5 при помощи нефтеналивных судов. На конечной стадии разработки таких месторождений, когда вместе с нефтью на поверхность извлекается значительное количество пластовой воды, нефть необходимо обезводить и обессолить непосредственно на месторождении, а очищенную от нефти воду закачать в нагнетательные или специально-пробуренные поглощающие скважины для сокращения влияния на окружающую среду.

Преимущества и недостатки герметизированных систем сбора нефти, газа и вода приведены в таблице 1.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Системы сбора и подготовки продукции скважин

Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная

Напорная система сбора 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. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. На рис.9.1.1 изображена типовая схема сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Со скважин жидкость (нефть, газ и вода) поступает на замерные установки, где производится учет количества нефти и газа с каждой скважины. С АГЗУ жидкость поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на УПСВ или центральный пункт сбора (ЦПС).

На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент – деэмульгатор. Газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ. Жидкость со второй ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит частичное отделение механических примесей и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт. На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные батареи (ВРБ). С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины. После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.

Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти (УПН) или центральном пункте подготовки нефти (ЦППН), и включают в себя следующие процессы:

На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50 0 С и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.

Нефть с содержанием воды более 10% с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС подается на установки подготовки нефти (УПН – 1, 2) в печи-нагреватели ПТБ-10.

Нефть, с содержанием воды до 1% и температурой 44-49 о С поступает в сепараторы «горячей сепарации» для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары РВС. Нефтяные резервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти.

Резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на центральный товарный парк (ЦТП) или в магистральный нефтепровод. С ЦТП нефть подается для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Для подготовки нефти используют следующее оборудование:

— сепарационные установки – двухфазные сепараторы-отделители газа от жидкости типа НГС, сепараторы 2 ступени. Для более глубокой сепарации нефти на УПСВ применяют двухступенчатую сепарацию – смесь последовательно проходит через два сепаратора. Отсепарированный газ направляется через счетчики в газопровод на ГПЗ и ГРЭС как товарный продукт;

— печи – ПТБ – 10 (печь трубная блочная) – предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания, для улучшения процесса разделения эмульсии на нефть и воду;

Кроме сепарации, процесс подготовки нефти включает очистку нефти от свободной воды, механических примесей и солей. Этот процесс осуществляется в отстойниках, аппаратах ОВД–200. Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий с целью разделения ее на нефть и пластовую воду после нагрева и подачи реагента – деэмульгатора, способствующего облегчению разделения нефтяной эмульсии на нефть и воду.

Используются следующие деэмульгаторы:

Источник