Промысловый сбор и подготовка нефти и газа к транспорту

При введении в  эмульсионную нефть деэмульгатор вследствие растворимости в обеих фазах  эмульсии свободно проникает во внутреннюю фазу, разрушает пленки эмульгаторов, снижает поверхностное натяжение  на границе вода — нефть, что способствует разложению эмульсии.

Электрический способ разрушения эмульсии основан  на появлении разноименных электрических  зарядов на противоположных концах каждой капельки воды, на взаимном притяжении этих капелек и разрушении пленок нефти между этими капельками в результате действия переменного или постоянного тока высокого напряжения на электроды, опущенные в поток эмульсии. При электрической деэмульсации нефти в железный сосуд вводят изолированный от стенок сосуда электрод, по которому протекает электрический ток напряжением в несколько тысяч вольт. Вторым электродом являются стенки сосуда, заземленные и соединенные с трансформатором напряжения.

При прокачивании эмульсии между электродами, через  которые пропускают ток высокого напряжения, эмульсия разрушается, освобожденные капельки воды соединяются в более крупные частички и вода постепенно оседает на дно сосуда.

Самостоятельно  каждый из описанных способов деэмульсации нефти почти не применяют. Обычно деэмульсацию осуществляют комбинированным  способом, например тепловое воздействие комбинируют с химическим или термохимическое воздействие сочетают с электрическим.

На рис. 113 приведена  схема установки комплексной  подготовки нефти (УКПН), на которой  осуществляются процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти. Левая часть схемы, включая отстойник 3, представляет установку обезвоживания, в которой сырая нефть по линии / с помощью насоса / направляется в теплообменник 2, где нагревается стабильной нефтью, поступающей по линии V с низа стабилизационной колонны 6. Подогретая нефть по линии // подается в отстойник 3, а из отстойника обезвоженная нефть по линии /// направляется в следующий отстойник или электродегидра-тор 4. В поток обезвоженной нефти добавляется пресная вода по линии IX для отмывки солей.

В некоторых  случаях для улучшения степени  обессолива-ния вместо одного отстойника или электродегидратора применяют  два последовательно включенных аппаратов. В них происходит окончательное  обессоливание нефти. Обессоленная нефть после электродегидратора (отстойника) по линии IV через теплообменник 5 поступает в отпарную часть стабилизационной колонны 6. В теплообменнике 5 нефть нагревается до

Рис. 113. Схема  установки комплексной подготовки нефти (УКПН):

1, 9, 11 — насосы; 2 — теплообменник; 3 — отстойник; 4 — электродегидратор; 5— теплообменник; 6 — стабилизационная колонна; 7 — конденсатор-холодильник; 8 — емкость орошения; 10 — печь. Линии: / — сырая нефть; Я — подогретая нефть; 111 — обезвоженная нефть; IV — обессоленная нефть; V, XI — стабильная нефть; VI — верхний продукт колонны; VII — широкая фракция; VIII — дренажная вода; IX — подача пресной воды; X — легкие углеводороды (газ)

140—160° С за  счет тепла стабильной нефти,  поступающей по линии V с низа колонны 6. Процессы обезвоживания и обессо-ливания проводятся обычно при довольно умеренных температурах (около 50—60°С) и редко при более высоких (до 80°С).

Процесс стабилизации нефти, под которым понимается отделение  от нее легких (пропан-бутанов и  частично бензиновых) фракций, осуществляется в специальных стабилизационных колоннах под давлением и при повышенных температурах. После отделения легких углеводородов из нефти последняя становится стабильной и может транспортироваться до нефтеперерабатывающих заводов без потерь. Отделившись в стабилизационной колонне, легкие фракции конденсируются и перекачиваются на газофракционирующие установки или газобензиновые заводы для дальнейшей их переработки.

В нижней и верхней  частях стабилизационной колонны установлены  тарелки— устройства, способствующие лучшему отделению от нефти фракций. В нижней части отпарной колонны поддерживается более высокая температура (до 240°С), чем температура поступающей в колонну нефти за счет циркуляции части стабильной нефти с низа колонны по линии XI через печь 10 (см. рис. 113). В результате этого из нефти интенсивно выделяются легкие углеводороды, которые могут увлекать с собой и более тяжелые компоненты. Продукты испарения поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны и оттуда по линии VI в конденсатор-холодильник 7. В конденсаторе-холодильнике пары охлаждаются до 30° С, при этом большая часть их конденсируется и накапливается в емкости орошения 8. Несконденсировавшиеся легкие углеводороды по линии X в качестве топливного газа направляются к горелкам печи 10. Часть сконденсировавшихся легких углеводородов (широкая фракция) по линии VII с низа емкости 8 насосом 9 подается

Рис. 114. Схема  подготовки нефти в подогревателях-деэмульсаторах: 1 — нефть; 2 — газ; 3 — вода

в - резервуары для  хранения, а другая часть направляется в верхнюю часть стабилизационной колонны в качестве орошения.

Кроме установок  УКПН применяют более простые  установки: термохимические ТХУ  или электрообессоливающие ЭЛОУ. На базе стационарного оборудования за последнее время на промыслах  все большее применение находят блочные установки по подготовке нефти, в которых основным оборудованием являются подогреватели-деэмульсаторы.

Схема подготовки нефти с использованием подогревателей-деэмульсаторов приведена на рис. 114.

Продукция скважин  по сборному коллектору поступает в сепаратор / первой ступени, где газ отделяется от нефти обычно при давлениях около 0,4—0,6 МПа. Затем этот газ направляется непосредственно к потребителю или на установку по подготовке газа.

Нефтяная эмульсия из сепаратора подается в сепаратор-делитель потока 2, предназначенный для выполнения следующих трех основных операций: отделения остаточного газа от нефти перед поступлением ее в подогреватели-деэмульсаторы; сброса свободной воды, отделившейся от нефтяной эмульсии; разделения нефтяной эмульсии на несколько равных потоков для равномерной загрузки основных аппаратов (подогревателей-деэмульсаторов) .

Газ, выделившийся из сепаратора-делителя 2 и из подогревателя-деэмульсатора 3, поступает на установку подготовки газа, а отделившаяся в аппарате 2 пластовая вода — на установку подготовки воды. Нефтяная эмульсия из сепаратора-делителя 2 направляется в подогреватель-деэмульсатор 3, откуда обезвоженная нефть при повышенной температуре поступает в сепаратор 4. Отделившаяся вода, содержащая некоторое количество реагента, выводится из аппарата. Эта вода может полностью или частично при помощи насоса подаваться в сборный коллектор перед сепаратором первой ступени с целью более полного использования реагента. В подогревателе-деэмульсаторе газ и вода отделяются от нефти обычно при температуре 40—60° С и давлении около 0,2—0,3 МПа, а окончательная сепарация проводится под вакуумом (остаточное давление 0,07—0,08 МПа) -в сепараторе 4 горячей вакуумной сепарации.

Готовая нефть  после горячей вакуумной сепарации  поступает на прием насосов системы безрезервуарной сдачи нефти в магистральный нефтепровод, а газ подается на прием вакуум-компрессоров и далее на установку по . подготовке газа.

§ 3. ПОДГОТОВКА ГАЗА

В условиях, когда  газ транспортируется на тысячи километров от мест добычи до мест потребления, а газопровод пересекает различные климатические зоны, особое значение имеет подготовка газа к дальнему транспорту — осушка газа до температуры точки росы, исключающей выпадение воды из газа, транспортируемого по магистральным газопроводам. При эксплуатации газоконденсатных месторождений возникает еще дополнительное требование — извлечь углеводородный конденсат из продукции скважин.

Для обработки  газа газовых и газоконденсатных месторождений применяют следующие  технологические установки: а) низкотемпературной сепарации (работающие на холоде, получаемом за счет редуцирования газа высокого давления в штуцерах и предварительного охлаждения в рекуперативных теплообменниках перед дросселированием газа); б) низкотемпературной сепарации, работающие на холоде, получаемом в специальных холодильных машинах; в) абсорбционной (гли-колевой) осушки газа; г) адсорбции (короткоцикловые и длин-ноцикловые) для обезвоживания и отбензинивания газа в комплексе и без низкотемпературной сепарации на газовых и газоконденсатных месторождениях; д) с вымораживателями, предназначенные в основном для газовых месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера.

При содержании в газе агрессивных компонентов  строятся технологические установки  по удалению этих компонентов со снижением их содержания до допустимых пределов и одновременно принимаются меры по предохранению промыслового оборудования от коррозии.

Осушку и очистку  газа проводят непосредственно на месторождении  или на головных сооружениях магистральных газопроводов.

Осушка газа должна осуществляться до такой степени, чтобы в газопроводе не конденсировались пары воды и не образовывались кристаллогидраты. Точка росы осушенного газа месторождений  в южных районах и районах  средней полосы должна быть на 2—3° С ниже минимально возможной температуры газа в магистральном газопроводе при соответствующем давлении, а для месторождений Крайнего Севера — 40° С.

Очистка газа от сероводорода должна обеспечивать содержание его в газе не более 2 г на 100 м³.

Если в продукции газоконденсатных скважин содержатся вода, жидкие углеводороды, сероводород и углекислота, то необходима комплексная обработка добываемого газа перед его транспортом. Комплекс сооружений по такой обработке газа и при больших его количествах весьма сложен: это большой газоперерабатывающий завод, на котором получают нестабильный газовый бензин, элементарную серу и сухой газ.

При отсутствии сероводорода и углекислоты схемы  комплексной обработки естественного  газа перед его дальним транспортом  упрощаются.

§ 4. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ  РАЗВИТИЯ КОМПЛЕКСНОЙ  АВТОМАТИЗАЦИИ НА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ  ПРЕДПРИЯТИЯХ

При проектировании и строительстве новых и реконструкции  действующих нефтегазодобывающих  предприятий руководствуются следующими основными положениями в области телемеханизации и автоматизации.

1. Все нефтяные (независимо от способа эксплуатации), газовые и нагнетательные скважины  не являются объектами телемеханизации  и имеют только минимум средств  местной автоматики, контроля и  блокировки, рассчитанных на остановку при аварийном режиме, и пуск при восстановлении нормальных условий, контроль за давлением на буфере или выкидной линии, контроль за количеством закачиваемой воды в нагнетательных скважинах и т. п. Периодически эксплуатирующиеся скважины работают по программе, задаваемой местным устройством.

Фонтанные скважины оснащаются отсекателями, которые перекрывают  выкидную линию при резком повышении  или понижении давления в последней  против номинального.

Скважины со станками-качалками оснащаются средствами автоматической блокировки при обрыве штанг и устройствами автоматического самозапуска. Вся автоматика монтируется в блоке управления скважиной. Скважины с погружными электронасосами оснащаются местным прибором контроля сопротивления изоляции кабель-двигатель и устройством автоматического самозапуска. Указанные приборы поставляются комплектно с новыми станциями управления ЭЦН.

2. Средствами  телемеханизации и дистанционного  контроля оборудуются следующие  основные производственные объекты:  групповые замерные установки; сепарационные установки; компрессорные станции; установки подготовки нефти; нефтяные насосные станции (водяные) электроподстанции, расположенные на площади.

На районный диспетчерский пункт поступает  информация со следующих объектов: а) с групповых замерных установок — о дебитах жидкости, нефти и газа по скважинам и о срабатывании защиты при повышении давления в измерительном сепараторе; б) с сепарационных установок — обобщенный аварийный сигнал и о суммарной производительности групповых установок, подключенных к сепарационной установке; в) с компрессорных станций — о расходе отпущенного газа и о нарушении работы станции; г) с установок подготовки нефти — обобщенный аварийный сигнал; д) с нефтяных станций — о расходе нефти и обобщенный аварийный сигнал; е) с кустовых насосных станций — о количестве воды, закачанной в пласт, и обобщенный аварийный сигнал при нарушениях работы станции; ж) с установок сдачи товарной нефти — о расходе товарной нефти и аварийный сигнал о возврате некондиционной нефти на повторную обработку.

3. Промысловые  сооружения и установки оснащаются  средствами местной автоматики, контроля и защиты: а) групповые  замерные установки — автоматическим  переключением скважин на замер  по местной программе, измерением  количества жидкости, газа и чистой нефти, контролем за производительностью скважин, автоматической защитой от аварийных режимов; б) сепарационные установки первой ступени сепарации — местным регулированием давления и уровня; г) водяные насосные станции — защитой насосов при аварийных режимах, автоматическим включением резервного насоса; д) нефтяные насосные — защитой насосов при аварийных режимах; е) компрессорные станции — регулированием и местным контролем за режимными параметрами, защитой при аварийных режимах.