Подготовка нефти на месторождениях
Лекция 39
Тема: Разработка газовых и газоконденсатных месторождений.
План: 1. Подготовка нефти на месторождениях.
2. Нефтяные резервуары.
1. Подготовка нефти на месторождениях.
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).
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.
Рекомендуемые материалы
Рисунок 18.1.
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.
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
2. Нефтяные резервуары.
Для сбора, хранения и учета нефти применяют резервуары, форма которых может быть разнообразной: цилиндрической (горизонтальные и вертикальные), прямоугольной и сферической. Строят их подземными, полу подземными и наземными.
Подземные и полуподземные резервуары сооружают только железобетонными. Наиболее известны вертикальные стальные резервуары
Каждый резервуар снабжается лестницей для осмотра оборудования, отбора проб и контроля за уровнем нефтепродукта. На резервуаре у места присоединения лестницы оборудуется
замерная площадка, па которой устанавливают замерные приспособления и дыхательную арматуру резервуара.
Замерный люк предназначен для замера в резервуаре уровней нефтепродукта и подтоварной воды, а также для отбора проб при помощи пробоотборника. Внутри люка расположена направляющая алюминиевая или медная колодка, но которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. На нижнем поясе резервуара предусмотрен люк-лаз для входа обслуживающего персонала внутрь резервуара при его очистке и ремонте.
Имеется световой люк, который предназначен для проветривания резервуара перед его зачисткой. К этому люку прикрепляется запасной трос управления "хлопушкой" на случай обрыва рабочего троса. "Хлопушка" - тип обратного клапана для налива.
При выдаче нефтепродукта из резервуара крышка "хлопушки" открывается принудительно при помощи лебедок.
Дыхательный клапан служит для сообщения пространства внутри резервуара с атмосферой. Этот клапан представляет собой литую коробку (чугунную или алюминиевую), в которой расположены два клапана: один клапан открывается при повышении давления в газовом пространстве резервуара и обеспечивает выход газа в атмосферу при наливе, а второй - при разряжении (выдаче) обеспечивает доступ воздуха в резервуар. Иногда используют гидравлические предохранительные клапаны. Между резервуаром н дыхательным или гидравлическим клапаном устанавливают огневые предохранители. Они предотвращают проникновение пламени в газовое пространство резервуара. Для спуска из резервуара подтоварной воды применяется сифонный кран, представляющий собой трубу, пропущенную через сальник внутрь резервуара. Кроме этих устройств, каждый резервуар оснащается специальной ироги-
Группа резервуаров, сосредоточенных в одном месте, для сдачи товарной нефти называется резервуарным товарным парком. Резервуариый товарный парк должен иметь мощные средства пожаротушения, хорошие подъезды, земляную обва-ловку, хорошее водоснабжение и электроосвещение, закрытую систему канализации, насосную лабораторию, парокотельиую и т.п.
Количество товарной продукции в резервуарах можно определить, например объемным способом, сущность которого заключается в следующем. Перед заполнением продукцией резервуар калибруют (по высоте через каждый сантиметр наносят метки). Это нужно для определения объема жидкости в резервуаре.
При замере объема продукции находят уровень нефти и воды (мерной лентой с миллиметровыми делениями и лотом), а затем с учетом температуры по калибровочной таблице определяют объем в кубических литрах. Для определения плотности продукции при помощи пробоотборника необходимо взять пробу. Среднюю плотность этой пробы находят по нефтеден-снметру.
Контроль за качеством товарной нефти и учет ее количества при сдаче транспортным организациям в настоящее время проводится с помощью автоматических установок. В основном используются автоматизированные установки "Рубин-2М" и станции учета нефти. Они имеют оборудование для постоянного замера объемного расхода товарной нефти, ее плотности, атагосодержання н содержания солей. Установки могут быть настроены на показатели той или иной группы качества нефти но ГОСТ 9965-76. При нарушении этих показателей нефть автоматически направляется на повторную подготовку. Относительная погрешность изменения количества товарной нефти составляет 0.5 %.
Резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов служат:
- для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи;
- для учета нефти;
- для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и мехпримесей, смешение и др.).
В соответствии с этим резервуарные парки размещаются:
- на головной НПС;
-на границах эксплуатационных участков;
- в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.
Резервуарным парком в конце магистрального нефтепровода является либо сырьевой парк НПЗ, либо резервуары крупной перевалочной нефтебазы или пункта налива.
Полезный объем резервуарных парков на НПС рекомендуется принимать следующим (единица измерения - суточный объемперекачки):
- головная НПС…………………………………………………. 2...3
- НПС на границе эксплуатационных участков ………………0.3...0,'
- то же при проведении приемо-сдаточных операций ………1,0... 1,1
В системе магистральных нефтепроводов применяют вертикальные и горизонтальные стальные, а также железобетонные резервуары.
Резервуары бывают подземные и наземные. Подземными называют резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки. Остальные резервуары относятся к наземным.
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными. Они представляют собой (рис. 12.19) цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м, толщиной 4...25 мм, со щитовой конической или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык.
Щитовая кровля опирается на фермы и (у резервуаров большой емкости) на центральную стойку.
Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.
Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 50000 м3. Они рассчитаны на избыточное давление 2000 Па и вакуум 200 Па.
Для сокращения потерь нефти от испарения вертикальные цилиндрические резервуары оснащают понтонами и плавающи- ми крышами.
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей (типа РВСПК) отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они не имеют стационарной кровли (рис. 12.20). Роль крыши у них выполняет диск, изготовленный из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости. Известные конструкции плавающих крыш можно свести к четырем основным типам (рис. 12.21): дисковая, однослойная с кольцевым коробом, однослойная с кольцевым и центральным коробами, двуслойная. Дисковые крыши наименее металлоемки, но и наименее надежны,т. к. появление течи в любой ее части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее - к ее потоплению. Двуслойные крыши,наоборот, наиболее металлоемки, но и наиболее надежны, т. к. пустотелые короба, обеспечивающие плавучесть, герметично закрыты сверху и разделены перегородками на отсеки.
Рис. 12.19. Вертикальный цилиндрический резервуар объемом 5000 м'со щитовой кровлей: 1 - корпус; 2 - щитовая кровля; 3 - центральная стойка; 4 - шахтная лестница, 5 - днище
Рис. 12.20. Резервуар с плавающей крышей:
1 - ушотаяющий затвор; 2 - крыша; 3 - шарнирная лестница;4 - предохранительный клапан; 5 - дренажная система; 6 - труба; 7 - стойки; 8 - люк
Рис. 12.21. Схемы основных типов плавающих хрыш:
а - дисковая; 6 - однослойная с кольцевым коробом;в - однослойная с кольцевым и центральным коробами; г - двуслойная
Для сбора ливневых вод плавающие крыши имеют уклон к центру. Во избежание разрядов статического электричества их заземляют.
С целью предотвращения заклинивания плавающих крыш диаметр их металлического диска на 100-400 мм меньше диаметра резервуара. Оставшееся кольцевое пространство герметизируется с помощью уплотняющих затворов 1 различных конструкций (рис. 12.20).
Чтобы плавающая крыша не вращалась вокруг своей оси, в резервуаре устанавливают вертикальные направляющие 6 из труб которые одновременно служат для размещения устройства измерения уровня и отбора проб нефти.
В крайнем нижнем положении плавающая крыша опирается на стойки 7, расположенные равномерно по окружности крыши. Высота опорных стоек равна 1,8 м, что позволяет рабочим проникать внутрь резервуара и выполнять необходимые работы.
Недостатком резервуаров с плавающей крышей является возможность ее заклинивания вследствие неравномерности снежного покрова.
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном (типа РВСП) - это резервуары, по конструкции аналогичные резервуарам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные плавающим на поверхности нефти понтоном (рис. 12.22). Подобно плавающей крыше понтоны перемещаются по направляющим трубам б, снабжены опорными стойками 9 и уплотняющими затворами 1, 7, тщательно заземлены.
Понтоны бывают металлические и синтетические. Металлические понтоны конструктивно мало отличаются отплавающих крыш. Синтетический понтон состоит из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки и покрытого ковром из непроницаемой для паров (например, полиамидной) пленки. Понтоны из синтетических материалов в отличие от металлических практически непотопляемы, монтируются в действующих резервуарах без демонтажа части кровли или корпуса, без применения огневых работ в резервуаре, малометаллоемки.
При сооружении резервуаров типов РВС, РВСП и РВСПК используются рулонные заготовки днища и корпуса заводского изготовления.
Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС) в отличие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе и поставляют в готовом виде Их объем составляет от 3 до 100 м:|. На нефтеперекачивающих станциях такие резервуары используют как емкости дли сбора утечек.
Железобетонные резервуары (типа ЖБР) бывают цилиндрические и прямоугольные (рис. 12.23). Первые более распространены, поскольку экономичнее, прямоугольные же резервуары более просты в изготовлении .
Железобетонные резервуары изготавливают, как правило, из предварительно напряженных железобетонных панелей, швы между которыми замоноличивают бетоном. Плиты перекрытия опираются на стены, а в ряде случаев - и на балки. Днище, в основном, изготавливается монолитным бетонным толщиной 50 см .
Цилиндрические резервуары типа ЖБР сооружают объемом от 100 до 40000 м3. Они рассчитаны на избыточное давление 200 Па и на вакуум 100 Па .
Резервуары типа ЖБР требуют меньших металлозатрат, чем стальные. Однако в процессе их эксплуатации выявился ряд недостатков. Прежде всего, существующие конструкции перекрытия железобетонных резервуаров не обладают достаточной герметичностью и не предотвращают проникновение паров нефти (нефтепродукта) из резервуара в атмосферу. Другая проблема - борьба со всплыванием резервуаров при высоком уровне грунтовых вод. Существуют трудности с ремонтом внутреннего оборудования железобетонных резервуаров.
В силу перечисленных и ряда других причин резервуары типа ЖБР в настоящее время не сооружаются.
Контрольные вопросы:
1. Объясните схему сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле
2. Что такое обезвоживание и обессоливание?
3.Для чего нужны резервуары?
Литература
1. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учеб. для вузов. — М.: Недра,1988. — 501 с.
2. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин: Учеб. пособие для
вузов. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 670 с.
Люди также интересуются этой лекцией: ТЕМА - Установление связи между показателями.
3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных
и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. —679 с.
4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых
скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. — 679 с.
5. Болденко Д.Ф., Болденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели. — М.:Недра,
1999. — 375 с
