Технологический процесс добычи нефти и

Нефтяного газа

Технологическая схема (один из возможных вариантов) добычи, сбора и подготовки продукции добывающих скважин на промыслах приведена на рис.8.3.

Добываемая из скважин 1 нефть (нефть с водой) должна быть измерена, то есть должны быть определены дебиты скважин по нефти и по жидкости. Необходимо также измерять газовый фактор скважин - количество попутного газа, добываемого из скважины с 1т или с 1м3 нефти. Измерения производятся с помощью АГЗУ в автоматизированном режиме. На АГЗУ (2) в тот или иной период времени на замере находится одна скважина, если на выкидных линиях каждой скважины не установлен свой расходомер. Другие скважины в это время работают в рабочую линию без измерения продукции. После АГЗУ по одному нефтепроводу продукция данной группы скважин поступает в сепараторы 1-ой ступени сепарации (3) для отделения попутного газа. Давление в этих сепараторах несколько ниже, чем на устьях добывающих скважин, обычно оно составляет 0, 3...0, 6 МПа. Отделяемый газ по газопроводу направляется на газокомпрессорную станцию (5), которая нагнетает газ в магистральный газопровод (MГ).

Рис. 8.3. Технологическая схема добычи нефти и нефтяного газа.

1 - добывающие скважины; 2 - автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ); 3 - сепарационная установка (1-ая ступень); 4 - дожимная насосная станция (ДНС); 5 - газокомпрессорная станция (ГКС); 6 - промысловый сборный пункт (ПСП), сепарационная установка (2-ая ступень); 7 - установка предварительного сброса воды (УПСВ); 8 - установка промысловой подготовки нефти (УППН); 9 - товарный парк (ТП); 10 - установка подготовки сточной воды (УВП); 11 - блочная кустовая насосная станция (БКНС); 12 - водораспределительный пункт (ВРП); 13 - нагнетательные скважины; 14 -источник пресной воды; 15 - водозабор с водоочистными сооружениями и насосной станцией.

I - продукция скважин; II - попутный газ; III - отделяемая сточная вода; IV - товарная нефть; V- пресная вода.

Из сепараторов 1-ой ступени нефть (нефть с водой) с помощью дожимной насосной станции (4) подается по нефтесборному коллектору на промысловый сборный пункт (6), где в сепараторах второй ступени снова отделяется от нефти попутный газ. При высокой обводненности нефти она поступает на установку предварительного сброса воды (7), затем на установку промысловой подготовки нефти (8), где путем деэмульсации (разделения водонефтяной эмульсии на нефть и воду) происходит обезвоживание и обессоливание нефти, а при необходимости и ее стабилизация (отделение легкоиспаряющихся легких фракций нефти). Нефть с УППН поступает в резервуары товарного парка (9), затем - в магистральный нефтепровод (МН).

Отделяемая от нефти на УПСВ и УППН сточная вода очищается от мехпримесей и захваченной ею нефти на установке водоподготовки (10) и направляется на блочную кустовую насосную станцию (11). С помощью БКНС вода поступает по напорным водоводам на водораспределительные пункты (12) и нагнетательные скважины (13).

Если сточной воды недостаточно для поддержания пластового давления в продуктивном пласте, из источника (14) после подготовки (очистки) в систему поддержания пластового давления подается пресная вода.

Специальная промысловая подготовка попутного нефтяного газа осуществляется в случаях, когда газ имеет высокое содержание водяных паров (производится осушка газа), сероводорода или углекислого газа (очистка газа от Н₂S и СО₂).

Требования к нефти как товарной продукции

Добываемая из скважины нефть, как правило, имеет в своем составе пластовую воду (в свободном или эмульгированном состоянии), содержащую различные минеральные соли — хлористый натрий NaCl, хлористый кальций СаС1₂, хлористый магний MgCl₂и т. д. и зачастую механические примеси. В состав нефтей входят также различные газы органического (метан СН₄, этан С₂Н₆, пропан С₃Н₈, бутан С₄Н₁₀) и неорганического (сероводород H₂S, углекислый газ СО₂ и гелий Не) происхождения.

Содержание в нефти воды и водных растворов минеральных солей приводит к увеличению расходов на ее транспорт, кроме того, вызывает образование стойких нефтяных эмульсий и создает затруднения при переработке нефти на НПЗ вследствие усиленного развития коррозии оборудования. Вот почему нефти, добываемые из скважин вместе с пластовой, водой, подвергают обезвоживанию и обессоливанию непосредственно на месторождениях и на УППН.

На товарную нефть, сдаваемую промыслами, утвержден ГОСТ 9965—76, согласно которому регламентируются следующие показатели примесей в нефти: по содержанию серы, плотности нефти, по степени подготовки нефти на промысле, величины которых приведены в нижеследующих таблицах (8.1; 8.2; 8.3).

Таблица 8.1

Массовая доля серы

Класс нефти	Наименование нефти	Массовая доля серы, %
	Малосернистая Сернистая Высокосернистая Особо высокосернистая	< 0, 60 0, 61-1, 80 1, 81-3, 50 > 3, 51

Таблица 8.2

Плотность нефти

№	Наименование параметра	Нормы для типов нефти (экспортный вариант)

	Плотность (кг/м3), при t=20 С	< 830	830, 1-850, 0	850, 1-870, 0	870, 1-895, 0	> 895, 1
	Выход фракции (%) не менее < 200 C < 300 C < 350 C				- - -	- - -
	Массовая доля парафина (%) не более				-	-

Таблица 8.3

Степень подготовки нефти на промысле

№	Наименование показателя	Нормы для групп нефти

	Массовая доля воды, (%) не более Содержание хлористых солей, (мг/дм3) н/б Массовая доля мех примесей (%) н/б Давление насыщенных паров (кПа/мм.рт.ст) н/б Содержание хлорорганических соединений (млн ^-1)	0, 5 0, 05 66, 7/500 не нормируется, но определяется	0, 5 0, 05 66, 7/500 не нормируется, но определяется	0, 05 66, 7/500 не нормируется, но определяется

Практикой установлено, что существующие методы деэмульсации нефти без подогрева и поверхностно-активных веществ в большинстве случаев малоэффективны и особенно это касается тяжелых, парафино-смолистых и вязких нефтей.

Товарная нефть как продукция нефтяного промысла должна соответствовать определённым требованиям по содержанию воды, минеральных солей, механических примесей, по давлению насыщенных паров. В зависимости от группы качества массовая доля воды допускается от 0, 5 до 1, 0%, концентрация хлористых солей от 100 до 900мг/дм3, содержание механических примесей до 0, 05%, давление насыщенных паров не должно превышать 66, 7 КПа. Чем больше это давление, тем в большей мере нефть испаряется (теряет лёгкие фракции) при контакте с атмосферным воздухом.

8.6. Системы сбора газа на газовых промыслах

Технологическая схема газового промысла приведена на рис.8.4. (один из вариантов принципиальной схемы сбора и подготовки газа на промысле). Газ от скважин по выкидным коллекторам (ВК) (шлейфам) поступает на групповые (участковые) газосборные пункты, где осуществляется измерение дебитов, очистка газа в сепараторах от мехпримесей, влаги (вода), конденсата, обработка газа реагентами, предупреждающими образование влаги в газосборном коллекторе (ГК). С этих пунктов по газосборному коллектору газ поступает на промысловый газосборный пункт (ПГСП), совмещенный с головными сооружениями (ГС) на магистральном газопроводе. На ПГСП и ГС осуществляется необходимая для магистрального транспорта подготовка газа: осушка, очистка от примесей (СO₂, H₂S и др.).

Рис.8.4.Технологическая схема газового (газоконденсатного) промысла

ГСП - газосборный пункт; ПГСП - промысловый газосборный пункт; ГС - головные сооружения магистрального газопровода (МГ)

Существующие системы сбора газа классифицируются:

- по степени централизации технологических объектов подготовки газа;

- по конфигурации трубопроводных коммуникаций;

- по рабочему давлению.

По степени централизации технологических объектов подготовки газа различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора.

При индивидуальной системе сбора каждая скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (ЦСП). Данная система применяется в начальный период разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга.

При групповой системе сбора весь комплекс по подготовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), обслуживающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более). Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и далее потребителю.

При централизованной системе сбора газ от всех скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителям.

Применение централизованных систем сбора позволяет осуществить еще большую концентрацию технологического оборудования, за счет применения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить металлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа.

В каждом конкретном случае выбор системы сбора газа обосновывается технико-экономическим расчетом.

По конфигурации трубопроводных коммуникаций различают бесколлекторные и коллекторные газосборные системы. При бесколлекторной системе сбора газ (подготовленный или нет) поступает на ЦПС со скважин по индивидуальным линиям. В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП.

Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы.

Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и применяется при разработке вытянутых в плане месторождений небольшим числом (2...3) рядов скважин. Лучевая газосборная сеть состоит из нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в виде лучей.

Рис. 8.5. Формы коллекторной газосборной сети:

а - индивидуальное; б - групповое

Кольцевая газосборная сеть представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в случае выхода из строя одного из участков коллектора. По рабочему давлению системы сбора газа делятся на вакуумные (Р < 0, 1 МПа), низкого давления (0, 1 < Р < 0, 6 МПа), среднего давления (0, 6 < Р < 1, 6 МПа) и высокого давления (Р > 1, 6 МПа).

8.7. Подготовка газа на газовых промыслах

При эксплуатации скважин в газе газовых месторождений могут содержаться пары воды и углеводородного конденсата, твердые механические частицы породы и солей, углекислый газ и сероводород. Для очистки от паров воды, конденсата, частиц породы и кристалликов солей применяют вертикальные или горизонтальные гравитационные или циклонные сепараторы. Природные газы очищают от сероводорода и углекислого газа сорбционными методами (сорбция- поглощение каким-либо телом растворённого или газообразного вещества). При физической абсорбции используют воду, органические растворители, не реагирующие с растворяемым газом, и их водные растворы. При химической абсорбции молекулы извлекаемого газа вступают в реакцию с активным компонентом абсорбента. В качестве сорбентов используются водные растворы этаноламина, фенолята натрия, аммиака, растворов соды и другие реагенты. Промысловая подготовка газа начинается вблизи от скважин (сепарационные установки) и заканчивается на головных сооружениях перед подачей газа в магистральный газопровод.

Природный газ, поступающий из скважин, содержит в виде примесей твердые частицы (песок, окалина), конденсат тяжелых углеводородов, пары воды, а в ряде случаев сероводород и углекислый газ. Присутствие в газе твердых частиц приводит к абразивному износу труб, арматуры и деталей компрессорного оборудования, засорению контрольно-измерительных приборов. Конденсат тяжелых углеводородов оседает в пониженных точках газопроводов, уменьшая их проходное сечение. Наличие водяных паров в газе приводит к коррозии трубопроводов и оборудования, а также к образованию в трубопроводах гидратов - снегоподобного вещества, способного полностью перекрыть сечение труб.

Сероводород является вредной примесью. При его содержании большем, чем 0, 01 мг в 1 л воздуха рабочей зоны, он ядовит. А в присутствии влаги сероводород способен образовывать растворы сернистой и серной кислот, резко увеличивающих скорость коррозии труб, арматуры и оборудования.

Углекислый газ вреден тем, что снижает теплоту сгорания газа, а также приводит к коррозии оборудования. Поэтому его целесообразно отделить на промыслах.

Задачами промысловой подготовки газа являются его очистка от мехпримесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа (табл. 8.4)..

Очистка газа от механических примесей - для очистки природного газа от мехпримесей используются аппараты 2-х типов:

- работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли (масляные пылеуловители);

- работающие по принципу «сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители);

Пылеуловитель состоит из трех секций: промывочной, в которой все время поддерживается постоянный уровень масла; осадительной, где газ освобождается от крупных частиц масла, и отбойной, где происходит окончательная очистка газа от захваченных частиц масла.

Осушка газа - для осушки газа используются следующие методы:

- охлаждение;

- абсорбция;

- адсорбция.

Пока пластовое давление значительно больше давления в магистральном газопроводе газ охлаждают, дросселируя излишнее давление. При этом газ расширяется и в соответствии с эффектом Джоуля-Томсона охлаждается.

Если пластовое давление понижено, то охлаждение газа производится на установках низкотемпературной сепарации.

⇐ Предыдущая 9 10 11 12 13 14 151617 18 Следующая ⇒