Учебное пособие по дисциплине «Нефтегазовые технологии» для студентов, обучающихся по специальности 080502 «Экономика и управление на предприятии в нефтяной и газовой промышленности»

Основные элементы системы сбора и подготовки нефти на промыслах:

- эксплуатационные скважины (добывающие, нагнетательные и др.),

- групповые замерные установки (ГЗУ),

- дозаторные установки,

- путевые нагреватели (печи электрические, газовые),

- сепараторы газа,

- дожимные насосные станции (ДНС),

- установки подготовки нефти,

- очистные сооружения для очистки промысловых вод,

- резервуарные парки,

-компрессорные станции,

- системы улавливания паров нефти (УЛФ),

- блоки очистки газа от сероводорода,

- головные сооружения,

- система ППД (поддержание пластового давления).

На эксплуатационных скважинах кроме скважинного и устьевого оборудования могут устанавливаться компрессоры для отбора газа из межколонного пространства, дозаторы ингибиторов и деэмульгаторов.

- совместный транспорт нефти, газа и воды на другие промысловые объекты;

- раздельный транспорт части сепарированного газа на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) и частично газированной нефти вместе с водой на объекты подготовки,

• 
  сброс, очистку и перекачку пластовой воды на кустовые станции.
  

Сепаратор - аппарат для отделения нефти от газа. Процесс разделения называют сепарацией. Процесс сепарации осуществляется в несколько ступеней. Обычно ограничиваются двумя-тремя ступенями сепарации.

Газожидкостная смесь на газовый и жидкостный поток разделяются в узлах предварительного отбора газа (рис 7.4). и сепараторах.

Рис.7.4. Схема узла предварительного отбора газа (депульсатор): 1 – газоводонефтяная смесь от подводящего коллектора; 2 – газосборный коллектор; 3 – газоотводящие патрубки; 4 – разделительный трубопровод; 5 – газопровод; 6 – отвод газа в газосепараторе; 7 – нефтегазовый сепаратор; 8 – патрубок сброса воды.

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

Работа сепараторов любого типа характеризуется степенью разгазирования нефти или ее усадкой, степенью очистки газа от капелек нефти, степенью очистки нефти от пузырьков газа.

Рис. 7.5а. Вертикальный сепаратор: А – основная сепарационная секция; Б – осадительная секция; В – секция сбора нефти; Г – секция каплеудаления; 1 – патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 – раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 – регулятор давления «до себя» на линии отвода газа; 4 – жалюзийный каплеуловитель; 5 – предохранительный клапан; 6 – наклонные полки; 7 – поплавок; 8 – регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 – линия сброса шлама; 10 – перегородки; 11 – уровнемерное стекло; 12 – дренажная труба

Самым эффективным и технически совершенным сепаратором является такой, из которого не выносится капельная жидкость и пузырьки газа.

Газосепарационный узел, составленный из депульсатора и сепаратора (рис. 7.6), позволяет разделить газожидкостный поток на два: газовый с включениями капельной жидкости и жидкостный с включениями пузырьков газа.

Рис. 7.5б. Горизонтальный сепаратор: 1 – технологическая емкость; 2 – наклонные желоба; 3 – пеногаситель; 4 – выход газа; 5 – влагоотделитель; 6 – выход нефти; 7 – устройство для предотвращения образования воронки; 8 – люк-лаз; 9 – распределительное устройство; 10 – ввод продукции

Рис.7.6. Принципиальная технологическая схема газосепарационного узла: 1 – депульсатор; 2 – каплеотбойник; 3 – отстойник-сепаратор

Установки подготовки нефти обеспечивает ее обезвоживание, обессоливание и стабилизацию, а также снижение содержания в ней механических примесей до допустимого уровня.

Требования к качеству товарной нефти приведены в таблице 7.1

О б е з в о ж и в а н и е продукции скважин содержащую водонефтяные эмульсии включает следующие стадии:

- разрушение бронирующих оболочек на каплях воды с при­менением поверхностно-активных веществ (ПАВ) и тепловой обработки,

- укрупнение капель за счет их слияния,

- разделение (отстаивание) фаз.

Процесс обезвоживания нефти завершается, как правило, в грави­тационных отстойниках ( рис.7.7)

Рис.7.7. Технологическая схема обезвоживания нефти: 1 – газосепарационный узел; 2 – отстойник предварительного сброса воды; 3 – печь подогрева; 4 – узел обезвоживания нефти; 5 – каплеобразователь; 6 – гравитационный сепаратор-отстойник водонефтяной эмульсии.

Одной из важнейших характеристик эмульсий является диаметр капель дисперсной фазы, так как от него зависит скорость их осаждения. Для разрушения эмульсии применяют следующие методы. гравитационное холодное разделение, внутритрубная деэмульсация, термическое воздействие, термохимическое воздействие, электрическое воздействие, фильтрация, разделение в поле центробежных сил. Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости с каплями больших размеров. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия. Отстойники периодического действия – обычно сырьевые резервуары. После их заполнения сырой нефтью вода осаждается в их нижней части. В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при непрерывном прохождении эмульсии через отстойник.

Сущность внутритрубной деэмульсации заключается в добавлении в движущуюся в трубах эмульсию специальных веществ – деэмульгаторов (15-20 гр. на 1 тонну эмульсии). Деэмульгатор разрушает бронированную оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния. Укрупнившиеся капли сравнительно легко отстаиваются в отстойниках за счет разницы плотности фаз.

Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании уменьшается прочность бронированных оболочек на поверхности капель, что облегчает их слияние, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли воды, а это увеличивает способность разделения эмульсии. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках, трубчатых печах до температуры 45 – 85⁰С.

Термический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

О б е с с о л и в а н и е нефти (удаление избыточного количества хлористых солей из товарной продукции) осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственно эмульсию вновь обезвоживают.

Технологическая схема ступени обессоливания показана на рис.7.8.

Нефть после ступени обезвоживания I нагревается в теплообменнике и смешивается с промывочной пресной водой IV в количестве 5—10 % от массы обрабатываемой продукции. Перед этим в ее поток вводят поверхностно-активное веще­ство - деэмульгатор II и (если в нефти содержатся неорга­нические кислоты) щелочь или соду III. Пресная вода диспергируется в нагретой нефти до поступления в электродегидратор 2, в котором под действием электрического поля про­исходит слияние капель соленой и пресной воды. В результате укрупнения капли быстро оседают и переходят в водную фазу, которая направляется затем в нефтеотделитель 3 для допол­нительного отстоя. Уловленная в нефтеотделителе нефть с обо­ротной водой VII возвращается на прием электродегидратора, а дренажная вода VI сбрасывается в систему подготовки для поддержания пластового давления (ППД). Обессоленная нефть из электродегидратора V направляется на следующую сту­пень - стабилизацию.

Рис. 7.8. Принципиальная технологическая схема ступени обессоливание нефти.

С т а б и л и з а ц и я (глубокое разгазирование) - завершающий этап подготовки нефти.

Под процессом стабилизации понимают отделение от нефти легких фракций (пропан-бутановые и частично бутановые) с целью уменьшения потерь в результате испарения. Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации.

При горячей сепарации нефть нагревают до температуры 40 – 80 ⁰С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и подаются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и откачиваются в газопровод. При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и повышенной температуре (до 240 ⁰С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и направляют для дальнейшей переработки.

На нефтеперерабатывающих заводах, расположенных иногда за тысячи километров от нефтяных месторождений, поступающая с промыслов товарная нефть подвергается дополнительному обессоливанию и обезвоживанию (до 3-4 г/м³ хлористых солей и до 0,1 % воды).

Очистные сооружения промысловых вод предназначены для очистки ливневых вод, технологических потоков воды, пластовой воды из технологических аппаратов всех типов (отстойники, электродегидраторы, резервуары, сепараторы, узлы предварительного сброса).

Вместе с нефтью на поверхность извлекается огромное количество минерализованных пластовых вод, которые отделяются в процессе деэмульсации нефти и образуют основную долю нефтепромысловых сточных вод. Эти воды, как правило, после соответствующей подготовки используются для поддержания пластового заводнения. Качество подготовки воды определяется фильтрационными свойствами продуктивных пластов.

Во время подготовки нефтепромысловых сточ­ных вод применяют отстойный принцип с помощью отстойни­ков, эксплуатирующихся под давлением. Для повышения качества очистки сточных вод используют (коалесцирующие фильтры, мультигидроциклоны), флотацию с помощью нефтяного газа.

Необходимо учитывать также коррозионную активность, химическую и микробиологическую совмести­мость нагнетаемой и пластовой воды.

По назначению их подразделяются на резервуары для хранения нефти, светлых и темных нефтепродуктов. По материалу на металлические и неметаллические (железобетонные).

По форме различают резервуары цилиндрические вертикальные и горизонтальные, каплевидные и других форм.

По схеме установки – наземные (днище на уровне или выше прилегающей площадки) и подземные (наивысший уровень жидкости в резервуаре находится ниже отметки прилегающей площадки не менее чем на 0.2 м).

Объемы резервуаров от 100 до 120 000 м^3.

Каждая группа наземных резервуаров ограждается земляным валом или стенкой, высота которых на 0.2 м. выше расчетного уровня разлившейся жидкости , но не менее 1 м. при ширине земляного вала по верху 0.5 м.

Рис. 7.9а. Вертикальный цилиндрический резервуар: 1 – световой люк; 2 – гидравлический предохранительный клапан; 3 – огневой предохранитель; 4 – дыхательный клапан; 5 – замерный люк; 6 – указатель уровня; 7 – люк-лаз; 8 – сифонный кран; 9 – хлопушка; 10 – приемо-раздаточные патрубки; 11 – перепускное устройство; 12 – управление хлопушкой; 13 – лебедка; 14 – подъемная труба; 15 – шарнир подъемной трубы; 16 – блок

Рис. 7.8б Резервуар с плавающим металлическим понтоном: 1 – уплотняющий затвор; 2 – периферийный короб понтона; 3 – мембрана из листового металла; 4 – стяжка; 5 – центральный короб понтона; 6 – направляющая труба; 7 – уплотнение направляющей трубы; 8 – люк-лаз; 9 – опоры для понтона; 10 – приемо-раздаточный патрубок с хлопушкой.

Рис. 7.8в. Общий вид сборного цилиндрического железобетонного резервуара: 1 – боковые панели; 2 – центральная опорная колонна; 3 – периферийная опорная колонна; 4 – металлическая облицовка; 5 – монолитное железобетонное днище; 6 – крыша

Понтон, плавающий на поверхности жидкости, уменьшает площадь испарения, а следовательно и потери. Понтон представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его плавучесть. Между понтоном и стенкой резервуара оставляется зазор шириной 100 – 300 мм. перекрываемый уплотняющими герметизирующими затворами разных конструкций. Различают плавающие понтоны металлические и из синтетических пенопластовых или пленочных материалов.

У резервуара с плавающей крышей роль крыши выполняет диск из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости

Оболочке резервуара каплевидного придают очертание капли жидкости и применяют для хранения легко испаряющихся нефтепродуктов.

Сокращение потерь легких фракций нефти достигается герметизацией технологического оборудования от скважины до завода и эксплуатации резервуарных парков промыслов, головных сооружений и магистральных нефтепроводов оснащенных системой улавливания легких фракций (УЛФ).

Потери легких фракций возможны в резервуарах любых конструкций, на железнодорожных и водных наливных и сливных эстакадах и т.п.

Особо важное значение придается герметизации товарных парков головных сооружений и улавливанию легких фракций при заполнении емкостей и расширении газа в результате повышения температуры. Кроме сокращения потерь ценных углеводородов снижается пожароопасность объектов, уменьшается коррозия металла, улучшаются условия работы персонала, сохраняется окружающая среда.

1 – резервуар; 2 – предохранительный клапан; 3 – манифольд; 4 – блок регуляторов давления; 5 – 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.

Она состоит из трубопроводов, обвязки для сбора продуктов испарения, приборов КИП и А, обеспечивающих поддержание постоянного давления в резервуарах, компрессора для отбора газа из резервуаров и подачи его в газосборную сеть. На приеме компрессора обычно поддерживается давление, близкое к атмосферному, а на выкиде – давление газосборной системы.

Блоки очистки газа от сероводорода устанавливаются на групповых установках и ДНС на которых с помощью каталитических абсорбентов превращают находящийся в газе сероводород в элементарную серу.

Головные сооружения представляют насосные станции и резервуарные парки, предназначенные для приема подготовленной нефти из промыслов с последующей транспортировкой по магистральным нефтепроводам.

Система ППД (поддержания пластового давления) включает водозаборы с очистными сооружениями, насосные станции, нагнетательные скважины и систему водопроводов, обеспечивающих доставку и нагнетание воды в эксплуатируемые объекты для поддержания пластового давления на заданном уровне.


Рис.7.11. Принципиальная схема установки подготовки воды из водозабора.

1,7,8 – насос, 2- дозировочное устройство, 3 – смеситель, 4 – осветлитель, 5.- фильтр, 6 – резервуары.

- неподготовленные природные воды, - коагулянт,

- подготовленная вода для нагнетания в пласты, - вода для очистки фильтра.

Для осветления в мутную воду добавляют коагулянты (сернокислый алюминий, хлорное железо и др.), которые способствуют укрупнению взвешенных мелких частиц в хлопьевидные соединения, выпадающие в осадок.

Декарбонизация производится с целью удаления из воды биокарбонатов кальция и магния, соли которых могут отлагаться в порах пласта и существенно снизить его проницаемость.

Обезжелезиванием называют удаления из воды солей железа с целью предотвращения загрязнения фильтрующей поверхности скважин железистыми осадками.

Ингибирование выполняют для замедления процесса коррозии скважинного оборудования.

Реагенты – бактерициды используют для подавления жизнедеятельности сульфатовосстанавливающих бактерий.

Наиболее распространена групповая система, по которой все сооружения по подготовке газа расположены на груп­повом сборном пункте (ГСП). Продукция скважин направля­ется на газосборный пункт по отдельным трубопроводам, на­зываемым шлейфами.

На рис. 7.12. показана схема групповой системы сбора газа. Газ от 10 - 30 скважин по лучевым шлейфам направля­ется на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). В зависимости от размеров залежи и за­пасов газа их может быть от 1 - 2 до 15 - 20 и даже больше.

Рис.7.12 Схема групповой системы сбора и газа

При централизованной системе сбора газа (рис.7.13) продук­ция скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому сборному пункту, где осуществ­ляется полная подготовка газа, который далее направляется к потребителю.

Газ от группы скважин 1 по коллектору 2 поступает на пункт подключения 3, затем на УК ПГ 4. Очищенный и осушенный газ, пройдя пункт измерений расхода и давлений 5, по двум соеди­нительным трубопроводам 6 направляется в промысловый кол­лектор 7.

Для природных газов содержащих сероводород, меркаптаны и много конденсата типична децентрализованная система с установкой комплексной подготовки газа (УКПГ), где предполагается дополнительная его обработка перед нагнетанием в магистраль на головных сооружениях.

Рис.7.13. Схема установки комплексной подготовки бессернистого газа, содержащего небольшое количество конденсата