Сбор и подготовка нефти и газа
Нефть и газ, добываемые на промыслах, подлежат разделению, очистке, сбору и транспортировке к пунктам переработки или использования.
В зависимости от местных условий в разных районах применяют различные схемы нефтегазосбора. Типовая схема сбора представляет собой однотрубную напорную систему, обеспечивающую транспорт добытой нефти через все технологические объекты, включая объекты комплекса подготовки нефти, за счет устьевых давлений скважин при любом способе их эксплуатации двух- или многотрубные системы применяют лишь при раздельном сборе обводненной и необводненной нефти. Все эти системы называют также герметизированными (закрытыми) в отличие от открытых, в которых нефть при транспортировке поступает в мерники - открытые резервуары, служащие для контроля дебита и обводненности скважин. В не которых случаях для транспортировки нефти используют подкачивающие насосы, устанавливаемые в дожимных насосных станциях (ДНС).
Поскольку продукция нефтяных скважин представляет собой газожидкостную смесь, содержащую воду, парафин, серу, песок и другие примеси, для получения готового продукта, так называемой товарной нефти, ее необходимо соответствующим образом подготовить, т. е. отделить от газа, воды и очистить от различных механических примесей. Эти операции в основном осуществляются на специальных установках по подготовке нефти (УПН), расположенных в сборных пунктах, где находятся также установки по подготовке воды (УПВ) и газа (УПГ), узлы учета товарной нефти и другие устройства.
|
|
|
Отделение газа от жидкости осуществляется в сепараторах (трапах), которые при индивидуальной открытой системе сбора устанавливаются у скважины до мерников, а при групповой системе - после автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ), предназначенной для контроля дебита не скольких подключенных к ней скважин.
Трап представляет собой вертикальную емкость диаметром до 1,6 м и высотой до 4,5 м, к средней части которой подводится газожидкостная смесь из скважины. Поскольку диаметр трапа значительно больше диаметра труб выкидной линии, скорость движения смеси снижается и содержащийся в ней газ отделяется от нефти. Происходит процесс, называемый сепарацией, в результате которого газ поднимается в верхнюю часть трапа и по трубам отводится в газовый коллектор, а нефть скапливается в нижней его части и направляется в нефтяной коллектор.
Для более глубокой сепарации нефти выкидную линию подводят по касательной к поверхности трапа, а в его верхней части устанавливают специальные отбойники в виде тарелок. Тогда поступающая в трап струя закручивается и возникающие центробежные силы, а также отбойники способствуют лучшему выделению газа из нефти. Нередко осуществляется многоступенчатая сепарация нефти, когда газожидкостная смесь проходит через два или три трапа. Отделение газа от жидкости позволяет осуществить их раздельную транспортировку, что обеспечивает как снижение потерь легких фракций, так и уменьшение энергии, расходуемой на перекачку газожикостной смеси по трубопроводам.
|
|
|
В трапах обычно устанавливают поплавковый регулятор уровня, с помощью которого предотвращается попадание нефти в газовую, а газа в нефтяную линию. При понижении уровня жидкости поплавок опускается и клапан перекрывает сечение нефтяного коллектора, а при повышении уровня поплавок поднимается и проходное сечение увеличивается.
Для грубой очистки нефти от свободной воды, механических примесей и солей применяют водоотделители. В этих устройствах разделение компонентов происходит под действием сил тяжести (вода и примеси осаждаются при незначительных скоростях движения смеси). Для уменьшения вязкости жидкости с целью ускорения осаждения капель воды и механических примесей, а также вымывания солей из нефти к ней добавляют пресную или соленую воду. Однако грубая очистка нефти от воды является недостаточной. При интенсивном перемешивании водонефтяной смеси, когда она движется по насосно-компрессорным трубам и промысловым трубопроводам, составляющие ее компоненты (нефть и вода) дробятся на мельчайшие капельки, при этом скорость оседания или всплывания их очень мала (0,1 м/с и менее). В результате полного разделения жидкостей не происходит даже при длительном ее отстаивании. Такое состояние смеси называют эмульсией. В зависимости от физико-химических свойств жидкостей, образующих смесь, эмульсии могут быть двух видов: 1) нефть в воде (мельчайшие капельки нефти взвешены в воде) и 2) вода в нефти (капельки воды взвешены в нефти).
|
|
|
Для разрушения эмульсий применяют следующие способы:
1) термический (нагревание смеси до 40-85 °С), 2) механический (фильтрование или центрифугирование), З) химический (обработка эмульсии специальными химическими реагентами, называемыми деэмульгаторами), 4) электрический (воздействие электрическим полем), 5) магнитный (воздействие магнитным полем).
Термический способ способствует снижению вязкости смеси и ускорению выпадения крупных капель воды; его применяют в сочетании с другими способами (химическим или электрическим). В качестве химических деэмульгаторов на промыслах используют так называемый нейтрализованный черный контакт (НЧК), дисольван, сепарол и др. Деэмульгаторы способствуют слиянию мелких капель воды в более крупные и более быстрому их осаждению.
|
|
|
Добываемая нефть обычно содержит то или иное количество солей в растворенном или кристаллическом состоянии; значительное количество солей содержится в сопутствующей воде. Это способствует коррозии трубопроводов и оборудования на нефтеперерабатывающих заводах. Избыток солей удаляется путем промывания нефти теплой водой, которая довольно быстро растворяет их. Остаточное содержание воды в товарной нефти не должно превышать 0,5-2%, а солей- 1800 мг/л.
Если при транспортировке нефти на перерабатывающие за воды не обеспечивается герметичность транспортной системы, что ведет к испарению и потере легких компонентов, то при бегают к стабилизации нефти на промыслах. Стабилизация заключается в нагревании нефти до 80-120 °С, при которой отделяются легкие компоненты. После конденсации эти компоненты транспортируются отдельно. Нефть на промыслах хранят в резервуарах, объем которых может составлять от 100 до 5000 м.
Нефтяной газ, получаемый после сепарации в первичных сепарационно-замерных установках и других ступеней сепарации, утилизируется различными способами. Иногда он частично используется для газлифтного цикла, а в большинстве случаев поступает на местный газобензиновый завод для отбензинивания. Сухой газ направляется для местного потребления и в магистральные газопроводы через компрессорные станции, сточные воды - на водоочистные сооружения, после чего или сбрасываются в подземные хранилища (непромышленные пласты-коллекторы) или после соответствующей очистки и подготовки используются для закачки в продуктивные пласты.
На рисунке 1 показан один из вариантов технологической схемы сбора и подготовки нефти и газа, используемый на залежах с большими площадными размерами. Продукция нескольких скважин по выкидным линиям 1 направляется в АГЗУ, где поочередно измеряется дебит, определяются обводненность и содержание газа в продукции каждой подключенной скважины. АГЗУ состоит из Многоходового переключателя 2 и измерительного устройства 4, соединенных замерным патрубком 3, а также рабочего коллектора 5, соединенного со сборным коллектором 6. Поочередное подключение каждой скважины к патрубку 3 осуществляется путем периодического по переключателя 2 по заданной программе. При этом продукция одной из скважин поступает в измерительное устройство, а остальных - в рабочий коллектор 5. В измерительном устройстве газожидкостная смесь сепарируется и после этого измеряются раздельно дебит нефти и газа. Затем нефть и газ направляются вновь в рабочий коллектор. Далее вся продукция по сборному коллектору 6 (длиной 10-15 км) подается на ДНС, в состав которой входят насосы и сепаратор. Здесь происходит первичная сепарация нефти, после чего газ по трубопроводу 8 поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а жидкость по трубопроводу 7 в так называемый сепаратор-делитель 9. Основное назначение этой установки - регулирование подачи жидкости (смеси нефти с водой) в сепараторы-подогреватели 10, входящие в состав УПН.
Кроме того, в делителе 9 осуществляется вторичная (более глубокая сепарация газа от жидкости). На УПН происходит подогрев жидкости, отделение нефти от воды и обессоливание нефти, после чего нефть по коллектору товарной нефти 11 поступает в попеременно работающие герметизированные резервуары 14 и далее, минуя подпорный насос 12, на автоматизированную установку учета товарной нефти 13. Пластовая вода с УПН по коллектору сточной воды попадает в УПВ и далее с помощью насоса 18 к насосным станциям для закачки в продуктивные пласты.
Получаемый после вторичной сепарации на УПН газ поступает на компрессорную станцию КС, откуда подается на ГПЗ. Если нефть, поступающая с УПН, окажется некондиционной по содержанию воды и солей, то она автоматически направляется по трубопроводу 15 в сепаратор-делитель 9, из которого снова подается на УПН. Из узлов учета 13 товарная нефть через насосную станцию 16 подается в магистральный нефтепровод 17. При сильно обводненной продукции скважин предварительный сброс пластовой воды осуществляется на ДНС, от которых вода специальными насосами подается в нагнетательные или поглощающие скважины.
Дата добавления: 2018-04-15; просмотров: 655; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!