Цели и задачи промысловой подготовки нефти и газа

Составляющие технологической схемы.

Цели:

-ознакомление с основными свойствами товарных продуктов нефти, газа и конденсата, транспортируемые по МГ нефтепроводов; транспортных трубопроводных систем; принципиальными Технологич. Схемами процессов сбора и подготовки углеводородного сырья; методы расчета трубопровода, методы расчета оборудования, конструкционные особенности применяемых аппаратов.

Задачи:

-Рассмотреть методы расчета нефте- и газосборных сетей, определить основные и конструкционные особенности нефтегазовых сепараторов, изучить условия образования эмульсий и их свойства, изучить особенности образования гидратов и предупреждение их образования, рассмотреть Конструктивные особенности оборудования.

Сбор и подготовка нефти и попутного газа, начинающиеся вблизи устья скважин и заканчивающиеся на установках подготовки нефти и газа, являются единой технологической системой. К системам сбора и подготовки предъявляются следующие основные требования: высокая экономичность, полная ликвидация потерь нефти и газа в процессе сбора и подготовки, возможность ввода в эксплуатацию участков промысла до окончания строительства всего комплекса сооружений, надежность и эксплуатация, возможность автоматизации и телемеханизации всей системы в целом.

Существует много технологических схем по подготовке нефти, которые следует рассматривать совместно с системами сбора нефти и газа. Рассмотрим две из них.

Рис. 3.7. Двухтрубная самотечная система сбора нефти, газа и воды:1 - регулятор давления на входе; 2 - замерный трап; 3 и 4 - трапы нерпой и второй ступеней соответственно; 5 - мерник; С - компрессорная; 7 - газобензиновый завод; 8 - установка подготовки нефти; 9 - сырьевой резервуар; 10 - сборный коллектор (вода и нефть); 11 - самотечный сборный коллектор (нефть и вода); 12 - участковый резервуар; 13 - центробежный насос; 14 - распределительная батарея; Ф и Н - фонтанная и насосная скважины

Рис. 3.8. Напорная система сбора нефти, газа и воды:1 - выкидные линии; 2 - гидроциклоннные сепараторы; 3 - расходомеры жидкости; 4 - сборные напорные коллекторы; 5, 7, 8 - сепараторы первой, второй и третьей ступеней соответственно; 6 - центробежные насосы; 9 - сырьевые резервуары; КС - компрессорная станция; ГПЗ - газоперерабатывающий завод

Двухтрубная самотечная система сбора (рис. 3.7) наиболее распространена на промыслах Советского СоюзаJ. Нефть из скважин поступает в трап первой ступени, где поддерживается давление 0,6 МПа, затем в трап второй ступени. Газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции и далее на газобензиновый завод. Газ из второй ступени используется на собственные нужды или сжигается в факеле. Нефть с водой и оставшимся газом после трапа второй ступени через мерник поступает в резервуары участковых пунктов сбора, откуда подается насосом в сырьевые резервуары центральной установки подготовки нефти. Резервуары на участковых сборных пунктах и на центральной установке подготовки нефти не герметизированы. Распределительная батарея позволяет поочередно измерять дебит скважин в замерном трапе или мернике. В самотечной системе сбора транспорт нефти обеспечивается за счет перепада высот в начале (мерник) и конце нефтепровода. Следовательно, отсутствуют энергозатраты на транспорт нефти до участковых сборных пунктов. Однако, как и все самотечные системы трубопроводов, данную систему сбора требуется значительно реконструировать при повышении дебита скважин или при увеличении вязкости нефти. Для предотвращения образования газовых пробок в трубопроводах необходима глубокая сепарация нефти и газа. Из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание трубопроводов, что приводит к снижению пропускной способности системы. Потери легких фракций нефти и газа вследствие негерметичности резервуаров и мерников и невозможности доставки газа от трапов второй ступени достигают 2-3 % от общей добычи нефти. Самотечная система сбора нефти применяется ограниченно. Напорная система сбора (рис. 3.8) действует следующим образом. Из скважины нефть под давлением поступает на автоматическую групповую замерную установку, где поочередно замеряется дебит всех скважин, а затем вся нефть подается на участковую сепарационную установку. Дебит скважины замеряется жидкостным расходомером с предварительным отделением газа в циклонном сепараторе. После прохождения расходомера нефть и газ снова смешиваются и подаются на участковую сепарационную установку, где на сепараторе первой ступени при давлении 0,4-0,5 МПа газ отделяется и подается на газоперерабатывающий завод. Нефть с пластовой водой и оставшимися растворенными газами насосами перекачивается на центральный сборный пункт, где проходит вторую ступень сепарации через кольцевые сепараторы и подается на установку комплексной подготовки или в сырьевые резервуары. Газ второй ступени сепарации компрессорной станцией направляется на газоперерабатывающий завод. Данная напорная система сбора полностью герметизирована, что исключает потери газа и легких фракций нефти. Она позволяет производить подготовку нефти на центральном пункте нескольких месторождений, расположенных на расстоянии до 100 км. Однако длительный совместный транспорт нефти и воды может привести к созданию стойких эмульсий, и при высокой обводненности нефти могут увеличиться эксплуатационные расходы на транспорт. Тем не менее это одна из перспективных систем сбора нефти.

Существует сравнительно большое число технологических схем по подготовке нефти, газа и воды. Сами установки по подготовке могут размещаться в любом пункте системы сбора, начиная от скважины и кончая головными сооружениями магистральных нефтепроводов. Целесообразность размещения установок подготовки нефти в том или ином пункте определяется в каждом конкретном случае технико-экономическим анализом возможных вариантов. Установлено, что наименьшие капитальные вложения и эксплуатационные затраты на подготовку нефти возможны при размещении установок в местах наибольшей концентрации нефти (сборные пункты, товарные парки, головные сооружения). Оптимальной технологической схемой подготовки нефти к транспорту следует считать такую, которая при наименьших затратах в отведенное технологическое время позволяет получать нефть с допустимым содержанием воды, солей и необходимой г лубиной стабилизации. В настоящее время проводят комплексную подготовку нефти в районах промыслов, поэтому на основных нефтяных месторождениях созданы комплексные установки по подготовке нефти, которые объединяют процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации. На рис. 3.9 изображена принципиальная технологическая схема установки комплексной теплохимической подготовки нефти. Нефть на скважины после групповых замерных установок подается по коллектору в концевую совмещенную сепарационную установку (КОСУ) 2, в которую через смеситель 1 поступает горячая вода из отстойника 6, содержащая отработанный деэмульгатор. Под действием тепла пластовой воды и остатков деэмульгатора, поступающих из отстойника 6 в КССУ 2, происходит частичное разделение эмульсии на нефть, воду и газ. Отделившаяся вода подается в нефтеловушки 20, а выделившийся газ поступает на газобензиновый завод. Нефть из КССУ 2 вместе с оставшейся водой насосом 3 прогоняется через теплообменники 4 и пароподогреватели 5, затем нагретая нефть поступает в от

Рис. 3.9. 1 - смеситель; 2 - КССУ; 3 - сырьевой насос; 4, 15 - теплообменники; 5 - пароподогреватель; 6, 7 - отстойники; 8 - электродегидратор; 9 - вакуумный сепаратор; 10 - холодильник; 11 - сепаратор; 12 - вакуумный компрессор; 13 - газовая линия на газофракционирующую установку; 14 - резервуар товарной нефти; 16 - емкости для обескислороживания воды; 17 - насос для подачи пресной воды; 18 - дозировочный насос для подачи деэмульгатора; 19 - емкость для деэмульгатора; 20 - нефтеловушка; 21 - насос для "ловушечной нефти"; 22 - пруд-отстойник для сточной воды; 23 - насос для подачи сточной воды на фильтры; 24 - фильтр; 25 - хранилища для промывания воды; 26 - емкость для очищенной сточной воды; 27 - насос для промывки фильтров; 28 - поршневой насос для подачи сточной воды в нагнетательные скважины

стойник 6' для окончательного отделения нефти от воды. Отделенная вода уносит с собой основное количество солей из нефти. Для более полного обессоливания нефть из отстойника 6 направляется на смешение с горячей пресной водой, которая подается насосом 17 с предварительным подогревом в теплообменнике 15 и обескислороживанием в емкости 16. После тщательного перемешивания пресной воды с нефтью, содержащей соли, эмульсия направляется в отстойник 7, где доводится до требуемой кондиции по содержанию солей. После обессоливания и отделения воды нефть при необходимости может быть направлена из отстойника 7 на дополнительное обессоливание и обезвоживание в электродегидратор 8, а если содержание воды и солей в пределах нормы, то нефть, минуя электродегидратор 8, подается прямо в вакуумный сепаратор 9. Вакуумные компрессоры 12 забирают из сепаратора 9 газ, из которого при прохождении холодильника 10 и гидроциклонного сепаратора 11 выделяется основное количество легких углеводородов. Конденсат из сепаратора И отправляется на газобензиновый завод, а газ поступает на специальные установки для полной деэтанизации. Перед теплообменником 4 в нефть вводится деэмульгатор, воздействующий на поверхностные свойства пограничных слоев двух фаз эмульсии. Деэмульгатор также вводится вместе с подачей пресной воды перед отстойником 7. Данной системой предусмотрена очистка сточных вод с последующей подачей их на нагнетательные скважины для закачки в пласт.

16. Образование нефтяных эмульсий: причины, условия, классификация.

Для правильного выбора способов обезвоживания нефти (деэмульсации) необходимо знать механизм образования эмульсий и их свойства. Образование эмульсий уже начинается при движении нефти к устью скважины и продолжается при дальнейшем движении по промысло­вым коммуникациям, т. е. эмульсии образуются там, где происходит непрерывное перемешивание нефти и воды. Интенсивность образова­ния эмульсий в скважине во многом зависит от способа добычи нефти, которая, в свою очередь, определяется характером месторождения, периодом его эксплуатации и физико-химическими свойствами самой нефти. В настоящее время любое месторождение эксплуатируется одним из известных способов: фонтанным, компрессорным или глубиннонасосным.

При фонтанном способе, который характерен для начального пе­риода эксплуатации залежи нефти, происходит интенсивный отбор жидкости из скважины. Интенсивность перемешивания нефти с водой в подъемных трубах скважины увеличивается из-за выделения раство­ренных газов, что приводит к образованию эмульсий уже на ранней стадии движения смеси нефти с водой.

При глубиннонасосной добыче нефти эмульгирование происходит в клапанных коробках, самих клапанах, в цилиндре насоса, в подъем­ных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг. При использовании электропогружных насосов перемешивание воды с нефтью происходит на рабочих колесах насоса и в подъемных трубах.

В компрессорных скважинах причины образования эмульсий те же, что и при фонтанной добыче. Особенно отрицательно влияет воз­дух, закачиваемый иногда вместо газа в скважину, который окис­ляет часть тяжелых углеводородов с образованием асфальтосмолистых веществ.

В эмульсиях принято различать две фазы — внутреннюю и внеш­нюю. Внешнюю фазу — жидкость, в которой размещаются мельчайшие капли другой жидкости, называют дисперсионной, внешней или сплошной средой. Внутреннюю фазу — жидкость, находящуюся в виде мелких капель в дисперсионной среде, принято называть дисперсной, разобщенной или внутренней фазой.

По характеру внешней среды и внутренней фазы различают эмуль­сии двух типов: нефть в воде (н/в) и вода в нефти (в/н). Тип образую­щейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов двух фаз; внешней средой стремится стать та жидкость, объем которой больше. На практике наиболее часто (95 %) встречаются эмульсии типа в/н. Реже, чем эмульсии типа н/в, встречаются эмульсии третьего типа — вода в нефти в воде.

На способность эмульгирования нефти и воды кроме соотношения фаз оказывает влияние присутствие эмульгаторов, т. е. веществ, которые способствуют образованию эмульсии. Они понижают поверх­ностное натяжение на границе раздела фаз и создают вокруг частиц внутренней фазы прочные адсорбционные оболочки. Эмульгаторы, растворимые в воде, способствуют созданию эмульсии нефть в воде. К таким гидрофильным эмульгатором относятся щелочные мыла, же­латин, крахмал и др. Гидрофобные эмульгаторы (растворимые в нефти) способствуют образованию эмульсий типа в/н. К ним относятся хо­рошо растворимые в нефти щелочноземельные соли органических кислот, смолы, мелкодисперсные частицы сажи, глины и других ве­ществ, которые легче смачиваются нефтью, чем водой.

Нефтяные эмульсии характеризуются вязкостью, дисперсностью, плотностью, электрическими свойствами и стойкостью. Вязкость неф­тяной эмульсии изменяется в широких диапазонах и зависит от собст­венной вязкости нефти, температуры образования эмульсии, соотно­шения количеств нефти и воды и температуры эмульсии.