Технологические процессы сбора и подготовки нефти на промыслах

Нефть и газ от устьев скважин, рассредоточенных на площади месторождения, направляются по выкидным линиям в систему сбора и транспортировки. Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенные для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (сокращенно ЦКППН).

Продукция нефтяных скважин представляет собой сложную смесь, состоящую из нефти, газа и воды, взвешенных веществ и иногда песка и других частиц. Эта продукция, поднятая на поверхность через рассредоточенные по площади месторождения скважины, должна быть собрана и подготовлена для дальнейшего транспорта по магистральным нефтепроводам или железнодорожным или водным путем до нефтеперерабатывающих заводов.

Единой универсальной системы сбора нефти, газа и воды не существует, так как каждое месторождение имеет свои особенности: природно-климатические условия, сетку размещения скважин, способы и объемы добычи нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей и т. д.

Как бы ни были разнообразны системы сбора нефти, газа и воды в зависимости от конкретных условий, они должны обеспечивать возможность осуществления следующих операций:

• 1) измерения продукции каждой скважины или, в случае необходимости, группы скважин данного участка;
• 2) транспорта продукции скважин под давлением, имеющимся на устье скважин, до ЦКППН, а при недостаточном давлении — с использованием насосов на промежуточных сборных пунктах (ПСП) или дожимных насосных станциях (ДНС);
• 3) сепарации нефти от газа и транспорта газа до пункта его подготовки или до потребителя, а в случае применения газлифтного способа добычи — обратного транспорта газа до газлифтных скважин;
• 4) отделения до установок подготовки нефти свободной воды из продукции скважин в случае добычи высокообводненных нефтей;
• 5) отделения продукции некоторых скважин в случае нежелательности ее смешения с продукцией остальных скважин;
• 6) подогрева продукции скважин в случае невозможности ее сбора и транспорта при обычных температурах.

Схема сбора нефти и газа представлена на рис. 6. Продукция скважин поступает на установку для измерения дебита каждой отдельной скважины, далее на промежуточный сборный пункт или дожимную насосную станцию, откуда направляется на центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды. Из центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды подготовленная нефть перекачивается в товарные резервуары нефтепроводных управлений для дальнейшего транспорта.

Газ после соответствующей подготовки поступает по газопроводу к потребителю или по газопроводу обратно на месторождение для подачи в газлифтные скважины.

Рис. 6. Принципиальная совмещенная схема сбора нефти, газа и воды сернистых и девонских нефтей: 1- скважина; 2-реагент; 3-ГЗУ, 4- технологический трубопровод; 5- КДФ, 6- сепаратор — УПС; 7 — насос; 8- линейный каплеобразователь; 9- УПС; 10- печь; 11- секционный каплеобразователь; 12−15 отстойник (электродегидратор); 13- пресная вода; 14- смеситель; 16- технологический резервуар (буллит); гидрофобный фильтр; 28 — трубный аппарат; 19- блок стабилизации

Замерные установки предназначены для измерения дебита нефти и газа по отдельным скважинам. При самотечной системе сбора измерение дебита скважин осуществляется на индивидуальных или групповых трапнозамерных установках, в которых в качестве замерного устройства используется открытый мерник. Групповые трапно-замерные установки были разработаны при переходе от индивидуальной самотечной системы сбора нефти и газа к групповой и предназначались для сепарации нефти от газа, измерения дебита жидкости по каждой эксплуатационной скважине и последующей перекачки нефти в нефтесборные пункты, а газа — на прием компрессорных станций. [2].

В процессе подъема жидкости из скважин и транспорта ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды постепенно снижается давление в системе сбора, и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере снижения давления в системе увеличивается, и поток в нефтегазосборных коллекторах, включая и верхние участки подъемных насоснокомпрессорных труб, состоит из, двух фаз: газовой и жидкой. Такой поток называется двухфазным, или нефтегазовым, потоком.

Жидкая фаза может, в свою очередь, состоять из нефти и пластовой воды, содержание которой в потоке может колебаться от нуля до значительных величин. Следовательно, в случае содержания воды в продукции скважин мы имеем дело с трехфазным, или нефтеводогазовым, потоком, который состоит из нефти, газа и воды.

Нефть и выделившиеся из нее газы при нормальных условиях не могут храниться или транспортироваться вместе, так как объем выделившихся газов обычно в несколько десятков раз превышает объем жидкости, и для хранения или транспорта их необходимо сооружать большие герметичные емкости или большого диаметра трубопроводы, которые являются очень дорогостоящими сооружениями. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор нефти и газа и совместный транспорт их осуществляют только на определенные экономически целесообразные расстояния, а затем нефть и выделившиеся газы транспортируют раздельно.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от жидкой продукции скважин, называют нефтегазовым сепаратором. Так как в нефтегазовом сепараторе происходит отделение газовой фазы от жидкой, такой сепаратор называют двухфазным. Однако во многих случаях в нефтегазовых сепараторах осуществляются отделение и сброс свободной воды. В этом случае нефтегазовый сепаратор называют нефтеводогазосепаратором, или трехфазным сепаратором.

Отделение нефти от газа и воды предусмотрено с целью: — получения нефтяного газа (химического сырья или топлива);- снижения гидравлических сопротивлений, а также возможности образования стойких нефтяных эмульсий; - разрушения структуры образовавшейся пены; - отделения воды от нефти при добыче нестойких эмульсий;- уменьшения пульсаций давления при транспортировании нефтегазоводяной смеси по сборным коллекторам, проложенным от дожимных насосных станций до установок подготовки нефти.

Сепараторы бывают разных конструкций (горизонтальные, вертикальные, цилиндрические, сферические, гравитационные, центробежные, инерционные и т. д.), но все они имеют такие основные секции: 1 — сепарационную; 2 — осадительную; 3 — сбора нефти;4 — каплеуловительную. (Рис. 7.).

Сепарационная секция предназначена для отделения нефти от газа. Осадительная секция предназначена для дополнительного выделения газа, не успевшего выделиться из нефти в сепарационной секции. Нефть направляется тонким слоем по наклонным плоскостям 3, при этом увеличивается длина пути ее движения и эффективность сепарации.

Секция сбора нефти, занимающая самое нижнее положение в сепараторе, предназначена как для сбора, так и для вывода ее из сепаратора.

Нефть может находиться здесь в однофазном состоянии или в смеси с газом — все зависит от эффективности работы сепарационной и осадительной секций, а также от вязкости нефти и времени пребывания ее в сепараторе.

Рис. 7. Горизонтальный сепаратор нефти с предварительным отбором газа:1 — сборный коллектор; 2 — вилка для отбора газа: 3 — наклонные плоскости; 4 — капле-отбойник; 5 — жалюзийная кассета; 6 — корпус сепаратора; 7 — поплавок; 8 — исполнительный механизм; 9 — перегородка для успокоения уровня жидкости

Каплеуловительная секция расположена в верхней части сепаратора и предназначена для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа за пределы сепаратора. Для улавливания капельной жидкости, уносимой потоком газа, применяют специальные приспособления (металлические стружки, сетки, жалюзи и т. д.).

Эффективность любого типа нефтяного сепаратора зависит от двух основных показателей: количества капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительных секций, и количества пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секций сбора нефти. Чем меньше эти показатели, тем больше эффективность работы сепаратора.

В современных системах сбора нефти и газа нефтегазовыми сепараторами оснащаются все блочные автоматизированные замерные установки (за ис ключением установок, оснащенных массовыми расходомерами). При большом содержании в продукции скважин воды на этих установках применяются трехфазные сепараторы. На блочных автоматизированных замерных установках отделение газа от нефти в нефтегазовом сепараторе осуществляется только с целью раздельного измерения дебита скважин по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются и подаются в общий нефтегазосборный коллектор.

Вывод отсепарированного газа из нефтегазовых сепараторов и раздельный сбор его осуществляются в различных пунктах системы сбора и центральных пунктах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Каждый такой пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа. Ступеней сепарации может быть несколько, и окончательное отделение нефти от газа завершается в концевых сепараторах или резервуарах под атмосферным давлением.

Многоступенчатая сепарация применяется при высоких давлениях на устье скважин для лучшего разделения нефти и газа при последовательно снижающихся давлениях в сепараторах. Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в сепаратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основная масса газа, состоящего главным образом из метана и этапа. Этот газ, называемый сухим газом, имеет высокое давление и может транспортироваться на большие расстояния к потребителям.

Из сепаратора высокого давления нефть поступает в сепараторы среднего и низкого давления для окончательного отделения от газа. Извлеченная вместе с нефтью на поверхность пластовая вода является вредной примесью, которую необходимо удалять из нефти. Пластовая вода образует с нефтью эмульсии различной степени стойкости, и со временем стойкость возрастает. Это является одной из причин того, что добываемую нефть необходимо обезвоживать с момента образования эмульсии, не допуская ее старения.

Рис. 8. Схема обезвоживания нефти1 — газосепарационный узел;2 — отстойник предварительного сброса воды; 3 — печь подогрева; 4 — узел обезвоживания нефти; 5 — каплеобразователь;6. — гравитационный сепаратор-отстойник водонефтяной эмульсии

Различают два типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмульсии, в основном, зависит от соотношения объемов фаз, а также от температуры, поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и др.

Для разрушения эмульсий применяются следующие методы:

• — гравитационное холодное разделение;
• — внутритрубная деэмульсация;
• — термическое воздействие;
• — термохимическое воздействие;
• — электрическое воздействие;
• — фильтрация;
• — разделение в поле центробежных сил.

Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хранения нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть.

В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник.

Принципиальная схема отстойника непрерывного действия приведена на рисунке:

Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться капли заданного размера.

Сущность метода внутритрубной деэмульсации заключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество — деэмульгатор в количестве 15 … 20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз.

Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а, значит, облегчается их слияние, с другой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии.

Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45… 80 °C.

Термохимический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, вода нет. Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.

При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1… 2%. Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0,1%.

Нефть после ступени обезвоживания I нагревается в теплообменнике 1 и смешивается с промывочной пресной водой IV в количестве 5—10% от массы обрабатываемой продукции. Перед этим в ее поток вводят поверхностноактивное вещество — деэмульгатор II и (если в нефти содержатся неорганические кислоты) щелочь или соду III.

Пресная вода диспергируется в нагретой нефти до поступления в электродегидратор 2, в котором под действием электрического поля происходит слияние капель соленой и пресной воды. В результате укрупнения капли быстро оседают и переходят в водную фазу, которая направляется затем в нефтеотделитель 3 для дополнительного отстоя. Уловленная в нефтеотделителе нефть с оборотной водой VII возвращается на прием электродегидратора, а дренажная вода VI сбрасывается в систему подготовки для поддержания пластового давления (ППД). Обессоленная нефть из электродегидратора V направляется на следующую ступень — стабилизацию.

Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры 40 … 80 ОС, а затем подают в сепаратор.

Рис. 10. Схема обессоливания нефти: 1- теплообменник; 2. — электродегидратор; 3- нефтеотделитель

Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки.

Технологическая схема подготовки нефти предусматривает следующие технологические операции:

• — прием нефти от ЦДНГ;
• — подготовка нефти в соответствии с ГОСТ Р51 858−2002.;
• — прием нефти в резервуарный парк;
• — компаундирование нефти;
• — отбор нефти из резервуарного парка и подача ее в нефтепровод для прохождения через СИКН;
• — одновременное введение приема и откачки нефти для сдачи в АРНУ.

Товарная нефть, с установки подготовки нефти поступает в товарный парк на хранение и затем на дальнейшую транспортировку и на нефтепереработку. В товарном парке, нефть сначала поступает в технологический товарный резервуар, где происходит дополнительное обессоливание нефти. Обессоленная нефть сливается в товарный резервуар, откуда насосами откачивается, через СИКН в АРНУ.