22.Схема и состав оборудования высоконапорной герметизированной системы сбора нефти, газа и воды. Агзу «Спутник – а».

В настоящее время промысловое обустройство представляет собой герметизированную высоконапорную систему сбора и подготовки нефти, полностью исключающих потери легких фракций нефти, и с комплексной автоматизацией технологических процессов. Характерной особенностью этой системы является ее универсальность, что, прежде всего, обусловлено общими требованиями к обустройству всех нефтяных месторожден Эти требования сводятся к обеспечению:

- полного герметизированного сбора и подготовки нефти, газа и воды; - индивидуального замера объемов добываемой нефти, газа и воды по каждой скважине с целью контроля и регулирования процесса разработки месторождения; - подготовки нефти для нефтеперерабат заводов по 1 группе качества товарной нефти; - поставки основных узлов в блочно – комплектном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса («под ключ»); - высоких экономических показателей по капитальным затратам, снижение металлоемкости и эксплуатационных расходов.

Нефтепромысловые трубопроводы должны быть использованы для предварительного разделения нефти и воды, т.е. система сбора также должна работать на конечную цель – получение товарной нефти с необходимой кондицией.

1. Унифицированная схема высоконапорной герметизированной системы сбора нефти, газа и воды

О сновной вариант унифицированной схемы сбора и подготовки нефти, газа и воды включает следующие комплексы сооружений: а) сбора нефти, газа и воды (выкидные линии ВЛ, автоматизированную групповую замерную установку АГЗУ, нефтегазосборные НГ и газовые Г коллекторы и дожимную насосную станцию ДНС, совмещенную с установкой предварительного сброса воды УПСВ; б) объекты предварительного разделения компонентов продукции нефтяных скважин ОПР; в) установку подготовки нефти УПН; г) пункта учета товарной нефти ПУН; д) установку подготовки сточных вод с целью использования их в системе поддержания пластового давления УПВ; е) установку подготов газа к транспорту УПГ;

Существенный недостаток: повышается устьевое давление скважин. Практически это означает уменьшение производительности и снижение межремонтного периода (МРП) насосной установки.

Автоматизированные групповые замерные установки Установки «Спутник» подразделяются на :- с запорным устройством на газовой линии; - с запорным устройством на нефтяной линии.

2. Блочные автоматизированные групповые замерные установки типа «Спутник-А» предназначены для периодического определения в автоматическом режиме дебитов нефтяных скважин по жидкости и контроля за их подачей. Существует несколько модификаций этих установок с объемным и массовым способами измерения дебита скважин

В шифре установок первая цифра обозначает рабочее давление в кгс/см2, на которое рассчитана установка; вторая – число подключенных к групповой установке скважин; третья – наибольший измеряемый дебит в м3/сут. (АМ 40-14-400, Б 40-18-500) Спутник А состоит из двух блоков: 1) замерно-сепарационного блока и 2) блока управления.

П родукция скважин по выкидным линиям ВЛ, последовательно проходя через обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин типа ПСМ-1М, затем по общему нефтегазосборному коллектору попадает в сборный коллектор, подключенный к системе сбора. В переключателе ПСМ-1М продукция одной из скважин через замерный отвод направляется в 2-х емкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где газ отделяется от жидкости. Газ по отдельному трубопроводу проходит через поворотный затвор ЗП, смешивается с замеренной жидкостью и снова поступает в общий сборный коллектор.

Принципиальная гидравлическая схема АГЗУ «Спутник-А»

Сепарация нефти и газа начинается в одноточном гидроциклоне, в который поступает продукция скважины, подключенной на замер. Гидроциклон представляет собой горизонтальную трубу с тангенциальным нисходящим вводом нефтегазового потока. Скорость ввода потока в гидроциклон регулируется от 10 до 30 м/с специальными насадками, установленными на входном патрубке. В гидроциклоне под действием центробежной силы, возникающей за счет вращательного движения потока, жидкость, имеющая большую плотность, чем газ, отбрасывается к стенкам, а газ выделяется в центральную часть.

Верхняя технологическая емкость предназначена только для сепарации.

Газ, который выделяется в гидроциклоне и в емкостях, периодически выводится в систему сбора. Измеряемый дебит скважины (в м3) фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Сигналы на этот блок поступают от турбинного расходомера ТОР-1. Переключение скважин на замер осуществляется периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель насоса НШ и в системе гидрав управления повышается давление. Привод переключателя ПСМ-1М под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.

23.Оборудование для отделения жидкости от газа. Устройство вертикального и циклонного сепаратора. Определение толщины стенки обечайки и днищ тонкостенных сосудов, работающих при внутреннем избыточном давлении.

Сепараторы для природного газа предназначены для обра­ботки продукции газовых и газоконденсатных скважин, имеющих как правило, большие дебиты газа и небольшие дебиты маловязкого конденсата.

Силами, влияющими на разделение газа и жидкости в газосепараторах, чаще всего являются центробежные или инерцонные силы в сочетании с силами тяжести и адгезии

Гидроциклонный сепаратор-состоит из буферной емкости 1, гидроциклонной головки 2, тангенциального вода 3, направляющего патрубка 4, секции перетока 5, сливных полок 6, каплеотбойников 7, регулятора уровня 8.

Работа гидроциклонных газосепараторов основана на принципе использования разности сил инерции нефти и газа. Газонефтяной поток, подведенный тангенциально к входному патрубку, приобретает вращательное движение вокруг направляющего патрубка 4, образуя нисходящий вихрь. Нефть, имеющая большую плотность, чем газ, центробежной силой прижимается к стенкам гидроциклона, а газ движется в его центре.

В нижней части гидроциклона находится секция перетока 5, которая препятствует смешению газа с нефтью при изменении движения потока с вертикального направления на горизонт. Нефть и газ, разделенные в гидроцикл головке, поступают в буфер емкость.

Г азонасыщенная нефть поступает на сливные полки 6 и далее по стенке - в нижнюю часть емкости. Сливные полки обеспечивают равномерное поступление нефти в емкость, что уменьшает пенообразование. Движение нефти тонким слоем по полкам также способствует отделению нефти от газа. Газовый поток направляется в верхнюю часть буферной емкости, где установлены каплеотбойники 7, выполняющие функцию по улавливанию капелек жидкости. Решетки в верхней части буферной емкости служат для вырав скорости газового потока путем распределения его по всему сечению аппарат

Недостатком гидроциклонных сепараторов является то, что его эффективность работы находится в обратной зависимости от диаметра. Преимущество – сравнительно легкие, поэтому удобные в монтаже. Пленочная сепарация основана на явлении селективного смачивания жидкости на металлической поверхности. На границе соприкосновения трех фаз (1-жидкость, 2-газ, 3-твердое тело) наблюдаются явления, называемые смачиванием.

а - вертикальный: 1- секция первичной сепарации; 2 - входной патрубок; 3-корпус сепаратора; 4 - предохранительный клапан; 5 - жалюзийная насадка; 6 - выходной пат­рубок; 7, 10 - дренажные трубы; 8 - МОК; 9 - патрубок отвода жидкости.;

Вертикальный жалюзийный газосепаратор работает следующим образом. Газожидкостная смесь, поступ в тангенциальный патрубок, направляется в секцию первичной се­парации 1, где происходит отделение основной массы жидкости от газа под действием инерционных сил. Жидкость стекает по слив­ной трубке7, а газ по центральной трубе из секции первичной се­парации 1 попадает в жалюзийную секцию 5, где окончательно отделяется от капельной жидкости. Газ в жалюзийной секции очищается за счет сил инерции, турбулентных пульсаций газаи сил адгезии.

Методик расчета толщины обечайки сепаратора.

1) давл на боковые стенки стремиться разорвать сосуд по меридиальн сечению I-I;

2) силы, действую на днища, стремятся разорвать цилиндрич часть сепаратора по поперечному сечению II-II.

1) Окружное (тангенциальное) напряжение

2) Одновременно возникает напряжение растяжения в поперечной плоскости,

. Расчет обечайки на прочность ведут по тангенциальному напряжению 6₁, т.к. оно в два раза больше, чем аксиальное напряжение 6₂.

При проведении проверочного расчета должно соблюдаться условие 6₁ ≤6_доп.

В практических расчетах вводят коэффициент прочности сварных швов φ=0.95, делают прибавку на коррозию С и переходят со среднего диаметра D_c на внутренний диаметр D_в газосепаратора. Величина С принимается равной 2..3 мм.

Методика расчета толщины стенки эллиптического днища

Газонеф сепараторы, как правило, имеют эллиптич днища. Для того чтобы сварной шов отвести от закругленной части и не нагружать его изгибающими напряжениями, днище снабжают цилиндрическим бортом высотой H=25…50 мм. Отношение высоты эллиптич части днища к диаметру принято H/D=0,25. R=D(для стандарт днищ).

Толщина стенки: , Независимо от расчета толщину днища рекомен принимать не меньше, чем у цилиндрич. оболочки, с которой оно стыкуется.