У вас вопросы?
У нас ответы:) SamZan.net

тема УЛФ из аппаратов и резервуаров низкого давления

Работа добавлена на сайт samzan.net: 2015-07-10

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Выберите тип работы:

Скидка 25% при заказе до 17.5.2025

1.Сепарация скважинной продукции.


Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к установкам сепарации продукции скважин, оснащенным блоками улавливания легких фракций (система УЛФ) из аппаратов и резервуаров низкого давления. Установка содержит подводящий трубопровод, сепаратор высокого давления с газопроводом и отводящим трубопроводом, подключенным к сырьевому резервуару, вертикальную трубу, установленную на отводящем трубопроводе и соединенную с газовой зоной сепаратора низкого давления. Отводящий трубопровод сепаратора соединен трубопроводом с нижней зоной товарного резервуара и с буферной емкостью системы УЛФ. На отводящем трубопроводе сепаратора низкого давления установлен регулирующий клапан "После себя", а резервуары и буферная емкость снабжены датчиками давления и включения-отключения компрессора. Технический результат состоит в снижении капитальных и эксплуатационных затрат. 1 ил.


ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к установкам сепарации продукции скважин, оснащенным блоками улавливания легких фракций (система УЛФ) из аппаратов и резервуаров низкого давления.

Известна установка сепарации продукции скважин, содержащая сепараторы высокого и низкого давлений, газопроводы, сырьевые и товарные резервуары, системы улавливания легких фракций (УЛФ) с компрессорами, подводящие и отводящие трубопроводы, датчики давления и регулирующие клапаны, трубчатые перемычки, соединяющие между собой газопроводы низкой (высокой) ступени сепарации и газоотводящие патрубки резервуаров с компрессорами системы УЛФ (патент 1510862, B 01 D 19/00).

Известная установка позволяет сократить эксплуатационные затраты и повысить надежность эксплуатации благодаря наличию перемычек, соединяющих газопроводы от сепараторов и резервуаров с компрессорами систем УЛФ, которые работают без остановки и осуществляют непрерывный отбор легких фракций.

Недостатками установки являются высокие материальные и эксплуатационные затраты. Объясняется это двухступенчатым сжатием отобранного нефтяного газа из резервуаров компрессорами УЛФ и компрессорной станцией.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемой является установка сепарации продукции скважин, содержащая сепаратор низкого давления, газопроводы, резервуар, подводящие и отводящие трубопроводы, регулирующий клапан и датчики давления, дополнительный трубопровод, соединяющий между собой подводящий и отводящий трубопроводы сепаратора, установленные на дополнительном трубопроводе вертикальной трубы, верхняя часть которой расположена на равной с сепаратором высоте и соединена с газопроводом сепаратора, систему улавливания легких фракций (УЛФ), включающую буферную емкость, компрессор и насос (патент 1769719, B 01 D 19/00).

Известная установка позволяет повысить надежность эксплуатации благодаря постоянному отбору газовых пробок из объема газожидкостной смеси перед поступлением ее в резервуар через вертикальную трубу и в результате непрерывного расхода газожидкостной смеси в резервуар через регулирующий клапан.

Недостатком установки является высокие капитальные и эксплуатационные затраты. Это обусловлено необходимостью использования двух компрессоров (высокого и низкого давлений на компрессорной станции и в системе УЛФ соответственно) для отбора нефтяного газа из сепаратора и резервуара.

В связи с повышением обводненности нефти во времени и снижением ее добычи количество свободного газа, поступающего с промыслов в сепаратор постоянно уменьшается, что ведет к неполной загрузке компрессорной станции газом и нестабильной ее работе, вынуждая компрессор время от времени работать по замкнутому циклу "с выкида на прием", перекачивая один и тот же объем газа. При эксплуатации резервуаров различного технологического назначения (сырьевых и товарных) зачастую наблюдаются случаи быстрого снижения давления в резервуарах (например, при откачке нефти из товарных резервуаров), в результате чего значительный объем нефти направляется, минуя сепаратор, по дополнительному трубопроводу в сырьевые резервуары, из которых газ (в ряде случаев до 85-90% от общего количества) поступает в систему улавливания легких фракций и далее компрессором откачивается на компрессорную станцию. При этом основной объем газа, поступающего с нефтью на установку, компримируется дважды, что ведет к повышенному расходу электроэнергии, масла, излишнему износу оборудования. Кроме того, подключение верхней части вертикальной трубы к газопроводу сепаратора способствует уносу в газопровод совместно с газовыми пробками при их отборе значительного количества капельной жидкости и поступлению ее совместно с газом из сепаратора на прием компрессорной станции. Это ведет к потерям нефти и ухудшает работу компрессора.

Целью предлагаемой установки сепарации продукции скважин является сокращение эксплуатационных затрат за счет уменьшения расхода электроэнергии и сокращение капитальных затрат за счет высвобождения оборудования и компрессорной станции.

Указанная цель достигается описываемой установкой, содержащей сепараторы высокого и низкого давлений, газопровод высокого давления, подводящие и отводящие трубопроводы, сырьевые и товарные резервуары с газоуравнительной линией, вертикальную трубу, верхняя часть которой расположена на равной с сепаратором низкого давления высоте, регулирующий клапан и систему улавливания легких фракций (УЛФ), включающую буферную емкость, компрессор и насос.

Новым является то, что установка снабжена трубопроводом, соединяющим отводящий трубопровод сепаратора низкого давления с буферной емкостью системы УЛФ и нижней зоной товарного резервуара, при этом вертикальная труба установлена на отводящем трубопроводе сепаратора высокого давления и соединена верхней частью с газовой зоной сепаратора низкого давления, а регулирующий клапан установлен на отводящем трубопроводе сепаратора низкого давления.

На чертеже представлена принципиальная схема предлагаемой установки.

Установка содержит: подводящий трубопровод 1, сепаратор 2 высокого давления с газопроводом 3 и отводящим трубопроводом 4, подключенным к сырьевому резервуару 5, вертикальную трубу 6, установленную на отводящем трубопроводе 4 сепаратора 2 и соединенную верхней частью газопроводом 7 с газовой зоной сепаратора 8 низкого давления, отводящий трубопровод 9 которого соединен трубопроводом 10 с нижней зоной товарного резервуара 11 и с буферной емкостью 12 системы улавливания легких фракций, включающей собственно буферную емкость 12, соединенную посредством газоуравнительной линии 13 с сырьевым и товарным резервуарами 5 и 11, компрессор 14 с нагнетательным газопроводом 15, подключенным к газопроводу 3 высокого давления, и насос 16, соединенный трубопроводом 17 с буферной емкостью 12. На отводящем трубопроводе 3 сепаратора 8 низкого давления установлен регулирующий клапан "После себя" 18, а резервуары 5 и 11 и буферная емкость 12 снабжены датчиками давления 19 и 20 включения-отключения компрессора 14. Аварийный выход газа из резервуаров осуществляется через дыхательные клапаны 21. Резервуар 5 сырой нефти снабжен отводящими трубопроводами 22 и 23 воды и нефти соответственно, а резервуар 11 товарной нефти снабжен подводящим и отводящим трубопроводами 24 и 25 нефти. Кроме того, на трубопроводе 10, соединяющим отводящий трубопровод 9 и товарный резервуар 11, непосредственно перед резервуаром установлен обратный клапан 26.

Установка работает следующим образом.

Газоводонефтяная смесь по подводящему трубопроводу 1 поступает в сепаратор 2 высокого давления, где происходит отделение основного объема газа от нефти. Газ по газопроводу 3 поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а обводненная нефть с остаточным содержанием газа по отводящему трубопроводу 4 - в сырьевой резервуар 5. При транспортировании газоводонефтяной смеси от сепаратора 2 до резервуара 5 в отводящем трубопроводе 4 образуются газовые скопления (пробки), особенно если сепаратор 2 высокого давления расположен на дожимной насосной станции вдали от центрального сборного пункта. Эти пробки отбираются через вертикальную трубу 6 и поступают по газопроводу 7 в сепаратор 8 низкого давления, который служит одновременно буферной емкостью для накопления определенного объема газа и газосепаратором для отделения капель жидкости, уносимых пробками при прохождении их через границу раздела фаз нефть-газ в вертикальной трубе. При поступлении пробок в сепаратор 8 газ расширяется, скорость газового потока снижается и происходит осаждение капель жидкости в нижнюю зону аппарата. С течением времени происходит накопление газового объема в сепараторе 8 и повышение давления в нем, что способствует более эффективному осаждению мельчайших капель нефти из газового потока. При поступлении газоводонефтяного потока в сырьевой резервуар 5 в нем происходит окончательное отделение газа от нефти, сброс отделившейся воды по трубопроводу 22 на очистные сооружения и отвод нефти по трубопроводу 23 на установку подготовки нефти (УПН), откуда нефть направляется по трубопроводу 24 в товарный резервуар 11 и далее по трубопроводу 25 потребителю. Легкие фракции нефти из резервуаров и газ, выделившийся из нефти в сырьевой резервуар 5, поступают по газоуравнительной линии 13 в буферную емкость 12 системы УЛФ. При достижении в резервуарах 5 и 11 максимально допустимого давления по сигналу от датчиков 19 и 20 включается компрессор 14, который откачивает из буферной емкости 12 газ и пары нефти и нагнетает их по газопроводу 15 в газопровод 3 высокого давления, по которому они совместно с газом, выделившимся в сепараторе 2 высокого давления, направляются на ГПЗ. В процессе отбора легких фракций из резервуаров 5 и 11 давление в них может снижаться вследствие временного несоответствия производительности компрессора объемам выхода газовой фазы из нефти в резервуарах или в результате откачки нефти из товарного резервуара. В этом случае при достижении определенного значения давления в резервуарах 5 и 11 и буферной емкости 12 открывается регулирующий клапан "После себя" 18, установленный на отводящем трубопроводе 9, и за счет повышения давления в сепараторе 8 низкого давления происходит выдавливание газом из сепаратора 8 по отводящему трубопроводу 9 и трубопроводу 10 жидкости в буферную емкость 12 с одновременным поступлением в нее газа. При снижении уровня нефти в товарном резервуаре 11 в момент откачки из него нефти газ из сепаратора 8 дополнительно поступает по трубопроводу 10 через обратный клапан 26 в товарный резервуар 11. Значительное суммарное увеличение объема газа, поступающего в сырьевой резервуар 5 совместно с нефтью из сепаратора 2 высокого давления и из сепаратора 8 низкого давления в буферную емкость 12 и товарный резервуар 11, способствует быстрому повышению давления в буферной емкости 12 и в резервуарах и гарантирует непрерывность работы компрессора 14 системы УЛФ. При повышении давления в резервуарах 5 и 11 и буферной емкости 12 до максимально допустимого значения происходит закрытие клапана 18 и накопление газа в сепараторе 8 низкого давления при поступлении в него газовых пробок из вертикальной трубы 6.

В случае непредвиденного снижения давления в резервуарах и буферной емкости ниже минимально допустимого значения происходит остановка компрессора по сигналу от датчиков 19 и 20. Откачка жидкой фазы из буферной емкости 12 осуществляется по трубопроводу 17 насосом 16. Аварийный выход газа из резервуаров 5 и 11 происходит через дыхательные клапаны 21.

Технико-экономическая эффективность предлагаемой установки складывается из следующего.

Благодаря поступлению всего объема нефти с газом из сепараторов высокого давления непосредственно в сырьевые резервуары с отводом газовых пробок в сепаратор низкого давления, накоплению газа в нем и наличии трубопровода, соединяющего отводящий трубопровод сепаратора низкого давления с буферной емкостью системы УЛФ и нижней зоной товарного резервуара, отпадает необходимость в традиционной компрессорной станции, так как весь газ направляется потребителю под давлением компрессора системы УЛФ при непрерывной его эксплуатации. Следовательно, значительно снижаются капитальные затраты на компрессора, оборудование и помещение компрессорной станции, составляющие порядка 2,0-3,0 млрд.руб. За счет использования одноступенчатого сжатия газа уменьшается на 30-40% эксплуатационные затраты вследствие сокращения расхода электроэнергии, масла, тепла. На 80-90% уменьшаются объем ремонтных работ и потребность в обслуживающем персонале.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Установка сепарации продукции скважин, содержащая сепараторы высокого и низкого давления, газопровод высокого давления, подводящие и отводящие трубопроводы, сырьевые и товарные резервуары с газоуравнительной линией, вертикальную трубу, верхняя часть которой расположена на равной с сепаратором низкого давления высоте, регулирующий клапан и систему улавливания легких фракций (УЛФ), включающую буферную емкость, компрессор и насос, отличающаяся тем, что она снабжена трубопроводом, соединяющим отводящий трубопровод сепаратора низкого давления с буферной емкостью системы УЛФ и нижней зоной товарного резервуара, при этом вертикальная труба установлена на отводящем трубопроводе сепаратора высокого давления и соединена верхней частью с газовой зоной сепаратора низкого давления, а регулирующий клапан установлен на отводящем трубопроводе сепаратора низкого давления.

2. ПОДГОТОВКА ВОДЫ ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ

Пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе ее сбора и подготовки, сильно минерализованы, и по этой причине их нельзя сбрасывать в реки и водоемы, так как это приводит к гибели пресноводных. Поэтому пластовые воды закачивают в продуктивные или поглощающие пласты. Вместе с пластовыми закачивают и пресные воды, используемые в технологическом процессе при обесссоливании нефти, а также ливневые воды, попадающие в промышленную канализационную систему. В целом все эти воды называются сточными. В общем объеме сточных вод на долю пластовых приходится 85 – 88%, на долю пресных – 10 – 12 % и на долю ливневых – 2 – 3 %. Использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления при водонапорном режиме разработки месторождений – это важное техническое и природоохранное мероприятия в процессе добычи нефти, позволяющее осуществлять замкнутый цикл оборотного водоснабжения по схеме: нагнетательная скважина – пласт – добывающая скважина – система сбора и подготовки нефти и газа с блоком водоподготовки – система ППД.

Нефтепромысловые сточные воды представляют собой разбавленные дисперсные системы плотностью 1040 – 1180 кг/м3, дисперсионные среды которых – высокоминерализованные рассолы хлоркальциевого типа (хлорид натрия, хлорид кальция). Дисперсные фазы сточных вод – капельки нефти и твердые взвеси. При извлечении из недр продукции скважин пластовая вода, находящаяся в эмульгированном состоянии, практически не содержит каких-либо загрязнений: примеси не превышают 10 – 20 мг/л, но после расслоения эмульсии на нефть и воду содержание диспергированных частиц в отделяемой воде сильно растет: нефти – до 4 – 5 г/л, механических примесей – до 0,2 г/л. Объясняется это тем, что в результате снижения межфазного натяжения на границе нефть – вода вследствие введения в систему реагента-деэмульгатора и турбулизации расслоенного потока интенсифицируется диспергирование нефти в воде, а также отмыв и пептизация различных шламовых отложений (продуктов коррозии, глинистых частиц) с внутренней поверхности трубопроводов. Кроме того, в аппаратах-водоотделителях накапливается промежуточный слой, состоящий из капель воды с неразрушенными бронирующими оболочками, агломератов твердых частиц, механических примесей, асфальтосмолистых веществ и высокоплавких парафинов, микрокристаллов солей и других загрязнителей. По мере накопления часть промежуточного слоя сбрасывается с водой, и значительное количество загрязняющих примесей переходит в водную среду. В результате смешения вод различного химического состава происходит нарушение сульфатного равновесия, что тоже приводит к увеличению твердого осадка.

Сточные воды содержат растворенные газы: кислород, сероводород, углекислый газ, которые интенсифицируют их коррозионую активность, что приводит к быстрому износу нефтепромыслового оборудования и трубопроводов и, следовательно, к вторичному загрязнению сточных вод продуктами коррозии.

Наличие в сточной воде капелек нефти и механических примесей приводит к резкому снижению приемистости продуктивных и поглощающих пластов. Поэтому перед закачкой сточных вод в продуктивные или поглощающие пласты требуется их очистка. Нормы качества сточной воды, закачиваемой в продуктивные пласты, приведены в таблице 15.2.

Таблица 15.2 – Нормы качества сточной воды для закачки в продуктивные пласты

Вид коллектора

Допустимое содержание в воде, мг/л

нефти

механических

примесей

железа

Пористо-трещиноватый и трещиноватый

25

30

2

Слаботрещиноватый

15

10

1

Гранулярный

1

2

0,5




1. Введение В современном менеджменте все большее значение приобретает мотивация деятельности персонала вы
2. Действия танковых подразделений иностранных армий в локальных конфликтах
3. Ладно я выскажусь
4. Тема- У дружбі наша сила
5. .643.4-006.354 Группа Г18 АРМАТУРА ПРОМЫШЛЕННАЯ ТРУБОПРОВОДНАЯ ДЛЯ ЭКСПОРТА Общие технические условия Pipeline
6. это использование воды без изъятия ее из мест естеств
7. Методи виховання
8. Успех 37 2.1. Анализ состава структуры и динамики пассивов в ОАО
9. тема адміністративного права України
10. I Изучите сведения об учебнометодическом комплексе как основном средстве обучения и учебнике как ведущем с