Расчет технологических Установок системы сбора (стр. 1 )

И подготовки скважинной Продукции

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

, ,

РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

УСТАНОВОК СИСТЕМЫ СБОРА

И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ

ПРОДУКЦИИ

Допущено Учебно-методическим объединением вузов

Российской Федерации по нефтегазовому образованию

в качестве учебного пособия для студентов высших

учебных заведений, обучающихся по специальности 130503

«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

направления подготовки специалистов 130500 «Нефтегазовое дело»,

по представлению ученого совета ГОУ ВПО «Тюменский

государственный нефтегазовый университет»

Тюмень

ТюмГНГУ

2010

УДК 622.276

ББК 33.131я73

Л 47

Рецензенты:

доктор технических наук, профессор

кандидат физико-математических наук, доцент

	Леонтьев, С. А.
Л 47	Расчет технологических установок системы сбора и подготовки скважинной продукции [Текст] : учебное пособие / , , . – Тюмень : ТюмГНГУ, 2010. – 116 с.
	ISBN 0250-1
	В учебном пособии приведены методики расчёта технологических процессов сбора и подготовки скважинной продукции, изложены общие сведения о системах сбора продукции нефтяных скважин, приведены конструкции, принципы рациональной эксплуатации оборудования и установок, имеющих место в герметизированной системе сбора и подготовки скважинной продукции на месторождениях Западной Сибири. Пособие может быть полезно научно-техническим, инженерным работникам, студентам очной и заочной формы обучения, изучающим процессы промыслового сбора и подготовки скважинной продукции на месторождениях.

УДК 622.276

ББК 33.131я73

ISBN 0250-1

© Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет», 2010

Оглавление

Введение ………………………………………..………………….………. 5

1. Описание принципиальных технологических схем сбора и подготовки скважинной продукции …...…….…… 6

1.1. Общие сведения о системе сбора и подготовки скважинной продукции …………………………………………………………................ 6

1.2. Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции (ДНС) ………………………………….………..………. 8

1.3. Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ) ... 10

1.4. Описание принципиальной технологической схемы установки

предварительного сброса воды (УПСВ) ………………………….……… 12

1.5. Описание принципиальной технологической схемы установки подготовки нефти (УПН) ……………………………………….……….... 13

2. Описание оборудования, используемого на установках сбора и подготовки скважинной продукции 17

2.1. Емкостное оборудовани 17

2.1.1. Вертикальные и горизонтальные емкости. 17

2.1.2. Оборудование для сепарации скважинной продукции 25

2.1.3. Отстойники 30

2.1.4. Электродегидраторы.. 32

2.2. Нагревательное оборудование, используемое на уста-

новках промысловой подготовки скважинной продукции 34

2.2.1. Трубчатые печи. 34

2.2.2. Подогреватель путевой ПП-1,6/ 1,6-1 …………………................... 37

2.2.3. Нефтегазоводоразделитель с прямым подогревом (НГВРП) 38

2.3. Перекачивающее оборудование 50

2.3.1. Центробежный насос ЦНС 105*294 50

3. Пример расчета установок, применяемых на промысле для сбора и подготовки скважинной продукции 52

3.1. Пример расчета материального баланса дожимной насосной станции (ДНС) …………… 52

3.1.1. Материальный баланс первой ступени сепарации 52

3.1.2. Материальный баланс второй ступени 57

3.1.3. Общий материальный баланс установки 62

3.2. Пример расчета материального баланса дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ) 63

3.2.1. Материальный баланс первой ступени сепарации 63

3.2.2. Материальный баланс второй ступени со сбросом воды 68

3.2.3. Расчет материального баланса сброса воды 73

3.2.4. Общий материальный баланс установки 75

3.3. Пример расчета материального баланса установки предварительного сброса воды (УПСВ) 75

3.3.1. Материальный баланс первой ступени сепарации 76

3.3.2. Материальный баланс блока сбора воды 81

3.3.3. Материальный баланс второй ступени сепарации 83

3.3.4. Общий материальный баланс установки 87

3.4. Пример расчета материального баланса установки подготовки нефти (УПН) 88

3.4.1. Материальный баланс первой ступени сепарации 88

3.4.2. Блок отстоя 94

3.4.3. Блок электродегидраторов 95

3.4.4. Материальный баланс второй ступени сепарации 97

3.4.5. Общий материальный баланс установки 102

Приложение

Приложение

Приложение

Список литературы 115

Введение

Технологические процессы сбора и подготовки углеводородного сырья заключаются в последовательном изменении состояния продукции нефтяной скважины и отдельных её составляющих (нефть и газ), завершающимся получением товарной продукции. Технологический процесс после разделения продукции скважины состоит из нефтяного и газового материальных потоков.

Основными технологическими установками, входящими в состав системы сбора и подготовки, являются:

- дожимная насосная станция (ДНС);

- дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ);

- установка предварительного сброса воды (УПСВ);

- установка подготовки нефти (УПН), которая входит в состав ЦПС.

В последние годы возросло количество новых технологических процессов, применяемых для сбора и подготовки скважинной продукции. Соответственно было создано и оборудование для осуществления этих процессов.

В принципах действий разработанного оборудования широко использованы известные физические и химические явления.

Одним из важнейших условий нормальной эксплуатации герметизированных транспортных систем является качественная подготовка скважинной продукции на промыслах в соответствии с требованиями ГОСТ Р [1].

Целью учебного пособия является помощь в расчете материальных балансов основных технологических установок для курсовых, дипломных и проектных работ, описание технологических установок и оборудования, применяемого на них.

1. Описание принципиальных технологических схем сбора и подготовки скважинной

продукции

1.1.  Общие сведения о системе сбора

и подготовки скважинной продукции

Система сбора и подготовки нефти, газа и воды на нефтяном месторождении должна обеспечивать:

1) автоматическое измерение нефти, газа и воды по каждой скважине;

2) герметизированный сбор нефти, газа и воды на всем пути движения от скважин до магистрального нефтепровода;

3) доведения нефти, газа и пластовой воды на технологических установках до норм товарной продукции (табл. 1.1), автоматический учет этой продукции и передача её транспортным организациям;

4)  возможность ввода в эксплуатацию части месторождения с полной утилизацией нефтяного газа до окончания строительства всего комплекса сооружений;

5)  надежность эксплуатации технологических установок и возможность полной их автоматизации;

6)  изготовление основных узлов системы сбора нефти и газа и оборудования технологических установок индустриальным способом в блочном и модульном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса.

Таблица 1.1

Нормативные данные по качеству нефти

в соответствии с требованиями ГОСТ Р

Показатель	Группа нефти
1	2	3
Максимальное содержание воды, %, не более	0,5	0,5	1,0
Максимальное содержание хлористых солей, мг/л не более	100	300	900
Максимальное содержание механических примесей, %, не более	0,05	0,05	0,05
Максимальное давление насыщенных паров (ДНП) при температуре 37,8оС, кПа, не более	66,7	66,7	66,7
Массовая доля органических хлоридов, млн-1 (ppm)	10
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более	20	100	100
Массовая доля метил - и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более	40	100	100

При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качества, определенные стандартами значения, представленными в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Требования к качеству воды для закачки в пласт ОСТ

Проницаемость пласта, 10-6 м2	Удельная трещиноватость пласта	Допустимое содержание в воде, мг/л
механических примесей	нефти
£ 0,1	-	< 3	< 5
> 0,1	-	< 5	< 10
£ 0,35	От 6,5 до 2 вкл.	< 15	< 40
> 0,35	Менее 2	< 30	< 50
£ 0,6	От 35 до 3,6 вкл.	< 40	< 40
> 0,6	Менее 3,6	< 50	< 50

Чаще всего рекомендуется вместо одного трубопровода большого диаметра укладывать два трубопровода меньшего диаметра, равных по площади большому. Данная схема сбора [2] представлена на рис. 1.1.

Рис. 1.1. Схема герметизированной двухтрубной высоконапорной системы сбора нефти, газа и воды:

1 – эксплуатационные скважины; 2 – выкидные линии; 3 – АГЗУ «Спутник»;

4 – сборный коллектор; 5 – установка предварительного сброса воды (УПСВ);

6 – установка подготовки нефти (УПН); 7 – автоматизированная замерная установка товарной нефти; 8 – кустовая насосная станция (КНС); 9 – нагнетательные скважины; 10 – коллектор товарной нефти; 11 – парк товарных резервуаров; 12 – головная насосная станция; 13 – магистральный нефтепровод; 14 – сборный газопровод; 15 – установка компримирования природного газа (УКПГ); 16 – дожимная насосная станция (ДНС)

Это важно для получения высоких скоростей потоков (1,5-2,5м/с), предотвращающих образование в повышенных местах рельефа местности так называемых «газовых мешков», которые приводят к значительным пульсациям давления в системе сбора и к срыву нормального режима работы сепарационных установок, установок подготовки нефти и установок подготовки и сброса воды.

1.2.  Описание принципиальной технологической схемы

дожимной насосной станции (ДНС)

Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до установок предварительного сброса воды (УПСВ) или цеха подготовки и перекачки нефти (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.

Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м3 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.

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 м3, 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 подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на установку компримирования природного газа (УКПГ). 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.

Принципиальная схема установки представлена на рис. 1.2.

Рис. 1.2. 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

1.3. Описание принципиальной технологической схемы

дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ включает в себя:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды;

3) нагрев продукции скважин;

4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

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

Объекты предварительного разделения продукции скважин должны рассматриваться как составная часть единого технологического комплекса сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, газа и воды.

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

Как уже указывалось, 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.

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;

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

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.

Рис. 1.3. Принципиальная схема дожимной насосной станции 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

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, высокоэффективных 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 воды должны иметь качество, как правило, 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 насосов.

Принципиальная схема установки представлена на рис. 1.3.

1.4.  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 ГОСТ .

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 УПН или 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.

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, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и 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.

Принципиальная схема установки представлена на рис. 1.4.

1.5. Описание принципиальной технологической схемы

установки подготовки нефти (УПН)

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

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 электродегидратор (ЭДГ) для окончательного обезвоживания нефти, далее обезвоженная нефть поступает на концевую сепарационную установку - КСУ, давление в которой поддерживается на уровне 0,102 МПа. 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 газосепаратор ГС и направляется на установку комплексной подготовки газа УКПГ.

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

Рис. 1.4. 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