Технология регистрации уровня

Технология регистрации уровня представляет собой последовательный ряд основных операций по установке УПАС, соединению его с БР, созданию и регистрации волнового импульса и демонтажу УПАС.

• 1) Внешним осмотром проверяется исправность запорной арматуры, чистота затрубного отвода, колонного патрубка, затрубного вентиля и при наличии в них грязевой или ледовой пробки проводится чистка этих элементов.
• 2) Кратковременно открыть задвижку патрубка затрубного пространства, убедиться в исправности задвижки и отсутствию выбросов жидкости, закрыть задвижку, при отсутствии избыточного давления вместо клапана присоединяется УГАС.
• 3) Присоединить УПАС у патрубку затрубного пространства, плавно открыть затрубный вентиль, произвести визуальную проверку герметичности соединения, соединить кабель БР и УПАС, включить БР, подготовить БР к регистрации уровня, УПАС завинчивают без перекосов до упора.
• 4) Создать акустическое воздействие, для этого необходимо кратковременно открыть клапан путем резкого нажатия на пяту рычага, для генерации сигнала УГАС необходимо плавно вытянуть гофру и резко надавить до упора. Запрещается при подаче акустического сигнала в скважинах с избыточным давлением находится по направлению выброса газа, при создании импульса нужно находиться с тыльной стороны УПАС, за угловым вентилем.

5) Оценить результаты исследования, при необходимости сохранить в памяти БР, выключить БР, отсоединить кабель от УПАС, закрыть задвижку, стравить давление нажатием на рычаг клапана, отсоеди…

Появление воды в нефти несколько ослабило интенсивность пара-финообразования, кроме того, появились эффективные методы борьбы с ним — тепловые, химические, механические. Дальнейшие работы по совершенствованию системы сбора были направлены на создание герметизированных групповых установок.

Внедрение однотрубной системы ускорило перевод скважин с фонтанного способа эксплуатации на механизированную добычу, т. к. у многих фонтанных скважин давление на устье стало недостаточным для транспортировки продукции на большие расстояния.

Рисунок 22 Схема однотрубной системы сбора нефти и газа.

Переход на однотрубную систему сбора нефти и газа осуществлялся заменой групповых трапно-замерных установок блочными автоматизированными замерными установками (АГЗУ) типа «Спутник». Эта установка предназначена для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, контроля за их работой и защиты трубопроводных систем от повышения давления.

Рисунок 23 Принципиальная схема установки «Спутник Б-40» 1 — обратные клапаны; 2 — задвижки; 3 — переключатель; 4 — роторный переключатель скважин; 5 — замерная линия; 6 — общая линия; 7 — отсекатели; 8 — коллектор обводненной нефти; 9, 12 — задвижки (закрыты); 10, 11 — задвижки (открыты); 13 — гидроциклонный сепаратор; 14 — регулятор перепада давления; 15 — расходомер газа; 16 — золотники; 17 — поплавок; 18 — расходомер жидкости; 19 — поршневой клапан; 20 — влагомер; 21 — гидропривод; 22 — электродвигатель; 23 — коллектор безводной нефти; m — выкидные линии от скважины.

По методам измерения «Спутники» делятся на объемные (А и Б), щелевые (установка Вес), весовые (В), массовые (ВМР). По режиму измерения: накопительные и импульсные. По устройствам переключения на замер: с многоходовым переключателем и с трехходовыми клапанами.

Установку, А рекомендуют применять в системах внутрипромыслового сбора продукции скважин, не содержащих сероводород и других агрессивных компонентов. Установка Б отличается от, А наличием в ней автоматического влагомера, счетчика газа и блока дозирования химических реагентов. «Спутник» состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока управления. Первый содержит многоходовой переключатель скважин, гидравлический привод, отсекатели потока, сепаратор, счетчик ТОР, запорную арматуру и соединительные трубопроводы. Второй блок содержит блок местной автоматики, блок питания и нагреватели.

Принцип работы: продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ. При помощи ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне. Управление переключением скважин осуществляется блоком управления по установленной программе или оператором. Наличие обводной линии (байпаса) и счетчика с устройством индикации позволяет производить замер дебита скважин в ручном режиме при неисправном ПСМ.

Следует отметить, что в «Туймазанефть» был осуществлен раздельный сбор девонской и угленосной нефти, позволивший без смешивания транспортировать жидкости, содержащие разные по физико-химическим свойствам нефти.

До настоящего времени угленосная и девонская нефти собираются и перерабатываются раздельно.

Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН установка по комплексной подготовке нефти.

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. 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.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

• · буферной емкости;
• · сбора и откачки утечек нефти;

• · насосного блока;
• · свечи аварийного сброса газа.

Рисунок 24 Схема ДНС

В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м³ и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат.

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.

Блок сбора и откачки утечек 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 нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). 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.

Установка предварительного сброса воды УПСВ предназначена для отделения от нефти воды и попутного газа. УПСВ состоит из следующих комплексов оборудования:

• · Узел сепарации.
• · Резервуарный парк.
• · Насосный блок (УПСВ может быть оборудовано несколькими насосными блоками).

Узел сепарации может иметь несколько ступеней сепарации с применением различного типа оборудования (НГС, ГС, УБС, ОГ, РК, УСТН). Резервуарный парк состоит из одного или нескольких резервуаров, вместимостью от нескольких сотен до десятков тысяч м3 жидкости. В основном употребляются вертикальные стальные резервуары РВС.

После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.

Установки подготовки нефти УПН представляют собой блочно-комплексные автоматизированные установки и предназначены для эффективного нагрева, обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий и подготовки товарной нефти.

Технологический цикл подготовки нефти включает в себя следующие основные этапы: дегазации нефти, стабилизации нефти, подогрев, обезвоживание и обессоливание нефти.

Установка подготовки нефти может включать следующее технологическое оборудование:

• -резервуары, дренажные и накопительные емкости;
• -отстойники, теплообменники, электродегидраторы;
• -блок коммерческого учета нефти;
• -блок обезвоживания и обессоливания нефти, дозирования химреагентов, подготовки газа, гребенки;
• -БКНС;
• -нефтяные и газовые сепараторы;
• -печи подогрева нефти;
• -оборудование КИПиА, запорно-регулирующая арматура, АСУ, факельные установки.

На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50^о и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде, и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.

Нефть с содержанием воды > 10% с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС подается на установки подготовки нефти (УПН — 1, 2) в печи-нагреватели ПТБ-10. В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента — деэмульгатора в количестве > 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45−50^оС, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть, с содержанием воды до 1% и температурой 44−49^оС поступает в сепараторы «горячей сепарации» для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары РВС.

Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на центральный товарный парк (ЦТП) или в магистральный нефтепровод. С ЦТП нефть подается для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).