Технология процесса добычи нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Процесс добычи нефти, главная цель которого - получение товарной нефти для потребителя заключается в сочетании элементарных технологий, включающих подъем продукции, разделение на фазы и сдачу нефти. Задача получения товарной нефти характеризуется в конечном итоге не только соединением элементарных технологий, но и общим количеством энергозатрат, в основном связанных с транспортом и разделением добываемой продукции на нефть, газ и воду. Элементные технологии процесса добычи нефти настолько взаимосвязаны друг с другом, что незначительное изменение в одной из них незамедлительно сказывается на последующих. В преобладающей степени эффективность технологий зависит от параметров работы пласта. Применительно к пласту выделяются четыре противодействующие силы с точки зрения эффективности вытеснения - вязкостные, капиллярные, гравитационные и диффузионные.

Применяемые методы снижения указанных сил с помощью ввода растворов химреагентов или интенсифицирующего агента (диоксид углерода, дымовые газы, азот или углеводородный газ) изменяют состав и свойства добываемой, транспортируемой и разделяемой на фазы продукции. Применительно к добываемой продукции из массы факторов, влияющих на стойкость эмульсий можно выделить шесть наиболее важных.

Количество содержащихся асфальтосмолопарафинистых отложений (АСПО) в нефти и их состав.

Обводненность продукции и состав воды.

Наличие и состав интенсифицирующего агента.

Механические примеси в продукции.

Газовый фактор и состав газа.

Гидротермодинамические параметры потока (давление, скорость, температура).

К настоящему времени объем исследований по этой проблеме чрезвычайно обширен. В этих исследованиях выделяются до 80 различных факторов, влияющих на стойкость и процесс разделения промысловой эмульсии на фазы, но указанные шесть факторов (здесь подразумеваются комплексные), являются определяющими. При исследовании и учете влияния шести комплексных факторов, можно разрабатывать и применять весьма несложные в технологическом и техническом исполнении элементные технологии, которые могут обеспечить протекание процессов с заданной эффективностью и при небольших энергозатратах.

Обеспечение экологически чистой и эффективной технологии разделения и утилизации фаз включает отдельные эффективные технологии использования попутной воды в системе заводнения и вытеснения нефти.

Основные элементы системы сбора, транспорта и подготовки промысловой продукции

Технологическая модель системы сбора промысловой продукции, сепарации, транспорта и подготовки нефти и воды с использованием современных технологий состоит из девяти элементов: составные части приведены в схеме№1.

Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), в котором по отдельному трубопроводу продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) проходит узел первичного замера и учета продукции на месторождении.

Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазу (первая ступень сепарации). На данном участке, как правило, образуется достаточно высокодиспергированная стойкая водогазонефтяная эмульсия с высокой вязкостью жидкой фазы.

Элемент 3. ДНС - газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ в булитах (емкостях), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации.

Элемент 4. ДНС - УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».

Элемент 5. ДНС - установка предварительного сброса воды (УПС) чаще данный элемент бывает совмещенным, в котором с одновременным отделением газа, как в первой ступени сепарации, производится выделение водной фазы из продукции скважин; затем водная фаза проходит доочистку до нужного качества и закачивается в пласт.

Элемент 6. УПС - КНС. Отделившаяся водная фаза необходимого качества и количества из емкостей УПС (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.

Элемент 7. УКПН - установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, в котором одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая - как узел разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка.

Элемент 8. УПВ - КНС. Вся водная фаза (как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.

Элемент 9. КНС - пласт. Попутная очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов на этом участке водная фаза с помощью силовых насосов КНС закачивается через систему трубопроводов в нагнетательную скважину и далее в пласт.

Классификация промысловых трубопроводов

Трубопроводы, транспортирующие продукцию скважин на площадях месторождений делятся:

по назначению - на нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, нефтегазоводоповоды и водопроводы;

по напору - на напорные и безнапорные;

по рабочему давлению - на трубопроводы высокого, среднего и низкого давления;

по способу прокладки - на подземные, наземные и подводные

по функции - на выкидные линии, идущие от устьев скважин до ГЗУ; нефтянные, газовые, водянные и нефтегазоводянные сборные коллекторы; товарные нефтепроводы;

по гидравлической схеме работы - простые трубопроводы, без ответвлений, и сложные трубопроводы с ответвлениями, к которым относятся также замкнутые трубопроводы.

Трубопроводы, транспортирующие воду к нагнетательным скважинам для поддержания пластового давления, делятся на:

а) магистральные водопроводы, начинающиеся у насосных станций второго подъема;

б) подводящие водопроводы, прокладываемые от магистральных водопроводов до кустовых насосных станций (КНС);

в) разводящие водоводы, прокладываемые от КНС до нагнетательных скважин.

Все перечисленные трубопроводы по напору делятся на трубопроводы с полным заполнением трубы жидкостью и трубопроводы с неполным заполнением трубы жидкостью. Трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью называются напорными, а трубопроводы с неполным заполнением сечения могут быть как напорными, так и безнапорными.

Выкидные линии и нефтесборные коллекторы обычно не полностью заполнены нефтью, т.е. часть сечения выкидных линий или коллектора занята газом, выделившимся или в процессе движения нефти по ним, или увлеченным нефтью из сепараторов в связи с их плохой работой.

В самотечных нефтепроводах нефть движется под действием гравитационных сил, обусловленных разностью вертикальных отметок в начале и конце нефтепрвода. Если при этом в нефтепрводе нефть и газ движутся раздельно, то такой нефтепровод называется свободно самотечным, или безнапорным, а при отсутствии газовой фазы - напорно-самотечным.

Нефть и ее примеси транспортируются по выкидным линиям до ГЗУ за счет перепада давления между устьем скважины и ГЗУ. Выкидные линии в зависимости от дебита скважин принимаются диаметром от 75 до 150 мм и прокладываются под землей. Протяженность выкидных линий определяется технико-экономическими расчетами и может достигать до 4 км.

От ГЗУ, к которой по выкидным линиям подводится продукция 14 - 56 скважин (в зависимости от числа «Спутников», определяемых технико-экономическими расчетами), до ДНС или УПН обычно прокладывается сборный коллектор диаметром от 200 до 500 мм и протяженностью от 5 до 10 км.

Для сбора нефтяного газа и передачи его потребителям на площадях нефтяных месторождений сооружают сборные газопроводы.

Сепарация нефти от газа. Основное назначение нефтегазовых сепараторов

Нефтегазовые сепараторы служат для получения нефтяного газа, выделившегося из нефти при ее движении по стволу скважины, выкидной линии и сборному коллектору, и используемого как ценное химическое сырье или как топливо; уменьшения перемешивания нефтегазоводянного потока и снижения гидравлических сопротивлений в трубопроводах; разложения и отделения от нефти образовавшейся пены; предварительного отделения воды от нефти при добыче нестойких или разрушенных в трубопроводе нефтяных эмульсий; существенного снижения пульсаций при транспортировании нефти от сепараторов первой ступени до УПН.

Последний фактор оказывает существенное влияние на стабильность работы УПН и УПВ. Если значительно не снизить или не исключить пульсацию давления в первой ступени сепарации, расположенной на БДНС 12, то она будет передаваться оборудованию УПН и УПВ и последнее будет работать с перегрузкой или недогрузкой, т.е. нестабильно, а это значит, что подготовка нефти и воды на этих установках не будет отвечать ГОСТу.

Сепараторы, их типы, конструкция и работа

Сепараторы, применяемые на площадях нефтяных месторождений, условно подразделяются на следующие категории:

по назначению - замерно-сепарирующие и сепарирующие; 2) по геометрической форме и положению в пространстве - цилиндрические, сферические, вертикальные, горизонтальные и наклонные; 3) по типу обслуживаемых скважин - фонтанные, компрессорные и насосные; 4) по характеру проявления основных сил - гравитационные, инерционные и центробежные; 5)по рабочему давлению - высокого (6, 4 Мпа), среднего (2, 5 Мпа), низкого (0, 6 Мпа) давления и вакуумные; 6) по числу обслуживаемых скважин - индивидуальные и групповые; 7) по числу ступеней сепарации - первой, второй, третьей и т.д.; 8) по разделению фаз - двухфазный (нефть-газ), трехфазный (нефть+газ+вода).

В нефтяных сепараторах любого типа различают четыре секции, которые нагляднее всего можно показать в сепараторе вертикального типа.

Основная сепарационная секция служит для интенсивного выделения из нефти газа. На работу сепарационной секции большое влияние оказывают степень снижения давления, и особенно ее вязкость, конструктивное оформление ввода продукции скважин в сепаратор.

Осадительная секция, в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увеличенных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения окклюдированных пузырьков газа из нефти последнюю направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти, т.е. эффективность сепарации. Наклонные плоскости рекомендуется изготовлять с небольшим порогом, способствующем выделению газа из нефти.

Секция сбора нефти, занимающая самое низкое место в сепараторе и предназначенное КПК для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора. Нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии, или в смеси с газом - в зависимости от эффективности работы сепарационной и осадительной секций и времени пребывания нефти в сепараторе. Каплеуловительная секция, расположенная в верхней части сепаратора, служит для улавливания мельчайших капель жидкости, уносимых потоком газа.

Работа сепаратора любого типа, устанавливаемого на нефтяном месторождении, характеризуется двумя основными показателями: количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции, и количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти. Чем меньше эти показатели, тем лучше работает сепаратор.

Сепаратор с жалюзийной насадкой работает следующим образом. Нефтегазовая смесь под давлением поступает через патрубок к раздаточному коллектору, имеющему по всей длине щель для выхода смеси. Из щели нефтегазовая смесь попадает на наклонные плоскости, увеличивающие путь движения нефти и способствующие тем самым выделению окклюдированных пузырьков газа. В верхней части сепаратора установлена каплеуловительная насадка жалюзийного типа. Капельки нефти, отбиваемые в жалюзийной насадке, стекают в поддон и по дренажной трубе направляются в нижнюю часть сепаратора.

Каплеуловительная насадка может быть различной конструкции. Работа ее должна основываться на следующих принципах: столкновение патока газа с различного рода перегородками; изменении направления и скорости потока; использовании центробежной силы; использовании коелесцирующей набивки.

Перегородки в сепараторе служат для успокоения уровня при пульсирующей подаче продукции скважин, а датчик регулятора уровня поплавкового типа с исполнительным механизмом для циклического вывода нефти из корпуса сепаратора. Через патрубок с установленной в нем задвижкой сбрасывается скопившаяся грязь. В верхней части сепаратора располагается предохранительный клапан, рассчитанный на сбрасывание газа при достижении в сепараторе давления выше нормы, предусмотренной технологическим процессом. На газовом патрубке сепаратора имеется также регулятор давления, поддерживающий необходимое давление в корпусе сепаратора.

В нижней части корпуса сепаратора устанавливается водомерное стекло с отключающимися краниками, предназначенное для измерения количества подаваемой жидкости.

Выбор оптимального числа ступеней сепарации

При дифференциальном разгазировании получается больше нефти, чем при контактном, а газа, наоборот - при дифференциальном меньше, чем при контактном.

Как объясняется это положение с физической точки зрения, в чем тут дело?

Объясняется это тем, что при дифференциальном разгазировании положение давления в каждой ступени сепаратора происходит на незначительную величину, что влечет за собой плавное выделение небольших количеств сначала легких, а затем средних и тяжелых углеводородных газов и отвод смеси этих газов из каждой ступени за пределы сепаратора.

При этом практически все ступени сепараторов работают при равновесных условиях, характеризующихся равенством каждого легкого компонента углеводородного газа, находящегося в нефти и газовой фазе.

При контактном разгазировании нефти в сепараторе происходит, наоборот, резкое снижение давления, в результате чего нефть кипит, при этом бурно выделяются легкие водороды в газовую фазу, увлекая за собой большую массу тяжелых, которые при нормальных условиях являются жидкостями.

Из этого следует такой вывод: если скважины фонтанируют и на их устьях поддерживается давление насыщения р или высокие давления, то целесообразно применять здесь многоступенчатую сепарацию, обеспечивая больший конечный выход нефти, поступающий в парк товарных резервуаров. Во всех других случаях рекомендуется применять трехступенчатую сепарации нефти от газа с давлениями: на первой ступени - 0, 6 Мпа, на второй - 0, 15 - 0, 25 Мпа и на третьей - 0, 02 Мпа, а иногда даже вакуум. Третья ступень сепаратора - концевая является исключительно важной и ответственной, поскольку из нее нефть поступает в парк товарных резервуаров.

Сепараторы трехфазные

нефть газ трубопровод сепаратор

Пластовая вода, добываемая вместе с нефтью, может находиться в потоке в виде отдельной фазы или в виде, как правило, стойкой эмульсии в зависимости от степени перемешивания.

Для отделения нефти от воды и газа в том и другом случае применяют так называемые трехфазные сепараторы или установки с предварительным сбросом воды. Эти сепараторы работают, как правило, под давлением 0, 6 Мпа и устанавливаются или на БДНС, обеспечивая транспортирование выделившегося газа из нефти до ГПЗ под собственным давлением, или на УПН. Они предназначаются для сброса свободной пластовой воды, сепарации газа от нефти, а также для разделения потока продукции перед подачей ее на установки подготовки нефти. Особенностью таких аппаратов является использование в одной емкости двух отсеков: сепарационного 3 и отстойного, сообщающихся между собой через каплеобразователь 12.

Сепаратор работает следующим образом.

Смесь нефти, воды и газа по патрубку 1 поступает в сепарационный отсек3, в котором поддерживается, как и в отстойном отсеке, постоянное давление с помощью регулятора давления2. Отсепарированный газ подается на ГПЗ, а смесь нефти и воды с небольшим количеством газа из сепарационного отсека 3 по каплеобразователю 12 перетекает в отстойный отсек, где нефть отделяется от воды и газа. Нефть по верхнему патрубку 7 отводится на УПН, вода через исполнительный механизм 9, работающий за счет датчика регулятора уровня поплавкового типа 8, сбрасывается из корпуса сепаратора в резервуар отстойник или под собственным давлением транспортируется на блочную кустовую насосную станцию БКНС. Если в трехфазный сепаратор поступает нефть в виде стойкой эмульсии, то в каплеобразователь12 подводится с УПН горячая отработанная вода, содержащая ПАВ для интенсификации разрушения этой эмульсии. Сброс отделившейся воды от нефти осуществляется через исполнительный механизм 9 и сборник воды 10.

В корпусе сепаратора имеется дырчатый распределитель эмульсии 11 и дырчатый сборник нефти 6, предназначенные соответственно для равномерного распределения эмульсии по всему сечению аппарата и сбора нефти.

Факторы, влияющие на работу сепаратора

физико-химические свойства нефти.

производительность сепараторов или скорость подъема уровня нефти в сепараторе.

давление в сепараторе и температура нефти.

способность нефти образовывать пену и ее стойкость к разрушению.

конструктивные элементы внутреннего устройства сепараторов.

обводненность нефти.

Характеристика нефтяных эмульсий

Разработка нефтяных месторождений так или иначе связанна с отбором вместе с нефтью попутной воды (закачиваемой или пластовой).

Нефтяные эмульсии - это механическая смесь нефти и пластовой воды, нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии.

Образование и стойкость нефтяных эмульсий в основном определяется скоростью движения нефте-водяной смеси, соотношением фаз (нефти и воды), физико-химическими свойствами этих фаз и температурным режимом.

В нефтяных эмульсиях принято различать две фазы - внутреннюю и внешнюю. Внутренняя называется дисперсной фазой, и она разобщена, а внешняя называется дисперсной средой, представляющей собой сплошную неразрывную фазу. Нефтяные эмульсии делятся на два больших класса: 1) эмульсии первого рода или прямые, когда капельки нефти, являющиеся дисперсной фазой, равномерно или неравномерно размещены в воде, - дисперсионной среде. Такие эмульсии называются « нефть в воде» и условно обозначаются Н/В. Эмульсии второго рода или обратные, когда капельки - дисперсная фаза равномерно или неравномерно размещены в нефти, являющейся дисперсионной средой. Такие эмульсии называются « вода в нефти» и условно обозначаются В/Н.

Тип эмульсии легко установить определением свойств ее дисперсионной среды.

В эмульсиях Н/В внешней средой является вода, и поэтому они смешиваются с водой в любых соотношениях и обладают высокой электропроводностью, в то время как эмульсии В/Н смешиваются только с углеводородной жидкостью и не обладают заметной электропроводностью. Установлено, что тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов нефти и воды; дисперсионной средой (внешней) обычно стремится стать та жидкость, объем которой больше.

Часто нефтяные эмульсии классифицируются по концентрации дисперсной фазы в дисперсионной среде, и в связи с этим они подразделяются на три типа: разбавленные, концентрированные и высококонцентрированные.

К разбавленным эмульсиям относят системы жидкость - жидкость, объемная доля дисперсной фазы в которых составляет до 0, 2%, к концентрированным эмульсиям до 74%, к высококонцентрированным - свыше 74%.

Особенности разбавленных эмульсий: незначительный диаметр капелек дисперсной фазы (10^-5 см);существование электрических зарядов на капельках этих эмульсий, движущихся в дисперсионной среде, отсутствие столкновений капелек, так как вероятность их столкновений очень мала, к тому же они имеют одноименные заряды и поэтому эмульсии эти весьма стойкие.

Особенности концентрированных эмульсий; возможность осаждения капелек (седиментация), большая устойчивость эмульсии (в зависимости от свойств эмульгатора).

Особенности высококонцентрированных эмульсий: отсутствие седиментации капелек дисперсной фазы, возможность деформации капелек дисперсной фазы в процессе движения вследствие большой концентрации.

Дисперсные системы, состоящие из капелек одного и того же диаметра, называются монодисперсными, а дисперсные системы, состоящие из капелек различного диаметра, - полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся, как правило, к полидисперсным системам, т.е. к системам, содержащим частицы самых разных размеров.

Основные физико-химические свойства нефтяных эмульсий

Дисперсность эмульсии. Дисперсность эмульсии - это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность - основная характеристика эмульсии, определяющей их свойства. Размеры капелек дисперсной фазы в эмульсиях могут быть самыми разнообразными и колебаться в пределах от 0, 1 до 100 мкм (10^-5 - 10^-2 см). Основной характеристикой дисперсности эмульсий является удельная межфазная поверхность, определяемая из соотношения суммарной поверхности капелек к общему их объему.

Вязкость эмульсии. Вязкость эмульсии зависит от вязкости самой нефти, температуры, при которой получается эмульсия, количества воды, содержащейся в нефти, степени дисперсности, присутствия механических примесей (особенно сульфида железа) и pH воды. Вязкость нефтяных эмульсий не равна сумме вязкости нефти и воды.

При содержании воды в нефти свыше 20% вязкость эмульсии резко возрастает. Максимума вязкость достигает при критической концентрации воды, характерной для данного месторождения. При дальнейшем увеличении воды вязкость эмульсии резко уменьшается. В точке критического значения коэффициента обводнения происходит обращение фаз, в результате чего дисперсная фаза (вода) становится дисперсионной средой (внешней, сплошной), а дисперсионная среда (нефть) - дисперсной фазой (разобщенной), т.е. В/Н - Н/В.

Обращение фаз нефтяных эмульсий имеет исключительно большое практическое значение. Эмульсия типа Н/В транспортируется при меньших энергетических затратах, чем эмульсия типа В/Н, поэтому при транспортировании эмульсий всегда нужно стремиться к тому, чтобы внешней фазой была вода, а не нефть (при условии, конечно, что трубопроводы защищены от коррозии).

На промыслах, как правило, встречаются эмульсии трехфазного типа - нефть - вода - газ, в которых дисперсионной (внешней) средой является нефть, а дисперсной фазой - вода и газ.

Плотность эмульсии. Плотность эмульсии можно рассчитать, зная плотности нефти и воды, образующих эмульсию, и их процентное содержание.

Электрические свойства эмульсий. Нефть и вода в чистом виде - хорошие диэлектрики. Проводимость нефти колеблется от 10^-10 до 10^-15 (Ом*см)^-1, а воды - от 10^-7 до 10^-8 (Ом*см)^-1. Однако даже при незначительном содержании в воде растворенных солей или кислот электропроводность ее увеличивается в десятки раз. Поэтому электропроводность нефтяной эмульсии обуславливается не только количеством содержащейся воды и степенью ее дисперсности, но и количеством растворенных в этой воде солей и кислот.

Свойства капелек воды располагаться в эмульсиях вдоль силовых линий электрического поля и послужило основной причиной использования этого метода для разрушения нефтяных эмульсий.

Устойчивость нефтяных эмульсий и их старение. Самым важным показателем для нефтяных эмульсий является их устойчивость (стабильность), т.е. способность в течение определенного времени не разрушается и не разделяется на нефть и воду. Устойчивость эмульсии определяется временем ее существования. Мерой устойчивости эмульсии может служить изменение ее плотности за определенный промежуток времени в определенном слое или количество выделившейся воды при отстое. Чем выше дисперсность нефтяной эмульсии, тем она устойчивее при всех прочих равных условиях.

На устойчивость эмульсий большое влияние оказывают стабилизирующие вещества, называемые эмульгаторами или естественными поверхностно - активными веществами (ПАВ), образующими на поверхности капель адсорбционные защитные оболочки « брони», которые препятствуют слиянию этих капель.

Устойчивость нефтяных эмульсий в большой степени зависит также от электрического заряда на поверхности частиц (глобул образующийся двойной электрический слой защищает частицы эмульсии от слипания.

Устойчивость нефтяных эмульсий зависит от температуры. При повышении температуры устойчивость эмульсии понижается, так как механическая прочность адсорбционных оболочек, особенно содержащих парафин, снижается до нуля, в результате капли сливаются и эмульсия разрушается; при понижении же температуры таких эмульсий механическая прочность адсорбционных оболочек, повышается, что влечет за собой и соответствующее повышение стойкости эмульсии.

Условия образования эмульсий

Нефтяные эмульсии в пластовых условиях отсутствуют. На образование нефтяных эмульсий требуется затрата большой энергии, поэтому они могут образоваться или в призабойной зоне скважины, особенно там, где бурно выделяется газовая фаза, способствующая турбулизации потока.

Интенсивно образуются эмульсии при эксплуатации скважин центробежными электронасосами, но вследствие выделения теплоты электродвигателями этих насосов эти эмульсии нестойкие. За пределами насосов стойкость эмульсии повышается в связи с падением температуры потока и выделением газа из нефти. Особенно стойкие эмульсии образуются при прохождении нефтяной смеси через штуцеры, устанавливаемые на устьях скважин. Это объясняется, с одной стороны, резким понижением давления за штуцером, способствующим диспергированию (дроблению) водной фазы в нефти, с другой стороны, понижением температуры смеси, благоприятно влияющим на образование стойкой эмульсии. В системе сбора стойкость эмульсии повышается за счет большой турбулизации потока и сравнительно резкого падения температуры нефти и воды при их движении по выкидным нетеплоизолированным линиям.

Необходимость обезвоживания нефти на нефтяных месторождениях

Нефть на нефтяных месторождениях обезвоживают для: существенного снижения транспортных расходов, так как вода сама по себе является балластом и транспортировать ее по магистральным нефтепроводам нет необходимости;

недопущения образования стабильных эмульсий, трудно поддающихся разрушению на нефтеперерабатывающих заводах;

предохранения магистральных трубопроводах от внутренних коррозионных разрушений и, наконец, закачки отделенной воды в пласт для поддержания пластового давления.

При транспортировании не обезвоженной нефти по магистральному нефтепроводу в нижней части его может скапливаться коррозионно- активная минерализованная пластовая вода, приводящая сравнительно быстро это трубопровод в аварийное состояние.

Деэмульгаторы (ПАВ), применяемые для разрушения нефтяных эмульсий типа ВН

Для разрушения нефтяных эмульсий широко применяются различные деэмульгаторы - поверхностно-активные вещества, обладающие большой активностью, чем эмульгаторы.

Основные назначения деэмульгаторов - вытеснить с поверхностного слоя капель воды эмульгаторы - естественные поверхностно-активные вещества, содержащиеся в нефти.

Вытеснив с поверхностного слоя капель воды природные эмульгирующие вещества, деэмульгатор образует гидрофильный адсорбционный слой, в результате чего капельки воды при столкновении коалесцируют в более крупные капли и оседают.

Чем эффективнее деэмульгатор, тем больше он снижает прочность бронированного слоя и тем интенсивнее разрушается эмульсия.

Основные методы разрушения нефтяных эмульсий типа ВН

Существуют следующие основные методы разрушения нефтяных эмульсий: внутритрубная деэмульсация; гравитационный отстой; центрифугирование; фильтрация через твердые пористые тела; термохимическая подготовка нефти; электродегидрование.

Внутритрубная деэмульсация. Разрушение нефтяной эмульсии происходит в трубах на пути движения по стволу скважины, выкидной линии и сборному коллектору вплоть до установок подготовки нефти.

Принцип внутритрубной эмульсации очень прост и состоит в следующем. В межтрубное пространство эксплуатационных скважин или в начало сборного коллектора дозировочным насосом подается деэмульгатор, который сильно перемешивается с этой эмульсией в процессе ее движения до УПН и разрушает ее.

Практикой установлено, что чем больше эффективность ПАВ, длительность перемешивания, количество воды и температура эмульсии, тем эффективнее происходит внутреннетрубная деэмульсация. Однако эффективность внутритрубной деэмульсации значительно падает при увеличении содержания в нефти асвальтенов, а также плотности и вязкости этой нефти.

Гравитационный отстой. Он происходит за счет разности плотностей пластовой воды и нефти в герметизированных отстойниках и сырьевых резервуарах. Гравитационный отстой может применяться также без нагрева эмульсии, когда нефть и вода не подвергаются сильному перемешиванию, в нефти практически отсутствуют эмульгаторы и обводненнось нефти достигает 60 %.

Центрифугирование. Значительную силу инерции, возникающую в центрифуге, можно использовать для отделения жидкостей с различными плотностями.

Разделение водонефтяных эмульсий в центрифугах - исключительно эффективный метод, который еще не нашел практического применения и находится в стадии эксперимента.

Фильтрация. Нестойкие эмульсии иногда успешно расслаиваются при пропускании их через фильтрующий слой, которым может быть гравий, битое стекло, древесные и металлические стружки, стекловата и другие материалы.

Деэмульсация нефти фильтрацией ка самостоятельный процесс почти не применяется, однако в сочетании с термохимическими методами она уже широко распространена.

Термохимические установки (ТХУ)

Они состоят из сепараторов-деэмульсаторов, отстойников-електродегидраторов и другого оборудования. Установлено, что существующие методы деэмульсации нефти без применения тепла и ПАВ малоэффективны. Поэтому в настоящее время около 80% всей добываемой обводнённой нефти обрабатывается на термохимических установках, к преимуществам которых относятся предельная простота установки, сравнительно низкая чувствительность режима работы установки к сравнительному изменению содержания воды в нефти, возможность замены деэмульгаторов по мере изменения характеристики эмульсии без замены оборудования и аппаратуры.

Существуют термохимические установки по деэмульсации нефти, работающие при атмосферном давлении и установки, работающие под избыточным давлением.

Основной показатель качества товарной нефти, прошедший обработку на термохимических установках, это остаточное содержание в ней воды и солей, так как он определяет в конечном итоге все затраты на дополнительную подготовку нефти на НПЗ.

Товарная нефть, сдаваемая промыслами по первой группе, имеет самую высокую оптовую цену.

Поэтому на термохимических и электрообессоливающих промысловых установках содержание солей и воды в нефти стремятся довести до нормы, обеспечивающей получение нефти по первой группе.

В настоящее время широко распространены блочные термохимические установки, в которых одновременно происходит сепарация нефти от газа, а также обезвоживание и обессоливание ее.

Оборудование блочных термохимических установок, выпускаемое заводами, поставляется с полной автоматизацией технологического процесса и монтируется на месте в течении 15-20 дней.

Описание схемы УПН с блочным оборудованием

Работает эта установка следующим образом. Нефть, газ и вода по промысловому сборному коллектору 1 под давлением на устьях скважин направляется в сепаратор первой ступени 2 с предварительным отбором газа. Газ из сепаратора по газопроводу 4 поступает в эжектор 9, а из него под собственным давлением - на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) 13. Обводненная нефть из сепаратора 2 направляется в отстойник 3, где происходит предварительное разрушение эмульсии и сброс по водоводу 35 отделившейся воды в резервуар 33 с гидрофобным фильтром. В отстойнике полностью разрушить эмульсию и отделить воду от нефти невозможно, часть этой воды вместе с нефтью в виде эмульсии поступает в теплообменник6, в котором она предварительно нагревается за счет горячей нефти, выходящей их деэмульсатора 7. В печи 7 эмульсия нагревается до температуры 40 - 70 оС за счет сжигания газа в топке, в результате чего выделяются из нефти углеводородные газы. Горячая нефтегазовая смесь проходит межтрубное пространство теплообменника 6 и направляется в сепаратор второй ступени 8. Газ из сепаратора второй ступени 8 подается в эжектор 9, разрушенная от нагрева в печи эмульсия попадает в каплеобразователь 10, призванный укрупнить капли воды до размеров, способных осаждаться и отделяться от нефти. Окончательно нефть отделяется от воды в отстойнике по обезвоживанию нефти 12. Горячая вода с ПАВ из отстойника 12 забирается насосом 31 и подается в смеситель 36, в который одновременно нагнетается деэмульгатор дозировочным насосом 37. Смесь горячей воды с деэмульгатором направляется в линию, соединяющую сепаратор 2 с отстойником предварительного сброса воды 3.

Дозировочным насосом 37 деэмульгатор может подаваться также в сборный коллектор 1 и перед теплообменником 6. В том случае, если эмульгированная нефть в герметизированной системе сбора движется не за счет давления на устьях скважин, а сырьевым центробежным насосом, то деэмульгатор нужно подавать на прием этого насоса, а сборный коллектор, соединяющий БДНС с УПН, использовать как каплеобразователь для предварительного разрушения стойкой эмульсии.

При подаче деэмульгатора в сборный коллектор, расстояние от точки ввода деэмульгатора до сепаратора или отстойника должно быть не менее 100 - 150 м. Такое расстояние позволяет осуществлять эффективное перемешивание эмульсии с ПАВ и быстрое ее расслоение.

Обезвоженная практически полностью в отстойнике 12 нефть содержит в себе еще много солей, которые необходимо удалить. Поэтому содержащая соли нефть из отстойника 12 направляется в смеситель, куда по линии 25 подается пресная вода для ее обессоливания. Затем нефть, тщательно перемешанная с пресной водой, поступает в нижнюю часть електродегидратора 24, предназначенного в основном для обессоливания средних и тяжело вязких нефтей. Из электродегидратора 24 обессоленная и обезвоженная нефть направляется в автомат количества и качества товарной нефти 16, где специальные приборы контролируют допустимое количество в нефти воды и солей. Если нефть окажется некондиционной, то автоматически закрывается кран 20 и открывается кран 19, и эта нефть поступает в резервуар 15, из которого насосом 14 подается в систему нагрева, т.е. в теплообменник 6 и печь 7. Описанная операция продолжается до тех пор, пока анализатор качества 16 не даст сигнал на закрытие крана 19 и открытие крана 20. После чего обезвоженная и обессоленная нефть поступает на третью ступень сепарации - концевой сепаратор 18, из которого самотеком по нефтепроводу 21 попадает в парк товарных резервуаров 22. Из парка товарных резервуаров нефть забирается насосами головной станции 22 и по магистральному нефтепроводу 26 транспортируется на НПЗ.

Отделившаяся вода в електродегидраторе 24 сбрасывается в резервуар 33, где она окончательно освобождается от капелек нефти и забирается насосом 32 для подачи ее на КНС. На КНС установлены насосы высокого давления 30 для подачи воды по водоводу 28 в нагнетательные скважины 27 для поддержания пластового давления.

Нефть выделившаяся из пластовой воды в резервуаре 33, насосом 34 подается в смеситель 36, а затем в отстойник предварительного сброса воды 3.

Описанная установка подготовки нефти не является стандартной и может изменяться в зависимости от климатических условий, от физико-химических свойств нефти, газа и воды и от размера формы и площади месторождения. С другой стороны, если площадь месторождения большая, то предусматривается строительство ДНС, на которой устанавливается первая ступень сепарации, а на поздней стадии разработки месторождения на площадке ДНС монтируются также установки для предварительного сброса воды.

Назначение и виды нефтяных резервуаров

Нефтяные резервуары представляют собой емкости различных размеров, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой товарной и нефти. Группа резервуаров, сосредоточенных в одном месте, называется резервуарным парком. Общий объем товарного резервуарного парка должен быть равен двухсуточной плановой производительности всех добывающих скважин месторождения. Отношение двухсуточного объема добываемой нефти 2 Gн к объему установленных резервуаров Vо называется коэффициентом оборачиваемости резервуаров k=2Gн: Vo, который характеризует степень использования резервуарного парка. Значение k может колебаться от 2 до 3.

Увеличение дебитов скважин при постоянном объеме резервуарного парка повышает коэффициент оборачиваемости. При большом резервуарном парке коэффициент оборачиваемости резервуаров мал и потери легких фракций нефти от больших дыханий сокращается. Однако сооружение большого резервуарного парка обходится слишком дорого. Поэтому их оптимальный объем должен определяться с учетом технико-экономических расчетов. Нефтяные резервуары строят из несгораемых материалов в наземном, частично заглубленном и подземном исполнении. Для сбора, хранения и замера объема нефти в большинстве случаев используют цилиндрические стальные резервуары и реже - бетонные и железобетонные. На промыслах сооружают резервуары от 100 до 5000 м^з с плоским и коническим покрытием, причем в центре резервуара устанавливают центральную стойку, на которую опираются щиты покрытия. Коническая крыша резервуаров воспринимает внешнюю нагрузку от снега и внутреннюю при создании вакуума в резервуаре и изготовляется из листовой стали толщиной не более 2, 5 мм. Толщина листов стенки резервуаров - 14 - 16 мм.

Безрезервуарная сдача нефти в магистральный нефтепровод

Безрезервуальная сдача нефти в магистральный трубопровод возможна только в двух случаях: при условии четкой работы автоматов по контролю за качеством и количеством нефти или по технологической схеме, разработанной в объединении Татнефть им. В. Д. Шашина, предварительно обезвоженная и обессоленная нефть с содержанием солей до 500 мг л с УПН, поступает самотеком из концевого сепаратора по нефтепроводу в маточник технологического резервуара в котором поддерживается подушка пресной воды высотою 3 - 4 м. Через подушку пресной воды капельки соленой воды сортируются, в результате чего последняя обессоливается до нужной кондиции. Вода насыщенная солями, из резервуара сбрасывается через сифон.

Пресная вода подается в нефтепровод перед технологическим резервуаром из расчета 3 - 4 % от объема готовой нефти, поступившей с УПН . нефть из технологического резервуара, имеющего специальный карман на высоте 8, 5 м, отводится по нефтепроводу в буферный резервуар, уровень нефти в котором поддерживается на высоте 4 - 5 м, обеспечивающий практически постоянную подачу этой нефти на прием товарных насосов. Подтоварная вода из буферных резервуаров сбрасывается через отвод, установленный на высоте 1 м от днища. Товарная нефть с содержанием воды 0, 5 % и солей до 40мг л поступает на прием насосов и подается им через узел учета в магистральный нефтепровод.

Оператор товарного парка ведет оперативный контроль за степенью засоления пресной воды в технологическом и буферном резервуарах, где нефть дополнительно обессоливается и обезвоживается в связи с подачей пресной воды, равномерного распределения струй нефти по площади резервуара, а также длительного нахождения смеси нефти с водой, обеспечивающего их полное разделение за счет сил гравитации.

При осуществлении такой схемы подготовки нефти отсутствует парк товарных резервуаров, а, следовательно, сокращаются потери легких фракций, возникающие при больших и малых дыханиях.

Размещено на Allbest.ru

...