- •Л.В.Шишмина сбор и подготовка продукции нефтяных скважин
- •IV курс
- •Содержание
- •Введение
- •Водонефтяные эмульсии. Образование. Устойчивость. Физико-химические свойства. Методы разрушения
- •1.1. Причины образования водонефтяных эмульсий
- •Поверхностное натяжение
- •Типы эмульсий
- •1.2. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий
- •Факторы, влияющие на устойчивость эмульсий
- •Старение эмульсий
- •1.3. Методы разрушения нефтяных эмульсий
- •Химические методы
- •Деэмульгирование под действием электрического поля
- •Факторы, влияющие на отстой в электрическом поле
- •Электродегидратор
- •Механические методы
- •Отстаивание
- •Центрифугирование
- •Фильтрация
- •2 Сбор и внутрипромысловый транспорт скважинной продукции
- •2.1. Системы сбора и транспорта нефти и газа
- •Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к комплексному сборному пункту (ксп).
- •2.2. Системы сбора продукции скважин в западной сибири
- •2.3. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти, газа и воды
- •2.4 Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды
- •3. Установки для измерения продукции скважин
- •4. Предварительное разделение продукции скважин
- •4.1. Сепарация нефти от газа
- •Назначение, классификация и конструкции сепараторов
- •Принципиальное устройство сепараторов
- •Расчет гравитационного сепаратора на пропускную способность по газу и жидкости Расчет количества газа, выделившегося по ступеням сепарации
- •Расчет вертикального гравитационного сепаратора по газу
- •Расчет вертикального гравитационного сепаратора по жидкости
- •Расчет горизонтального сепаратора по газу
- •Эффективность процесса сепарации нефти от газа
- •Оптимальное давление и число ступеней сепарации нефти
- •4.2. Расчеты фазовых равновесий нефти и газа
- •4.3. Предварительный сброс пластовой воды
- •Разрушение эмульсий
- •Аппараты для предварительного сброса воды
- •5 Технологические расчеты промысловых трубопроводов
- •5.1. Классификации трубопроводов
- •Основные принципы проектирования трубопроводов
- •5.2 Гидравлический расчет простых напорных трубопроводов
- •Определение потерь напора на трение
- •Из (5.11) следует, что
- •Если учесть, что
- •Определение потерь напора на местные сопротивления
- •5.3. Графоаналитический способ решения задач
- •5.4 Гидравлические расчеты сложных трубопроводов
- •Гидравлический расчет трубопровода I категории
- •Гидравлический расчет трубопровода II категории
- •Гидравлический расчет трубопровода III категории
- •5.5. Увеличение пропускной способности трубопровода
- •5.6 Расчет оптимального диаметра трубопровода
- •5.7. Расчет трубопроводов при неизотермическом движении однофазной жидкости
- •5.8. Структуры газожидкостного потока в горизонтальных и наклонных трубопроводах
- •5.9. Газопроводы для сбора нефтяного газа
- •5.10 Расчет простого газопровода
- •Гидравлический расчет
- •Изменение температуры газа по длине газопровода
- •Изменение давления по длине газопровода
- •5.11 Расчет сложного газопровода
- •6 Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов
- •6.1. Внутренняя коррозия трубопроводов
- •6.1.1. Теоретические основы электрохимической коррозии металлов
- •Факторы коррозионного разрушения трубопроводов
- •1. Температура и рН воды
- •Минерализация воды
- •6.1.2 Способы защиты трубопроводов от внутренней коррозии
- •Механические способы защиты
- •Технологическая защита трубопроводов
- •Химическая защита трубопроводов
- •6.1.3. Особенности внутренней коррозии трубопроводов в условиях западной сибири
- •6.2. Защита трубопроводов от внешней коррозии
- •6.3. Причины и механизм образования парафиновых отложений в трубопроводах
- •6.3.1. Состав парафиновых отложений
- •6.3.2. Факторы, влияющие на образование парафиновых отложений
- •Также имеет значение:
- •6.3.3. Температурный режим трубопроводов системы промыслового сбора нефти
- •6.3.4. Химические методы борьбы с отложениями парафина
- •6.3.5. Предотвращение отложений парафина с помощью магнитного поля
- •6 Рис.6.7. Схема установки магнитоактиватора на трубопроводе 1-магнитоактиватор; 2,3-задвижки; 4-устройство с образцами-свидетелями; 5-трубопровод .4. Осложнения за счет выпадения солей
- •Методы борьбы с отложениями солей
- •6.5. Образование жидкостных и гидратных пробок в газопроводах
- •6.5.1. Газовые гидраты: структура, состав, свойства
- •Элементарные ячейки гидрата: а — структуры I, б — структуры II
- •6.5.2. Условия образования газовых гидратов
- •6.5.3. Определение места образования гидратов
- •6.5.4. Предупреждение образования и ликвидация гидратов
- •7. Подготовка нефти на промыслах
- •7.1. Технологические схемы процессов обезвоживания и обессоливания нефти
- •7.2. Технологические схемы стабилизации нефти
- •7.3. Оборудование установок стабилизации нефти
- •8. Подготовка воды для системы поддержания пластового давления.
- •8.1. Требования к воде, закачиваемой в пласт
- •8.2. Технологические схемы установок по подготовке сточных вод для заводнения нефтяных пластов
- •Техническая характеристика коалесцирующего фильтра-отстойника типа фж-2973
- •9. Процессы подготовки нефтяного газа. Технологические схемы
- •9.1 Способы осушки нефтяного газа
- •9.2. Отбензинивание нефтяного газа
- •Выделение из нефтяного газа пропан-бутанов на абсорбционных установках
- •Компрессионный способ извлечения жидких углеводородов из нефтяного газа
- •9.3. Осушка газа жидкими сорбентами
- •9.4. Очистка газа от сероводорода и углекислоты Аминовая очистка газа
- •Очистка гидроокисью железа
- •9.5 Типовые схемы установок подготовки нефтяных газов
- •Список использованной литературы
9.5 Типовые схемы установок подготовки нефтяных газов
В результате анализа и обобщения результатов научных исследований, проектов, отечественного и зарубежного опыта в этой области в институте Гипровостокнефть разработаны унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов.
К числу технологических подкомплексов единого технологического комплекса сбора, подготовки и транспорта продукции скважин нефтегазодобывающего района относится технологический подкомплекс сооружений подготовки нефтяного газа к транспорту, обеспечивающий:
компримирование газа низкого давления (выделяющегося из нефти на второй и последующих ступенях сепарации, включая горячую и вакуумную сепарацию) до давления газа первой ступени сепарации;
осушку, очистку от агрессивных компонентов, полное или частичное отбензинивание газа (необходимость применения того или иного технологического процесса определяется в каждом случае, исходя из конкретных условий);
замер и учет количества газа, направляемого на собственные нужды и потребителям
Основной вариант унифицированной технологической схемы подготовки продукции скважин предусматривает обустройство нефтегазодобывающего района с единым ЦПС, который представляет собой комплекс сооружений, обеспечивающих последовательное проведение непрерывных взаимосвязанных технологических процессов подготовки нефти, газа и воды. В этом случае на месторождениях размещаются выкидные линии от скважин, замерные установки, нефтегазосборные коллекторы, а на ЦПС — сепарационные блоки первой и последующих ступеней сепарации нефти и газа, блоки подготовки нефти, газа и воды, учета товарной продукции, инженерные коммуникации и вспомогательные сооружения.
На ЦПС перед сепаратором первой ступени должно быть устройство для предварительного разделения продукции скважин на газовую и жидкую фазы, т. е. первая ступень сепарации должна осуществляться в сепараторах с предварительным отбором газа.
Варианты подготовки нефтяного газа к транспорту зависят от удаленности потребителей газа от ЦПС и их особенностей.
Если потребитель газа — газоперерабатывающий завод, расположенный в непосредственной близости от ЦПС, то газ первой ступени сепарации и газ низкого давления подаются на завод раздельно без компримирования и подготовки. В этом случае необходимая подготовка газа осуществляется на газоперерабатывающем заводе.
Если потребитель газа — газоперерабатывающий завод, расположенный от ЦПС на таком расстоянии, при котором бескомпрессорный транспорт газа низкого давления на завод невозможен, то в этом случае унифицированными технологическими схемами предусмотрено несколько вариантов подготовки газа, но в любом варианте рекомендовано:
газ первой ступени сепарации подготавливать отдельно от газа низкого давления;
газ низкого давления компримировать до давления первой ступени сепарации;
газ первой ступени сепарации транспортировать на завод бескомпрессорным способом (совместно с газом низкого давления после его компримирования или раздельно).
В зависимости от конкретных условий возможны следующие варианты подготовки газа:
газ низкого давления после компримирования охлаждается в воздушных холодильниках и через сепаратор подается на смешение с газом первой ступени сепарации, а выделившийся в сепараторе конденсат направляется в нефтегазопровод перед первой ступенью сепарации или в товарную нефть (направление реализации выделившегося конденсата определяется при проектировании с учетом достижения наилучших технико-экономических показателей и обеспечения необходимого качества товарной нефти):
газ низкого давления частично отбензинивается методом низкотемпературной конденсации (НТК) с целью предотвращения обильного выпадения конденсата в газопроводе, а затем совместно с газом первой ступени сепарации или раздельно подается на газоперерабатывающий завод; полученная при НТК широкая фракция углеводородов по самостоятельному продуктопроводу также подается на завод;
газ первой ступени сепарации частично отбензинивается методом НТК, а выделившийся при этом конденсат подается в товарную нефть; газ низкого давления подготавливается одним из указанных методов и подается на завод совместно с подготовленным газом первой ступени сепарации или раздельно;
наряду с подготовкой газа одним из указанных методов при необходимости осуществляется также его осушка (необходимость осушки газа определяется в результате расчета).
Если газ подается непосредственно коммунально-бытовым потребителям или в магистральные газопроводы, то методы подготовки газа определяются в зависимости от его состава и требований к качеству газа, регламентированных для данных потребителей.
Кроме основного варианта унифицированной технологической схемы с осуществлением всех ступеней сепарации нефти и газа на ЦПС предусмотрена возможность размещения блоков первой ступени сепарации на отдельных месторождениях (или на отдельных участках крупных месторождений). При этом газ первой ступени сепарации подлежит транспортировке на ЦПС, как правило, бескомпрессорным способом, а нефть в газонасыщенном состоянии (с газом, оставшимся в ней после первой ступени сепарации) — насосами. В данном случае может возникнуть необходимость осушки газа первой ступени сепарации на месторождении для обеспечения возможности его беспрепятственного транспортирования до ЦПС.
В некоторых случаях для подачи газа на газоперерабатывающий завод или другим потребителям может возникнуть необходимость компримирования не только газа низкого давления, но и газа первой ступени сепарации. При этом в зависимости от конкретных условий (состава газа, рельефа местности, удаленности пункта подготовки газа от потребителей и др.) в каждом случае в результате расчета определяется возможность транспорта газа без предварительного отбензинивания или необходимость его подготовки методом НТК при давлении транспорта.
Наряду с указанными методами подготовки газа можно применять и другие методы, например вымораживание, а также использовать в качестве временной меры различные ингибиторы (гидратообразования, коррозии и т. п.), обеспечивающие надежный транспорт газа и безопасное использование его потребителями. Возможность применения этих технических решений в каждом конкретном случае определяется на основе технико-экономического обоснования.
Во всех случаях необходимо определять техническую возможность и экономическую целесообразность транспортирования газа до потребителей без его предварительной подготовки и без вывода конденсата из газопровода по сравнению с вариантами подготовки газа или вывода конденсата по трассе газопровода.
На основе унифицированных технологических схем комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов в нефтяной промышленности разработаны и введен в действие с 1 января 1980 года отраслевой стандарт ОСТ 39-091-79. Установки подготовки нефтяного газа. Параметрические ряды.
ОСТ 39-091-79 распространяется на блочные промысловые установки подготовки нефтяного газа к транспорту до газоперерабатывающих заводов или местных потребителей при давлении, не превышающем давление первой ступени сепарации нефти и газа. Стандарт устанавливает параметрический ряд пропускных способностей установок подготовки газа, а также номенклатуру и параметрические ряды функциональных технологических блоков, входящих в состав установок компримирования, низкотемпературной конденсации и осушки (абсорбционными методами) нефтяного газа.
Типовые схемы установок подготовки газа на базе функциональных технологических блоков (ФТБ) приведены на рис. 54—58. Наряду с обозначениями (шифрами) блоков, указанными в табл. 37, на этих схемах приняты следующие обозначения:
Хг — блок холодильника газа перед компрессорной; Хго — блок холодильника газа перед осушкой; Сго — блок газосепаратора перед осушкой; Г1 — сырой газ; Г2 — газ после компримирования; Г3 — осушенный газ; Г4 — отбензиненный газ; ГК — газовый конденсат; ГГК — смесь газа и газового конденсата; ШФ — широкая фракция; Ао — блок абсорбера; М — масло; НГ — насыщенный гликоль; РГ — регенерированный гликоль; ХЖ — хладагент жидкий; ХГ — хладагент газообразный.
На схемах пунктиром обозначены установки подготовки газа
Рис.54. Схема подготовки нефтяного газа первой ступени сепарации
Тип 1 (осушка газа гликолем)
и ФТБ, которые при необходимости можно использовать дополнительно. В частности, при наличии в поступающем на подготовку газе сероводорода и углекислого газа в количествах, превышающих допустимые, необходимо применение установок очистки газа от этих агрессивных компонентов. При температуре поступающего на подготовку газа выше допустимой применяется вариант установки с дополнительными блоками охлаждения газа на входе (рис. 54).
Предельные значения основных технологических параметров установок подготовки газа на базе унифицированного оборудования приведены ниже.
Температура газа, поступающего на установку,
не более, оС 45
Давление газа, поступающего на установку, не
более, МПа 0,8
Давление газа после компрессора, не более, МПа 0,8
Температура охлаждения газа, не менее, C:
после испарителей Их для газа первой ступени сепарации (см. рис. 55) -5 оС
после испарителей Их для газа концевых ступеней сепарации (см. рис. 58) -10 оС
Рис. 55. Схема подготовки нефтяного газа первой ступени сепарации. Тип 2 (низкотемпературная конденсация газа с впрыскиванием гликоля) (отбензинивание)
Рис. 56. Схема подготовки нефтяного газа концевых ступеней сепарации. Тип 3 (компримирование газа с последующим его охлаждением и отделением газового конденсата) (отбензинивание)
Рис. 57. Схема подготовки нефтяного газа концевых ступеней сепарации. Тип 4
(компримирование газа с последующим его охлаждением, отделением газового
конденсата и осушкой гликолем) (отбензинивание и осушка)
В случае, когда на подготовку поступает газ, содержащий сероводород, и предварительная очистка его от этого компонента по технико-экономическим соображениям нецелесообразна, ФТБ установок подготовки газа должны быть изготовлены в противокоррозионном исполнении. Допускается также применение в этом случае блоков в обычном исполнении, но с обязательным использованием противокоррозионной защиты поверхностей, контактирующих с сероводородсодержащим газом.
Рис. 58. Схема подготовки нефтяного газа концевых ступеней сепарации. Тип 5 (компримирование газа с последующим его охлаждением, отделением газового конденсата и низкотемпературная конденсация газа с впрыскиванием гликоля)
(отбензинивание и осушка)
Требования к газу, подготовленному для магистрального транспорта, следующие (табл.7.2).
Таблица 9.3. Требования к качеству газа по ОСТ 51.40-93 |
||||
Параметр |
Норма для климата |
|||
умеренного |
холодного |
|||
с 01.05 по 30.09 |
с 01.10 по 30.04 |
с 01.05 по 30.09 |
с 01.10 по 30.04 |
|
1. Точка росы по влаге, не выше оС |
-3 |
-5 |
-10 |
-20 |
2. Точка росы по углеводородам, не выше, оС |
0 |
0 |
-5 |
-10 |
3. Масса сероводорода (г/м3) не более |
0,007 |
0,007 |
0,007 |
0,007 |
4. Масса меркаптановой серы ( г/м3) не более |
0,016 |
0,016 |
0,016 |
0,016 |
5. Объемная доля кислорода (%) не более |
0,5 |
0,5 |
1,0 |
1,0 |
6. Теплота сгорания низшая МДж/м3 при 20 °С и 101,25 кПа, не менее |
32,5 |
32,5 |
32,5 |
32,5 |
7. Температура газа, оС |
Температура газа в самом газопроводе устанавливается проектом |
|||
8. Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей |
Условия оговариваются в соглашениях на поставку газа с ПХГ, ГПЗ и промыслов |