Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 [ 84 ] 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122

Трубопроводная арматура разделяется на три группы: запорная, регулирующая, предохранительная.

Назначение запорной арматуры - разобщение участков трубопроводов и отключение от трубопроводов разных технологических установок. Она устанавливается в начале и конце каждого трубопровода, а также в местах соединения со сборными коллекторами. К запорной арматуре относятся задвижки, краны, вентили, обратные клапаны. Кран - запорное устройство, проходное сечение которого открывается и закрывается при повороте пробки вокруг своей оси. вентиль - запорное устройство, в котором при повороте шпинделя клапан, насаженный на нем, перемещается вдоль оси седла. В конце трубопроводов, подключенных к групповым установкам или сборным коллекторам, устанавливают обратные клапаны, которые предназначены для отключения трубопровода в случае изменения направления движения жидкости.

Назначение регулирующей арматуры трубопроводов (регуляторов давления) - поддержание пластового давления в трубопроводе до регулятора или после него. Она устанавливается, как правило, на газопроводах для обеспечения постоянного давления на приеме компрессоров или в конечных точках газопроводов.

Назначение предохранительной арматуры - предохранение трубопроводов или аппаратов от разрыва при повышении давления. К предохранительной арматуре относятся предохранительные клапаны различных конструкций (рычажные, пружинные и др.).

Транспорт попутного газа на площадях нефтяных месторождений осуществляется по газопроводам.

Газопроводы, по которым газ поступает на прием компрессорной станции, называются подводящими, а по которым подводится к компрессорам - нагнетательными. Газопроводы, в которые поступает газ по нескольким трубопроводам, называются газосборными коллекторами. Конфигурация газосборного коллектора зависит от числа сепарационных установок, их размещения на месторождении и системы сбора и транспорта нефти и газа. Коллектор должен быть экономически целесообразным, обеспечивать бесперебойную подачу газа, а также быть маневренным и удобным в обслуживании.

Расход жидкости или газа по трубопроводу определяют при помощи дифференциальных манометров.

Блочные автоматизированные групповые замерные установки предназначены: для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа; для

контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости; для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или остановки в целом при возникновении аварийных ситуаций. На нефтяных месторождениях широко применяются блочные АГЗУ типа "Спутник".

За последние годы объем парафинистых и высоковязких нефтей в общей добыче нефти возрастает, что связано с открытием и вводом в разработку месторождений на п-ове Мангышлак, в Казахстане, Туркменистане, Коми и других районах.

С понижением температуры нефти растворенный в ней парафин начинает кристаллизоваться. При этом резко возрастает вязкость нефти, особенно после кратковременного прекращения перекачки. Поэтому возникает необходимость при перекачке таких нефтей увеличивать мощность насосных станций, строить специальные установки для подогрева нефти, увеличивать диаметр трубопроводов, добавлять к нефти различные присадки, разбавлять ее нефтепродуктами и т.д.

При транспорте неразгазированной нефти уменьшаются возможности образования и отложения парафина.

Практика эксплуатации показывает, что при совместном сборе нефти и газа одним из основных направлений борьбы с парафином являются снижение до минимума потерь тепла и поддержание оптимальной температуры при добыче и транспорте продукции скважин. На это влияют глубина заложения трубопровода, его теплоизоляция, режим перекачки и подогрев продукции.

Рассмотрим элементы путевого подогрева продукции скважин. В выкидных линиях продукция подогревается устьевыми (типа ПП) и трубопроводными типа ПТ подогревателями.

Блочная газовая печь УН-0,2 и подогреватель нефти ПТТ-0,2 работают на газе. Пропускная способность подогревателя по жидкости при ее нагреве до 70 °С составляет 100 т/сут, рабочее давление - до 1,6 МПа, расход газа - 25 м3/ч.

Пропускная способность путевых подогревателей ПП-0,4, ПП-0,63 и ПП-1,6 по жидкости при ее нагреве на 25 °С составляет соответственно 750, 1150 и 2350 т/сут при расходе газа соответственно 45, 75 и 180 м3/ч.

Пропускная способность трубопроводного подогревателя ПТ-160/100 по жидкости при ее нагреве до 70 °С составляет 500 м3/сут, расход газа - 300 м3/ч.

Дожимные насосные станции предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти из газа в целях дальнейшего раздельного транспорта нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации.

Дожимные насосные станции выпускаются в блочном исполнении двух типов.

К первому типу относятся ДНе на базе сепарационных установок с насосной откачкой блочной насосной (БН). Разработано 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9 до БН-2000-26. Шифр блока: БН - блочная насосная; первое число - подача насоса по жидкости в м3/сут; второе - давление нагнетания в МПа. Из блоков компонуются дожимные насосные станции различных подач и напора. етанция состоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа. Технологический блок включает технологическую емкость и гидроциклоны, один из которых резервный.

Ко второму типу относятся ДНе-7000, ДНе-14000, ДНе-20000, где число указывает на подачу насосных агрегатов в м3/сут. Давление нагнетания насосов 1,9-2,8 МПа. Технологическая единица состоит из блока буферной емкости (где осуществляется сепарация газа) и блока насоса 8НД-9х3. В указанных ДНе имеются соответственно две, три, четыре технологические единицы, причем в каждой станции одна технологическая единица резервная. Помимо этого, ДНе включает: блоки сбора и откачки утечек нефти, низковольтной аппаратуры и КИПиА, а также распределительное устройство и свечу аварийного сброса газа.

8.2. Замерные установки систем нефтегазосбора

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты нефти, воды и газа. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважины. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений. Так, при увеличении механических примесей в продукции скважины может возникнуть разрушение призабойной зоны. еледовательно, необходимо или изменить режим работы, или закрепить призабойную зону.

Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.