НЕФТЕГАЗОСБОРНАЯ СТАНЦИЯ
OIL-GAS GATHERING STATION

Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к внутрипромысловому сбору и транспортированию водогазонефтяной продукции нефтяных скважин при однотрубном транспортировании на центральный пункт сбора, и подготовки нефти.
Уровень техники
Известна установка для сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин, включающая сеть сборных трубопроводов от скважин, напорный трубопровод до установки подготовки нефти и насосную установку, размещенную между сетью сборных трубопроводов и напорным трубопроводом. Насосная установка выполнена с применением многофазного штангового насоса, закрепленного на насосно-компрессорной трубе (НКТ) и установленного в зумпфе, оборудованном трубой большого диаметра с заглушкой на нижнем конце и устьевым оборудованием на верхнем конце. Боковой отвод зумпфа, сообщающийся с межтрубным пространством, соединен с сетью сборных трубопроводов через расширительную камеру, а боковой отвод устьевого оборудования - линейный отвод устьевого оборудования, сообщающийся с внутренней полостью НКТ, соединен с напорным трубопроводом через эжектор, который посредством газовой линии соединен с газовым пространством расширительной камеры. В качестве привода многофазного штангового насоса применен станок-качалка, полированный шток которого соединен со штоком штангового насоса (патент RU №2160866, кл. F17D 1/00 от 1999 г.).
Признаки, являющиеся общими для известного и заявленного технических решений, заключаются в наличии шурфовой насосной станции, гидроструйного насоса и выходного напорного трубопровода.
Причина, препятствующая получению в известном техническом решении технического результата, который обеспечивается изобретением, заключается в том, что известная установка не обеспечивает стабильного и постоянного режима транспортирования водогазонефтяной смеси из скважин с высоким дебитом, а также с высоким газовым фактором и большим содержанием мехпримесей, т.к. используемый для транспортирования штанговый насос, пропускающий через себя всю транспортируемую жидкость, имеет ограниченную производительность, определяемую возможностями станка-качалки. При этом такой насос может перекачивать жидкость только с малым газовым фактором. Поэтому для обеспечения надежной эксплуатации в известной установке всегда требуется дополнительно устанавливать буферную емкость, что делает установку малопроизводительной, громоздкой и неудобной в эксплуатации. Кроме того, поскольку известная установка содержит две ступени перекачки (последовательно штанговым насосом и струйным насосом), то в случае выхода из строя одной из ступеней перекачки полностью прекращается транспортирование продукции скважин, останавливаются сами скважины и для повторного запуска установки требуются, помимо дополнительных материальных затрат, еще и дополнительные затраты времени, что приводит к удорожанию процесса транспортирования, а также к его дискретному режиму, в результате чего возможны частые выходы оборудования из строя. Также известная установка не позволяет оснастить ее дистанционным управлением, т.к. при ее работе невозможно выделить какой-либо единый контрольный показатель, характеризующий работу установки в целом. Этот недостаток усложняет процесс эксплуатации всей известной установки. Еще одним недостатком этой установки является необходимость перекачки через штанговый насос всего объема продукции нефтяных скважин, что приводит к неоправданно высокому расходу электроэнергии и повышенному износу оборудования.
Наиболее близким аналогом (прототипом) является система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин, которая содержит сеть сборных трубопроводов от скважин, напорный трубопровод до установки подготовки нефти, эжектор, насос, закрепленный на насосно-компрессорной трубе и размещенный в зумпфе, который оборудован трубой с заглушкой на нижнем конце и устьевым оборудованием на верхнем конце, отвод межтрубного пространства зумпфа, линейный отвод устьевого оборудования, сообщающийся с внутренней полостью насосно-компрессорной трубы, сепарационную установку, имеющую отводы газоводонефтяной и водонефтяной продукции сепарации, при этом эжектор размещен между сетью сборных трубопроводов и напорным трубопроводом, патрубок ввода транспортируемой жидкости в эжектор связан с сетью сборных трубопроводов, сопло эжектора через линейный отвод устьевого оборудования связано с полостью насосно-компрессорной трубы, а диффузор эжектора - с входом сепарационной установки, отвод газоводонефтяной продукции сепарации соединен с напорным трубопроводом, а отвод водонефтяной продукции сепарации соединен посредством байпасного трубопровода с отводом межтрубного пространства зумпфа, при этом в качестве насоса система содержит электроцентробежный насос (Патент RU №2236639 С1, М. кл. F17D 1/00, опубликовано 20.09.2004).
Признаки известного устройства, совпадающие с существенными признаками заявленного изобретения, заключаются в наличии трубного сепаратора, выходного напорного трубопровода и гидроструйного блока (в прототипе - это шурфовая насосная установка, включающая зумпф, трубу с заглушкой, насосно-компрессорную трубу, межтрубное пространство, электроцентробежный насос, устьевое оборудование, боковой отвод, линейный отвод и гидроструйный насос, выполненный в виде эжектора с соплом и диффузором).
Причина, препятствующая получению технического результата, который обеспечивается изобретением, заключается в возможности несанкционированного возвратного движения жидкости, отсутствии учета жидкости, поступающей в выходной напорный трубопровод, в сложности проведения ремонтных работ.
Раскрытие изобретения
Задача, на решение которой направлено изобретение, заключается в повышении надежности и долговечности работы станции перекачки и сепарации многофазной смеси.
Технический результат, опосредствующий решение указанной задачи, заключается в том, что становится невозможным несанкционированное возвратное движение газожидкостного потока, направляемого из гидроструйного насоса в трубный сепаратор, осуществляется учет жидкости, поступающей в выходной напорный трубопровод, имеется возможность сброса жидкости из устройств станции в дренажную емкость для проведения ремонта и технического обслуживания устройств станции.
Достигается технический результат тем, что нефтегазосборная станция содержит как минимум одну групповую замерную установку, фильтр, как минимум один гидроструйный блок, трубный сепаратор, сепарационную емкость, дренажную емкость, нефтегазоотделитель, пункт налива нефти, блок подачи реагента-деэмульгатора, установку учета жидкости, выходной напорный трубопровод, запорные элементы, обратные клапаны, предохранительные клапаны, при этом рабочий выход групповой замерной установки через соответствующие запорные элементы гидравлически связан с входом фильтра, с входом сепарационной емкости и с входом установки учета жидкости, дренажный выход групповой замерной установки через соответствующий запорный элемент гидравлически связан с входом дренажной емкости, выход фильтра гидравлически связан с пассивным входом гидроструйного блока, рабочий выход гидроструйного блока гидравлически связан с входом трубного сепаратора, первый рабочий выход трубного сепаратора через соответствующий запорный элемент гидравлически связан с входом установки учета жидкости, второй рабочий выход трубного сепаратора через соответствующие последовательно включенные запорный элемент и обратный клапан гидравлически связан с активным входом гидроструйного блока, дренажный выход гидроструйного блока через соответствующий запорный элемент гидравлически связан с входом дренажной емкости, аварийный выход трубного сепаратора через соответствующий предохранительный клапан гидравлически связан с входом нефтегазоотделителя, дренажный выход сепарационной емкости через соответствующий запорный элемент гидравлически связан с входом дренажной емкости, рабочий выход сепарационной емкости через соответствующий запорный элемент гидравлически связан с пунктом налива нефти, дренажный выход которого через соответствующий запорный элемент гидравлически связан с входом дренажной емкости, аварийный выход сепарационной емкости через предохранительный клапан гидравлически связан с входом нефтегазоотделителя, дренажный выход установки учета жидкости через соответствующий запорный элемент гидравлически связан с входом дренажной емкости, рабочий выход установки учета жидкости через соответствующие последовательно включенные запорный элемент и обратный клапан гидравлически связан с выходным напорным трубопроводом, с которым также через соответствующий запорный элемент гидравлически связан блок подачи реагента-деэмульгатора, выход дренажной емкости через соответствующие последовательно включенные обратный клапан и запорные элементы гидравлически связан с входом фильтра, входом установки учета жидкости и входом сепарационной емкости, выход нефтегазоотделителя через соответствующие последовательно включенные обратный клапан и запорные элементы гидравлически связан с входом фильтра, входом установки учета жидкости и входом сепарационной емкости.
Достигается технический результат также тем, что гидроструйный блок содержит шурфовую насосную установку, два гидроструйных насоса, запорные элементы и обратные клапаны, при этом пассивный вход гидроструйного блока через соответствующие последовательно включенные обратный клапан и запорные элементы гидравлически связан с пассивными входами гидроструйных насосов, активный вход гидроструйного блока является входом шурфовой насосной установки, выход которой гидравлически связан с активными входами гидроструйных насосов, выход каждого гидроструйного насоса через соответствующие последовательно включенные запорный элемент и обратный клапан гидравлически связан с рабочим выходом гидроструйного блока.
Достигается технический результат тем, что шурфовая насосная установка снабжена запорным элементом, предназначенным для выпуска газа из установки в дренажную емкость.
Новые признаки заявленного изобретения заключаются в том, что станция содержит как минимум одну групповую замерную установку, фильтр, сепарационную емкость, дренажную емкость, нефтегазоотделитель, пункт налива нефти, блок подачи реагента-деэмульгатора, установку учета жидкости, запорные элементы, обратные клапаны, предохранительные клапаны, а также соответствующие гидравлические связи.
Краткое описание чертежей
На фиг.1 показана функциональная схема нефтегазосборной станции; на фиг.2 показана функциональная схема гидроструйного блока, входящего в состав станции.
Осуществление изобретения
Нефтегазосборная станция (фиг.1) содержит как минимум одну групповую замерную установку 1, фильтр 2, как минимум один гидроструйный блок 3, трубный сепаратор 4, сепарационную емкость 5, дренажную емкость 6, нефтегазоотделитель 7, пункт налива нефти 8, блок 9 подачи реагента-деэмульгатора, установку 10 учета жидкости, выходной напорный трубопровод 11, запорные элементы 12-28 (из них элементы 14 и 15 выполнены с электроприводом для автоматического приведения их в действие), обратные клапаны 29-32, предохранительные клапаны 33, 34.
Входы групповой замерной установки соединены трубопроводами с нефтяными скважинами (не показано). Рабочий выход 35 групповой замерной установки 1 через запорные элементы 12 и 14 гидравлически связан с входом фильтра 2, через запорные элементы 15 и 19 - с входом сепарационной емкости 5, а также через запорные элементы 15 и 24 - с входом установки учета жидкости 10. Дренажный выход 36 групповой замерной установки 1 через запорный элемент 13 гидравлически связан с входом дренажной емкости 6. Выход фильтра 2 гидравлически связан с пассивным входом 37 гидроструйного блока 3. Рабочий выход 38 гидроструйного блока 3 гидравлически связан с входом трубного сепаратора 4. Первый рабочий выход 39 трубного сепаратора 4 через запорный элемент 18 гидравлически связан с входом установки 10 учета жидкости. Второй рабочий выход 40 трубного сепаратора 4 через последовательно включенные запорный элемент 17 и обратный клапан 29 гидравлически связан с активным входом 41 гидроструйного блока 3. Дренажный выход 42 гидроструйного блока 3 через запорный элемент 16 гидравлически связан с входом дренажной емкости 6. Аварийный выход 43 трубного сепаратора 4 через предохранительный клапан 33 гидравлически связан с входом нефтегазоотделителя 7. Дренажный выход 44 сепарационной емкости 5 через запорный элемент 20 гидравлически связан с входом дренажной емкости 6. Рабочий выход 45 сепарационной емкости 5 через запорный элемент 22 гидравлически связан с пунктом 8 налива нефти, дренажный выход 46 которого через запорный элемент 21 гидравлически связан с входом дренажной емкости 6. Аварийный выход 47 сепарационной емкости 5 через предохранительный клапан 34 гидравлически связан с входом нефтегазоотделителя 7. Дренажный выход 48 установки 10 учета жидкости через запорный элемент 25 гидравлически связан с входом дренажной емкости 6. Рабочий выход 49 установки 10 учета жидкости через последовательно включенные запорный элемент 27 и обратный клапан 32 гидравлически связан с выходным напорным трубопроводом 11, с которым также через запорный элемент 28 гидравлически связан выход блока 9 подачи реагента-деэмульгатора. Выход дренажной емкости 6 через последовательно включенные обратный клапан 30 и запорные элементы 23 и 14 гидравлически связан с входом фильтра 2, через последовательно включенные обратный клапан 30 и запорные элементы 23, 15 и 24 - с входом установки 10 учета жидкости, а также через последовательно включенные обратный клапан 30 и запорные элементы 23, 15 и 19 - с входом сепарационной емкости 5. Выход нефтегазоотделителя 7 через последовательно включенные обратный клапан 31 и запорные элементы 26 и 14 гидравлически связан с входом фильтра 2, через последовательно включенные обратный клапан 31 и запорные элементы 26, 15 и 24 - с входом установки 10 учета жидкости (10), а также через последовательно включенные обратный клапан 31 и запорные элементы 26, 15 и 19 - с входом сепарационной емкости 5.
Гидроструйный блок 3 (фиг.2) содержит шурфовую насосную установку 50, два гидроструйных насоса 51 и 52, запорные элементы 53-58 и обратные клапаны 59-61. Пассивный вход 37 гидроструйного блока 3 через последовательно включенные обратный клапан 59 и запорный элемент 53 гидравлически связан с пассивным входом гидроструйного насоса 51, а также через последовательно включенные обратный клапан 59 и запорный элемент 54 - с пассивным входом гидроструйного насоса 52. Активный вход 41 гидроструйного блока 3 одновременно является входом шурфовой насосной установки 50, выход которой гидравлически связан с активными входами гидроструйных насосов 51 и 52. Выход гидроструйного насоса 51 через последовательно включенные запорный элемент 55 и обратный клапан 60 гидравлически связан с рабочим выходом 38 гидроструйного блока 3, а также через запорный элемент 57 - с дренажным выходом 42 гидроструйного блока 3. Выход гидроструйного насоса 52 через последовательно включенные запорный элемент 56 и обратный клапан 61 гидравлически связан с рабочим выходом 38 гидроструйного блока 3, а также через запорный элемент 58 - с дренажным выходом 42 гидроструйного блока 3. Кроме того, шурфовая насосная установка 50 снабжена запорным элементом, предназначенным для выпуска газа из установки в дренажную емкость (не показано).
Шурфовая насосная установка 50 представляет собой зумпф, оборудованный трубой с заглушкой на нижнем конце и устьевым оборудованием на верхнем конце. В трубе расположена насосно-компрессорная труба, соединенная с устьевым оборудованием. При этом межтрубное пространство является входом шурфовой насосной установки. В зумпфе также установлен электроцентробежный насос, который закреплен на насосно-компрессорной трубе, верхний конец которой соединен с устьевым оборудованием. При этом внутреннее пространство насосно-компрессорной трубы является выходом шурфовой насосной установки (конструктивные элементы шуфровой насосной установки на рисунках не показаны).
Каждый гидроструйный насос 51, 52 представляет собой эжектор, включающий сопло, камеру смешения и диффузор (не показаны). Гидроструйный насос предназначен для перемешивания струи рабочей, т.е. активной жидкости (активный вход) с потоком подсасываемой, т.е. пассивной среды (пассивный вход) и последующего совместного их транспортирования (эффект Вентури).
Фильтр 2 выполнен сетчатым и предназначен для очистки сырой нефти от механических примесей.
Трубный сепаратор 4 предназначен для дегазации газожидкостной смеси, подаваемой гидроструйными насосами 51 и 52 и имеет два рабочих выхода - выход 39 газоводонефтяной продукции и выход 40 водонефтяной продукции. Сепаратор выполнен из труб и смонтирован на раме с площадкой для обслуживания.
Сепарационная емкость 5 предназначена для приема и проведения первой ступени сепарации нефти.
Дренажная емкость 6 предназначена для дренажа из сепарационной емкости 5, групповой замерной установки 1, трубного сепаратора 4, шурфовой насосной установки 50, пункта налива нефти, установки учета жидкости.
Нефтегазоотделитель 7 предназначен для сбора конденсата, выделяющегося из газа, поступающего на факел (факел не показан).
Пункт налива нефти 8 предназначен для заправки автоцистерн нефтью с целью вывоза нефти автоцистернами.
Блок подачи реагента-деэмульгатора представляет собой дозатор БПР-ДП 2,5/63 и предназначен для подачи в выходной напорный трубопровод реагента-деэмульгатора "Сордем 4403А» с целью разрушения нефтяной эмульсии на выходе станции.
Установка учета жидкости 10 представляет собой расходомер жидкости «Ультрафлоу-1000» и предназначена для оперативного учета откачиваемой со станции газожидкостной смеси.
Станция также содержит ливневую канализацию для сбора промышленных стоков с площадки сепарационной емкости 5 и ливневую канализацию для сбора промышленных стоков с площадки трубного сепаратора 4 (ливневые канализации на рисунках не показаны).
Работа станции осуществляется в трех режимах.
Первый режим осуществляется без запуска основных устройств (т.е. без запуска гидроструйного блока 3, трубного сепаратора 4, сепарационной емкости 5). В этом режиме открыты только запорные элементы 12, 15, 24 и 27 и нефтегазовая смесь с выхода групповой замерной установки 1 через установку учета жидкости 10 поступает в выходной напорный трубопровод 11 для ее транспортирования на другую станцию.
Второй режим осуществляется с запуском основных устройств. В этом режиме открыты запорные элементы 12, 14, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 25, 26, 27, 28. Многофазная газоводонефтяная продукция нефтяных скважин через групповые замерные установки 1 и фильтр 2 подается на пассивный вход 37 гидроструйного блока 3. На этот же вход подается водонефтяная смесь из дренажной емкости 6 через обратный клапан 30 и открытый запорный элемент 23 и из нефтегазоотделителя 7 через обратный клапан 31 и открытый запорный элемент 26. С рабочего выхода 38 гидроструйного блока 3 трубного сепаратора 4. В сепараторе 4 происходит разделение газоводонефтяной продукции на газоводонефтяную фракцию, в которой преобладает газ (выход 39), и водонефтяную фракцию (выход 40). Газоводонефтяная фракция с выхода 39 трубного сепаратора 4 поступает через открытый запорный элемент 18 на вход установки учета жидкости 10 и далее в выходной напорный трубопровод 11. Далее по напорному трубопроводу 11 газоводонефтяная фракция подается либо на установку подготовки нефти, либо на вход следующей станции. Водонефтяная фракция с выхода 40 трубного сепаратора 4 поступает через открытый запорный элемент 17 и обратный клапан 29 на активный вход 41 гидроструйного блока 3, который одновременно является входом шурфовой насосной установки 50 (фиг.2). Далее водонефтяная фракция (рабочая жидкость) с выхода шурфовой насосной установки 50 поступает на входы гидроструйных насосов 51 и 52, в которых эта жидкость создает необходимое пониженное давление, за счет чего подхватывается инжектируемый поток от скважин, поступающий на пассивные входы гидроструйных насосов 51, 52 через открытые запорные элементы 12, 14, через фильтр 2, через обратный клапан 59 и открытые запорные элементы 53 и 54. Смесь рабочей жидкости и продукции скважин под давлением от 1,34 МПа нагнетается гидроструйными насосами 51 и 52 в трубный сепаратор 4 через открытые запорные элементы 55 и 56 и обратные клапаны 60 и 61. На входе и выходе гидроструйных насосов 51 и 52 установлены манометры, сигнализирующие и выдающие сигнал на отключение шурфовой насосной установки 50. Часть жидкости вместе с газом выводится из трубного сепаратора и направляется через установку учета жидкости 10 в выходной напорный трубопровод 11. Другая часть жидкости (нефть + вода) опускается в нижнюю трубу трубного сепаратора 4 и через запорный элемент 17 и обратный клапан 29 отводится в затрубное пространство «глухой» скважины шурфовой насосной установки 50 (вход 41). В случае повышения давления рабочей жидкости на входе шурфовой насосной установки 50 или понижения давления смеси после гидроструйных насосов 51 и 52 подается сигнал на выключение электроцентробежного насоса шурфовой насосной установки 50. Продукция добывающих скважин продолжает поступать на станцию под давлением скважин; включается резервный гидроструйный блок (на фиг. не показан).
Для контроля повышения давления нефтегазовой смеси в трубном сепараторе 4 установлены манометры (на фиг. не показаны). При превышении давления в трубном сепараторе 4 через предохранительный клапан 33 смесь сбрасывается в нефтегазоотделитель 7. Для проведения планового технического обслуживания осуществляют сброс дренажа в дренажную емкость 6 с установки учета жидкости 10 (выход 48 через открытый запорный элемент 25), с трубного сепаратора 4 (на фиг.1 не показано) и с групповой замерной установки 1 (через открытый запорный элемент 13).
При заполнении дренажной емкости 6 производят откачку жидкости полупогружным насосом через обратный клапан 30 и открытые запорные элементы 23 и 14 на вход фильтра 2. При заполнении жидкостью нефтегазоотделителя 7 производят откачку жидкости полупогружным насосом через обратный клапан 31 и открытые запорные элементы 26 и 14 на вход фильтра 2.
Третий режим является аварийным. При аварийной остановке станции осуществляется автоматическое переключение электроуправляемых запорных элементов 14 и 15: запорный элемент 14 закрывается, а запорный элемент 15 открывается. Нефтегазовая смесь с выхода групповой замерной установки 1 через открытые запорные элементы 12, 15 и 19 поступает в сепарационную емкость 5, которая работает в этом случае как аварийная. Опорожнение емкости 5 осуществляют при помощи пункта 8 налива нефти в автоцистерны.