Курсовая работа (т): Дожимные насосные станции

Дожимные насосные станции

Введение

дожимной насосный станция

В настоящее время обустройство нефтяных месторождений осуществляется с применением напорных герметизированных систем сбора и подготовки скважин, основными элементами которых являются добывающие скважины, автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), дожимные насосные станции (ДНС) или сепарационные установки с насосной откачкой, а также центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦППН). Элементы системы связаны между собой с помощью трубопроводов: от добывающих скважин к АГЗУ газожидкостная смесь подается по выкидным линиям диаметром 73-114 мм, дальнейшая транспортировка продукции осуществляется по коллекторам большого диаметра.

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 отделенных 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. На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, в результате газ отводится по отдельному коллектору. Кроме того, может проводиться предварительный сброс воды с закачкой ее в нагнетательные или поглощающие скважины, а вторая - на ЦППН. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.

1. Общая часть

1.1 Этапы развития и эксплуатации нефтяного (газового) месторождения

Ловинское нефтяное месторождение расположено в Шаимском нефтегазоносном районе, административно относится к Советскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, находится в 145 км к северо-востоку от г.Урая. Ближайшие месторождения: Лазаревское на юге, Сыморьяхское на юго-западе, Новомостовское на северо-востоке, Пайтыхское - на юго-востоке

Разработка месторождения началась с 1986 года путем ввода в эксплуатацию трех разведочных и, к концу года, шести проектных скважин Восточного участка.

Эксплуатационное разбуривание Центрального участка по проектной сетке происходило с 1990 года, с 1989 по 1996 годы на Западном участке, в 2007 году продолжено бурение на южной части Западного участка. Всего пробурено 934 проектные скважины, в том числе 239 - на Западном участке, 303 - на Центральном участке, 393 - на Восточном участке.

Начиная с 1992 года, добыча нефти на месторождении постоянно снижалась и в 2002 году составила 622,8 тыс.т, что связано с уменьшением дебитов нефти более чем вдвое. С 2004 года наблюдается значительный рост добычи нефти, до 787 тыс.т в 2007 году. Дальнейшее снижение добычи нефти связано с сокращением действующего фонда скважин, ростом обводненности, падением дебитов нефти: 2007 год - 5,4 т/сут., 2008 год - 4,1 т/сут., 2009 год - 3,5 т/сут., 2010 год - 3,4 т/сут., 2011 год - 3,2 т/сут. при постоянном дебите жидкости.

Дебит скважин по нефти в процессе эксплуатации находился на уровне 4-8 т/сут., исключая первые годы, когда средние дебиты новых скважин составляли 14-36 т/сут. В 2011 году дебит скважин по нефти составил 3,2 т/сут. Минимальный дебит жидкости приходится на 1992 год - 13,7 т/сут., начиная с 1993 года, наметился рост дебита жидкости, к 2010 году достиг 31,3 т/сут., в 2011 году составил 30,1 т/сут.

Безводная добыча нефти осуществлялась в течение первых двух лет эксплуатации месторождения и за этот период составила 285,7 тыс.т или 1,6 % от накопленной добычи по месторождению. В период наращивания объемов закачки (1988-1993 гг.) обводненность продукции на месторождении увеличилась с 7,0 % до 51,3 %. Начиная с 1995 года, идет плавный рост обводненности до 89,3 % в 2011 году. К 2000 году объем закачки сократился более чем на треть. Начиная с 2001 года, объем закачки возрастает и в 2009 году вышли на максимум - 5247,6 тыс.м³ воды.

Закачка воды в продуктивные пласты месторождения начата в 1987 году. В настоящее время на месторождении реализуется очагово-избирательная система заводнения, предусмотренная «Анализом разработки Ловинского месторождения», 2005 год. Выбор скважин, переводимых под нагнетание, осуществляется с учетом геологического строения и энергетического состояния участков залежей.

1.2 Сбор и транспортировка продукции скважин

Сбор и транспортировку продукции скважин рекомендуется организовать по следующей схеме:

. Сбор продукции с 5 кустовых площадок скважин юго-восточной части месторождения предусматривается осуществлять с 2015г на ДНС-1 по общему нефтесборному трубопроводу Ø219мм протяженностью 6,5км. Проектный трубопровод предлагается построить с соблюдением следующих условий:

начальную точку трассы нефтепровода расположить на расстоянии 2км в северном направлении от разведочной скважины №10279Р;

трубопровод предлагается проложить до действующего куста №151 и далее строить в коридоре существующих нефтепроводов и автомобильной дороги к ДНС-1.

. Сбор продукции с 2 кустовых площадок северо-восточной части месторождения рекомендуется осуществлять с 2019г по проектному нефтепроводу Ø159мм (L=2,5км) на УПСВ «Ловинская» с подключением в действующий нефтепровод Ø159мм в точке врезки трубопровода от куста №41.

. Сбор продукции с кустовой площадки юго-западной части месторождения предусматривается осуществлять с 2022г по проектному нефтепроводу Ø114мм (L=5км) на ДНС-3 с подключением в действующий нефтепровод Ø114мм в районе куста №7.

При обустройстве проектных скважин рекомендуется однотрубная, напорная, герметизированная система сбора и транспортировки продукции скважин, аналогичная действующей на разрабатываемой части месторождения.

.3. Назначение дожимных насосных станций

Дожимные насосные станции (ДНС) предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего раздельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. Разработано три типоразмера ДНС отличающихся по подаче: ДНС-7000, ДНС-14000 и ДНС-20000. В шифре установок приняты следующие обозначения: ДНС - дожимная насосная станция, число - подача рабочих насосных агрегатов по жидкости (в м³/с).

Технологический комплекс сооружений ДНС в зависимости от обводненности добываемой продукции включает:

)        первую ступень сепарации нефти;

)        предварительный сброс воды (при необходимости);

)        нагрев продукции скважин (при необходимости);

)        транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

)        бескомпрессорный (как правило) транспорт нефтяного газа первой ступени на ЦПС, ГПЗ и др.;

)        транспорт, при наличии предварительного сброса, подготовленной пластовой воды в систему ГТПД;

)        бригадный учет нефти, газа и подготовленной пластовой воды;

)        закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов-деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

Дожимная насосная станция ДНС (рис.1.) состоит из следующих блоков:

-   буферной емкости;

-       сбора и откачки утечек нефти;

-       насоса с электродвигателем;

-       низковольтной аппаратуры и КИП и А;

-       распределительного устройства КРУН-6;

-       свечи аварийного сброса газа.

Рис. 1. Общий вид дожимной насосной станции: 1 - блок буферной емкости; 2 - блок насоса.

Отделение газа от нефти выполняют в отдельных блоках ДНС, специальных агрегатах-сепараторах. В сепараторах одновременно с отделением газа происходит и отстой сырой нефти от механических примесей и основной массы промысловой воды, поэтому эти аппараты называют также отстойниками. Сепараторы бывают двух видов: вертикальными и горизонтальными.

Все блоки ДНС унифицированы. На всех ДНС предусматривается использовать в качестве буферной емкости горизонтальный сепаратор объемом 100 м³ и насосный агрегат 8НД-9Х3 с электродвигателем типа А-114-2М. В ДНС-7000 в качестве рабочих блоков предусматривается один блок буферной емкости и один насосный, в ДНС-14000 добавляется ещё в качестве рабочих по одному из перечисленных блоков и в ДНС-20000 - соответственно один рабочий блок буферной емкости и один насосный блок. Кроме того, в каждой ДНС предусматривается по одному резервному блоку буферной емкости и по одному резервному насосному блоку. Другие блоки, входящие в состав ДНС, предусмотрены по одному.

Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:

-   приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;

-       сепарации нефти от газа;

-       поддержания постоянного подпора 0,6 МПа на приеме насоса.

В качестве буферных емкостей используют горизонтальные сепараторы объемом 100 м³ каждый, рассчитанные на работу при избыточном давлении 0,7 МПа. Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется поперечными решетчатыми перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

Конструкция вертикального сепаратора приведена на рисунке 3. Газированная нефть под давлением по патрубку поступает в раздаточный коллектор - 2, регулятор давления - 3. В сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси за счет уменьшения давления, из смеси выделяется растворенный газ, поскольку этот процесс не является мгновенным время пребывания смеси, в сепараторе увеличивает за счет наклонных полок 6 по которым она стекает в нижнюю часть сепаратора. Выделившийся газ поднимается вверх, проходит через полки в каплеуловитель - 4, служащий для отделения капель нефти далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по газовой трубе стекает нефть вниз, контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора - 8 и уравнемерного стекла - 11. Шлам (песок) отправляется по трубопроводу - 9.

Конструкция горизонтального сепаратора приведен на рисунке 4. Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распространительное устройство - 9 поступает на полки - 2, по ним стекает в нижнюю часть технологической плоскости, нефть освобождается от пузырьков газа, проходит пеногаситель - 3, где разрушается пена, влагоотделитель - 5, где очищается от капель нефти и через штуцер выхода газа 4 выводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости отводится через штуцер - 6. Для повышения эффективности процесса сепарации горизонтальных сепараторов используются гидроциклонный устройства. В гидроциклоне входящий газожидкостный поток приводится во вращательное движение. Капли нефти как более тяжелые под давлением центробежной силы отбрасываются на стенки трубы, а газовая струя перемещается в корпусе сепаратора.

Внутри технологической емкости - 1, горизонтального сепаратора, расположены наклонные полки - 2, пеногаситель - 3, влагоотделитель - 5, устройство - 7 для предотвращения образования воронки при дренаже нефти, воронка снабжена патрубком - 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа - 4 и нефти - 6, люклаз - 8.

Также возможно применение трехфазных центробежных сепараторов разделение газожидкостной смеси в поле действия центробежных сил. Техническая сущность сепарирования трехфазной продукции скважин заключается в закручивании потока в спиральном канале под действием его кинетической энергии. Сепаратор не имеет подвижных частей, что существенно снижает его стоимость и упрощает эксплуатацию. Входной патрубок имеет сужение для повышения скорости газожидкостного потока (рис. 2). Канал в устройстве закручивания потока выполнен в виде плоского прямоугольника с соотношением сторон в поперечном сечении 1: (6 ÷ 12), причем узкая сторона ориентирована к центру спирали. Такая геометрия канала позволяет создавать плоский поток, в котором более четко различаются границы между фазами, разделенными центробежными силами. При движении потока по спирали он подвергается воздействию центробежных сил, величина которых по мере приближения к центру увеличивается.

На выходе из спирали установлен разделитель, автоматически устанавливающий острие на границу раздела нефти и воды и направляющий разделенные потоки в отдельные выходные патрубки. Сепаратор не требует дополнительной энергии для основного процесса, автомат для разделения потоков нефти и воды управляется контроллером, мощность которого не превышает 100 Вт.

Рис.2. Общий вид трехфазного центробежного сепаратора.

При скорости потока 15 м/с центробежный, позволяет разрушить бронирующие перегородки любой эмульсии и разделить поток на составляющие фазы - газ, нефть и воду (вместе с твердыми частицами). Газ выводится через центральный патрубок. Для обеспечения производительности по жидкости 10 тыс. м³ /сут сепаратор должен обладать следующими параметрами:

·        скорость потока в спирали 15 м/с;

·        сечение рабочих каналов спирали 200х40 мм по всему пути движения потока; габариты аппарата:

·        диаметр спирали 600 мм, толщина 100 мм, количество витков спирали - 2; металлоемкость 395 кг (при толщине металла 10 мм);

·        время нахождения жидкости в поле действия центробежных сил 1,5 с;

·        длина пути, проходимого жидкостью в сепараторе, 3,5 м.

Рис. 3. Вертикальный сепаратор

Рис.4. Горизонтальный сепаратор.

В настоящее время имеют два варианта построения технологической схемы ДНС.

Первый предполагает использование центробежных насосов. Поскольку в пластовой продукции, как правило, содержится большое количество газа, его содержание на приеме насоса может превысить критическое значение (10-15 %). Для обеспечения устойчивой работы центробежных насосов пластовая продукция предварительно сепарируется - снижается газосодержание и удаляется до 80 % воды. В качестве насосного оборудования могут быть использованы центробежные насосы типа НД (насос дозировочный плунжерный), ЦНС, МС (мультифазные насосы) в блочном исполнении, а также блочные дожимные насосные станции.

Второй вариант технологической схемы ДНС предусматривает использование мультифазных насосов (рис.5.). В этом случае вся пластовая продукция поступает в ЦППН. ДНС с применением МФН исключает необходимость проведения сепарации попутного газа непосредственно на месторождении, строительство трубопровода для транспортировки газа с месторождения на компрессорную станцию. Мультифазные насосы (МФН) позволяют существенно снизить давление на входе в ДНС (до 0,05 МПа), однако они критичны к содержанию механических примесей, что требует применения фильтров.

Часто ДНС объединяют с установкой предварительного сброса воды (УПСВ) (рис.6), на которой производится частичная сепарация нефти, газа, воды и дальнейшая перекачка их раздельными трубопроводами.

Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ включает в себя:

)        первую ступень сепарации нефти;

)        предварительный сброс воды;

)        нагрев продукции скважин;

)        транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

)        бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

)        транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

)        закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов - деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

Рис.6. Принципиальная технологическая схема предварительного сброса воды на ДНС.

- скважины; 2- ГЗУ; 3-подача деэмульгатора; 4- трубопровод для разрушения эмульсии; 5- печь; 6- сепаратор первой ступени; 7-концевой делитель фаз и отбора газа из него; 8-осушитель газа; 9- каплеобразователь; 10- отстойник; 11- резервная емкость для сырья; 12,15- буферные емкости; 13- насос; 14- резервуары с гидрофобным жидкостным фильтром.