49. Установка комплексной подготовки нефти.

На УКПН осуществляют сепарацию I ступени 4, предварительное обезвоживание 5, нагрев эмульсии 6, укрупнение капель воды 7, (каплеобразователь), глубокое обезвоживание и сепарацию II ступени 8, ввод пресной воды в поток 9, обессоливание его 10 и сепарацию III ступени (стабилизацию). Обезвоженная и обессоленная нефть из сепараторов 11 самотеком поступает в два попеременно работающих резервуара 12 на кратковременное хранение. Из них нефть забирается подпорным насосом 13 и подается на АГЗУ 14(Рубин). Если нефть отвечает требованиям по качеству, то она подается в парк товарных резервуаров, затем на НПЗ. Если нет, то снова на обессоливание и обезвоживание. Необводненная нефть минует часть узлов УПН и поступает в концевые сепараторы III и 11, где смешиваются с обезвоженной и обессоленной нефтью.

Отделившийся газ по сборным газопроводам поступает на УПГ.

Отделившаяся в отстойниках и дегидраторах вода самотеком поступает на УПВ. Там она проходит через блоки очистки 17 и дегазации 20 и через узел замера 21 подается на КНС. Уловленная в блоке 22 нефть на УПН.

Шлам, который отделился от нефти и воды, поступает в емкость- шламонакопитель 23 УПШ. Вода из емкости 23 и сточная вода из промысла подается в блок стоков 24, откуда откачивается в мультигидроциклон 25 для отделения шлама, который собирается в емкости 23, вода подается на вход УПН.

50. Установка групповая замерная типа «Спутник»

Спутник предназначен для автоматического измерения количества добываемой жидкости. Продукция скважин по трубопроводам поступает в ПСМ, при помощи которого продукция одной скважины направляется в сепаратор, а остальных скважин в общий трубопровод по байпасной линии. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней части сепаратора.

С помощью регулятора расхода и заслонки, соединённой с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счётчик ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

За время продавки газом жидкость проходит через ТОР и направляется в общий трубопровод.

Счётчик ТОР выдаёт на БУИ импульсы, которые регистрируются электромагнитными счётчиками. Они имеют шкалу и механический интегратор, где суммируются результаты измерения.

Управление переключением скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики.

При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1М и в системе гидравлического управления повышается давление.

Привод переключателя ПСМ под воздействием давления ГП-1М перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяет реле времени.

Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию.

51. Фильтрационные установки для очистки сточных вод

Отстойник с гидрофобным фильтром предназначен для очистки пластовых сточных вод от капелек нефти. Вода, содержащая капельки нефти и механические примеси, из отстойников предварительного сброса электродегидриторов под собственным давлением подаётся по вводному коллектору 1 в ёмкость 3 имеющую лучи 4 с отверстиями по длине, выполняющие роль распределителей смеси воды с нефтью по всему сечению резервуара. Выходящая из отверстий вода с капельками нефти фильтруется через нефтяную подушку. При этом капельки нефти контактируют с окружающей нефтью и смешивается с ней. Нефть переходит в жидкий гидрофобный фильтр, уровень за счёт кармана 2. 6 – отводная труба, 7 – поплавок, 8 – слой эмульгированной нефти, 5 – штуцер

52. КНС

Для закачки воды из поверхностных водоёмов или подземных источников в нагнетательные скважины для поддержания давления в разрабатываемом горизонте.

5 блоков: насосный, напорная гребёнка, управление, низковольтная аппаратура и распределительное устройство.

Из всех насосов 1 резерв.

Из магистрального водовода 1 вода под давлением 0,3 Мпа в подземные резервуары 2, из которых по приёмному коллектору 3 через задвижки засасывается ЦН 5, (3 - электродвигатель), пройдя ЦН и управляемые задвижки 7 вода в высоконапорном коллекторе-распределителе 8, из которого через задвижки 9 и расходомеры 10 , а затем в скважины.

Для очистки призабойной зоны или скважин открывают задвижку 11 и грязную воду сбрасывают в пруды 12.

53. АГЗУ - автоматизированные групповые замерные установки.

Наиболее распространены АГЗУ «Спутник». Кроме них применяют АГМ. АГУ. В последние годы все большее применение находят установки БИУС для измерения количества продукции малодебитных скважин.

Разрабатываются три вида установок для подключения 2, 3, 4 скважин, состоит из блока технологичности и блока управления. Газожидкостная смесь по входящему трубопроводу 1 поступает в сепарационную емкость 6 (отделение газа от жидкости). Газ по газовой линии поступает в выходящий трубопровод 12 и смешивается с жидкостью. На газовой линии установлена заслонка 7 и диафрагма 8 (по ней дифманометром замеряется расход газа для определения газового фактора). При определенном уровне жидкости в сепараторе поплавок через систему рычагов перекрывает заслонку на газовой линии и давление в сепараторе повышается. При достижении определенного перепада давления между сепаратором и выходящим трубопроводом открывается клапан регулятора расхода 2 и жидкость продавливается через счетчик ТОР1-150 3 в выходящий трубопровод.

При нижнем уровне поплавка заслонка закрывается, давление в сепараторе снижается, клапан регулятора расхода перекрывает нефтяную линии. ТОР измеряет объем порций, преобразует их в электрические сигналы для регистрации в счетчике блока управления и суммирует объемы в интеграторе. Установка оснащена электрическим обогревателем 11 и вентилятором 13.

Перегородка 9 и сетка 4 в емкости предупреждают прохождение инородных тел. Инородные тела и парафин скапливаются в грязевом отсеке и сбрасываются через задвижку 10 в выходной трубопровод. Для очистки газа от капельной жидкости имеется решетка 5.

Блок управления это металлический шкаф с электрической аппаратурой, состоит из двух отсеков: необогреваемого (рубильник, автоматические выключатели для управлением освещением, вентиляцией, отоплением); обогреваемого (электрическая аппаратура, требующая создания определенного климата).

54. Нефтяные резервуары

Это ёмкость различных размеров для накопления, хранения и учёта «сырой» и товарной нефти.

Общий объём товарного резервуарного парка равен двух суточной плановой производительности всех добываемых скважин данного месторождения.

Оборудование резервуаров:

По расположению к поверхности:

1) наземные 2) Полуподземные 3) Подземные

По роду материала:

1) металл 2) неметалл 3) комбинированные

По величине внутреннего давления:

1) <0,001Мпа – низкого 2) среднего <0,01 Мпа 3) Высокого >0,01 МПа

~98% наземные металлические резервуары:

Цилиндрические вертикальные и горизонтальные Каплевидные Многотонновые Сферические

Для сокращения потерь нефтепродуктов и их лёгких фракций верхушки резервуаров снабжают плавающими материалами пантонами. Кроме того устанавливают люки, люки-лазы, замерные люки, прибор для замера уровня, приёмно-раздаточный патрубок, хлопушка, перепускное устройство, предохранительный клапан, дыхательный клапан, огневой предохранитель, вентиляционный патрубок.

Монтаж.

1) Пошестовая сборка. При сооружении резервуаров больших размеров (V = 50000м³ и более)

«+» большая толщина стенки >16мм

«-» трудность монтажа, большой объём сборочных и сварных работ.

2) Монтаж из заводских рулонов V от 100 до 30000 м³, толщина стенки до 16 мм.

Испытание методом химических реакций с использованием амиака с определением трещин и качества сварных швов.

Перед заполнением наполняют водой:

; ;

Схема расположения обо­рудования на наземном вертикаль­ном цилиндрическом резервуаре.

1— световой люк; 2— гидравлический предохранительный клапан; 3 — огневой пре­дохранитель; 4 — дыхательный клапан; 5 — замерный люк; 6 — указатель уровня (УДУ); 7 — люк-лаз; 8 — сифонный кран;

9 — хлопушка; 10 — приемо-раздаточные патрубки; 11 — перепускное устройство; 12 — управление хлопушкой; 13 — лебед­ка; 14 — подъемная труба; 15 — шарнир подъемной трубы; 16 — роликовый блок

55. Улавливание легких фракций на УКПН.

При добыче, транспортировке нефти и нефтепродуктов (бензин, топливо) атмосфера загрязняется углеводородами в основном в результате аварийных выбросов и испарений. Потери от испарений происходят при хранении, транспортировке, опорожнении резервуаров и транспортных емкостей. Особенно велики потери от испарения легковоспламеняющихся нефтепродуктов (бензин, топливо) с резервуаров в товарных парках.

Как известно, нефть представляет собой сложную смесь весьма большого количества индивидуальных углеводородных компонентов. При испарении в начальной стадии теряются наиболее легкие фракции, как метан, пропан, этан, бутан, изобутан и др. Они называются ЛОС - летучие органические соединения.

Потери нефтепродуктов (бензин, топливо), имеющие место при их транспортировке, хранении, приеме и отпуске, условно можно разделить на естественные, эксплуатационные и аварийные.

Естественные потери (естественная убыль) являются следствием физико-химических свойств нефтепродуктов (бензин, топливо), воздействия метеорологических факторов и несовершенства существующих в настоящее время средств защиты нефтепродуктов (бензин, топливо) от потерь при приеме, хранении, отпуске и транспортировке.

Состав оборудования Установка улавливания легких фракций углеводородов автоматизированная (УУЛФ-А) состоит из газоуравнительных трубопроводов, блока технологического и блока управления.

Технология позволяет: ликвидировать потери легких углеводородов из резервуаров и получить дополнительную прибыль; уменьшить загрязнение воздуха в районе резервуарного парка; сохранить свойства нефти; уменьшить пожароопасность

резервуарного парка; сократить внутреннюю коррозию крыш резервуаров за счет предотвращения попадания воздуха.

Принцип работы При сборе, подготовке, хранении из нефти или нефтепродуктов в газовое пространство резервуаров выделяются лёгкие фракции. Для улавливания легких фракций резервуары должны быть оборудованы трубопроводами газоуравнительной системы. При достижении давления в газовом пространстве резервуаров 100…150 мм водяного столба включается компрессор УУЛФ, который откачивает лёгкие фракции по выкидному трубопроводу в систему утилизации, принятую в проекте. Если давление в системе продолжает возрастать - компрессор переходит на откачку при повышенных оборотах, увеличивая производительность. Если давление в системе снижается - компрессор переходит на откачку на пониженных оборотах, снижая производительность. При снижении давления на приёме до минимальной запрограммированной величины, обеспечивающей во всех резервуарах, подключённых к системе УУЛФ избыточное давление 60…80 мм вод.ст., компрессор останавливается. Если давление в дальнейшем будет снижаться, открывается подпиточный клапан, соединяющий приёмный и выкидной трубопроводы УУЛФ, углеводороды обратным ходом из выкидного трубопровода или другого источника поступают через подпиточный трубопровод по уравнительной системе в резервуары, тем самым препятствуют образованию в них вакуума и обеспечивает поддержание в газовом пространстве давления на заданном безопасном уровне. В последующем при повышении давления в газовом пространстве резервуаров до заданной величины вновь включается компрессор.

Запуск и остановка компрессора, изменение скоростей и, соответственно, производительности компрессора, открытие и закрытие клапанов осуществляется автоматически в зависимости от изменения давления в паровом пространстве резервуаров и на приёме компрессора по программе, находящейся в программируемом контроллере блока управления.

Помещения установки теплоизолированы и имеют систему обогрева, контролируемую датчиком температуры в помещении.

При определенных условиях (заданное высокое давление компримирования, сопутствующая высокая температура газа на выходе, высокое содержание фракции С3-С5+В) установка комплектуется холодильником, скруббером для отделения жидкости.