Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В магистерской диссертации подробно описаны технологические особенности добычи, сбора и перекачки нефти, использование и место центробежных насосов в технологическом цикле. Описано влияние изменения скорости вращения приводных двигателей на режимы работы электронасоса. Анализированы электрические методы регулирования скорости вращения асинхронных двигателей и выбран наиболее энерго- и ресурсосберегающий способ - частотное регулирование.

Разработана принципиальная электрическая схема и шкаф управления электронасосом на базе преобразователя частоты Altivar -71.

Составлены упрощенная и уточненная математическая модель системы «ПЧ-АД», «ПЧ-АД-ЦЭН» и анализированы их энергетические показатели.

Annotation

In the master thesis technological features of production, collecting and pumping of oil, use and a place of centrifugal pumps in a production cycle are in detail described. Influence of change of speed of rotation of driving engines on operating modes of the electric pump is described. Electric methods of regulation of speed of rotation of asynchronous engines are analyzed and the most power is chosen - and a resource-saving way - frequency regulation.

The schematic electric circuit and case of control of the electric pump on the basis of Altivar-71 frequency converter is developed.

Are made the simplified and specified mathematical model of system "FR-AЕ", "FR-AE-CEP" and their power indicators are analyzed.

Содержание

нефть сбор добыча перекачка

Введение

1. Технологические особенности добычи промыслового сбора и подготовки нефти природного газа

1.1 Добыча нефти в Республике Казахстан

1.2 Общая технологическая схема сбора и подготовки нефти на месторождениях

1.3 Виды систем сбора скважинной продукции

1.4 Современные системы сбора нефти

1.5 Промысловая подготовка нефти

1.6 Промысловая подготовка природного газа

1.7 Промысловая подготовка воды

1.8 Оборудование промысловой перекачки нефти и газа

1.9 Постановка задач

2. Разработка энергосберегающего асинхронного электропривода насосных агрегатов для добычи и внутри промысловой перекачки нефти

2.1 Методы регулирования скорости вращения асинхронных электроприводов насосных агрегатов

2.2 Влияние изменения скорости приводных двигателей насосных агрегатов на напор и подачи центробежных насосов перекачки нефти

2.3 КПД насосных агрегатов при изменении скорости вращения рабочего насоса

2.4 Элементы двухзвенного преобразователя частоты электропривода центробежного электронасоса

2.5 Принципиальная электрическая схема шкафа управления ПЧ-АД-ЦЭН

Вывод

3. Энергосбережение средствами регулируемых электроприводов в насосных агрегатах перекачки нефти

3.1 Упрощенная математическая модель линеаризованного асинхронного двигателя

3.2 Структурная схема электропривода системы преобразователь «частоты-асинхронный двигатель»

3.3 Энергетические показатели электропривода центробежных механизмов в переходных режимах

3.4 Упрощенная математическая модель асинхронного электропривода центробежных насосных агрегатов

Вывод

Заключение

Приложение

Список использованных источников

Введение

Республика Казахстан является одной из ведущих энергетических стран в мире. По запасу нефти Казахстан занимает 9-ое место, а по объему добычи входит в первую 20-ку нефтедобывающих стран.

В Казахстане все чаще открываются новые месторождения с большими запасами нефти.

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) Казахстана -- это стержень национальной экономики, обеспечивающий жизнедеятельность всех отраслей народного хозяйства, консолидацию регионов, формирование значительной части бюджетных доходов и основной доли валютных поступлений страны.

Увеличение душевого энергопотребления к 2010 г., в экстремальных условиях развития экономики возможно путем проведения комплекса мер по интенсивному энергосбережению, оптимально достаточного экспорта энергоресурсов при медленном наращивании их производства и проведение сдержанной инвестиционной политики ориентированной на наиболее эффективные проекты.

В этом деле применение современного оборудования, обеспечивающего энергосберегающие технологии при добыче нефти, играет существенную роль.

Основная добыча в Казахстане и в мире происходит из нефтяных скважин. Так, в 1878 г. в Баку их насчитывалось 301. Нефть из скважин добывали желонкой -- металлический сосуд (труба) высотой до 6 м., в дно которого вмонтирован обратный клапан, открывающийся при погружении желонки в жидкость и закрывающийся при её движении вверх. Подъем желонки (тартание) велся вручную, затем на конной тяге (начало 70-х годов XIX века) и с помощью паровой машины (80-е года).

Первые глубинные насосы были применены в Баку в 1876 г., а первый глубинный штанговый насос -- в Грозном в 1895 г. Однако тартальный способ длительное время оставался главным. В настоящее время в Казахстане большая доля нефти добывается механизированным способом, в частности при помощи установок электроцентробежных, винтовых штанговых скважинных насосов (станции-качалки).

Большинство электрооборудования в нефтяной и газовой промышленности приводится в движение, чаще асинхронными электроприводами. В связи с этим в промышленности стараются добиться экономии энергии за счет применения энергосберегающих регулируемых асинхронных электроприводов разного оборудования при добыче, подготовке и транспортировки нефти и газа.

В магистерской диссертации рассматривается вопрос экономии электрической энергии путем внедрения энергосберегающих асинхронных двигателей с частотным управлением.

Цель работы - разработка энерго- и ресурсосберегающего асинхронного электропривода центробежного насоса для внутри промысловой перекачки нефти. Указанная цель работы определяет следующие задачи диссертационной работы:

- анализ технологии добыч, сбора, перекачки и переработки нефти

- влияния изменений скорости вращения приводных двигателей на режимы работы насосных агрегатов, в частности на напор, подачи и КПД.

- выбор способа регулирования скорости вращения двигателя насосных агрегатов с целью разработки энерго- и ресурсосберегающего электропривода

- разработка принципиальной электрической схемы управления асинхронного двигателя насосного агрегата с частотным управлением.

- составление упрощенной и уточненной математической модели АД, ПЧ, ЦЭН и системы «ПЧ- АД- ЦЭН» и исследование результатов компьютерного моделирования режимов их работы

Идея работы заключается в разработке ресурсо- и энергосберегающего электропривода насосного агрегата внутри промысловой перекачки нефти с применением современных преобразователей частоты.

Объектом исследования является центробежные насосные агрегаты внутри промысловой перекачки.

Предметом исследования является влияние изменения скорости вращения двигателя на режимы работы центробежных насосных агрегатов и режимы работы ресурсо- и энергосберегающего асинхронного электропривода совместно с центробежным насосом внутри промысловой перекачки нефти.

Методы исследований. В процессе исследования применены методы теория электропривода, электрических машин, пакеты прикладных программ MATLAB.

Научная новизна проведенных исследований заключается в том, что:

- выявлены изменения режимов работы центробежных насосных агрегатов, как подачи, так и напор и КПД.

-разработан ресурсо- и энергосберегающий асинхронный электропривод, обеспечивающий энергосбережение и регулирование режимов работы насосных агрегатов в пределах до 50% от установленной мощности приводных двигателей.

Практическая значимость работы состоит в следующем:

- разработан энерго- и ресурсосберегающий электропривод центробежного насосного агрегата, на базе которых можно разработать другие электроприводы различных мощностей.

- разработаны математические модели, позволяющие исследовать режимы работы системы «ПЧ-АД-ЦЭН» в широких пределах

Публикаций. По результатам выполненных работ исследований опубликована одна статья.

1. Технологические особенности добычи промыслового сбора и подготовки нефти природного газа

1.1 Добыча нефти в Республике Казахстан

Добыча нефти в Казахстане в основном, ведется методом вытеснения газлифтом и насосными агрегатами. Нефть не выталкивает сама себя из коллектора. Напротив, она должна вытесняться в скважину из пористого пласта каким-то замещающим агентом. Обычно в качестве такого агента используют газ или воду, зачастую один из них пли оба имеются внутри или невдалеке от коллектора.

При вытеснении в режиме растворенного газа нефть им вытесняется при выделении газа из раствора в нефти. Это происходит, когда давление в пласте снижается в результате добычи. В сегодняшнем понимании такое действие в основном неэффективно, так как истощение происходит одновременно во всем коллекторе.

При вытеснении в газонапорном режиме действующий фактор -- шапка свободного газа - с самого начала присутствует над нефтеносным участком. При таком механизме понижение давления вызывает расширение газовой шапки. По мере ее расширения вниз и проникновения в расположенную ниже структуру нефтяной зоны она выталкивает нефть в направлении областей пониженного давления -добывающих скважин.

При вытеснении в водонапорном режиме вода из соседних водоносных слоев проникает в нефтеносную часть коллектора. При понижении давления в скважине вола течет в направлении понижения давления, проникает в нефтеносную зону, вытесняет нефть из пористой породы и толкает ее перед собой в направлении скважины.

Действие газовой шапки и воды эффективнее, чем действие растворенного газа, причем действие воды обычно наиболее эффективно. Однако зачастую природные факторы приходится дополнять или даже улучшать для получения максимально эффективной нефтеотдачи.

В каждом из этих механизмов нефтедобычи на процесс дополнительно воздействует сила тяжести, и ее следует учитывать, если имеет место перемещение в вертикальном направлении. В определенных условиях сила тяжести может оказаться главным действующим фактором. Там, где перемещения жидкости равновесны или лишь немного изменяют давление, комбинированное действие силы тяжести и давления может заставить разные жидкости разделиться в зависимости от относительной плотности. Поскольку нефть легче воды, она может перемещаться перед вытесняющей водой, что увеличит нефтеотдачу.

Условиями, где сила тяжести может играть заметную роль, могут быть высокопроницаемые пласты с некоторым углом наклона и маловязкой нефтью, где скорость добычи достаточно низка, чтобы уменьшить возможность перемешивания.

Механизированная добыча (механизированный лифт) применяется в тех случаях, когда давление в нефтяном коллекторе снижается настолько, что уже не может обеспечивать экономически оптимальный отбор из скважины за счет природной энергии. Наиболее распространены следующие методы механизированной добычи:

- газлифт;

- плунжерный лифт;

- добыча штанговыми насосами;

- откачка пневматическими и гидравлическими насосами;

- откачка роторными насосами;

- откачка гидравлическими глубинными насосами;

- откачка электрическими погружными насосами.

Для достижения максимальной экономической эффективности при добыче нефти следует учитывать изменение стоимости денег по истечении какого-либо времени.

Определение текущей цены будущих долларов называется дисконтированием или обратным расчетом сложных процентов. Текущая цена доллара в некотором будущем равна обратной величине будущей цены доллара, вложенного сегодня на какой-то промежуток времени с постоянным интересом и одним и тем же периодом начисления сложных процентов.

Газлифт. В скважинах, где давление в коллекторе или давление растворенного газа слишком мало, чтобы создавать фонтанирование, поток жидкости может поддерживаться искусственным методом -- газлифтом (рис. 1.1). Существует множество вариаций газлифтной системы, но основной принцип заключается в том, чтобы брать газ из внешнего источника и закачивать его в добываемые жидкости, проходящие по насосно-компрессорной колонне. Это снижает вес столба жидкости и обеспечивает истечение нефти из скважины.

В ходе эксплуатации газ под давлением закачивается в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами и попадает в последнюю через открытый газлифтный клапан. Жидкость в насосно-компрессорной колонне выше клапана вытесняется и/или становится легче при смешивании с газом и может подниматься на поверхность вместе с расширяющимся газом. Когда газ и жидкость достигают поверхности, газ отделяется от нефти. Здесь его вновь сжимают до высокого давления и еще раз закачивают в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, чтобы повторить цикл снова.

Особым типом газлифта является система плунжерного подъема для скважин, производящих небольшие количества жидкости. На нижнем конце насосно-компрессорной колонны устанавливают накопительную камеру. Когда накапливается достаточное количество жидкости, плунжер выталкивает ее на поверхность. Энергия для выталкивания плунжера на поверхность передается газом высокого давления. Когда плунжер достигает поверхности, газ высокого давления высвобождается и плунжер падает обратно на дно насосно-компрессорной колонны до своего следующего путешествия на поверхность. Газлифт широко используют как механизированный способ эксплуатации при морском способе добычи.

Рисунок 1.1 Газлифтная установка

Плунжерный лифт. Среди методов механизированной добычи реже всех используется плунжерный лифт. Он применяется менее чем в одном проценте всех скважин с механизированной добычей. Чаще всего его используют в ситуациях, когда имеется некоторый естественный поток. Тем не менее на некоторых скважинах этот метод особенно удобен, в частности в скважинах с высоким газовым фактором или в газовых скважинах с низким забойным давлением и низкой производительностью. А также плунжерный подъем применяется и на скважинах, где добыче мешают отложения парафина, соли или осадок на стенках насосно-компрессорной колонны. Работа плунжера в насосно-компрессорной колонне помогает удалить эти отложения прежде, чем они нарастут до такой степени, что будут мешать добыче.

Достоинства и недостатки газлифтного и плунжерного способа. Газлифт обладает многими достоинствами в тех случаях, когда он применим. Метод относительно прост в работе, необходимое оборудование сравнительно недорого и взаимозаменяемо. Метод оказался эффективным при неблагоприятных скважинных условиях: от песка и других твердых веществ можно избавиться без особых затруднений. Удается более успешно, чем в других методах искусственного лифта, решить проблемы коррозии и добычи нефти с высоким содержанием газа, он эффективно применяется в искривленных скважинах. Среди прочих достоинств газлифта -- низкие эксплуатационные расходы и, в некоторых случаях, низкая вероятность отказа по сравнению с другими системами.

Перед установкой газлифтной системы следует учитывать некоторые ее недостатки. Требуется источник сжатого газа; сжатие газа может сильно увеличить начальные капиталовложения. В зависимости от рыночных цен возмещение потерь газа в замкнутой системе при высоком давлении также может оказаться дорогим. Использование газлифта на участках с одной скважиной или на маленьких месторождениях обычно не окупает затрат. Газлифт лучше не применять для глубоких добывающих скважин с высокими перепадами давления или низкими забойными давлениями. Особенно малоэффективны в этом случае системы периодического действия.

Важнейшее достоинство плунжерного лифта -- низкая себестоимость. Установка плунжерной системы относительно недорога, и эксплуатационные расходы невелики по сравнению с другими системами. Плунжерные системы могут устанавливаться на талях, и в случае морских скважин они не требуют дополнительного места на платформе.

Главным недостатком плунжерных подъемников является непригодность для скважин с высокой нормой отбора. Заклинивание плунжера и проблемы с выносом песка могут вызывать остановки добычи. Еще один недостаток плунжерного подъема заключается в том, что пульсирующий поток из скважины может отрицательно сказаться на эффективности наземного оборудования.

Добыча штанговыми насосами

Добыча при помощи штанговых насосов -- бесспорно, самый распространенный способ искусственного подъема нефти. Используемые с первых дней возникновения нефтяной промышленности штанговые насосы работают по тому же принципу, что и водяные насосы, которые начали применять в Китае, Египте и Риме по крайней мере 1500 лет тому назад. Основные детали штангового насоса следующие: глубинный насос, штанги для передачи усилия с поверхности к насосу и поверхностный насосный узел, приводящий штанги в возвратно-поступательное движение. Качалки типа изображенной на рис. 1.2 являются наиболее распространенными.

Достоинства и недостатки штангового насоса. Штанговый насос используется достаточно часто и хорошо знаком большей части персонала, занятого эксплуатацией и техническим обслуживанием. Данный метод позволяет добывать высокотемпературные или высоковязкие нефти, а проблемы коррозии и образование отложений легко разрешаются. Штанговые насосы приводятся в движение электричеством или топливным газом, причем электропривод легко подстраивается под график подачи газа или периодическую работу.

Недостатки. Среди недостатков штанговых насосов следует упомянуть их непригодность для искривленных скважин. Глубина и объем скважин, для которых они могут применяться, ограничены весом штанг и запасом прочности, а высокий газовый фактор скважины либо попадание песка и парафина в скважинные флюиды еще более ухудшают их эффективность. Большие размеры штанговых насосов загромождают городскую застройку и мешают работе вращающихся дождевальных машин в сельской местности.

Качалки (балансирные насосные установки) передают усилие на верхнюю часть системы штанг в виде возвратно-поступательного движения. Длина рабочего хода может варьироваться от менее чем 30 см до 24 м. Для первых качалок использовали вышки для ударно-канатного бурения по завершении бурения, при этом для приведения в действие глубинного насоса применяли балансир бурильного станка. Несущие элементы этих установок делали из дерева с металлическими подшипниками и оснасткой. Приводом служили паровые машины или одноцилиндровые низкооборотные двигатели внутреннего сгорания, снабженные ременной передачей. Иногда позже добавляли привод от электромотора. В этих установках вышка оставалась над скважиной и силовая установка и главный маховик использовались для обслуживания скважины. Одно и то же оборудование применялось для бурения, добычи и обслуживания. Эти установки "с некоторыми модификациями использовались примерно до 1930 г. К этому времени были пробурены более глубокие скважины, нагрузки на насосы увеличились и применение установок канатного бурения в качестве насосов изжило себя.

Рисунок 1.2 Основные части штанговой насосной системы

Современный насос-качалка, в основном разработанный в 1920-х годах, изображен на рис. 1.3. Появление эффективных мобильных приспособлений для обслуживания скважин устранило необходимость во встроенных талях на каждой скважине, а создание долговечных, эффективных редукторов легло в основу более высокоскоростных качалок и первичных двигателей меньшего веса.

Относительно высокая скорость вращения первичного двигателя сначала снижается ременной передачей, а затем шестеренчатым редуктором, чтобы кривошип вращался с заданным числом рабочих ходов в минуту. Вращение кривошипа преобразуется плечом кривошипа, опорой пальца кривошипа, шатуном и балансиром, а движение стабилизатора переходит в линейное движение сальникового штока головкой балансира и серьгой для подвески штанг. При правильной настройке установки это движение не должно создавать никаких изгибающих нагрузок на устьевой сальниковый шток. Сальниковый шток и сальник обеспечивают уплотнение между штангами и насосно-компрессорной колонной на поверхности, чтобы направить перекачиваемую жидкость в выкидной трубопровод. Качалки используются более чем на 99% всех скважин, оборудованных штанговыми насосами.

Рисунок 1.3 Современный станок-качалка

Роторные насосы. Сравнительно новой для нефтяной промышленности насосной системой является насос с поступательным движением полости (рис. 1.4, а). Такой насос состоит из ротора из хромированной стали, выполненного в виде наружной спирали. Статор, в котором вращается ротор, сделан из синтетического эластомера в форме двойной внутренней спирали и наглухо закреплен в стальном кожухе. Вращение вала, находящегося на поверхности, посредством электромотора с вертикальным шпинделем растягивает вал на заданную величину, создавая в нем напряжение, что заставляет полость, содержащую скважинные флюиды, подниматься наверх (рис. 1.4,б).

Рисунок 1.4 а Насос с поступательным движением полости



Рисунок 1.4 б Полостной насос

Достоинства и недостатки гидравлического и роторного насоса Среди достоинств гидравлической добычи важное место занимают ее хорошая приспособляемость к ситуациям, когда происходит искривление скважины, эксплуатационная гибкость в изменяющихся скважинных условиях и эффективность при работе на группе скважин. Применение гидравлических насосов не ограничено по глубине и добываемому объему, подобно штанговым насосам.

Недостатки. Применение гидравлических насосов не лишено недостатков. Добыча жидкости с высоким содержанием песка или других абразивных материалов может вызвать затруднения. Коррозия также может потребовать применения замкнутых систем рабочей жидкости, а это увеличивает затраты. Горючая рабочая жидкость при высоком давлении создает проблемы в плане техники безопасности, а добыча флюидов с высоким соотношением газа и жидкости может потребовать дополнительной магистрали.

Начальные капиталовложения в установку гидравлических насосов обычно высоки, особенно с учетом того, что эксплуатационный и обслуживающий персонал должен быть специально обучен. Эти затраты и тот факт, что вероятность отказа примерно вдвое выше, чем у штанговых насосов, свидетельствуют о том, что использование гидравлических насосов не всегда является лучшей альтернативой.

Преимущество роторной насосной системы перед возвратно-поступательной заключается в том, что она экономит расходы на энергию, лучше перекачивает вязкие жидкости, легче справляется с жидкостями, несущими песок, а компактные размеры на поверхности делают ее более привлекательной для установки в сельской местности и в городской среде.

Недостатком роторной системы является то, что глубина ее применения не превышает 1200 м из-за недостаточной термостойкости эластомеров, ее производительность ограничена (при сегодняшнем техническом уровне) добычей примерно 400 бар./сут., и она мало известна нефтяникам.

Погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН) - это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции (ПЭД). Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. ПЦЭН опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150 - 300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой. Установка ПЦЭН (рис. 1.5,а) включает маслозаполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спускоподъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12.

Насос, протектор и электродвигатель являются отдельными узлами, соединяемыми болтовыми шпильками. Концы валов имеют шлицевые соединения, которые стыкуются при сборке всей установки. При необходимости подъема жидкости с больших глубин секции ПЦЭН соединяются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400. Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит все ступени и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению.

Рисунок 1.5 а Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса

Установка Погружного центробежного электронасоса (УПЦЭН) отличаются малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик, как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к. п. д., возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом. Следует напомнить, что средняя по России подача по жидкости одной УПЦЭН составляет 114,7 т/сут, а УШСН - 14,1 т/сут. Все насосы делятся на две основные группы; обычного и износостойкого исполнения. Подавляющая часть действующего фонда насосов (около 95 %) -обычного исполнения.

Рисунок 1.5 б Типичная характеристика погружного центробежного насоса

Насосы износостойкого исполнения предназначены для работы в скважинах, в продукции которых имеется небольшое количество песка и других механических примесей (до 1 % по массе). По поперечным размерам все насосы делятся на 3 условные группы: 5; 5А и 6, что означает номинальный диаметр обсадной колонны, (в дюймах), в которую может быть спущен данный насос.

1.2 Общая технологическая схема сбора и подготовки нефти на месторождениях

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей во внутрипромысловый и магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис.1.6). Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). [1]От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.

Рисунок 1.6 Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле: 1 - нефтяная скважина; 2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 - дожимная насосная станция (ДНС); 4 - установка очистки пластовой воды; 5 - установка подготовки нефти; 6 - газокомпрессорная станция; 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 - резервуарный парк

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа «вода в нефти». В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.

Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти. Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 70°С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность.

1.3 Виды систем сбора скважинной продукции

В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.

При самотечной двухтрубной системе сбора (Рисунок 1.7) продукция скважин сначала разделяется при давлении 0.6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП) [1,2].

Рисунок 1.7 Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора

1 -- скважины; 2 -- сепаратор 1-й ступени; 3 -- регулятор давления типа "до себя"; 4 -- газопровод; 5 -- сепаратор 2-й ступени; 6 -- резервуары; 7 -- насос; 8 -- нефтепровод; УСП -- участковый сборный пункт; ЦСП -- центральный сборный пункт

За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии на ее транспортировку. Однако данная система сбора имеет ряд существенных недостатков:

- при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет увеличения обводненности, например) система, требует реконструкции;

- для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти;

- из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности;

- из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газов 2-й ступени сепарации потери углеводородов при данной системе сбора достигают 2... 3 % от общей добычи нефти.

По этим причинам самотечная двухтрубная система сбора и настоящее время существует только на старых промыслах.

Высоконапорная однотрубная система сбора (Рисунок 1.8) предложена в Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6... 7 МПа) устьевых давлений.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Рисунок 1.8 Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора 1 -- скважины; 2 -- нефтегазопровод; 3 -- сепаратор 1-й ступени; 4 -- сепаратор 2-й ступени; 5 -- регулятор давления; 6 -- резервуары

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

Напорная система сбора (Рисунок 1.9), разработанная институтом Гипровостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более. [1].



Рисунок 1.9 Принципиальная схема напорной системы сбора 1 -- скважины; 2 -- сепаратор 1-й ступени; 3 -- регулятор давления типа "до себя"; 4 -- газопровод; 5 -- насосы; 6 -- нефтепровод, 7 -- сепаратор 2-й ступени; 8 -- резервуар; ДНС -- дожимная насосная станция

Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0.6... 0.8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10... 12 м) в сырьевые резервуары.

Применение напорной системы сбора позволяет:

- сконцентрировать на ЦСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;

- применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы;

- снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора, благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления;

- увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей растворенный газ.

Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождений для использования ее в системе поддержания пластового давления.

1.4 Современные системы сбора нефти.

В настоящее время в развитых нефтедобывающих регионах применяют системы сбора, лишенные указанных недостатков.

Система, изображенная на рисунке 1.10 а, отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС [3]. На центральном же сборном пункте установка комплексной подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее [1].



Рисунок 1.10 Принципиальные схемы современных систем сбора: а) -- с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦСП; б) -- с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КСП; (обозначения см. на рисунке 1.10)

Особенностью схемы, изображенной на рисунке 1.10 б, является то, что, установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется комплексным сборным пунктом.

Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к КСП.

1.5 Промысловая подготовка нефти

Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и мехпримесей (песка, окалины и проч.). В таком виде транспортировать продукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам нельзя. Во-первых, вода -- это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти, газа и воды имеют место значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. Кроме того, велико сопротивление, создаваемое газовыми шапками, защемленными в вершинах профиля и скоплений воды и пониженных точках трассы. В-третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей -- абразивный износ оборудования.

Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация [1,3,4].

Дегазация

Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит называется сепаратором, а сам процесс разделения -- сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя.

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

Вертикальный сепаратор 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 [3-5].

Вертикальный сепаратор работает следующим образом (Рисунок 1.11).



Рисунок 1.11 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

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; меньшую эффективность сепарации.

Обезвоживание

При извлечении из пласта, движении по насосно-компрессорным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды, образуется водонефтяная эмульсия -- механическая смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей.

Различают два типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмульсии, в основном, зависит от соотношения объемов фаз, а также от температуры, поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и др.

Для разрушения эмульсий применяются следующие методы:

- гравитационное холодное разделение;

- внутритрубная деэмульсация;

- термическое воздействие;

- термохимическое воздействие;

- электрическое воздействие;

- фильтрация;

- разделение в поле центробежных сил.

Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хранения нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть.

В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник.

Сущность метода внутритрубной деэмульсации заключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество -- деэмульгатор в количестве 15... 20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз.

Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а, значит, облегчается их слияние, с другой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии.

Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45... 80 °С.

Термохимический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, вода нет.

Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.

При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1... 2 %.

Обессоливание

Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0.1 %.

Стабилизация

Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры 40... 80 ⁰С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

1.6 Промысловая подготовка природного газа

Существующие системы сбора газа классифицируются:

- по степени централизации технологических объектов подготовки газа;

- по конфигурации трубопроводных коммуникаций;

- по рабочему давлению.

По степени централизации технологических объектов подготовки газа различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора.

При индивидуальной системе сбора (Рисунок 1.12 а) каждая скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (ЦСП). Данная система применяется в начальный период разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга.

Недостатками индивидуальной системы являются:

- рассредоточенность оборудования и аппаратов по всему промыслу, а, следовательно, сложности организации постоянного и высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля за работой этих объектов;

- увеличение суммарных потерь газа по промыслу за счет наличия большого числа технологических объектов и т.д.

Рисунок 1.12 Системы сбора газа на промыслах а) -- индивидуальная; б) -- групповая; в) -- централизованная VIII -- установка подготовки газа; ГСП -- групповой сборный пункт; ЦСП -- централизованный сборный пункт

При групповой системе сбора (Рисунок 1.12 б) весь комплекс по подготовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), обслуживающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более). Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и далее потребителю [4,5].

Групповые системы сбора получили широкое распространение, так как их внедрение позволяет увеличить мощность и коэффициент загрузки технологических аппаратов, уменьшить число объектов контроля, обслуживания и автоматизации, а в итоге -- снизить затраты на обустройство месторождения.

При централизованной системе сбора (Рисунок 1.12 в) газ от всех скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителям.

Применение централизованных систем сбора позволяет осуществить еще большую концентрацию технологического оборудования, за счет применения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить металлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа.

В каждом конкретном случае выбор системы сбора газа обосновывается технико-экономическим расчетом.

Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и применяется при разработке вытянутых в плане месторождений небольшим числом (2... 3) рядов скважин.

Лучевая газосборная сеть состоит из нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в виде лучей

Кольцевая газосборная сеть представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в случае выхода из строя одного из участков коллектора.

Природный газ, поступающий из скважин, содержит в виде примесей твердые частицы (песок, окалина), конденсат тяжелых углеводородов, пары воды, а в ряде случаев сероводород и углекислый газ. Присутствие в газе твердых частиц приводит к абразивному износу труб, арматуры и деталей компрессорного оборудования, засорению контрольно-измерительных приборов.

Конденсат тяжелых углеводородов оседает в пониженных точках газопроводов, уменьшая их проходное сечение.

Наличие водяных паров в газе приводит к коррозии трубопроводов и оборудования, а также к образованию в трубопроводах гидратов -- снегоподобного вещества, способного полностью перекрыть сечение труб.

Сероводород является вредной примесью. При его содержании большем, чем 0.01 мг в 1 л воздуха рабочей зоны, он ядовит. А в присутствии влаги сероводород способен образовывать растворы сернистой и серной кислот, резко увеличивающих скорость коррозии труб, арматуры и оборудования.

Очистка газа от механических примесей. Для очистки природного газа от мехпримесей используются аппараты 2-х типов:

- работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли (масляные пылеуловители);

- работающие по принципу «сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители);

Осушка газа. Для осушки газа используются следующие методы:

- охлаждение;

- абсорбция;

- адсорбция.

Пока пластовое давление значительно больше давления в магистральном газопроводе газ охлаждают, дросселируя излишнее давление. При этом газ расширяется и в соответствии с эффектом Джоуля-Томсона охлаждается. Если пластовое давление понижено, то охлаждение газа производится на установках низкотемпературной сепарации. Эти установки очень сложны и дороги.

Очистка газа от сероводорода. Очистка газа от сероводорода осуществляется методами адсорбции и абсорбции.

Принципиальная схема очистки газа от Н₂S методом адсорбции аналогична схеме осушки газа адсорбционным методом. В качестве адсорбента используются гидрат окиси железа и активированный уголь.

Очистка газа от углекислого газа. Обычно очистка газа от СО₂ проводится одновременно с его очисткой от сероводорода, т.е. этаноламинами.

При высоком содержании СО₂ (до 12... 15 %) и незначительной концентрации сероводорода применяют очистку газа водой под давлением.

1.7 Промысловая подготовка воды

Полученная в результате очистки нефти пластовая вода закачивается в продуктивные пласты для поддержания пластового давления.

...