Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!
МегаЛекции

Промысловая подготовка нефти




Автономная некоммерческая организация

«Учебно-методический центр»

«Статус»

РАССМОТРЕНО: на Учебно-методическом Совете АНО «Учебно-методический центр» «Статус» Протокол № _______ «____» _____________ 2007 г. УТВЕРЖДАЮ: Исполнительный директор АНО «Учебно-методический центр» «Статус» ___________ С.Д. Багаутдинова «____» _____________ 2007 г.

 

СПРАВОЧНОЕ ПОСОБИЕ

 

 

ОПЕРАТОР ОБЕЗВОЖИВАЮЩЕЙ И ОБЕССОЛИВАЮЩЕЙ УСТАНОВКИ,

ОПЕРАТОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК,

ОПЕРАТОР ТОВАРНЫЙ,

МАШИНИСТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАСОСОВ,

СЛЕСАРЬ КИПиА,

ЛАБОРАНТ ХИМ. АНАЛИЗА.

 

г.Нижневартовск

 

 

Химический состав нефти

Главные элементы, из которых состоит нефть, - углерод и водород. Содержание углерода и водорода в различных нефтях колеблется в сравнительно узких пределах и составляет в среднем для углерода 83,5-87% и для водорода 11,5-14%.

Наряду с углеродом и водородом во всех нефтях присутствуют сера, кислород и азот. Азота в нефтях мало (0,001-0,3%), содержание кислорода колеблется в пределах от 0,1 до 1 %, однако в некоторых высокосмолистых нефтях оно может быть и выше.

Значительно отличаются друг от друга нефти по содержанию среды. В нефтях многих месторождений серы сравнительно мало (0,1-1%). Но доля сернистых нефтей с содержанием серы от 1 до 3% в последнее время значительно возросла.

В зависимости от содержания серы нефти подразделяются на малосернистые (содержание серы меньше 0,5%), сернистые (0,5-2%) и высокосернистые (более 2%).

В очень малых количествах в нефтях присутствуют и другие элементы, главным образом металлы – ванадий, никель, железо, магний, хром, титан, кобальт, калий, натрий и др. Обнаружены также фосфор и кремний. Содержание этих элементов выражается незначительными долями процента.

Из углеводородов в нефтях преобладает либо углеводороды метанового (парафинового), либо нафтенового ряда. Содержание углеводородов ароматического ряда значительно меньше.

Простейшим соединением углеводородов парафинового ряда является метан. Молекула метана состоит из одного атома углерода и четырех атомов водорода (СН4). Следующими соединениями углеводородов парафинового ряда являются этан С2Н8,пропан С3Н8, бутан С4Н10 и т.д. Таким образом, каждый последующий член ряда отличается от предыдущего на группу СН2. Состав этих веществ можно выразить одной общей формулой. Если число атомов углерода в молекуле принять за n, то число атомов водорода в ней равно 2n+2, а общая формула углеводородов парафинового ряда будет СnН2n+2.

Углеводороды от метана до бутана включительно при нормальных условиях, т.е. при давлении 0,1 МПа и температуре t=0°С, находятся в газообразном состоянии. Их этих углеводородов в основном и состоят нефтяные газы.

Углеводороды, содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (С5Н12 – С17Н36), при нормальных условиях – жидкие вещества. Эти соединения входят в состав нефти. углеводороды, в молекулах которых имеется свыше 17 атомов углерода, - твердые вещества.

Молекулы углеводородов нафтенового и ароматического рядов имеют циклическое строение. Углеводороды нафтенового ряда отличаются по составу от соответствующих углеводородов метанового ряда тем, что в их молекулах на два атома водорода меньше и общая формула углеводородов нафтенового ряда имеет вид СnН2n. Из углеводородов нафтенового ряда в нефтях были найдены циклобутан (С4Н8), циклопентан (С5Н10), циклогексан (С6Н12) и др.

По физическим и химическим свойствам углеводороды нафтенового ряда близки к метановым плотность их приблизительно средняя между метановыми и ароматическими углеводородами.

 

 

Сепарационные установки

В процессе подъема жидкости из скважин и транспортирования ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды постепенно снижается давление в системе сбора, и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере снижения давления в системе увеличивается, и поток в нефтегазосборных коллекторах, включая и верхние участки НКТ, состоит из двух фаз: газовой и жидкой. Такой поток называется двухфазным или нефтегазовым потоком.

Жидкая фаза может, в свою очередь, состоять из нефти и пластовой воды, содержание которой в потоке может изменяться от нуля до значительных величин. Следовательно, в случае содержание воды в продукции скважин мы имеем дело с трехфазным или нефтеводогазовым потоком, который состоит из нефти, газа и воды.

Нефть и выделившийся из нее газ при нормальных условиях не могут храниться или транспортироваться вместе. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор нефти и газа и совместное транспортирование их осуществляют только на определенные экономически целесообразные расстояния, а затем и выделившийся газ транспортируют раздельно.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от жидкой продукции скважин, называют нефтегазовым сепаратором. Однако в некоторых случаях в нефтегазовых сепараторах осуществляется к тому же отделение и сброс свободной воды. В этом случае нефтегазовый сепаратор называют нефтеводогазосепаратором или трехфазным сепаратором.

Вывод отсепарированного газа из нефтегазовых сепараторов и раздельный сбор его осуществляется в различных пунктах системы сбора и центральных пунктах сбора подготовки нефти, газа и воды. Каждый такой пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа. Ступеней сепарации может быть несколько, и окончательное отделение нефти от газа завершается в концевых сепараторах или в резервуарах под атмосферным давлением.

Многоступенчатая сепарация применяется при высоких давлениях на устье скважин для лучшего разделения нефти и газа при последовательно снижающихся давлениях в сепараторах. Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в сепаратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основная масса газа, состоящего главным образом из метана и этана.

Из сепаратора высокого давления нефть поступает в сепараторы среднего и низкого давления для окончательного отделения от газа.

Сепараторы первой ступени в зависимости от конкретных условий на месторождении могут быть рассредоточены в нескольких пунктах по его территории или сосредоточены наряду с остальными ступенями сепарации на центральном пункте сбора и подготовки нефти, газа и воды. В последнем случае на месторождении не строятся газосборные трубопроводы. Транспортирование же газа всех ступеней сепарации от ЦПС до газокомпрессорной станции или до газаперерабатывающего завода обычно осуществляется по одному газопроводу.

Сепараторы, применяемые на нефтяных месторождениях, условно подразделяются на следующие категории:

1) по назначению – замерно – сепарирующие

2) по геометрической форме и положению в пространстве – цилиндрические, вертикальные, горизонтальные и наклонные

3) по характеру проявления основных сил – гравитационные и центробежные (гидроциклонные)

4) по рабочему давлению – высокого (6,4 МПа и более), среднего (2,5-6,4 МПа), низкого (0,6-2,5 МПа) давления и вакуумные

5) по числу обслуживаемых скважин – индивидуальные и групповые

6) по числу ступеней сепарации – первой, второй, третьей ступени и т.д.

7) по числу разделяемых фаз – двухфазный (нефть+газ), трехфазный (нефть+газ+вода)

 

Вертикальные сепараторы имеют 4 секции: основная сепарационная секция, осадительная секция, секция отбора нефти, каплеуловительная секция.

Основная сепарационная секция служит для интенсивного выделения газа из нефти. на работу сепарационной секции большое влияние оказывают степень снижения давления, температуры в сепараторе, физико-химические свойства нефти, особенно ее вязкость, конструктивное оформление ввода продукции скважин в сепаратор.

Осадительная секция, в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения пузырьков газа из нефти ее направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти, т.е. эффективность ее сепарации.

Секция сбора нефти, занимающая самое нижнее положение в сепараторе и предназначенная как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора. Нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии, или в смеси с газом – в зависимости от эффективности работы сепарационной и осадительной секций и времени пребывания нефти в сепараторе.

Каплеуловительная секция, расположенная в верхней части сепаратора, служит для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа.

В составе групповых замерных установок применение вертикальных аппаратов обеспечивает большую точность замеров расхода жидкости в широком диапазоне дебитов скважин, включая малодебитные.

Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки:

1) меньшая пропускная способность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата

2) меньшая устойчивость процесса сепарации при поступлении пульсирующих потоков

3) меньшая эффективность сепарации

 

Обслуживание вертикальных сепараторов сводится к поддержанию в них установленного давления и исправного состояния регулятора уровня, предохранительного клапана, манометра. В случае использования уровнемерных стекол в замерном сепараторе, особенно при вязких нефтях и низких температурах, требуется время от времени промывать соляровым маслом загрязненные стекла, отключая их соотвтствующими кранами от сепаратора.

Горизонтальные сепараторы имеют большую пропускную способность по газу и жидкости, чем вертикальные. По некоторым данным, пропускная способность горизонтального сепаратора при одинаковых размерах примерно в 2,5 раза больше, чем вертикального. Это объясняется тем, что в горизонтальном сепараторе капли жидкости под действием силы тяжести падают вниз, перепендикулярно к потоку газа, а не навстречу, как это происходит в вертикальных сепараторах.

Большинство горизонтальных сепараторов изготавливается из одной горизонтальной емкости со сферическими днищами (одноемкостные сепараторы), иногда применяют двухъемкостные горизонтальные сепараторы.

Область применения горизонтальных сепараторов весьма обширна. Они используются для оснащения дожимных насосных станций, для первой, второй и третьей ступеней сепарации на центральных пунктах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Пропускная способность горизонтальных сепараторов, применяемых для первой, второй и третьей ступеней сепарации, может достигать 30000 т/сут по жидкости на каждой ступени.

Горизонтальные сепараторы широко применяются также для отделения и сбора свободной воды из продукции скважин на первой или последующих ступенях сепарации, что исключает попадание значительных объемов воды на установку по подготовке нефти. В этом случае они выполняют роль трехфазных сепараторов.

Горизонтальные сепараторы некоторых конструкций для повышения пропускной способности и улучшения качества сепарации нефти оборудуются гидроциклонами. Отделение газа от нефти в гидроциклонах происходит за счет центробежных сил. Нефть, имеющая большую плотность, отбрасывается к стенкам гидроциклона, а газовый вихрь, вращаясь, движется в центре. Из гидроциклона нефть и газ отдельно поступает в емкости.

Газонасыщенная нефть поступает на сливные полки и далее по стенке в нижнюю часть емкости. Сливные полки уменьшают пенообразование. Движение нефти тонким слоем по полкам способствует отделению нефти и газа. В емкости монтируется механический регулятор уровня, связанный с исполнительным механизмом – заслонкой, установленной после сепаратора на нефтяной линии. Регулятор обеспечивает в емкости необходимый уровень жидкости, предотвращающий прорыв свободного газа в нефтяной коллектор.

Наибольшей пропускной способностью по жидкости и газу характеризуются горизонтальные сепараторы, в которые жидкость и газ, предварительно отделенные в подводящих трубопроводах, вводятся раздельно. Такие аппараты получили название сепараторов с предварительным отбором газа. Работает данный сепаратор следующим образом. Нефтегазовая смесь подводится к корпусу сепаратора по наклонным участкам трубопроводов. Уклон трубопровода может колебаться в пределах от 30 до 40°, а трубопровода – от 10 до 15°. К трубопроводу вертикально привариваются 3-4 газоотводных трубки диаметром 50-100 мм. Верхние концы этих трубок приварены к сборному коллектору (депульсатору) газа, подводящему этот газ к корпусу калеуловителя, в котором устанавливаются выравнивающая поток газа перфорированная перегородка и жалюзийная кассета. Капельки нефти, уносимые основным потокам газа по сборному коллектору, проходя жалюзийную кассету (или любую другую), прилипают к стенкам жалюзи и, скапливаясь на них, в виде сплошной пленки стекают вниз в корпус сепаратора. Из корпуса каплеуловителя газ направляется под собственным давлением 0,6 МПа на газоперерабатывающий завод. (ГПЗ).

Нефть, освобожденная от основной массы газа в трубопроводе, поступает в корпус сепаратора через нижний патрубок ввода, в котором установлены сплошная перегородка, успокоитель уровня и две наклонные полки, увеличивающие путь движения нефти и способствующие выделению из нефти окклюдированных пузырьков газа, не успевших скоалесцироватиься и выделиться в наклонном трубопроводе. Давление выделившегося из нефти газа повышают при помощи эжектора, затем газ транспортируется на ГПЗ.

Для регулирования вывода нефти из сепаратора имеется датчик уровнемера поплавкового типа и исполнительным механизмом.

Раздельный ввод газа и жидкости в аппарат имеет ряд преимуществ. При совместном вводе нефтегазового потока в сепаратор с перепадом давления и перемешиванием фаз количество в нефти пузырьков газа размером 2-3 мкм примерно в 4 раза больше, чем в случае раздельного ввода нефти и газа в аппарат без перепада давления. Пузырьки газа таких размеров обычно находятся во взвешенном состоянии и не успевают выделиться из нефти за время ее движения в сепараторе. Таким образом, в сепараторах с раздельным вводом жидкости и газа унос свободного газа вместе с нефтью в несколько раз меньше, чем в сепараторах с совместным вводом продукции, и обычно не превышает 1% от объема жидкости.

При раздельном вводе нефти и газа резко уменьшается также объем пены, образующейся в сепараторе в результате удержания части газа и жидкости во взвешенном состоянии, что особенно важно при подготовке нефтей, склонных к пенообразованию может привести к заполнению газового пространства пеной. При заполнении сепаратора пеной отказывает в работе регулятор уровня и пена поступает как в газопровод, так и в выкидную линию для жидкости.

В настоящее время разработан ряд блочных сепараторов типа УБС с предварительным отбором газа на пропускную способность от 1500 до 16000 м3/сут. Объем емкости составляет от 30 до 160 м3. Технические данные сепараторов типа УБС приведены в таблице 1.

Таблица 1.

Модификация установки Пропускная способность по сырью (м3/сут), не более Рабочее давление (МПа), не более Газовый фактор нефти (м33), не более Масса (кг), не более
УБС-1500/6 0,6
УБС-3000/6 0,6
УБС-6300/6 0,6
УБС-6300/16 1,6
УБС-10000/6 0,6
УБС-10000/16 1,6
УБС-16000/6 0,6
УБС-16000/16 1,6

 

Трехфазные сепараторы. По мере роста обводненности продукции скважин, поступающей в сепараторы, начинают преобладать капли воды больших размеров, которые могут легко коалесцировать и отделяться в виде свободной воды.

Количество выделившейся из нефтяной эмульсии свободной воды зависит от физико-химических свойств нефти и воды, температуры потока, продолжительности транспортирования, интенсивности перемешивания потока (для поступления в сепаратор) и от многих других причин. Предварительная подача реагента в поток на определенном удалении от сепарационных установок способствует выделению свободной воды из эмульсии.

В нефтепромысловой практике отделяемую свободную воду стремятся сбросить как можно раньше – до поступления продукции на установки подготовки нефти, так как нагрев этой воды связан с большим расходом теплоты. Предварительный сброс свободной воды осуществляется в трехфазных сепараторах. В настоящее время разработаны трехфазные сепараторы для работы на первой и последующих ступенях сепарации. Особенностью таких аппаратов является использование в одной емкости двух отсеков: сепарационного и отстойного, сообщающихся между собой через каплеобразователь.

Сепаратор работает следующим образом. Смесь нефти, воды и газа по потрубку поступает в сепарационный отсек. Отсепарированный газ подается на ГПЗ, а смесь нефти и воды с небольшим количеством газа из сепарационного отсека по каплеобразователю перетекает в отстойный отсек, где нефть отделяется от воды и газа. Нефть по верхнему патрубку отводится на УПН, вода через исполнительный механизм, работающий за счет датчика регулятора уровня поплавкового типа, сбрасывается из сепаратора в резервуар – отстойник или под собственным давлением транспортируется на блочную кустовую насосную станцию (БКНС). Если в трехфазный сепаратор поступает нефть в виде стойкой эмульсии, то в каплеобразователь подводится с УПН горячая отработанная вода, содержащая поверхностно-активные вещества (ПАВ) для интенсификации разрушения этой эмульсии.

Эффективность работы сепаратора любого типа характеризуется следующими 2 основными показателями:

1. количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции;

2. количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти. Чем меньше эти показатели, тем эффективнее работа нефтегазового сепаратора. В хорошо сконструированных нефтегазовых сепараторах обычно унос капелек жидкости вместе с газовым потоком не превышает 15 см3 на 1000 м3 отсепарированного газа, или около 10 г жидкости на 1000 кг продукции, поступающей в сепаратор.

 

По такой технологической схеме сконструированы и серийно изготовляются автоматизированные блочные установки предварительного сброса пластовой воды типа УПС.

 

 

Промысловая подготовка нефти





Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015- 2021 megalektsii.ru Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав.