Технологические схемы объектов нефтегазового производства

Промысловый сбор и подготовка нефти и газа

Схемы сбора и транспорта нефти и газа. Продукция нефтяных скважин представляет собой смесь нефти, газа и пластовой минерализованной воды. Часто нефть и вода при интенсивном перемешивании образуют эмульсию - смесь, в которой мелко раздробленные капли воды находятся в нефтяной среде во взвешенном состоянии и поэтому не отстаиваются и не сливаются друг с другом.

В продукции газовых скважин, кроме газа, может содержаться жидкая фаза в виде капелек и паров воды, а в газо-конденсатных скважинах также и жидкие углеводороды. Кроме газа и жидкости, также содержатся механические примеси: частицы песка и глины, выносимые из пласта.

Для сбора нефти и газа, их транспортирования, отделения друг от друга и освобождения от посторонних примесей, а также для замеров добываемой продукции на территории нефтяных промыслов строится система трубопроводов, аппаратов и сооружений, в которых выполняются следующие операции:

1) сбор и замер продукции скважин;

2) отделение (сепарация) нефти от газа;

3) освобождение нефти и газа от воды и механических примесей;

4) транспорт нефти от сборных и замерных установок до промысловых резервуарных парков и газа до компрессорных станций или газораспределительных узлов;

5) обезвоживание (деэмульсация) нефти и в ряде случаев ее обессоливание и стабилизация, т, е. удаление из нее легких углеводородов;

6) удаление из газа ненужных примесей и отбензинивание его;

7) учет добычи нефти и газа и их сдача транспортным организациям.

Единой универсальной схемы промыслового сбора, транспорта и обработки нефти и газа не существует. Имеющиеся схемы видоизменяются в зависимости от местных условий: географического расположения промысла, расстояния между скважинами, объема добычи, способа эксплуатации скважин, качества добываемой нефти, ее обводненности и т. п.

Тем не менее, современные схемы сбора, транспорта и обработки нефти и газа должны отвечать общему основному принципу - предупреждению потерь легких фракций, недопущению контакта нефти с атмосферой и обеспечению наиболее полного отделения от нефти газа, воды и механических примесей. Этим принципам наиболее полно отвечают напорные системы с централизованной многоступенчатой сепарацией на нефтесборных пунктах, рассчитанных на обслуживание нефтяных скважин одного или нескольких месторождений данного нефтяного района.

При этой системе продукция скважин под действием давления на устье (от 0,6 до 1,0 МПа и выше) через групповую сепарационно-замерную установку ГСЗУ (при необходимости) направляется в сборный коллектор, а затем попадает на централизованную сепарационную установку ЦСУ, расположенную на одной территории с установкой подготовки нефти УПН, товарным парком ТП и в отдельных случаях с газоперерабатывающим заводом ГПЗ. Все эти объекты представляют нефтегазовый комплекс НГК. На ЦСУ происходит трех- или четырехступенчатая сепарация.

Газ из сепараторов 1 ступени после охлаждения направляется в газопровод и до мест потребления транспортируется под собственным давлением, а газ последующих ступеней поступает на газоперерабатывающий завод ГПЗ.

Схема промыслового сбора нефти и газа в случае необходимости может быть видоизменена или приспособлена к условиям эксплуатации скважин и разработки месторождения. Она может быть использована для сбора и транспортирования по самостоятельным каналам обводненной и необводненной нефтей или нефтей двух различных сортов, дополнена установками подготовки газа при газлифтной эксплуатации скважин и т. п. Нефть из скважин по выкидным трубопроводам направляется в групповые замерные установки, где производится индивидуальный замер дебита нефти и газа по отдельным скважинам. Во время замера дебитов по какой-либо скважине продукция остальных скважин по обводному трубопроводу направляется в сборный коллектор, по которому смесь нефти и газа транспортируется до сепарационных установок или дожимных насосных станций (ДНС) - те же сепарационные установки с принудительной откачкой нефти. ДНС применяют в тех случаях, когда давление в системе недостаточно для дальнейшей транспортировки нефти до концевых сепараторов.

Концевые сепараторы располагаются непосредственно на территории центрального пункта подготовки нефти (ЦППН). В них происходит окончательное отделение нефти от газа при давлении, близком к атмосферному. Нефть из концевых сепараторов поступает на установки по подготовке нефти, откуда в товарные резервуары и далее в автоматизированную установку по сдаче товарной нефти.

Сепарационные установки в технологической системе сбора нефти и газа применяют для отделения жидкости от газа, измерения расхода жидкой и газовой фаз. Из сепарационных установок газ поступает на прием компрессоров компрессорной станции, откуда перекачивается на газобензиновый завод.

Промышленные воды из сепарационных установок, установок по подготовке нефти и резервуаров собираются и по дренажным линиям направляются в установки по подготовке воды, откуда очищенные от механических примесей и нефти закачиваются в нагнетательные скважины.

По технологическим признакам всю схему сбора и подготовки нефти, газа и воды можно разбить на следующие элементы: I - первичные сборно-замерные установки; II - сепарационные установки первой ступени и дожимные насосные станции; III - центральный пункт сбора подготовки и сдачи нефти, включающей в себя концевые сепараторы второй и дачи газа на газоперерабатывающий завод и другим потребителям, а также для подачи газонасыщенной нефти под давлением установки или насосов на центральный пункт сбора и подготовки нефти и газа.

Разработано несколько типов сепарационных установок первой ступени сепарации и концевых сепарационных установок.

Все сепараторы, одноемкостные и двухемкостные, имеют несколько типоразмеров с параметрами по производительности от 750 до 5000 м³/сут жидкости и по давлению сепарации - от 0,6 до 4 МПа.

Во всех типах газосепараторов предусмотрены: автоматическое регулирование уровня жидкости; автоматическое отключение установки при аварийном повышении уровня и давлении; передача аварийных сигналов на диспетчерский пункт (при наличии системы телемеханики).

Для замера расхода жидкости, проходящей через сепаратор, применяют в основном тахометрические или турбинные счетчики.

Промысловая подготовка нефти

Как уже говорилось, при перемешивании нефти и воды может образоваться трудноразделимая смесь этих жидкостей, называемая нефтяной эмульсией. Условия для образования нефтяных эмульсий при эксплуатации скважин весьма благоприятны, так как нефть интенсивно перемешивается с пластовой водой на всем пути от продуктивного пласта до концевых сепарационных установок.

В большинстве случаев в промысловой практике приходится иметь дело с эмульсиями типа "вода в нефти". Отличительной особенностью этих эмульсий является то, что вода в виде мельчайших капелек располагается внутри нефти.

Нефтяные эмульсии в большинстве случаев обладают высокой стойкостью. Простым отстоем отделить воду от нефти в них невозможно и для этого приходится прибегать к специальной обработке эмульсии.

Процесс подготовки нефти для ее переработки условно разделяется на две операции: обезвоживание (деэмульсация) и обессоливание. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1 - 2 %, при обессоливании - от 0,1 % до следов. Кроме того, при этом процессе удаляются соли. Это достигается пропусканием нефти через слой пресной воды, в результате чего соли, имеющиеся в нефти, растворяются и удаляются вместе с водой.

Процессы разрушения нефтяных эмульсий можно разделить на два этапа: первый - слияние капель диспергированной воды и второй - осаждение укрупнившихся капель воды. Эти процессы можно осуществлять тепловым, химическим или электрическим способом.

При тепловом, или термическом, способе эмульсионную нефть нагревают до 45 - 80° С. Во время последующего отстоя в течение нескольких часов вода частично отделяется от нефти и осаждается в резервуаре-отстойнике, откуда сбрасывается в канализационную сеть.

Тепловой способ деэмульсации нефти основан на том принципе, что при нагреве эмульсии ее вязкость снижается, капли воды соединяются друг с другом и осаждаются. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках или трубчатых печах.

Химический способ основан на воздействии химическими реагентами-деэмульгаторами на составные части эмульсии - нефть и воду.

В качестве деэмульгаторов используют различные неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ), изготовляемые на основе окиси этилена (ОП-10, проксанолы, дипроксамин, дисольван и др.). Расход этих деэмульгаторов при обезвоживании и обессоливании нефти небольшой - от 30 до 100 г на 1 т обработанной нефти.

При введении в эмульсионную нефть деэмульгатор вследствие растворимости в обеих фазах эмульсии свободно проникает во внутреннюю фазу, разрушает пленки эмульгаторов, снижает поверхностное натяжение на границе вода - нефть, что способствует разложению эмульсии.

Электрический способ разрушения эмульсии основан на появлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капельки воды, на взаимном притяжении этих капелек и разрушении пленок нефти между этими капельками в результате действия переменного или постоянного тока высокого напряжения на электроды, опущенные в поток эмульсии. При электрической деэмульсации нефти в железный сосуд вводят изолированный от стенок сосуда электрод, по которому протекает электрический ток напряжением в несколько тысяч вольт. Вторым электродом являются стенки сосуда, заземленные и соединенные с трансформатором напряжения.

При прокачивании эмульсии между электродами, через которые пропускают ток высокого напряжения, эмульсия разрушается, освобожденные капельки воды соединяются в более крупные частички и вода постепенно оседает на дно сосуда.

Самостоятельно каждый из описанных способов деэмульсации нефти почти не применяют. Обычно деэмульсацию осуществляют комбинированным способом, например, тепловое воздействие комбинируют с химическим или термохимическое воздействие сочетают с электрическим.

Пример: Установка комплексной подготовки нефти (УКПН), на которой осуществляются процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти. Установка состоит из отстойника, теплообменника, стабилизационной колонны и электродегидратора. В некоторых случаях для улучшения степени обессоливания вместо одного отстойника или электродегидратора применяют два последовательно включенных аппаратов. В них происходит окончательное обессоливание нефти. Обессоленная нефть после электродегидратора (отстойника) через теплообменник поступает в отпарную часть стабилизационной колонны. В теплообменнике нефть нагревается до 140—160° С за счет тепла стабильной нефти, поступающей по линии с низа колонны. Процессы обезвоживания и обессоливания проводятся обычно при довольно умеренных температурах (около 50-60° С) и редко, при более высоких (до 80° С).

Процесс стабилизации нефти, под которым понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций, осуществляется в специальных стабилизационных колоннах под давлением и при повышенных температурах. После отделения легких углеводородов из нефти, последняя становится стабильной и может транспортироваться до нефтеперерабатывающих заводов без потерь. Отделившись в стабилизационной колонне, легкие фракции конденсируются и перекачиваются на газофракционирующие установки или газобензиновые заводы для дальнейшей их переработки.

В нижней и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелки - устройства, способствующие лучшему отделению от нефти фракций. В нижней части отпарной колонны поддерживается более высокая температура (до 240° С), чем температура поступающей, в колонну нефти за счет циркуляции части стабильной нефти с низа колонны по линии через печь. В результате этого из нефти интенсивно выделяются легкие углеводороды, которые могут увлекать с собой и более тяжелые компоненты. Продукты испарения поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны и оттуда в конденсатор-холодильник. В конденсаторе-холодильнике пары охлаждаются до 30° С, при этом большая часть их конденсируется и накапливается в емкости орошения. Несконденсировавшиеся легкие углеводороды в качестве топливного газа направляются к горелкам печи. Часть сконденсировавшихся легких углеводородов (широкая фракция) с низа емкости насосом подается в резервуары для хранения, а другая часть направляется в верхнюю часть стабилизационной колонны в качестве орошения.

Кроме установок УКПН применяют более простые установки: термохимические ТХУ или электрообессоливающие ЭЛОУ. На базе стационарного оборудования за последнее время на промыслах все большее применение находят блочные установки по подготовке нефти, в которых основным оборудованием являются подогреватели-деэмульсаторы.

Продукция скважин по сборному коллектору поступает в сепаратор 1 первой ступени, где газ отделяется от нефти обычно при давлениях около 0,4-0,6 МПа. Затем этот газ направляется непосредственно к потребителю или на установку по подготовке газа.

Нефтяная эмульсия из сепаратора подается в сепаратор-делитель потока, предназначенный для выполнения следующих трех основных операций:

- отделения остаточного газа от нефти перед поступлением ее в подогреватели-деэмульсаторы;

- сброса свободной воды, отделившейся от нефтяной эмульсии;

- разделения нефтяной эмульсии на несколько равных потоков для равномерной загрузки основных аппаратов (подогревателей-деэмульсаторов).

Газ, выделившийся из сепаратора-делителя и из подогревателя-деэмульсатора, поступает на установку подготовки газа, а отделившаяся в аппарате пластовая вода - на установку подготовки воды. Нефтяная эмульсия из сепаратора-делителя направляется в подогреватель-деэмульсатор, откуда обезвоженная нефть при повышенной температуре поступает в сепаратор. Отделившаяся вода, содержащая некоторое количество реагента, выводится из аппарата. Эта вода может полностью или частично при помощи насоса подаваться в сборный коллектор перед сепаратором первой ступени с целью более полного использования реагента. В подогревателе-деэмульсаторе газ и вода отделяются от нефти обычно при температуре 40-60° С и давлении около 0,2-0,3 МПа, а окончательная сепарация проводится под вакуумом (остаточное давление 0,07-0,08 МПа) в сепараторе горячей вакуумной сепарации.

Готовая нефть после горячей вакуумной сепарации поступает на прием насосов системы безрезервуарной сдачи нефти в магистральный нефтепровод, а газ подается на прием вакуум-компрессоров и далее на установку по подготовке газа.

Подготовка газа

В условиях, когда газ транспортируется на тысячи километров от мест добычи до мест потребления, а газопровод пересекает различные климатические зоны, особое значение имеет подготовка газа к дальнему транспорту - осушка газа до температуры точки росы, исключающей выпадение воды из газа, транспортируемого по магистральным газопроводам. При эксплуатации газоконденсатных месторождений возникает еще дополнительное требование - извлечь углеводородный конденсат из продукции скважин.

Для обработки газа газовых и газоконденсатных месторождений применяют следующие технологические установки:

а) низкотемпературной сепарации (работающие на холоде, получаемом за счет редуцирования газа высокого давления в штуцерах и предварительного охлаждения в рекуперативных теплообменниках перед дросселированием газа);

б) низкотемпературной сепарации, работающие на холоде, получаемом в специальных холодильных машинах;

в) абсорбционной (гликолевой) осушки газа;

г) адсорбции (короткоцикловые и длинноцикловые) для обезвоживания и отбензинивания газа в комплексе и без низкотемпературной сепарации на газовых и газоконденсатных месторождениях;

д) с вымораживателями, предназначенные в основном для газовых месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера.

При содержании в газе агрессивных компонентов строятся технологические установки по удалению этих компонентов со снижением их содержания до допустимых пределов и одновременно принимаются меры по предохранению промыслового оборудования от коррозии.

Осушку и очистку газа проводят непосредственно на месторождении или на головных сооружениях магистральных газопроводов.

Осушка газа должна осуществляться до такой степени, чтобы в газопроводе не конденсировались пары воды и не образовывались кристаллогидраты. Точка росы осушенного газа месторождений в южных районах и районах средней полосы должна быть на 2-3° С ниже минимально возможной температуры газа в магистральном газопроводе при соответствующем давлении, а для месторождений Крайнего Севера - 40° С.

Очистка газа от сероводорода должна обеспечивать содержание его в газе не более 2 г на 100 м³.

Если в продукции газоконденсатных скважин содержатся вода, жидкие углеводороды, сероводород и углекислота, то необходима комплексная обработка добываемого газа перед его транспортом. Комплекс сооружений по такой обработке газа и при больших его количествах весьма сложен: это большой газоперерабатывающий завод, на котором получают нестабильный газовый бензин, элементарную серу и сухой газ.

При отсутствии сероводорода и углекислоты схемы комплексной обработки естественного газа перед его дальним транспортом упрощаются.