задача. Основы нефтегазового дела by Зубарев В.Г. (z-lib.org). Основы нефтегазового дела

• Название: Основы нефтегазового дела
• Анкор: задача
• Дата: 11.06.2022
• Размер: 0.79 Mb.
• Имя файла: Основы нефтегазового дела by Зубарев В.Г. (z-lib.org).doc
• Тип: Учебное пособие; #585598
• страница: 4 из 6

5.4. Заканчивание скважин

Под заканчиванием скважин понимают следующие операции:

1) бурение в продуктивном горизонте;

2) исследование продуктивного горизонта;

3) выбор конструкции призабойной части скважины;

4) оборудование устья скважины;

5) сообщение эксплуатационной колонны с пластом (перфорация);

6) вызов притока нефти или газа из пласта и сдача скважины в экс­плуатацию.

Основным условием бурения в продуктивном горизонте является ми­нимальное нарушение его коллекторских свойств. Для этого все работы должны проводиться максимально быстро, противодавление должно быть снижено до минимально возможной величины, промывочная жидкость используется со свойствами, близкими к свойствам пластовой жидкости (нефть, пластовая вода), или используется глинистый раствор с минималь­ной водоотдачей (до 5 см³ за 30 минут).

Исследование продуктивного горизонта производится с целью оценки коллекторских свойств, условий залегания и эксплуатационных характе­ристик продуктивных горизонтов. С этой целью в скважину спускается на бурильных трубах специальный механизм - испытатель пластов, который, вызвав приток жидкости и газа, определяет физические параметры пласта (давление, эффективную проницаемость, коэффициент продуктивности или фильтрационного сопротивления) и отбирает пробы продукции пла­ста. Коэффициенты продуктивности и фильтрационных сопротивлений характеризуют интенсивность притока нефти и газа

Q=k(P_n-P₃), (5.1)

-Р'), (5.2) где Q - дебит скважины;

k - коэффициент продуктивности пласта месторождения нефти; А - коэффициент фильтрационных сопротивлений месторождения газа;

рп - пластовое давление;

рз - давление на забое скважины.

Конструкция призабойной части скважины определяется в зависимо­сти от характеристики пласта и наличия в кровле и подошве пласта водо­носных горизонтов (рис. 5.4).


Рис. 5.4. Конструкция призабойной части скважины

При отсутствии водоносных горизонтов скважину бурят до кровли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементи­руют ее. Затем бурят скважину дальше до подошвы пласта. Если пласт сложен прочными породами, то ствол скважины оставляют открытым (рис. 5.4а), если рыхлыми, то в пределах пласта устанавливают фильтр-хвостовик (рис. 5.46).

При наличии водоносных горизонтов скважина бурится ниже подош­вы пласта, спускается эксплуатационная колонна и цементируется в пре­делах пласта и выше (рис. 5.4в). После твердения цементного раствора стенки скважины перфорируют в пределах продуктивного горизонта. Эта конструкция призабойной части является в практике самой распростра­ненной.

Существует несколько типов перфораторов: кумулятивные, торпед­ные и пулевые. Наибольшее распространение получили кумулятивные перфораторы у которых под действием взрывных ударных волн формиру­ется струя расплавленного метала, пробивающая отверстие глубиной до 300мм.

В последнее время широкое применение находят гидропескоструй­ные перфораторы. В эксплуатационную колонну спускают насосно - ком­прессорные трубы со струйным аппаратом на конце. В колонну под боль­шим давлением закачивается жидкость с песком. Она выбрасывается из сопла с большой скоростью и быстро пробивает отверстие в эксплуатаци­онной колонне, цементном кольце и в породе.

Для фонтанной эксплуатации скважины в нее спускается еще одна колонна труб, получивших название фонтанных (подъемных) (рис. 5.5).

При механизированной эксплуатации скважины они будут модифи­цированы в насосно-компрессорные трубы. Подъемные трубы подвеши­ваются на устье скважины к трубной головке, установленной на пьедеста­ле колонной головки.

Колонная головка используется для обвязки обсадных колонн и гер­метизации пространства между ними.

Трубная головка служит для подвески фонтанных труб, герметизации и контроля пространства между эксплуатационной колонной и подъемны­ми трубами.

Фонтанная елка предназначена для соединения скважины с выкидны­ми линиями, регулирования и контроля работы скважины.

Колонная головка для случая одноколонной скважины представляет собой два фланца. Нижний фланец навинчивается на кондуктор, а верх­ний (пьедестал) на эксплуатационную колонну. В пьедестале выполняется контрольный отвод с вентилем для отвода газа из затрубного пространст­ва.

Трубная головка и фонтанная елка поставляются вместе в собранном виде, и такая конструкция обычно называется фонтанной арматурой.

Применение подъемных труб облегчает работы по освоению скважи­ны, позволяет рационально использовать энергию расширения газа, со­кращает потери нефти от обратного стока по стенкам, обеспечивает вынос на поверхность песка и облегчает борьбу с отложениями парафина и со­лей. Используют трубы диаметром от 40 до 245 мм. Подъемные трубы опускаются до фильтра забоя скважины.

Рис. 5.5. Схема оборудования устья скважины

1 - фонтанная елка, 2 - трубная головка, 3 - колонная головка, 4 - фонтанная труба, 5 - эксплуатационая колонна, 6 - кондуктор

Для герметизации пространства между обсадной колонной и подъ­емными трубами, подвески на ней спущенных в скважину труб и контроля и регулирования режима работы скважины устье скважины оборудуется прочной стальной арматурой. Оборудование устья скважины состоит из трех частей: колонной головки, трубной головки и фонтанной елки (рис 5.5).

После завершения работ по сообщению эксплуатационной колонны с пластом приступают к вызову притока нефти или газа, для чего снижают противодавление на пласт. Для этого либо снижают удельный вес промы­вочной жидкости в колонне, либо уменьшают высоту столба жидкости в ней.

В первом случае в пространство между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами нагнетают воду, вытесняя глинистый раствор по фонтанным трубам. Если полное замещение глинистого раствора не при­водит к фонтанированию, то в затрубное пространство нагнетают нефть, газ или воздух.

Для снижения уровня жидкости в колонне используется специальное устройство - сваб, представляющее собой поршень с длинным патрубком, в верхней части которого установлен клапан. Многократный подъем и спуск сваба приводит к откачке жидкости из экслуатационной колонны и снижению ее уровня.

После вызова притока нефти или газа скважину исследуют на приток, устанавливают норму добычи и сдают в эксплуатацию.

5.5. Эксплуатация скважин

В процессе разработки месторождения пластовое давление постепен­но снижается и для нефтяного месторождения наступает момент, когда оно окажется недостаточным для подъема жидкости на поверхность. Сле­довательно, одна и та же скважина будет эксплуатироваться различно в течение всего периода добычи нефти.

Различают два периода работы скважин:

- фонтанная эксплуатация;

- механизированная эксплуатация.

Как правило, в начальный период высокое пластовое давление обес­печивает подъем нефти на поверхность и скважина эксплуатируется фон­танным способом. Нефть из пласта по фонтанным трубам через фонтан­ную елку поступает в выкидную линию скважины.

Снижение пластового давления приводит к прекращению фонтаниро-вания скважины и наступает период механизированной эксплуатации

скважины. Применяют два способа механизированной эксплуатации: глу-биннонасоеная и компрессорная.


Рис. 5.6. Схема штангового глубинного насоса

1 -цилиндр насоса, 2 - плунжер, 3 - штанга (d = 16-25мм, 1 = 8м), 4 - насосно -компрессорные трубы

Для подъема нефти на поверхность используют два типа насосов: штанговые глубинные и погружные центробежные.

Наибольшее распространение получили штанговые насосы, которыми оборудовано до 70% скважин.

Цилиндр насоса устанавливают на колонне подъемных труб под уро­вень жидкости в скважине (рие. 5.6).

При диаметре плунжера 28-93 мм, длине хода 0.6-6 м и количестве ходов от 3 до 15 в минуту подача насосов составляет от 1.5 до 750 тонн в сутки.

При эксплуатации высокодебитных скважин с небольшим содержа­нием песка находят применение электроцентробежные насосы (ЭЦН). ЭЦН спускаются в скважину на насосно- компрессорных трубах.

До 5 % скважин эксплуатируется газлифтным способом. При этом до­бывается до 10 % ежегодно добываемой нефти. Газлифт используется при эксплуатации высокодебитных скважин с большим забойным давлением и высоким газовым фактором.

Достоинством этого метода является расположение всего оборудова­ния на поверхности Земли, недостатком - большие затраты на строитель­ство компрессорных станций и трубопровод и большие затраты электро­энергии. Закачка газа по затрубному пространству позволяет снизить гид­ростатическое давление столба жидкости в насосно-компрессорных тру­бах и этим продлить фонтанирование скважины.

5.6. Подземный ремонт скважин

Нефтяные и газовые скважины в процессе эксплуатации нуждаются в проведении текущих, планово-предупредительных и капитальных ремон­тов. При ремонте скважин выполняются следующие работы:

- смена подземного оборудования (насосов, труб, штанг);

- перевод скважины с одного на другой способ эксплуатации;

- изменение подвески подземного оборудования;

- ликвидация песчаных пробок;

- ловля оборвавшихся или отвернувшихся штанг.

Все работы по подземному ремонту скважин сопровождаются спус­ком и подъемом труб, штанг и различных инструментов, что требует нали­чия над устьем скважины подземных сооружений. В балансе времени экс­плуатации скважины ремонт занимает всего 2-3 % , следовательно, подъемные сооружения используются 6-10 дней в году и применение ста­ционарных конструкций (вышек или мачт) не рационально. В настоящее время используются подъемники несущие собственную мачту типа АзИНМАШ, АПРС, УПТ, Кировец - ХЭТЛУНДЗ и другие. Базой для них служат автомобили КрАЗ и тракторы Т - 130 и Кировец - 700. Такой подъ­емник имеет грузоподъемность 16, 25, 40 и 50т.

Проведение ремонтных работ связано с выполнением большого объ­ема земляных и погрузоразгрузочных работ. Планировка площадок, наре­зание щелей под якоря оттяжек, съем устьевого оборудования и погрузо-разгрузочные работы выполняются с помощью агрегатов ПАРС на базе трактора К - 700 и ПС на базе автомобилей КрАЗ и УРАЛ.

Ремонт глубинно-насосной скважины начинается отсоединением верхней штанги от станка- качалки. Затем снимают устьевую арматуру, поднимают штанги с плунжером на конце и насосно-компрессорные тру­бы. Спуск производится в обратном порядке.

Очистка ствола скважины производится механически при помощи желонки или промывкой. Использование желонок является малоэффек­тивным и длительным и рекомендуется только для неглубоких скважин при небольшой мощности пробок.

Для промывки скважины в нее до пробки спускают промывочные трубы. Через эти трубы или по затрубному пространству прокачивают под давлением жидкость. Под действием струи пробка размывается и размытая порода поднимается жидкостью на поверхность. Закачка жидкости в трубу получила название прямой промывки, закачка в затрубное пространство -обратной промывки. Прямая промывка обеспечивает хороший размыв пробки при пониженном выносе пород на поверхность, обратная - наобо­рот. Для ликвидации очень плотных пробок используется комбинирован­ная промывка. Промывка осуществляется передвижными насосными агре­гатами типа ЦА, АНЦ, УНБ и УНЦ на базе автомобилей КрАЗ и УРАЛ.

Наиболее сложные виды ремонтных работ скважины - ремонтно-изоляционные, ремонтно-исправительные и ловильные. Они требуют при­менения специального оборудования: буровых станков, турбобуров, бу­рильных труб, цементировочных агрегатов.

Ремонтно-изоляционные и ремонтно-исправительные работы свя­заны с выправлением и заменой труб колонн и их цементированием.

Для захвата и извлечения упавших труб существует большое количе­ство ловильных инструментов: крючки, пауки, колокола, труболовы, овертоны, метчики и др. Подъемным механизмом при ловильных работах слу­жат стационарная буровая лебедка или тракторный подъемник.

При ликвидации скважины, как правило, вырезают и извлекают об­садные трубы, а ствол цементируют, заливают глинистым раствором или засыпают глиной в зависимости от геологических особенностей скважины.
6. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Под разработкой месторождений понимается комплекс мероприятий,' связанных с извлечением нефти и газа из отдельных залежей данного ме­сторождения, управление движением нефти и газа к скважинам и регули­рование баланса пластовой энергии. При этом решаются следующие во­просы:

1) очередность и способы разработки залежей;

2) выбор схемы разбуривания скважин;

3) выбор способов поддержания пластового давления.

6.1. Разработка нефтяных залежей

Каждая залежь обладает запасом естественных сил, под действием которых жидкость и газ движутся к забоям эксплуатационных скважин. Источником пластовой энергии являются:

- напор пластовых вод;

- энергия сжатого газа, свободного и растворенного в нефти;

- упругость пластовых жидкостей и горных пород, в которых заклю­чены эти жидкости;

- сила тяжести пластовых вод.

Доминирующая сила в пласте определяет режим работы залежи: во­донапорный, газонапорный и газовый. От режима работы залежи зависит эффективность разработки месторождения и величина извлекаемой из пласта нефти.

Отношение добытого количества нефти к количеству нефти в залежи называют коэффициентом нефтеотдачи. Максимальное количество нефти извлекается при водонапорном режиме, коэффициент нефтеотдачи состав­ляет в этом случае 0.5-0.8. При газонапорном режиме коэффициент нефте­отдачи составляет 0.3-0.6 и при газовом 0.15-0.3.

Площадь залежи разбуривается либо однородной геометрической сеткой (треугольной или квадратной), либо рядами скважин, расположен­ных рядами параллельно контуру водо-или газоносности. Однородная геометрическая сетка применяется для нефтяных залежей с неподвижны­ми контурами нефтеносности (режим растворенного газа). В большинстве случаев используется треугольная сетка.

Залежи с подвижным контуром нефтеносности разбуриваются кон­центрическими рядами скважин, параллельными контуру газоносности (водонапорный режим) или контуру газоносности (газонапорный режим).

Количество разбуриваемых скважин определяет время разработки ме­сторождения, нефтеотдачу пласта и затраты на добычу одной тонны неф­ти. В настоящее время расстояние между скважинами принимается от 400 до 1000 м (20-100 га на скважину).

Естественная энергия залежи в большинстве случаев не обеспечивает достаточных темпов и полноты отбора нефти из залежи. В первую очередь это относится к газонапорному и газовому режимам дренирования. Но да­же при водонапорном режиме приток воды меньше отбора нефти, что приводит к постепенному снижению пластового давления.

Для поддержания высоких темпов добычи нефти и увеличения коэф­фициента нефтеотдачи залежи применяются искусственные методы под­держания пластового давления. С этой целью используется закачка в пласт воды, газа и воздуха.

Если породы в залежи имеют значительные углы падения (более 10-15°) и обладают хорошей проницаемостью и однородностью состава, то в этом случае предпочтительным является закачка в верхнюю часть залежи газа или воздуха. Газ закачивается через нагнетательные скважины. Жела­тельно, чтобы объем нагнетаемого газа, приведенный к условиям пласта, равнялся или был больше суммарного объема нефти, воды и газа, добываемого из пласта. Для закачки газа или воздуха строятся компрессорные станции высокого давления. Давление, создаваемое компрессорной стан­цией, должно превышать пластовое на 10-20% и обычно составляет 5-10 МПа.



Рис. 6.1. Схема законтурного заводнения

1 - внешний контур нефтеносности, 2 - внутренний контур нефтеносности, 3 - нагнетательные скважины, 4 - наблюдательные скважины, 5 - эксплуа­тационные скважины

В большинстве случаев пластовое давление поддерживается нагнета­нием в пласт воды. Чаще всего используется законтурное заводнение (рис. 6.1).

При большой площади нефтеносности законтурное заводнение до­полняется внутри контурным или очаговым заводнением.

С учетом попутного и растворенного газа на каждую тонну извлекае­мой нефти требуется закачивать в пласт 1.4-1.6 м³ воды. Однако часть во­ды уходит в периферийные водяные зоны пласта. С учетом этого необхо­димо закачивать в пласт 1.6-2 м³ воды на каждую добытую тонну нефти.

Для закачки в пласт используется вода, добываемая вместе с нефтью, что позволяет попутно решить проблему утилизации минерализованной воды. Приходится добавлять еще воду из поверхностных водоемов или глубинных водоносных горизонтов. Закачка воды производится центро­бежными многоступенчатыми насосами производительностью 150-250 м³/час и напором 600-1000 м.

6.2. Разработка газовых месторождений

Газовые месторождения могу работать в газовом и водонапорном ре­жимах. Как правило, они разрабатываются в газоводонапорном режиме. В

этом случае газ в пласте подвигается в результате его расширения и дейст­вия напора воды. Водонапорный режим обычно проявляется не сразу, а после отбора 20-50% запасов газа. Поступление воды отстает от отбора га­за, что приводит к постепенному падению пластового давления.

При эксплуатации газоконденсатных месторождений для повышения количества добываемого с газом конденсата используется обратная закач­ка в пласт сухого газа (сайклинг- процесс), воздуха или воды. Коэффици­ент газоотдачи для газовых месторождений может достигать 0.97, При не­благоприятных условиях он может снизиться до 0.7 - 0.8.
7. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ

7.1. Сбор и транспорт нефти

Нефть, добытую из месторождения, необходимо доставить на нефте­переработку. При этом качество нефти должно соответствовать опреде­ленным требованиям. Так, содержание воды в нефти должно составлять 0.5-1.0%, содержание солей 100-300 г/м³, механических примесей не более 0.05%. Давление насыщенных паров нефти не должно превышать 66650 Па.

Поступающая на поверхность из скважин нефтяного месторождения продукция содержит помимо нефти в больших количествах воду и попут­ный газ. В начальный период эксплуатации месторождения добываемая жидкая фаза состоит практически из одной нефти, в последние годы экс­плуатации она на 70-90% состоит из воды. Следовательно, чтобы обеспе­чить требуемое качество товарной нефти, она должна быть соответствую­щим образом подготовлена.

Подготовка нефти включает: разгазирование (стабилизацию), обезво­живание и обессоливание.

К системам сбора и подготовки предъявляются следующие требова­ния:

- высокая экономичность;

- отсутствие потерь нефти и газа в процессе сбора и подготовки;

- возможность ввода в эксплуатацию участков промысла до оконча­ния строительства всего комплекса сооружений;

- возможность автоматизации и телемеханизации всей системы;

- высокая надежность функционирования.

Так как экономически нецелесообразно производить подготовку неф­ти у устья каждой скважины, то продукция скважин по сборным коллекто­рам подается на групповые пункты. Каждому процессу подготовки соот­ветствует различная степень обобщения продукции скважин. Таким образом, продукцию скважин в процессе сбора транспортируют на десятки километров.

На старых месторождениях широко применяются негерметизирован­ные двухтрубные самотечные системы сбора. Характерной особенностью самотечной системы является то, что жидкость после сепарации движется за счет разности геодезических отметок начала и конца трубопровода, сы­рая нефть поступает в резервуары, что приводит к высоким потерям нефти от испарения (до 3-5%).

Все новые месторождения обустраивают герметизированными систе­мами сбора, подготовки и транспорта продукции скважин, позволяющими полностью исключить потери легких фракций нефти (рис. 7.1). В этом случае в резервуары нефть попадает только после полной ее стабилизации, подготовленная к транспорту на нефтеперерабатывающие предприятия.



Рис. 7.1. Схема сбора и транспорта нефти

1- скважины, 2 - выкидные линии, 3 - сборный коллектор, 4 - газосборный коллектор, 5 - нефтесборный коллектор, 6 - водопровод

Продукция скважин по выкидным линиям поступает в автоматиче­ские групповые замерные установки (АЗГУ), где производится поочеред­ное измерение количества добываемых из каждой скважины нефти, газа и воды. Затем по сборному коллектору 3 совместно продукция скважин на­правляется в дожимную насосную станцию (ДНС). На этом этапе давление нефти снижается от 1.0-1.5 МПа на устье скважин до 0.7 МПа на входе в ДНС. На ДНС производится первая ступень сепарации до 0.3 МПа. Отсе-парированный газ под собственным давлением направляется на газопере-рабатывающий завод (ГПЗ), а газонасыщенная нефть и вода по сборному коллектору 5 насосами перекачиваются на центральный пункт сбора (ЦПС). Здесь в установках комплексной подготовки нефти (УКПН) проис-

ходит окончательная стабилизация нефти и ее обезвоживание и обессоли-вание.

Товарная нефть собирается в товарном резервуарном парке (РП). Во­да, пройдя установку подготовки воды (УПН), закачивается в пласт для поддержания в нем давления. Газ поступает на ГПЗ, где из него выделяют­ся тяжелые углеводороды и "сухой" газ. Газ компрессорами подается в ма­гистральный газопровод. Жидкая часть разделяется на сжиженный угле­водородный газ (СУГ) и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), которые по магистральным нефтепродуктопроводам или по же­лезной дороге направляются потребителям.

7.2. АЗГУ и ДНС

Продукция скважин по выкидным линиям (рис. 7.2) поступает на АЗГУ. Здесь автоматически, поочередно по заранее заданной программе, продукция каждой скважины направляется на гидроциклонный сепаратор. Продукция остальных скважин в это время поступает сразу в газосборный коллектор.


Рис. 7.2. Схема АЗГУ и ДНС

1 - выкидные линии скважин, 2 - сборный коллектор, 3 - гидроциклонный сепара­тор, 4 - турбинный расходрмер, 5 - влагомер, 6 - диафрагменный расходомер, 7 - сепаратор первой ступени, 8 - насос

После измерения количества жидкость и газ смешиваются вновь и на­правляются в сборный коллектор 2 и по нему на ДНС.

На ДНС происходит первая ступень сепарации нефти при давлении 0.3-0.4 МПа. В качестве сепаратора первой ступени 7 широко используется горизонтальный сепаратор с предварительным отбором газа. Жидкость и растворенный в ней газ направляются по нефтесборному коллектору на ЦПС , а отсепарированый газ на ГПЗ.

7.3. Центральный пункт сбора

На ЦПС происходит стабилизация, обезвоживание и обессоливание нефти (рис. 7.3).

Газонасыщенные нефть и вода поступают на концевое совмещенное сепарационное устройство (КССУ), где происходит вторая ступень сепа­рации и разделение на нефть, газ и воду. Газ под собственным давлением направляется на ГПЗ. Вода подается на установку подготовки 11 для за­качки в пласт. Нефть с остатками воды и газа насосом 3 направляется на дальнейшую обработку. Для интенсификации разрушения эмульсии в КССУ может подаваться подогретая вода с деэмульгатором с выхода от­стойника 6.



Рис. 7.3. Схема ЦПС

1- КССУ, 2 - регулятор давления, 3 - насос, 4 - смеситель, 5 - печь, 6 - отстойник 7 - вакуумный сепаратор, 8 - резервуары, 9- циклонный сепаратор, 10- Вакуумный компрессор, 11 - установка подготовки воды

Для вывода солей из нефти и разрушения эмульсии в нее через смеси­тель 4 вводится дополнительное количество воды с деэмульгатором. Так как нефть с водой долго находились в трубопроводе, то образовавшаяся

эмульсия имеет высокую стойкость, и ее разрушение при обычных темпе­ратурах затруднено.

Для интенсификации процесса отделения воды нефть подогревается в печах 5 до температуры 40-60°С. Если простым отстоем нефти не удает­ся получить нефть с заданным содержанием воды и солей, то дополни­тельно устанавливается еще электродегидратор. Доведенная до кондиции по воде и солям нефть окончательно стабилизируется в вакуумном сепара­торе 7 и поступает в резервуарный парк 8. Выделяющиеся в вакуумном сепараторе пары вакуумным компрессором 10 прокачиваются через ци­клонный сепаратор 9, где разделяются на жидкую и газовую фазы.

7.4. Сепараторы нефти и газа

В основе всего процесса подготовки нефти лежит процесс сепарации. Сепараторы, применяемые на нефтяных промыслах, подразделяются на следующие группы:

- по геометрической форме и положению (цилиндрические, сфериче­ские, горизонтальные, вертикальные, наклонные);

-по принципу действия (гравитационные, инерционные, центробеж­ные);

-по рабочему давлению (высокого - 6.4 МПа, среднего - 2.5 МПа, низ­кого - 0.6 МПа).

Вертикальные сепараторы имеют то преимущество, что в них легко регулировать уровень жидкости и просто производить очистку. Поэтому их рекомендуется использовать, когда в продукции скважин повышенное содержание песка.

Производительность по газу горизонтальных сепараторов выше, чем вертикальных, поскольку площадь их поперечного сечения в несколько раз больше. Их намного проще монтировать и обслуживать, но они требу­ют большой площади под установку. Последнее может иметь решающее значение при ограниченности удобных площадок для строительства ЦПС.

Использование сферических сепараторов ограничивается сложностью их изготовления и монтажа.

В качестве примера рассмотрим работу вертикального сепаратора (рис. 7.4).

Для равномерного распределения продукции скважин и создания бла­гоприятных условий отделения газа от жидкости патрубок ввода заканчи­вается раздаточным коллектором 2. Основная часть газа отделяется сразу после выхода из коллектора. Оставшийся газ в виде пузырьков уносится жидкостью. Течение жидкости тонким слоем по наклонным плоскостям 5 создает хорошие условия для выделения пузырьков газа. Она собирается в нижней части сепаратора, где и происходит окончательная сепарация. Уровень жидкости поддерживается автоматически регулятором уровня 7. При интенсивном выделении газ уносит с собой мельчайшие частицы жидкости. Для улавливания этой жидкости в верхней части сепаратора ус­тановлен жалюзийный каплеуловитель 4. Уловленная жидкость стекает вниз по дренажным трубкам 9. Для поддержания в сепараторе заданного давления на выходе газа устанавливается регулятор давления "до себя" 3.

Исключить унос капель жидкости и пузырьков газа невозможно. Со­гласно уравнению Стокса, при прочих равных условиях, скорость движе­ния капель и пузырьков зависит от их диаметра. Требуемую эффектив­ность сепарации можно задать максимальным диаметром уносимых час­тиц. Тогда пропускную способность сепаратора для жидкости можно представить следующим уравнением:



Рис. 7.4. Схема вертикального сепаратора

1 - ввод продукции скважин, 2 - раздаточный коллектор, 3 - регулятор давления, 4 - жалюзийный каплеуловитель, 5 - наклонные плоскости, 6 - поплавок регуля­тора уровня, 7 - регулятор уровня, 8 - сброс грязи, 9 - дренажные трубки

(7.1)

где Q_H - пропускная способность сепаратора по жидкости,м³/с; F - площадь поперечного сечения сепаратора,м ; р_к - плотность жидкой фазы, кг/м³:

р_а - плотность газа при давлении и температуре сепарации, кг/м³; ?7_Н - динамическая вязкость жидкой фазы, Пас; d_r - минимальный диаметр отсепарированных пузырьков газа, м. Практика эксплуатации гравитационных сепараторов показала, что выносимые частицы должны иметь диаметр более 10"⁴ м. Для газа это обеспечивается при скорости течения Vo = 0.1м/с при давлении Р= 5.87МПа и Т=293К. Скорость Vo принимается оптимальной с учетом усло­вий работы сепаратора. Для других давлений она определяется зависимо­стью

(7.2)

где V_on - оптимальная скорость течения газа при давлении Р, м/с;

Р - рабочее давление сепаратора, МПа. С учетом (7.2) для газа получается
где Q_r - пропускная способность по газу, приведенная к стандартным условиям, м /с;

Т - рабочая температура, К;

Z - коэффициент сжимаемости газа при рабочих условиях.

При выборе диаметра сепаратора или их количества заданного диа­метра должны удовлетворяться условия (7.1) и (7.3). Используемые в на­стоящее время вертикальные сепараторы имеют диаметр 0.4-1.6 м. Высота сепаратора в 4-6 раз больше его диаметра.

В условиях АЗГУ сепарация продукции скважин производится только для учета добываемого количества нефти, газа и воды и в этом случае ос­новным требованием к сепаратору является высокая пропускная способ­ность. Этому условию наилучшим образом соответствует гидроциклонный двухемкостной сепаратор, совмещающий в себе центробежный и горизон­тальный гравитационный сепараторы (рис. 7.5).

Продукция вводится в сепаратор через гидроциклонную головку 1 тангенциально, что придает ей вращательное движение. За счет центро­бежных сил жидкость отбрасывается к стенкам головки, а газ идет по цен­тральной части. Направляющий козырек 2 обеспечивает раздельный ввод в верхнюю емкость жидкости и газа. Далее сепаратор работает аналогично вертикальному сепаратору.

Площадь поперечного сечения гидроциклонной головки определяется рекомендуемой скоростью течения



где f - площадь поперечного сечения гидроциклонного сепаратора, м ; Q - производительность продукции скважин, м³/с; V - рекомендуемая скорость, 15-20 м/с.


Рис. 7.5. Схема гидроциклонного сепаратора

1 - гидроциклонная головка, 2 - направляющий козырек, 3 - наклонные плоско­сти, 4 - уголковый каплеуловитель, 5 - жалюзийный каплеуловитель, 6 - раз­брызгиватель, 7 - успокоитель уровня, 8 - поплавок уровнемера, 9 - регулятор уровня.

К ДНС продукция скважин приходит при давлениях, много меньше пластового, что приводит к большому количеству свободного газа в пото­ке. В этих условиях экономически целесообразно использовать горизон­тальный сепаратор с предварительным отбором газа (рис. 7.6).

Для снижения требуемой производительности на входе в горизон­тальный сепаратор устанавливается наклонная труба 1. Из образовавшейся в ней газовой полости газ отбирается и направляется по сборному коллек­тору 3 в каплеуловитель, где он очищается от захваченных капель жидко­сти. Проходя эжектор (струйный компрессор) 5, он смешивается с газом, выделившимся в сепараторе, и далее направляется на ГПЗ. Использование такого относительно простого устройства дает возможность снизить за­траты на обустройство ДНС.


Рис. 7.6. Схема сепаратора с предварительным отбором газа

1 - наклонная труба. 2 - газоотводные трубы. 3 - газосборный коллектор. 4 — каплеуловитель, 5 - эжектор

Все рассмотренные выше сепараторы разделяют продукцию скважин на газ и жидкость. При комплексной подготовке необходимо разделить поступающую с ДНС продукцию на три компонента: нефть, газ и воду, С этой целью используется концевая совмещенная сепарационная установка, КССУ (рис. 7.7).

КССУ перегородкой разделена на два отсека: сепарационный 1 и от­стойный 2. Большая часть газа отделяется в сепарационном отделе. На­клонная плоскость 3 позволяет интенсифицировать отделение газа от жид­кости. В отстойном отделе происходит расслоение эмульсии на нефть и воду.

Газ из обоих отсеков через регулятор давления 4 направляется на ГПЗ. Необходимое давление газа и, следовательно, давление в сепараторе поддерживается регулятором давления.

Жидкость из сепарационного отсека в трубчатом каплеобразователе 5 смешивается с подогретой водой из отстойника установки подготовки нефти и, благодаря турбулентности потока, повышению температуры и деэмульсатору, происходит укрупнение капель воды. В отстойном отсеке эмульсия расслаивается, нефть направляется на УПН, а вода - на подго­товку для закачки в пласт.


Рис. 7.7. Схема КССУ

1 - сепарационный отсек, 2 — отстойный отсек, 3 — наклонная плоскость, 4 - ре­гулятор давления "после себя", 5 - каплеобразователь, 6 -распылитель эмульсии, 7 - сборник воды

Так как в отстойном отсеке имеются две границы раздела сред, газ-нефть и нефть-вода, то КССУ оборудуется двумя регуляторами уровня.

Для создания благоприятных условий для расслоения и исключения перемешивания, эмульсия вводится в отстойный отсек через распылитель 6, а вода отводится через сборник 7. Распылитель и сборник представляют собой горизонтальные трубы с отверстиями в горизонтальной плоскости.

Благодаря преимуществам, указанным выше, в настоящее время в ос­новном используются горизонтальные сепараторы. Сепараторы имеют диаметр 1.4-3.0 м и длину 6-12.
8. СБОР И ПОДГОТОВКА ГАЗА

8.1. Сбор и транспорт газа

Газ, поступающий на поверхность, содержит в своем составе доста­точно большое количество воды, жидких углеводородов (конденсата) и механических примесей. Кроме того, в газе могут присутствовать компо­ненты, опасные для здоровья людей или вызывающие ускоренную коррозию труб и газоиспользующего оборудования (сероводород, окись углерода и др.).

Как и в случае нефтяных промыслов, добываемый газ отдельных скважин транспортируется внутри промыслов на десятки километров до централизованных пунктов подготовки газа УКПГ (рис. 8.1).

Газ группы скважин по газосборным коллекторам поступает на уста­новку комплексной подготовки газа (УКПГ). После подготовки осушен­ный и очищенный газ головной компрессорной станцией (ГКС) подается в магистральный газопровод 4.

Для обеспечения оптимальных условий и дальнейшего его транспорта газ должен поступать на УКПГ с давлением не ниже 4-6 МПа, в зависимо­сти от рабочего давления МГ (5.45 или 7.35 МПа). В начальный период разработки месторождения это давление обеспечивается высоким давле­нием газа в пласте. По мере отбора газа пластовое давление снижается и наступает период, когда пластового давления недостаточно для обеспече­ния минимального давления перед УКПГ. С этого момента должна всту­пить в работу дожимная компрессорная станция (ДКС). Помимо повыше­ния давления на ДКС производится отделение жидкости от газа.



Рис. 8.1. Схема сбора и транспорта газа 1 - скважины, 2 - выкидные линии, 3 - сборный коллектор, 4 - МГ, 5 - КП
Конденсат, полученный на УКПГ и ДНС, содержит в своем составе большое количество легких углеводородов (этан, метан). Для отделения и утилизации этих фракций конденсат направляется на завод стабилизации конденсата (ЗСК). Стабилизированный конденсат закачивается головной насосной станцией (ГНС) в конденсатопровод 5. Часть газа перерабатыва­ется в нефтепродукты на заводе переработки конденсата (ЗГОС).

8.2. Подготовка газа

В соответствии с ГОСТ к газу предъявляются следующие требования:

- точка росы: летом - 0-15° С, зимой - -5 - -25° С;

- содержание сероводорода - не более 20 мг/м³;

- содержание окиси углерода - не более 2 мг/м³;

- содержание кислорода - не более 1 %;

- содержание механических примесей - не более 1мг/м³.

Очистка газа от механических примесей происходит попутно с очист­кой от жидких компонентов в сепараторах (каплеуловителях).

Для осушки и очистки от вредных примесей используется три способа обработки газа:

1) низкотемпературная сепарация - температура газа снижается за счет дросселирования газа, расширения в детандерах, охлаждения газа хладоносителями (вода, воздух, сжиженный газ);

2) абсорбция - осушка и очистка газа жидкими абсорбентами (гликоли, масла, моноэтаноламин);

3) адсорбция - осушка газа твердыми адсорбентами (селикагель, акти­вированный уголь).

8.3. Низкотемпературная сепарация (НТС)

Снижение температуры газа приводит к конденсации части воды и тяжелых углеводородов. Капельная жидкость затем отделяется достаточно просто в сепараторах (рис. 8.2).

Основным источником холода, подтолкнувшим к созданию НТС, яв­ляется высокое пластовое давление газа. При дросселировании газа на 1МПа его температура снижается на 3-5° С. Значительно более высокий эффект получается при расширении газа в детандерных машинах. При этом детандеры могут быть приводами компрессоров или электрических генераторов, что позволяет утилизировать высокую пластовую энергию газа.

При низком пластовом давлении или для предварительного охлажде­ния газа используют относительно низкую температуру воды и воздуха, особенно в зимний период.

Иногда может быть экономически целесообразным охлаждение газа с использованием специальных установок. Наибольшее распространение получили паро-компрессорные холодильные установки. В этом случае хладоносителем является пропан - бутановая смесь

Рис. 8.2. Схема НТС

1 - каплеотделитель, 2 - конденсатосборник, 3 - холодильник, 4 - дроссельная шайба, 5 - низкотемпературный сепаратор, 6 - пароподогреватель, 7 - регенерационная установка

Газ поступает на каплеотделитель (циклонный сепаратор) 1. Из каплеотделителя жидкость направляется в конденсатосборник 2, где разделя­ется на воду и конденсат, а газ поступает в холодильник 3, где он охлаж­дается встречным потоком очищенного газа. Затем газ дополнительно ох­лаждается в дроссельной шайбе 4. Так как при низкой температуре газа могут образоваться гидраты, перед холодильниками в него вводят диэти-ленгликоль (ДЭГ). Сконденсировавшаяся жидкость отделяется от газа в следующем каплеотделителе. Газ, пройдя еще один холодильник, поступа­ет в низкотемпературный сепаратор 5(вертикальный жалюзийный сепара­тор с тангенциальным вводом).

Конденсат из конденсатосборников направляется на завод стабилиза­ции конденсата.

Вода, отделенная в конденсатосборниках, содержит в своем составе ДЭГ. Для удешевления процесса НТС ДЭГ регенерируется и вновь вво­дится в поток газа. С этой целью вода подогревается в пароподогревателе 6 до температуры порядка 105° С. При этом она переходит в пар и отделя­ется от жидкого ДЭГ в регенерационной установке 7

8.4. Газовые сепараторы

Для очистки газа от капельной жидкости и механических примесей на промыслах используются сепараторы. Большие объемы газа и большая разница плотностей благоприятствуют использованию центробежных сил для интенсификации процесса сепарации.

Характерными для промыслов являются циклонные сепараторы (каплеотделители) и жалюзийные.

В циклонном сепараторе газ вводится в цилиндрическую часть циклона 2 (рис. 8.3) по касательной. В результате вращения жидкость и механиче­ские частицы отбрасываются центробежными силами к корпусу циклона и по стенкам цилиндра и конуса опускаются в отстойную часть сепаратора. Очищенный газ по центральной трубе циклона выходит в верхнюю часть и по выходному патрубку 4 покидает сепаратор. Циклоны сепараторов этого типа имеют диаметр от 80 до 250 мм. При рабочем давлении от 1.6 до 25 МПа пропускная способность сепараторов составляет от 1 до 4000 тыс. м³ газа в сутки.


Рис. 8.3. Схема циклонного сепаратора 1 - корпус сепаратора, 2 - циклон, 3 - входной патрубок, 4 - выходной патрубок

Достаточно широко при подготовке газа используются гравитацион­ные вертикальные сепараторы с тангенциальным вводом. Для повышения эффективности работы сепараторов на выходе из них устанавливаются жалюзийные насадки. Такие сепараторы получили название жалюзийных (рис. 8.4).



Рис. 8.4. Схема вертикального жалюзийного сепаратора

1 - патрубок входа газа, 2 - патрубок выхода газа, 3 - патрубок слива конденсата, 4 - кольцевой жолоб, 5 - жалюзийная насадка, 6 - дренажные трубки

Газ, введенный тангенциально в кольцевой желоб 4, получает враща­тельное движение, и частицы жидкости и механических примесей центро­бежными силами отбрасываются к стенкам и опускаются вниз. Газ по цен­тральной части сепаратора поднимается вверх и, пройдя доочистку в жа-люзийной насадке 5, покидает сепаратор через выходной патрубок 2.

Вертикальные сепараторы изготавливаются диаметром от 400 до 1600 мм и высотой от 2.5 до 5 метров. Пропускная способность сепараторов со­ставляет от 20 до 1000 тыс. м³ в сутки при рабочем давлении от 0.6 до 16 МПа.
8.5. Абсорбционная осушка газа

Очищенный от капельной жидкости газ содержит в своем составе достаточно большое количество воды в виде пара. В зависимости от тре­буемой глубины осушки и условий работы промысла используется аб­сорбционная или адсорбционная осушка газа.

Абсорбцией называется поглощение вещества из окружающей среды всей массой поглощающего тела - абсорбента.

В качестве абсорбентов широко применяются гликоли: диэтиленгли-коль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). В настоящее время в основном ис­пользуется ДЭГ (рис. 8.5).


Рис. 8.5 Схема абсорбционной осушки газа

1 — абсорбер, 2 — десорбер, 3 - холодильник, 4 - теплообменник, 5 - выветриватель, 6- насос
ДЭГ - бесцветная жидкость с плотностью 1125 кг/м³ и температурой кипения при атмосферном давлении 244.5° С. С водой смешивается в лю­бых соотношениях.

Процесс осушки осуществляется в абсорбере 1 - вертикальном цилин­дрическом сосуде, имеющем тарелки или насадки, обеспечивающие кон­такт газа с ДЭГ.

ДЭГ, стекая по тарелкам вниз, насыщается водой от встречного пото­ка газа. "Бедный" раствор ДЭГ подогревается в теплообменнике 4 встреч­ным потоком отрегенерированного ДЭГ и после выветривания направля­ется в десорбер, где он нагревается паром до температуры выше 100° С. Пары воды выходят через верх десорбера. Отрегенерированный ДЭГ из нижней части десорбера охлаждается последовательно в теплообменнике 4 и в холодильнике 3 и направляется вновь в абсорбер.

Объемная производительность ДЭГ зависит от объемной производи­тельности газа, его влажности и изменения концентрации ДЭГ. Концен­трация ДЭГ меняется от 0,98-0,99 на входе в абсорбер до 0,95- 0,96 на вы­ходе.

Аналогичным образом происходит очистка газа от вредных примесей сернистых и углеродистых соединений. В этом случае в качестве абсор­бентов используются моноэтаноламины.

8.6. Адсорбционная осушка газа

Адсорбцией называется поглощение вещества из окружающей среды поверхностным слоем тела - адсорбента.

В настоящее время на промыслах Тюменской области в основном ис­пользуется адсорбционная осушка, что объясняется следующими преиму­ществами этого способа:

- возможность получения точки росы до -50° С;

- глубина осушки мало зависит от давления и температуры газа;

- относительная простота аппаратуры и малые эксплуатационные за­траты.

К недостаткам адсорбционного метода можно отнести большие поте­ри давления в ходе осушки, относительно высокие затраты тепла и посте­пенное истирание адсорбента.

В качестве адсорбента используют селикагель, бокситы и цеолиты.

Основной поток газа, очищенный от жидкости в сепараторе 1 (рис.8.6), проходит через адсорбер 2 и осушенный направляется в магист­ральный газопровод.



Рис. 8.6. Схема адсорбционной осушки газа

1 - сепаратор, 2 - адсорбер, 3 - десорбер, 4 - подогреватель, 5 - холодильник,

6 - сепаратор