Курс лекций по "Нефтедобыче"

Водно-грязевой отстой присутствует в большинстве сырых нефтей. Как  следует из его названия, ВГО представляет собой эмульсию нефти, воды и осадка. Большинство покупателей сырой  нефти оговаривают максимально  допустимое содержание ВГО (обычно это доли процента).

 

 

           НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

 

Если вам случалось  проезжать мимо нефтяного месторождения, вы, несомненно, обращали внимание на многообразие оборудования, расположенного на нефтепромысле. Оно называется наземным оборудованием и большая его часть предназначена для регулирования нормы отбора нефти из скважин и для очистки углеводородов по мере их подъема на поверхность. Рассмотрим это оборудование и узнаем, где его применяют.

 

                              Устье скважины

Устье скважины представляет собой систему труб из чугуна или стали на верху скважины, которая с поверхности регулирует давление в скважине (рис. 11.1). Детали специально обрабатывают для обеспечения очень плотной подгонки, поэтому они образуют герметичные соединения, исключающие протечки или прорывы скважинных жидкостей на поверхность. Некоторые из самых тяжелых фитингов на устье скважины рассчитаны на давление до 30 000р81 (215 МПа). Прочее оборудование устья скважины представляет собой опорную конструкцию для насосно-компрессорной колонны в скважине и не рассчитано на такое высокое давление.

Устье скважины состоит  из разных узлов, среди которых головка обсадной колонны, головка насосно-компрессорной колонны и фонтанная арматура (рис. 11.2).

 

                Головка обсадной колонны

По мере бурения и введения каждого звена обсадной колонны в скважину на поверхности необходимо устанавливать тяжелые фитинги для присоединения обсадной колонны. Оборудование, предназначенное для этой цели, называется головкой обсадной колонны. Она снабжена клиньями или другими захватами для удерживания веса обсадной колонны. Все устройство уплотняет обсадную колонну и таким образом предотвращает прорыв или утечку флюидов из скважины.

Обычно предусматриваются  спускные газовые клапаны, чтобы снизить давление газов, которые могли бы скапливаться между или внутри секций обсадной колонны. Эти клапаны могут быть (иногда) использованы при добыче по обсадной колонне.

При бурении и капитальном  ремонте скважины головка обсадной колонны служит для крепежа устройств для контроля давления. С помощью адаптеров, регуляторов дебита и фланцев присоединяют все более тонкие обсадные трубы в процессе бурения и установки дополнительных секций. Это значит, что противовыбросовое устройство надо снимать и ставить на место каждый раз, когда в скважину устанавливается новая секция обсадной колонны. По мере установки новых фланцев и втулок они становятся неотъемлемой частью постоянного оборудования устья скважины.

 

 

          Головка насосно-компрессорной колонны

Головка насосно-компрессорной  колонны выполняет три функции:

-  поддерживает насосно-компрессорную колонну;

  - создает герметичное уплотнение между обсадной и насосно-компрессорной колоннами;

  -  обеспечивает наличие на поверхности патрубков для регулирования потока жидкости или газа.

Головка насосно-компрессорной  колонны опирается на головку обсадной колонны. Головки насосно-компрессорных (рабочих) колонн в зависимости от давления различаются по конструкции. Для облегчения обслуживания скважины многие виды головок рабочих колонн легко разбираются и собираются.

 

                         Фонтанная арматура

Если на скважине предполагается высокое давление, то перед заканчиванием скважины головка обсадной или насосно-компрессорной колонны оборудуется специальными мощными клапанами и контрольно-измерительной аппаратурой. Данные клапаны регулируют поток нефти и газа из скважины и называются фонтанной арматурой.

Манометры входят в состав оборудования устья скважины и фонтанной  арматуры и предназначены для  измерения давления в обсадной трубе и насосно-компрессорной колонне, что позволяет разработчику лучше управлять продуктивностью скважины.

Иногда вместе со скважинными  жидкостями выносится песок. Тонкие абразивные частицы могут истачивать краны, фитинги и дроссели.

Главная задвижка служит ключом для перекрывания скважины в аварийных ситуациях, поэтому она всегда должна быть в хорошем, надежном состоянии. Принято пользоваться ею, только когда это абсолютно необходимо, чтобы она не повреждалась частицами песка.

 

                         Методы разделения

 

Скважинные флюиды представляют собой смесь жидких углеводородов, газа, воды и некоторых примесей. Вода и примеси должны быть удалены прежде, чем углеводороды поступят в хранилище, в трубопровод и в продажу. Жидкие углеводороды и нежелательные примеси должны быть также удалены из природного газа до того, как он поступит в трубопровод. Наличие почти всех примесей вызывает эксплуатационные проблемы того или иного типа.

Существуют различные  методы разделения природного газа, жидких углеводородов и воды в полевых условиях. В этих методах используют время, химикаты, силу тяжести, тепловую обработку, механические или электрические процессы, а также их сочетания.

Сепараторы. Сепаратор — это установка, используемая для разделения попутного газа и свободных жидкостей. Размер сепаратора зависит от скорости потока природного газа и/или жидкостей, втекающих в емкость. Рабочее давление емкости зависит от давления в газопроводе товарного газа, выкидного давления скважины и эксплуатационного давления, определяемого разработчиком месторождения.

Сепараторы бывают различных  конструкций, в том числе вертикальные, горизонтальные и сферические. Некоторые сепараторы являются двухфазными, т.е. разделяют добытые продукты на сырую нефть и нефтяной газ (рис. 11.3). Другие сепараторы относятся к трехфазному типу, т.е. делят добытые материалы на газ, сырую нефть и свободную воду. Иногда предпочтительно использовать более одной ступени сепарации для увеличения отдачи флюида.

Хотя природный газ, покидающий сепаратор, больше не содержит свободных жидкостей, в нем могут присутствовать значительные количества водяного пара. Водяной пар в газе при высоком давлении может создать серьезные эксплуатационные проблемы из-за образования газовых гидратов — осадка, похожего на лед. Если гидраты образуются в газосборных или распределительных трубах, может произойти полная или частичная закупорка трубопровода.

 

                              Методы обработки

 

                          Осушка природного газа

Предотвратить образование  гидратов в газопроводе могут несколько приемов:

  -- нагревание газового потока, чтобы температура не опускалась до уровня, при котором образуются газогидраты;

  -- добавка в газовый поток антифриза, например метанола или гликоля;

  -- удаление паров воды при помощи гликольного дегидратора, состоящего из вертикального сосуда под давлением (гликольный абсорбер), по которому гликоль стекает вниз, а газ поднимается вверх;

  -- обезвоживание при помощи осушающих агентов, таких как оксид алюминия, силикагель, гранулы кремния с оксидом алюминия или молекулярные сита;

  -- расширение газа и его замораживание при помощи теплообменников.

Большая часть обезвоженного  газа, попадающего в товарный газопровод, содержит водяных паров не более 1,1кг на 1000 м3 газа.

Другие нежелательные  примеси — сероводород и диоксид углерода. Эти примеси можно удалить химической очисткой, физическим растворением или поглощением. Применяемая методика зависит от того, насколько чистым от примесей должен быть газ, прежде чем газовая компания купит его.

 

                   Подготовка нефти

Добываемая сырая нефть  содержит различные количества газа, воды и других примесей. Каждая из этих примесей должна быть отделена прежде, чем нефть можно будет продать. Этот процесс называется подготовкой нефти, а системы подготовки нефти являются важной частью оборудования нефтедобывающего участка.

Вид системы подготовки выбирается на основании следующих факторов:

-- стабильности эмульсии;

-- плотности нефти и содержащейся в ней воды;

-- коррозионной активности нефти, газа и воды;

  -- склонности содержащейся в нефти воды к образованию отложений;

  -- общего количества нефти для обработки и содержания воды в ней;

-- наличию товарного газопровода для продажи газа;

-- величины рабочего давления, пригодного для оборудования;

-- способности сырой нефти к отложению парафинов.

Эмульсии представляют собой смеси жидкостей. Обычно они  относятся к типу «вода в масле», однако встречаются эмульсии типа «масло в воде», это так называемые обратные эмульсии. Чтобы разрушить эмульсию сырой нефти и отделить чистую нефть, нужно удалить эмульгатор и его пленку. После этого частицы воды смогут собраться в более крупные капли, которые способны отделиться от нефти.

         Установки для обработки воды

Один из наиболее обычных  типов установок для обработки воды— установка тепловой обработки (рис. 11.4). Такие установки используют тепловые, гравитационные, механические и иногда химические и/или электрические методы для разрушения эмульсий. Бывают вертикальные и горизонтальные тепловые установки, а их размеры зависят от перерабатываемого объема воды и нефти. Их главная функция заключается в подогреве воды, что помогает разрушить эмульсию.

Другие виды установок, оборудованные электродами, иногда называют электростатическими коалесцерами или химико-электрическими установками. Такие типы установок хороши, поскольку они функционируют при более низких температурах, сберегая топливо и сохраняя плотность нефти.

                 Ловушка свободной воды

Ловушка свободной воды (ЛСВ) используется для отделения  свободного газа и свободной воды от свободной нефти и эмульсий (рис. 11.5). Ее размеры зависят от требуемого времени пребывания в установке и дневного объема воды, подлежащей обработке. При использовании ЛСВ для ускорения разделения необходимы время, сила тяжести, механические, а иногда химические методы.

Если тепло применяется  для разрушения эмульсии, ЛСВ может существенно сэкономить топливный газ.

                             Отстойник

Иногда водно-нефтяная эмульсия бывает нестабильной. Если ей предоставить достаточно времени, чтобы отстояться, то вода осядет на дно резервуара, а нефть поднимется наверх. Такой осаждающий резервуар называется промывочным баком или отстойником (рис. 11.6). Несмотря на существование разных конструкций отстойников, обычно они достаточно высоки, чтобы обеспечить поступление чистой нефти самотеком под действием собственного веса в складской резервуар, вода спускается по водяному колену из днища бака.

                    Складские резервуары

Когда нефть достаточно очищена и соответствует требованиям транспортировки по трубопроводу, она перекачивается в резервуары-хранилища, иногда называемые складскими резервуарами. Все разделительное оборудование, устройства для подготовки и резервуары называют резервуарным парком.

Существует два основных типа складских резервуаров: стальные на болтах и сварные. Резервуары на болтах обычно имеют объем 8м³ и больше; их собирают непосредственно на месте. Сварные резервуары имеют размер от 1,5м³ до нескольких десятков м³, свариваются в заводских условиях и затем перевозятся на место целиком. Сварные резервуары имеют внутреннее антикоррозионное покрытие, а резервуары на болтах — внутреннюю облицовку либо гальваническое покрытие для защиты от коррозии.

               Система улавливания паров

Когда нефть проходит подготовку при повышенном давлении, а затем поступает в складской резервуар при давлении, близком к атмосферному, часть жидких углеводородов мгновенно испаряется, т.е. превращается в газ. Раньше мгновенно выделяющийся газ или пар выпускали в атмосферу. Теперь пары необходимо улавливать для прекращения загрязнения воздуха.

Ловушка паров состоит  из контрольной линии, устанавливаемой на резервуаре для управления компрессором, скруббера для предотвращения попадания жидких углеводородов в компрессор, компрессора и панели управления. Чтобы включить компрессор с электроприводом, достаточно давления, равного 1 унции, а выключается он автоматически при давлении газа около '/4 унции.

                       Измерение объема добычи

Разработчик месторождения  должен правильно замерять количество добытых из скважин нефти или газа, чтобы контролировать доход с промысла. Для наилучшего контроля объемы извлекаемых нефти, газа и соленой воды обычно измеряются разработчиком месторождения или замерщиком в течение 24-часового периода. Когда полный резервуар нефти отгружается или сливается в трубопровод, железнодорожную цистерну или автоцистерну, количество нефти регистрируется посредством замера по уровнемерам уровня нефти в складском резервуаре до и после отгрузки. Обязательно измеряется плотность нефти, поскольку ценность сырых нефтей зависит от плотности. Определяются также температура нефти и содержание нефтегрязевого отстоя и воды.

Иногда для тестирования скважин используется расходомер. Таким  образом, нефтедобыча из всех скважин на промысле может измеряться в промысловом нефтесборном резервуаре, в то время как индивидуальные скважины контролируются при помощи расходомера или контрольного резервуара. Разработчик использует их как руководство для поддержания эффективной эксплуатации скважин и подземного коллектора.