Перекачка углеводородных смесей насосами многофазного потока (мультифазные насосы)



Мы поможем в написании ваших работ!


Мы поможем в написании ваших работ!



Мы поможем в написании ваших работ!


ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?

Перекачка углеводородных смесей насосами многофазного потока (мультифазные насосы)



Использование насосов многофазного потока позволяет исключить процессы разделения многофазных систем и транспортировать многофазную смесь на центральные пункты подготовки. Наиболее широкое применение и перспективы имеют данные технологии при разработке морских и шельфовых нефтяных месторождений. Типы насосов представлены на рис. 2.24. Анализ использования насосов на морских месторождениях показывает, что 50% от общего количества составляют двойные винтовые, 46% - спирально-осевые, 4% - поршневые. Обще количество установленных на месторождениях двойных винтовых насосов составлетт более 200 шт. На рис.2.25 приведена технолгическая схема использования насосв многофазного потока.

В приложении 1 приведены конструкции насосов.

Рис.2.24. Типы насосов многофазного потока


 

 

 
 

 


Рис.2.25. Перекачивающие станции многофазного потока и традиционные перекачивающие станции

 


ГЛАВА 3

СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ

 

3.1 Принципиальные технологические схемы сбора и транспорта

нефти и газа

В настоящее время вследствие недостаточных мер по герметизации и несовершенства технического оснащения объектов сбора, транспорта и хранения, а иногда промысловой и нефтезаводской подготовки нефтей потери легких углеводородов из них по пути движения от мест добычи до переработки продолжают оставаться недопустимо боль­шими. Основные потери обусловлены испарением нефтей в узлах замера (трапно-замерные установки), на которых обычно установ­лены негерметичные мерники (при самоточной системе сбора нефти), при наливе, хранении в резервуарах сборных пунктов, товарных парков нефтепромыслов, товарно-транспортных управлений и нефте­перерабатывающих заводов. Потери можно рассматривать как устра­нимые и неустранимые. Неустранимые находятся в полной зависи­мости от технического оснащения нефтепромысловых предприятий, их можно сократить до минимума при совершенствовании техники и технологии процессов нефтедобычи (герметизация пути движения нефти с переходом на напорные и высоконапорные системы сбора нефти, мероприятия по полной герметизации резервуарных парков улавливанием из них выбрасываемых в атмосферу углеводородов, сокращение количества перевалок нефти и др.). Устранимые потери свидетельствуют о бесхозяйственности, неумелом использовании техники, нарушении элементарных правил эксплуатации и поддержа­ния в должном состоянии промыслового оборудования, т. е. эти по­тери могут быть ликвидированы проведением обычных организаци­онно-технических мероприятий (устранение течей, ремонт крыш, днищ и поясов, установление дыхательных и огнезащитных клапанов, обвязка дыхательными линиями резервуаров и т. п.).

Ликвидировать потери легких фракций можно в основном вне­дрением наиболее рациональных схем сбора нефти и газа, а также строительством объектов по стабилизации нефтей для их хранения и транспортировки.

К современным системам сбора, транспорта и подготовки нефти должны предъявляться основные требования: высокая экономичность системы в части ее металлоемкости, стоимости капитальных вложений и эксплуатационных расходов; полная герметизация системы сбора нефти и газа по всему пути движения от скважин до пунктов их подготовки; ввод в эксплуатацию участков промысла до окончания строительства всего комплекса сооружений; малообъектность и надеж­ность в эксплуатации; возможность автоматизации и телемеханиза­ции объектов; возможность снижения протяженности автомобильных дорог, уменьшения расхода служебного транспорта, сокращения эксплуатационного персонала; возможность более полного использования ресурсов нефтяных газов, извлекаемых с нефтью и др.

На основании этих требований промысловые системы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и пластовой воды должны рас­сматриваться как единая технологическая система со взаимосвязан­ными процессами, охватывающая не только отдельный промысел, но и целый нефтедобывающий район. На промыслах должно быть минимальное число объектов при концентрации всех основных из них на центральном пункте сбора.

При решении этих задач необходимо соблюдение следующих ус­ловий.

1. Максимальное использование избытка пластовой энергии либо напора, создаваемого глубинными насосами, достаточного для транспорта продукции скважин до центральных пунктов сбора, либо дожимных насосно-сепарационных установок.

2. Применение од­нотрубного транспорта нефти и газа от скважин до сепарационных установок либо центральных пунктов сбора.

3. Применение много­ступенчатой сепарации нефти с последующим бескомпрессорным транспортом газа первой ступени сепарации и транспорта газонасыщен­ной нефти до пунктов сбора и подготовки, позволяющее полностью исключить из нефтепромыслового хозяйства компрессорные станции, мелкие пункты сбора и ряд других технологических объектов.

4. Размещение концевых сепарационных установок на центральном пункте сбора в непосредственной близости от объектов подготовки нефти, газобензиновых заводов и районных компрессорных станций, позволяющее более полно и рационально использовать наиболее ценную часть ресурсов попутных газов и более квалифицированно осуществить подготовку нефти.

Известны различные системы сбора нефти и газа, каждая из которых имеет определенные достоинства и недостатки. Рассмотрим основные из них.

1. Схема Бароняна – Везирова (рис. 3.1). В ней предусматривается двухступенчатая сепарация нефти: первая ступень – при абсолют­ном давлении около 0,4 МПа и вторая ступень – при абсолютном давлении 0,1 МПа или вакууме. Схема при полном ее осуществлении является напорной до сырьевых резервуаров.

 

Рис. 3.1. Принципиальная технологическая схема промыслового сбора и транс­порта нефти и газа Бароняна – Везирова: 1 – фонтанная скважина высокого давления; 2 – газосепаратор высокого давления; 3 – станок-качалка с подвесным компрессором; 4 – скважина; 5 – групповая замерная уста­новка; 6 – гааоотделитель (сепарация нефти); 7 – осушитель газа; 8 – отстойник; 9 – сборники нефти; 10 – насос; 11 – сырьевые резервуары установки комплексной подго­товки нефти; 12 – вакуум-компрессор; 13 – компрессоры

 

2. Напорная схема института Гипровостокнефть (рис. 3.2). Дав­ление на устье скважин поддерживается достаточным для обеспече­ния двух– или трухступенчатой сепарации нефти. Первая ступень сепарации осуществляется на групповых или индивидуальных трапно-сепарационных установках при давлении 0,6 – 0,7 МПа, т. е. дав­лении, достаточном для бескомпрессорной подачи

 

Рис. 3.2. Принципиальная технологическая схема промыслового сбора и транс­порта нефти и газа института Гипровостокнефть: 1 – скважина; 2 – групповой замерный трап; 3 – трапы первой ступени сепарации; 4 – дожимные насосы; 5 – аварийная емкость; 6 – трап второй ступени сепарации; 7 – трапы третьей ступени сепарации; 8 – технологические емкости (с понтонами) УКПН

 

газа потребителю или на газобензиновые заводы. Затем нефть из сепараторов первой ступени вместе с частью растворенного в ней газа транспортируется до центрального сборного пункта, товарного парка или центральных, промысловых сооружений, где осуществляется сепарация второй (и третьей, если требуется) ступени. С концевых трапных установок нефть поступает в технологические емкости установок по подготовке нефти (либо, минуя эти емкости, непосредственно на установки "схо­ду"). При больших расстояниях от трапов первой ступени сепарации и неблагоприятных условиях по рельефу местности транспорт нефти с растворенными в ней газами осуществляется ДНС, что составляет особенность данной схемы.

3. Однотрубная схема института Гипровостокнефть. Продукция скважин, представляющая собой двухфазовый поток, направляется по одной трубе до дожимных насосных станций, значительно удален­ных от скважин. На дожимных станциях размещаются трапные ус­тановки для осуществления первой ступени сепарации нефти. Отсепарированная при давлении 0,4 – 0,45 МПа нефть насосами подается на любые расстояния до установок по подготовке нефтей или централь­ных промысловых сооружений, где осуществляется последняя сту­пень сепарации. Отделившиеся от нефти газы по газосборным коллек­торам под остаточным давлением поступают на прием соответству­ющих компрессоров газобензиновых заводов.

4. Однотрубная схема института ТатНИПИнефть (рис. 3.3). Про­дукт, представляющий собой также двухфазный поток нефти и газа, без сепарации (с давлением на буфере скважин 0,6 – 0,7 МПа) пере­дается непосредственно на установки по подготовке нефти.

 

Рис. 3.3. Однотрубная система сбора и транспорта нефти и га­за института ТатНИПИнефть: 1 – скважина; 2 – насос–компрессор; 3 – массовый расходомер; 4 – трап первой ступени сепарации; 5 – трап второй ступени сепарации; 6 – насосы; 7 – сырьевые резервуары

 

Если давление пласта или установленного на скважине погружного насоса оказывается недостаточным для транспорта газонефтяной смеси на центральные промысловые сооружения, по трассе нефте­провода устанавливают насосы-компрессоры (так называемые объем­ные винтовые или ротационные нагнетатели), которые и перека­чивают смесь. На центральной площадке промысловых сооружений устанавливают трапные установки для сепарации нефти соответ­ственно принятому числу ступеней сепарации (в зависимости от кон­кретных условий и физико-химической характеристики нефти).

5. Эжекторная схема института БашНИПИнефть (рис. 3.4). Осо­бенность ее заключается в том, что принятое число ступеней сепара­ции (обычно две) продукция скважин проходит на прискважинных трапных установках. Давление на первой ступени принято равным 0,4 МПа, на второй 0,1 МПа. Смесь газов I и II ступеней сепарации после эжекторов с давлением 0,25 МПа поступает в газо­сборные сети, а затем подается на прием промысловых (участковых) компрессорных станций. Компрессорными станциями газы подаются на газобензиновые заводы. Отсепарированная нефть поступает в емкости установок по подготовке нефти.

При выборе схемы сбора нефти и газа необходим технико-экономический расчет, в результате которого по полученным затратам на строительство и эксплуатацию выбирается экономически и технически наиболее целесообразная. Проведенными в институте Гипровостокнефть технико-экономическими расчетами установлено, что наиболее рациональным следует считать применение на промыслах напорных схем институтов Гипровостокнефть и ТатНИПИнефть, позволяющих подавать нефтегазовые смеси на значительные расстояния.

Следует отметить, что наибольшее распространение на промыслах РФ получила так называемая самотечная схема сбора нефти и газа (рис. 3.5). Путь движения нефти по этой схеме от скважины и далее не герметизирован и сопровождается большими потерями лег­ких углеводородов.

 

Рис. 3.4. Двухтрубная система сбора и транспорта нефти и газа с двухступен­чатой сепарацией (эжекторная) института БашНИПИнефть: 1 – скважина; 2 – замерный трап; 3 – трап первой ступени сепарации; 4 – трап второй ступени сепарации; 5 – эжектор; 6,9 – сепараторы; 7 – компрессоры; 8 – холодильники газа; 10 – насосы; 11 – резервуары; 12 – мягкий газгольдер

 

Одновременно с герметизацией пути движения нефти от скважин до мест ее переработки целесообразно осуществлять ее стабилизацию. Сущность стабилизации нефти заключается в отборе наиболее летучих углеводородов (депропанизация, дебутанизация), так как они по пути следования нефти, испаряясь, "провоцируют" потери углеводородов и более тяжелых бензиновых фракций. При стабили­зации нефтей наряду с удалением пропанов и бутанов извлекаются метан, этан и такие балластовые газы, как сероводород, углекислота и азот. Таким образом, сокращение потерь легких фракций от ис­парения, исключает коррозию аппаратуры, оборудования и трубо­проводов по всему пути движения от нефтепромысла до нефтеперерабатывающих заводов.

Получить абсолютно стабильную нефть практически невозможно. Даже при снижении общей упругости паров нефти ниже 200 мм вод. ст., на которые рассчитаны существующие резервуары, происходили бы потери нефти от испарения. По­этому понятие о стабильности нефтей условно и зависит от конкрет­ных условий: летучести нефти, схемы ее сбора, транспорта и хране­ния, уровня герметизации промысловых, транспортных и заводских сооружений, возможности реализации продуктов стабилизации, экономической целесообразности затрат на проведение тех или иных мероприятий по стабилизации, а также влияния стабилизации на бен­зиновый потенциал в нефти, направляемой на переработку. Эти факторы должны полностью определять принимаемую глубину ста­билизации нефтей, которая очень длительный период являляется пред­метом дискуссии.

 

Рис. 3.5. Принципиальная технологическая схема самотечного промыслового сбора и транспорта нефти и газа: 1 – скважина; 2 – рабочие трапы; 3 – замерные трапы; 4 – мерники; 5 – промысловые компрессоры; 6 – резервуары сборного пункта; 7 – насосы; 8 – резервуары товарного парка

 

Стабилизация нефти часто применяется только для снижения потерь легких фракций без частичного отбензинивания, хотя иногда в процессе стабилизации предусматривается как частичное, так и пол­ное отбензинивание стабилизируемых нефтей.

Однако за последнее время перед процессом стабилизации ставится уже более серьезная задача – создание на основе этого процесса прочной сырьевой базы развивающейся химической промышленности нашей страны. Поэтому товарной продукцией не может быть просто произвольная гамма углеводородов, получаемая путем одно- или двукратного испарения нефти без какого бы то ни было обоснования, а узкая фракция, представляющая собой головку нефти (в зависи­мости от заданной глубины отбора) и удовлетворяющая требованиям химической промышленности. Тем не менее, следует обратить вни­мание на то, что стабилизация нефти с определенной четкостью отбора головки ее не должна являться самоцелью, а в каждом конкретном случае обусловлена существующими условиями данного нефтяного района и другими общими факторами, являющимися основой для тех­нико-экономического анализа целесообразности проведения процесса стабилизации.

Возможные схемы стабилизации нефтей.

В зависимости от конкретных условий и требований, предъяв­ляемых к стабилизации в части возможного использования продук­ции установок (определяющих во многом глубину извлечения лег­ких фракций и место размещения), при проведении данного процесса существуют следующие принципиально отличные направления.

1. Сепарация – извлечение легких фракций из нефти однократ­ным или многократным испарением при снижении давления, иногда с предварительным подогревом.

2. Ректификация – многократная конденсация и испарение с четким разделением углеводородов по заданной глубине стабили­зации нефти.

Все остальные способы представляют сочетание указанных ос­новных. Кроме того, существует еще и такой мало изученный способ извлечения из нефти легких углеводородов, как продувка нефти от­носительно сухим газом. Остановимся несколько подробнее на этих способах стабилизации нефти и возможных их сочетаниях.

Сепарация

Процесс стабилизации начинается уже сразу же на первых эта­пах движения нефти, когда из нее отбираются выделяющиеся га­зообразные углеводороды (с падением давления), находившиеся в пластовых условиях в жидком состоянии.

Первым узлом отбора легких фракций оказываются трапно-сепарационные установки, на которых от нефти отделяется свободный газ, подаваемый далее по газосборным коллекторам на промысло­вую компрессорную станцию либо на газобензиновый завод (в зависимости от принятой схемы сбора нефти и газа).



Последнее изменение этой страницы: 2016-04-07; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы!

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.236.222.124 (0.034 с.)