Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

• сепараторы с предварительным отбором газа:  раздельный ввод жидкости и газа  в аппарат увеличивает пропускную способность данных аппаратов по жидкости и газу;

6.  по рабочему давлению: 

• высокого давления       6 МПа;
• среднего давления       2,5 – 4 МПа;
• низкого давления         до 0,6 МПа;
• вакуумные (давление ниже атмосферного).

Вертикальный сепаратор работает следующим образом (Рисунок 4.2).

А — основная сепарационная секция; К — осадительная секция; В —  секция сбора нефти; Г— секция каплеудаления; 1 — патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 — раздаточный коллектор  со щелевым выходом; 3 — регулятор  давления «до себя» на линии отвода газа; 4 — жалюзийный каплеуловитель; 5 — предохранительный клапан; 6 —  наклонные полки; 7 — поплавок; 8 —  регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 — линия сброса шлама; 10 —  перегородки; 11 — уровнемерное стекло; 12 — дренажная труба

                  

Рис.4.2 - Вертикальный сепаратор   

 

 

 

 

 

2. Обезвоживание

Для уменьшения коррозии трубопроводов и повышения  производительности установок подготовки нефти применяется предварительный  сброс пластовой воды (предварительное  обезвоживание), т.к.  действующие  типовые установки неспособны справиться с возрастающим объемом поступающей  жидкости, в частности, из-за использования  малообъемной отстойной аппаратуры.

В зависимости  от места осуществления предварительного сброса воды в технологической цепи сбора и подготовки нефти можно  выделить:

1. Путевой сброс;

2. Централизованный сброс: на ДНС и непосредственно перед установками подготовки нефти.

В любом  случае, предварительный сброс воды является частью общего процесса подготовки нефти и очистки воды.

В настоящее  время имеются 2 типа аппаратов, применяемых  для предварительного сброса воды: вертикальные стальные резервуары (РВС) емкостью от 1000 до 5000 м³ и горизонтальные цилиндрические емкости объемом 100 и 200 м³ (булиты) (рис.4.3).

 

 

 

1 – патрубок ввода эмульсии; 2 – распределитель эмульсии: труба Æ700мм, 64 ряда отверстий, в ряду – 285 отверстий, продольный вырез: ширина – 6мм, длина – 60мм; 3 – трубы для вывода обезвоженной нефти; 4 – вывод газа

 

Рис.4.3 - Технологическая схема аппарата ОГ-200П для предварительного разделения   нефти и пластовой воды

 

На нефтяных месторождениях эксплуатируются  установки обезвоживания нефти -  термохимические  установки обезвоживания нефти (ТХУ):

 

Рис.4.4  – Технологическая схема  ТХ установки обезвоживания нефти

В термохимической  установке обезвоживания нефти  сырую нефть (нефтяная эмульсия) I из сырьевого резервуара 1 насосом 2 через теплообменник 3 подают в трубчатую печь 4. Перед насосом 2 в нефть закачивают реагент-деэмульгатор II. В теплообменнике 3 и трубчатой печи 4 нефтяная эмульсия подогревается, и в процессе ее турбулентного перемешивания в насосе и при движении по трубному змеевику в печи происходит доведение реагента-деэмульгатора до капель пластовой воды и разрушение бронирующих слоев асфальтосмолистых веществ. Нагрев в трубчатой печи осуществляется при необходимости нагрева нефтяной эмульсии до температуры выше 120°С (при повышенном давлении, чтобы не допустить вскипания воды). При меньших температурах нагрева вместо трубчатой печи 4 можно использовать пароподогреватель. Оптимальной температурой нагрева считается такая, при которой кинематическая вязкость нефтяной эмульсии составляет 4 * 10-6  м²/с. Неустойчивая эмульсия из трубчатой печи 4 поступает в отстойник 5, где расслаивается на нефть и воду. Обезвоженная нефть выводится сверху из отстойника 5, проходит через теплообменник 3, где отдает часть тепла поступающей на деэмульсацию сырой нефти и поступает в резервуар 6, из которого товарная нефть III насосом откачивается в магистральный нефтепровод. Отделившаяся в отстойнике 5 пластовая вода IV направляется на установку по подготовке сточных вод.

Сырьевой  резервуар 1 может работать как резервуар  с предварительным сбросом воды. В этом случае часть горячей воды, выходящей из отстойника 5 и содержащей реагент-деэмульгатор, подается в поток  сырой нефти перед резервуаром 1 (пунктирная линия,  рис.1). В этом случае резервуар 1 оборудуют распределительным маточником и переливной трубой. В резервуаре поддерживается слой воды, так что поступающая нефтяная эмульсия распределенным потоком проходит через толщу воды, что способствует более полному отделению свободной воды из нефтяной эмульсии. Отделившаяся в резервуаре с предварительным сбросом вода насосом откачивается на установку по подготовке сточных вод.

3. Обессоливание

Также на нефтяных месторождениях эксплуатируются  установки обессоливания нефти  – электрообессоливающие установки (ЭЛОУ).

 

Рис. 4.5 - Технологическая схема электрообессоливающей установки

Наиболее  эффективным считается способ обессоливания  на электрообессоливающей установке. При этом для стабилизации обводненности  нефтяной эмульсии, поступающей в  электродегидратор, вводится ступень теплохимического обезвоживания. Сырая нефть I из сырьевого резервуара 1 сырьевым насосом 2 прокачивается через теплообменник 3 и подогреватель 4 и поступает в отстойник 5. Перед сырьевым насосом в сырую нефть вводят реагент-деэмульгатор II, поэтому в отстойнике 5 из сырой нефти выделяется основное количество пластовой воды. Из отстойника 5 нефть с содержанием остаточной воды до 1—2 % направляется в электродегидратор 8. При этом перед электродегидратором в поток нефти вводят пресную воду III и деэмульгатор II, так что перед обессоливанием обводненность нефти в зависимости от содержания солей доводится до 8—15 %. Соли растворяются в пресной воде и после отделения воды от нефти в электродегидраторе нефть становится обессоленной. Сверху электродегидратора 8 выходит обезвоженная и обессоленная нефть, которая, пройдя промежуточную емкость 7, насосом 6 прокачивается через теплообменник 3, подогревая сырую нефть, и направляется в резервуар 9 товарной нефти. Вода IV, отделившаяся от нефти в отстойнике 5 и электродегидраторе 8, направляется на установку по подготовке воды. Товарная нефть V насосом откачивается в магистральный нефтепровод.

 

4. Стабилизация

Процессы  подготовки нефти — это обезвоживание, обессоливание, а также стабилизация нефти. Сущность стабилизации нефти  заключается в отделении от нее  летучих углеводородов (пропан-бутановой  фракции), а также растворимых  в нефти сопутствующих газов, таких как сероводород, углекислый газ и азот, что сокращает потери нефти от испарения, снижает интенсивность  процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабатывающего завода, а также позволяет получать ценное сырье для нефтехимии.

Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или вакуумную, сепарацию  и ректификацию.

При горячей  или вакуумной сепарации от нефти  отделяется широкая газовая фракция, в которой наряду с пропан-бутановой  фракцией содержится большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлечение которых из нефти ухудшает ее качество. Для извлечения высокомолекулярных углеводородов из широкой газовой  фракции и последующего возвращения  их в стабильную нефть, используют следующие  процессы:

1) однократную  конденсацию с последующей компрессией,  масляной абсорбцией или низкотемпературной  конденсацией остаточных газов;

2)  фракционированную  конденсацию с последующей компрессией  газового остатка; 

3)  абсорбцию  или ректификацию. 

При технологической  схеме стабилизации нефти ректификацией  сырая нефть I насосом 1 прокачивается  через теплообменник 3, после чего проходит блок обезвоживания и обессоливания 4 и поступает на стабилизацию. Обезвоженная и обессоленная нефть нагревается  в теплообменнике 5 до температуры 150—200°С за счет тепла отходящего потока стабильной нефти, при этом частично испаряется и в двухфазном парожидком состоянии  поступает в питательную секцию ректификационной колонны 6.

Ректификация  — это процесс многократного  испарения и конденсации углеводородов, происходящий на специальных устройствах  — ректификационных тарелках. Для  его осуществления необходимо, чтобы  в колонне было два встречных  потока — жидкий и паровой. И чтобы имелась разность температур при переходе от одной тарелки к другой. Жидкий поток стекает сверху вниз ректификационной колонны в результате подачи на верхнюю тарелку так называемого холодного орошения. В качестве холодного орошения используется часть сконденсированного верхнего продукта, выходящего сверху ректификационной колонны и являющегося равновесным по составу с верхним продуктом.

 

 

 

Рис.4.6  - Технологическая схема стабилизации нефти ректификацией

Для этого  нефтяные пары, выходящие сверху ректификационной колонны 6, охлаждаются в холодильнике 7, и в сепараторе 8, от них отделяется углеводородный конденсат III, который собирается в сборнике конденсата 9, а затем насосом II подается наверх ректификационной колонны 6. Паровой поток снизу вверх создается так называемым паровым орошением IV, вводимым в низ ректификационной колонны под нижнюю тарелку и являющимся равновесным по составу с нижним продуктом. В качестве парового орошения используют часть превращенного в парообразное состояние нижнего продукта. Для этого часть стабильной нефти, выходящей снизу ректификационной колонны 6, насосом 13 прокачивают через трубчатую печь 12, в которой нагревают до такой температуры, чтобы произошло превращение нефти в парообразное состояние, и эти пары подаются под нижнюю тарелку. В результате того, что на верх колонны подается холодное орошение, а в низ — паровое орошение, по высоте ректификационной колонны устанавливается необходимая разность температур: внизу колонны 230—280°С, а вверху колонны 65—96ºС. На каждой тарелке поднимающиеся снизу пары встречаются со стекающей с верхней тарелки более холодной жидкостью. Конструкция тарелки обеспечивает необходимый контакт встречающихся потоков пара и жидкости, так что между ними происходит тепло - и массообмен. Пары охлаждаются, при этом часть высокомолекулярных углеводородов из паров конденсируется и переходит в жидкость.

Жидкость, наоборот, нагревается, при этом часть  низкомолекулярных углеводородов  испаряется и переходит в пар. Этот процесс повторяется многократно, так как ректификационная колонна  имеет достаточно много тарелок. В результате поднимающиеся пары при переходе от одной тарелки  к другой обогащаются низкомолекулярными углеводородами, а жидкость — высокомолекулярными  углеводородами. Тем самым достигается  требуемая четкость разделения с  заданной глубиной извлечения того или  иного компонента (пропана, бутана или  метана). Отделившиеся легкие углеводороды в газообразном V и жидком VI состоянии насосом 10 направляются на химический комбинат. Стабильная нефть II, с высокой температурой выходящая снизу ректификационной колонны, проходит теплообменники 5 и 3, где отдает свое тепло поступающей нефти, охлаждаясь при этом до температуры 40—45°С, и направляется в резервуар стабильной нефти 2.

 

 

 

 

 

5.  ОРГАНИЗАЦИЯ ППД НА ПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТАХ. ВИДЫ РАБОЧИХ АГЕНТОВ ДЛЯ ППД (ПРЕИМУЩЕСТВА И НЕДОСТАТКИ)

Система подготовки и закачки  воды в продуктивные пласты. При разработке нефтяных и газовых месторождений значительные объемы воды расходуются на поддержание пластового давления, что позволяет продлить период фонтанирования скважин и значительно увеличить коэффициенты нефтегазоотдачи. Ориентировочный расход воды для добычи одной тонны нефти составляет в среднем: 1,5-2 м - при площадном заводнении и 2-2,5 м - при законтурном заводнении.

Для поддержания пластового давления в залежь можно нагнетать, как природные (пресные или слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, состоящие в основном, из пластовых (85 %), пресных (~ 10 %) и ливневых (~ 5 %) вод.

Подготовка вод,  закачиваемых в  пласт,  предусматривает:

1)  осветление мутных  вод коагулированием; 2) декарбонизацию; 3) обезжелезивание;  4) ингибирование.

Осветление мутных вод  коагулированием осуществляется с  целью удаления очень мелких взвешенных частиц, которые практически не осаждаются под действием силы тяжести.

Декарбонизация   выполняется  с  целью  удаления  из   воды  бикарбонатов кальция и магния.

Обезжелезиванием называется удаление солей железа из  воды с целью предотвращения  загрязнения фильтрующих  поверхностей  скважин железистыми осадками.

Ингибированием называется обработка воды ингибиторами - веществами, замедляющими процесс коррозии.  По направленности действия различают ингибиторы сероводородной, кислородной и углекислотной коррозии.