Оборудование для транспортировки и хранения нефти. Электрооборудование станций внутрипромысловой перекачки нефти.

Для промысловых коммуникаций используют трубопроводы из бесшовных горячекатаных труб.

Все внутрипромысловые трубопроводы в зависимости от их назначения, диаметра, рабочего давления, газового фактора и коррозионной активности транспортируемой среды подразделяются на четыре категории.

На нефтепромысле применяется следующая классификация трубопроводов:

– выкидные линии (трубопровод от устья скважины до АГЗУ);

– нефтесборные коллекторы (трубопроводы от АГЗУ до ДНС или УПСВ);

– внутриплощадочные трубопроводы (трубопроводы площадочных объектов);

– напорные нефтепроводы (трубопроводы, в которых нагнетание жидкости осуществляется насосными агрегатами);

– водоводы низкого и высокого давления, включая нагнетательные линии (в водоводах высокого давления нагнетание воды осуществляется насосными агрегатами);

– газопроводы низкого и высокого давления (газопроводами низкого давления обычно являются факельные газовые линии).

На месторождениях наиболее распространены трубопроводы диаметром от 75 до 350 мм. При монтаже некоторых узлов применяют фланцевые соединения. Выбор трубопровода должен быть обоснован технико-экономическими расчетами.

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

Назначение запорной арматуры – разобщение участков трубопроводов и отключение от трубопроводов разных технологических установок. Устанавливается она в начале и в 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 него, 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.

Запорные устройства изготавливаются четырех типов:

– краны – пробковые краны со смазкой, шаровые и трехходовые краны;

– прямоточные задвижки со смазкой типа 3М и 3МС – с однопластинчатым и 3МАД – с двухпластинчатым шибером; задвижки типов 3МС и ЗМАД имеют модификации с ручным и пневмоприводом;

– клиновые задвижки;

– вентили.

Назначение регулирующей арматуры трубопроводов (регуляторов давления) – поддержание давления в трубопроводе до регулятора или после него. Устанавливается она, 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.).

 

Комплекс сооружений ДНС (дожимная насосная станция) – УПСВ (установка предварительного сброса воды) – КНС (кустовая насосная станция) предназначен для:

– сбора продукции с добывающих скважин, размещенных на кустовых площадках месторождений, и ее сепарации;

– предварительного сброса пластовой воды с применением реагентовдеэмульгаторов и температурного подогрева;

– учета и транспортировки предварительно обезвоженной нефти на ЦПС;

– очистки попутного нефтяного газа от капельной жидкости, учета и подачи его на собственные нужды ДНС – УПСВ и в газопровод на ГТЭС, ГПЭС, КС;

– подготовки пластовой воды, учета и подачи ее с очистных сооружений на КНС с последующей закачкой в пласт.

Продукция скважин с кустовых площадок поступает в предварительные сепараторы и далее, в сепараторы I ступени, где происходит первичная сепарация газа. Уровень жидкости в сепараторах I ступени поддерживается регулирующими клапанами, установленными на трубопроводах выхода жидкости из сепараторов.

Частично разгазированная нефтегазоводяная смесь поступает в трехфазные сепараторы типа «Хитер-Тритер» через входной штуцер в верхней части аппарата во входную секцию установки, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Он представляет собой заглушенную с одной стороны трубу с отверстиями, расположенными напротив межтрубного пространства жаровых труб для удаления из него осаждающегося твердого осадка.

Рисунок 4.1 – Схема предварительной подготовки нефти на комплекс сооружений                ДНС – УПСВ – КНС:

1 – предварительный сепаратор; 2 – сепаратор первой ступени; 3 – газосепаратор; 4 – трехфазный сепаратор «Хитер-Тритер»; 5 – сепаратор-буфер; 6 – ОРВС; 7 – емкость сбора нефти с насосом; 8 – АРВС; 9 – нефтенасосная; 10 – УУН; 11 – станция насосная откачки стоков; 12 – УУВ; 13 – сепаратор центробежный вертикальный; 14 – сепаратор факельный; 15 – факел аварийного сжигания газа; 16 – емкость сбора конденсата; 17 – УУГ; 18 – БДР; 19 – КНС; 20 – резервуар противопожарного запаса воды; 21 – противопожарная насосная; 22 – емкость хранения пенообразователя; I – продукция с кустов скважин; II – нефть на ЦПС; III – нефть в емкость сбора нефти; IV – нефть в сепараторы-буферы; V – нефть в (из) АРВС; VI – газовый конденсат в емкость сбора конденсата; VII – конденсат на вход насосов перекачки нефти; VIII – газ на ГТЭС, ГПЭС, КС; IX – газ на собственные нужды; X – газ на факел; XI – подтоварная вода в ОРВС; XII – подтоварная вода на вход насосов откачки стоков; XIII – подтоварная вода на кусты скважин; XIV – реагент-деэмульгатор во входной трубопровод на ДНС

 

Отделенный газ поднимается вверх установки и через экстрактор влаги поступает к выпускному газовому патрубку. В экстракторе влаги вся жидкость, содержащаяся в газе, коагулируется и сливается с жидкой фазой. Далее газ проходит через клапан обратного давления, который регулирует рабочее давление в аппарате. Эмульсия, нефть и подтоварная вода спускаются по стенкам жаровых труб и переливаются через перегородку, предотвращающую образование каналообразного потока нефти или эмульсии. Подтоварная вода собирается на дне аппарата под жаровыми трубами в отстойной секции. Нагревание эмульсии при ее прохождении вокруг жаровых труб вызывает быстрое коагулирование капель воды и разбивание эмульсии. Капли влаги, выделившейся из эмульсии, оседают на дне емкости и соединяются со свободной водой, осевшей без подогрева. Кроме того, нефть и эмульсия, проходя над жаровыми трубами, вымывают образовавшиеся на них осадки и накипь.

Температура в жаровых трубах или топке поддерживается путем сжигания газа, выделившегося из потока входящей продукции. Если этого газа недостаточно для поддержания необходимой температуры, то в топки подается газ с узла сепарации ДНС.

Нефть поднимается через отстойный отсек, где за счет гравитации из нее выходит вся оставшаяся вода. Оставшаяся водонефтяная эмульсия протекает через пластинчатый отсек аппарата (коалесцер), который состоит из множества расположенных друг над другом рифленых полипропиленовых пластин. В условиях ламинарного потока капли нефти поднимаются и скапливаются на пластинах. Затем эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на поверхности полипропиленовых пластин. Таким образом, близко расположенные рифленые пластины создают большую площадь для коагуляции, где собираются капельки нефти, и этот отсек способствует большему столкновению капель. Отделенная нефть поднимается вверх и поступает в сборный отсек. Нефть выводится из аппарата через выпускной клапан-регулятор. Вода, оседающая за счет гравитации, соединяется со свободной водой на дне емкости и выводится из аппарата через клапанырегуляторы.

Подогретая частично обезвоженная нефть из трехфазного сепаратора поступает в сепараторы-буферы, где происходит дальнейшее разгазирование нефти. В нормальном режиме нефть из сепараторов-буферов поступает на прием насосов откачки нефти ДНС. При работе в этом режиме газ из сепараторов-буферов поступает на топливные нужды.

В аварийном режиме нефть из сепараторов-буферов поступает в аварийный резервуар. В этом режиме газ полностью сбрасывается на факел.

Уровень жидкости в сепараторах-буферах поддерживается регулирующими клапанами либо системой автоматического управления с частотно-регулируемыми электроприводами регулированием скорости электродвигателей насосных агрегатов.

С выхода насосов нефть поступает на узел учета нефти и далее, по напорному нефтепроводу на ЦПС.