ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Анализ основных систем сбора нефти и газа на промыслах из "Утилизация нефтяного газа" Система сбора Бароняна—Везирова (рис. 12) разработана применительно к месторождениям Азербайджана и Туркмении, где и получила широкое внедрение. Согласно этой системе газ, вода и механические примеси за счет устьевого давления (независимо от способа эксплуатации скважин) подаются по выкидным линиям на групповую замерную установку 5. От нее по общему сборному коллектору нефть направляется на центральный сборный пункт (ДСП), где производится двухступенчатая сепарация и частичное обезвоживание. Затем нефть насосом 10 подается в сырьевые резервуары установки комплексной подготовки нефти (УКПН) 11. На первой ступени сепарации поддерживается давление - 0,4 МПа. Отсепарированный газ под этим давлением, пройдя предварительно осушку, поступает на компрессоры 14 и далее к потребителю. Вторая ступень сепарации осуществляется в сборнике нефти 9 при давлении вакуумметрическом или близком к атмосферному. Отсепарированный на этой ступени газ посредством вакуум-компрессоров 12 подается в общую газосборную сеть. [c.34] Грозненская высоконапорная однотрубная система сбора была разработана ГрозНИ в содружестве с производственным объединением Грознефть. Отличительной особенностью ее является максимальное использование энергии пласта благодаря совместному транспорту нефти и газа на большие расстояния (десятки километров) за счет устьевых давлений (до 6—7 МПа). [c.35] Грозненская система позволяет максимально концентрировать технологическое оборудование по подготовке нефти и газа за счет укрупнения и централизации сборных пунктов, вплоть до строительства заводов по подготовке [19], что, в свою очередь, дает возможность применять индустриальные методы строительства объектов в блочном исполнении, значительно сокращает металлоемкость нефтегазосборной сети, дает возможность утилизировать нефтепромысловый газ с самого начала обустройства месторождения, исключает необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла. [c.35] Грозненская высоконапорная система применима только для месторождений с высокими пластовыми и устьевыми давлениями. Она получила широкое внедрение на месторождениях Северного Кавказа. [c.36] Однотрубная система сбора института Татнефтепроект (рис. 13) так же, как и предыдущая, предусматривает совместный транспорт нефти и газа по одному трубопроводу на дальние расстояния. Отличительной особенностью ее является использование специальных объемных нагнетателей (насос-компрессоров), размещенных на групповой установке. Дебит скважин 1 замеряют массовым расходомером 2 на потоке, установленным либо непосредственно у скважин, либо на гребенке групповой установки. Пройдя замер, продукция скважин поступает на прием насос-компрессоров 3, которые без предварительного разделения фаз перекачивают газонефтяную смесь по сборному коллектору на центральные промысловые сооружения. В этот же сборный коллектор подключаются выкидные линии скважин (независимо от способа эксплуатации), имеющих высокое буферное давление. На центральном сборном пункте продукция нефтяных скважин проходит двухступенчатую сепарацию 4, 5. Давление в сепараторах второй ступени поддерживают близким к атмосферному. Из этих сепараторов сырую нефть насосами 6 перекачивают в сырьевые резервуары 7 или на УКПН. Газ первой ступени под собственным давлением подается по газопроводу на ГБЗ, а газ второй ступени сепарации подается потребителю при помощи компрессоров. [c.36] Данная система сбора позволяет полностью ликвидировать все емкости на территории промысла, значительно снизить металлоемкости, сократить объем средств автоматики и др. Однако она имеет ограниченное применение. Во-первых, отсутствуют высокопроизводительные насос-компрессоры и, во-вторых, работа самих нагнетателей имеет недостатки. [c.36] Перекачка газонасыщенных нефтей и применение бескомпрессорного транспорта газа первой ступени сепарации позволяют с самого начала разработки месторождения утилизировать до 70% нефтепромыслового газа, а по окончании обустройства нефтепромыслов полностью исключить его потери. [c.37] Недостатком данной системы сбора является большое число пунктов обслуживания. В самом деле, на каждом кусте скважин устанавливается замерная установка (ЗУ). Так как таких кустов, а следовательно, и ЗУ на месторождении очень много и их обслуживание требует организации постоянного подъезда и подвода электроэнергии с самого начала эсплуатации, то в отдельных случаях (например, для труднодоступных и отдаленных площадей) это вызывает значительные трудности. [c.37] Лучевая система сбора (рис. 15) была предложена Миннефте-промом применительно к месторождениям Западной Сибири [29]. [c.37] В основу этой системы сбора были заложены основные принципы герметизированной системы сбора института Гипровостокнефть. Отличительной чертой лучевой системы является значительная протяженность выкидных линий (до 10 км и более). [c.37] Основное преимущество лучевой системы сбора — это уменьшение до минимума пунктов обслуживания за счет переноса ЗУ на площадки дне и КСП. Однако это приводит к резкому увеличению протяженности выкидных линий, а следовательно, и металлоемкости системы. [c.38] На нефтяньк месторождениях Канады применяют и другую схему сбора и транспорта нефтяного газа. Сепарацию нефти проводят непосредственно на промысле. Отсепарированный газ по сборному газопроводу поступает на ГПЗ. Для подачи газа применяют компрессорные станции, расположенные за 25—30 км от завода. На этих станциях газ подвергают промысловой подготовке. Ввиду ограниченности транспортного плеча промысел — ГПЗ на одном месторождении располагают несколько ГПЗ. [c.40] Промысловая подготовка нефти—обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти, в результате чего нефть будет удовлетворять требованиям, необходимым для дальнейщего магистрального транспорта и переработки на НПЗ. Уровень подготовки нефти определяется технико-экономическими расчетами. [c.40] По мере эксплуатации месторождения содержание воды в нефти постепенно возрастает. Транспортировка такой нефти до НПЗ приводит к увеличению капитальных и эксплуатационных затрат. Это обусловлено тем, что, во-первых, содержащаяся в нефти вода, являющаяся балластом, увеличивает объем перекачки. Во-вторых, при совместном движении нефть и вода образуют водонефтяную эмульсию, вязкость которой может в несколько раз превыщать вязкость самой нефти, а это приводит к росту потерь давления на гидравлические сопротивления и, следовательно, требует дополнительных затрат на перекачку. Кроме того, содержащиеся в во де минеральные соли придают перекачиваемому продукту высокую коррозионную активность, создавая предпосылки для интенсивной коррозии труб и приводя к аварийным ситуациям на линейной части трубопровода. [c.40] Повышенное содержание воды и солей в перерабатываемой нефти в значительной мере осложняет эксплуатацию оборудования НПЗ, снижая производительность заводских установок, уменьшая продолжительность межремонтного периода и т. д. [c.40] Обезвоживание нефти. Свойства водонефтяных эмульсий Г46] в значительной степени зависят от физико-химических свойств составляющих их жидкостей, присутствия в них естественных эмульгаторов, интенсивности перемешивания, способа добычи нефти, условий эксплуатации нефтяного месторождения и т. д. Нефти различных месторождений способны к образованию стойких эмульсий, для разрушения которых требуется применение специальных методов, и нестойких, которые легко расслаиваются на составляющие нефть и воду. Для успешного инженерного решения по выбору технологии обезвоживания нефти важно знать механизм образования и разрушения эмульсий. [c.40] Эмульсия — механическая смесь двух взаимно нерастворимых жидкостей (нефти и газа), одна из которых распределена в объеме другой в виде глобул различных размеров (до нескольких мкм). Для образования эмульсии необходимо механическое воздействие, в результате которого происходит дробление (диспергирование) капель одной из жидкостей (дисперсной фазы) в объеме другой (дисперсионной среды). Стойкость нефтяных эмульсий определяется структурно-механическими свойствами защитной пленки, которая образуется на границе раздела вода — нефть. Образование зай1итной пленки и ее прочность обусловлены присутствием в системе поверхностно-активных веществ — эмульгаторов, их свойствами и количеством. [c.41] В качестве природных эмульгаторов выступают смолистые вещества, парафины, нафтеновые мыла, соли органических кислот, различные соединения железа, цинка, меди и других металлов и механические примеси, присутствующие в нефти или воде. По избирательной смачиваемости эмульгаторы различают гидрофобные м гидрофильные. Гидрофобные эмульгаторы лучше смачива отся нефтью, чем водой, а гидрофильные—наоборот. Первые эмульгаторы, адсорбируясь на поверхности раздела нефть—вода, образуют слой, который хорошо смачивается нефтью. Возникающие при этом силы адгезии препятствуют осаждению глобул воды, т. е. глобулы воды оказываются жесткосвязанными с нефтью. Гидрофильные эмульгаторы также адсорбируются на границе раздела и образуют слой, который хорошо смачивается водой. Таким образом, на глобулах воды образуется пленка, состоящая из двух слоев, которая препятствует непосредственному соприкосновению отдельных глобул при их столкновении, а следовательно, и их слиянию. [c.41] Прочность защитной пленки зависит от температуры, типа присутствующих эмульгаторов и их количества. С повышением температуры прочность пленки уменьшается. Поскольку адсорбция эмульгаторов не может быть мгновенной, а протекает во времени, поэтому прочность защитной пленки, а следовательно, и стойкость эмульсии меняется со временем. Этим объясняется так называемое явление старения эмульсии. [c.41] Обезвоживание нефти можно разбить на три последовательно протекающих процесса разрушение бронирующих оболочек на глобулах эмульгированной воды вводом в эмульсию химических реагентов — деэмульгаторов и использованием тепловых, электрических и гидродинамических эффектов уменьшение дисперсности обработанной эмульсии благодаря слиянию отдельных глобул диспергированной воды в присутствии деэмульгирующего агента до размеров, достаточных для осаждения расслоение разрушенной эмульсии на две самостоятельные фазы — нефть и воду, которое осуществляется в отстойных аппаратах. [c.41] Вернуться к основной статье