Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

Эксплуатация нефтегазопромысловых систем - файл 1.docx


Эксплуатация нефтегазопромысловых систем
скачать (629.2 kb.)

Доступные файлы (1):

1.docx630kb.19.12.2011 09:47скачать

содержание
Загрузка...

1.docx

Реклама MarketGid:
Загрузка...
Министерство образования и науки Российской Федерации.

Государственное образовательное учреждение высшего образования.

Пермский Государственный Технический Университет.

Кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений.


Учебная дисциплина: «Эксплуатация нефтегазопромысловых систем»

Контрольная работа

Вариант 16

Выполнил:

Проверил:


Пермь 2011 г.

Оглавление

 3

Задача №1 Выбор типоразмера и определение необходимого количества гравитационных сепараторов для отделения газа от нефти (1-я ступень сепарации). 4

 11

Задача №2 Гидравлический расчет нефтесборного коллектора (нефтепровода) от дожимной насосной станции (ДНС) до центрального сборного пункта (ЦСП). 12

 15

Задача № 3 Гидравлический расчет газопровода от сепарационной установки (1-я ступень сепарации для группы нефтедобывающих скважин) до газокомпрессорной станции. 16

 18

Задача №4 Построение графика изменения давления по длине промыслового газосборного коллектора. 19

 25

Задача №5 Выполнение технологической схемы сбора продукции нефтедобывающих скважин на промысле (для месторождения или цеха по добыче нефти и газа). Выполнение технологической схемы установки по подготовке нефти. 26

 34

Литература 35


^



Задача №1 Выбор типоразмера и определение необходимого количества гравитационных сепараторов для отделения газа от нефти (1-я ступень сепарации).



^ Исходные данные:

Nскв. = 50 – количество добывающих скважин;

qn = 44 т/сут. – средний дебит одной скважины по нефти;

Гф = 92 м3/т. – средний газовый фактор (газонасыщенность пластовой нефти);

ρн.д = 870 кг/м3 – плотность нефти дегазированной;

μн.д = 8,0 мПа × с – вязкость нефти дегазированной;

Рсеп.1 = 0,45 МПа – давление сепарации (1ая ступень);

Тсеп = 284 К – температура сепарации;

μг.с = 0,01 мПа × с – вязкость газа при условиях сепарации;

Lк=17,4 км – длина нефтесборного коллектора;

Рсеп.2 = 0,12 МПа – давление в сепараторах 1-ой ступени (ЦСП);

рнас=11,4 МПа – давление насыщения нефти газом;

∆Н=73 м – повышение отметки ЦСП над ДНС;

Кз = 1,2 – коэффициент запаса по производительности (пропускной способности) нефтесборного коллектора, доли единиц;

ρго =1,32 кг/м3 – плотность газа (стандартные условия);

^ Основные положения.

Технологический (гидравлический) расчет гравитационных сепараторов ведется на пропускную способность по газу и (или) по жидкости. В первом случае газ рассматривается в виде сплошной фазы (сплошного потока), поднимающейся снизу вверх в сепараторе, а жидкость – в виде отдельных капель, опускающихся в потоке газа в нижнюю часть аппарата. При расчете на пропускную способность по жидкости она рассматривается в виде сплошной фазы, а газ – в виде отдельных пузырьков, всплывающих в опускающемся или поднимающемся слое жидкости.

Условие разделения фаз при расчете сепаратора на пропускную способность по газу

Wч≥Vг (1)

где: - скорость падения капли (частицы) жидкости под действием силы тяжести в неподвижном газе; - скорость восходящего газового потока. Скорость опускания частицы жидкости в восходящем потоке газа Wоп=Wч-Vг.

Условие разделения фаз при расчете сепаратора на пропускную способность по жидкости

(2)



где: - скорость всплывания газового пузырька в неподвижной жидкости; - скорость опускания или подъема слоя жидкости в сепараторе. Скорость подъема (всплывания) пузырька газа в опускающейся жидкости , в поднимающемся слое жидкости .

Скорость падения шарообразной частицы жидкости в неподвижном газе может быть определена по следующим формулам:

  1. при размере частиц не более 80 мкм

(формула Стокса), (3)

где: dr – размер (диаметр) частицы, м; и – плотность жидкости и газа при условиях сепарации, кг/м3; – динамическая (абсолютная) вязкость газа при условиях сепарации, ; g – ускорение свободного падения, м/с2;

  1. для частиц размером 300-800 мкм (формула Аллена)

, (4)

где: – кинематическая вязкость газа;

  1. для частиц размером более 800 мкм (формула Ньютона)

(5)

При расчетах диаметр частиц можно принять равным 100 мкм. Для нахождения Wr следует выполнить вычисления по формуле Стокса, задавшись тремя значениями dr (например 50,65 и 80 мкм), и по формуле Алена (например, при dr = 300, 350 и 400 мкм), построить график изменения Wr от dr и по этому графику определить Wr при dr = 100 мкм.

Скорость восходящего потока газа

, (6)

где: – объемный расход газа в сепараторе; F – площадь сечения сепаратора в плоскости, нормальной к потоку газа.

Очевидно что

(7)

где: – объемный расход газа, приведенный к нормальным (T0 = 273 К) или к стандартным (T0 = 293 К) условиям;

P0 и T0 – атмосферное давление и нормальная (или стандартная) температура;

P и T –давление и температура газа в сепараторе;

Z0 и Z – коэффициенты сверхсжимаемости газа при нормальных (стандартных) условиях и при P, T.

Отношение Z / Z0 для условий первой ступени сепарации можно принять равным 0,95.

Скорость всплывания газового пузырька в неподвижной жидкости

(8)

где: dп – диаметр пузырька;

– динамическая вязкость жидкости.

При расчете сепаратора на пропускную способность по жидкости диаметр пузырька газа можно принять равным 0,6 мм.

Скорость опускания или подъема слоя жидкости в сепараторе

, (9)

где: – объемный расход жидкости.
Решение.
Для выбора сепаратора необходимо рассчитать его нагрузку по газу, которую можно определить по методике ступенчатого разгазирования нефти [1].

Количество газа, выделяющееся из каждой тонны нефти в сепа

раторе, приведенное к нормальным условиям, может быть рас

считано по формуле

G = ГT R [D1 (1 + R) — 1],

где ГТ — газонасыщенность пластовой нефти, м3/т, объем газа при

веден к нормальным условиям;

,

pS20 давление насыщения нефти при 20°С, МПа;

,

,

—плотность дегазированной нефти при 20°С и атмосферном дав

лении, кг/м3;
— относительная (по воздуху) плотность газа однократного разгазирования нефти.

Рассчитывают вспомогательные коэффициенты
,

,

- плотность воздуха при 20°С

D1 = 4,06 (0,87*1,095 — 1,045) = -0,37.

Зная вспомогательные коэффициенты, находят количество газа, выделяющееся из каждой тонны нефти при условиях в газонефтяном сепараторе,

G = ГT R [D1 (1 + R) — 1]=92 (—0,68) [(—0,37) (1 —0,68) — 1] = 69,97 м3/т.

Суточный дебит всех скважин Qн = qн . Nскв = 44 . 50 = 2200 т/сут,

или Qнv = Qн./ρ = 2200/0,86 = 2558 м3/сут.

Количество газа, поступающего в сепаратор в свободном состоянии вместе с нефтью

.

Плотность газа при температуре и давлении в сепараторе

.



С учетом формул (6), (7) и условия (1) при (при dч не более 80 мкм по ф-ле Стокса) определяется внутренний расчетный диаметр вертикального гравитационного сепаратора

при dч= 50 мкм
;

.

=0,12 м/с

=2,12 м

при dч= 65 мкм

=0,2 м/с

=1,64 м

при dч= 80 мкм

=0,3 м/с

=1,34 м

С учетом формул (6), (7) и условия (1) при (при dч 300-800 мкм по ф-ле Аллена) определяется внутренний расчетный диаметр вертикального гравитационного сепаратора

- кинематическая вязкость

при dч = 305 мкм
;

.

=0,80м/с

=0,82 м

при dч = 350 мкм

=0,93м/с

=0,76 м

при dч = 410 мкм

=1,12м/с

=0,69 м

Строим график изменения от dч

по данному графику определяем при dч=100 мкм, = 0,4 м/с

определяется внутренний расчетный диаметр вертикального гравитационного сепаратора

Выбирается ближайший больший стандартный размер (диаметр) сепаратора
(табл. 1).

Характеристика вертикальных сепараторов

Таблица 1



Условный

диаметр сепаратора, м

Рабочее давление (максимальное), МПа

Максимальная пропускная способность по газу, тыс. м3/сут

Высота корпуса,

м

0,4

1,6

80,0

3,525

0,6

0,6

100,0

3,630




1,6

180,0

3,630

0,8

0,6

175,0

3,710




1,6

320,0

3,720

1,0

0,6

275,0

3,810




1,6

500,0

3,820

1,2

0,6

400,0

3,900




1,6

730,0

3,920

1,4

0,6

540,0

4,000

1,6

0,6

720,0

4,110


Подходит сепаратор: D = 1,2 м; Р = 0,6 МПа; Н = 3,9 м; Qго = 400000 м3/сут.

Определяется расчетный диаметр горизонтального гравитационного сепаратора

.

где L – длина сепаратора – расстояние между входным и выходным патрубками сепаратора, м (можно принять L = 3 м).

Выбирается стандартный диаметр сепаратора (табл. 2).

Характеристика сепараторов типа НГС

Таблица 2

Сепарационная установка

Максимальное

рабочее давление, МПа

Диаметр

сепаратора, м

Пропускная способность

(максимальная)

по газу,

тыс. м3/сут.

по жидкости, м3/сут

НГС 6-1400

0,6

1,4

150,0

2000,0

НГС 16-1400

1,6

1,4

260,0

2000,0

НГС 6-1600

0,6

1,6

340,0

5000,0

НГС 16-1600

1,6

1,6

590,0

5000,0

НГС 6-2200

0,6

2,2

600,0

10000,0

НГС 16-2200

1,6

2,2

1000,0

10000,0

НГС 6-2600

0,6

2,6

1000,0

20000,0

НГС 16-2600

1,6

2,6

1800,0

20000,0

НГС 6-3000

0,6

3,0

1500,0

30000,0

НГС 16-3000

1,6

3,0

2700,0

30000,0




Подходит сепаратор: D = 1,4 м; Р = 1,6 МПа; L = 3,0 м; Qго = 260000 м3/сут.; Qж = 2000 м3/сут.

По результатам расчета на пропускную способность по газу выбирается сепаратор с меньшими габаритами – вертикальный.

Определяется пропускная способность выбранного сепаратора на пропускную способность по жидкости

, м3/сут, (13)

где F – площадь зеркала (поверхность раздела газовой и жидкой фаз) в сепараторе.

При расчете сепаратора на пропускную способность по жидкости диаметр пузырька газа можно принять равным 0,6 мм.

;
Пропускная способность сепаратора по жидкости, полученная по (13), оказалась меньше общего количества нефти, получаемой из скважин (по заданным условиям задачи). Определим размер (диаметр) газовых пузырьков, при котором выполняется условие

,

приняв пропускную способность сепаратора равной заданному количеству нефти.

Отсюда .

^



Задача №2 Гидравлический расчет нефтесборного коллектора (нефтепровода) от дожимной насосной станции (ДНС) до центрального сборного пункта (ЦСП).



^ Основные положения.

При гидравлическом расчете нефтепровода решают одну из трех задач:
а) определение пропускной способности нефтепровода;

б) определение диаметра трубы;

в) определение давления в начале нефтепровода (давления на выкиде насосов ДНС). Выполнение расчетов основано на формуле Дарси-Вейсбаха (допускается, что потери напора в местах местных сопротивлений , где hтр – потери напора на трение жидкости по длине трубы

, (15)

где: L – длина нефтепровода или отдельного его участка; D – внутренний диаметр трубы; V – средняя скорость движения жидкости в трубе; g - ускорение свободного падения; - коэффициент гидравлических сопротивлений.

Для ламинарного режима течения, когда ( - число Рейнольдса; - коэффициент кинематической вязкости)

(формула Стокса) (16)

Для переходного и турбулентного режимов (2320<Re<Re1)

(формула Блазиуса), (17)

при этом (18)

где - относительная шероховатость труб: , Kэ – эквивалентная шероховатость стенок трубы (можно принять м).

Если при гидравлическом расчете нефтепровода неизвестны диаметр и давление в начале трубы, задаются скоростью движения жидкости в пределах 1,0…1,5 м/с при вязкости от 1 до 150 мм2/с и 0,5…1,0 – при более высокой вязкости.

После выбора стандартного размера (диаметра) трубы (табл. 3) при известном объемном расходе жидкости уточняют скорость ее движения.



Давление Р1 в начале трубопровода при полном заполнении его жидкостью определяется по формуле

(19)

где: P1 – давление в конце нефтепровода; – разница в геометрических (высотных) отметках начала и конца нефтепровода: . При величина принимается со знаком (+), при – со знаком (-). Отдельные участки нефтепровода могут иметь высотные отметки, превышающие (), что необходимо учитывать при заполнении трубы жидкостью.
Решение:

1. Определяем объемный расход одной скважины по нефти:
2. Находим с учетом коэффициента запаса объемный расход нефти в нефтепроводе:
3. Определяем кинематическую вязкость нефти:
4. Для определения диаметра трубы, необходимо определим площадь поперечного сечения трубы (для предварительного расчета скорость движения жидкости в трубе примем V = 1,2 м/с):


Бесшовные горячекатаные трубы по ГОСТ 8732-78

Таблица 3

Наружный диаметр, мм

Толщина стенки, мм

3

4

5

6

7

8

9

10

11

57

+

+

+













60

+

+

+













70

+

+

+

+











76

+

+

+

+











89



+

+

+

+









108



+

+

+

+

+







133



+

+

+

+

+







159





+

+

+

+

+





168





+

+

+

+

+

+



219







+

+

+

+

+



273









+

+

+

+

+

325











+

+

+

+

377













+

+

+

426













+

+

+

Примечание: (-) – трубы указанного размера на производятся.
По ГОСТ 8732-78 таблица 3, «Учебно-методическое пособие» выбираем ближайшую трубу с большим диаметром. DН = 219 мм, толщина стенки δ = 8 мм, внутренний диаметр трубы d = 219 – 16 = 203 мм.

5. Определяем точную скорость движения жидкости в трубе с внутренним диаметром 201 мм:
6. Определяем относительную шероховатость труб:
где КЭ = 1,4 × 10-5 – эквивалентная шероховатость стенок трубы.

7. Находим число Рейнольдса( Re1) :


Так как 2320 < Re < 260767,4 принимаем режим течения турбулентный.

8. Для определения коэффициента гидравлических сопротивлений воспользуемся формулой Блазиуса:
9. Определяем потери напора на трение жидкости по длине трубы:
10. Определяем давление в начале нефтепровода (по условию задачи отметка ЦСП выше отметки ДНС, то величину ∆Н принимаем со знаком «+»):
11. Определяем развиваемое насосом давление:
12. Находим напор, развиваемый насосом:
Напор развиваемый насосом рассчитан на дегазированной нефти.

Пересчитаем напор по воде плотностью 1000 кг/м3


Расход нефти

Таким образом, насос должен удовлетворять условиям: Н > 162м, Q > 141 м3/час.

Согласно полученным расчетным путем по параметрам подходит центробежный нефтяной горизонтальный насос типа Н: 6Н-10х1. Подача 141 м3/час. Напор 187 м. Высота всасывания 3,5 м. КПД 71%. Число ступеней 4. Диаметр рабочего колеса 215 мм. С частотой вращения двигателя 2960 об/ мин. (согласно учебно-методического пособия «Эксплуатация нефтегазопромысловых систем». Пермь 2005г.)



^

Задача № 3 Гидравлический расчет газопровода от сепарационной установки (1-я ступень сепарации для группы нефтедобывающих скважин) до газокомпрессорной станции.



^ Основные положения.

Особенностью движения газа в газопроводах является изменение его объема, связанное с сжимаемостью и сверхсжимаемостью реального газа. По мере уменьшения давления объемная скорость газа увеличивается, что ведет к увеличению потерь давления на трение в расчете на единицу длины газопровода. Объемный расход или пропускная способность газопровода могут быть определены по следующим формулам

, м3/с (21)

где: D – внутренний диаметр трубы; L – длина газопровода; P1 и P2 - давления в начале и в конце газопровода; T – средняя температура газа в газопроводе; – относительная плотность газа; Z – среднее значение коэффициента сверхсжимаемости газа.

Можно применить также формулу

, м3/с, (22)

где: D – см; P1 и P2 – кг/см2; Т – К; L – км.

Решение:

1. Определяем количество газа добываемого с одной скважины:
2. Находим объемный расход газа по месторождению с учетом коэффициента запаса:


3. Преобразуем формулу объемного расхода для определения расчетного значения диаметра трубы:
D=0.272м=272мм
Выбираем ближайший больший стандартный размер трубы из (табл. 3), это труба D = 325 мм с толщиной стенки 11 мм и внутренним диаметром 303 мм.

4. Определяем пропускную способность газопровода для выбранного диаметра трубы по различным формулам:

м3

По формуле

, м3/сут,

где: D – см; P1 и P2 – кг/см2; Т – К; L – км:

м3/сут или 3,2 м3

По формуле

, м3/сут,

где: D – мм; P1 и P2 – МПа; Т – К; L – км.

м3/сут или 5,1 м3

^



Задача №4 Построение графика изменения давления по длине промыслового газосборного коллектора.


Схема газосборного коллектора.
Исходные данные.

Давление в начале газопровода P1 = 9,3 МПа.

Давление в конце газопровода P2 = 8,4 МПа.

Длина участков газопровода:

q1 = 4,5 м3/с,

q2 = 7,8 м3/с,

q3 = 16,4 м3/с,

L1 = 6 км,

L2 = 3,5 км,

L3 = 3,8 км.

Температура газа в газопроводе (средняя) T = 283 К.

Коэффициент сверхсжимаемости газа газопроводе (средний) z = 0,92.

^ Общие положения.

Формулу (21) для гидравлического расчета газопровода можно записать в следующем виде

(24)

или, при одинаковом диаметре труб на каждом участке газосборного коллектора

(25)

где: и – давление в начале и в конце i-го участка газопровода;



– объемный расход газа на i-ом участке;

– длина i-го участка;

(26)

Если просуммировать левую и правую части равенства (20) при и

(27)

или (28)

По (28) определятся расчетный диаметр труб.

Решение:

1. Определим диаметр трубы при условии, что он одинаков на всех участках газосборного коллектора:

D = 0,468м = 468 мм.

Из таблицы 3 выбираем стандартный диаметр трубы 426 мм, толщиной стенки 9 мм и внутренним диаметром 408 мм.

2. Определяем давления в узловой точке РХ1:


3. Определяем давления в узловой точке РХ2:
4. Определяем проверочным расчетом давление в точке Р2:


5. Определим распределение давления по длине газосборного коллектора:

Рассчитываем изменение давления на L1 = 6 км участке газосборного коллектора при Х1 = 1,5 км; Х2 = 3 км; Х3 = 4,5 км; Х4 = 6 км;
где, Хi – расстояние от начала i-го участка до рассматриваемого сечения, для которого определяется давление Р.

Рассчитываем изменение давления на L2 = 3,5 км участке газосборного коллектора при Х1 = 1 км; Х2 = 2 км; Х3 = 3 км;

Рассчитываем изменение давления на L3 = 3,8 км участке газосборного коллектора при Х1 = 1 км; Х2 = 2 км; Х3 = 3 км;



Х, км

Р, МПа

1,50

9,26

3,00

9,22

4,50

9,18

6,00

9,14

7,00

9,06

8,00

8,98

9,00

8,89

9,50

8,85

10,50

8,47

11,50

8,08

12,50

7,66

13,30

7,31





График изменения давления по длине газосборного коллектора



Задача №5 Выполнение технологической схемы сбора продукции нефтедобывающих скважин на промысле (для месторождения или цеха по добыче нефти и газа). Выполнение технологической схемы установки по подготовке нефти.



^ Принципиальная схема сбора.
Нефть, газ и вода, поступившие из эксплуатационных скважин 1, под собственным давлением направляются в выкидные линии 2, а из них — в АГЗУ «Спутник» 3. В «Спутнике» 3 по очереди изме

ряются количества нефти, газа и воды, получаемые от каждой подключенной скважины, затем эта продукция смешивается и на

правляется в сборный коллектор. Из сборного коллектора, также под собственным давлением, нефть, газ и вода поступают в сепараторы первой ступени 4, смонтированные на площадке ДНС. Газ из сепараторов ДНС по газопроводу подается на ГПЗ, вода с УПСВ 5 подается в систему ППД, а нефть насосами 6 по сборному коллектору направля

ется на ЦПС, находящуюся на значительном расстоянии от ДНС (10—20 км). Пройдя через УКПН жидкость поступает на сепаратор 6. На ЦПС окончательно разделяются нефть, газ и вода. Вода подается в систему ППД, из. Газ подается по сборному газопроводу на ГПЗ. Товарная нефть направляется через автоматизиро

ванную замерную установку в парк товарных резервуаров 8. Из товарных резервуаров нефть подается на прием насосов го

ловной насосной станции, а оттуда — в магистральный нефте

провод, из которого она поступает на НПЗ.



Групповая замерная установка (ГЗУ).
Общие сведения

ГЗУ предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.

Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3\сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3\м3.

^ Устройство и принцип работы.

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8—12, а иногда и более скважин.

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.

Схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рисунке


Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (8) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (27) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3\м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми 

погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1~1.25).

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.


Дожимные насосные станции
Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, разделения нефти и воды и дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации.
Принцип работы ДНС.

Газожидкостная смесь от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Отсепарированный газ под давлением через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Жидкость поступает в парк резервуаров, где происходит разделение нефти и воды. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее через узел учёта в нефтепровод. Вода поступает в систему ППД, для подготовки и закачки в пласт.

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




Установка подготовки нефти.


В газожидкостную смесь, поступающую с ДНС, подаётся деэмульгатор. Далее ГЖС поступает в отстойники объёмом 200 м3, газ поступает на ГПЗ, вода в систему ППД. Далее смесь поступает на подогреватели нефти, затем в ёмкость горячей сепарации объёмом 100 м3, где дополнительно происходит отделение газа. Поступившая в электродегидраторы нефть окончательно обезвоживается, затем в концевом сепараторе окончательно отделяется газ. Нефть поступает в парк товарных резервуаров, каждый резервуар (РВС) объёмом 10000 м3. После РВС товарная нефть через узел учёта подаётся на НПЗ.

^



Литература





  1. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды: Учеб. - М.: Недра, 1979.

  2. Лутошкин Г.С, Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах: Учеб. пособие. - М.: Недра, 1984.

  3. Эксплуатация нефтегазопромысловых систем. Учебно-методическое пособие / Сост. В.А. Мордвинов: Перм. гос. техн. ун-т. Пермь, 2005.

  4. Технологическая схема УНП-1 ЦПС «Талинский» ОАО «ТНК-Нягань».

  5. Технологическая схема ДНС-24 ОАО «ТНК-Нягань».



Скачать файл (629.2 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru