1. 
   Необходимость подготовки нефти, исходя из требований, предъявляемых к качеству товарной нефти (согласно ГОСТ Р 51858-2002)
   

2. 
   Предварительное обезвоживание нефти (цели, назначение, оборудование).
   

Предварительное обезвоживание нефти необходимо проводить при достижении содержания воды в продукции нефтяных скважин выше 30%, когда транспортирование всего объема добываемой жидкости на расстояния более 25—30 км становится нецелесообразным или затруднительным. Следует различать два варианта предварительного обезвоживания нефти:

-В системе сбора, например, на групповых замерных установках или дожимных насосных станциях, сборных пунктах типа комплексных сборных пунктов

-На центральных нефтесборных пунктах перед установками подготовки нефти на месторождениях, сравнительно небольших по размерам.

Различие этих двух вариантов состоит в том, что в системе сбора (на ДНС и КСП) воду обычно сбрасывают при температуре обрабатываемой продукции скважин.

3. 
   Принцип работы ДНС. Принципиальная схема 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.

Нефть от групповых замерных установок (ГЗУ) 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.

---

4. 
   Принципиальная технологическая схема 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 центральные пункты сбора (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.

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 научноисследовательских организаций – подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.

---

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

5. 
   Принципиальная технологическая схема 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. 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% мас. Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента-деэмульгатора на концевых участках.

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

---

6. 
   Основные функции концевого делителя фаз (КДФ).
   

Концевой гидродинамический делитель фаз предназначен для установки перед узлами сепарации и выполняет следующие функции:

- гашение пульсаций и обеспечение раздельного режима движения нефти и выделившегося из неё газа, эмульсии и воды;

- осуществление пеногашения и отбор выделившегося газа непосредственно в осушительные элементы сепаратора, либо непосредственно потребителю;

- повышение производительности функциональных аппаратов (сепараторов, отстойников и т.д.);

- отбор и сброс выделившейся пластовой воды, пригодной для закачки в пласт без дополнительной очистки, либо на очистные сооружения;

Конструктивно КДФ выполнен в виде трубчатого блока, снабженного отводными патрубками для отбора нефти, газа и воды камерой для нефти и отсеком для воды, формируемого перегородками.

7. 
   Принципиальная технологическая схема установки подготовки нефти (УПН).
   

Установка подготовки нефти предназначена для обезвоживания и дегазации нефти. 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. 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.



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

8. 
   Нефтяная эмульсия. Определение, типы, причины образования.
   

Под нефтяными эмульсиями будем понимать механическую смесь нефти и пластовой воды, нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии. Как известно, количественное соотношение нефти и воды в процессе эксплуатации месторождений может изменяться в широких пределах, в результате могут изменяться и свойства нефтяных эмульсий. В пласте и на забоях скважин нефтяные эмульсии, как правило, отсутствуют. Эмульсии образуются в стволе скважины, причем интенсивность их образования в глубиннонасосных, компрессорных и фонтанных скважинах не одинакова. На образование эмульсий при добыче нефти глубинными насосами влияют:

-число ходов в минуту и длина хода плунжера;

-размеры приемных и выкидных клапанов;

-наличие газа в насосе.

В фонтанных и компрессорных скважинах, дающих вместе с нефтью воду, жидкость сильно перемешивается вследствие снижения давления и интенсивного выделения газа из нефти. Однако особенно стойкие эмульсии получаются при компрессорном способе добычи нефти, когда в качестве рабочего агента применяется воздух. Высокая стойкость эмульсий в этом случае объясняется тем, что нафтеновые кислоты, содержащиеся в нефти, окисляются кислородом воздуха и затем становятся эффективными эмульгаторами.

---

Смотрите также файлы

• Согласно главе 23 гк рф в отношении обязательств существуют следующие.docx

• Лекция 1 валеология наука о здоровье.docx

• Эффективность бурения. Основные понятия.docx

• Мектеп Н. Тілендиев атындаы Кіші нер академиясы.docx

• Великая Отечественная Война и великая Победа.docx