Промысловый сбор нефти

Введение

Двадцатый век насыщен  многими событиями, которые будоражили и потрясали земную цивилизацию. Шла борьба за передел мира, за сферы  экономического и политического  влияния, за источники минерального сырья. Среди этого клокочущего  страстями человеческого общества выделяется стремление обладать ресурсами  «черного золота» и газа, столь  необходимых для прогрессивного развития промышленности.

Ни одна проблема, пожалуй, не волнует сегодня человечество так, как топливо. Топливо — основа энергетики, промышленности, сельского  хозяйства, транспорта. Без топлива  немыслима жизнь людей.

Нефть известна давно. Археологи  установили, что ее добывали и использовали уже за 5–6 тыс. лет до н.э. Наиболее древние промыслы известны на берегах  Евфрата, в Керчи, в китайской  провинции Сычуань.

Считают, что современный  термин «нефть» произошел от слова  «нафата», что на языке народов  Малой Азии означает "просачиваться". Упоминание о нефти встречается  во многих древних рукописях и  книгах. В частности, уже в Библии говорится о смоляных ключах в  окрестностях Мертвого моря. Добыча нефти  ведется человечеством с древних  времен. Сначала применялись примитивные  способы: сбор нефти с поверхности  водоемов, обработка песчаника или  известняка, пропитанного нефтью, при  помощи колодцев. Первый способ применялся еще в 1 веке в Мидии и Сирии, второй — в 15 веке в Италии. Но началом  развития нефтяной промышленности принято  считать время появления механического  бурения скважин на нефть в 1859 году в США, и сейчас практически  вся добываемая в мире нефть извлекается  посредством буровых скважин. За сотню с лишним лет развития истощились одни месторождения, были открыты другие, повысилась эффективность добычи нефти, увеличилась нефтеотдача, т.е. полнота  извлечения нефти из пласта. Но изменилась структура добычи топлива. Долгое время  находившуюся на первом месте нефтяную промышленность обогнала перспективная  газовая (сейчас на уголь приходится только 15% тонн условного топлива, на газ — 45%, на нефть — 40%).

В России первые скважины были пробурены на Кубани в 1864 г. и в 1866г. одна из них дала нефтяной фонтан с дебитом более 190 т в сутки. Тогда добыча нефти велась в основном монополиями, зависевшими от иностранного капитала. В начале 20 века Россия занимала первое место по добычи нефти. В 1901–1913 гг. страна добывала приблизительно 11 млн. тонн нефти. Сильный спад произошел во время Гражданской войны. К 1928 году добыча нефти была снова доведена до 11,6 млн. тонн. В первые годы советской власти основными районами нефтедобычи были Бакинский и Северного Кавказа (Грозный, Майкоп). Также велась добыча на Западной Украине в Голиции. Закавказье и Северный Кавказ давали в 1940 г. около 87% нефти в Советском Союзе.

С тех пор изменилось многое. В каждой стране, в каждом городе установлены десятки, сотни как  вертикальных резервуаров, так и  горизонтальных, предназначенных для  хранения нефти, их объемы уже увеличились  до 50000 м³. Нефтяная промышленность развивается, производится и продается резервуарное и теплообменное оборудование, а  это свидетельствует лишь об одном: нефть по-прежнему — важнейший  источник денег для страны.

В данной работе рассмотрены методы подготовки нефти до такого качества, которые позволяют транспортировать ее потребителям. Такая система осуществляется посредством комплекса оборудования и трубопроводов, предназначенных для сбора продукции скважин и транспортировки их до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦПС).

 

 

 

 

 

 

Современные системы  сбора нефти на промыслах

Поступающая из нефтяных скважин  продукция не представляет собой  соответственно чистый нефть. 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  в магистральный нефтепровод  подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц. Такая подготовка осуществляется посредством комплекса оборудования и трубопроводов, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и транспортировки их до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦПС).

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

• При самотечной двухтрубной системе сбора 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). Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Нефть с водой самотеком (за счет разности высот) поступает в резервуары сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).

 

• Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на ЦСП. 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.

 

• Напорная система сбора 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. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов.

На нефтяных промыслах  чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис.1). Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). 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

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

 

УКПН представляет собой  небольшой завод по первичной (промысловой) подготовке нефти,  т.е. дегазация, обезвоживание, обессоливание, стабилизация. В сырую  нефть (рис. 2), поступающую по линии I, подается деэмульгатор (по линии II). Насосом 1 нефть направляется в теплообменник 2, в котором нагревается до 50¸ 60° С горячей стабильной нефтью, поступающей по линии III, после стабилизационной колонны 8, Подогретая нефть в отстойнике первой ступени обезвоживания 3 частично отделяется от воды и проходит через смеситель 4, где смешивается с пресной водой, поступающей по линии V, для отмывки солей, и направляется в отстойник второй ступени 5 и по линии VI в электродегидратор 6. Отделенная вода отводится по линиям IY. При необходимости улучшения степени обессоливания применяют несколько смесителей, отстойников и электродегидраторов, включенных последовательно. Обессоленная нефть насосом 14 направляется в отпарную часть стабилизационной колонны 8 через теплообменник 7. Нагрев нефти в теплообменнике 7 до 150¸1600С осуществляется за счет тепла стабильной нефти, поступающей непосредственно снизу стабилизационной колонны 8, В стабилизационной колонне происходит отделение легких фракций нефти, которые конденсируются и передаются на ГПЗ. В нижней (отпарной) и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелочные устройства, которые способствуют более полному отделению легких фракций. Внизу отпарной части стабилизационной колонны поддерживается более высокая температура (до 2400С), чем температура нефти, поступающей вверх отпарной части. Температура поддерживается циркуляцией стабильной нефти из нижней части стабилизационной колонны через печь 13. Циркуляция стабильной нефти осуществляется насосом 12 по линии X. В печи 13 может также подогреваться часть нестабильной нефти, которая затем подается вверх отпарной колонны по линии XI. В результате нагрева из нефти интенсивно испаряются легкие фракции, которые поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны, где на тарелках происходит более четкое разделение на легкие и тяжелые углеводороды. Пары легких углеводородов и газ по линии VII из стабилизационной колонны поступают в конденсатор-холодильник 9, где они охлаждаются до 30°С, основная их часть конденсируется и накапливается в емкости орошения 10. Газ и несконденсировавшиеся пары направляются по линии VIII на горелки печи 13. Конденсат (широкая фракция легких углеводородов) насосом 11 и перекачивается в емкости хранения, а часть по линии IX направляется вверх стабилизационной колонны на орошение. Часто для перемещения нефти от АГЗУ до ЦПС применяют ДНС – дожимную насосную станцию, т.к. пластового давления оказывается недостаточно. На ЦПС расположены также установки по подготовке воды – УПВ, на которой вода, отделенная на УКПН от нефти, подвергается очистке от частиц механических примесей, окислов железа и т.д. и направляется в систему поддержания пластового давления (ППД). В системе ППД подготовленная вода с помощью кустовых насосных станций (КНС) под большим давлением (до 20¸25 МПа) через систему трубопроводов-водоводов подается к нагнетательным (инжекционным) скважинам и затем в продуктивные пласты.

 

Рассмотрим основные принципы технологических процессов промысловой  подготовки нефти:

• сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;

 

•  обезвоживание продукции;

 

• обессоливание;

 

•  стабилизация нефти.

 

Продукция нефтяных скважин  прежде всего подвергается процессу сепарации (отделению от нефти газа, а также воды). Сепарацию нефти выполняют в специальных агрегатах-сепараторах, которые бывают вертикальными и горизонтальными.

            Вертикальный сепаратор

               Горизонтальный сепаратор

Горизонтальные сепараторы имеют ряд преимуществ перед  вертикальными: большую пропускную способность и более высокий  эффект сепарации. Принцип работы горизонтальных сепараторов аналогичен вертикальным. Но за счет того, что в горизонтальных сепараторах капли жидкости падают перпендикулярно к потоку газа, а  не навстречу ему, как в вертикальных сепараторах, горизонтальные сепараторы имеют большую пропускную способность.

 На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент – деэмульгатор. Газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ. Жидкость со второй ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит частичное отделение механических примесей и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт. На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные батареи (ВРБ). С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины. После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.

После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева  эмульсии с реагентом. Нагревается  до 500С и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.

Нефть с содержанием воды более 10% с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС подается на установки подготовки нефти (УПН  – 1, 2) в печи-нагреватели ПТБ-10 . В  поток нефти, на прием насосов  подается дозируемый расход реагента – деэмульгатора в количестве > 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45-50 °С, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти.

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.

Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть-вода" и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды.

Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при  использовании электрических методов  обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание и электро-обессоливание  нефти связаны с пропусканием нефти через специальные аппараты-электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20-30 кВ). Для повышения  скорости электрообезвоживания нефть  предварительно подогревают до температуры 50-70°С. При хранении такой нефти  в резервуарах, при транспортировке  ее по трубопроводам, в цистернах  по железной дороге или водным путем  значительная часть этих углеводородов  теряется за счет испарения. Легкие углеводороды являются инициаторами интенсивного испарения нефти, так как они увлекают за собой и более тяжелые углеводороды.

В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины). Поэтому перед подачей  нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая  операция и называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации. Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный. В сепараторе из подогретой до 40-80° С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор направляются в сборный газопровод. В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды.