Каталог

Помощь

Корзина

Основы сбора и подготовки нефти и газа на промыслах

Оригинальный документ?

ОСНОВЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА НА ПРОМЫСЛАХ

 

Принципиальная технологическая схема сбора и подготовки продукции нефтяных скважин на промыслах.

 

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис. 1).

Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой.

На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). 

Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении.

В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке.

Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.

     

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения

 Рисунок 1. Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле: 1 - нефтяная скважина; 2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 - дожимная насосная станция (ДНС); 4 - установка очистки пластовой воды; 5 - установка подготовки нефти; 6 - газокомпрессорная станция; 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 - резервуарный парк


Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа «вода в нефти». В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию.

Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя.

В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды. Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти.

Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 -70°С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность.

Более эффективны методы химические, термохимические, а также  электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами.

В качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др.

Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз «нефть-вода» и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции.

Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды.

Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание и электро-обессоливание нефти связаны с пропусканием нефти через специальные аппараты-электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20-30 кВ). Для повышения скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры 50-70°С.

При хранении такой нефти в резервуарах, при транспортировке ее по трубопроводам, в цистернах по железной дороге или водным путем значительная часть этих углеводородов теряется за счет испарения. Легкие углеводороды являются инициаторами интенсивного испарения нефти, так как они увлекают за собой и более тяжелые углеводороды.
В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины).

Поэтому перед подачей нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации. Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный.

В сепараторе из подогретой до 40-80°С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор направляются в сборный газопровод. В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды.

Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает на УПВ, расположенную также на ЦПС. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей.

Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта «вода-нефть» в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования.

Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки.

В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах - отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках. Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена. Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду.

Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность. Очистку сточных вод осуществляют на установках очистки вод типа УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000 и УОВ-10000, имеющих пропускную способность соответственно 750, 1500, 3000 и 10000 м3/сут. Следует отметить, что установка УОВ-10000 состоит из трех установок УОВ-3000. Каждая такая установка состоит из четырех блоков: отстойника, флотации, сепарации и насосного.

Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек). Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты.

В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки.

В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый. При подрусловом методе воду забирают ниже дна реки - «под руслом». Для этого в пойме реки пробуривают скважины глубиной 20-30 м диаметром 300 мм. Эти скважины обязательно проходят через слой песчаного грунта.

Скважину укрепляют обсадными трубами с отверстиями на спицах и в них опускают водозаборные трубы диаметром 200 мм. В каждом случае получают как бы два сообщающихся сосуда - «река-скважина», разделенных естественным фильтром (слоем песчаного грунта). Вода из реки профильтровывается через песок и накапливается в скважине. Приток воды из скважины форсируется вакуум-насосом или водоподъемным насосом и подается на кустовую насосную станцию (КНС).

При открытом методе воду с помощью насосов первого подъема откачивают из реки и подают на водоочистную станцию, где она проходит цикл очистки и попадает в отстойник. В отстойнике с помощью реагентов-коагуляторов частицы механических примесей и соединений железа выводятся в осадок. Окончательная очистка воды происходит в фильтрах, где в качестве фильтрирующих материалов используют чистый песок или мелкий уголь.  Все оборудование системы сбора и подготовки нефти и воды поставляют в комплектно-блочном исполнении в виде полностью готовых блоков и суперблоков.

 Сбор и подготовка газа и газового конденсата.

 

Системы промыслового сбора природного газа

Для сбора нефтяного газа и передачи его потребителям на площадях нефтяных месторождений сооружают систему газопроводов и компрессорные станции.

При самотечной системе сбора нефти с индивидуальным замерно-сепарационным оборудованием газовые линии берут свое начало у сепараторов, т.е. у устьев скважин. При герметизированной напорной системе нефтегазосбора начало газовых линий перемещается к групповым замерным установкам, или к ДНС, или к установкам подготовки нефти и протяженность газовых линий на месторождениях резко сокращается.

Существующие системы сбора природного газа классифицируются:

· по степени централизации технологических объектов подготовки газа;

· по конфигурации трубопроводных коммуникаций;

· по рабочему давлению.

По рабочему давлению системы сбора газа делятся на вакуумные (Р < 0,1 МПа), низкого давления (0,1 < Р < 0,6 МПа), среднего давления (0,6 < Р < 1,6 МПа) и высокого давления (Р > 1,6 МПа).

По степени централизации технологических объектов подготовки газа различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора (рис. 1).

При индивидуальной системе сбора (рис. 2, а) каждая скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (ЦСП). Данная система применяется в начальный период разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга.

Недостатками индивидуальной системы являются:

1) рассредоточенность оборудования и аппаратов по всему промыслу, а, следовательно, сложности организации постоянного и высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля за работой этих объектов;

2) увеличение суммарных потерь газа по промыслу за счет наличия большого числа технологических объектов и т.д.

 

Рис. 2. Системы сбора газа на промыслах

Рис. 2. Системы сбора газа на промыслах

а) индивидуальная; б) групповая; в) централизованная

 

При групповой системе сбора (рис. 2,б) весь комплекс по подготовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), обслуживающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более). Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и далее потребителю.

Групповые системы сбора получили широкое распространение, так как их внедрение позволяет увеличить мощность и коэффициент загрузки технологических аппаратов, уменьшить число объектов контроля, обслуживания и автоматизации, а в итоге низить затраты на обустройство месторождения.

При централизованной системе сбора (рис. 2,в) газ от всех скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителям.

Применение централизованных систем сбора позволяет осуществить еще большую концентрацию технологического оборудования, за счет применения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить металлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа.

В каждом конкретном случае выбор системы сбора газа обосновывается технико-экономическим расчетом.

По конфигурации трубопроводных коммуникаций различают бесколлекторные и коллекторные газосборные системы. При бесколлекторной системе сбора газ (подготовленный или нет) поступает на ЦПС со скважин по индивидуальным линиям. В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП.

Форма газосборного коллектора зависит от конфигурации площади месторождения, его размера и размещения групповых замерных установок или ДНС. Название газосборной системы обычно определяется формой газосборного коллектора. Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы (рис. 3).

Рис.3. Формы коллекторной газосборной сети

Рис.3. Формы коллекторной газосборной сети.

Подключение скважин: а) индивидуальное; б) групповое.

 

Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и применяется при разработке вытянутых в плане месторождений с небольшим числом (2 - 3) рядов скважин. Лучевая газосборная сеть состоит из нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в виде лучей. Кольцевая газосборная сеть представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в случае выхода из строя одного из участков коллектора. По назначению газопроводы подразделяются на: подводящие газопроводы, сборные коллекторы и нагнетательные газопроводы.

Нагнетательные газопроводы берут свое начало у компрессорных станций и служат для:

1) подачи газа в газовую шапку продуктивных пластов с целью поддержания давления и продления фонтанирования скважин;

2) подачи газа через газораспределительные будки к устьям компрессорных скважин;

3)  подачи газа дальним потребителям;

4)  подачи газа на ГПЗ или газофракционирующую установку (ГФУ).

При выборе системы сбора газа руководствуются следующими соображениями:

· обеспечение бесперебойности подачи газа;

· маневренность системы, удобство обслуживания газосборных сетей при минимизации расходов на их сооружение и эксплуатацию.

Промысловая подготовка газа

Задачами промысловой подготовки газа являются его очистка от мехпримесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа.

Очистка газа от механических примесей. Очистка газа на пути от месторождения до потребителя производится в несколько ступеней. На первой ступени для ограничения выноса породы из скважины призабойную зону оборудуют фильтрами. Вторую ступень очистки газ проходит на про­мыслах в наземных сепараторах. Здесь в работе промысло­вых очистных аппаратов используется гравитационный принцип или действие центробежных сил при закрутке по­тока (циклоны). Третья ступень очистки происходит на ли­нейной части газопровода и КС. На линейной части уста­навливают конденсатосборники типа «расширительная ка­мера». На КС используются циклонные пылеуловители с встроенными циклонами. На ГРС перед подачей газа потре­бителю газ окончательно очищается пылеуловителями с мультициклонами.

Очищенный природный газ не имеет ни цвета, ни за­паха. Для обнаружения утечек газ предварительно одори­руют этилмеркаптаном.

Осушка газа. Природный газ всегда содержит влагу, которая при определенных термодинамических условиях образует кристаллические вещества - газогидраты. Во из­бежание конденсации водяных паров в газопроводе влаго-содержание подаваемого в него газа должно быть меньше некоторого минимального влагосодержания в состоянии на­сыщения.

Существующие способы осушки при промысловой под­готовке газа к перекачке бывают двух видов:

сорбционные - поглощение влаги жидкими (абсорбция) и твердыми (адсорбция) сорбентами;

охлаждение газового потока.

После осушки газа точка росы паров воды в нем должна быть ниже минимальной температуры при перекачке газа. В среднем влагосодержание должно быть не более 0,05 г/м3. Наиболее эффективным жидким влагопоглотителем являет­ся триэтиленгликоль, легко поддающийся регенерации. В качестве твердых поглотителей применяются силикагели и бокситы, обеспечивающие низкую точку росы осушенного газа (до - 65°С). Для глубокой осушки при высоких темпера­турах используют цеолиты - сложные неорганические поли­меры, поглотительная способность которых превышает ак­тивность силикагеля и окиси алюминия в четыре раза.

Охлаждают газ или посредством дросселирования, или пропуская его через холодильные установки. Снижение температуры газа при дроссельном процессе расширения характеризуется коэффициентом Джоуля-Томсона и равно примерно 3 . . . 5 град/МПа. При использовании этого метода необходимо иметь высокое давление на устье скважины.

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 га за по влаге не должна, соответственно, превышать –10 и –20° С и 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.