29.Обессоливание и стабилизация нефти.
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).
Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.
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.
При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки.
К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38 °С не должно превышать 0.066 МПа (500 мм рт. ст.).
30.Глубиннонасосная эксплуатация месторождения.
С Ильшатом спрашивали насчет этого – Крылов сказал, что здесь нужно упомянуть, что до него ивлекали нефть с поверхности. Он предложил рыть самопонижающиеся колодцы. На дне которых находился человек, который зачерпывал нефть и также он предложил систему вентиляции с места добычи.
31.Сепарация газа от нефти.
ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ РАЗДЕЛЕНИЕ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
Предварительное разделение продукции скважин может включать следующие процессы:
1. Сепарация нефти от газа;
2. Сброс пластовой воды (предварительное обезвоживание).
СЕПАРАЦИЯ НЕФТИ ОТ ГАЗА
Сепарация газа от нефти начинается как только давление снизится до давления насыщения. Это может произойти в пласте, в стволе скважины или в трубопроводах. Выделение газа из нефти будет увеличиваться с уменьшением давления. Выделившийся газ стремится в сторону пониженного давления: в пласте - к забою скважины, в скважине - к ее устью и далее в нефтегазовый сепаратор.
Разгазирование нефти при определенных регулируемых давлениях и температурах называется сепарацией.
Регулируемые давление и температура позволяют создать условия для более полного отделения газа от нефти.
Сепарацию нефти осуществляют, как правило, в несколько ступеней.
Ступенью сепарации называется отделение газа от нефти при определенных давлении и температуре. Нефтегазовую (нефтеводогазовую) смесь из скважин сепарируют сначала при высоком давлении на первой ступени сепарации, где выделяется основная масса газа. Затем нефть поступает на сепарацию при среднем и низком давлениях, где она окончательно разгазируется.
Иногда для получения нефти необходимого качества на одной из ступеней сепарации нефть разгазируется под вакуумом; в этом случае сепарация называется вакуумной. Если при разгазировании нефть подогревается, сепарация называется горячей.
Число ступеней сепарации зависит от физико-химической характеристики пластовой нефти, требований, предъявляемых к товарной нефти, и в каждом конкретном случае определяется расчетом исходя из условия достижения наилучших технико-экономических показателей.
Схема предварительного разгазирования нефти: нефтегазовая смесь I поступает в нефтегазовый сепаратор. Нефть II после отделения от газа поступает в буферные емкости и далее откачивается в нефтесборный коллектор. Газ из нефтегазового сепаратора поступает в газовый сепаратор. После отделения капельной жидкости, газ под собственным давлением по газосборным коллекторам и газопроводу транспортируется на ГПЗ.
Назначение, классификация и конструкции сепараторов
Отделение нефти от газа и воды в различных сепараторах производится с целью:
1. получения нефтяного газа, который используется как химическое сырье или как топливо;
2. уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения за счет этого гидравлических сопротивлений;
3. уменьшения пенообразования (оно усиливается выделяющимися пузырьками газа);
4. уменьшения пульсаций давления в трубопроводах при дальнейшем транспорте нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти (УПН).
Движение газонефтяной смеси по промысловому трубопроводу сопровождается пульсациями давления, например, если поток имеет пробковую структуру, то происходит попеременное прохождение пробок нефти и пробок газа. Возникающие циклические нагрузки на трубопровод приводят к возникновению трещин и разрушению трубопровода.
Сепараторы условно можно подразделить на следующие категории:
1. по назначению: замерные и сепарирующие;
2. по геометрической форме: цилиндрические, сферические;
3. по положению в пространстве: вертикальные, горизонтальные и наклонные;
4. по характеру основных действующих сил: гравитационные, инерционные, центробежные, ультразвуковые и т.д.
5. по технологическому назначению нефтегазовые сепараторы делятся на:
-двухфазные - применяются для разделения продукции скважин на жидкую и газовую фазу;
- трехфазные - служат для разделения потока на нефть, газ и воду;
- сепараторы первой ступени сепарации – рассчитаны на максимальное содержание газа в потоке и давление I ступени сепарации;
- концевые сепараторы - применяются для окончательного отделения нефти от газа при минимальном давлении перед подачей товарной продукции в резервуары;
- сепараторы-делители потока – используются, когда необходимо разделить выходящую из них продукцию на потоки одинаковой массы;
- сепараторы с предварительным отбором газа: раздельный ввод жидкости и газа в аппарат
увеличивает пропускную способность данных аппаратов по жидкости и газу;
6. по рабочему давлению:
высокого давления 6 МПа;
среднего давления 2,5 – 4 МПа;
низкого давления до 0,6 МПа;
вакуумные (давление ниже атмосферного) .
Нефтегазовый сепаратор: 1 - корпус сепаратора; 2 - основная сепарационная секция; 3 - осадительная секция; 4 - каплеуловитель; 5 - эжектор; 6 - сливные полки; 7 - регулятор уровня жидкости; 8 - секция сбора нефти. H. c. имеют четыре секции: основную сепарационную, где происходит отделение свободного газа от нефти; осадительную, в которой осуществляется частичное выделение растворённого газа, a также выделение из нефти мелких пузырьков свободного (так называемого оклюдированного) газа, увлечённых нефтью из сепарационной секции (для более интенсивного выделения растворённого и оклюдированного газа нефть направляют тонким слоем по наклонным плоскостям - полкам); секцию, предназначенную для сбора и вывода нефти из сепараторов, и каплеуловительную - служит для улавливания мельчайших капель жидкости, уносимых потоком газа. Для повышения пропускной способности перед входом в H. c. устанавливают спец. устройства предварит. отбора свободного газа из нефти (депульсаторы). Эффективность сепарации нефти характеризуется кол-вом капельной жидкости, уносимой потоком газа из сепаратора, и кол-вом газа, уносимого потоком нефти. Качество сепарации улучшается при перемешивании нефти, повышении её темп-ры, снижении давления сепарации, кроме того, эффективной является отдувка (барботаж) нефти газом (поступающим обычно c предыдущей ступени сепарации). Ha концевой ступени сепарации содержание капельной нефти в газе (в среднем) 0,05 кг/м3, газа в нефти 0,5 м 3/т.