XI Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2019

После того как нефть одним из способов подняли из скважины на поверхность (неочищенная), она попадает в систему сбора и подготовки продукции. Вся эта система представляет собой довольно сложный комплекс нефтепромыслового оборудования, состоящий из трубопроводов, запорно-регулирующей аппаратуры, замерных установок, сепараторов, резервуаров.

Рис.1 Скважинная добычи нефти

Формируется система сбора и подготовки нефти в соответствии с Проектом обустройства месторождения, который разрабатывается специализированной проектной организацией (проектным институтом).

Продукция нефтяных скважин практически никогда не состоит из чистой нефти. Как правило, она представляет собой смесь нефти, воды и газа с небольшими примесями других веществ. Поэтому важнейшей задачей системы сбора и подготовки нефти является газосепарация и ректификация, то есть разделение нефти, газа и воды друг от друга [1].

Рис. 2 Схема подготовки скважинной продукции

Газосепарация — извлечение попутного нефтяного газа одно- или много­кратным испарением путем снижения давления (часто сепарация ведется с пред­варительным подогревом нефти);

Процесс сепарации начинается сразу же при движении нефти, когда из нее отбираются газы, выделяющиеся в результате снижения давления. При попадании нефти в сепарационные установки происходит отделе­ние газа. Отделенный свободный газ можно подавать на компрессорную стан­цию или на газобензиновый завод. При резком снижении давления в сепара­торе значительно увеличивается количество тяжелых углеводородов, уносимых свободным газом. При быстром прохождении нефти через сепаратор возрастает количество легких углеводородов в нефти.

Сепарация, как правило, происходит в несколько стадий. На каждой стадии могут использоваться различные типы сепараторов. По принципу действия сепараторы делятся на центробежные и гравитационные, по конструкции – на горизонтальные, вертикальные, сферические. Для более эффективного отделения воды от нефти и предупреждения образования трудноразрушаемой эмульсии в продукцию скважин добавляют различные реагенты-деэмульгаторы. Также на определенных стадиях производят нагрев нефти для ускорения процессов разделения воды от нефти.

При ступенчатой сепарации можно добиться выделения только легких фракций и сокращения уноса нефтью легких углеводородов путем правиль­ного подбора давления на ступенях.

Многоступенчатая система сепарации позволяет получить на первых ступенях метан, который направляется на собственные нужды или потребите­лям, а на последующих ступенях — жирный газ, содержащий более тяжелые углеводороды. Жирный газ отправляется на газобензиновые заводы для после­дующей переработки [2].

Трубопроводы, применяемые на нефтепромыслах обычно подразделяются на:

Нефтепроводы;

Газопроводы;

Нефтегазопроводы;

Водопроводы (водоводы) [5].

Рис. 3 Трубопровод

Трубопроводы, ведущие от устья скважин до групповых замерных установок, называют выкидными линиями. А от групповых установок к сборным пунктам – коллекторами.

На первой стадии сбора и подготовки скважинная жидкость по выкидной линии попадает на групповую замерную установку (ГЗУ), где определяется количество добываемой из скважин жидкости и производится частичное отделение попутного газа и воды от нефти. Далее нефть посредством дожимной насосной станции (ДНС) через сборные коллекторы направляется на центральный пункт сбора (ЦПС) [1].

Рис. 4 Технологический комплекс сооружения (ЦПС)

Загрязненная нефтяная эмульсия из отстойника О – 1 и некондиционная вода (при нарушении процесса предварительного сброса) подаются на прием насоса Н – 1 и вместе с нефтью откачиваются на ЦПС.

«Пункт сбора» - понятие довольно приблизительное. Это может быть что угодно: от очень простой станции сбора до сложного центра комплексной подготовки, где добытые флюиды проходят подготовку и разделяются на газ, газоконденсатные жидкости, воду и стабилизированную нефть.

Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но иногда целесообразно один ЦПС использовать для нескольких месторождений с размещением его на более крупном из них. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где жидкость, добытая из скважин, проходит частичную сепарацию и обработку [2].

Рис. 5 Комплексный сборный пункт (КСП)

Основное назначение дожимной насосной станции - обеспечить дополнительный напор для перекачки нефти на ЦПС с отдаленных месторождений. Часто ДНС объединяют с установкой предварительного сброса воды (УПСВ), на которой производится частичная сепарация нефти, газа, воды и дальнейшая перекачка их раздельными трубопроводами.

Окончательная подготовка нефти проводится на установке комплексной подготовки нефти (УКПН), являющейся составной частью понятия ЦПС. Процесс окончательной подготовки нефти включает:

Дегазацию (окончательное отделение газа от нефти)

Обезвоживание (разрушение водонефтяной эмульсии, образующейся при подъеме продукции из скважины и транспорте ее до УКПН)

Обессоливание (удаление солей за счет добавления пресной воды и повторного обезвоживания)

Стабилизацию (удаление легких фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке)

Обезвоживание и обессоливание нефти – взаимосвязанные процессы, т.к. основная масса солей сосредоточена в пластовой воде, и удаление воды, приводит одновременно к обессоливанию нефти. Обезвоживания и обессоливания нефтей производится на установке подготовки нефти (УПН). Поступающая нефть на УПН уже подверглась первичной сепарации и прошла очитку от попутного газа и шлама на ДНС.

В основе процесса обезвоживания лежит дестабилизация (разрушение) нефтяных эмульсий (соединение нефти и воды), образовавшихся в результате закачивания в пласт через нагнетательные скважины воды.

Основные способы обезвоживания и обессоливания условно можно разделить: 1) механические (фильтрация) 2) химические (деэмульгаторы), 3) электрические (электроды). Все эти методы направлены на различные способы увеличения капель воды и её выделение из нефти.

Рис. 6 Фильтр

Рис. 7 Деэмульгация

Электрическое обезвоживание и обессоливание основано на следующем процессе. Между двумя электродами, при токе высокого напряжения (переменный 50 Гц, 15...44кВ), пропускают нефтяную эмульсию. В результате этого на противоположных концах каждой капли воды появляется разноименный электрический заряд. Благодаря этому капли воды будут взаимно притягиваться, а также плёнка нефти между этими каплями будет разрушаться. Иначе говоря, в результате действия электрического поля происходит укрупнение капель воды и оседание на дне сосуда.

На практике применяют также установки, объединяющие термохимическое обезвоживание с электрическим. Рассмотрим принцип работу одной из таких схем.

Рис. 8 Схема термохимического обезвоживания и обессоливания
Основные элементы: 1 – насос; 2 – теплообменник; 3 – подогреватель; 4 – отстойник; 5 – электродегидратор; 6 – промежуточную емкость для обессоленной нефти; 7 – насос.

Сырьевая нефть вместе с деэмульгатором поступает на прием насоса (1) и через теплообменник (2) и подогреватель (3) направляется в отстойники (4) (термохимической части установки), откуда под остаточным давлением поступает в электродегидратор (его работа будет рассмотрена далее) (5). Перед попаданием в электродегидратор (5) в нефть вводятся деэмульгатор и пресная вода. В электродегидраторе (5) происходят разрушение эмульсий и выпадение освобожденной воды в процессе отстоя. Затем обессоленная нефть направляется в промежуточную емкость (6), а отсюда насосом (7) через теплообменники (где происходит отдача тепла сырой нефти) (2) отправляется в товарные резервуары. Вода из отстойников (4) и электродегпдраторов (5) сбрасывается в виде сточных вод.

Для более глубокого обезвоживания и обессоливания устанавливают несколько электродегидраторов, которые по форме могут быть горизонтальными, вертикальными, сферическими и др.

Электрообработка редко применяется на нефтепромыслах, не смотря на высокое качество отделения воды и солей от нефти.

После процесса обезвоживания и обессоливания, нефть может подвергаться дополнительному глубокому обессоливанию. Процесс дополнительного обессоливания похож на процесс обезвоживания. Очищенную от пластовой воды нефть смешивают с пресной водой, создавая искусственную эмульсию (но с низкой соленостью), которую затем разрушают. Выделившееся вода очищается на установке и может, например, закачивается в пласт для поддержания пластового давления и вытеснения нефти.

Установки стабилизации нефтей строятся и эксплуатируются на промыслах. Для стабилизации только нефтей применяют одноколонные установки, а двухколонные установки используют для стабили­зации нефти - в одной колонне и стабилизации газового бензина - в другой. Последние используют для нефтей с высоким содержанием растворенных газов - более 1,5 % (масс.) [5].

Сырая нефть из резервуаров промысловых ЭЛОУ забира­ется сырьевым насосом 5, прокачивается через тепло­обменник 6, паровой подогреватель 7 и при темпера­туре около 60°С подается под верхнюю тарелку первой стабилизационной колонны 2. Эта колонна оборудована тарелками желобчатого типа (число тарелок может быть от 16 до 26), верхняя из которых является отбойной, три нижних - смесительными. Избыточное давление в колонне от 0,2 до 0,4 МПа, что создает лучшие условия для конденсации паров бензина водой в водяном холодильнике-конденсаторе 8. Нефть, переливаясь с тарелки на тарелку, встре­чает более нагретые поднимающиеся пары и освобож­дается от легких фракций. Температура низа ко­лонны поддерживается в пределах 130-150 °С за счет тепла стабильной нефти, циркулирующей через змеевики трубчатой печи 1 с помощью насоса 3. Стабильная нефть, уходящая с низа колонны, насо­сом 4 прокачивается через теплообменники 6, где отдает свое тепло сырой нефти. Далее нефть проходит аппарат воздушного охлаждения 19 и поступает в резервуары стабильной нефти, откуда она и транс­портируется на нефтеперерабатывающие заводы [4].

Рис. 9 Технологическая схема двухколонной установки стабилизации нефти

1 – трубчатая печь; 2, 13 – колонны; 3, 4, 5, 11, 20 – насосы; 6, 17 – теплообменники; 7 – подогреватель; 8, 14 – холодильники-конденсаторы; 9 – газоводоотделитель; 10, 16 – редукционные клапаны; 12 – кипятильник; 15 – газосепаратор; 18 – холодильник; 19 – аппарат воздушного охлаждения. I – Сырая нефть; II - Сухой газ;III - Сжиженный газ; IV – Стабильный бензин; V – Стабильная нефть; VI – Вода; VII – Водяной пар

Смесь газов и паров, выходящая с верха колонны 2, охлаждается в холодильнике-конденсаторе 8. Газы вместе с образовавшимся конденсатом посту­пают в газоводоотделитель 9. Несконденсированные газы - сухой газ (в основном метан и этан) с верха газоводоотделителя выводятся с установки. На газо­отводном трубопроводе ставится редукционный кла­пан 10, поддерживающий стабильное давление в аппа­рате 9 и колонне 2.

Газоводоотделитель разделен вертикальной пере­городкой. Из одной половины аппарата снизу с по­мощью регулятора уровня, который соединен с кла­паном на дренажной линии, выводится вода. Из другой половины конденсат - смесь углеводородов забирается насосом 11 и прокачивается через тепло­обменник 17 стабильного бензина. Здесь смесь нагре­вается примерно до 70°С и с такой температурой поступает в испарительную часть стабилизационной колонны 13. Колонна имеет 30-32 желобчатых тарелки; давление в колонне поддерживается в пре­делах 1,3-1,5 МПа.

С верха колонны 13 уходит газ; тяжелая часть газа (пропан, бутаны) конденсируется в водяном холодильнике-конденсаторе 14 и отделяется в газо­сепараторе 15 от несконденсировавшейся части. Этот несконденсировавшийся газ выходит из газосепара­тора сверху, проходит редукционный клапан 16 и объединяется с газом, выходящим из газоводоотде­лителя 9. С помощью клапана 16 давление в колонне 13 поддерживается в пределах 1,2-1,5 МПа. Сжи­женный газ, отводимый с низа газосепаратора 15, направляется насосом 20 в приемник (на схеме не показан). Часть газа возвращается на верхнюю тарелку колонны 13 в виде холодного орошения, с помощью которого температура верха колонны поддерживается в пределах 40-50 °С. Для доста­точно полного выделения растворенных газов темпе­ратура низа колонны должна быть выше: 120-130 °С. Такая температура обеспечивается рецирку­ляцией стабильного бензина через кипятильник 12 с паровым пространством. В кипятильнике бензин нагревается до 160-180 °С водяным паром (давле­нием 0,3-0,5 МПа). Пары, образующиеся в кипя­тильнике, поступают в колонну 13, а жидкость — стабильный бензин - перетекает через перегородку внутри аппарата 12 и под давлением системы про­ходит теплообменник 17, холодильник 18 и далее направляется в резервуар стабильного бензина (на схеме не показан).

В результате стабилизации легкой нефти из нее полностью удаляются метан, этан и на 95 % пропан, при этом давление насыщенных паров нефти при 40 °С снижается с 0,85 до 0,03 МПа, что гарантирует постоянство фракционного состава нефти при ее транспортировании и хранении [4].

Подготовленная (товарная) нефть направляется в товарный парк, включающий резервуары различной вместимости: от 1000 м³ до 50000 м³. Далее нефть через головную насосную станцию подается в магистральный нефтепровод. Замер объема сдаваемой на транспортировку нефти производится на Узле учета, оборудованном в соответствии с техническими условиями (ТУ) АК «Транснефть» [1].

Рис. 10 Резервуар

Рис. 11 магистральный нефтепровод

Заключение

В статье рассмотрено сбор и подготовка скважинной продукции и сложный комплекс нефтепромыслового оборудования, состоящий из трубопроводов, запорно-регулирующей аппаратуры, замерных установок, сепараторов, резервуаров.

Рассмотрены виды трубопроводов, применяемые на нефтепромыслах: нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, водопроводы (водоводы).

Изучен процесс окончательной подготовки нефти который включает:

Дегазацию (окончательное отделение газа от нефти)

Обезвоживание (разрушение водонефтяной эмульсии, образующейся при подъеме продукции из скважины и транспорте ее до УКПН)

Обессоливание (удаление солей за счет добавления пресной воды и повторного обезвоживания)

Стабилизацию (удаление легких фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке

А также подробно описали принцип работы двухколонной установки стабилизации нефти.

Список используемой литературы

Анализ хозяйственной деятельности предприятия. Издательство Инфра-М. Учебник. 4-е изд., перераб. и доп. (Серия: Высшее образование) 1998.- 250с.

Дытнерский Ю.И., под ред. докт. хим. наук., основные процессы и аппараты химической технологии. Пособие по проектированию. М.: Химия, 1991, 210 с.

Скобло А.И., Трегубова И.А., Егоров Н.Н., Процессы и аппараты, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Москва, Государственное научно-техническое изд., 1962, 258 c.

Технологический Регламент Установки УСН 4/1, 2015г.-279 с.

Эрих В.Н., Расина М.Г., Рудин М.Г. Химия и технология нефти и газа. Ленинград, Химия, 1972, 196 c.

Код для цитирования: Скопировать