Состав нефти. Нефть как дисперсная система
Имени. П. О. Сухого»
Кафедра «Разработка, эксплуатация нефтяных месторождений
и транспорт нефти»
Н.Г. Журавель
Промысловый сбор и подготовка
нефти и газа
Пособие
по одноименному курсу
для слушателей специальности переподготовки
1-70 05 75 «Трубопроводный транспорт
хранение и реализация нефтегазопродуктов»
Гомель 2016
УДК 622.278
ББК 33.361
Рекомендовано к изданию кафедрой «Разработка и эксплуатация
нефтяных месторождений и транспорт нефти»
(протокол № от )
Составитель Н. Г. Журавель
Рецензент: зав. ОАИ РУП «ПО «Беларуснефть» БелНИПИнефть Ракутько А.Г.
Журавель Н.Г.
Промысловый сбор и подготовка нефти и газа: пособие по одноименному курсу для слушателей специальности переподготовки 1-70 05 75 «Трубопроводный транспорт хранение и реализация нефтегазопродуктов» / сост. Н. Г. Журавель. – Гомель: ГГТУ им. П. О. Сухого, 2016. – с.
ISBN
В пособии приведены основные свойства продукции скважин, влияющие на технологии сбора и подготовки. Приведены основные сведения о процессах промысловой подготовки нефти, газа и воды, теоретические основы промысловой транспортировки и хранения, осложняющих процессах в работе трубопроводов. Приведены основные принципы гидравлических расчётов промысловых трубопроводов и технологического оборудования.
Для слушателей специальности переподготовки 1-70 05 75 «Трубопроводный транспорт хранение и реализация нефтегазопродуктов»
УДК 622.278
ББК 33.361
ISBN ©Журавель Н. Г., составление 2016
©Учреждение образования «Гомельский государственный технический университет имени П. О. Сухого», 2016
ВВЕДЕНИЕ
Продукция скважин нефтяных месторождений не является однофазной системой – нефтью или газом. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, нефтяной попутный газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Таким образом, скважинная продукция (сырье, сырая нефть) – многофазная, многокомпонентная система.
В то же время, товарная нефть, продаваемая потребителю, – однофазная нефтяная система, качество которой соответствует требованиям действующих нормативно-технических документов. Поэтому на пути от скважины до товарного резервуара сырая нефть подвергается специальной обработке, включающей удаление лёгких углеводородных газов, находящихся в свободном или растворённом состоянии, отделение воды, извлечение растворённых солей
Комплекс технологического оборудования и промысловых сооружений, где осуществляются все названные процессы, представляет собой систему сбора и подготовки в общем комплексе обустройства нефтяных месторождений. Промысловое обустройство требует большого объёма капитальных вложений, значительная доля которых приходится на сооружение систем сбора и транспорта нефти и газа. Поэтому грамотная промысловая подготовка имеет первостепенное значение как для снижения капитальных затрат и эксплуатационных расходов, так и для сокращения сроков обустройства и, следовательно, – ускорения ввода в действие новых месторождений.
Состояние и свойства нефтяных систем, прежде всего, определяются термобарическими условиями. При движении углеводородной системы по всей цепочке "пласт – скважина – система сбора и подготовки – магистральный трубопровод" непрерывно изменяется давление и температура. В результате изменяются фазовое состояние системы, компонентный состав фаз, и как следствие, их физико-химические свойства.
При подготовке добываемого углеводородного сырья к магистральному транспорту, на современных промыслах получили широкое применение технологические процессы, основанные на максимальном использовании энергии пласта и внутрискважинного оборудования, принципа разделения (сепарации) пластовой смеси под действием естественных сил гравитации, инерции и других.
Современный инженер по промысловому трубопроводному транспорту и подготовке продукции скважин (нефти газа и воды) должен знать состав и физико-химические свойства нефти, газа, воды как многокомпонентной многофазной системы, основные принципы и закономерности процессов подготовки скважинной продукции и её транспортировки. Эти знания позволят правильно оценивать существующие технологии подготовки, транспорта и хранения нефти и газа и модернизировать их.
На комплексе знаний, полученных при изучении данного курса, основываются новые подходы грамотного и более совершенного проектирования систем подготовки скважинной продукции, транспорта и её хранения.
1. Физико-химические основы процессов сбора и подготовки продукции скважин
Свойства
Под нефтепромысловыми водами обычно понимают следующие виды вод: пластовые, присутствующие в нефтяной залежи изначально; попутно-добываемые, представляющие собой смесь пластовой и закачиваемой в системе ППД вод; сточные подтоварные воды – воды, отделяемые от продукции скважин в процессе ее подготовки; закачиваемые в системе ППД воды.
Состав нефтепромысловых вод, чрезвычайно разнообразен. Это определено их видом и происхождением. Даже в пределах одного месторождения состав попутно-добываемой воды может варьировать в широких пределах от скважины к скважине, в зависимости от расположения ее относительно фронта вытеснения, неоднородности коллектора, степени взаимодействия породы с закачиваемой водой. Состав пластовых вод, в свою очередь, зависит от геологического возраста, стратиграфии и химического состава пород эксплуатируемого горизонта, физико-химических свойств нефти и газа, пластовой температуры, давления и т.д.
Не смотря на разнообразие нефтепромысловых вод, все они содержат в своем составе растворенные соли. Общее содержание растворенных солей в воде характеризуется минерализацией (S, г/л; кг/м3; мг/л).
По величине минерализации нефтепромысловые воды делятся на четыре группы:
1) рассолы (S >50 г/л);
2) соленые (10< S < 50 г/л);
3) солоноватые (1< S < 10 г/л);
4) пресные (S < 1 г/л).
Минерализация пластовой воды растет с глубиной залегания пластов. Минерализация попутно-добываемой воды имеет промежуточное значение между пластовой и закачиваемой водами.
Минерализация воды определяется содержащимися в ней ионами растворённых солей: анионами (OH–, Cl–, SO42–, CO32–, HCO3–) катионами (H+, K+, Na+, NH4+, Mg2+, Ca2+, Fe3+), ионами микроэлементов (I–, Br–). Помимо этих ионов в воде содержатся также коллоидные частицы (SiO2, Fe2O3, Al2O3), нафтеновые кислоты и их соли.
Большое значение на растворимость солей и увеличение их концентрации в пластовых водах оказывают температура, а для вод гидрокарбонатного типа и парциальное давление СО2.
Изменение термобарической обстановки даже при небольшой минерализации пластовых вод влияет на растворимость солей, на процесс формирования пересыщенных растворов относительно какого-либо компонента и его осаждения.
Величина минерализации коррелирует с плотностью нефтепромысловых вод. В среднем плотность пластовых вод изменяется в диапазоне 1010–1210 кг/м3.
По типу растворённых в воде солей пластовые воды классифицируются на хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные). Тип пластовой воды определяется анионом.
Гидрокарбонатный тип воды определяется солями угольной кислоты и обусловлен преобладающим карбонат (CO3–2), или бикарбонат – (HCO3–) анионом.
В случае преобладания аниона хлора (Cl–) вода относится к хлоридному типу (хлоркальциевые и хлориднонатриевые воды).
Тип воды влияет на величину вязкости. Наибольшую вязкость имеют воды хлоркальциевого типа. Вязкость их приблизительно в 1,5–2 раза больше вязкости чистой воды. С возрастанием минерализации пластовых вод вязкость их возрастает. Влияние давления на величину вязкости пластовых вод проявляется двояко.
В области низких температур (0–32 оС) с возрастанием давления вязкость уменьшается, а в области температур выше 32 оС – возрастает.
Кислотность воды определяется концентрацией ионов водорода и выражается показателем концентрации водородных ионов (рН), который равен отрицательному логарифму концентрации.
В зависимости от величины рН воды подразделяются на:
¾ нейтральные (рН = 7);
¾ щелочные (pH > 7);
¾ кислые (pН < 7).
Показатель рН характеризует активную часть ионов водорода, которая образовалась в результате диссоциации молекул воды. Константа диссоциации воды, а, следовательно, и концентрация ионов водорода, зависит от температуры и давления. Поэтому термобарические условия влияют на величину рН. С возрастанием температуры рН уменьшается и это обстоятельство необходимо учитывать при определении кислотности воды в технологическом процессе.
Под жесткостью воды понимается суммарное содержание растворённых солей двухвалентных катионов: кальция, магния и железа.
Жёсткость различают общую, кальциевую, магниевую, карбонатную (временную), некарбонатную (постоянную). Кальциевая, магниевая и карбонатная жесткость определяется содержанием в воде одноименных ионов. Под общей жесткостью понимают суммарное содержание катионов кальция и магния. Некарбонатная жесткость определяется разностью между жесткостью общей и карбонатной.
Промысловые воды в зависимости от величины общей жесткости подразделяются на следующие группы:
¾ очень мягкая вода – до 1,5 мг-экв/л;
¾ мягкая вода – 1,5–3,0 м-экв/л;
¾ умеренно жёсткая вода – 3,0–6,0 мг-экв/л;
¾ жёсткая вода – более 6 мг-экв/л.
Параметр электропроводность промысловых вод имеет широ-кое применение. Соли промысловых вод - электролиты.
Электрические свойства пластовых вод имеют ионную природу.
Удельная электропроводность (χ) характеризует количество электричества, которое протекает в 1 с через 1 см2 поперечного сечения раствора электролита (S) при градиенте электрического поля (R/L) в 1 В на 1 см длины. Удельная электропроводность обратно пропорционально связана с удельным сопротивлением раствора (ρ):
χ = L/(RS), χ =1/ρ, (1.25)
где R – сопротивление раствора электролита, Ом; L – расстояние между электродами, м (см); S – поперечное сечение сосуда, в котором находится раствор электролита, м2 (см2).
Удельная электропроводность измеряется в (Ом·м)–1, (Ом·см)–1.
С увеличением минерализации пластовой воды удельная электропроводность её растёт. Удельная электропроводность ((Ом·м)–1) изменяется в диапазонах для:
¾ дистиллированной воды – 10–3–10–4;
¾ речной воды – 10–1–10–2;
¾ пластовой воды – 10–1–1;
¾ морской воды – 3–4;
¾ воды с содержанием 5 % NaCl – 6,6;
¾ воды с содержанием 20 % NaCl – 20;
¾ нефтей – 0,5·10–7– 0,5·10–6;
¾ газоконденсатов – 10–10–10–16.
Газонефтяные смеси (пены)
Пены представляют собой высококонцентрированную газожидкостную дисперсную систему, состоящую из ячеек газа, разделенных тонкими достаточно устойчивыми и механически прочными пленками жидкости. Эти пленки создают жесткий каркас, который придает пенам определенные структурно-механические свойства.
Пены делятся на поверхностные и внутренние.
Поверхностная пена появляется в результате изменения давления или температуры, что позволяет осуществить частичный переход жидкой фазы в газ в объеме жидкости. Появляющиеся пузырьки быстро поднимаются к поверхности. При нормальных условиях они прорываются через поверхность и уходят из системы в виде отдельной газовой фазы.
Внутренняя пена это более сложный тип структуры, существующей в условиях низкой плотности и большой вязкости. При этом условии обеспечивается высвобождение газа из массы жидкости и образуются пузыри, которые стремятся к поверхности, но из-за влияния сил внутреннего трения, а так же низкой плотности жидкости не достигают ее, а рассеиваются в объеме жидкости.
Дисперсность пены – это степень дробления пузырьков газа в объеме жидкости. Чем мельче размер пузырьков и больше их количество тем выше дисперсность пены. Пены характеризуются высокой полидисперсностью. Это значит, что размеры пузырьков не обязательно одинаковы, а варьируют в широких пределах.
Кратность пены – это соотношение объема пены и объема жидкости, находящейся между пузырьками газа. Кратность определяет форму пузырьков и плотность их упаковки. При кратности 10–20 пузырьки имеют сферическую форму. При более высоких значениях кратности пузырьки имеют форму многогранников и образуют ячеистую “сотовую” структуру, каркас которой образуют пленки жидкости.
Прочность пены и время ее существования зависят от структуры и состава пленок дисперсионной среды. Устойчивость пены оценивается временем жизни пузырьков, которая, в свою очередь, зависит от прочности пленки жидкости. Устойчивость пены (t) определяется как отношение высоты столба пены (h) к средней линейной скорости самопроизвольного ее разрушения (v)
1.26
Этот параметр зависит от величины поверхностного натяжения и содержания в нефти поверхностно-активных веществ, способных адсорбироваться на границе раздела фаз и образовывать прочные “бронирующие” оболочки на поверхности газовых пузырьков. Нефть может содержать большое количество природных ПАВ – смол, асфальтенов, парафинов и образовывать устойчивые пены при выделении газа.
Водонефтяные эмульсии
При подъеме обводненной нефти от забоя скважины до ее устья и дальнейшем движении по промысловым коммуникациям происходит непрерывное перемешивание нефти с водой, сопровождаемое образованием стойких эмульсий. В свою очередь перемешивание – является следствием турбулизации потока за счет энергии выделяющихся газовых пузырьков.
Образование и стойкость водонефтяных эмульсий в основном определяется скоростью движения водонефтяной смеси, относительной величиной содержания фаз, физико-химическими свойствами этих фаз, температурным режимом.
Термодинамически неустойчивые, эмульсии классифицируют по полярности дисперсной фазы и дисперсионной среды, а также по концентрации дисперсной фазы в системе:
Согласно первому признаку, различают эмульсии:
¾ неполярной жидкости (нефти) в полярной (воде) – эмульсии первого рода, или прямые («масло в воде» - М/В) (рис. 1.7 а)
¾ эмульсии полярной жидкости в неполярной среде эмульсии второго рода, или обратные (В/М) (рис. 1.7 б).
¾ множественные эмульсии (как прямого так и обратного типа). Данная группа эмульсий обычно формируется в процессе деэмульсации нефти и очистки нефтепромысловых сточных вод на границе раздела фаз нефть-вода (промежуточные слои).
Рис. 1.7. Нефтяные эмульсии: а) – первого рода, прямые, М/В;
б) второго рода, обратные, В/М. 1 – дисперсионная среда (сплошная, внешняя); 2 – дисперсаня фаза (разобщенная, внутренняя).
В эмульсиях М/В внешней фазой является вода, и поэтому они смешиваются с водой в любых отношениях и обладают высокой электропроводностью, в то время как эмульсии В/М смешиваются только с углеводородной жидкостью и не обладают заметной электропроводностью. Установлено, что тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов нефти и воды: дисперсионной средой обычно стремится стать та жидкость, объем которой больше.
Согласно второму признаку нефтяные эмульсии классифицируют по концентрации дисперсной фазы в дисперсионной среде, в связи с чем они подразделяются на три типа: разбавленные, концентрированные и высококонцентрированные
К разбавленным относят эмульсии, содержащие до 0,2 % объемных дисперсной фазы; к концентрированным – с содержанием дисперсной фазы до 74 % объемных; к высококонцентрированным – с содержанием дисперсной фазы более 74 % объемных.
Особенности разбавленных эмульсий: 1) незначительный диаметр капель дисперсной фазы (10-5 см); 2) наличие на каплях электрических зарядов; 3) низкая вероятность их столкновения; 4) высокая стойкость.
Особенности концентрированных эмульсий: 1) капли имеют относительно большие размеры и могут седиментировать; 2) могут быть как устойчивыми, так и неустойчивыми.
Особенности высококонцентрированных эмульсий: 1) капли дисперсной фазы практически не способны к седиментации; 2) вследствие большой концентрации могут быть деформированы.
Размеры капель дисперсной фазы в эмульсиях могут быть самыми разнообразными и колебаться в пределах от 0,1 до 100 и более мкм.
Нефтяные эмульсии характеризуются следующими основными физико-химическими свойствами: дисперсностью, стойкостью, вязкостью, плотностью и электрическими свойствами.
Дисперсность является важной характеристикой эмульсий, определяющей их свойства. Дисперсность эмульсий характеризуется тремя величинами: диаметром капель d, обратной величиной диаметра капель D=1/d, называемой обычно дисперсностью, удельной межфазной поверхностью, т.е. отношением суммарной поверхности глобул дисперсной фазы к общему их объему. Чем больше удельная поверхность, чем более стойкой является эмульсия.
Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, т.е. к системам, содержащим частицы самых разных размеров.
Решающими параметрами, определяющими степень дисперсности эмульсии при совместном движении воды и нефти, являются скорость потока, величина поверхностного натяжения на границе раздела фаз и масштаб пульсации.
Стойкость (устойчивость) является самым важным показателем для нефтяных эмульсий. Под устойчивостью понимают способность эмульсии в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду. Стойкость эмульсии определяется в основном размерами капель, прочностью бронирующих оболочек, возникающих на поверхности капель в результате адсорбции ПАВ нефти (асфальто-смолистые вещества и тугоплавкие парафины) и флотации механических примесей.
На устойчивость нефтяных эмульсий большое влияние оказыоказывают: 1) дисперсность системы; 2) физико-химические свойства эмульгаторов; 3) наличие на глобулах дисперсной фазы двойного электрического заряда; 4) температура смешивающихся жидкостей; 5) кислотность водной фазы.
Адсорбция диспергированных, особенно твердых, эмульгаторов на водонефтяной поверхности и утолщение их слоя на межфазной поверхности всегда протекает во времени, поэтому эмульсия со временем становится более устойчивой, т.е. происходит ее старение. В начальный период старение происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и часто уже через сутки прекращается. вследствие этого свежие эмульсии разрушаются значительно легче и быстрее.
Устойчивость эмульсии определяется временем ее существования и выражается очень простой формулой t = Н/ v, где Н- высота столба эмульсии, см; v - средняя линейная скорость расслоения эмульсии, см/с.
Различают агрегативную и кинетическую устойчивость. Первая характеризует способность глобул к укрупнению, а вторая расслоение эмульсии на нефть и воду.
Мерой общей устойчивости эмульсииможет служить изменение ее плотности за определенный промежуток времени в определенном слое или количество выделившейся воды при отстое.
Вязкость нефтяных эмульсий - не аддитивное свойство. Она зависит от следующих основных факторов: 1) вязкости нефти; 2) температуры, при которой формируется эмульсия; 3) соотношения объемов фаз (нефти и воды); 4) дисперсности эмульсии.
Эмульсии, как грубодисперсные системы, не подчиняются закону вязкого трения Ньютона. Вязкость эмульсии изменяется в зависимости от градиента скорости.
При увеличении доли воды в эмульсии выше некоторого критического значения вязкость эмульсии снижается. Критическое значение коэффициента обводненности Wк , при котором вязкость эмульсии начинает снижаться, называется точкой инверсии.
В точке инверсии происходит обращение фаз, в результате чего дисперсная фаза (вода) становится дисперсионной средой (внешней, сплошной), а дисперсионная среда (нефть) - дисперсной фазой (разобщенной).
Обращение фаз» нефтяных эмульсий имеет исключительно большое практическое значение. Эмульсия типа М/В, имеющая внешней фазой воду, транспортируется при меньших энергетических затратах, чем эмульсия типа В/М. имеющая внешней фазой нефть. Поэтому при транспортировании эмульсий всегда нужно стремиться к тому, чтобы внешней фазой являлась вода, а не нефть (при условии, конечно, что трубопроводы защищены от коррозии).
Критическое значение коэффициента обводненности для нефтей разных месторождений может колебаться в пределах 0,5-0,9, но в большинстве случаев оно равно 0,71. Такое разнообразие значений W, объясняется различием физико-химических свойств нефти и воды.
2. СБОР И ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА НЕФТИ ГАЗА И ВОДЫ
Промысловая подготовка нефти и газа предполагает доведение продукции добывающих скважин до унифицированных товарных кондиций в соответствии с техническими требованиями ГОСТ Р51858–2002 на нефть и ОСТ 51.40–93 на газ.
Виды товарной нефти
| Показатели | Нормы показателя для видов нефти | |||
| Массовая доля сероводорода млн.–1(ррт), не более | ||||
| Массовая доля метил– и этил– меркаптанов (в сумме), млн.–1 (ррт), не более | ||||
| Примечания | 1. Нормы по показателям табл. 2.4 являются факультативными до 1.01.2004 г. Определение обязательно для набора данных. 2. Нефть с нормой "менее 20 млн.–1" по показателю 1 данной таблицы считается не содержащей сероводород. | |||
В соответствии с ГОСТ Р 51858 условное обозначение товарной нефти (индексация) состоит из четырех цифр, соответствующих значений показателей: (1) класса, (2) типа, (3) группы, (4) вида товарной нефти (табл. 2.5). При поставке нефти на экспорт к обозначению типа товарной нефти добавляется индекс «э».
Таблица 2.5
Индексация товарной нефти
| Характеристика товарной нефти | Условное обозначение нефти (шифр) |
| 1. Поставка нефти потребителю в России. В товарной нефти содержится: – 1,15, % масс серы, (класс 2); плотность нефти при 20 оС – 860 кг/м3, (тип 2); концентрация хлористых солей в нефти – 120 мг/л; обводненность – 0,4, % масс, (группа 2); сероводород отсутствует (вид 1). | 2.2.2.1 ГОСТ Р 51858–2002 |
| 2. Поставка нефти на экспорт. В товарной нефти содержится : – 1,15, % масс серы, (класс 2); плотность нефти при 20 оС – 860 кг/м3; выход фракций при температуре перегонки до 200 оС – 26, % об.; до 300 оС – 46, % об.; до 350 оС – 55 % об.; массовая доля парафина – 4, 1% об. (тип 2э); концентрация хлористых солей в нефти – 90 мг/л; обводненность – 0,4, % масс. (группа 1); сероводород отсутствует, (вид 1). | 2.2э.1.1 ГОСТ Р 051858–2002 |
Требования к газу, подготовленному к транспорту, разработанные Всероссийским научно-исследовательским институтом природных газов и газовых технологий, представлены в табл. 2.6.
Стандарт распространяется на газы горючие природные и нефтяные товарные газы, поставляемые с промыслов в магистральные газопроводы и транспортируемые по ним газоснабжающим и газосбытовым организациям. Стандарт устанавливает требования, направленные на повышение качества поставляемого газа, эффективности и надежности газотранспортных систем. Стандарт не распространяется на газы, поставляемые с месторождений для обработки на головных сооружениях, газоперерабатывающих заводах и на газы, предназначенные для газоснабжения отдельных потребителей, получающих газ непосредственно с месторождения (завода), ПХГ.
В определённые климатические районы допускается поставка в отдельные газопроводы газа с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов по согласованным в установленном порядке техническим условиям. Для газов, в которых содержание углеводородов C5+высш, не превышает 1,0 г/м3, точка росы по углеводородам не нормируется.
Таблица 2.6
| Параметры | Значения для климатических районов | |||
| умеренного | холодного | |||
| с 01.05 по 30.09 | с 01.10 по 30.04 | с 01.05 по 30.09 | с 01.10 по 30.04 | |
| Точка росы по влаге, не выше оС | ||||
| Точка росы по углеводородам, не выше, оС | ||||
| Масса сероводорода, г/м3, не более | 0,007 | |||
| Масса меркаптановой серы, г/м3, не более | 0,016 | |||
| Объемная доля кислорода (%) не более | 0,5 | |||
| Теплота сгорания низшая МДж/м3 при 20 °С и 101,325 кПа, не менее | 32,5 | |||
| Температура газа, оС | На входе и в самом газопроводе устанавливается проектом | |||
| Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей | Условия оговариваются в соглашениях на поставку газа с ПХГ, ГПЗ и промыслов |
При снижении содержания кислорода в атмосфере до 15-16 %, углеводородные газы по токсикологической характеристике вызывают удушье. Предельно допустимая концентрация (ПДК) углеводородов природного газа в воздухе рабочей зоны 300 мг/м3 в пересчете на углерод (ГОСТ 12.1.005), а сероводорода в смеси с углеводородными газами 3 мг/м3.
2.2. Требования к системам сбора и подготовки скважинной продукции
Извлечение из залежи пластовой нефти на поверхность осуществляется через систему добывающих скважин. Вместе с нефтью из недр добываются значительные объёмы воды, попутный (нефтяной) газ, твёрдые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Поэтому скважинная продукция нефтяных месторождений всегда представляет собой сложную многофазную многокомпонентную дисперсную систему. Разделение компонентов этой системы и подготовка их до товарных кондиций – задача, решаемая в системах промыслового обустройства месторождений.
Промысловое обустройство требует большого объема капитальных вложений, значительная доля которых приходится на сооружение систем сбора и транспорта продукции скважин.
Под системой сбора на нефтяных месторождениях понимают всё оборудование и систему трубопроводов, построенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки её до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов.
Единой универсальной для всех месторождений системы сбора продукции не существует, так как каждое месторождение имеет свои особенности: размеры, формы, рельеф местности, природно-климатические условия, сетку размещения скважин, способы и объемы добычи, физико-химические свойства пластовых жидкостей. Но любая система сбора продукции скважин должна обеспечить возможность осуществления следующих операций:
1. измерение продукции каждой скважины;
2. транспортировка продукции скважин за счет энергии пласта или насосного оборудования до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды;
3. отделение газа от нефти и транспортировка его до пункта подготовки или до потребителя;
4. отделение свободной воды от нефти до установок подготовки нефти (в случае добычи обводненной нефти);
5. раздельный сбор и транспорт продукции скважин, существенно отличающейся по обводненности или физико-химическим свойствам;
6. подогрев продукции скважин, если невозможно ее собирать и транспортировать при обычных температурах.
6.
Промысловые трубопроводы
Трубопроводов
Промысловые трубопроводы (ПТ)– это капитальные инженерные сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации и предназначенные для бесперебойной транспортировки природного, нефтяного попутного газа, нефти, воды и их смесей от мест добычи до установок комплексной подготовки и далее к местам врезки в магистральный трубопровод, или для подачи на другой вид транспорта (железнодорожный, морской, речной).
Основной составляющей ПТ является линейная часть – непрерывная нить, сваренная из отдельных труб или секций и уложенная в грунт тем или иным способом. К линейной части относятся собственно нитка трубопровода с переходами через естественные и искусственные преграды, резервные нитки, лупинги (параллельные нитки на отдельных участках для переноса транспортировки при остановке основной нитки), крановые узлы, камеры запуска и приема очистных устройств и диагностических приборов.
Линейная часть трубопроводов прокладывается в различных топографических геологических, гидрологических и климатических условиях, в грунтах с различной несущей способностью (болота, скальные грунты, многолетние мерзлоты).
ПТ предназначены для транспортировки продукции скважин: нефти, природного и нефтяного газа, попутной воды, их смесей. ПТ бывают межпромысловые, промысловые и технологические.
ПТ принято классифицировать по следующим параметрам.
¾ по способу прокладки – подземной, наземной, надземной, подводной. Подземный способ предусматривает прокладку ПТ на глубине, превышающей диаметр трубы, и после окончания укладки трубопровода земля может быть возвращена в хозяйственный оборот.
Наземные схемы прокладки используются преимущественно в сильно обводненных, заболоченных районах, при высоком уровне стояния грунтовых вод, на солончаковых грунтах, при наличии скальных подстилающих пород, при пересечении с другими коммуникациями. При наземной прокладке верхняя образующая трубопровода располагается на уровне дневной поверхности или на небольшой глубине. При этом для увеличения устойчивости укладка ведется в траншею глубиной 0,4-0,8 м с последующим сооружением насыпи необходимых размеров. Наземный способ менее затратен, чем подземный. Но при этом способе прокладки увеличивается вероятность ускоренного коррозионного разрушения и деформации при смене температурного режима и, как следствие, сокращается срок безопасной эксплуатации.
Надземный способ прокладки рекомендуется в пустынях, горных районах, болотистых местностях, районах горных выработок, оползней, многолетней мерзлоты, сейсмических районах, а так же на переходах через естественные и искусственные препятствия. К недостаткам этого способа прокладки следует отнести загроможденность территории, необходимость устройства опор, специальных проездов для техники и миграции животных, подверженность трубопровода сильным колебаниям температуры, что требует принятия специальных мер.
Подводный способ прокладкииспользуется преимущественно при обустройстве шельфовых месторождений
¾ по виду перекачиваемого продукта: нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, водопроводы, конденсатопроводы, ингибиторопроводы, паропроводы, канализация;
¾ по назначению: самотечные, напорные, смешанные;
¾ по рабочему давлению (напору) классифицируют: ПТ, транспортирующие газ и газовый конденсат: 1 класс – от 20 до 32 МПа; 2 класс – от 10 до 20 МПа; 3 класс – от 2,5 до 10 МПа; 4 класс – до 2,5 МПа. ПТ, транспортирующие нефть: высоконапорные (выше 2,5 МПа), средненапорные (от 1,6 до 2,5 МПа), низконапорные (до 1,6 МПа), безнапорные (самотечные);
¾ по функции: выкидные линии – от устья скважины до ГЗУ, сборные коллекторы – принимают продукцию от нескольких трубопроводов, товарные – перекачка товарной нефти;
¾ по способу соединения – разъемные (фланцевое, раструбное, резьбовое, резьбовое муфтовое соединения) неразъемные (сварные, склеенные)
¾ по форме расположения в пространстве – линейные, кольцевые, лучевые (телескопические, лупинговые);
¾ по материалу: стальные, чугунные, полиэтиленовые, стеклопластиковые, полимерметаллические, железобетонные, алюминиевые, комбинированные
¾ по типу изоляции: внешняя, внутренняя, без изоляции
¾ по степени заполнения сечения трубопровода: с полным заполнением сечения трубопровода (напорные товарные нефтепроводы) и с неполным заполнением сечения (напорные и безнапорные нефтепроводы, нефтесборные коллекторы);
¾ по диаметру ПТ для транспорта нефти подразделяют на три класса: 1 – Ду – 600 мм и более; 2 – Ду – 600-300 мм; 3 – Ду – менее 300мм
¾ по размерам: малого диаметра (57 – 426 мм), большого диаметра (530 – 1420 мм)
¾ по гидравлической схеме работы: простые, не имеющие ответвлений; сложные – имеющие ответвления, переменный по длине расход, вставку другого диаметра, параллельный участок, кольцевые трубопроводы.
Состав и категория ПТ. В соответствии с «Правилами по эксплуатации, ревизии, ремонту и выбраковке нефтепромысловых трубопроводов» (РД 39-132-94) выделяют следующий состав ПТ для нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений:
ПТ на газовых и газоконденсатных месторождениях:
¾ Газопроводы, газовые коллекторы неочищенного газа, межпромысловые коллекторы, трубопроводы для транспортирования газа и газового конденсата от УКПГ, УППГ до ГС, ДСК, КС, ПХГ, ГПЗ, независимо от протяженности
¾ Газопроводы-шлейфы, предназначенные для транспортирования газа и конденсата от скважин и от ПХГ до УКПГ, УППГ, и от КС ПХГ до нагнетательных и газлифтных скважин
¾ Трубопроводы, для подачи очищенного газа и ингибитора в скважины и на другие объекты обустройста месторождений
¾ Трубопроводы сточных вод давлением более10 МПа для подачи их в скважины для закачки
¾ метанолопроводы
ПТ на нефтяных месторождениях:
¾ Выкидные трубопроводы от нефтяных скважин, за исключением участков, расположенных на кустовых площадках скважин, для транспортирования продукции скважин до ГЗУ
¾ Нефтегазосборные трубопроводы для транспортирования продукции от ЗУ до сепарационных пунктов 1 ступени
¾ Газопроводы для транспортирования нефтяного газа от сепарационных установок до УКПГ, УППГ или потребителей
¾ Нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от НСП и ДНС до ЦПС
¾ Газопроводы для транспортирования газа к газлифтным скважинам
¾ Трубопроводы системы ППД и захоронения попутных вод
¾ Нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до МТ
¾ Ингибиторопроводы
Все внутрипромысловые трубопроводы в зависимости от их назначения, диаметра, рабочего давления, газового фактора, коррозионной активности перекачиваемой среды подразделяются на 4 категории. Категория ПТ определяется суммой баллов:
,
где Кi определяется по зависимостям, полученным на основании экспертных оценок влияния указанных факторов на надежность работы трубопровода.
К 1 категории относятся трубопроводы с суммой баллов K > 50; ко второй – 33 < K < 50; к третьей 16 < K < 33; к четвертой – K < 16
Коэффициент К1 определяется в зависимости от назначения трубопровода (табл.3.1).
Таблица 3.1
Значение К1 для различных видов трубопроводов
| Назначение трубопровода | Значение коэффициента К1 |
| Газопровод внутриплощадочный | |
| Нефтегазопровод внутриплощадочный | |
| Нефтепровод внутриплощадочный |