Сущность технологии транспорта нестабильных жидкостей

Двухфазный транспорт углеводородных жидкостей и газов осуществляется за счет пластового давления. Однако вследствие высоких потерь на трение этого давления хватает чтобы обеспечить перекачку не более, чем на 100 км.

Значительно большими возможностями по дальности транспортирования обладает трубопроводный транспорт жидкостей и газов в однофазном состоянии (перекачка газонасыщенных нефтей, нестабильного газового конденсата).

Сущность технологии перекачки газонасыщенных нефтей состоит в том, что поддерживая на последней ступени сепарации давление большее, чем атмосферное, в нефти сохраняют в растворенном состоянии большую часть тяжелых, наиболее ценных компонентов нефтяного газа, а затем обеспечивают такое давление в нефтепроводе, при котором ни в одной его точке растворенный газ не выделялся из нефти.

Технология перекачки нестабильного газового конденсата аналогична. Различие заключается в способе получения газонасыщенной жидкости. Из продукции скважин первоначально получают сырой конденсат. В ходе последующей промысловой подготовки производится частичная или полная стабилизация сырого конденсата. Обычно рассматривают четыре уровня его подготовки к транспорту:

1) дегазация (Р = 2,4 МПа; t = - 10 ^oC);

2) деметанизация (Р = 2,4...3,4 МПа; t = 140 ^oC);

3) деэтанизация (Р = 2,4 МПа; t = 165 ^oC);

4) полная стабилизация (Р = 1,4 МПа; t = 10 ^oC).

Чем глубже стабилизация конденсата, тем меньшее избыточное давление необходимо поддерживать в конденсатопроводе, а значит тем меньше капитальные вложения и эксплуатационные расходы на перекачку. Однако одновременно увеличиваются затраты на подготовку конденсата к транспорту. По расчетам специалистов ВНИИГаза если приведенные затраты на подготовку и транспортировку дегазированного конденсата северных месторождений Тюменской области принять за единицу, то для деметанизированного конденсата этот показатель равен 8,5; для деэтанизированного конденсата - 40; для полностью стабилизированного конденсата - 65.

Особенности технологии совместного транспорта углеводородных жидкостей и газов в однофазном состоянии мы рассмотрим на примере перекачки газонасыщенных нефтей. Научные основы данной технологии разрабатывали ученые Тюмени (Антипьев В.Н., Миронов В.В., Перевощиков С.И.), Уфы (Брот Р.А., Коршак А.А., Тугунов П.И.) и Самары (Цветков В.И.).

Особенности перекачки газонасыщенных нефтей по

Трубопроводам

При обычном способе перекачки (рис. 3.6) после извлечения из пласта 1, обезвоживания и обессоливания нефть проходит дегазацию в несколько ступеней (на схеме их три). На первой ступени сепарации 3 поддерживается давление около 2 МПа. Выделяющийся при этом газ состоит в основном из метана. На второй ступени сепарации 4 поддерживается давление 0,6...0,8 МПа, а газ состоит не только из метана, но и его гомологов, хотя и в относительно небольшом количестве.

На последней (а данном случае - третьей) ступени сепарации 5 поддерживается давление, лишь немного превышающее атмосферное (0,105 МПа). При этом из нефти выделяется практически весь растворенный газ, на 30 ... 40 % по массе состоящий из пропана и более тяжелых углеводородов.

Рис. 3.6. Принципиальная технологическая схема перекачки газонасыщенных нефтей:

1 - нефтяной пласт; 2 - скважина; 3 - сепаратор 1-й ступени

4 - сепаратор 2-й ступени; 5 - сепаратор 3-й ступени; 6 - газопровод;

7 –промысловый резервуар;8,9 – насос;10 – счетчик; 11 – регулятор

давления типа “до себя”;12 – буферная ёмкость; 13 – магистральный

насос; 14 – магистральный нефтепровод;15 – концевая сепарационная

установка;16 – резервуар конечного пункта;17 – аварийный сепаратор;

18 – резервуар ГНС; 19 – подпорный насос

Транспортирование газа последней ступени сепарации представляет наибольшую трудность так как при компримировании он частично конденсируется, образуя двухфазный поток. Далее разгазированная нефть самотеком поступает в резервуар 7, откуда насосом 8 откачивается на головную перекачивающую станцию (ГНС) магистрального нефтепровода.

Принципиальная схема получения и перекачки газонасыщенных нефтей по магистральным трубопроводам выглядит следующим образом (рис. 3.6).

При перекачке газонасыщенных нефтей (с целью предотвращения потерь нефтяного газа последней ступени сепарации) жидкая фаза после 2-й ступени сепарации насосом 9 через счетчик 10 подается на площадку головной перекачивающей станции. Подпора, создаваемого насосом 9, достаточно для устойчивой работы магистральных насосов 13. Ими газонасыщенная нефть закачивается в магистральный трубопровод 14. Перекачка ведется по системе “из насоса в насос”, таким образом, чтобы ни в одной точке трубопровода давление не опускалось ниже давления насыщения, при котором газ начинает выделяться из нефти. Для этого служат регуляторы давления 11 типа “до себя”. На конечном пункте (КП) магистрального трубопровода нефть полностью разгазируется на концевой сепарационной установке 15, после чего газ сдается потребителям, а нефть самотеком поступает в резервуары 16. Здесь производится ее коммерческий учет.

При отклонениях от проектного режима, длительных остановках перекачки, аварийных ситуациях в трубопроводах с газонасыщенной нефтью возможно выделение растворенных газов. Чтобы предотвратить срыв работы центробежных насосов из-за этого на входе в насосные устанавливают буферные емкости, предназначенные для отделение свободного газа от нефти.

В случае когда магистральный нефтепровод остановлен поступающую с промыслов газонасыщенную нефть на головной перекачивающей станции разгазируют в аварийном сепараторе 17 и направляют в резервуары 18. Впоследствии дегазированная нефть из них откачивается подпорными насосами 19.

Третья ступень сепарации при перекачке газонасыщенных нефтей сохраняется для работы в аварийном режиме, когда перекрыт подводящий трубопровод с промысла на ГПС.