- •1.Предназначение системы сбора и подготовки скважинной продукции
- •2.Основные элементы системы сбора (схема).
- •3.Схема самотечной двухтрубной системы сбора нефти.
- •4.Схема герметизированной однотрубной, высоконапорной системы сбора.
- •5.Мероприятия по сбору и транспорту на горной местности.
- •6.Схема герметизированной системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вблизи от берега.
- •7.Схема герметизированной системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега.
- •8.Принципиальная схема Спутника-а.
- •9.Принципиальная схема Спутника-в.
- •10.Классификация трубопроводов.
- •11.Определение потерь напора на трение для всех режимов.
- •16.Состав и структура солеотложений в системе сбора.
- •17.Методы удаления солеотложений в системе сбора.
- •18.Состав и классификация аспо в системе сбора.
- •19.Основные факторы образования аспо в системе сбора.
- •20.Метода предотвращения и борьбы с аспо в системе сбора.
- •21.Виды коррозии в системе сбора.
- •22.Факторы коррозионного воздействия на трубопровод.
- •1. Температура и рН воды
- •Минерализация воды
- •23.Защита трубопроводов от внутренней коррозии.
- •24.Защита трубопроводов от внешней коррозии.
- •25.Схема предварительного разгазирования нефти. Понятие сепарации и ступени сепарации.
- •26.Основные факторы, вызывающие пульсацию и влияющие на их величину и частоту.
- •27.Устройства гасителей пульсации.
- •28.Назначение сепараторов.
- •29.Классификация сепараторов.
- •30.Типовые секции сепаратора.
- •31.Определение эффективности работы сепаратора.
- •32.Конструкция вертикального сепаратора.
- •33.Конструкция горизонтального сепаратора.
- •34.Конструкция горизонтального сепаратора с упог.
- •35.Конструкция гидроциклонного сепаратора.
- •36.Конструкция совмещенной установки разделения скважиной продукции.
- •37.Расчет количества газа, выделившегося по ступеням сепарации.
- •38.Допущения принятые при расчете сепараторов.
- •39.Схема глобул воды в нефти. Типы эмульсий.
- •40. Классификация эмульсий в зависимости от плотности сред и содержания п, с и а.
- •41.Необходимость обезвоживания нефти на нефтяных месторождениях.
- •42.Факторы, влияющие на образование эмульсий.
- •43.Предотвращение образования стойких эмульсий.
- •44.Основные методы разрушение эмульсий.
- •45.Применение пав в качестве деэмульгаторов.
- •46.Внутритрубная деэмульсация нефти. Схема.
- •47. Принципиальная схема гравитационного осаждения.
- •54.Схемы подогревателей нефти и печей.
- •55Принципиальная схема осаждения под действием переменного электрического поля
- •57 Электродегидраторы
- •57.Электродегидраторы
- •58.Схемы совмещенных аппаратов
- •59.Схема расположения оборудования на наземном вертикальном цилиндрическом резервуаре
- •60.Схема работы гидравлического предохранительного клапана и устройство дыхательного клапана.
- •61. Огневой предохранитель. Устройство и принцип действия.
- •62 Методы снижения потерь углеводородов при испарении нефти в резервеарах.
- •63. Схема газоуловительной системы с газосборником
- •64.Назначение установок подготовки воды упсв
- •65 Открытая схема установки очистки сточных вод
- •66 Установка очистки сточных вод закрытого типа
- •67 Схема установки подготовки воды и нефти, применяемая при большом обводнении продукции скважины(больше 50 процентов)
- •68 Схема резервуара флотатора
- •69 Схемы водозаборов
- •70 Схема улавливания легких фракций углеводородов
- •71 Стабилизация нефти.
- •72 Абсорбционная осушка газа
- •73 Адсорбционная осушка газа
- •74 Низкотемпературная сепарация
- •75 Требования, предъявляемые к нефти.
- •76 Требования, предъявляемые к воде в ппд.
70 Схема улавливания легких фракций углеводородов
1 - резервуар; 2 - предохранительный клапан; 3 - манифольд; 4 - блок регуляторов давления; 4 - уклон; 6 - линия возврата жидких углеводородов из скруббера в резервуар; 7 - линия связи; 8 - привод (двигатель); 9 - скруббер; 10 - регулятор верхнего предела
уровня жидкости в скруббере; 11 - компрессор; 12 - трехходовая задвижка;
13 - обратный клапан; 14 - регулятор предельного давления на выкиде компрессора;
15 - линия выхода газа в систему газосбора или на продажу; 16 - газовый счетчик.
Назначение системы следующее:отбирать из резервуаров пары углеводородов во время их заполнения и при расширении газа в результате повышения температуры; вводить в резервуары сухой газ во время откачки из них нефти и уменьшения давления в них при снижении температуры газа; обеспечивать получение дополнительной прибыли за счет снижения пожароопасности объектов, уменьшения коррозии резервуаров, улучшения условий работы обслуживающего персонала и создания благоприятных условий для сохранения окружающей среды. Система должна работать автоматически, иметь устройства самозащиты от случайных отклонений, быть работоспособной в условиях высокоагрессивных сред.
Система состоит из трубопроводов, обвязки для сбора продуктов испарения, приборов КИП и А, обеспечивающих поддержание постоянного давления в резервуарах, и компрессора для отбора газа из резервуаров и подачи его в газосборную сеть. На приеме коспрессора обычно поддерживается давление, близкое к атмосферному, а на выкиде- давление газосборной системы.
Для сбора углеводородов из резервуаров применяются тонкостенные трубы большого диаметра, так как система должна обеспечивать отбор большого объема газа при низких перепадах давления.
71 Стабилизация нефти.
Стабилизация нефти осуществляется в соответствии с требованиями стандарта на подготовку, для получения нефти с давлением насыщения паров ниже предельного (которое определяется стандартом). Стабилизация нефти осуществляется в узле стабилизационной установки комплексной подготовки нефти (УКПН). Принципиальная схема:
12-блок нагрева обезвоживания и обессоливания, 26-горячая товарная нефть после узла обессоливания и обезвоживания, 27-стабилизационная колонна (120-3200 С), 28-узел нагрева, 29-дренаж, 30-узел отбора конденсата (ШФЛУ), 31-стабилизированная нефть, 32-холодильник, 33-товарный парк, 34-стабилизированная нефть к потребителю, 35-сепаратор, 36-насос, 37-ШФЛУ потребителю (в продуктопровод), 38-ШФЛУ на орошение, 39-газ на факел (или на местные нужды), 40-холодильник, 41-узел орошения.
Работа: горячая нефть после узла обессоливания и обезвоживания нагревается в нижней части (27) от 120 до 3700 в зависимости от фракционного состава. Стабилизированная нефть направляется в товарный парк. Испарившиеся легкие фракции поднимаются в верхнюю часть стабилизационной колонны, на встречу им подается холодный конденсат, скондинсированные ШФЛУ направляются в сепаратор (35), после чего в продуктопровод (37), а часть через холодильник (40) на орошение в стабилизационную колонну (41).