Технологические процессы нефтяной промышленности ХМАО

В стране имеется законодательная  база для решения вопросов утилизации газа, однако ее наличие не решает полностью  проблему. Одна из основных причин кроется в остутсвии финансирования мероприятий по утилизации газа, тем более что на первоначальном этапе освоения месторождений это невыгодно недропользователям, особенно мелким и средним нефтегазодобывающим компаниям.  

2.2. Технология транспортировки нефти.

Подача нефти потребителям осуществляется трубопроводным, водным (посредством  нефтеналивных судов, которые по способу передвижения подразделяются на: самоходные - танкеры (морские, речные, озерные и река- море) и несамоходные баржи (морские и речные), железнодорожным  (в цистернах или в крытых вагонах в таре)  и автомобильным транспортом. В настоящее время практически вся нефть транспортируется по магистральным нефтепроводам. Преимущество этого вида транспорта заключается в:

- низкой себестоимости  доставки углеводородного сырья  на значительные расстоянии;

- непрерывности подачи  продукции (обеспечивает круглогодичную  работу и почти не зависит  от природных условий);

- автомотизации процесса  транспотировки;

- высокая надежность и простота в эксплуатации;

- минимизация потерь  при транспортировке продукта;

- возможности прокладки  трубопроводов в любом направлении  и на любое расстояние.

К недостаткам трубопроводного  транспорта относятся:

- большие первоначальные  затраты на сооружение магистрального трубопровода, что делает целесообразным применение трубопроводов только при больших, стабильных грузопотоках;

- определенные ограничения  на количество сортов (типов, марок)  энергоносителей, транспортируемых  по одному трубопроводу;

- «жесткость» трассы трубопровода, вследствие чего для организации снабжения энергоносителями новых потребителей нужны дополнительные капиталовложения.

Трубопровод, предназначенный  для перекачки нефти, называется нефтепроводом. По назначению трубопроводы делятся на три группы: внутренние, местные и магистральные.

Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего- либо: промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика.

Трубопроводы, эксплуатирующиеся  на нефтяных месторождениях, называются промысловыми и подразделяются на виды:

- по назначению - нефтепроводы, газопроводы,  нефтегазопроводы, водопроводы. В  нефтепроводах и нефтегазопроводах  наряду с нефтью или нефтью  и газом может транспортироваться и пластовая вода.

- по функции - выкидные линии  и коллекторы. Выкидные линии  проходят от устья скважин  до групповых замерных установок,  коллекторы - собирают продукцию  скважин от групповых установок  к сборным пунктам. Выкидные  линии и нефтесборные коллекторы обычно не полностью заполнены нефтью, т.е. часть сечения выкидных линий или коллектора занята газом, выделившимся в процессе движения нефти по ним. Выкидные линии прокладываются под землей, их диаметр в зависимости от дебита скважин изменяется от 75 до 150 мм. Протяженность выкидных линий определяется технико-экономическими расчетами и может достигать 3-4 км.

- по величине рабочего давления - низкого давления до 1,6 МПа, среднего  давления от 1,6 до 2,5 МПа и высокого  давления выше 2,5 МПа. Трубопроводы низкого давления могут быть напорными и самотечными. Если в самотечных трубопроводах движение жидкости происходит при полном заполнении объема трубы, то движение напорно-самотечное, если же заполнение неполное, то движение свободно-самотечное. Свободно-самотечное движение возможно в наклонных трубопроводах с постоянным уклоном на спуск.

- по гидравлической схеме работы - простые (имеют постоянный диаметр и массовый расход транспортируемой среды по всей длине) и сложные (с ответвлениями или изменяющимся по длине диаметром). Сложные трубопроводы состоят 
из участков простых трубопроводов.

- по способам прокладки: подземные,  надземные и подводные.

Местные нефтепроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн, либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних и достигает нескольких десятков и даже сотен километров.

Системы сбора  нефти на промыслах.

В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.

При самотечной двухтрубной системе сбора (рис.13) продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).

За счет самотечного  движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии на ее транспортировку. Однако данная система сбора имеет ряд существенных недостатков:

1. при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет увеличения обводненности, например) система требует реконструкции;
2. для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти;
3. из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности;

4) из-за негерметичности резервуаров  и трудностей с использованием газов 2-й ступени сепарации потери углеводородов при данной системе сбора достигают 2...3 % от общей добычи нефти.

По этим причинам самотечная двухтрубная система сбора в  настоящее время существует только на старых промыслах.

Рис.13. Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора.

1- скважины; 2- сепаратор 1-й степени; 3- регулятор  давления типа «до себя»; 4- газопровод; 5- сепаратор 2-й ступени; 6- резервуары; 7- насос; 8- нефтепровод; УПС- участковый  сборный пункт; ЦСП- центральный сборный пункт.

Высоконапорная  однотрубная система сбора (рис.14) предложена в Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6...7 МПа) устьевых давлений.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, включается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

 

 

Рис.14 Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора.

1- скважины; 2- нефтегазопровод; 3- сепаратор 1-й  ступени; 4- сепаратор 2-й ступени;

5- регулятор  давления; 6- резервуары.

Напорная  система сбора (рис.15) предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ДСП на расстояние 100 км и более.

Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6...0,8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10... 12 м) в сырьевые резервуары.

Применение напорной системы  сбора позволяет:

• сконцентрировать на ЦСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100км;
• применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы;
• снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора, благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления;
• увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей растворенный газ.

Недостатком напорной системы сбора  являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождений для использования ее в системе поддержания пластового давления.

Рис.15. Принципиальная схема напорной системы сбора.

1- скважины; 2- сепаратор 1-й ступени; 3- регулятор давления типа «до себя»; 4- газопровод;

5- насосы; 6- нефтепровод; 7- сепаратор 2-й ступени; 8- резервуар;  ДНС- дожимная насосная станция.

В настоящее время в  развитых нефтедобывающих регионах применяют системы сбора, лишенные указанных недостатков. Система, изображенная на рис.16 а, отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплексной подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее.

Особенностью схемы, изображенной на рис.16 б, является то, что установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется комплексным сборным пунктом.

Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к КСП.

Рис.16 Принципиальные схемы современных систем сбора.

а) – с подготовкой  нефти в газонасыщенном состоянии  на ЦСП;

б) – с подготовкой  нефти в газонасыщенном состоянии  на КСП.

Трубопроводы, перекачивающие продукцию на значительные расстояния, называются магистральными. Их протяженность свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта. Магистральные трубопроводы в зависимости от перекачиваемого продукта подразделяются на: нефтепроводы- при перекачке нефти, нефтепродуктопроводы- при перекачке жидких нефтепродуктов.

При выборе трасс трубопроводов  учитываются следующие критерии:

1. Наименьшая общая длина трассы.

2. Обход районов, потенциально  опасных с точки зрения нарушения  окружающей природной среды (оползневые  склоны, эрозионные участки, грунты с высокой льдистостью и др.).

3. Минимально возможное число  переходов через естественные препятствия (реки, ручьи, овраги и т. п.).

4. Минимальное число участков  пересечений с многолетнемерзлыми  грунтами, с грунтами с низкой  несущей способностью и болот глубиной более 1 м.

5. Максимально возможное использование  существующей инфраструктуры  - постоянных и временных автодорог, взлетно-посадочных площадок для вертолетов, площадок для разгрузки и складирования труб и материалов.

Для контроля и управления трубопроводами создаются диспетчерские пункты и информационно-вычислительные центры, функции которых сводятся к выполнению контроля, управления и защиты технологического оборудования, предупредительной и аварийной сигнализации, аварийному отключению оборудования при отклонениях от технологического процесса, учету принимаемой и сдаваемой продукции.

Характеристика системы  трубопроводного транспорта нефти.

Магистральная нефтепроводная система  включает (рис 17):

- подводящие трубопроводы;

- головная и промежуточные нефтеперекачивающие  станции (НПС);

-конечный пункт;      

-линейную часть трубопровода с притрассовыми сооружениями и переходами через водные преграды.