Продукция нефтяных и газовых скважин – смесь
· минерализованной воды,
· механических смесей (горных пород, затвердевшего цемента)
должна быть собрана из рассредоточенных на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной продукции-
– товарной нефти,
– пластовой и сточной воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт.
Сбор и подготовка нефти составляют единую систему процессов и представляют сложный комплекс
· блочного автоматизированного оборудования и
· аппаратов, технологически связанных между собой.
Она должна обеспечить:
S Предотвращение потерь нефтяного газа и легких фракций нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки
S Отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды
S Надежность работы каждого звена и системы в целом
S Высокие технико-экономические показатели работы
Сбор нефти и газа на промыслах – это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа до центрального пункта сбора. Они транспортируются под действием напора, обусловленного
– давлением на устье скважин,
– давлением, создаваемого насосами (при необходимости).
Нефтепроводы по которым осуществляется сбор нефти от скважин называются сборные коллекторы, давление в коллекторе называется линейным давлением.
Выбор схемы внутрипромыслового сбора продукции скважин в зависимости от
– природно-климатических условий,
– систем разработки месторождений,
– физико-химических свойств пластовых жидкостей,
– способов и объемов добычи нефти, газа и воды.
Это дает возможность
– замера дебитов каждой скважины;
– транспорта продукции скважин под давлением, имеющемся на устье скважин, на максимально возможное расстояние;
– максимальную герметизацию системы в целях исключения потерь газа и легких фракций нефти.
– возможность смешения нефтей различных горизонтов;
– необходимость подогрева продукции скважин в случае добычи высоковязких и высокопарафинистых нефтей.
На нефтяных месторождениях в основном применяются однотрубные системы сбора, при которых продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где проводится измерение дебитов (производительность) отдельных скважин, затем по трубопроводу нефть в газонасыщенном состоянии (без отделения нефти) направляется на ЦПС.
Помимо однотрубных систем сбора применяются и двухтрубные, когда после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где осуществляется первая ступень сепарации нефти (отделение основного количества газа от нефти). После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, а газ по отдельному газопроводу за счет давления в сепараторе ДНС (обычно 0,6-0,8 Мпа) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяются на больших по площади месторождениях нефти, когда давление скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.
На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продукцией обводненных скважин, поступает на ЦПС. Также раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, например не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводненных скважин и продукция, которую нежелательно смешивать, по отдельным выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам транспортируется до ЦПС
СИСТЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА
Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Для получения товарной нефти ее необходимо подвергнуть специальной подготовке, а газ перед поступлением к потребителю проходит сепарацию и осушку. Ввиду того, что пластовая вода и различные мех.примеси вызывают износ трубопроводов и оборудования, нефть отделяют от воды, газа и мех.примесей до подачи в магистральный трубопровод.
Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. На рис.1 изображена типовая схема сбора и подготовки нефти,
Со скважин жидкость (нефть, газ и вода) поступает на замерные установки, где производится учет количества нефти и газа с каждой скважины. С АГЗУ жидкость поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на УПСВ или центральный пункт сбора (ЦПС).
На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент – деэмульгатор. Газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ. Жидкость со второй ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит частичное отделение мех.примесей и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт. На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные батареи (ВРБ). С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины.
После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.
Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти (УПН) или центральном пункте подготовки нефти (ЦППН), и включают в себя следующие процессы:
— сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;
— обезвоживание продукции;
— стабилизация нефти.
На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50о и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде, и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.
Для подготовки нефти используют следующее оборудование:
— сепарационные установки – двухфазные сепараторы-отделители газа от жидкости типа НГС, сепараторы 2 ступени. Для более глубокой сепарации нефти на УПСВ применяют двухступенчатую сепарацию – смесь последовательно проходит через два сепаратора. Отсепарированный газ направляется через счетчики в газопровод на ГПЗ и ГРЭС как товарный продукт;
— печи – ПТБ – 10 (печь трубная блочная) – предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания, для улучшения процесса разделения эмульсии на нефть и воду;
— блок нагрева БН — предназначен для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания;
Кроме сепарации, процесс подготовки нефти включает очистку нефти от свободной воды, механических примесей и солей. Этот процесс осуществляется в отстойниках, аппаратах ОВД – 200. Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий с целью разделения ее на нефть и пластовую воду после нагрева и подачи реагента – деэмульгатора, способствующего облегчению разделения нефтяной эмульсии на нефть и воду.
Используются следующие деэмульгаторы: Дисольван 28/30, Дисольван 34/08, Сепарол WF-41, Сепарол ES-3344, Прошинор DN-15, Дипроксамин, СНПХ. Деэмульгаторы – химические вещества, обладающие поверхностно-активными свойствами, уменьшающие поверхностное натяжение раздела фаз нефть-вода, тем самым способствующие расслоению эмульсии. Для глубокого обезвоживания и обессоливания на установках подготовки нефти применяются электродегидраторы ЭГ – 200 – 10 (объем 200 м3, рабочее давление 10 атм.) Электродегидратор отличается от отстойника ОВД – 200 наличием двух горизонтальных электродов, на которые подается напряжение до 44 Кв.
Контроль над качеством товарной нефти и учет ее ведется на объединенном коммерческом узле учета нефти. Подготовленная нефть проходит через автоматическую систему “СМИТ”, обеспечивающую точность учета до 0,1 %. Качество товарной нефти регламентируется ГОСТом 9965-76.
На всех новых нефтяных промыслах используют централизованную схему сбора и подготовки нефти. По этой схеме сбор продукции осуществляют от группы буровых скважин на автоматизированные замерные установки (АГЗУ). От каждой буровой скважины по индивидуальным трубопроводам на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ определяют точное количество нефти, которая поступила от каждой буровой скважины, а также осуществляют сепарацию пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводам на ГПЗ.
Обезвоженная и дегазированная нефть поступает на центральный пункт сбора (ЦПС) (рис.).
Рис. Централизованная схема сбора и подготовки нефти:
1,5 – насосные станции первого подъема воды; 2 – буровые скважины; 3 – станция очистки воды;
4 – открытый водосбор; 6,9 – кольцевые водоотводы; 7, 8, 10 – контуры месторождений;
11 – нефтяные буровые скважины; 12 – буровые скважины для закачки воды в пласт.
На каждом нефтяном месторождении обустраивают один ЦПС. Но иногда один ЦПС обслуживает несколько месторождений и размещают его на наибольшем из них. При этом на некоторых месторождениях сооружают комплексные сборные пункты (КСП), где осуществляют частичную обработку нефти. На ЦПС расположены установки по подготовке нефти, на которых осуществляют все технологические операции в комплексе.
Поступившая на установку комплексной подготовки нефти (УКПН) обезвоженная, деминерализованная, дегазированная и очищенная нефть после окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти, а оттуда на главную насосную станцию магистрального нефтепровода.
Для перемещения нефти от АГЗУ до ЦПС пластового давления часто оказывается недостаточно. Поэтому между АГЗУ и ЦПС размещают насосную станцию, которая и создает дополнительное давление в сборном коллекторе и дожимает поток нефти. Эту насосную станцию называют дожимной насосной станцией (ДНС). На ЦПС размещена также установка по подготовке воды (УПВ), на которой вода, отделенная на УКПН от нефти, подвергается очистке от частичек механических примесей, окислов железа и т.д. и направляется в систему поддержки пластового давления (ППД). Оттуда подготовленная вода с помощью кустовых насосных станций (КНС) под большим давлением (до 20-25 МПа) через систему трубопроводов-водоводов подается в нагнетательные (инжекционные) буровые скважины, а оттуда в продуктивные пласты.
Сепарация при подготовке нефти осуществляется в несколько ступеней. Первичная сепарация осуществляется на АГЗУ, а вторая и последующие ступени – на УКПН. Сепарация нефти происходит в специальных аппаратах-сепараторах, которые бывают вертикальными и горизонтальными. Вертикальный сепаратор состоит из четырех секций (рис.).
Секция I — это секция интенсивного выделения газа из нефти. Газо-водонефтяная смесь под большим давлением поступает в рабочее пространство сепаратора большого объема. За счет резкого снижения скорости потока вода и газ отделяются от нефти и вода направляется в нижние секции, а газ выходит из сепаратора через верхний патрубок. Повышенный эффект сепарации обеспечивается при тангенциальном вводе потока в сепаратор. При этом поток газоводонефтяной смеси подводится в рабочее пространство цилиндрического сепаратора по касательной, стекает по стенкам корпуса, что создает оптимальные условия для разделения жидкости и газа. Нефть под действием силы тяжести стекает вниз по наклоненным полочкам тонким слоем в секцию II. Это создает лучшие условия для выделения газа из нефти за счет уменьшения толщины ее слоя и увеличения времени пребывания смеси в секции II. После секции II нефть попадает в секцию III – сбора нефти. Секция IV предназначена для улавливания капель жидкости, которые вытягивает за собой исходящий поток газа.
Рис. Вертикальный сепаратор:
I – основная сепарационная секция; II – осадочная секция; III – секция сбора нефти; IV – секция каплеулавливания; V – патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 – коллектор для раздачи; 3 – регулятор давления; 4 – каплеулавливатель с жалюзями; 5 – предохранительный клапан; 6 — наклонные полочки;
7 – поплавок; 8 — регулятор уровня; 9 — линия удаления шлама; 10 — перегородки; 11 — стекло уровнемера; 12 — труба для дренажа
Горизонтальные сепараторы имеют ряд преимуществ перед вертикальными; характеризуются большей производительностью и высоким эффектом сепарации. Принцип работы горизонтальных сепараторов аналогичен вертикальным. Но поскольку в горизонтальных сепараторах капли жидкости падают перпендикулярно к потоку газа, а не навстречу ему, как в вертикальных сепараторах, горизонтальные сепараторы имеют большую производительность.
Обезвоживание и обессоливание газожидкостной смеси — взаимосвязанные процессы, так как основная масса солей сосредоточена в пластовой воде и удаление воды проводят перед деминерализацией нефти. Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образовывают стойкие эмульсии. При этом вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют такие технологические процессы: гравитационный отстой нефти; горячий отстой нефти; термохимические методы; электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее простой по технологии — процесс гравитационного отстоя.
Общим недостатком гравитационных методов обезвоживания есть низкая эффективность, поэтому при подготовке нефти используют более эффективные методы, такие как химические и термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в жидкость вводят специальные вещества, которые называются деэмульгаторами. Преимущественно в качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах — от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы.
Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности распределения фаз «нефть-вода» и вытесняют или замещают менее поверхностно-активные естественные эмульгаторы, которые содержатся в жидкости. Пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочна, что облегчает слияние малых капель в большие, т.е. происходит процесс коалесценции. Крупные капли воды легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно увеличивается за счет нагревания нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагревании и облегчения процесса коалесценции капель воды. Наиболее эффективно обезвоживание нефти при использовании электрических методов. Электрообезвоживание и электрообессоливание нефти производится путем пропуска нефти через специальные аппараты – электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, которые создают электрическое поле высокого напряжения (20-30 кВ). Для повышения скорости очистки нефть предварительно подогревают до температуры 50-70°С. При прохождении обезвоженной нефти через электрическое поле высокого напряжения капли воды поляризуются, т.е. вытягиваются в длину, и на их краях формируются противоположные электрические заряды. Поляризация капель воды способствует слиянию малых капель в большие и ускорению их выделения из нефти. Частички механических примесей извлекаются из нефти во время сепарации и отстаивания. В технологии промышленной подготовки нефти используют также стабилизацию нефти. Дело в том, что после дегазации в составе нефти остается некоторое количество легких углеводородов – метана, этана и др. При хранении такой нефти в резервуарах или при ее транспортировке по трубопроводам, в цистернах железной дорогой или водным путем значительная часть этих легких углеводородов теряется вследствие испарения. Вместе с тем легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины). Поэтому из нефти извлекают легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти, для чего ее подвергают ректификации или горячей сепарации. Простейшей и наиболее широко используемой в промышленной подготовке нефти есть горячая сепарация, которую выполняют на специальной стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, преимущественно горизонтальный. В сепараторе из подогретой до 40-80°С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор подаются в сборный газопровод. В бензосепараторе из легкой фракции дополнительно выделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды.
Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает на УПВ (установку подготовки воды), которая также размещена на ЦПЗ. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержимое воды в нефти может достигать до 80 %, т.е. с каждым кубометром нефти изымается 4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, что снижает эффективность добычи.
Гидраты окиси железа выпадают в осадок, соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачать в продуктивные пласты.
Допустимое содержание в воде механических примесей, нефти и соединений железа определяют конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод используют закрытую (герметизированную) систему, в которой используют три метода: отстой, фильтрование и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном распределении твердых частичек механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя происходит в горизонтальных аппаратах-отстойниках или в вертикальных резервуарах-отстойниках. Метод фильтрования основывается на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например, через гранулы полиэтилена, которые «захватывают» капли нефти и частички механических примесей и свободно пропускают воду. Метод флотации базируется на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, оседают на поверхности твердых частичек, капель нефти и содействуют их всплытию на поверхности. Очищают сточные воды на установках марок УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000, УОВ-10000, производительностью соответственно, 750, 1500, 3000 и 10000 м3/сут. Установка УОВ-10000 состоит из трех установок УОВ-3000. Каждая такая установка имеет четыре блока: отстойник, флотацию, сепарацию и насосный. Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты закачивают пресную воду, получаемую из подземных артезианских буровых скважин и открытых водоемов (рек). Грунтовые воды из артезианских буровых скважин отличаются высокой степенью чистоты и большей частью не нуждаются в глубокой очистке перед нагнетанием в пласты, а вода из открытых водоемов сильно загрязнена глинистыми частичками, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки. Существует два вида отбора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый.
Добываемая нефть — смесь нефти, газа, минерализованной воды, механических примесей и других попутных компонентов — должна быть собрана из рассредоточенных на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной продукции — товарной нефти, нефтяного газа, а также пластовой и сточной воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт.
Из нефтяных скважин на поверхность вместе с нефтью и попутным нефтяным газом поступает сильно минерализованная (с содержанием солей до 2500 мг/л) пластовая вода и механические примеси. Содержание пластовой воды на третьей и особенно четвертой стадиях разработки месторождений достигает 80 и более процентов. Пластовая вода, обладая сильными коррозионными свойствами, в процессе ее внутрипромысловой транспортировки вызывает коррозионные разрушения трубопроводов, днищ резервуаров, насосов, запорной арматуры и т.д.
Такую продукцию без отделения нефти от пластовой воды поставлять на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) недопустимо, т.к. в процессе ее транспортировки коррозионному разрушению будут подвергаться магистральные нефтепроводы, резервуары, запорная арматура, насосы и т.д. Кроме того, из-за перекачки воды вместе с нефтью появляются неоправданные затраты на электроэнергию, создаются большие проблемы с утилизацией воды в местах ее переработки и т.д. Нецелесообразно также вместе с нефтью транспортировать на нефтеперерабатывающие заводы механические примеси и попутный нефтяной газ.
Поэтому на промыслах для сбора нефти и газа, замера дебитов нефти и газа, транспортирования их до центральных сборных пунктов (ЦСП), где от нефти отделяют газ, воду, механические примеси и соли, строят систему выкидных линий, трубопроводов, аппаратов, ДНС (дожимных насосных станций), ГЗУ (групповых замерных установок) и других сооружений.
Система сбора, транспорта и подготовки нефти и газа на нефтяных промыслах позволяет осуществлять:
— сбор нефти и газа со скважин по выкидным линиям до ГЗУ;
— замер дебитов нефти и газа на ГЗУ;
— отделение нефти от газа;
— транспорт нефти и газа (по закрытой системе) по нефтепроводам до ДНС или ЦСП;
— обезвоживание, обессоливание, стабилизацию, очистку газа от ненужных примесей;
— учет нефти и газа, сдачу нефти нефтепроводным управлениям и дальнейшую ее поставку НПЗ (нефтеперерабатывающим заводам) или на экспорт и т.д.
На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис.4.1). Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод).
Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН — установка по комплексной подготовке нефти.
Рис. 4.1. Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:
1 — нефтяная скважина; 2 — автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 — дожимная насосная станция (ДНС); 4 — установка очистки пластовой воды; 5 — установка подготовки нефти; 6 — газокомпрессорная станция; 7 — центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 — резервуарный парк
Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.
С учетом перечисленных выше и других существенных недостатков необходимо было создавать принципиально новые схемы сбора, транспорта и подготовки нефти и газа, которые должны были обеспечивать значительное снижение потерь легких фракций, недопущение контакта нефти с атмосферой, обеспечивать более полное отделение нефти от газа, воды и механических примесей, снижать металлоемкость при обустройстве и т.д.
Закрытая система сбора, транспорта и подготовки нефти и газа с многоступенчатой сепарацией газа на нефтесборных пунктах и ДНС (дожимных насосных станциях). При закрытой схеме жидкость (нефть с водой и газом) со скважин под действием давления на устье (от 0,8 до 1,0 МПа и более) поступает по выкидным линиям на ГЗУ (групповая замерная установка), где замеряется дебит нефти со скважин. Из ГЗУ нефть направляется в нефтесборный коллектор. По нефтесборному коллектору нефть поступает на 1-ю ступень сепарации, расположенную на центральном сборном пункте (ЦСП). На территории центрального сборного пункта находится установка подготовки нефти (УПН).
На ЦСП осуществляется сепарация газа (трех или четырех ступенчатая), обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти. На рис. 173 показана одна из схем промыслового сбора и транспорта нефти и газа, которая не является стандартной, а в зависимости от местных условий и условий разработки месторождений может видоизменяться.
На данной схеме показано, что нефть со скважин 1 по выкидным линиям направляется на групповые замерные установки 2, где осуществляется замер дебита каждой скважины. Во время замера дебита нефти одной из скважин продукция остальных скважин по обводному трубопроводу на ГЗУ направляется в сборный коллектор (нефтепровод), по которому нефть и газ транспортируются до первой ступени сепарации на ЦСП (центральный сборный пункт) 3 или до дожимных насосных станций За (ДНС).
ДНС строятся на больших по площади нефтепромыслах, когда давление на устье скважин не обеспечивает транспорт нефти и газа до ЦСП. Концевые сепараторные установки 5 устанавливаются на территории ЦСП, в которых происходит отделение нефти от попутного нефтяного газа при давлении в сепараторах, близком к атмосферному. Нефть с концевых сепараторов поступает на установки подготовки нефти 6 и далее в резервуары 7, Нефть с резервуаров после ее замера и оформления соответствующего документа представителями НГДУ и территориального нефтепроводного управления насосами откачивается в магистральный нефтепровод на НПЗ или другим потребителям.
Если нефть имеет высокий газовый фактор, то газ после сепарационной установки поступает на прием компрессоров газокомпрессорной станции 9. Компрессорами газ перекачивается до газобензинового завода 11 или в магистральный газопровод и далее до пунктов его потребления.
Вода из отстойников, установок по подготовке нефти и РВС (резервуар вертикальный стальной) собирается по дренажным линиям и поступает на установки подготовки воды 10. С установок подготовки вода после очистки от пленки нефти и механических примесей поступает на КНС (кустовые насосные станции) и закачивается в нагнетательные скважины. Нефть со скважин на поверхность поступает вместе с водой. При перемешивании нефти и воды в процессе ее движения от забоя скважин до ЦСП образуется стойкая эмульсия. В эмульсии вода в виде мельчайших частиц находится внутри нефти. Эмульсии эти очень стойкие, и отделить воду от нефти в них отстоем невозможно.
Процесс отделения воды от нефти называют обезвоживанием. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1-1,5%. Полное отделение воды от нефти до 0,01% происходит в процессе обессоливания нефти. В процессе обессоливания из нефти удаляются соли. Удаление соли из нефти происходит в процессе пропуска нефти через слой пресной воды. Соли, содержащиеся в нефти, растворяются в пресной воде и удаляются вместе с водой. Процессы разрушения нефтяных эмульсий в промысловой практике осуществляют с помощью нагрева нефти до 50-70° С и дозировкой в нее химических реагентов-деэмульгаторов.
В качестве деэмульгаторов применяют неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ), изготавливаемые на основе окиси этилена ОП-10, дипроксомин, а в последнее время чаще других — дисольван. Дозировка этих реагентов при обезвоживании и обессоливании от 40 до 120 г на 1 т нефти. Деэмульгатор при смешении с эмульсионной нефтью, вследствие растворимости в обеих фазах эмульсии, свободно поступает во внутреннюю фазу, разрушает пленки эмульгаторов, снижает поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что способствует разделению эмульсии на нефть и воду. Происходит комплексное воздействие за счет тепла, когда вязкость эмульсии снижается, и капли воды соединяются друг с другом и демульгатором, вследствие чего вода отделяется от нефти и осаждается в булитах, РВС и т.д.
Применяется также электрический способ разрушения эмульсии, который основан на проявлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капли воды, на взаимном притяжении этих капель и разрушении пленок нефти между этими каплями в результате действия электрического тока высокого напряжения на электроды, находящиеся в потоке эмульсии. При деэмульсации нефти с использованием электрического тока в металлический сосуд, называемый электродегидратором, вводится электрод, изолированный от стенок сосуда, по которому подается ток напряжением в несколько тысяч вольт. Стенки металлического сосуда являются вторым электродом, которые заземляются и соединяются с трансформатором напряжения.
Между электродами, при прохождении через них эмульсии, пропускают ток высокого напряжения, при этом эмульсия разрушается, капли нефти соединяются между собой в более крупные частички и вода начинает оседать на дно сосуда. На нефтяных промыслах осуществляют комплексную подготовку нефти, т.е. обезвоживание, обессоливание и дегазацию нефти на УКПН — установке комплексной подготовки нефти. Механические примеси удаляются из нефти в процессе сепарации и отстоя нефти. В промысловой подготовке нефти осуществляют также стабилизацию нефти. Стабилизация нефти — это удаление из нефти легких углеводородов, оставшихся в нефти после ее дегазации (метан, этан и др.).
Для стабилизации нефти ее подвергают горячей сепарации на специальной стабилизационной установке. При этом нефть подогревают и подают в сепаратор. В сепараторе из подогретой до 50-80° С нефти испаряются легкие углеводороды, которые через холодильную установку и бензосепаратор компрессором подаются в сборный газопровод. Кроме этого, в бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяются за счет конденсации тяжелые углеводороды.
Сточные воды, отделенные от нефти на установках комплексной подготовки нефти, перед их закачкой в продуктивные горизонты необходимо очистить от механических примесей, пленок (капель) нефти, гидратов окиси железа. С этой целью применяют закрытую (герметизированную) систему очистки, в которой используют три метода: отстой, фильтрование и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, частиц нефти и воды, который проводят в отстойниках или резервуарах. Метод фильтрации основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, который свободно пропускает воду, а капли нефти и частицы механических примесей удерживаются фильтрующим слоем.
Метод флотации основан на явлении, когда пузырьки газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и обеспечивают их всплытие на поверхность.
Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды
Пластовая вода — это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.
Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.
На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис.18.1). Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН — установка по комплексной подготовке нефти.
1 — нефтяная скважина;
2 — автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ);
3 — дожимная насосная станция (ДНС);
4 — установка очистки пластовой воды;
5 — установка подготовки нефти;
6 — газокомпрессорная станция;
7 — центральный пункт сбора нефти, газа и воды;
8 — резервуарный парк
Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа «вода в нефти». В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.
Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти — малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти. Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 -70°С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность.
Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз «нефть-вода» и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды.
Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание и электро-обессоливание нефти связаны с пропусканием нефти через специальные аппараты-электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20-30 кВ). Для повышения скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры 50-70°С. При хранении такой нефти в резервуарах, при транспортировке ее по трубопроводам, в цистернах по железной дороге или водным путем значительная часть этих углеводородов теряется за счет испарения. Легкие углеводороды являются инициаторами интенсивного испарения нефти, так как они увлекают за собой и более тяжелые углеводороды.
В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины). Поэтому перед подачей нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации. Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный. В сепараторе из подогретой до 40-80°С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор направляются в сборный газопровод. В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды.
Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает на УПВ, расположенную также на ЦПС. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта «вода-нефть» в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки.
В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах — отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках. Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена. Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду. Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность. Очистку сточных вод осуществляют на установках очистки вод типа УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000 и УОВ-10000, имеющих пропускную способность соответственно 750, 1500, 3000 и 10000 м3/сут. Следует отметить, что установка УОВ-10000 состоит из трех установок УОВ-3000. Каждая такая установка состоит из четырех блоков: отстойника, флотации, сепарации и насосного.
Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек). Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты. В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки. В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый. При подрусловом методе воду забирают ниже дна реки — «под руслом». Для этого в пойме реки пробуривают скважины глубиной 20-30 м диаметром 300 мм. Эти скважины обязательно проходят через слой песчаного грунта. Скважину укрепляют обсадными трубами с отверстиями на спицах и в них опускают водозаборные трубы диаметром 200 мм. В каждом случае получают как бы два сообщающихся сосуда — «река-скважина», разделенных естественным фильтром (слоем песчаного грунта). Вода из реки профильтровывается через песок и накапливается в скважине. Приток воды из скважины форсируется вакуум-насосом или водоподъемным насосом и подается на кустовую насосную станцию (КНС). При открытом методе воду с помощью насосов первого подъема откачивают из реки и подают на водоочистную станцию, где она проходит цикл очистки и попадает в отстойник. В отстойнике с помощью реагентов-коагуляторов частицы механических примесей и соединений железа выводятся в осадок. Окончательная очистка воды происходит в фильтрах, где в качестве фильтрирующих материалов используют чистый песок или мелкий уголь.
Все оборудование системы сбора и подготовки нефти и воды поставляют в комплектно-блочном исполнении в виде полностью готовых блоков и суперблоков.
