Лекция 9 - Сбор и подготовка нефти и газа к транспорту

Термины

Билинейное преобразование, абсолютная псевдочастота, неминимально фазовое звено, w -плоскость.

Контрольные вопросы

1. Представьте функциональную схему цифровой САУ.

2. Представьте структурную схему цифровой САУ во временной области.

3. Что такое приведенная непрерывная часть цифровой САУ?

4. Как найти непрерывную передаточную функцию приведенной непрерывной части цифровой САУ?

5. Что такое w -преобразование и для чего его используют?

1 - трубопроводы, 2 - групповые замерные установки (ГЗУ), 3 - сепарационные установки (СУ), 3а - дожимные насосные станции (ДСН), 4 - насосы, 5 – концевые сепараторы (КС), 6 - установки по подготовке нефти (УПН), 7 - товарные резервуары, 8 - автоматизированная установка по сдаче товарной нефти, 9 - компрессорная станция

Рисунок 9.1 - Напорная система промыслового сбора и подготовки нефти и газа

Продукция нефтяных добывающих скважин представляет собой смесь нефти, газа и пластовой минерализованной воды. Вода присутствует в свобод­ном состоянии, а также образует водонефтяные эмульсии, в которых мелко раздробленные капельки воды в нефтяной среде не отстаиваются и не сливаются друг с другом.

В продукции газовых и газокоиденсатных скважин вместе с газом извле­кается жидкая фаза в виде капель воды и углеводородов. Кроме газа и жидко­сти в продукции содержатся механические примеси природного и техногенно­го характера.

Наряду с проектом разработки нефтяного месторождения состав­ляют проект его обустройства, представляющий совокупность проектов отдельных технологически взаимосвязанных систем, включающих разме­щение скважин па поверхности; сбор и подготовку нефти и нефтяного газа; поддержание пластового давления; системы обеспечения электро­энергией, водой, связью, автомобильными дорогами, контроля и автома­тизации процессов, промысловой канализации и др.

Особенности в обустройстве нефтяных месторождений определяются также наличием или отсутствием па месторождении наземных объектов другого назначения (жилые постройки, промышленные объекты и др.), состоянием изученности залежей нефти, необходимостью уточнения или пе­ресмотра технологических схем разработки, ценностью земель для сельско­го и лесного хозяйства, климатом, орфографией района и другими усло­виям и.

Система сбора нефти, нефтяного газа и воды организуется в зави­симости от устьевых давлений, схемы группирования скважин, взаимодейст­вия с системами воздействия па нефтяную залежь, расположения пункта подготовка добываемой продукции с учетом того, что за время эксплуа­тации месторождения изменяются число и расположение добывающих скважин, их дебиты, обводненность.

Промысловая система сбора и подготовки продукции скважин представ­ляет комплекс инженерных коммуникаций и сооружений, расположенных на территории разрабатываемых объектов, обеспечивающих замер, транспорти­рование к технологическим аппаратам, подготовку нефти, газа и воды до тре­буемых параметров, утилизацию всех попутно добываемых и извлекаемых в процессе производства продуктов и вредных веществ. Конструктивно - это разветвленная сеть трубопроводов, соединяющих скважины, технологические установки, аппараты, сооружения. На территории промысла прокладывают трубопроводы подземные, наземные, подводные, подвесные. По назначению выделяют нефтепроводы, водопроводы, газопроводы, нефтегазопроводы. Для сооружения трубопроводов используют трубы из малоуглеродистых и низко-лигированных сталей диаметром от 50 до 530 мм. с толщиной стенки 4-8 мм. Длина труб от 4 до 12 м.

Промысловая подготовка продукции скважин заключается в разделении жидких и газообразных углеводородов, освобождении их от посторонних при­месей любого происхождения.

Единой универсальной системы сбора продукции добывающих скважин не существует. Все имеющиеся схемы видоизменяются в зависимости от соста­ва и свойств продукции, ее обводненности, объемов добычи, технологий разра­ботки и способов извлечения продукции, размеров площади разработки, гео­графического расположения, рельефа местности.

Современные системы сбора продукции и схемы размещения объектов подготовки должны обеспечить: надежную герметизацию всей системы при любых изменениях параметров и норм разработки; измерение дебитов отдель­ных скважин и групп, а также их подключение и отключение, укрупнение и централизацию технологических объектов; раздельный сбор продукции, сме­шение которых нежелательно; возможность совмещения технологических про­цессов в трубопроводах и технологическом оборудовании; требуемое качество товарной продукции; охрану окружающей среды и предотвращение вредного влияния на недра; использование избыточной энергии потока поступающего из добывающих скважин и особенностей рельефа местности; автоматизацию и те­лемеханизацию основных технологических процессов. Схема должна преду­сматривать возможность ввода необходимых ингибиторов, подогрева продук­ции в любых точках технологической линии.

Исходя и предъявляемых требований, примерная принципиальная техно­логическая схема показана на рисунке 9.1.

Продукция добывающей скважины 1 по индивидуальному трубопро­воду поступает на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) 2. В продукцию, как правило, добавляют реагент 5, а если нефть высоковязкая или теряет текучесть при сравнительно высокой температуре (сопоставимой с температурой окружающей среды), то ее подогревают в печи 4. Затем она направляется в газожидкостную сепарациоиную уста­новку первой ступени дегазации 5 и на установку подготовки нефти (УПН) в сепарациоиную установку второй ступени 6. После этого водонефтяная смесь поступает в деэмульсациоииую установку 7, где происходит обезво­живание и обессоливание нефти, а затем в стабилизационную установку 8. В технологическом блоке 9 определяют количество и качество товарной нефти перед сдачей ее в товарный парк. Если по каким-либо причинам готовая нефть не удовлетворяет заданным параметрам, то она автоматиче­ски направляется на повторную обработку.

Выделившийся из нефти газ в установках 5, 6 и 8 после соответст­вующей обработки подается на компрессорную станцию 10 и далее на газоперерабатывающий завод. Дренажная вода после деэмульсациои-ной установки 7 поступает на установку очистки нефтепромысловых сточных вод 11, где подготавливается для использования ее в системе под­держания пластового давления (ППД) и направляется на кустовые насос­ные станции (КНС) 14, оттуда в нагнетательные скважины месторожде­ния 15. На КНС подается также пресная вода с водозаборных уст­ройств 12 через очистные сооружения 13.

В случае недостатка избыточной энергии потока добывающих скважин для транспортировки продукции к пунктам сбора и подготовки, в схему вклю­чают промежуточные дожимиые насосные станции (ДНС) на которые поступа­ет продукция из нескольких групповых замерных установок (ГЗУ). Если место­рождение значительно по размерам, а ГЗУ разбросаны и удалены от сборного пункта, сооружают несколько ДНС. На дожимных станциях возможен предва­рительный сброс воды и частичное отделение газа.

Принципиальная схема сбора и подготовки нефти на месторождениях ОАО Татнефть показана на рисунке 9.2а.

Рисунок 9.1- Принципиальная технологическая схема добычи и подготовки до­бываемой продукции неф­тегазодобывающим пред­ приятием (НГДУ)

Продукция скважины через групповые замерные установки поступает на дожимиые насосные станции (ДНС) или па групповые замерно-насосные уста­новки (ГЗНУ). Давление в трубопроводах для транспорта газонефтяной смеси обеспечивается глубинными скважинными насосами. На ДНС и ГЗНУ осуще­ствляется первая ступень сепарации продукции скважины. Нефть перекачива­ется насосами на промысловые товарные парки, откуда направляется на прием сепарации второй ступени. Выделившийся газ в сепараторах 1-й ступени транспортируется на ГПЗ бескомпрессорным способом, а из 2-й ступени через компрессорные станции. При необходимости предусматриваются промежуточ­ные компрессорные станции, оборудованные винтовыми насосами. Нефть из сепараторов второй ступени поступает в технологические резервуары предва­рительного сброса пластовой воды установок подготовки нефти. После охлаж­дения в теплообменниках нефть направляется в товарные резервуары, из кото­рых через узлы учета откачивается на головные сооружения нефтепроводных управлений. Выделившийся на ступенях горячей сепарации и стабилизации, газ поступает в промысловую систему подготовки и транспорта газа.

Общие ресурсы нефтяного газа складываются из газа первой и второй ступени сепарации, иесконденсировавшихся газов стабилизации, резервуарных газов, газов горячей ступени сепарации и газа, увлекаемого дренажными вода­ми при подготовке нефти.

Как правило, давление на устье нефтяных добывающих скважин меньше насыщения нефти газом. Поэтому по трубам от скважин движется газожидко­стная смесь (ГЖС). Трубопроводы от устья скважин до ГЗУ называют выкид­ные линии (усы), от ГЗУ до сборных пунктов — коллекторы.

В реальных трубопроводах, которые прокладывают по пересеченной мест­ности, характер течения газожидкостной смеси сложный - перед подъемными участками скапливается жидкая фаза, а перед спусковыми —газовая (рисунок 9.3).

Насыщенность фаз жидкостью и газом, их структура и распределение в потоке зависит от скорости смеси, газосодержания, свойств жидкости и газа, диаметра и угла наклона трубопровода

1 - скважины; 2, 3 - I и II ступени сепарации; 4 - технологический резервуар; 5 - уста­новка комплексной подготовки нефти; 6 - термохимическая установка подготовки неф­ти; 7 - горячая ступень сепарации; 8 - резервуар товарной нефти; 9 - установка отбора конденсата; 10 — установка подготовки воды

Рисунок 9.2а - Принципиальная схема сбора и полготовки нефти

1 - трубопроводы, 2 - групповые замерные установки (ГЗУ), 3 - сепарационные установки (СУ), 3а - дожимные насосные станции (ДСН), 4 - насосы, 5 – концевые сепараторы (КС), 6 - установки по подготовке нефти (УПН), 7 - товарные резервуары, 8 - автоматизированная установка по сдаче товарной нефти, 9 - компрессорная станция

Рисунок 9.2б - Напорная система промыслового сбора и подготовки нефти и газа

1 - нефтеводогазовая смесь; 2 - газовое скопление; 3 - скопление воды

Рисунок 9.3 - Схема динамического распределения на-сышенностей фаз в нефтегазопроводе при движении в нем трехфазной смеси (нефть, газ, вода)

Основные элементы системы сбора и подготовки нефти на промыслах:

- эксплуатационные скважины (добывающие, нагнетательные и др.),

- групповые замерные установки (ГЗУ),

- дозаторные установки,

- путевые нагреватели (печи электрические, газовые),

- сепараторы газа,

- дожимные насосные станции (ДНС),

- установки подготовки нефти,

- очистные сооружения для очистки промысловых вод,

- резервуарные парки, -компрессорные станции,

- системы улавливания паров нефти (УЛФ),

- блоки очистки газа от сероводорода,

- головные сооружения,

- система ППД (поддержание пластового давления).

В современных герметизированных системах совместно собранную про­дукцию транспортируют до групповых установок и дожимных станций, где они частично разделяются на отдельные потоки. Цель совместного сбора нефти, га­за и воды - максимальное использование энергии потока для доставки продук­ции скважин до пунктов сбора.

На эксплуатационных скважинах кроме скважипного и устьевого обору­дования могут устанавливаться компрессоры для отбора газа из межколонного пространства, дозаторы ингибиторов и деэмульгаторов.

Гоупповые замерные установки обеспечивают автоматическое переклю­чение скважины на замер, измерение и регистрацию дебитов скважин; кон­троль режимов эксплуатации скважин по поступлению продукции, автомати­ческую блокировку скважин при аварийном состоянии установки.

Дозаторные установки служат для ввода в продукцию скважины де­эмульгаторов для разрушения эмульсии в процессе транспортирования по трубопроводам, ингибиторов коррозии и других химических реагентов Уста­навливаются на групповых замерных установках, дожимных насосных станци­ях, отдельных скважинах или кустовой площадке.

Путевые нагреватели осуществляют нагрев продукции скважин для сни­жения вязкости и повышения текучести, улучшения процесса сепарации газа.

Дожимные насосные станции в зависимости от режима работы должны обеспечить:

- совместный транспорт нефти, газа и воды на другие промысловые объ­екты;

- раздельный транспорт части сепарированного газа на газоперерабаты­вающий завод (ГПЗ) и частично газированной нефти вместе с водой на объекты подготовки,

-сброс, очистку и перекачку пластовой воды на кустовые станции.

Сепараторы газа в системе подготовки устанавливают без предваритель­ного сброса и с предварительным сбросом воды или с применением блоков очистки воды.

Сепаратор - аппарат для отделения нефти от газа. Процесс разделения на­зывают сепарацией. Процесс сепарации осуществляется в несколько ступеней. Обычно ограничиваются двумя-трсмя ступенями сепарации.

Газожидкостная смесь на газовый и жидкостный поток разделяются в уз­лах предварительного отбора газа (рисунок 7.4) и сепараторах.

1 - газоводонефтяная смесь от подводящего коллектора; 2 - газосборный коллектор; 3 -газоотводяшне патрубки; 4 - разделительный трубопровод; 5 - газопровод; 6 - отвод газа в газосепараторе; 7 - нефтегазовый сепаратор; 8 - патрубок сброса воды

Рисунок 9.4. Схема узла предварительного отбора газа (депульсатор)

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклониые.

Работа сепараторов любого типа характеризуется степенью разгазирова-иия нефти или ее усадкой, степенью очистки газа от капелек нефти, степенью очистки нефти от пузырьков газа.

А - основная сепарацнонная секция; Б - осаднтельная секция; В - секция сбора нефти; Г - секция каплеудаления;

1 - патрубок ввода газожндкостной смеси; 2 - раздаточ­ный коллектор со щелевым выходом; 3 - регулятор дав­ления «до себя» на линии отвода газа; 4 - жалюзнйный каплеуловнтель; 5 - предохранительный клапан; 6 - на­клонные полки; 7 - поплавок; 8 - регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 - линия сброса шлама; 10 - пере­ городки; 11 -уровнемерное стекло; 12 -дренажная труба

Рисунок 9.5 - Bepтикальный сепаратор

Самым эффективным и технически совершенным сепаратором является такой, из которого не выносится капельная жидкость и пузырьки газа.

Газосепарационный узел, составленный из депульсатора и сепаратора (рисунок 9.7), позволяет разделить газожидкостный поток на два: газовый с включениями капельной жидкости и жидкостный с включениями пузырь­ков газа.

1 – технологическая емкость, 2 –наклонные желоба; 3 - пеногаситель; 4 выход газа; 5 - влагоотделнтель; 6 - вы­ход нефти; 7 - устройство для предот­вращения образования воронки; 8 - люк-лаз; 9 - распределительное устройство; 10 - ввод продукции

Рисунок 9.6 – Горизонтальный сепаратор

Рисунок 9.7 - Принципиальная технологическая схема газосепаранионного узла: 1 – депульмсаттор; 2 - каплеотбойннк; 3 - отстойник-сепаратор

Установки подготовки нефти обеспечивас! сс обезвоживание, обессо-ливаппс и стабилизацию, а также снижение содержания в ней механических примесей до допустимого уровня.

Обезвоживание продукции скважин содержащую водонефтяные эмульсии включает следующие стадии:

- разрушение бронирующих оболочек на каплях воды с применением по-верхпостно-активпых веществ (ПАВ) и тепловой обработки,

- укрупнение капель за счет их слияния.

- разделение (отстаивание) фаз.

Процесс обезвоживания нефти завершается, как правило, в грави­тационных отстойниках (рисунок 9.8).

Требования к качеству товарной нефти приведены в таблице 7.1

Таблица 9.1 - Требования к качеству товарной нефти

Показатель	Группа нефти
I	II	III
Содержание (не более): воды, %	0,5	1,0	1.0
хлористых солей, кг/м^3	0,1	0,3	1,8
механических примесей, Р	0,05	0,05	0,05
Давление насыщенного пара при температу­ре в пункте сдачи, кПа	66.66	66,66	66.66

1 - газосепарацнонный узел; 2 - отстойник предварительного сброса воды; 3 - печь по­догрева; 4 - узел обезвоживания нефти; 5 - каплеобразователь; 6 - гравитационный сепа­ратор-отстойник водонефтяной эмульсин.

Рисунок 9.8 - Технологаческая схема обезвоживании нефти

Одной из важнейших характеристик эмульсий является диаметр капель дисперсной фазы, так как от него зависит скорость их осаждения. Для разруше­ния эмульсии применяют следующие методы, гравитационное холодное разде­ление, внутритрубная деэмульсация, термическое воздействие, термохимиче­ское воздействие, электрическое воздействие, фильтрация, разделение в поле центробежных сил. Гравитационное холодное разделение применяется при вы­соком содержании воды в пластовой жидкости с каплями больших размеров. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного дей­ствия. Отстойники периодического действия - обычно сырьевые резервуары. После их заполнения сырой нефтью вода осаждается в их нижней части. В от­стойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при непре­рывном прохождении эмульсии через отстойник.

Сущность внутритрубной деэмульсации заключается в добавлении в движущуюся в трубах эмульсию специальных веществ - деэмульгаторов (15-20 гр. на 1 тонну эмульсии). Деэмульгатор разрушает бронированную оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния. Укрупнившиеся капли сравнительно легко отстаиваются в отстойниках за счет разницы плотности фаз.

Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании уменьшается прочность бронированных оболочек на поверхности капель, что облегчает их слияние, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли воды, а это увеличивает способность разделения эмульсии. Нагревают эмульсию в резер­вуарах, теплообменниках, трубчатых печах до температуры 45 - 85°С.

Термический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Электрическое воздействие на эмульсию производится в аппаратах, ко­торые называют электродегидратами. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электриче­ские заряды. В результате капельки притягиваются друт к другу и сливаются, а затем оседают на дно емкости.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качест­ве материалов для фильтра используют вещества, не смачиваемые водой, по смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода нет.

Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которыс представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется,та как капли воды и нефти имеют различные плотности.

Обессоливание нефти (удаление избыточного количества хлори­стых солей из товарной продукции) осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственно эмульсию вновь обезвоживают.

Технологическая схема ступени обессоливапия показана на рис.7.8.

Нефть после ступени обезвоживания I нагревается в теплообменнике и смешивается с промывочной пресной водой IV в количестве 5—10 % от мас­сы обрабатываемой продукции. Перед этим в ее поток вводят поверхностно-активное вещество - деэмульгатор II и (если в нефти содержатся неорга­нические кислоты) щелочь или соду III. Пресная вода диспергируется в нагре­той нефти до поступления в электродегидратор 2, в котором под действием электрического поля происходит слияние капель соленой и пресной воды. В ре­зультате укрупнения капли быстро оседают и переходят в водную фазу, которая направляется затем в нефтеотделитель 3 для дополнительного отстоя. Уловлен­ная в нефтеотделителе нефть с оборотной водой VII возвращается на прием электродегидратора, а дренажная вода VI сбрасывается в систему подготовки для поддержания пластового давления (ППД). Обессоленная нефть из электро­дегидратора V направляется на следующую ступень - стабилизацию.

Рисунок 9.9 - Принципиальная технологиче­ ская схема ступени обессоливание нефти

Стабилизация (глубокое разгазирование) - завершающий этап под­готовки нефти.

Под процессом стабилизации понимают отделение от нефти легких фрак­ций (пропан-бутановые и частично бутановые) с целью уменьшения потерь в результате испарения. Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации.

При горячей сепарации нефть нагревают до температуры 40 - 80 °С, а за­тем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасы­ваются компрессором и подаются в холодильную установку. Здесь тяжелые уг­леводороды конденсируются, а легкие собираются и откачиваются в газопро­вод. При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилиза­ционной колонне под давлением и повышенной температуре (до 240 °С). Отде­ленные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и направ­ляют для дальнейшей переработки.

На нефтеперерабатывающих заводах, расположенных иногда за тысячи километров от нефтяных месторождений, поступающая с промыслов товарная нефть подвергается дополнительному обессоливапию и обезвоживанию (до 3-4 г/м хлористых солей и до 0,1 % воды).

Очистные сооружения промысловых вод предназначены для очистки ливневых вод. технологических потоков воды, пластовой воды из технологиче­ских аппаратов всех типов (отстойники, электродегидраторы, резервуары, сепа­раторы, узлы предварительного сброса).

Вместе с нефтью на поверхность извлекается огромное количество мине­рализованных пластовых вод, которые отделяются в процессе деэмульсации нефти и образуют основную долю нефтепромысловых сточных вод. Эти воды, как правило, после соответствующей подготовки используются для поддержа­ния пластового заводнения. Качество подготовки воды определяется фильтра­ционными свойствами продуктивных пластов.

Во время подготовки нефтепромысловых сточных вод применяют от­стойный принцип с помощью отстойников, эксплуатирующихся под давле­нием. Для повышения качества очистки сточных вод используют (коалесци-рующие фильтры, мультигидроциклоиы), флотацию с помощью нефтяного га­за.

Необходимо учитывать также коррозионную активность, химическую и микробиологическую совместимость нагнетаемой и пластовой воды.

Резервуариые парки предназначены для сбора, хранения и учета нефти и нефтепродуктов на нефтяных промыслах, станциях магистральных нефтепро­водов, заводов по переработке нефти, нефтебазах. Резервуарным парком назы­вают группу однотипных резервуаров, объединенных трубопроводными ком­муникациями. Резервуары - сосуды разнообразной формы и размеров, построенных из различных материалов.

По назначению их подразделяются на резервуары для хранения нефти, светлых и темных нефтепродуктов. По материалу на металлические и неметал­лические (железобетонные).

По форме различают резервуары цилиндрические вертикальные и гори­зонтальные, каплевидные и других форм.

По схеме установки - наземные (днище на уровне или выше прилегаю­щей площадки) и подземные (наивысший уровень жидкости в резервуаре нахо­дится ниже отметки прилегающей площадки не менее чем на 0.2 м).

Объемы резервуаров от 100 до 120 000 м³'

Каждая группа наземных резервуаров ограждается земляным валом или стенкой, высота которых на 0.2 м. выше расчетного уровня разлившейся жид­кости, но не менее 1 м. при ширине земляного вала по верху 0.5 м.

Вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на резервуары низкого давления с понтонными и плавающими крышами.

1 - световой люк; 2 - гидравлический предохрани­тельный клапан; 3 - огневой предохранитель; 4- ды­хательный клапан; 5 - замерный люк; 6 - указатель уровня; 7 - люк-лаз; 8 - сифонный кран; 9 - хлопуш­ка; 10 - прнемо-раздаточные патрубки; 11 - перепу­скное устройство; 12 - управление хлопушкой; 13 -лебедка; 14 - подъемная труба; 15 - шарнир подъем­ной трубы; 16- блок

Рисунок 9.10 - Вертикальный цилиндрический резервуар:

Рисунок 9.10 - Резервуар с плавающим метал­лическим понтоном

1 - уплотняющий затвор; 2 - периферийный короб понтона; 3 - мембрана из листового металла; 4 - стяжка; 5 - центральный короб понтона; 6 - направляющая труба; 7 - уп­лотнение направляющей трубы; 8 - люк-лаз; 9 - опоры для понтона;!0 - прнемо-раздаточный патрубок с хлопушкой.

Рисунок 9.11 - Общий вид сборного цилиндри­ческого железобетонного резервуара:

1 - боковые панели; 2 - центральная опор­ная колонна; 3 - периферийная опорная ко­лонна; 4 - металлическая облицовка; 5 -монолитное железобетонное днище; 6 -крыша

Понтон, плавающий на поверхности жидкости, уменьшает площадь испа­рения, а следовательно и потери. Понтон представляет собой диск с поплавка­ми, обеспечивающими его плавучесть. Между понтоном и стенкой резервуара оставляется зазор шириной 100 - 300 мм. перекрываемый уплотняющими гер­метизирующими затворами разных конструкций. Различают плавающие понто­ны металлические и из синтетических пенопластовых или пленочных материа­лов.

У резервуара с плавающей крышей роль крыши выполняет диск из сталь-

пых листов, плавающий на поверхности жидкости

Оболочке резервуара каплевидного придают очертание капли жидкости и применяют для хранения легко испаряющихся нефтепродуктов.

Компрессорные станции принимают газ из сетей газосбора, аппаратов и резервуаров низкого и среднего давления, дожимают его до давления, обеспе­чивающего транспортирование газа до ГПЗ или до магистрального газопровода высокого давления.

Установки по улавливанию легких фракций (УЛФ) предназначены для предотвращения потерь нефти и нефтепродуктов за счет улавливания и утили­зации испаряющихся легких фракций.

Сокращение потерь легких фракций нефти достигается герметизацией технологического оборудования от скважины до завода и эксплуатации резер-вуарных парков промыслов, головных сооружений и магистратьных нефтепро­водов оснащенных системой улавливания легких фракций (УЛФ).

Потери легких фракций возможны в резервуарах любых конструкций, на железнодорожных и водных наливных и сливных эстакадах и т.п.

Особо важное значение придается герметизации товарных парков голов­ных сооружений и улавливанию легких фракций при заполнении емкостей и расширении газа в результате повышения температуры. Кроме сокращения по­терь цепных углеводородов снижается пожароопасность объектов, уменьшает­ся коррозия металла, улучшаются условия работы персонала, сохраняется ок­ружающая среда.

Типичная система УЛФ из резервуаров товарных парков представлена на рисунке 9.12. Она состоит из трубопроводов, обвязки для сбора продуктов испарения, приборов КИП и А, обеспечивающих поддержание постоянного давления в ре­зервуарах, компрессора для отбора газа из резервуаров и подачи его в газосбор­ную сеть. На приеме компрессора обычно поддерживается давление, близкое к атмосферному, а на выкиде- давление газосборной системы.

Блоки очистки газа от сероводорода устанавливаются на групповых ус­тановках и ДНС на которых с помощью каталитических абсорбентов превра­щаютаходящийся в газе сероводород в элементарную серу.

Головиые сооружения представляют насосные станции и резервуариые парки, предназначенные для приема подготовленной нефти из промыслов с по­следующей транспортировкой по магистральным нефтепроводам.

Система ППД (поддержания пластового давления) включает водозабо­ры с очистными сооружениями, насосные станции, нагнетательные скважины и систему водопроводов, обеспечивающих доставку и нагнетание воды в экс­плуатируемые объекты для поддержания пластового давления на заданном уровне.

1 - резервуар; 2 - предохранительный клапан; 3 - маннфольд; 4 - блок регуляторов давле­ния; 5 - уклон: 6 - линия возврата жидких углеводородов из скруббера в резервуар; 7 - ли­ния связи; 8 - привод (двигатель); 9 - скруббер; 10 - регулятор верхнего предела уровня жидкости в скруббере; 11 - компрессор; 12 - трехходовая задвижка; 13 - обратный клапан; 14 - регулятор предельного давления на выкнде компрессора; 15 - линия выхода газа в сис­тему газосбора или на продажу; 16 - газовый счетчик.

Рисунок 9.12 – Принципиальная схема обвязки установки улавливания легких фракций.

1,7,8 - насос, 2- дозировочное устройство, 3 - смеситель, 4 - осветлитель, 5.-фнльтр, 6 - резервуары.

- неподготовленные природные воды, - коагулянт,

- подготовленная вода для нагнетания в пласты, - вода для очистки фильтра.

Рисунок 9.11 - Принципиальная схема установки полготовки волы из водозабора.

Подготовка воды, закачиваемой в пласт, предусматривает осветление мутных вод коагулированием, декарбонизацию, обезжелезивание, ингибирование.

Для осветления в мутную воду добавляют коагулянты (сернокислый алюминий, хлорное железо и др.), которые способствуют укрупнению взве­шенных мелких частиц в хлопьевидные соединения, выпадающие в осадок.

Декарбонизация производится с целью удаления из воды биокарбонатов кальция и магния, соли которых могут отлагаться в порах пласта и существенно снизить его проницаемость.

Обезжелезиванием называют удаления из воды солей железа с целью предотвращения загрязнения фильтрующей поверхности скважин железистыми осадками.

Ингибирование выполняют для замедления процесса коррозии скважин-ного оборудования.

Реагенты - бактерициды используют для подавления жизнедеятельности сульфатовосстанавливающих бактерий.

Системы сбора газам его компонентов на газовых месторождени­ях в зависимости от числа скважин и их размещения различают линейные, кольцевые, лучевые.

Наиболее распространена групповая система, по которой все со­оружения по подготовке газа расположены на групповом сборном пункте (ГСП). Продукция скважин направляется на газосборный пункт по отдель­ным трубопроводам, называемым шлейфами.

На рисунке 9.12. показана схема групповой системы сбора газа. Газ от 10 - 30 скважин по лучевым шлейфам направляется на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). В зависимости от размеров залежи и запасов газа их может быть от 1 - 2 до 15 - 20 и даже больше.

Рисунок 9.12 Схема групповой сис­темы сбора и газа

При централизованной системе сбора газа (рисунок 9.13) продукция скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому сборному пункту, где осуществляется полная подготовка газа, кото­рый далее направляется к потребителю.

Газ от группы скважин 1 по коллектору 2 поступает па пункт под­ключения 5, затем на УК ПГ 4. Очищенный и осушенный газ, пройдя пункт измерений расхода и давлений 5, по двум соединительным трубопроводам 6 на­правляется в промысловый коллектор 7.

Рисунок 9.13 - Схема уста­новки комплексной подготовки бессерни­стого газа, содержаще­го небольшое количе­ство конденсата

Для природных газов содержащих сероводород, меркаптаны и много конденсата типична децентрализованная система с установкой комплексной подготовки газа (УКПГ), где предполагается дополнительная его обработка перед нагнетанием в магистраль на головных сооружениях подготовки газа (УКПГ), которых может быть несколько и работать парал­лельно. Газ из пункта подключения направляется в сепаратор 1, где очищает­ся от капельной воды, углеводородного конденсата и твердых примесей. Чис­тый и холодный газ под давлением 5,6 или 7,5 МПа поступает в абсорбер 2, где освобождается от паров воды, которые поглощаются в колонне раствором диэтилеигликоля (ДЭГ). Насыщенный водой раствор ДЭГ (концентрация 93-98 %) поступает на регенерацию в колонну 3, предварительно пройдя тепло­обменник 4. Высокая температура в колонне 3 поддерживается с помощью парового подогревателя 5. Выделившиеся из диэтилеигликоля пары воды охлаждаются в холодильнике 6, конденсируются и направляются в емкость 7. Конденсат частично сливается в канализацию, а частично возвращается в ко­лонну для охлаждения ее верхней части и улавливания, таким образом, паров ди­этилеигликоля. Для поддержания вакуума в колонне 3 предусмотрен насос 8.

Горячий обезвоженный с концентрацией 95 - 99,5 % ДЭГ, пройдя тепло­обменник 4, с помощью плунжерного насоса 9 нагнетается в абсорбер 2. Процесс полностью автоматизирован. Иногда для осушки газа используют твердые по­глотители влаги — адсорбенты (силикатель, активированная окись алюминия и природные цеолиты).

Если состав газа сложный, то после УКПГ его направляют на газохими­ческий комплекс — группу технологических установок, позволяющих получать сероводород, элементарную серу, пропан, бутан, пентан и более высококипя-щие углеводороды, а иногда меркаптаны, гелий и углекислоту.

В процессе разработки газоконденсатных месторождений основное вни­мание уделяют выделению из продукции скважин конденсата — тяжелых угле­водородов (в основном пентана и более высококипящих), которые при стан­дартных условиях находятся в жидком состоянии.

Существуют разные способы решения этой задачи. В нашей стране широко распространен метод низкотемпературной сепарации (НТС), основанный па конденсации паров вещества с понижением их температуры.

При подготовке газа к транспорту наиболее эффективные методы извле­чения из газа конденсата абсорбционные и адсорбционные.

Абсорбционный метод основан на способности минеральных масел поглощать из природного газа преимущественно тяжелые углеводороды и отда­вать их при нагнетании. В качестве поглотителя используют соляровое масло, ке­росин, лигроин и более тяжелые фракции самого добываемого конденсата.

Адсорбционный метод основан на избирательном свойстве твердых пористых веществ (адсорбентов) поглощать газы. С помощью адсорбционных установок кроме осушки газа улавливают конденсат углеводородов.

В качестве адсорбентов используют активированный уголь, изготовленный из твердых пород дерева и из косточек плодов некоторых фруктовых деревьев.

Для сепарации газа — отделения жидких и твердых частиц от газа — применяют сепараторы разнообразных конструкций. По принципу действия они подразделены на четыре группы: гравитационные, инерционные, адгезион­ные и смешанные.

В гравитационных сепараторах отделение примесей происходит под дейст­вием силы тяжести. Инерционные сепараторы основаны на различии сил инерции разделяемых веществ. Более тяжелые, чем газ, частицы прижимают­ся к стенкам сосуда или к другим поверхностям и по ним стекают на дно.

Адгезионные сепараторы основаны на способности жидких и смочен­ных твердых частиц прилипать к поверхности твердых тел.

В сепараторы смешанного типа для отделения примесей используют разные способы очистки. К этим сепараторам относится и циклонный се­паратор.

Конструктивно сепараторы выполняют горизонтальными и верти­кальными, цилиндрическими и шаровыми.

Дата добавления: 2014-01-04