Система сбора и подготовки газа и конденсата

Общая схема системы сбора продукции скважин

И ТРАНСПОРТИРОВКИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

Оборудование для сбора и подготовки нефти и газа к транспортировке, а пластовой воды к использованию или захоронению имеет большое значение в сокращении потерь нефти и газа и требует большого внимания и затрат. На долю систем сбора и подготовки нефти приходится около 50 % всех затрат на промысловое обустройство. Велика и металлоемкость этих систем, включающих большую сеть трубопроводов, сепараторы, отстойники и резервуары, обычно имеющие большие габариты.

Система сбора и подготовки продукции скважин в общем случае состоит из систем замера дебита скважин, шлейфов, промысловых коллекторов, установок комплексной подготовки нефти (УКПН) и газа (УКПГ), дожимных насосных (ДНС) и компрессорных станций (ДКС), путевых подогревателей, сепараторов, отстойников.

Система сбора зависит от размера и конфигурации месторождения, числа залежей, пластовых и устьевых давлений и температур, запасов нефти, газа и конденсата, дебитов скважин, обводненности продукции пласта, содержания конденсата в газе, наличия коррозионноактивных компонентов, климатических условий, в которых находится месторождение.

Система сбора и подготовки продукции скважин проектируется и выбирается на весь срок разработки месторождения на основе технико-экономических расчетов.

В качестве примера общей схемы сбора продукции скважин на рис. 7.1 приведена схема сбора и подготовки нефти, газа и пластовой воды, используемая в Татарии [12]. Эта схема наиболее полно показывает разнообразие оборудования подобных систем. Схема использует принцип совмещения ряда процессов и операций.

Независимо от особенностей конкретных технологических схем практически во всех случаях имеет место совмещения некоторых процессов и операций и выполнение следующих работ.

Разрушение эмульсии, ее транспортировка по трубопроводам и сепарация газа; следствие этих процессов - снижение вязкости транспортируемой системы, уменьшение отложений парафина.

Отделение воды от нефти, замерно-сдаточные операции и заполнение товарных и сырьевых резервуаров.

Первичная очистка сточных вод и деэмульсация нефти в трубопроводах, сопровождаемая ее возвратом в технологический цикл подготовки нефти.

Контроль за качеством нефти и воды и их взаимная очистка.

Обслуживание товарных парков и улучшение качества нефти.

В совмещенной схеме (см. рис. 7.1) продукция скважин поступает на замерную установку. Выходящая из нее газированная водонефтяная эмульсия обрабатывается деэмульгатором для разрушения бронирующих оболочек эмульсии при ее движении в промысловом трубопроводе при турбулентном режиме (Re = 2000 - 25000). Предварительно разрушенная эмульсия смешивается с горячей дренажной водой и направляется в секционный каплеобразователь. Введение в поток эмульсии дренажной воды способствует укрупнению глобул воды в каплеобразователе и быстрому разделению фаз в сепараторе.

Выходящая из сепаратора дегазированная нефть с небольшим содержанием воды в виде капель подогревается до 40 °С путевым нагревателем и через секционный каплеобразователь вводится в отстойник для окончательного обезвоживания. Выделяющейся при этом газ подается компрессором в общую газосборную сеть, а обезвоженная нефть после обработки пресной водой отводится через каплеобразователь в отстойники для обессоливания, откуда она поступает в буферную емкость, а потом насосом откачивается на головные сооружения и на НПЗ.

Сточные воды, отделяющиеся в сепараторе, проходят гидродинамическую обработку в специальном трубопроводе, затем поступают в резервуар-отстойник с гидрофобным фильтром. Гидродинамическая обработка способствует укрупнению загрязнений, содержащихся в очищаемых сточных водах. Благодаря этому они практически полностью задерживаются в гидрофобном фильтре. Очищенные сточные воды из резервуара направляются в буферную емкость, откуда насосом подаются к насосным станциям для закачки в пласты.

Технологическая схема сбора и подготовки продукции скважины позволяет выделить основные группы оборудования.

В оборудовании сбора - это замерные установки, первичные сепараторы газа, устройства для подачи реагентов, промысловые насосные станции и трубопроводы.

В оборудовании подготовки продукции скважин - это сепараторы, отстойники, подогреватели, деэмульгаторы, резервуары, насосы и замерные устройства для подготовленной к транспортировке проекции промысла.

На промыслах в основном применяются следующие способы подготовки газа:

- низкотемпературной сепарации (НТС);

- абсорбционный;

- адсорбционный.

Низкотемпературная сепарация (НТС) обеспечивает подготовку газа за счет создания низких температур в сепараторе вертикального или горизонтального типа. НТС применяется на газоконде-сатных месторождениях (с содержанием конденсата в газе более 1,0 г/м³). При охлаждении газа происходит одновременное выделение углеводородов и влаги. Для предотвращения образования гидратов перед теплообменниками в газ подают метанол или гликоли.

В зависимости от способа получения низких температур III* подразделяется на установки:

- с дросселированием газа высокого давления (рис 7.2);

- с искусственным холодом (рис. 7.3);

- с турбодетанденрным агрегатом.

Абсорбционная осушка газа используется при низких пластовых давлениях и основана на поглощении влаги и конденсата жидкими абсорбентами, подаваемыми сверху. Абсорбция газа экономична при осушке больших потоков газа с незначительным (до 1,0 г/м³) конденсата.

Процесс происходит в вертикальных аппаратах - абсорберах высотой до 20 м и диаметром до 2000 мм, в которых сырой газ движется снизу навстречу абсорбенту. В системе абсорбционной осушки газа в качестве абсорбентов широко применяются высококонцентрированные растворы гликолей: этиленгликоль ЭГ, диэтиленгликоль ДЭГ, триэтиленгликоль ТЭГ. Этиленгликоль имеет самую низкую температуру кипения, что приводит к уносу его с осушенным газом и значительным потерям, поэтому ЭГ не так широко распространен в процессах осушки газа. ДЭГ по сравнению с ТЭГ имеет меньшую склонность к пенообразованию и меньшую температуру кипения, но ТЭГ значительнее снижает температуру точки росы. При осушке рекомендуется поддерживать температуру не ниже 283 К, так как при ее уменьшении растет вязкость абсорбентов и ухудшается массообмен. Повышение температуры ведет к потерям гликолей, поэтому температуру поддерживают не выше 311 К.

Для регенерации абсорбентов их насыщенные растворы направляют в выпарные колонны - десорберы. При регенерации во избежание разложения гликолей температуру в колонне поддерживают не выше 437 К (164 °С) для ДЭГ и 473 К (200 °С) для ТЭГ.

Абсорбционная осушка по сравнению с адсорбционной имеет ряд преимуществ:

- возможность осушки газов с веществами, отравляющими твердые поглотители;

- непрерывность процесса за счет поступления газа из абсорберов напрямую в десорберы;

- простота автоматизации процесса;

- возможность осушки газ до температуры – 70 °С.

На (рис. 7.4 [5,8]) показана схема абсорбционной осушки газа, действующая на месторождении Медвежье.

Адсорбционная осушка газа применяется практически при любых давлениях и основана на поглощении паров воды из природного газа твердыми поглотителями.

В качестве адсорбентов используют силикагели, окись алюминия, синтетические цеолиты (молекулярные сита) и др. Силикагели - это гели кремниевой кислоты, которые подвергаются сушке и прокалке. Применяются в виде гранул диаметром 0,2-0,7 мм.

Процесс осушки происходит в адсорберах в течение 35 часов. После этого газ направляют на другой адсорбер, а отработавший ставят на регенерацию - выпаривание влаги за счет нагревания до температуры 350-400 °С осушенным газом. Цикл регенерации продолжается до 20 часов в зависимости от температуры газа и его влажности. На (рис. 7.5 [5,8]) представлена принципиальная технологическая схема осушки газа с помощью адсорбентов на месторождении Медвежьем.

Дата добавления: 2014-01-04