Общая схема системы сбора продукции скважин

Вкачестве примера общей схемы сбора продукции скважин на рис. 8.1 приведена схема сбора и подготовки нефти, газа и пластовой воды, используемая в Татарии [13]. Эта схема наи­более полно показывает разнообразие оборудования подобных систем. Схема использует принцип совмещения ряда процес­сов и операций.

Независимо от особенностей конкретных технологических схем практически во всех случаях имеет место совмещения некоторых процессов и операций и выполнение следующих работ.

Разрушение эмульсии, ее транспортировка по трубопрово­дам и сепарация газа; следствие этих процессов — снижение вязкости транспортируемой системы, уменьшение отложений парафина.

Отделение воды от нефти, замерносдаточные операции и заполнение товарных и сырьевых резервуаров.

Первичная очистка сточных вод и деэмульсация нефти в трубопроводах, сопровождаемая ее возвратом в технологичес­кий цикл подготовки нефти.

Контроль за качеством нефти и воды и их взаимная очистка.

Обслуживание товарных парков и улучшение качества нефти.

В совмещенной схеме (см. рис. 8.1) продукция скважин по­ступает на замерную установку («Спутник»). Выходящая из нее газированная водонефтяная эмульсия обрабатывается деэмульгатором для разрушения бронирующих оболочек эмуль­сии при ее движении в промысловом трубопроводе при тур­булентном режиме (Re = 2000—25000). Предварительно раз­рушенная эмульсия смешивается с горячей дренажной водой и направляется в секционный каплеобразователь. Введение в поток эмульсии дренажной воды способствует укрупнению глобул воды в каплеобразователе и быстрому разделению фаз в сепараторе.

Выходящая из сепаратора дегазированная нефть с неболь­шим содержанием воды в виде капель подогревается до 40 "С путевым нагревателем и через секционный каплеобразователь вводится в отстойник для окончательного обезвоживания. Вы­деляющейся при этом газ подается компрессором в общую газосборную сеть, а обезвоженная нефть после обработки пре­сной водой отводится через каплеобразователь в отстойники для обессоливания, откуда она поступает в буферную емкость, а потом насосом откачивается на головные сооружения и да­лее в нефтяную магистраль.

Сточные воды, отделяющиеся в сепараторе, проходят гид­родинамическую обработку в специальном трубопроводе, за­тем поступают в резервуар-отстойник с гидрофобным фильт­ром. Гидродинамическая обработка способствует укрупнению загрязнений, содержащихся в очищаемых сточных водах. Бла­годаря этому они практически полностью задерживаются в гид­рофобном фильтре. Очищенные сточные воды из резервуара направляются в буферную емкость, откуда насосом подаются к насосным станциям для закачки в пласты.

Технологическая схема сбора и подготовки продукции сква­жины позволяет выделить основные группы оборудования.

Рис. 8.1. Схема сбора и подготовки нефти, пластовой воды и газа:

Совмещение операций по узлам: А — транспортирование жидкости, сни­жение вязкости, борьба с отложениями парафина, разрушение эмульсии, частичное расслоение потока; Б — укрупнение капель средних размеров, очистка капель дренажной воды в среде нефти при турбулентном режи­ме, предварительная сепарация газа, коалесценция газовых включений; В — разрушение газовой пены, отбор газа, оттеснение глобул воды в со­став дренажной воды, разрушение глобул энергией расширяющегося газа в гидрофильном жидкостном фильтре, жидкостная флотация, сброс воды; Г — горячая сепарация и деэмульсация, нагрев, разрушение бронирую­щих оболочек тонкодисперсной части эмульсии, коалесценция в турбу­лентном режиме, расслоение потока на нефть и воду; Д — отбор легких фракций, возврат конденсата в нефть, отмывка солей, расслоение пото­ка, сброс воды, отбор нефти; Е — транспортирование и улучшение каче­ства нефти за счет гидродинамических эффектов, совмещение операций по прохождению нефти в резервуарах со сбросом выделившейся воды; З — транспортирование и укрупнение загрязнений в воде при турбулен­тном режиме; И — очистка воды в жидкостном гидрофобном фильтре, снижение коррозионной активности дренажной воды; 1 — скважины; 2 — замерное устройство; 3 — подача деэмульгатора: 4 — трубопровод; 5—I, 5—II, 5—III— каплеобразователи; 6 — трехфазные сепараторы; 7— путевой подогреватель; 8— отстойники ступени обезвоживания; 9 — компрессор; 10 — подача пресной воды; 11 — отстойники ступени обес­соливания; 12 — буферная емкость для нефти; 13, 16 — нефтяные насо­сы; 14 — анализатор качества нефти, замер; 15 — товарные резервуары; 17 — водяной насос; 18 — буферная емкость для воды; 19 — подача инги­битора коррозии; 20 — отстойник с гидрофобным фильтром; 21 — трубо­провод для гидродинамической обработки воды; 22 — емкость для сбора нефти; 23 — расходомеры

 

В оборудовании сбора — это замерные установки, первич­ные сепараторы газа, устройства для подачи реагентов, про­мысловые насосные станции и трубопроводы.

В оборудовании подготовки продукции скважин — это се­параторы, отстойники, подогреватели, деэмульгаторы, резер­вуары, насосы и замерные устройства для подготовленной к транспортировке продукции промысла.

Система сбора и подготовки газа и конденсата

Система сбора и подготовки газа и конденсата предназначе­на для сбора продукции скважин и подготовки газа и конден­сата. Она включает шлейфы, газосборные промысловые кол­лекторы, установки комплексной подготовки газа (УКПГ), дожимные компрессорные станции (ДКС), газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Система сбора зависит от размера и конфигурации мес­торождения, числа залежей, пластовых и устьевых давлений и температур, запасов газа и конденсата, дебитов скважин, содержания конденсата в газе, наличия кислых компонен­тов, климатических условий, в которых находится место­рождение.

Система сбора и подготовки газа и конденсата проектирует­ся и выбирается на весь срок разработки месторождения на основе технико-экономических расчетов.

Низкотемпературная сепарация (НТС) обеспечивает под­готовку газа за счет создания низких температур в сепараторе. В зависимости от способа получения низких температур НТС подразделяется на установки:

— с дросселированием газа высокого давления (рис. 8.2);

— с искусственным холодом (рис. 8.3);

— с турбодетандерным агрегатом.

Установки с искусственным холодом используются при не­достатке пластовой энергии для получения холода.

Для получения отрицательных температур на установках НТС в некоторых случаях используют турбодетандерные агрегаты (ТДА), в которых эффект снижения температуры в 3—4 раза превосходит получение низких температур при дросселирова­нии [52].

 

Рис. 8.2. Принципиальная схема установки НТС с дросселированием газа высокого давления:

С1, С2, С3 — сепараторы соответственно первой, второй и третьей ступе­ней, ЛВО — аппарат воздушного охлаждения, ВТ— водяной теплообмен­ник, Т1, Т2 — теплообменники типа газ-газ; Д — дросселирующее уст­ройство, С4 — низкотемпературный сепаратор; Е1 — емкость для сбора конденсата, РДЭГ, НДЭГ — регенерированный и насыщенный растнор ДЭГа соответственно; 3 — замерное устройство

 

Рис. 8.3. Принципиальная схема установки искусственного холода:

ГК1, ГК2 — соответственно первая и вторая ступени газомотокомпрессора; Ml, М2 — маслоотделители первой и второй ступеней, АВ1, АВ2 — аппараты воздушного охлаждения первой и второй ступеней; АД — уголь­ные адсорберы; Л — линейный ресивер; П — переохладитель; У — уровнедержательные аппараты; И — испаритель-холодильник

 

Абсорбционная осушка газа

 

Процесс абсорбции основан на способности жидких сор­бентов избирательно поглощать определенные компоненты из смеси продуктов. В технологических процессах подготовки газа абсорбция используется для извлечения парообразной влаги, высококипящих углеводородных компонентов газа, очистки газа от кислых компонентов.

Абсорбенты, применяемые для осушки газа, должны обла­дать такими свойствами, как большая влагоемкость, нетоксич­ность, стабильность, низкие коррозионные свойства, низкая вязкость, устойчивость к окислению, низкая растворяющая способность к природному газу и углеводородным жидкостям.

В системе абсорбционной осушки газа в качестве абсорбен­тов широко применяются высококонцентрированные раство­ры гликолей: этиленгликоль ЭГ (табл. 8.1), диэтиленгликоль ДЭГ, триэтиленгликоль ТЭГ, которые в определенной мере отвечают перечисленным требованиям. Этиленгликоль имеет самую низкую температуру кипения, что приводит к уносу его с осушенным газом и значительным потерям при регенера­ции. ЭГ не получил широкого распространения в процессах осушки газа. ДЭГ по сравнению с ТЭГ имеет меньшую склон­ность к пенообразованию и меньшую температуру кипения. ТЭГ снижает температуру точки росы на более значительнуювеличину.

На процесс осушки влияет вязкость абсорбента, с пониже­нием температуры вязкость гликолей возрастает, массообмен ухудшается.

Таблица 8.1

Физико-химические свойства гликолей

Показатели	ЭГ	ДЭГ	ТЭГ
Молекулярная масса	62,07	106,12	150,17
Относительная плотность	1,116	1,118	1,126
Температура, К: замерзания начала разложения	260,55 —	264,15 437,55	265,55 479,85
Вязкость при 293К, мПа*с	20,9	35,7	47,8
Удельная теплоемкость, кДж/(кг.К)	2,35	2,09	2,20
Теплота парообразования (при давлении 0,1 МПа), кДж/кг
Поверхностное натяжение, 10 ^-3 Н/м	46,49 (при 293 К)	48,5 (при 298 К)	45,2 (при 293 К)
Коэффициент рефракции при 293 К	1,4316	1,4472	1,4559
Температура кипения (в К) при давлении, кПа: 6,7 1,34	470,45 396,15 364,15	517,95 437,15 401,15	551,45 471,15 435,15

 

Рекомендуется поддерживать температуру не ниже 283 К. Иногда вязкость гликолей снижают добавлением растворителей (бутиловый карбинол, фениловый целлюзоль, бензиловый спирт и др.)- Повышение температуры абсорбции ведет к потерям гли­колей, поэтому температуру поддерживают не выше 311 К.

При регенерации во избежание разложения гликолей тем­пературу в колонне поддерживают не выше 437 К (164 °С) для ДЭГ и 473 К (200 "С) для ТЭГ.

Выбор того или иного абсорбента в каждом конкретном слу­чае проводится на основе технико-экономических расчетов.

На рис. 8.4 показана принципиальная схема абсорбцион­ной осушки газа, действующей на месторождении Медвежье [52]. Установка включает абсорбер, десорбер для регенерации ДЭГ, фильтры, теплообменники, емкости, насосы для пере­качки абсорбента и другое оборудование. Установка рассчитана на обработку 2,5—3 млн м³/сут, расход абсорбента со­ставляет 1,2—1,5 м³/сут. Унос абсорбента с осушенным газом не превосходит 8—12 г/1000 м³, потери при регенерации — не более 2,5-3,5 г/1000 м³ [52].

 

Рис. 8.4. Схема абсорбционной осушки газа:

С1 — сепаратор; Т1 — подогреватель газа; А1 — абсорбер; Ф1 — фильтр для очистки газа; Н1, Н2 — насосы для перекачки ДЭГа; Е1 — емкость для сбора ДЭГа; В1 — выветриватель; Ф2 — фильтр для очистки ДЭГа; Т2 — теплообменник; Д1 — десорбер; И1 — испаритель; ТЗ — воздушный теплообменник; Е2— емкость для сбора воды; НЗ — насос для перекачки воды

Адсорбционная осушка газа

 

Адсорбционная осушка газа (рис. 8.5) основана на поглоще­нии паров воды из природного газа твердыми поглотителями — адсорбентами.

Адсорбенты должны обладать большой поверхностью массобмена, избирательностью процесса адсорбции, стабильностью адсорбционных свойств, низким сопротивлением к потоку газа, высокой механической прочностью, простотой регенерации.

В качестве адсорбентов для осушки газа используют силикагели, окись алюминия, синтетические цеолиты (молекулярные сита) и др.

Рис. 8.5. Схема адсорбционной осушки газа:

1 — входной сепаратор; 2 — адсорберы; 3 — компрессор; 4 — печь-подо­греватель; 5 — АВО; 6 — сепаратор

 

Силикагели — это гели кремниевой кислоты, которые под­вергаются сушке и прокалке. Применяются в виде гранул диа­метром 0,2—7 мм.

На рис. 8.5. представлена принципиальная технологическая схема осушки газа при помощи силикагелей на месторождении Медвежье [52]. Каждая технологическая линия рассчитана на пропускную способность 6 млн м³/сут при давлении 7,7 МПа. Процесс адсорбции длится 12—30 ч, регенерации — 10—14 ч, охлаждения — 4—5 ч.