Хранение и измерение нефти и газа

06.09.2019

Из сепаратора нефть поступает в промысловый трубопровод, который доставляет ее в резервуары — хранилища товарной нефти (см. рис. 21.10). Резервуары изготовлены из листов углеродистой стали, скрепленных болтами или сваренных, они вмещают от девяноста до нескольких тысяч баррелей нефти. Существуют технические условия Американского нефтяного института на изготовление резервуаров.

Резервуары со швами, скрепленными болтами, обычно сделаны из оцинкованной или окрашенной стали сорта 10 или 12. Размеры резервуаров очень разнообразны, и преимущество состоит в том, что их можно собирать и ремонтировать на месте. Резервуары со сваренными швами сделаны из стальных листов толщиной 3/16 дюйм. (0,5 см) или толще, и их транспортируют на месторождение в готовом виде. Резервуар может иметь плоское дно или коническое — такой вариант предназначен для сбора осадков.

Для предотвращения потери летучих углеводородов резервуары оснащены системой возвращения паров в жидкую фазу. Система обычно представляет собой вакуумную линию компрессора, которая забирает пары из резервуара в отсосный сепаратор, где происходит разделение жидких углеводородов и газа. После этого жидкости возвращают в резервуар, а газ может быть использован на месторождении как топливо для двигателей либо пущен в трубопровод.

Минимум два, а обычно три или четыре резервуара соединены трубопроводом, образуя резервуарный парк (см. рис. 21.11), емкости которого заполняются последовательно. Объем ре-зервуарного парка должен быть не менее суммарного объема добычи за 4 дня. Когда резервуары заполняются, нефть транспортируется или в грузовиках усилиями обслуживающей компании, или по нефтепроводу. На высоте около 1 фут. (1/3 м) над днищем каждого резервуара располагается выходное отверстие для выпуска нефти на реализацию.

Стальная лестница ведет к мосткам на верхнем поясе резервуаров (см. рис. 21.10 и 21.11), что позволяет рабочему-замерщику замерять количество и определять качество нефти в каждом резервуаре. В верху резервуара расположен открываемый пробоотборный люк. Замерщик опускает в резервуар специальную катушечную измерительную ленту, маркированную по 1/8 или 1/10 дюйм, и снабженную латунным грузиком на конце (см. рис. 21.12). Таблица для измерения вместимости резервуара помогает оценить объем нефти в резервуаре по высоте ее столба. Замерщик также берет пробы нефти с помощью пробоотборника, представляющего собой латунный или стеклянный цилиндр длиной около 15 дюйм. (38 см), либо с помощью литровой бутылки с пробкой, которую он опускает в резервуар. Пробы также можно брать из клапанов (пробоотборных кранов), расположенных на корпусе некоторых резервуаров.

В пробе нефти измеряют температуру, после чего образец центрифугируют в стеклянной воронке на специальной центрифуге в процессе определения содержания основного осадка и воды (OOB) (см. рис. 21.13). Осадок и вода отделяются и опускаются на дно сосуда, а более легкая нефть поднимается. В большинстве случаев по трубопроводу или на нефтеперерабатывающем заводе не разрешается направлять нефть с содержанием указанных примесей более 1%. Нефть, которая удовлетворяет этой характеристике, называется чистой сырой нефтью.

Для измерения объема переправляемой по трубопроводу нефти используют турбинный расходомер, действующий на основе измерения числа оборотов турбины по мере прохождения нефти через ее лопасти. Расходомер объемного типа применяется для измерения объема нефти в определенных единицах.

При подаче нефти из резервуарного парка в автоцистерну или трубопровод замерщик в присутствии машиниста насосной установки заполняет в трех экземплярах квитанцию, указывающую количество и качество сданной нефти. Одна из копий поступает к заказчику нефти и является юридическим документом, по которому нефтедобывающая компания получает деньги. В квитанции указывают номер скважины, название нефтедобывающей компании и имя управляющего, плотность нефти в градусах API, размер резервуаров, показания датчиков, содержание ООВ, температуру нефти, а также время подачи нефти из резервуара. Для платежей акционерам компания-оператор использует документы, в которых указываются имя владельца каждой из скважин, его адрес и причитающийся процент.

Природный газ, как и нефть, подвергают анализу и замерам. Стандартные методы исследования газа включают в себя испытание на сжатие и адсорбцией активированным углем, а также фракционный анализ. При испытании на сжатие используют передвижной компрессор с хладагентом для отделения газоконденсата с целью измерения его количества, Испытание адсорбцией активированным углем позволяет определить содержание конденсата в газе, пропуская газ над активированным углем, который поглощает конденсат. Затем конденсат удаляют перегонкой и определяют его количество. Фракционный анализ добытого из скважины природного газа проводится в лабораторных условиях. Это химический анализ газовой пробы в газовом хроматографе. Результаты анализов должны включать процентное содержание каждого из углеводородов, а также воды, количество пропана и высших газов в галлонах на 1000 куб. фут. (1 гал./1000 куб. фут, = 1,337 л/10 куб. м), а также теплотворную способность.

Объем газа измеряют с помощью газового счетчика, установленного на газопроводе. Обычно используют диафрагменный расходомер, который измеряет разность давлений газа с двух сторон от специального круглого отверстия (диафрагмы) при прохождении газа через диафрагму. Чем выше скорость потока, тем больше падение давления на диафрагме. Скорость газа фиксируется на круговом регистраторе, который находится в операторной. По скорости газа вычисляют его объем с помощью проверочного расходомера, отградуированного в единицах объема. Такой прибор используют как для газовых, так и для жидкостных счетчиков. При этом объем газа или жидкости, движущихся через проверочный расходомер, сравнивают с показаниями тестируемого расходомера, через который протекают те же флюиды. Газомерная диаграмма также фиксирует местоположение счетчика, размер диафрагмы, дату и время. Диаграммы используются для расчета платежей компании-оператору.

На многих современных скважинах установлено оборудование, предназначенное для измерения показателей работы скважины и объема проходящего газа (с помощью электронных измерителей потока). Измерители могут работать на солнечных батареях, установленных на скважине.

Наблюдение за показателями добычи осуществляет начальник промысла, он же дает распоряжения мастерам по добыче. Мастера руководят работающими на месторождении бригадами. Машинист насосной установки отвечает за сохранение эксплуатационного оборудования в рабочем состоянии. Ему помогают подсобные рабочие, которые выполняют разные работы.

Установка по автоматической откачке нефти потребителю (АОНП) по закрытой системе состоит из автоматизированного оборудования для проведения измерений, взятия проб, испытаний нефти и ее подачи в трубопровод на месторождении, заменяя при этом часть рабочей силы. Датчик в установке АОНП регистрирует температуру нефти, плотность в градусах API и содержание основных осадков и воды. Если их содержание слишком велико, установка способна автоматически направить нефть обратно в систему сепараторов. Для измерения объема нефти используется расходомер объемного типа. В случае регистрации чрезмерного содержания примесей OOB установка может прервать весь процесс посредством перекрывания отводного клапана трубопровода. При этом установка АОНП фиксирует все свои действия.

Сбор данных и управление как газовыми, так и нефтяным и скважинами в настоящее время совершенствуются благодаря Интернету. Такие данные, как скорость потока, состояние компрессора, уровень заполненности резервуаров, время работы, а также давление в обсадной и насосно-компрессорной колоннах, измеряются автоматически. Энергоснабжение системы часто осуществляется солнечными батареями, установленными на буровой площадке. По телефонной линии или спутниковой связи данные автоматически (или по команде) передаются в цифровом виде на сервер. Позднее, с ограниченным доступом, эти данные поступают в распоряжение людей, работающих на этих скважинах. Система может осуществить аварийное оповещение в случае, если оборудование, например компрессор, работает не в оптимальном режиме или не работает совсем. На скважину могут быть поданы команды для активирования или настройки оборудования, например для ускорения или замедления компрессора, закрывания или открывания штуцера, а также сброса нефти из резервуара.


Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2019
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна