Негерметизированная двухтрубная самотечная система

Нефть и газ разделяются в сепараторах на устье или на групповых пункта сбора и транспортируются раздельно по разным трубопроводам ( двухтрубная) самотеком за счет разности геодезических отметок (рельефа).

		потребителю

Нефть и газ самотеком по нефтесборному трубопроводу поступает в резервуар группового сборного пункта, а из них перекачивается насосами в сырьевые резервуары промыслового парка на центральный сборный пункт и далее насосами на установку подготовки нефти. Газ из трапа (газосепаратора) по газопроводу поступает на прием компрессорной станции и дальше на ГПЗ.

Недостатки самотечной системы:

1. В условиях гористой местности необходимо изыскивать необходимую трассу нефт епроводов, чтобы обеспечить необходимый напор, а следовательно и пропускную способность.

2. Сепарация газа недостаточная, поэтому есть возможность образования в нефтепроводах газовых мешков.

3. При низкой скорости в трубопроводах происходят отложения механических примесей, солей, парафина.

4. Так как система негерметизирована, то возникает возможность потерь от испарения легких фракций нефти до 3% от общей добычи.

5. Трудность автоматизации процесса из-за разбросанности технологических объектов.

Преимущество:сравнительно точное измерение по каждой скважине жидкости в мерниках, газа с помощью расходомеров.

В настоящее время обустройство нефтяных месторождений осуществляется с применением напорных герметизированных систем сбора и подготовки скважин, основными элементами которых являются добывающие скважины, АГЗУ, ДНС, а также ЦППН. Элементы системы связаны между собой с помощью трубопроводов: от добывающих скважин к АГЗУ газожидкостная смесь подается по выкидным линиям диаметром 114 мм, дальнейшая транспортировка продукции осуществляется по коллекторам большого диаметра.

Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и природных условий. Так, в одних случаях продукция разделяется на АГЗУ на обводненную и безводную, а в других она транспортируется после АГЗУ по единому коллектору. На некоторых месторождениях к ДНС подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других на каждой АГЗУ установлен сепаратор первой ступени, и жидкость транспортируется на ЦППН либо дожимными насосами, либо за счет давления в линии. На небольших по площади месторождениях АГЗУ и ЦППН могут быть расположены на одной площадке.

Принцип работы элементов системы на всех месторождениях одинаковый : на АГЗУ фазы не разделяются.

Первая ступень сепарации осуществляется на ДНС, в результате газ отводится по отдельному коллектору. Кроме того, может проводится предварительный сброс воды с закачкой ее в нагнетательные или поглощающие скважины, а вторая – на ЦППН.

Технологические процессы подготовки нефти для всех систем сбора аналогичны: сепарация или разделение фаз, деэмульсация продукции, обессоливание, стабилизация нефти.

Последний процесс обычно осуществляется параллельно с деэмульсацией и обессоливанием.

Исходя из физических процессов, протекающих при подготовке нефти, оборудование для систем изготовляют в блочном исполнении; вместо деэмульсационных и обессоливающих установок, в которых процессы нагрева и отстоя совмещены, сейчас выпускают нагреватели и отстойники. Комбинируя нагреватели и отстойники разной пропускной способности и различного исполнения, находят рациональный процесс подготовки нефти для условий данного месторождения.

Основным оборудованием системы сбора являются: выкидные линии и коллекторы, АГЗУ, путевые подогреватели, ДНС.

Для промысловых коммуникаций используют трубопроводы из бесшовных горячекатанных труб.

Трубопроводы на промысле классифицируются :

- по виду перекачиваемого продукта – нефте-, газо-, нефтегазо-, водо- и паропроводы, а также канализационные трубы;

- по назначению – самотечные, напорные и смешанные;

- по рабочему давлению – низкого(до 0,6 МПа), среднего(до 1,6 МПа), высокого(свыше 1,6МПа) давления;

- по способу прокладки – подземные, надземные и подводные;

- по функции – выкидные(от устьев скважин до АГЗУ), сборные коллекторы( принимающие продукцию от нескольких трубопроводов) и товарные(транспортирующие товарную продукцию);

- по способу изготовления – сварные и сборные;

- по форме расположения – линейные (сборный коллектор представляет собой одну линию ), кольцевые (сборный коллектор представляет собой замкнутую кольцевую линию) и лучевые (сборные коллекторы сходятся лучами к одному пункту).

На месторождениях наиболее распространены трубопроводы диаметром от 114 до500 мм.

При монтаже некоторых узлов применяют фланцевые соединения.

Все промысловые трубопроводы подразделяются на 4 категории в зависимости от назначения, рабочего давления, газового фактора, скорости коррозии.

Трубопроводы 1,2,3 категории относятся к ответственным трубопроводам, поэтому с началом эксплуатации осуществляется визуальный и измерительный контроль за их состоянием с ведением паспорта трубопровода. В паспорт вносятся результаты осмотра и ревизии, замеров толщины стенок, описание работ по ремонту ликвидаций аварий или отказов.

На каждый отказ (порыв) трубопровода оформляется акт технического расследования, который утверждается главным инженером ТПДН.

Трубопроводы от скважины до АГЗУ относятся к трубам 3 категории, а от АГЗУ – к 1 и 2 категориям.

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

Назначение запорной арматуры – разобщение участков трубопроводов и отключение от трубопроводов разных технологических установок. Она устанавливается в начале и конце каждого трубопровода, а также в местах соединения со сборными коллекторами.

К запорной арматуре относятся задвижки, краны, вентили, обратные клапаны.

Задвижка- запорное устройство, предназначенное для перекрытия потока жидкости, газа в трубопроводах, проходное сечение которого открывается и закрывается поднятием шибера (клин или плашки).

Классификация задвижек:

1) По способу присоединения:

- фланцевая;

- резьбовая;

- раструбная;

- сварная (приварная).

2) По прочности:

- стальные (на высокое давление);

- чугунные (на низкое давления).

3) По конструкции:

- параллельные (имеющие параллельные плоскости затвора (плашки));

- клиновые( имеющие в качестве затвора один сплошной клин или состоящий из двух половин).

Прямоточные задвижки

Задвижка типа ЗМ - 65х21 с ручным приводом.

Задвижка ЗМ - 65х21 состоит из следующих составных частей: корпуса, шлицевой гайки, шпинделя, крышки подшипников, ходовой гайки, маховика, упорных шарикоподшипников, сальникового узла, шибера, седел, тарельчатых пружин и нагнетательного клапана.

Рис.3.

Первоначальная герметичность затвора осуществляется за счет создания необходимого удельного давления на уплотняющих поверхностях шибера и седел с помощью тарельчатых пружин. Герметичность соединения корпуса с крышкой обеспечивается металлической прокладкой посредством затяжки шлицевой гайки; регулировка соосности проходных отверстий шибера и корпуса осуществляется при помощи регулирующих гаек, завинчиваемых в верхний кожух.

Для облегчения управления задвижкой ходовая гайка опирается на упорные шарикоподшипники, резьба шпинделя и ходовой гайки вынесена из зоны контакта со средой, что улучшает условия ее работы. Уплотнение шпинделя осуществляется при помощи сальникового узла, в который для повышения его надежности предусмотрено нагнетание уплотнительной смазки.

В процессе сборки подшипниковый узел заполняется солидолом, а при эксплуатации подачи солидола в узел производится через масленку; в верхнем кожухе задвижки имеются прорези, позволяющие определить положение затвора (открыто-закрыто). В задвижке предусмотрена возможность подачи защитной смазки в корпус через нагнетательный клапан, что предохраняет его от загрязнений и коррозии.

Принцип работы задвижки состоит в том, что при вращении маховика возвратно-поступательное движение через шпиндель передается однопластинчатому шиберу, который открывает или закрывает проходное отверстие задвижки. Во избежание эрозионного и коррозионного износа не допускается работа задвижки в полуоткрытом положении затвора.

Техническая характеристика:

Условный проход, мм…………………………….65

Рабочее давление, МПа (кгс/см²)………………..21 (210)

Управление……………………………………………...ручное

Макроклиматический район по ГОСТ 16350-80…….умеренный и холодный

Скважинная среда………………………………………нефть, газ, конденсат, вода техническая, сточная нефтепромысловая

Температура скважинной среды, К(⁰С), не более…….393(120)

Габаритные размеры, мм……………………………….350х320х650

Масса, кг;

В собранном виде………………………………………64

Полного комплекта…………………………………….66

Изготовитель: Бакинский завод нефтепромыслового машиностроения, г. Баку.

Задвижки типов ЗМС и ЗМС1 с ручным приводом

Задвижки типов ЗМС и ЗМС1 с ручным приводом диаметром условного прохода 65, 80, 100 и 150 мм на давление 21 и 35 МПа (210 и 350 кгс/см²), условного прохода 50 и 100 мм на давление 70 МПа (700 кгс/см²) состоят из корпуса, входного седла, шпинделя, маховика, ходовой гайки, крышки подшипников, нажимной гайки, нажимного кольца, манжет, пружины сальника, крышки, тарельчатых пружин, нагнетательного клапана, выходного седла и шибера.

Герметичность затвора обеспечивается созданием необходимого удельного давления на уплотняющих поверхностях шибера и седел. Предварительное удельное давление создается тарельчатыми пружинами. Герметичности затвора способствует уплотнительная смазка ЛЗ-162 (ТУ 38-1-01-315-77) или «Арматол-238» (ТУ 38-101-812-80), подаваемая через нагнетательный клапан.

Регулирование соосности проходных отверстий шибера и корпуса производится регулировочными винтами.

Для облегчения управления задвижкой опоры ходовой гайки установлены на упорные шарикоподшипники, а задвижки условным проходом 80, 100 и 150 мм оснащены уравновешивающим штоком.

Резьба шпинделя и ходовой гайки вынесены из зоны контакта со средой, что улучшает условия работы. В узел подается уплотнительная смазка. Уплотнение шпинделя осуществляется манжетами из материала АНГ. Для защиты корпуса задвижки от загрязнения и коррозии в него через нагнетательный клапан подается защитная смазка. Предусмотрена также подача смазки в узел уплотнения шпинделя и штока. На задвижке имеется указатель положения открытия-закрытия (верхняя и нижняя риски на кожухе);

- клиновые (имеющие в качестве затвора клиновидные поверхности, состоящие из 2-х половин или одного сплошного клина).

-

Задвижки клиновые стальные фланцевые ЗКС-40, ЗКС-50

Задвижка клиновая стальная фланцевая выполнена из легированных и нержавеющих сталей, предназначена для установки в качестве запорного механизма на трубопроводах с бескислотной жидкой или газообразной средой (водой, паром, маслом, нефтью, нефтепродуктами). В своей конструкции задвижка имеет монолитный клин, выдвижной шпиндель и маховик для управления вручную. Предусмотрено верхнее уплотнение в крышке, позволяющее производить замену сальниковой набивки в процессе работы задвижки. С трубопроводом задвижка присоединяется посредством фланцев.

Закрыть задвижку необходимо поворотом маховика вправо, открыть – поворотом маховика влево.

При эксплуатации шпиндель и гайку периодически смазывать, а задвижку проверять на плавность хода. В случае пропуска сальника надо его подтянуть, причем высота подтяжки не должна превышать 30% от высоты камеры.

4) По расположения шпинделя (при открытии и закрытии):

- с выдвижным шпинделем;

- с неподвижным шпинделем.

Кран – запорное устройство, проходное сечение которого открывается и закрывается при повороте пробки вокруг своей оси.

Классификация кранов:

1) По форме пробки:

- цилиндрическая;

- шаровая;

- коническая.