Разгазирование и газосепарация продукции

Частичное разгазирование нефти происходит уже в процессе ее движения от забоев скважин до сепараторов при снижении давления ниже Pнас.

Газожидкостная смесь разделяется в депульсаторах и газонефтяных сепараторах на два потока: газовый с включениями капельной жидкости и жидкостный с включениями пузырьков газа (рис. 30).

Рис. 30. Газосепарационный узел

1. Депульсатор.

2. Каплеотбойник.

3. Отстойник-сепаратор.

Газовый поток направляется в каплеотбойник для улавливания капельной жидкости, а жидкостный в гравитационный отстойник.

Нефтегазосепаратор УБС и НГС имеют производительность соответственно 1500-16000 и 2000-30000 м3/сут.

 

Обезвоживание продукции

Процесс обезвоживания включает следующие стадии:

- разрушение бронирующих оболочек на каплях воды с помощью ПАВ и тепловой обработки;

- укрепление капель за счет их слияния;

- разделение (отстаивание) фаз.

Принципиальная схема обезвоживания показана на рис. 31.

Рис. 31. Принципиальная схема обезвоживания продукции

1. Газосепарационный узел (рис.30.).

2. Отстойник предварительного сброса воды.

3. Печь подогрева.

4. Узел обезвоживания нефти.

5. Каплеобразователь.

6. Гравитационный сепаратор-отстойник водонефтяной эмульсии.

До газосепарационного узла в поток вводят ПАВ- деэмульсатор для разрушения прочности оболочек на каплях воды в нефти и облегчения их последующего слияния в узлах 1 и 2. При большой обводненности часть воды сбрасывается в отстойнике 2 и идет в систему подготовки.

Далее водонефтяная эмульсия нагревается в печи 3 до 60-70°C и поступает каплеобразователь 5 для укрупнения капель.

Там завершается разрушение бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды, слияние капель и поток еще больше расслаивается и поступает в отстойник.

Обессоливание нефти

Иногда минерализация и состав попутной пластовой воды таковы, что требуется дополнительная операция – обессоливание, т.е. удаление избыточного количества солей (особенно вредных хлористых) путем промывки нефти пресной водой.

Принципиальная технологическая схема ступени обессоливания показана на рис.32.

Рис. 32. Принципиальная схема обессоливания нефти

 

Нефть после ступени обезво­живания I нагревается в теплообменнике 1 и смешива­ется с про­мывочной пресной во­дой IV. Перед этим в нее вводят ПАВ - II (для деэмульсации) и если нужно, щелочь или соду - III.

Пресная вода диспергируется в нагретой нефти до поступления в электродегидратор 2, где под действием электромагнитного поля происходит слияние капель пресной и соленой воды. Крупные капли быстро оседают и переходят в водную фазу, которая идет в нефтеотделитель 3 для дополнительного отстоя. Уловленная в нефтеотделителе нефть возвращается в электродегидратор 2 вместе с обработанной водой VII, а дренажная вода VI сбрасывается в систему подготовки (для поддержания Pпл.).

Обессоленная нефть V направляется на следующую ступень – стабилизацию.

 

6.4.4 Стабилизация нефти и подготовка нефтяного газа

Стабилизация – снижение давления насыщенного пара на концевой ступени сепарации до нормы для преобразования потерь легких фракций нефти в результате испарения.

(В принципе это – разгазирование нефти, обычно производится в 2-3 ступени сепарации).

Иногда применяют вакуумную или горячую сепарацию на последней ступени стабилизации.

Если газ низкого давления не утилизировать, то будут большие потери газообразных продуктов.

 

Подготовка нефтепромысловых сточных вод

Основную долю этих вод образуют минерализованные пластовые воды в процессе деэмульсации нефти.

Эти воды после соответствующей подготовки используются при заводнении.

Во время подготовки вод используется, как правило, отстойный принцип с помощью отстойников, работающих под давлением.

Кроме того применяются коалесцирующие фильтры, гидроциклоны и др. аппараты.

Иногда используется метод флотации с помощью нефтяного газа.

7 Сбор газа и подготовка его к транспорту

Системы сбора газа

Число скважин и их размещение на разрабатываемых месторождениях бывают различными в зависимости от климатических условий, рельефа, запасов газа и его состава, режима эксплуатации и пр.

Поэтому и системы сбора газа и его компонентов также бывают разными.

1. Раньше применялись линейные системы. Суть – к коллектору, проложенному вдоль залежи, подключаются все скважины. Предварительная подготовка газа осуществляется непосредственно около скважины в сепараторах. Эти системы простые, но неудобные и ненадежные.

2. В кольцевых системах коллектор закольцован. В этом случае надежность сбора газа выше.

3. Лучевая система. Каждая скважина имеет свой канал и продукция направляется на пункт сбора и подготовки газа. Эти системы надежны, легко управляются, но дорогие.

4. Групповая система (рис. 33). Наиболее распространена. Все сооружения по подготовке газа расположены на групповом сборном пункте (ГСП), а продукция

направляется к нему от скважин по отдельным трубопроводам (шлейфам). Иногда к одному шлейфу подключают куст скважин. На ГСП имеются установка комплексной подготовки газа (УКПГ). Число УКПГ – различное.

5. Централизованная система. Про­дукция скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому сборному пункту, где осуществляется полная подготовка газа, который направля­ется к потребителю.

6. Децентрализованная система. Предлагается дополнительная обра­ботка газа перед его нагнетанием в магистраль на так называемых го­ловных сооружениях. Применяется обычно для природных газов, содержащих се­роводород, меркаптаны и много конденсата.

Рис.33 Групповая система сбора.

Подготовка газа к транспорту

Самая простая схема установки комплексной подготовки бессернистого газа с незначительным содержанием тяжелых УВ и различных примесей показана на рис. 34.

Рис.34.

Газ от группы скважин (куста) 1 по коллектору 2 поступает на пункт подключения 3, затем на УКПГ (4). Очищенный и осушенный газ, пройдя пункт измерений Q и P, по двум соединительным трубопроводам 6 направляется в промысловый коллектор 7.

Схема технологической нитки УКПГ показана на рис. 35. Таких ниток может быть несколько, они работают параллельно.

Рис. 35. УКПГ.

Газ из пункта подключения направляется в сепаратор 1, где очищается от капельной воды, УВ- конденсата и твердых примесей. Чистый и холодный газ при давлении 5,6-7,5 МПа поступает в абсорбер 2, где освобождается от паров воды, которые поглощаются в колонне стекающим сверху по тарелкам раствором диэтиленгликоля (ДЭГ). Насыщенный раствор ДЭГ (93-98% - концентрация) поступает на регенерацию в колонну 3 через теплообменник 4. Паровой подогреватель 5 поддерживает в колонне 3 высокую температуру.

Выделившиеся из раствора ДЭГ пары воды охлаждаются в холодильнике 6, конденсируются и направляются в емкость 7. Конденсат частично сливается в канализацию, а частично возвращается в колонну для охлаждения ее верхней части и улавливания таким образом паров ДЭГ.

Насос 8 поддерживает вакуум в колонне 3.

Горячий обезвоженный ДЭГ (95-98%), пройдя теплообменник 4, насосом 9 нагнетается в абсорбер 2. Процесс полностью автоматизирован.

Иногда для осушки газа используют твердые поглотители влаги – адсорбенты (силикагель, цеолиты).

Если состав газа сложный, то после УКПГ его направляют на газо-химический комплекс – это группа технологических установок, позволяющих получать H₂S, S, пропан, бутан, пентан и др. УВ, а иногда He, CO₂.

При разработке газоконденсатных месторождений основное внимание уделяют выделению конденсата – тяжелых УВ (пентан и далее), которые при стандартных условиях находятся в жидком состоянии. Способов много. Наиболее распространен метод низкотемпературной сепарации, основанный на конденсации паров вещества при понижении температуры.

Кроме того, очень эффективны абсорбционный и адсорбционный методы извлечения из газа конденсата.

Абсорбционный метод основан на способности минерализованных масел (керосин, соляровое масло, лигроин и др.) поглощать из природного газа тяжелые УВ и отдавать их при нагревании.

Адсорбционный метод основан на избирательном свойстве твердых пористых веществ (адсорбентов) поглощать газы.

Адсорбенты – древесный уголь из твердых пород дерева и косточек плодов некоторых фруктовых деревьев.

Одним из способов очистки газа, а именно – отделения жидких и твердых частиц от газа, является сепарация газа.

Сепараторы подразделяются на 4 группы.

1. Гравитационные. Отделение примесей происходит под действием силы тяжести. Суть – меняется скорость восходящего потока - частицы падают.

2. Инерционные. Используется различие сил инерции разделяемых веществ. Это циклоны.

3. Адгезионные. Жидкие и твердые частицы прилипают к поверхности твердых тел и стекают вниз, оттуда удаляются.

4. Сепараторы смешанного типа. Используются комбинации способов.

Конструктивно сепараторы: горизонтальные, вертикальные, цилиндрические, шаровые.

 

Подземное хранение газа

Потребление газа промышленными предприятиями, городами носит неравномерный характер. Это зависит от времени года, месяца, недели и даже суток. Для покрытия этой неравномерности сооружают хранилища. Обычно они располагаются ближе к потребителю.

 

Подземные хранилища газа могут быть двух типов.

1. Хранилища, сооруженные в пористых горных породах.

2. Хранилища в полостях горной породы – шахтах, пещерах, рудниках, в отложениях каменной соли.

Первые подразделяются на:

- созданные в истощенных газовых, нефтяных, газоконденсатных месторождениях (80-85%);

- образованные закачкой газа в водоносные пласты.

Литература

1. Булатов А.И., Макаренко П.П., Будников В.Ф. и др. Теория и практика заканчивания скважин.- М., «Недра», 1998г. в 5 томах.

2. Подогорнов В.М., Ведищев И.А. Практикум по заканчиванию скважин.- М., «Недра», 1985г.

3. Муравьев В.М., Середа Н.Г. Основы нефтяного и газового дела.- М., «Недра», 1967г.

4. Справочная книга по добыче нефти.- М., «Недра», 1974г.

5. Моисеев В.А., Шастина З.Н., Мартыненко И.Д. и др. Технология кислотных обработок пластов (методические указания).- Иркутск 1985.

6. Иогансен К.В. Спутник буровика. Справочник.- М., «Недра», 1990г.