Попутный нефтяной газ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Попутный нефтяной газ (ПНГ) - это смесь газов и различных веществ, которые выделяются из скважин в процессе добычи нефти. В отличие от природного газа попутный нефтяной газ содержит в своем составе кроме метана и этана большую долю пропанов, бутанов и паров более тяжелых углеводородов.

Как и природный газ или нефть, ПНГ является ценным сырьем для химической и энергетической промышленности. Несмотря на высокую теплотворную способность, использование ПНГ в электрогенерации затруднительно, в связи с существенной нестабильностью состава и наличием высокого числа примесей, что приводит к существенным затратам на подготовку (очистку) газа.

В химической промышленности ПНГ используют для получения различных веществ. Например - для получения бутадиена, бутиленов и пропиленов. Эти соединения применяются в изготовлении каучуков и пластмасс. Кроме того, ПНГ востребован в цветной и черной металлургии, стекольной и цементной промышленности. Объемы выделяющегося газа впечатляют - с одной тонны нефти может быть получено до 800 м3 попутного нефтяного газа. В 2009 году по самым приблизительным подсчетам путем сжигания было утилизировано свыше шестидесяти процентов добываемого ПНГ, а это порядка 20 миллиардов кубометров.

Попутный нефтяной газ, выделяемый из нефти при ее сепарации на объектах добычи и подготовки, является одним из важнейших ресурсов углеводородного сырья. Значительный рост мирового потребления нефти и природного газа, наблюдаемый в последние десятилетия, наряду с истощением их запасов, требует максимально эффективного использования всех видов углеводородных ресурсов. В этой связи попутный нефтяной газ рассматривается как ценный источник энергии и сырьё химической промышленности.

В настоящее время по разным оценкам в мире ежегодно сжигается 100150 млрд. м3 попутного газа, и Россия находится на первом месте по объёму сжигаемого на факелах ПНГ (20-35 млрд. м3/год). Помимо безвозвратных потерь ценнейшего сырья, сжигание попутного газа вызывает глобальное ухудшение экологической ситуации.



АННОТАЦИЯ

В данной работе рассмотрена система сбора и подготовки к транспорту попутного нефтяного газа месторождения Одопту «Северный Купол». Объектом исследования является блок подготовки газа, в частности абсорбер гликолевой осушки газа. Произведен анализ работающего абсорбера и рассчитан абсорбер, оснащенный регулярной насадкой ДОАО ЦКБН.

1. Требования к свойствам попутного нефтяного газа предназначенного для использования на промысле и перекачке на обрабатывающие предприятия

1.1 Требования к качеству подготавливаемой продукции скважин

Добыча нефти и нефтяного газа - это совокупность технологических процессов, осуществляемых на НГДП с целью получения продукции в заданных количествах и требуемого качества.

К важнейшим из этих процессов относятся:

· эксплуатация скважин

· сбор (включая сепарацию)

· подготовка

· транспорт продукции скважин.

Система сбора продукции скважин - это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования предназначенного для сбора продукции каждой скважины и доставки его до пунктов подготовки:

· ЦСП - центральный сборный пункт;

· ЦППН - центральный пункт подготовки нефти;

· УКПВ - установка комплексной подготовки воды;

· УКПГ - установка комплексной подготовки попутного нефтяного газа.

При извлечении нефти из недр происходит изменение давления и температуры, в результате чего продукция скважин из однофазного состояния переходит в двухфазное, т.е. разгазированная нефть и нефтяной газ. Жидкая фаза начнет состоять из нефти и пластовой воды, в этом случае поток, движущийся по сборным трубопроводам, называют трехфазным. Для получения товарной нефти и нефтяного газа, а также пластовой воды применяют специальные технологические установки.

Технологические установки подготовки продукции скважин - это комплекс блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, в которых последовательно и непрерывно происходят технологические процессы обезвоживания и обессоливания нефти, осушка (от водяных паров) и очистка (от H2S и CO2) нефтяного газа, а также очистка сточной воды от капелек нефти, механических примесей, железа, H2S , двуокиси углерода CO2 и кислорода.

Таблица 1 - Требования к качеству нефти по ГОСТ 9965-76

Показатели	1	2	3
1. Максимальное содержание воды, %	0,5	1	1
2. Максимальное содержание хлористых солей, мг\л (на литр воды)	100	300	1800
3. максимальное содержание механических примесей, %	0,05	0,05	0,05
4. максимальное давление насыщенных паров, кПа	66,67	66,67	66,67
5. массовая доля органических хлоридов, млн-1 (частей на млн.)	10	10	10

1.1.1 Требование к качеству попутного нефтяного газа

Попутный нефтяной газ (ПНГ) -- смесь различных газообразных углеводородов, растворенных в нефти. Они выделяются в процессе добычи и перегонки. К нефтяным газам также относят газы крекинга нефти, состоящие из предельных и непредельных (этилена, ацетилена) углеводородов.

Попутные нефтяные газы применяют как топливо и для получения различных химических веществ. Из нефтяных газов путем химической переработки получают пропилен, бутилены, бутадиен и др., которые используют в производстве пластмасс и каучуков.

Основными составляющими попутных нефтяных газов являются предельные углеводороды - гомологи метана от СН4 до С6Н14 (табл.3).

Суммарное содержание гексана (СбН14) и более тяжелых углеводородов в попутном газе, как правило, не превышает 1 %, содержание пентана (C5H12) находится в пределах 2 %. Кроме того, в попутных нефтяных газах присутствуют инертные газы, в основном, азот и углекислый газ, содержание которых изменяется от 1 до 5 %. Учитывая, что суммарное содержание тяжелых углеводородов, начиная с пентана и инертных газов не превышает 8 %, для приближенной оценки основных характеристик попутного газа нужно учитывать четыре первых гомолога метана.

По физико-химическим показателям попутные нефтяные газы должны соответствовать требованиям и нормам, указанным в табл. 2.

Таблица 2 - Требования к качеству попутного нефтяного газа по ГОСТ 51.40-93 ОАО «Газпром»

Наименование показателя	Значение для макроклиматических районов	Метод испытания
	Умеренный	Холодный
	с 01.05 по 30.09	с 01.10 по 30.04	с 01.05 по 30.09	с 01.10 по 30.04
1 Точка росы газа по влаге, °С, не выше	-3	-5	-10	-20	По ГОСТ 20060
2 Точка росы газа по углеводородам, °С, не выше	0	0	-5	-10	По ГОСТ 20061
3 Температура газа, ° С	Температура газа на входе и в самом газопроводе устанавливается проектом
4 Масса сероводорода, г/м3, не более	0,007(0,02)	0,007(0,02)	0,007(0,02)	0,007 *(0,02)	По ГОСТ 22387.2
5 Масса меркаптановой серы, г/м3, не более	0,016(0,036)	0,016(0,036)	0,016(0,036)	0,016(0,036)*	По ГОСТ 22387.2
6 Объемная доля кислорода, %, не более	0,5	0,5	1,0	1,0	По ГОСТ 23781
7 Теплота сгорания низшая, МДж/м3, при 20° С и 101, 325 кПа, не менее	32,5	32,5	32,5	32,5	По ГОСТ 22667
8 Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей	Условия оговариваются в соглашениях на поставку газа с ПХГ, ГПЗ и промыслов

Примечания:

* Допускается поставка в отдельные газопроводы газа с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов по согласованным в установленном порядке техническим условиям.

ь Климатические районы по ГОСТ 16350.

ь Величины, заключенные в скобках п.п 4 и 5, действительны до 01.01.97.

ь Для месторождений, введенных в эксплуатацию до 1983 г., показатели точки росы по влаге и углеводородам устанавливаются в технических условиях, разрабатываемых ГП и согласованных ОАО «Газпром».

ь Для газов, в которых содержание углеводородов C5+высш, не превышает 1,0 г/м3, точка росы по углеводородам не нормируется.

Таблица 3 - Состав ПНГ различных месторождений (1,2,3… - 13 номера проб взятых с разных месторождений)

Компоненты	ПНГ 1	ПНГ 2	ПНГ 3	ПНГ 4	ПНГ 5	ПНГ 6	ПНГ 7	ПНГ 8	ПНГ 9	ПНГ 10	ПНГ 11	ПНГ 12	ПНГ 13
Метан (СН4), %	76,39	74,33	83,47	66,85	73,30	84,652	75,869	92,373	82,18	89,93	91,306	89,08	70,32
Этан (С2Н6), %	6,46	7,99	3,1	6,42	10,19	2,51	14,037	4,738	5,89	2,95	1,76	6,77	13,39
Пропан (С3Н8), %	7,82	8,23	4,78	12,06	9,62	5,126	6,093	0,774	7,19	3,95	2,03	1,44	8,4
Изо-Бутан (i-C4H10), %	1,62	1,56	1,14	2,65	0,96	1,314	0,76	0,02	0,75	0,91	0,62	0,13	1,53
Н-Бутан (N-C4H10), %	2,63	3,23	2,07	5,37	2,25	2,727	1,39	0,021	1,3	0,15	1,1	0,23	3,11
Пентан (С5Н12), %	1,2	0,84	1,09	1,77	0,69	1,321	0,56	0,002	0,49	0,62	0,63	0	1,76
Гексаны и выше (С6Н14), %	0,74	0,22	0,65	0,24	0,34	0,462	0,237	0	0,22	0,35	0,47	0	0,46
Двуокись углерода (С02), %	1,15	1,60	2,77	2,62	0,80	0,21	0,118	0,369	0,69	0,67	0,36	0,1	0,02
Азот (N2), %	1,99	2,00	0,93	2	1,85	1,608	1,216	1,643	1,29	0,5	1,675	1,93	0,97
Влагосодержание (Н20), % насыщение	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100
Плотность при 0°С, кг/м3	1,024	1,03	0,952	1,172	1,019	0,94	0,96	0,771	0,924	0,847	0,834	1,07
Низшая теплота сгорания (QH), МДж/нм3	47,253	47,084	43,189	52,433	47,451	44,617	45,872	36,968	43,652	40,726	39,725	38,105	50,951
Низшая теплота сгорания (QH), МДж/кг	46,135	45,729	45,369	44,%5	46,568	47,447	47,776	47,954	47,265	48,095	47,645	47,93	47,604
Число Воббе (WI), МДж/нм3	53,092	52,763	50,334	55,077	53,452	52,318	53,227	47,876	47,876	50,325	49,47	48,595	56,001
Теоретический объем воздуха (Vp), hmVhm 3	12,316	12,267	11,303	13,568	12,375	11,659	11,997	9,781	11,436	10,715	10,458	10,062	13,23

1.2 Правила приемки попутного нефтяного газа

ь Приемка попутного нефтяного газа производится по показателям, предусмотренным настоящим стандартом с учетом договоров, соглашений, проектов и отдельных технических условий, допускаемых настоящим стандартом.

ь Периодичность и место испытаний устанавливаются соглашением между поставщиком и потребителем в каждом случае, исходя из условий поставки попутного нефтяного газа.

ь Отбор проб попутного нефтяного газа по ГОСТ 18917. Анализ попутного нефтяного газа по методам испытаний, указанным в таблице. Допускается определять точку росы попутного нефтяного газа по влаге и углеводородам другими аттестованными методами и средствами измерений с нормированной погрешностью, не превышающей методов по ГОСТ 20060 и ГОСТ 20061.

ь В случае несоответствия качества попутного нефтяного газа требованиям настоящего стандарта проводят повторные испытания по показателям, давшим отрицательные результаты. Результаты повторных испытаний считают окончательными.

ь Результаты периодических испытаний качества попутного нефтяного газа распространяются на объем газа, поданный в трубопровод за период между данным и последующим испытаниями.

ь В спорных случаях производятся совместные контрольные измерения представителями обеих сторон. Результаты измерений оформляются двусторонним актом.

ь Порядок разрешения спорных вопросов по показателям качества попутного нефтяного газа устанавливается в соглашениях между поставщиком и потребителем.

2. Физические основы процессов отделения от нефти газа и его подготовки к использованию

Сепарацией газа от нефти называют процесс отделение от нее головных углеводородов до С4 и сопутствующих газов. Выход отсепарированного газа осуществляется в сепараторах, резервуарах в которых поддерживаются определенные P и T. Каждый пункт отсепарированного газа называется ступенью сепарации. Аппарат, в котором происходит отделение газа от продукции нефтяных скважин, называют газосепаратором.

Разгазирование нефти от газа можно осуществлять двумя способами:

· Контактным (однократно) - такой способ разгазирование при котором суммарный состав смеси во время процесса остается постоянным.

· Дифференциальный (многократно, постепенно) - при котором суммарный состав фаз непрерывно изменяется, т.к образующийся газ выводится из системы по мере его выделение, при этом нефть обогащается высоко - кипящими компонентами.

В процессе подъема жидкости из скважин и транспорта ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды постепенно снижается давление и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере снижения давления в системе увеличивается и обычно в несколько десятков раз превышает объем жидкости. Поэтому при низких давлениях их совместное хранение, а иногда и сбор становятся нецелесообразными. Приходиться осуществлять их раздельный сбор и хранение.

В современных системах сбора нефти и газа, газосепараторами оснащаются все блочные автоматизированные групповые замерные установки (за исключением установок, оснащенных массовыми расходомерами), дожимные насосные станции и центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды.

На блочных автоматизированных замерных установках отделение газа от нефти осуществляется только с целью раздельного измерения дебита скважин по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются и подаются в общий нефтегазовый коллектор.

Часто отвод свободного газа от нефти осуществляется в нескольких местах.

Сепарация газа от нефти может происходить под влиянием гравитационных, инерционных сил и за счет селективной смачиваемости нефти. В зависимости от этого и различают гравитационную, инерционную и пленочную сепарации, а газосепараторы - гравитационные, гидроциклонные и жалюзийные.

Гравитационная сепарация осуществляется вследствие разности плотностей жидкости и газа, т.е. под действием их силы тяжести. Газосепараторы, работающие на этом принципе, называются гравитационными.

Инерционная сепарация происходит при резких поворотах газонефтяного потока. В результате этого жидкость, как более инерционная, продолжает двигаться по прямой, а газ меняет свое направление. В результате происходит их разделение. На этом принципе построена работа гидроциклонного газосепаратора, осуществляемая подачей газонефтяной смеси в циклонную головку, в которой жидкость отбрасывается к внутренней поверхности и затем стекает вниз в нефтяное пространство газосепаратора, а газ двигается по центру циклона.

Пленочная сепарация основана на явлении селективного смачивания жидкости на металлической поверхности. При прохождении потока газа с некоторым содержанием нефти через жалюзийные насадки (каплеуловители) капли нефти, соприкасаясь с металлической поверхностью, смачивают ее и образуют на ней сплошную жидкостную пленку. Жидкость на этой пленке держится достаточно хорошо и при достижении определенной толщины начинает непрерывно стекать вниз. Это явление называется эффектом пленочной сепарации. Жалюзийные сепараторы работают на этом принципе.

Наибольшее распространение на нефтяных месторождениях получили горизонтальные сепараторы, характеризующие повышенной пропускной способностью при одном и том же объеме аппарата, лучшим качеством сепарации, простотой обслуживания и осмотра по сравнению с вертикальными.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор (Рисунок 1) состоит из технологической емкости 1, внутри которой расположены две наклонные полки 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство 7 для предотвращения образования воронки при дренаже нефти. Технологическая емкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6 и люк-лазом 8. Наклонные полки выполнены в виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство 9.

Рисунок 1 -- Горизонтальный газонефтяной сепаратор

1 -- технологическая емкость; 2 -- наклонные желоба; 3 -- пеногаситель; 4 -- выход газа, 5 -- влагоотделитель; 6 -- выход нефти; 7 -- устройство для предотвращения образования воронки; 8 -- люк-лаз; 9 -- распределительное устройство; 10 -- ввод продукции

Сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.

Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа (Рисунок 2) состоит из технологической емкости 1 и нескольких одноточных гидроциклонов 2. Конструктивно однотонный циклон представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположены направляющий патрубок 3 и секция перетока 4.

Рисунок 2 -- Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа

1 -- емкость; 2 -- однотомный гидроциклон; 3 -- направляющий патрубок; 4 -- секция перетока; 5 --каплеотбойник; 6 -- распределительные решетки; 7 -- наклонные полки; 8 -- регулятор уровня

В одноточном гидроциклоне смесь совершает одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть под действием центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в центре его. В секции перетока нефть и газ меняют направление движения с вертикального на горизонтальное и поступают раздельно в технологическую емкость. Далее газовый поток проходит каплеотбойник 5, распределительные решетки 6 и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам 7 стекает в нижнюю часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью регулятора 8.

Вертикальный сепаратор (рисунок 3) представляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа.

Вертикальный сепаратор работает следующим образом (Рисунок 3).



Рисунок 3 -- Вертикальный сепаратор

А -- основная сепарационная секция; К -- осадительная секция; В -- секция сбора нефти; Г-- секция каплеудаления; 1 -- патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 -- раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 -- регулятор давления «до себя» на линии отвода газа; 4 -- жалюзийный каплеуловитель; 5 -- предохранительный клапан; 6 -- наклонные полки; 7 -- поплавок; 8 -- регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 -- линия сброса шлама; 10 -- перегородки; 11 -- уровнемерное стекло; 12 -- дренажная труба

Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по патрубку 1 в раздаточный коллектор 2 со щелевым выходом. Регулятором давления 3 в сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется растворенный газ. Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счет установки наклонных полок 6, по которым она стекает в нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель 4, служащий для отделения капель нефти, и далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе 12 стекает вниз.

Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Шлам (песок, окалина) из аппарата удаляется по трубопроводу 9.

Достоинствами вертикальных сепараторов являются относительная простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от отложений парафина и механических примесей. Они занимают относительно небольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов, где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах. Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки: меньшую производительность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата, а также меньшую эффективность сепарации.

В настоящее время выпускаются двухфазные горизонтальные сепараторы типа НГС и типа УБС. Наряду с двухфазными организовано производство трехфазных сепараторов, которые помимо отделения газа от нефти, служат также для отделения и сброса свободной воды. Перечисленные сепарационные установки служат в качестве технологического оборудования центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦППН).

2.1 Процесс отделение от нефти газа и его использование

Продукция нефтяных скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку 2 типа «Спутник», где измеряют дебит нефти, газа и воды.

На групповой установке в поток газоводонефтяной смеси с помощью блока подачи реагента 3 вводят реагент-деэмульгатор для разрушения нефтяной эмульсии в промысловых трубопроводах. От групповых замерных установок по нефтегазосборным коллекторам продукция скважин поступает на центральный пункт сепарации (ЦПС), в котором происходят все операции по разделению и подготовке нефти, газа и воды. Подача продукции скважин на ЦПС и через все его технологические блоки осуществляется, как правило, за счет энергетических возможностей продуктивных пластов или установок механизированной добычи нефти.

Рисунок 4 -- Унифицированная технологическая схема комплекса сбора и подготовки нефти, газа и воды

На ЦПС перед сепараторами первой ступени 4 предусмотрено устройство для предварительного разделения газа и нефти, а также подача реагента-деэмульгатора с помощью блока подачи реагента 3 и горячей воды от аппаратов глубокого обезвоживания и обессоливания.

Нефтяной газ из сепаратора первой ступени 4 поступает на установку подготовки газа 13, а жидкая продукция -- в емкость предварительного сброса воды 5, где от нефти отделяют свободную пластовую воду. Далее нефть поступает на установку глубокого обезвоживания и обессоливания, состоящую из печи 6, каплеобразователя 7, отстойника 8, смесителя 9, в котором нефть смешивается с чистой водой и поступает электродегидратор 10. Каплеобразователь 7 представляет собой систему трубопроводов, в которых подбором определенных турбулентных режимов течения достигается укрупнение мелких капель за счет их слияний при столкновениях под действием турбулентных пульсаций. Аппараты для глубокого обезвоживания и обессоливания нефти должны, как правило, работать с отбором нефтяного газа, выделяющегося из нефти при нагреве и снижении давления. Окончательное разгазирование обезвоженной и обессоленной нефти проводят в концевых сепараторах 11.

Кондиционная нефть из концевого сепаратора 11 поступает на прием насосов 12 и направляется на узел учета нефти 15, включающий влагомер 14. Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар товарной нефти 16.

Часть горячей воды, отделяемой от нефти на установке глубокого обезвоживания и обессоливания нефти, насосом 12 закачивают в поток газоводонефтяной смеси, поступающей на ЦПС. Остальная вода из установки глубокого обезвоживания и обессоливания нефти вместе с пластовой водой, отделяемой от нефти в емкости предварительного сброса воды 5, поступает на установку подготовки воды, где сначала проходит блок очистки 25, в котором от нее отделяется капельная нефть. Затем в воду добавляют ингибитор коррозии с помощью блока подачи ингибитора 26, после чего она проходит блок дегазатора с насосом 20, узел замера расхода воды 19 и направляется на кустовую насосную станцию для использования в системе поддержания пластового давления. Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар пластовой воды 18 и насос 12.

Уловленная в блоке очистки 25 капельная нефть, пройдя блок приема и откачки уловленной нефти 24 и резервуар некондиционной нефти 17, насосом закачивается в поток нефти, поступающей на установку подготовки нефти. Установка подготовки воды включает также узел подготовки сточных вод, состоящий из блока приема и откачки стоков 21, емкости шламонакопителя 22, мультигидроциклона 23.

Нефтяной газ, отделяемый от нефти в отстойнике 8, электродегидраторе 10 и концевом сепараторе 11, по газопроводам направляется на комплекс сооружений по подготовке газа 13.

Далее нефтяной газ проходит очистку от Н2S и СО2 абсорбцией аминами и поступает на установку осушки нефтяного газа, где он охлаждается в воздушном холодильнике и поступает в сепаратор, в котором происходит отделение от газа углеводородного конденсата. Отделяемый углеводородный конденсат насосом подается либо в нефть перед сепаратором первой ступени, либо в товарную нефть. Нефтяной газ после удаления углеводородного конденсата и свободной воды поступает в абсорбер, где его осушают раствором этиленгликоля.

После разделения сухой отбензиненный газ может транспортироваться по обычному газопроводу, а ШФЛУ -- поставляться на дальнейшую переработку для производства нефтехимических продуктов. Заводы по переработке газа, нефти и газового конденсата в нефтехимические продукты являются высокотехнологичными комплексами, сочетающими в себе химические производства с производствами нефтепереработки.

Также попутный нефтяной газ можно использовать на энергетических установках для выработки электроэнергии -- это позволяет нефтяным компаниям решить проблему энергоснабжения промыслов, не прибегая к покупке электроэнергии.

3. Методы оценки качества работы промысловых сепараторов

3.1 Показатели работы промысловых сепараторов

Показатели работы промысловых сепараторов подразделяются на 3 группы.

Первая группа: характеризуется степенью разгазирование нефти или ее усадки.

Массовые расходы нефти до и после сепарации:

Массовые расходы газа до и после сепарации:

Вторая группа: величины, характеризующие эффективность работы сепаратора по степени уноса капельной жидкости и пузырьков газа.

Степень уноса капельной жидкости:

, где

- объемный расход капельной жидкости, уносимой за пределы сепаратора;

- объемный расход газа.

Степень уноса пузырьков газа:



- объемный расход пузырьков газа, уносимой за пределы сепаратора;

- объемный расход жидкости.

Если

Если

Третья группа: по степени технологического совершенства сепаратора характеризуется 3-мя положениями.

· минимальный диаметр капель жидкости, задерживаемой в сепараторе;

· максимально допустимая величина средней скорости газового потока в свободном сечении или капле уловительной секции;

· время пребывания жидкости в сепараторе.

Самым эффективным и технологически совершенным сепаратором является такой, из которого не выносятся капельная жидкость и пузырьки газа, при этом время задержки в сепараторе и расход металла на его изготовление минимальными, кроме того, в таком сепараторе должно устанавливаться фазовое равновесие между газом и нефтью.

Для снижения пульсации перед входом в сепаратор устанавливается депульсатор.



Рисунок 5 - Схема узла предварительного отбора газа (депульсатор)

1 - газоводонефтяная смесь от подводящего коллектора; 2 - газосборный коллектор; 3 - газоотводящие патрубки; 4 - разделительный трубопровод; 5 - газопровод; 6 - отвод газа; 7 - нефтегазовый сепаратор; 8 - патрубок сброса воды.

скважина нефть газ сепаратор

3.2 Совершенствования процессов и оборудования в сепарации газонефтяных смесей

Производительность сепараторов и качества процесса обусловлены степенью завершенности медленно протекающих процессов.

Три основных процесса:

· коалисценция зародышей газовых пузырьков

· всплытие пузырьков

· гашение пены

Наименьшее количество сепараторов и наибольшая производительность сепаратора достигается при вводе газонефтянного потока на полке сепарационной емкости через стабилизатор потока при малом перепаде давления со скоростью не более 1м\с.

Если скорость потока не превышает 5м\с, то газовая фаза отделяется на 90% от всего объема свободного газа.

Наибольшая эффективность процесса сепарации будет достигаться при совмещение процесса сепарации в системах сбора и транспортирования. По этой технологии процесс сепарации газа осуществляется дифференцирования по операциям. Возникновение зародышей коалисценсия газовых пузырьков, переход этих пузырьков в газовую фазу, возникновение и гашение пены, очистка газа от взвешанных частиц жидкости.

Использование винтовых компрессорно-насосных агрегатов при перекачке газа на концевых ступенях.

Использование гидродинамических турболизаторов, их устанавливают до сепаратора. Они представляют собой различные насадки.

Вводом нефти в сепараторе в жидкую фазу осуществляется действие эффекта кипения, что способствует интенсификации процесса сепарации.

4. Принципиальная схема внутрипромысловой сети сборных трубопроводов

4.1 Система сбора и подготовки попутного нефтяного газа месторождение «Одопту-море»

4.1.1 Система сбора скважинной продукции

Южный куст

Добываемая продукция от скважин по индивидуальным шлейфам подается на измерительные установки типа Мера 40-14-400, где производится замер дебита жидкости каждой скважины и замер дебита газа. Проектом разработки установлено подключение существующих скважин на проектируемые измерительные установки.

Продукция скважин с измерительных устройств Северного Куста по проектируемым трубопроводам подается в сборные коллектора и поступает на площадку подготовки нефти в объеме 2450 т/сут.

Северный куст

Добываемая продукция от скважины по индивидуальным шлейфам подается на измерительные установки типа Мера 40-14-400, где производится замер дебита жидкости каждой скважины и замер газа. Проектом предусмотрено подключение существующих скважин на проектируемые измерительные установки.

Продукция скважин с измерительных устройств Северного Куста по проектируемым трубопроводам подается в сборные коллектора и поступает на площадку подготовки нефти в объеме 2325 т/сут.

На измерительных установках в поток газоводонефтяной смеси с помощью блока подачи реагента 3 вводят реагент-деэмульгатор для разрушения нефтяной эмульсии в промысловых трубопроводах. От измерительных установок по нефтегазосборным коллекторам продукция скважин поступает на центральный пункт сепарации (ЦПС), в котором происходят все операции по разделению и подготовке нефти, газа и воды. Подача продукции скважин на ЦПС и через все его технологические блоки осуществляется, как правило, за счет энергетических возможностей продуктивных пластов или установок механизированной добычи нефти.

Рисунок 6 - Унифицированная технологическая схема комплекса сбора и подготовки нефти, газа и воды

На ЦПС перед сепараторами первой ступени 4 предусмотрено устройство для предварительного разделения газа и нефти, а также подача реагента-деэмульгатора с помощью блока подачи реагента 3 и горячей воды от аппаратов глубокого обезвоживания и обессоливания.

Нефтяной газ из сепаратора первой ступени 4 по газопроводам поступает на площадку предварительной сепарации, где происходит отделение от влаги, затем проходит через дожимную компрессорную станцию и направляется на комплекс сооружений по подготовки газа 13, а жидкая продукция -- в емкость предварительного сброса воды 5, где от нефти отделяют свободную пластовую воду. Далее нефть поступает на установку глубокого обезвоживания и обессоливания, состоящую из печи 6, каплеобразователя 7, отстойника 8, смесителя 9, в котором нефть смешивается с чистой водой и поступает электродегидратор 10. Каплеобразователь 7 представляет собой систему трубопроводов, в которых подбором определенных турбулентных режимов течения достигается укрупнение мелких капель за счет их слияний при столкновениях под действием турбулентных пульсаций. Аппараты для глубокого обезвоживания и обессоливания нефти должны, как правило, работать с отбором нефтяного газа, выделяющегося из нефти при нагреве и снижении давления.

Окончательное разгазирование обезвоженной и обессоленной нефти проводят в концевых сепараторах 11. Нефтяной газ, отделяемый от нефти в отстойнике 8, электродегидраторе 10 и концевом сепараторе 11, по газопроводу направляется на площадку предварительной сепарации, затем проходит через дожимную компрессорную станцию, для дальнейшего поступления на комплекс сооружений по подготовке газа 13, где осуществляются процессы компримирования, осушки и извлечения тяжелых углеводородов.

Кондиционная нефть из концевого сепаратора 11 поступает на прием насосов 12 и направляется на узел учета нефти 15, включающий влагомер 14. Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар товарной нефти 16.

Часть горячей воды, отделяемой от нефти на установке глубокого обезвоживания и обессоливания нефти, насосом 12 закачивают в поток газоводонефтяной смеси, поступающей на ЦПС. Остальная вода из установки глубокого обезвоживания и обессоливания нефти вместе с пластовой водой, отделяемой от нефти в емкости предварительного сброса воды 5, поступает на установку подготовки воды, где сначала проходит блок очистки 25, в котором от нее отделяется капельная нефть. Затем в воду добавляют ингибитор коррозии с помощью блока подачи ингибитора 26, после чего она проходит блок дегазатора с насосом 20, узел замера расхода воды 19 и направляется на кустовую насосную станцию для использования в системе поддержания пластового давления. Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар пластовой воды 18 и насос 12.

Уловленная в блоке очистки 25 капельная нефть, пройдя блок приема и откачки уловленной нефти 24 и резервуар некондиционной нефти 17, насосом закачивается в поток нефти, поступающей на установку подготовки нефти. Установка подготовки воды включает также узел подготовки сточных вод, состоящий из блока приема и откачки стоков 21, емкости шламонакопителя 22, мультигидроциклона 23.

4.1.2 Установка подготовки попутного нефтяного газа и его транспортировка потребителю

Упрощенная схема системы подготовки газа представлена на рисунке 7.

Рисунок 7 - Упрощенная схема подготовки попутного нефтяного газа.

ПНГ - попутный нефтяной газ с ДКС; ФД - факел давления; С-101 - газовый сепаратор; НТС - низкотемпературный сепаратор; ЕП-101/H-101 - дренажная емкость, для сбора конденсата; T-701 абсорбер - установка по осушки газа; НТЭГ - насыщенный триэтиленгликоль; РТЭГ - раствор триэтиленгликоля; V -102 - трехфазный сепаратор «газ-гликоль»; Е-102 - установка дегенерации десорбер, подогрев.

Дожимная компрессорная станция ДКС «Одопту» предназначена для компримирования нефтяного попутного газа месторождения Одопту-море, поступающего с УКПН для осушки и дальнейшего транспорта газа с давлением Р=1,6 МПа по г/п «Одопту - АГРС «Тунгор» Ду300, Ду400 мм на АГРС «Тунгор» и г/п «Кыдыланьи - Оха».

Компримирование газа осуществляется газоперекачивающими агрегатами (ГПА) на базе интегрированных мотор-компрессоров производства компании Cameron Compression Systems, США, блочного исполнения. Перекачиваемый технологический газ служит также топливным газом для ГПА. Топливный газ на газопоршневые приводы компрессоров отбирается после установки осушки.

Суммарная проектная производительность компрессорной станции по газу составляет 350 млн. м3/год (1 млн. нм3/сут.) в том числе:

Часть скомпримированного газа в объеме ~1000 нм3/час редуцируется и используется на собственные нужды ДКС (газопоршневые приводы компрессорных агрегатов, установка осушки газа).

Для компримирования газа установлено 6 газоперекачивающих агрегатов: на базе мотор-компрессоров Ajax DPC 2803 LE - 1шт., на базе мотор-компрессоров Ajax DPC 2804 LE - 5шт., (5 рабочих, 1 резервный).

В состав компрессорной станции входят основные технологические сооружения:

· блок приемных газопроводов с узлами учета газа;

· площадка сепараторов для очистки поступающего газа от жидких и твердых примесей;

· компрессорный блок, представляющий группу газоперекачивающих агрегатов со вспомогательными системами: межступенчатыми сепараторами для отделения капельной жидкости, аппаратами воздушного охлаждения (АВО) газа, аппаратами воздушного охлаждения (АВО) масла и антифриза;

· установка осушки газа;

· площадка дренажной емкости для приема углеводородного конденсата;

· компрессорная сжатого воздуха, воздуха КиП и А с установкой получения азота.

Попутный нефтяной газ по трубопроводу Ду=200 мм, с давлением Р=1,0-1,5 МПа, поступает в сепаратор поз. С-101, где происходит отделение капельной жидкости, а также проходит очистку от Н2S и СО2 абсорбцией аминами.

Отделенный газовый конденсат (вода) из сепараторов С-101 через регуляторы уровня LV101, LV102, сливается в дренажную емкость с погружным насосом поз. ЕП-101/Н-101. Откуда насосным агрегатом АВ50/50 поступает в автоцистерну для защиты от превышения уровня жидкости в сепараторах, на линиях выхода газового конденсата установлены электромагнитные клапаны с автоматическим их открытием по верхнему уровню и закрытием по нижнему уровню в сепараторах.

Сброс газа с сепаратора С-101 с предохранительных устройств осуществляется на факельную установку.

Далее газ по газопроводу №81 Q=1000000 нм3/сут, Р=1,0-1,5 МПа и t=15-160С поступает на прием низкотемпературной сепарационной установки (НТС). В ней происходит расширение газа с дальнейшим охлаждением до температуры 35-490С. Сброс газа с сепараторов С-201/1 и С-201/2 через клапаны и пневмоприводные клапана по сбросному трубопроводу поступает на факельную установку высокого давления.

Компримированный попутный нефтяной газ после сепараторов С-201/1, С-201/2 поступает в общий коллектор №85 и далее с Q=1000000 нм3/сут, Р=1,8 МПа и t=35-490С подается на УПГ 36ММ/TEG Dehy с использованием ТЭГ.

Установка осушки газа Т-701 абсорбер состоит из:

· блок осушки газа ТЭГом;

· блок регенерации ТЭГ.

Газ с Q=1000000 нм3/сут, Р=1,8 МПа и t=35-490С поступает на вход абсорбера Т-701. В абсорбере происходит контакт газа и жидкости, во время которого происходит отделение влаги. Сырой газ подается вниз абсорбера и поднимается вверх. Тощий раствор подается сверху и движется вниз. Опуская по колонне абсорбент поглощает влагу из газа, осушенный газ поднимается наверх и через теплообменник «газ-гликоль» Е-103 выводится с установки. Насыщенный гликоль с нижней тарелки абсорбера Т-701 по регулятору уровня поступает в десорбер Е-102 с целью его дегенерации. Насыщенный гликоль перед подачей в десорбер подогревается в конденсаторах поз. Е-105, V-203 и теплообменниках поз. Е-101/А,В,С «тощий - насыщенный ТЭГ» в верхней части десорбера. Затем он подается в трехфазный сепаратор V-202 «газ-гликоль». Отделившиеся газы подаются на сжигание в Е-102. Отвод гликоля из трехфазного сепаратора - по регулятору уровня, через фильтры поступает в теплообменники «тощий - насыщенный ТЭГ» поз. Е101/АВС, затем в десорбер поз.Е-102.

Основная функция десорбера - выделение влаги из поглотителя ТЭГ, сброс отделенной влаги в атмосферу и улавливание гликоля, испаренного в огневом подогревателе десорбера. Циркуляционные насосы обеспечивают откачку гликоля из десорбера, повышения давления концентрированного гликоля и подачи гликоля на верхнюю тарелку абсорбера. Расход гликоля регулируется посредством насосов. Перед входом в насос гликоль проходит теплообменники поз. Е-101/А,В,С, где подвергается охлаждению, а на выходе - через теплообменник сухого газа Е-103, где подвергается дополнительному охлаждению перед попаданием в абсорбер.

После разделения сухой отбензиненный газ может транспортироваться по обычному газопроводу, а ШФЛУ -- поставляться на дальнейшую переработку для производства нефтехимических продуктов.

Подготовленный газ с давлением не более 1,6 МПа подается в межпромысловый газопровод диаметром Ду300/400 НСУ «Одопту-море» - ЦНП «Тунгор» протяженностью 25 км и далее по существующим сетям диаметром Ду 500 потребителям Охинского и Ноглинского районам.

Размещено на Allbest.ru

...