Лекция 6. Лекция Технологии подготовки нефтяного газа к транспорту

• Название: Лекция Технологии подготовки нефтяного газа к транспорту
• Дата: 20.10.2019
• Размер: 137.47 Kb.
• Имя файла: Лекция 6.docx
• Тип: Лекция; #90921
• страница: 1 из 3

Лекция 6. Технологии подготовки нефтяного газа к транспорту
На начальном этапе разработки нефтяных месторождений, как правило, добыча нефти происходит из фонтанирующих скважин практически без примеси воды. Однако на каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью поступает вода сначала в малых, а затем все в больших количествах. Примерно две трети всей нефти добывается в обводненном состоянии. Пластовые воды, поступающие из скважин различных месторождений, могут значительно отличаться по химическому и бактериологическому составу. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей, одна из которых распределяется в объеме другой в виде капель различных размеров. Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспорта в связи с возрастающими объемами транспортируемой жидкости и увеличением ее вязкости.

Присутствие агрессивных водных растворов минеральных солей приводит к быстрому износу как нефтеперекачивающего, так и нефтеперерабатывающего оборудования. Наличие в нефти даже 0,1% воды приводит к интенсивному вспениванию ее в ректификационных колоннах нефтеперерабатывающих заводов, что нарушает технологические режимы переработки и, кроме того, загрязняет конденсационную аппаратуру.

Легкие фракции нефти (углеводородные газы от этана до пентана) являются ценным сырьем химической промышленности, из которого получаются такие продукты, как растворители, жидкие моторные топлива, спирты, синтетический каучук, удобрения, искусственное волокно и другие продукты органического синтеза, широко применяемые в промышленности. Поэтому необходимо стремиться к снижению потерь легких фракций из нефти и к сохранению всех углеводородов, извлекаемых из нефтеносного горизонта для последующей их переработки.

Современные комплексные нефтехимические комбинаты выпускают как различные высококачественные масла и топлива, так и новые виды химической продукции. Качество вырабатываемой продукции во многом зависит от качества исходного сырья, т. е. нефти. Если в прошлом на технологические установки нефтеперерабатывающих заводов шла нефть с содержанием минеральных солей 100—500 мг/л, то в настоящее время требуется нефть с более глубоким обессоливанием, а зачастую перед переработкой нефти приходится полностью удалять из нее соли.

Наличие в нефти механических примесей (породы пласта) вызывает абразивный износ трубопроводов, нефтеперекачивающего оборудования, затрудняет переработку нефти, образует отложения в холодильниках, печах и теплообменниках, что приводит к уменьшению коэффициента теплопередачи и быстрому выходу их из строя. Механические примеси способствуют образованию трудноразделимых эмульсий.

Присутствие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и раствора в воде приводит к усиленной коррозии металла оборудования и трубопроводов, увеличивает устойчивость эмульсии, затрудняет переработку нефти. Количество минеральных солей, растворенных в воде, отнесенное к единице ее объема, называется общей минерализацией.

При соответствующих условиях часть хлористого магния (MgCl) и хлористого кальция (CaCl), находящихся в пластовой воде, гидролизуется с образованием соляной кислоты. В результате разложения сернистых соединений при переработке нефти образуется сероводород, который в присутствии воды вызывает усиленную коррозию металла. Хлористый водород в растворе воды также разъедает металл. Особенно интенсивно идет коррозия при наличии в воде сероводорода и соляной кислоты. Требования к качеству нефти в некоторых случаях довольно жесткие: содержание солей не более 40 мг/л при наличии воды до 0,1%.

Эти и другие причины указывают на необходимость подготовки нефти к транспорту. Собственно подготовка нефти включает: обезвоживание и обессоливание нефти и полное или частичное ее разгазирование.

Природный газ, получаемый с промыслов, содержит посторонние примеси: твердые частицы (песок и окалину), конденсат тяжелых углеводородов, водяные пары и часто сероводород и углекислый газ. Присутствие твердых частиц в газе приводит к быстрому износу соприкасающихся с газом деталей компрессоров. Твердые частицы засоряют и портят арматуру газопровода и контрольно-измерительные приборы; скапливаясь на отдельных участках газопровода, они сужают его поперечное сечение.

Жидкие частицы, оседая в пониженных участках трубопровода, также вызывают уменьшение площади его поперечного сечения. Они, кроме того, оказывают коррозирующее действие на трубопровод, арматуру и приборы.

Влага в определенных условиях приводит к образованию гидратов, выпадающих в газопроводе в виде твердых кристаллов. Гидратные пробки могут полностью закупорить трубопровод.

Сероводород — весьма вредная примесь. В количествах, больших 0,01 мг на 1л воздуха рабочей зоны, он ядовит. При промышленном использовании газа содержащийся в нем сероводород отрицательно сказывается на качестве выпускаемой продукции. В присутствии влаги сероводород вызывает сильную коррозию металлов.

Углекислый газ вреден главным образом тем, что он снижает теплоту сгорания газа.

Перед поступлением в магистральный газопровод газ должен быть осушен и очищен от вредных примесей. Кроме того, газ подвергают одоризации, то есть вводят в него компоненты, придающие ему резкий и неприятный запах. Одоризация позволяет более быстро обнаружить утечки газа.

Подготовка газа к транспорту проводится на специальных установках, находящихся на головных сооружениях газопровода.

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 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 2а.

 



Рисунок 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 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 2 а - Принципиальная схема сбора и полготовки нефти