 |
Сбор, транспорт и подготовка нефти и газа на промыслах
|
|
|
|
Из нефтяных скважин на поверхность вместе с нефтью и попутным нефтяным газом поступает сильно минерализованная (с содержанием солей до 2500 мг/л) пластовая вода и механические примеси. Содержание пластовой воды на третьей и особенно четвертой стадиях разработки месторождений достигает 80 и более процентов. Пластовая вода, обладая сильными коррозионными свойствами, в процессе ее внутрипромысловой транспортировки вызывает коррозионные разрушения трубопроводов, днищ резервуаров, насосов, запорной арматуры и т.д. Такую продукцию без отделения нефти от пластовой воды поставлять на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) недопустимо, т.к. в процессе ее транспортировки коррозионному разрушению будут подвергаться магистральные нефтепроводы, резервуары, запорная арматура, насосы и т.д. Кроме того, из-за перекачки воды вместе с нефтью появляются неоправданные затраты на электроэнергию, создаются большие проблемы с утилизацией воды в местах ее переработки и т.д. Нецелесообразно также вместе с нефтью транспортировать на нефтеперерабатывающие заводы механические примеси и попутный нефтяной газ.
Поэтому на промыслах для сбора нефти и газа, замера дебитов нефти и газа, транспортирования их до центральных сборных пунктов (ЦСП), где от нефти отделяют газ, воду, механические примеси и соли, строят систему выкидных линий, трубопроводов, аппаратов, ДНС (дожимных насосных станций), ГЗУ (групповых замерных установок) и других сооружений.
Система сбора, транспорта и подготовки нефти и газа на нефтяных промыслах позволяет осуществлять:
- сбор нефти и газа со скважин по выкидным линиям до ГЗУ;
- замер дебитов нефти и газа на ГЗУ;
- отделение нефти от газа;
|
|
|
- транспорт нефти и газа (по закрытой системе) по нефтепроводам до ДНС или ЦСП;
- обезвоживание, обессоливание, стабилизацию, очистку газа от ненужных примесей;
- учет нефти и газа, сдачу нефти нефтепроводным управлениям и дальнейшую ее поставку НПЗ (нефтеперерабатывающим заводам) или на экспорт и т.д.
В зависимости от местных условий, рельефа местности, объемов добычи нефти и газа и т.д. система сбора, транспорта и подготовки нефти может видоизменяться. Универсальной схемы не существует. До середины 50-х годов в нашей стране применялись негерметизированные двухтрубные самотечные системы сбора и транспорта нефти и газа (рис. 172). По этой схеме на каждой скважине устанавливается трап для отделения нефти от газа, затем из трапа нефть поступает в металлическую емкость (11-16м), устанавливаемую вблизи устья скважин на металлическом постаменте высотой 2-3 м (в зависимости от рельефа местности), где осуществляется замер дебита нефти. Далее нефть из емкости (мерника) за счет разности геодезических отметок между скважиной и ЦСП самотоком поступает на центральный сборный пункт. Выделившийся из нефти в трапе попутный нефтяной газ под собственным давлением через регулятор давления поступает в газопровод и далее до газоперерабатывающего завода (ГПЗ) или к пунктам собственного потребления (котельные, обезвоживающие установки, столовые и т.д.). Однако самотечная система сбора и транспорта нефти и газа имела очень много недостатков:
1) большая металлоемкость при обустройстве промыслов;
2) большие потери нефти и газа от испарения легких фракций в металлических емкостях (мерниках);
3) образование газовых «мешков» (пробок) в самотечных нефтепроводах. Это приводило к переливам нефти через мерники, в результате чего создавалась замазученность на скважинах, загрязнялась атмосфера и т.д.
С учетом перечисленных выше и других существенных недостатков необходимо было создавать принципиально новые схемы сбора, транспорта и подготовки нефти и газа, которые должны были обеспечивать значительное снижение потерь легких фракций, недопущение контакта нефти с атмосферой, обеспечивать более полное отделение нефти от газа, воды и механических примесей, снижать металлоемкость при обустройстве и т.д. В результате была обоснована и создана закрытая система сбора, транспорта и подготовки нефти и газа с многоступенчатой сепарацией газа на нефтесборных пунктах и ДНС (дожимных насосных станциях). При закрытой схеме жидкость (нефть с водой и газом) со скважин под действием давления на устье (от 0,8 до 1,0 МПа и более) поступает по выкидным линиям на ГЗУ (групповая замерная установка), где замеряется дебит нефти со скважин. Из ГЗУ нефть направляется в нефтесборный коллектор. По нефтесборному коллектору нефть поступает на 1-ю ступень сепарации, расположенную на центральном сборном пункте (ЦСП). На территории центрального сборного пункта находится установка подготовки нефти (УПН).
|
|
|
На ЦСП осуществляется сепарация газа (трех или четырех ступенчатая), обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти. На рис. 173 показана одна из схем промыслового сбора и транспорта нефти и газа, которая не является стандартной, а в зависимости от местных условий и условий разработки месторождений может видоизменяться.
На данной схеме показано, что нефть со скважин 1 по выкидным линиям направляется на групповые замерные установки 2, где осуществляется замер дебита каждой скважины. Во время замера дебита нефти одной из скважин продукция остальных скважин по обводному трубопроводу на ГЗУ направляется в сборный коллектор (нефтепровод), по которому нефть и газ транспортируются до первой ступени сепарации на ЦСП (центральный сборный пункт) 3 или до дожимных насосных станций За (ДНС). ДНС строятся на больших по площади нефтепромыслах, когда давление на устье скважин не обеспечивает транспорт нефти и газа до ЦСП. Концевые сепараторные установки 5 устанавливаются на территории ЦСП, в которых происходит отделение нефти от попутного нефтяного газа при давлении в сепараторах, близком к атмосферному. Нефть с концевых сепараторов поступает на установки подготовки нефти 6 и далее в резервуары 7, Нефть с резервуаров после ее замера и оформления соответствующего документа представителями НГДУ и территориального нефтепроводного управления насосами откачивается в магистральный нефтепровод на НПЗ или другим потребителям.
|
|
|
Если нефть имеет высокий газовый фактор, то газ после сепарационной установки поступает на прием компрессоров газокомпрессорной станции 9. Компрессорами газ перекачивается до газобензинового завода 11 или в магистральный газопровод и далее до пунктов его потребления.
Вода из отстойников, установок по подготовке нефти и РВС (резервуар вертикальный стальной) собирается по дренажным линиям и поступает на установки подготовки воды 10. С установок подготовки вода после очистки от пленки нефти и механических примесей поступает на КНС (кустовые насосные станции) и закачивается в нагнетательные скважины. Нефть со скважин на поверхность поступает вместе с водой. При перемешивании нефти и воды в процессе ее движения от забоя скважин до ЦСП образуется стойкая эмульсия. В эмульсии вода в виде мельчайших частиц находится внутри нефти. Эмульсии эти очень стойкие, и отделить воду от нефти в них отстоем невозможно. Процесс отделения воды от нефти называют обезвоживанием. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1-1,5%. Полное отделение воды от нефти до 0,01% происходит в процессе обессоливания нефти. В процессе обессоливания из нефти удаляются соли. Удаление соли из нефти происходит в процессе пропуска нефти через слой пресной воды. Соли, содержащиеся в нефти, растворяются в пресной воде и удаляются вместе с водой. Процессы разрушения нефтяных эмульсий в промысловой практике осуществляют с помощью нагрева нефти до 50-70° С и дозировкой в нее химических реагентов-деэмульгаторов. В качестве деэмульгаторов применяют неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ), изготавливаемые на основе окиси этилена ОП-10, дипроксомин, а в последнее время чаще других - дисольван. Дозировка этих реагентов при обезвоживании и обессоливании от 40 до 120 г на 1 т нефти. Деэмульгатор при смешении с эмульсионной нефтью, вследствие растворимости в обеих фазах эмульсии, свободно поступает во внутреннюю фазу, разрушает пленки эмульгаторов, снижает поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что способствует разделению эмульсии на нефть и воду. Происходит комплексное воздействие за счет тепла, когда вязкость эмульсии снижается, и капли воды соединяются друг с другом и демульгатором, вследствие чего вода отделяется от нефти и осаждается в булитах, РВС и т.д. Применяется также электрический способ разрушения эмульсии, который основан на проявлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капли воды, на взаимном притяжении этих капель и разрушении пленок нефти между этими каплями в результате действия электрического тока высокого напряжения на электроды, находящиеся в потоке эмульсии. При деэмульсации нефти с использованием электрического тока в металлический сосуд, называемый электродегидратором, вводится электрод, изолированный от стенок сосуда, по которому подается ток напряжением в несколько тысяч вольт. Стенки металлического сосуда являются вторым электродом, которые заземляются и соединяются с трансформатором напряжения.
|
|
|
Между электродами, при прохождении через них эмульсии, пропускают ток высокого напряжения, при этом эмульсия разрушается, капли нефти соединяются между собой в более крупные частички и вода начинает оседать на дно сосуда. На нефтяных промыслах осуществляют комплексную подготовку нефти, т.е. обезвоживание, обессоливание и дегазацию нефти на УКПН - установке комплексной подготовки нефти. Механические примеси удаляются из нефти в процессе сепарации и отстоя нефти. В промысловой подготовке нефти осуществляют также стабилизацию нефти. Стабилизация нефти - это удаление из нефти легких углеводородов, оставшихся в нефти после ее дегазации (метан, этан и др.).
Для стабилизации нефти ее подвергают горячей сепарации на специальной стабилизационной установке. При этом нефть подогревают и подают в сепаратор. В сепараторе из подогретой до 50-80° С нефти испаряются легкие углеводороды, которые через холодильную установку и бензосепаратор компрессором подаются в сборный газопровод. Кроме этого, в бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяются за счет конденсации тяжелые углеводороды.
Сточные воды, отделенные от нефти на установках комплексной подготовки нефти, перед их закачкой в продуктивные горизонты необходимо очистить от механических примесей, пленок (капель) нефти, гидратов окиси железа. С этой целью применяют закрытую (герметизированную) систему очистки, в которой используют три метода: отстой, фильтрование и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, частиц нефти и воды, который проводят в отстойниках или резервуарах. Метод фильтрации основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, который свободно пропускает воду, а капли нефти и частицы механических примесей удерживаются фильтрующим слоем.
|
|
|
Метод флотации основан на явлении, когда пузырьки газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и обеспечивают их всплытие на поверхность.
Сбор и подготовка газа и газового конденсата. На газовых месторождениях система сбора и подготовки газа состоит из следующих элементов: установки предварительной подготовки газа (УППГ), установки комплексной подготовки газа (УКПГ) и головных сооружений (ГС).
Если месторождение чисто газовое, то подготовка газа осуществляется на УКПГ. На установке предварительной подготовки газа (УППГ) замеряют объем добываемой продукции, поступающей с газовых скважин. На газоконденсатных месторождениях на УППГ осуществляют замер объема продукция с каждой скважины и частичное отделение влаги конденсата.
Подготовка газа в промысловых условиях в основном сводится к удалению влаги конденсата, при этом применяют три технологических процесса: низкотемпературную сепарацию (НТС), абсорбционную сушку и адсорбционную сушку. Для подготовки газа на чисто газовых месторождениях для удаления влаги применяют абсорбционную, а также адсорбционную сушку. В условиях северных газоконденсатных месторождений при наличии в газе конденсата, наряду с абсорбционной и адсорбционной сушкой, применяют низкотемпературную сепарацию (НТС). При содержании конденсата более 100 см3 в 1 м3 газа применяют также и низкотемпературную абсорбцию (НТА).
В случае, если в газе содержится повышенное количество сероводорода и углекислого газа, то газ дополнительно очищают от сероводорода и углекислого газа на специальных установках.
Низкотемпературная сепарация осуществляется при температуре от -15° С в циклонных сепараторах с предварительным охлаждением газа, т.к. при низких температурах удается более полно провести удаление влаги и конденсата. Для предотвращения образования гидратов в сырой газ вводят раствор диэтилен-гликоля (ДЭГ). Адсорбционный метод осушки газа основан на применении междуадсорбции, т.е. поглощения влаги твердыми веществами-адсорбентами. В качестве адсорбентов используют твердые пористые вещества: активированные угли, силикогели, цеолиты. Насыщенные водой и конденсатом вещества-адсорбенты могут быть регенерированы за счет удаления поглощенной влаги и повторно использованы. Этот процесс называют десорбцией. Глубина осушки газа перед подачей его в магистральные газопроводы определяется отраслевым стандартом РАО «Газпром», где устанавливается точка росы по влажности в разных климатических зонах. Точка росы - это температура, до которой Должен охладиться газ, чтобы достигнуть состояния насыщения водяным паром. При достижении точки росы в газе начинается конденсация влаги, что приводит к образованию гидратов.
Для умеренной зоны нашей страны в период с 1 мая по 30 сентября точка росы газа по влаге не должна превышать 0° С, а с 1 октября по 30 апреля -5° С. В холодной зоне точка росы газа по влаге не должна, соответственно, превышать -10 и -20° С а выше.
На месторождениях с повышенным содержанием сероводорода газ перед закачкой его в магистральный газопровод должен быть очищен от сероводорода. Чаще всего для очистки газа от сероводорода и углекислого газа применяют абсорбционный метод с применением в качестве абсорбентов водных растворов моноэтанолов (МЭА) или диэтанолов (ДЭА).
Очистку газа от сероводорода и углекислого газа проводят в абсорберах, где газ движется снизу вверх и взаимодействует со встречным потоком водного раствора МЭА или ДЭА.
Очистка газа от сероводорода должна обеспечивать содержание его в газе не более 2 г на 100 м3.
Глава XXI
|
|
|
