Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции (ДНС). Назначение и состав днс, упсв, упн Откуда поступает скважинная жидкость на упсв

Интенсификация процессов разделения водонефтяных эмульсий и очистки пластовой воды от диспергированной нефти и механических примесей.

Общий вид

Характеристики

Аппараты, установленные на объектах подготовки нефти в начальный период разработки месторождений, со временем перестают отвечать в полной мере изменившимся условиям эксплуатации, а показатели их работы ухудшаются вследствие изменения свойств поступающей на ДНС, УПН, УПСВ продукции скважин (температура, обводненность, газовый фактор и т.п.).

Компанией накоплен значительный опыт по интенсификации процессов разделения водонефтяных эмульсий, очистки пластовой воды от диспергированной нефти и механических примесей путем проведения реконструкции оборудования на действующих объектах. Последовательность действий заключается в проведении нескольких этапов работ:

обследование работы аппаратов и диагностические исследования их состояния
изучение свойств продукции скважин, условий ее сбора, определение физических параметров (давление, температура, газовый фактор, вязкость, плотность, обводненность эмульсии) и подбор наиболее эффективного реагента-деэмульгатора.
выбор конструкции внутренних устройств на основе полученных данных по свойствам продукции скважин
разработка конструкторской документации
изготовление и монтаж новых внутренних устройств
пуск и вывод на режим реконструированных аппаратов.

Реконструкция могут подвергаться двух- и трехфазные сепараторы, отстойники нефти и отстойники воды, газовые сепараторы и другое оборудование.

Двухфазные сепараторы модернизируются за счет замены входного узла распределения газожидкостной смеси для более эффективно отделения газа, установки пеногасящей насадки и внутреннего каплеотбойного устройства на выходе газа из аппарата.

В трехфазных сепараторах изменяется конструкция входного узла в зависимости от свойств продукции скважин для более равномерно- го распределения газожидкостной смеси и быстрого отвода свободной воды, конструкция узла перелива нефти в нефтяной отсек для предотвращения образования промежуточного слоя. В аппарат установливают пакет коалесцирующих элементов, служащих для повышения степени обезвоживания нефти и улучшения качества отводимой из аппарата воды (содержание воды в нефти 0,5-5%, нефтепродуктов и механических примесей в сбрасываемой воде не более 30 мг/л).

Отстойники нефти, модернизированные путем переоборудования внутренних устройств, отличаются от серийных аппаратов особой конструкцией входного узла, позволяющего добиться лучшего распределения эмульсии, наличием успокоительной перегородки из просечно-вытяжного листа, пакета коалесцирующих пластин для достижения высокой глубины обезвоживания нефти и хорошего качества сбрасываемой из аппарата воды. Образование промежуточных слоев практически исключено. Содержание воды в нефти на выходе не превышает 0,3-0,5%, нефтепродуктов в воде 30-40 мг/л.

Модернизированные отстойники воды, вы-полненные переоборудованием существующего оборудования, предназначены для глубокой очистки пластовой воды от нефтепродуктов и механических примесей. Отличаются наличием внутренних осадительных устройств для улавливания следов нефтепродуктов и устройства сбора уловленной нефти (колпак на верхней образующей аппарата), что позволяет периодически сбрасывать собранную нефть без остановки процесса подготовки воды. Качество воды на выходе из аппарата составляет 30-40 мг/л по нефти, 20-30 мг/л по механическим примесям при исходном содержании нефти в очищаемой воде до 1000 мг/л.

В 2007-2009 г.г. было переоборудовано более 50 аппаратов в АНК Лукойл, Роснефть, ТНК ВР и др.

Билет № 21

Назначение вентиляции. Вредные выделения и ПДК вредных веществ в помещении.

Назначение вентиляции - поддерживать химический состав и физическое состояние воздуха, удовлетворяющее гигиеническим требованиям, т.е. обеспечивать определенные метеорологические параметры воздушной среды и чистоту воздуха.

Под предельно допустимыми концентрациями понимается содержание в воздухе такого количества вредных веществ, которое при ежедневной работе в течении всего рабочего стажа не может вызвать заболеваний или отклонений в состоянии здоровья человека. К вредностям относятся избыточные тепло и влага, газы, аэрозоли, пары и пыль, не соответствующие гигиеническим требованиям.

Общие требования организации воздухообмена

Эффективность вентиляции зависит от величины и правильности организации воздухообмена в помещении.

Основные принципы организации воздухообмена

1. Местная вытяжная вентиляция локализует вредные выделения в местах их образования, предотвращая распространение их по помещению.

2. Общеобменная вентиляция разбавляет и удаляет вредные выделения, поступающие в помещение, обеспечивая в обслуживаемой зоне допустимые значения параметров – температуры, относительной влажности, скорости движения воздуха и концентрации вредных веществ в нем.

3. Приточный воздух подается так, чтобы при поступлении в зону дыхания людей (обслуживаемую зону помещения) он был чистым и имел температуру и скорость движения в соответствии с требованиями санитарных норм.

Основное оборудование систем вентиляции. Типы и исполнение вентиляционных агрегатов. Классификация вентиляционных агрегатов

Вентиляторами называют машины, предназначенные для подачи воздуха. В движение вентиляторы приводятся электродвигателями.

По конструкции и принципу действия вентиляторы подразделяются на центробежные и осевые.

Центробежный вентилятор (рис. 11) представляет собой расположенное в спиральном кожухе колесо, при вращении которого воздух, поступающий через входное отверстие, попадает в каналы между лопатками колеса и под действием центробежной силы перемещается по этим каналам, собирается спиральным кожухом и направляется в его выпускное отверстие.

Рис. 11

а – общий вид; б – колесо вентилятора;

1 – спиральный кожух; 2 – станина; 3 – шкив; 4 – подшипники; 5 – выхлопные отверстия; 6 – входное отверстие; 7 – ступица; 8 – лопатка; 9 – задний диск; 10 – переднее кольцо.

Центробежный вентилятор (рис. 11) состоит из рабочего колеса с лопатками, спирального кожуха 1 и станины 2 с валом, шкивом 3 и подшипниками 4. Воздух при вращении колеса входит через отверстие 6 и, проходя между лопатками, выбрасывается в выхлопное отверстие 5, изменяя первоначальное направление движения на 90 0 .

Ступица 7 рабочего колеса вентиляторов предназначается для насаживания колеса на вал. Задний диск 9 крепится к ступице. Лопатки 8 крепятся заднему диску и переднему кольцу 10.

1 – рабочее колесо с лопатками; 2 – входное

отверстие; 3 – выходное отверстие;

4 – спиральный кожух.

В зависимости от направления движения воздуха центробежные вентиляторы подразделяются на вентиляторы правого вращения и вентиляторы левого вращения.

Переодичность проведения занятий устанавливается согласно графика проведения занятий ПЛВА. График утверждается гл. инженером. 1раз в месяц или на усмотрение руководства цеха.

8.Автоматическая система пожаротушения ЦППН.

Автоматизированная система управления технологическим комплексом противопожарной защиты (АСУ ППЗ)

В качестве управляющего вычислительного комплекса (УВК) системы обнаружения пожара, сигнализации и управления технологическим оборудованием автоматического пожаротушения принята система производства ООО «Элеси» г. ТОМСК, имеющая сертификат пожарной безопасности ССПБ.RU.ОПО21.В00075.

В состав АСУ ППЗ входят:

-Щит управления на базе контроллера Modicon,
-Компьютер оператора пожарного поста.

Щит управления обеспечивает:

-Подключение до 12-ти шлейфов пожарной сигнализации,
-Связь с адресными ППКП по интерфейсу RS-485,
-Управление 6-ю насосами,
-Управление электромагнитным клапаном,
-Управление задвижками подачи пены,
-Подключение датчиков минимального уровня и температуры для трех резервуаров.

Щит управления размещается в противопожарной насосной станции. Компьютер оператора пожарного поста размещается в операторной УПН.

Система оповещения

В случае возникновения пожара предусмотрено организация системы оповещения людей о пожаре.

Оповещение людей осуществляется посредством светозвуковой (типа «Маяк»),звуковой (типа «Корбу-2М»,ПСВ-С),световой(типа ССВ-5-2М) сигнализации.

Пожаротушение

Для тушения резервуаров предусмотрено автоматическое подслойное пожаротушение с помощью низкократных пенообразователей « Подслойный » , производства «Новороссийск»,либо пенообразователя ПО-6А3F по ТУ 241279002-49888190-98.Синтетические,фторосодержащие пенообразователи представляют собой смесь фторсодержащих поверхностей- активных веществ со стабилизирующими добавками.

Система подслойного пожаротушения в резервуаре - это совокупность специального оборудования, пенообразователя и технологии, позволяющей генерировать, транспортировать и вводить низкократную пену непосредственно в слой нефти или в подтоварную воду, обеспечивая быстрое тушение пожара.

При возникновении пожара в резервуаре и срабатывании обнаружения пожара автоматически включаются насосы противопожарного водоснабжения,открываются задвижки с электроприводом в направлении горящего объекта, с помощью насосов –дозаторов концентрированный пенообразователь поступает в водный поток и уже готовый раствор пенообразователя по системе трубопроводов поступает в высоконапорный пеногенератор (ВПГ-У) .Далее пена,разрывая предохранительную мембрану поступает в горящий резервуар. Суть подслойного способа пожаротушения заключается в следующем. Пена низкой кратности вводится с расчетной скоростью в холодный нижний слой нефтепродукта.Не смешиваясь с нефтью, всплывая через слой нефти, пена способна обтекать конструкции, равномерно растекаться по всей поверхности, образуя устойчивый пенный слой высотой 5 см. В результате конвективного тепло- массообмена (интенсивного перемешивания):

Разрушается прогретый слой горящей нефти,

Холодные слои нефти всплывают на поверхность и снижают температуру на поверхности,

На поверхности горящей жидкости образуется тонкий водный слой пены, который обеспечивает надежную устойчивость к поворотному загоранию,препятствует испарению горячей жидкости, способствующей продолжению пожара.

Система подслойного автоматического пожаротушения (СПТ) ВКЛЮЧАЕТ В СЕБЯ:

- баки с концентрированным пенообразователем V=16мз, содержащие каждый 3-х кратный запас пенообразователя, рассчитанный на 15 минут тушения пожара низко кратной пеной и заполнение трубопроводов,

Насосы-дозаторы,

Узлы ввода пенопровода СПТ равномерно рассредоточенные в резервуарах с Т-образными насадками

Напорный пенопровод СПТ (с коренной задвижкой, задвижками с электроприводом, обратным клапаном и с высоконапорным пеногенератором, соединяющим узел ввода и напорный узел, расположенные в обваловании резервуара вблизи гидрантов противопожарного водопровода),

Насосы противопожарного водоснабжения, обеспечивающие подачу воды на приготовление раствора пенообразователя на потоке и подающие воду в противопожарный водопровод,

Трубопроводную обвязку оборудования.

Размещение задвижек с электроприводом относительно защищаемых объектов обеспечивает подачу раствора пенообразователя к пеногенераторам в течении 3 минут с момента поступления сигнала о пожаре.

ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ ГРУЗОВ НА ВНЕШНЕЙ ПОДВЕСКЕ.

4.1. При транспортировке груза из числа работников Заказчика назначается ответственный руководитель, в обязанности которого входит:

Общее руководство работниками на площадке;

Наблюдение за подготовкой грузов;

Контроль веса транспортируемых грузов; определение центра тяжести груза и мест крепления тросов на грузе

Проверка стропов и тары;

Сигнализация экипажу вертолета о начале и окончании работ по подцепке груза и его транспортировке;

Выполнение распоряжений руководителя полетов.

4.2. При подготовке груза к транспортировке и перевозке его к месту подцепки на постоянных аэродромах бригада стропальщиков должна быть обеспечена:

Автокраном;

Автотягачом или трактором, транспортирующим грузы к месту подцепки;

Необходимым приспособлениями для транспортировки груза на внешней подвеске, а также мягкой проволокой диаметром 3-5 мм.

4.3. Транспортировка грузов на внешней подвеске без взвешивания и проверки положения в подвешенном состоянии запрещается, поэтому необходимо:

с помощью динамометра и автокрана определить вес груза, при отсутствии автокрана и динамометра транспортируются только маркированные по весу и имеющие документацию грузы; причем должны выполняться следующие требования к маркировке грузов:

Каждое место груза должно иметь отдельную бирку.

Бирки должны быть металлические, пластмассовые или фанерные.

Краска, применяемая для маркировки, должна быть водостойкой, устойчивой к воздействию высоких и низких температур, быстро высыхающей, прочной на стирание и размазывание.

Бирки прикрепляют к упаковке (грузу) болтами, шурупами, проволокой, шпагатом и другими материалами, обеспечивающими сохранность груза.

Размеры бирки должны быть 100 х 150 мм с указанием: веса груза; ФИО ответственного за маркировку, даты маркировки.

ОБРАЗЕЦ:

Вес груза Ф.И.О. маркировщика Дата маркировки

проверить состояние тросов и элементов подвески; тары.
установить прокладки из резины и дерева, чтобы тросы не касались острых кромок конструкций груза;
крепить страховочные кольца из системы внешней подвески к выбранным местам, предварительно визуально проверив их.

4.4. Транспортировать сыпучие и мелкоштучные грузы разрешается только в специально предназначенной таре.

4.5. Жидкие материалы разрешается транспортировать в емкости с обязательной герметизацией для предохранения от расплескивания и выдувания в полете.

4.6. Легковоспламеняющиеся жидкости, обладающие сильной токсичностью, разрешается транспортировать в специальных герметичных контейнерах. Во избежание утечки ядовитых паров контейнер следует проверить на прочность и герметичность в соответствии с инструкцией по его эксплуатации.

4.7. Тара для перевозки спецжидкостей должна иметь ярлык с указанием спецжидкости и соответствующую предупредительную надпись.

4.8. Кислородные баллоны должны транспортироваться на внешней подвеске вертолета в контейнерах СКГ-1,5, прошедших статические испытания.

4.9. При приближении вертолета к площадке необходимо:

Учитывать, что вертолет заходит на посадку только против ветра;

Удалить все транспортные средства с площадки в заранее отведенное место, расположенное не ближе 70 метров от места посадки для вертолета Ми-6 и 50 метров для вертолетов Ми-2 и Ми-4;

Удалить с площадки людей, не имеющих прямого отношения к выполняемой работе;

Руководителю работ подать команду об отходе стропальщиков на расстояние 50 метров от груза в левую сторону по направлению полета вертолета.

4.10. К работе по подцепке грузов приступить только после разрешения командира вертолета.

4.11. Подходить к вертолету для подцепки груза можно только по команде руководителя работ.

После подцепки стропальщикам необходимо отойти в безопасное место, при этом одному остаться (на расстоянии 3-5 м от груза) и следить, чтобы не нарушалась система строповки груза до выбора послабления тросов (т. е. тросы натянуты).

4.12. Конкретные операции по подцепке грузов к вертолету следует закрепить за отдельными стропальщиками.

4.13. Руководитель работ подает команду борт.оператору на подъем груза только после проверки:

Надежности закрепления груза;

Отсутствия людей возле груза;

Отсутствия препятствий, за которые груз может зацепиться.

4.14. Во избежание возможных травм рабочих наземных бригад при непреднамеренном открытии замка (автоматического расцепляющего устройства) соединения крюка основного троса с подвеской системы вертолета необходимо проводить в стороне от грузового люка.

4.15. Место для укладки груза необходимо обозначить двумя флажками, расположенными впереди и сзади по оси транспортируемого груза.

4.16.Стропальщикам после укладки груза и сброса тросов
подвески необходимо:

По команде руководителя работ подойти к грузу и отцепить от него подвеску; после окончания работ быстро отойти в безопасное место.

III. СХЕМА ДЕЙСТВИЙ

Билет № 21

Назначение и состав ДНС, УПСВ, УПН.

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Для получения товарной нефти ее необходимо подвергнуть специальной подготовке, а газ перед поступлением к потребителю проходит сепарацию и осушку. Ввиду того, что пластовая вода и различные механические примеси вызывают износ трубопроводов и оборудования, нефть отделяют от воды, газа и механических примесей до подачи в магистральный трубопровод. Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. 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:

Сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;

Обезвоживание продукции;

Обессоливание;

Стабилизация нефти.

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

Нефть с содержанием воды до 10% с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС подается на установки подготовки нефти (УПН) в печи-нагреватели ПТБ-10. В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента - деэмульгатора в количестве до 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45-50 о С, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. 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. Наибольшее применение нашли 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 нефтеперекачивающую станцию (НПС). С НПС нефть подается в магистральный нефтепровод, а затем для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Контроль над качеством товарной нефти и учет ее ведется на объединенном коммерческом узле учета нефти. Подготовленная нефть проходит через автоматическую систему “СМИТ”, обеспечивающую точность учета до 0,1 %.

Рассмотренная схема сбора и подготовки является обобщенной для всех месторождений. При выборе конкретной схемы расположения объектов подготовки нефти и их количества определяющую роль играют такие факторы, как объемы подготовки нефти, территориальное размещение месторождения, расстояния между отдельными скважинами или кустами скважин.

Установка предварительного сброса воды УПСВ предназначена для отделения от нефти воды и попутного газа. УПСВ состоит из следующих комплексов оборудования:

· Узел сепарации.

· Резервуарный парк.

· Насосный блок (УПСВ может быть оборудовано несколькими насосными блоками).

Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

· буферной емкости;

· сбора и откачки утечек нефти;

· насосного блока;

· свечи аварийного сброса газа.

· 2.Требования безопасности перед началом и по окончании ремонта аппаратов, резервуаров и оборудования.

· К ремонту аппаратов, резервуаров и оборудования допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и не имеющие противопоказаний по здоровью, прошедшие инструктаж по безопасному ведению работ и проверку знаний, получившие допуск к самостоятельной работе.

· Перед проведением ремонтных работ аппаратов, резервуаров, оборудования на подводящих трубопроводах должны устанавливаться заглушки, аппараты очищаются от продукта, пропариваются и проветриваются. Перед проведением работ проводится анализ загазованности воздушной среды в аппарате, резервуаре. Перед ремонтом установки распоряжением начальника цеха назначаются лица, ответственные за организацию и проведение ремонта, подготовку к нему аппаратуры, оборудования и коммуникаций, выполнение мероприятий по безопасности труда, предусматриваемых планом организации и проведением работ. Запрещается проводить ремонтные работы без разработки плана, составленного с учетом максимальной безопасности их выполнения.

· К проведению ремонтных работ аппаратов, резервуаров и оборудования можно приступать только после оформления наряда- допуска с указанием лиц ответственных за подготовку и проведение ремонтных работ.

· Ремонтные работы разрешается производить после сдачи установки в ремонт по акту в соответствии с «Положением о планово- предупредительном ремонте». При невозможности подготовки всей установки к ремонту допускается сдача в ремонт по акту отдельного оборудования.

· Объем и содержание подготовительных работ, последовательность их выполнения, меры безопасности, которые следует выполнять при подготовке и проведении ремонта, периодичность проведения анализов загазованности воздушной среды, средства защиты, а также ответственные лица за подготовку и проведения ремонта, определяются начальником цеха и за его подписью заносятся в наряд- допуск.

· При выполнении ремонтных работ сторонней организацией ответственное лицо за проведение ремонта назначается этой организацией: об этом сообщается начальнику цеха для внесения его в наряд- допуск. К наряду допуску должна быть приложена принципиальная схема обвязки аппарата с обозначением трубопроводов, арматуры и мест установки заглушек.

· Наряд- допуск составляется в двух экземплярах и передается лицу, ответственному за проведение подготовительных работ для реализации намеченных мероприятий. После завершения подготовительных работ лицо, ответственное за их выполнение, проверяет полноту и правильность выполнения подготовительных работ, дает заключение о готовности к производству ремонтных работ, в чем расписывается в наряде- допуске.

· После заполнения наряд- допуск сдается руководителю ремонтных работ, другой наряд- допуск остается у начальника цеха.

· ЗАПРЕЩАЕТСЯ проведение ремонтных работ без оформления наряда- допуска и записи в вахтовом журнале.

· Ремонтные работы должны проводиться в дневное время, их можно проводить только с письменного разрешения начальника цеха. В случае проведения ремонтных работ в ночное время место работ должно быть освещено.

· Работы по вскрытию и ремонту любого электрооборудования и освещения должны производиться только электротехническим персоналом.

1. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПЕРЕД НАЧАЛОМ РАБОТЫ

1.1 Перед началом ремонтных работ на рабочих местах должны быть вывешены плакаты и предупредительные знаки по безопасному ведению этих работ.

1.2 Если анализ воздушной среды, взятого из аппарата, очищенного и подготовленного к ремонту, показывает, что концентрация паров и газов не превышает допустимые санитарные нормы, содержание кислорода не менее 19% объемных, и исключена возможность попадания в аппарат извне вредных паров и газов, то работы разрешается проводить без противогаза, но с применением спасательного пояса.

1.3 Подготовка аппарата, резервуара и оборудования к ремонтным работам осуществляется работниками цеха. Начальник цеха может назначить ответственным за выполнение подготовительных работ своего заместителя, старшего инженера и т. д.

1.4 Аппараты, резервуары, оборудование подлежащие вскрытию для ремонта, должны быть освобождены от продукта, отключены от трубопроводов и других аппаратов. В зависимости от находящегося в аппарате продукта он должен быть промыт водой, пропарен, проверен.

1.5 Аппарат, нагретый в процессе эксплуатации или подготовки его к ремонтным работам, перед спуском в него людей должен быть охлажден до температуры, не превышающей 30 о С. В случае необходимости проведение работ при более высокой температуре разрабатываются дополнительные меры безопасности (непрерывная обдувка свежим воздухом, частые перерывы в работе и т. д.). Работы внутри емкостей при температуре 50 о С и выше ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

2. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПО ОКОНЧАНИЮ РАБОТЫ

2.1 О проведенном ремонте аппаратуры, резервуара, оборудования, должна производиться запись в паспортах на аппараты, резервуары, насосы, трубопроводы в журналах.

2.2 После работы все аппараты, емкости, трубопроводы должны быть опрессованы.

2.3 Пуск в работу аппаратов и оборудования должен производиться с письменного разрешения начальника цеха.

2.4 Рабочие и инженерно- технические работники несут ответственность за выполнение требований настоящих инструкции в порядке, установленном законодательством РФ.

3. Назначение и типы вентиляционных установок.

Подняли из скважины на поверхность, она попадает в систему сбора и подготовки продукции. Вся эта система представляет собой довольно сложный комплекс нефтепромыслового оборудования, состоящий из трубопроводов, запорно-регулирующей аппаратуры, замерных установок, сепараторов, резервуаров. Формируется система сбора и подготовки нефти в соответствии с Проектом обустройства месторождения, который разрабатывается специализированной проектной организацией (проектным институтом).

Продукция нефтяных скважин практически никогда не состоит из чистой нефти. Как правило, она представляет собой смесь нефти, воды и газа с небольшими примесями других веществ. Поэтому важнейшей задачей системы сбора и подготовки нефти является сепарация, то есть разделение нефти, газа и воды друг от друга.

Рисунок 1. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти

Сепарация, как правило, происходит в несколько стадий. На каждой стадии могут использоваться различные типы сепараторов. По принципу действия сепараторы делятся на центробежные и гравитационные, по конструкции – на горизонтальные, вертикальные, сферические. Для более эффективного отделения воды от нефти и предупреждения образования трудноразрушаемой эмульсии в продукцию скважин добавляют различные реагенты-деэмульгаторы. Также на определенных стадиях производят нагрев нефти для ускорения процессов разделения воды от нефти.

Трубопроводы, применяемые на нефтепромыслах обычно подразделяются на:

Нефтепроводы;
Газопроводы;
Нефтегазопроводы;
Водопроводы (водоводы).

Трубопроводы, ведущие от устья скважин до групповых замерных установок, называют выкидными линиями . А от групповых установок к сборным пунктам – коллекторами .

На первой стадии сбора и подготовки скважинная жидкость по выкидной линии попадает на групповую замерную установку (ГЗУ) , где определяется количество добываемой из скважин жидкости и производится частичное отделение попутного газа и воды от нефти. Далее нефть посредством дожимной насосной станции (ДНС) через сборные коллекторы направляется на центральный пункт сбора (ЦПС) .

«Пункт сбора» - понятие довольно приблизительное. Это может быть что угодно: от очень простой станции сбора до сложного центра комплексной подготовки, где добытые флюиды проходят подготовку и разделяются на газ, газоконденсатные жидкости, воду и стабилизированную нефть.

Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но иногда целесообразно один ЦПС использовать для нескольких месторождений с размещением его на более крупном из них. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где жидкость, добытая из скважин, проходит частичную сепарацию и обработку.

Основное назначение дожимной насосной станции - обеспечить дополнительный напор для перекачки нефти на ЦПС с отдаленных месторождений. Часто ДНС объединяют с установкой предварительного сброса воды (УПСВ) , на которой производится частичная сепарация нефти, газа, воды и дальнейшая перекачка их раздельными трубопроводами.

Окончательная подготовка нефти проводится на установке комплексной подготовки нефти (УКПН), являющейся составной частью понятия ЦПС. Процесс окончательной подготовки нефти включает:

Дегазацию (окончательное отделение газа от нефти)
Обезвоживание (разрушение водонефтяной эмульсии, образующейся при подъеме продукции из скважины и транспорте ее до УКПН)
Обессоливание (удаление солей за счет добавления пресной воды и повторного обезвоживания)
Стабилизацию (удаление легких фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке)

Подготовленная (товарная) нефть направляется в товарный парк, включающий резервуары различной вместимости: от 1000 м³ до 50000 м³. Далее нефть через головную насосную станцию подается в магистральный нефтепровод. Замер объема сдаваемой на транспортировку нефти производится на Узле учета, оборудованном в соответствии с техническими условиями (ТУ) АК «Транснефть».

Установки предварительного сброса пластовой воды, технологическая схема. Дожимные насосные станции. Состав дожимных насосных станций.

Установка предварительного сброса воды УПСВ (рис.1) предназначена для отделения от нефти воды и попутного газа. УПСВ состоит из следующих комплексов оборудования:

Узел сепарации;
Резервуарный парк;
Насосный блок (УПСВ может быть оборудовано несколькими насосными блоками).

Узел сепарации может иметь несколько ступеней сепарации с применением различного типа оборудования (НГС, ГС, УБС, ОГ, РК, УСТН).

Резервуарный парк состоит из одного или нескольких резервуаров, вместимостью от нескольких сотен до десятков тысяч м3 жидкости. В основном употребляются вертикальные стальные резервуары РВС. Для предотвращения разлива жидкости из РВС они должны быть обвалованы.

Насосный блок может содержать как нефтяные, так и водяные насосы разных типов (плунжерные, центробежные, шестеренчатые и т.д.). Наибольшее распространение получили центробежные насосы типа ЦНС. При сравнительно небольших габаритах они обеспечивают высокую производительность и напор жидкости, а при необходимости параметры работы регулируются за счет уменьшения или увеличения рабочих колес.

Рассмотрим принцип работы УПСВ на стандартной схеме.

Продукция скважин нефть, газ и вода с кустовых замерных установок АГЗУ типа "Спутник" поступает на узел сепарации газа в нефтегазовый сепаратор НГС. На вход НГС подается демульгатор посредством дозировочного насоса, расположенного в блоке реагентного хозяйства БРХ. Расход химреагента производится согласно утвержденным нормам.

В НГС осуществляется сепарация нефти от газа. Затем отсепарированный газ с НГС поступает в газосепаратор ГС, а жидкость, через расширительную камеру РК поступает в УСТН для окончательного отделения от газа.

Уровень в НГС контролируется прибором РУПШ и регулируется с помощью регулировочного клапана УЭРВ, установленного на выходе с НГС. Управление УЭРВ осуществляется в ручном или автоматическом режиме с помощью блока управления, выведенного на щит КИПиА в операторной УПСВ.

Для предотвращения превышения давления в НГС, ГС, УСТН свыше допустимого они оборудованы предохранительными клапанами СППК.

В ГС происходит первичная осушка газа, после чего он проходит через установки окончательной осушки ГСВ и поступает потребителю или на ГКС. Для предотвращения замерзания газопроводов на выход из ГС дозировочным насосом подается метанол. Расход метанола производится согласно утвержденным нормам.

После УСТН отделенная от газа жидкость поступает в резервуар РВС, где происходит отделение нефти от подтоварной воды. Подтоварная вода под давлением столба жидкости с РВС поступает через узел учета воды в водонасосную или на БКНС. Уровень жидкости в РВС контролируется прибором ВК-1200 и регулируется УЭРВ. Блоки управления, световой и звуковой сигнализации УЭРВ и ВК-1200 выведены на щит КИПиА.

Нефть с РВС под давлением столба жидкости поступает на прием нефтяных насосов ЦНС. На приеме ЦНС установлены сетчатые фильтры, предотвращающие попадание в насосы различных мех. примесей.

Для контроля за работой насосов ЦНС они оборудуются следующими приборами:

датчиками температуры подшипников;
электроконтактными манометрами ЭКМ для контроля за давлением на приеме и выкиде насосов;
приборами контроля за состоянием газо-воздушной смеси в помещении с включением принудительной вентиляции, звуковой и световой сигнализации на щите КИПиА в операторной УПСВ при превышении ПДК.

Показания всех приборов выводятся на щит КИПиА. Для удобства обслуживания УПСВ контроль за работой насосов можно осуществлять как в помещении нефтенасосной, так и в операторной УПСВ. Параметры работы насосов могут регулироваться как в ручном, так и в автоматическом режиме.

Для предотвращения движения жидкости через насосы в обратную сторону на выкиде насосов установлены обратные клапана КОП и задвижки с электроприводом. В случае отклонения параметров работы насосов от режимных происходит автоматическое отключение насосов, срабатывает звуковая и световая сигнализация, и электроприводные задвижки на выкиде закрываются.

Электродвигатели насосов также снабжены датчиками температуры подшипников.

НГС Нефтегазосепаратор

ГС Газовый сепаратор

ГСВ Газовый сепаратор вертикального типа

РВС Резервуар вертикальный стальной

УСТН Установка сепарационная трубная наклонная

РК Расширительная камера

С выкидной линии насосов нефть через фильтры поступает на узел учета нефти. Для учета откачиваемой жидкости узел учета нефти оборудуется счетчиками " Норд ". Датчики показаний “Норд” выведены на щит КИПиА. После узла учета нефть по напорному нефтепроводу поступает на ЦППН.

Характеристика реагентов

На УПСВ применяются следующие реагенты: ингибиторы коррозии, реагенты-деэмульгаторы. Для предотвращения образования гидратных пробок в сборный газопровод подается метанол. Ингибиторы коррозии, подаваемые в систему сбора нефти для защиты трубопроводов от коррозии, не должны ухудшать реологических свойств, как исходных эмульсий, так и эмульсий, обработанных деэмульгаторами, а также не должны отрицательно влиять на процесс подготовки нефти. То есть ингибиторы должны быть совместимы с применяемыми деэмульгаторами. На установке применяются ингибиторы коррозии типа “Коррексит” 1106А и 6350, “Сипакор”. Для улучшения процесса предварительного обезвоживания нефти применяются деэмульгаторы “Сепарол”WF - 41, “Сепарол” ES–3344, “Диссолван” 2830, 3408 и другие, аналогичные по характеристикам.

Дожимная насосная станция

Дожимные насосные станции (ДНС) Рис.1. применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

буферной емкости;
сбора и откачки утечек нефти;
насосного блока;
свечи аварийного сброса газа.

Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м 3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:

приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;
сепарации нефти от газа;
поддержания постоянного подпора порядка 0,3 - 0,6 МПа на приеме насосов.

Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных:

Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.
Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.
Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.
Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.

Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м 3 , оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.

Принцип работы ДНС

Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.

На каждой ДНС должны находиться технологическая схема и регламент работы, утвержденные техническим руководителем предприятия. Согласно этим нормативным документам производится контроль над режимом работы ДНС.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

· буферной емкости;

· сбора и откачки утечек нефти;

· насосного блока;

· свечи аварийного сброса газа.

Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м 3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:

· приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;

· сепарации нефти от газа;

· поддержания постоянного подпора порядка 0,3 - 0,6 МПа на приеме насосов.

1. Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.

2. Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.

3. Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.

4. Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.

Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м 3 , оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.

Принцип работы ДНС

Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в нефтегазовом сепараторе (НГС) датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.

Схема установки представлена на рис. 4.1.

4.2.2. Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ включает в себя:

3) нагрев продукции скважин;

4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

7) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов - деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

Рис.4.1. Дожимная насосная станция (ДНС)

Н-1 – центробежный насос. Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа, ГНД – газ низкого давления.

На ДНС с УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ.

Жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ с ДНС. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на УПН и ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высоко – эффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти. Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые волы должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Схема установки представлена на рис. 4.2.

4.3. Описание принципиальной технологической схемы установки предварительного сброса воды (УПСВ)

Установка предварительного сброса воды напоминает упрощенную схему установки подготовки нефти. Принципиальное различие состоит в отсутствии оборудования для окончательного обезвоживания нефти до соответствия с ГОСТом 51858-2002.

На УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ.

Жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на конечную сепарационную установку (КСУ), где производится отбор газа при более низком давлении и затем направляется на установку подготовки нефти (УПН) или центральный пункт сбора (ЦПС) для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в "отстойные" аппараты;

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа и окончательной дегазацией;

в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5 – 10% (масс.).

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента - деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций - подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.

Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило содержание нефтепродуктов до 30 мг/л , содержание КВЧ обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосных.

Схема установки представлена на рис.4.3.

4.4. Описание принципиальной технологической схемы установки подготовки нефти (УПН)

Установка подготовки нефти предназначена для обезвоживания и дегазации нефти до параметров, удовлетворяющих требованиям ГОСТ Р 51858-2002.

В нефтегазовом сепараторе С-1 происходит дегазация нефти при давлении 0,6 МПа , которое поддерживается регулятором давления. Для облегчения разрушения водонефтяной эмульсии перед сепаратором С-1 вводится деэмульгатор от блока дозирования химических реагентов.

Из сепаратора С-1 частично дегазированная нефть и пластовая вода поступает на вход блока отстоя, давление в котором поддерживается на уровне 0,3 МПа регулятором давления. Пластовая вода из блока отстоя направляется на сантехнические сооружения для последующей утилизации. Частично обезвоженная и дегазированная нефть из ОГ направляется в электродегидраторы (ЭДГ) для окончательного обезвоживания нефти, далее обезвоженная нефть поступает на концевую сепарационную установку - КСУ, давление в которой поддерживается на уровне 0,102 МПа .

Рис. 4.2. Дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы;

ОГ – отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы.

Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа, ГНД – газ низкого давления.

Подготовленная нефть из КСУ самотеком поступает в резервуарный парк для хранения и последующего автовывоза или подачи нефти в транспортный трубопровод.

Газ дегазации от С-1 и С-2 поступает на газосепараторы ГС и направляются на установку комплексной подготовки газа УКПГ.

Остатки газа из ГС используются на собственные нужды в качестве топливного газа для электростанции.

Отделенная капельная жидкость из ГС направляется в общую линию потока нефти через буферную емкость, которая не указана на схеме.

Технологический комплекс сооружений УПН включает в себя:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды;

3) нагрев продукции скважин;

4) обезвоживание в блоке электродегидраторов;

4) транспортирование нефти в резервуарный парк;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

7) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов- деэмульгаторов)

Данный вид установок системы сбора и подготовки является конечной стадией в пути добываемой продукции от скважины до подготовленной и очищенной нефти предназначенной для дальнейшей переработки.

Схема установки представлена на рис.4.4.

Рис. 4.3. Установкой 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.

Рис. 4.4. Установка подготовки нефти (УПН)

Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС –газосепараторы; ЭДГ – электродегидратор;

ОГ – отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы; РВС – резервуар стационарный.

Потоки: УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа; УУВ – узел учета воды; УУН – узел учета нефти.

4.4.1.Продукция нефтяных и газовых скважин – смесь,

нефти,
газа,
минерализованной воды,
механических смесей (горных пород, затвердевшего цемента)

Она должна быть собрана из рассредоточенных на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной нефти и газа.

Сбор и подготовка нефти (рис. 4.5) составляют единую систему процессов и представляют сложный комплекс:

трубопроводов;
блочного автоматизированного оборудования;
аппаратов, технологически связанных между собой.

Рис.4.5. Принципиальная схема технологии сбора и подготовки нефти.

Она должна обеспечить:

предотвращение потерь нефтяного газа и легких фракций нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки;
отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды;
надежность работы каждого звена и системы в целом;
высокие технико-экономические показатели работы.

Сбор нефти и газа на промыслах – это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа до центрального пункта сбора. Они транспортируются под действием напора, обусловленного: давлением на устье скважин; давлением, создаваемого насосами (при необходимости).

Нефтепроводы , по которым осуществляется сбор нефти от скважин, называютсясборными коллекторами , давление в коллекторе называется линейным давлением .

Выбор схемы внутрипромыслового сбора продукции скважин определяется в зависимости от: природно-климатических условий; систем разработки месторождений; физико-химических свойств пластовых жидкостей; способов и объемов добычи нефти, газа и воды.

Эти условия дают возможность: замера дебитов каждой скважины;
транспорта продукции скважин под давлением, имеющемся на устье скважин, на максимально возможное расстояние; максимальную герметизацию системы в целях исключения потерь газа и легких фракций нефти;
возможность смешения нефтей различных горизонтов;
необходимость подогрева продукции скважин в случае добычи высоковязких и высокопарафинистых нефтей.

После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, а газ по отдельному газопроводу за счет давления в сепараторе ДНС (обычно 0,3-0,4 МПа ) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяются на больших по площади месторождениях нефти, когда давление скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.

На большинстве нефтяных месторождениях Западной Сибири, в основном, применяются двухтрубные системы сбора, при которых продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где проводится измерение дебитов (производительность) отдельных скважин. Затем после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где осуществляется первая ступень сепарации нефти (отделение
основного количества газа от нефти).

Рис.4.6.Принципиальная схема изменения дебита на групповой установке

1-сборный коллектор; 2 – рабочая гребенка; 3 – сборный газосепаратор; 4 – выкидной коллектор; 5 - дожимной насос; 6 – газопровод; 7 - трехходовой клапан; 8 – измерительный коллектор; 9 – замерный сепаратор; 10 – дебитомер.

На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продукцией обводненных скважин, поступает на ЦПС. Также раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, например не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводненных скважин и продукция, которую нежелательно смешивать, по отдельным выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам транспортируется до ЦПС. По характеру движения продукции скважин по трубопроводам системы сбора подразделяют на негерметизированные двухтрубные самотечные системы и на высоконапорные герметизированные системы .