Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти введение в специал

Характерная особенность процесса – отсутствие расхода тепла на указанный процесс.

Термохимическое обезвоживание и обессоливание основа-

но на нагреве эмульсии и химическом воздействии на нее деэмульгаторов. При нагреве эмульсии ее вязкость снижается, что облегчает отделение воды. Принципиальная схема термохимического обезвоживания и обессоливания представлена на рис. 47.

Рис. 47. Схема термохимического обезвоживания и обессоливания

Обводненная нефть (сырая) поступает в сырьевой резервуар 1, откуда нососом 3 перекачивается в теплообменники 4. Здесь она подогревается до 40–60 °С и далее поступает в паровой подогреватель 5, где подогревается паром до 70–100 °С. Дозировочный насос 7 непрерывно из бачка 6 подкачивает деэмульгатор через смеситель 2 в эмульсию. Обработанная деэмульгатором и подогретая эмульсия направляется в отстойник 9, где вода отделяется от нефти и отводится в виде сточных вод. Из отстойника 9 обезвоженная и нагретая нефть через теплообменники 4 и холодильники 8 поступает в товарные резервуары 10, а затем направляется на переработку по нефтепроводу. В теплообменниках 4 нагретая нефть отдает тепло холодной нефти, после чего дополнительно охлаждается в холодильниках 8 [24].

Термохимические установки эксплуатируются под атмосферным и избыточным давлением, а также с промывкой горячей водой. В некоторых случаях вода из отстойников направляется

131

всмеситель, или эмульсия после теплообменников направляется

вколонну-контактор, куда подаются горячая вода и деэмульгатор. Также применяются комбинированные аппараты, в которых

совмещены процессы подогрева, регенерации тепла нефти и отстоя при обезвоживании и обессоливании нефти. К ним относятся: подогреватель-деэмульгатор СП-2000 («БашНИПИнефть»), КБ НГП (г. Саратов), УДО-2М и НОГ («Гипровостокнефть»). Они размещаются на участках крупных месторождений, а также на центральных установках подготовки нефти. Работа таких аппаратов полностью автоматизирована.

Электрическое обезвоживание и обессоливание основано на появлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капельки воды, а также на взаимном притяжении этих капелек и разрушении пленок нефти между этими капельками в результате действия электрического поля.

Между двумя электродами при токе высокого напряжения пропускают нефтяную эмульсию, при этом укрупняемые капли воды оседают на дно сосуда.

На практике применяют также установки, объединяющие термохимическое обезвоживание с электрическим. Принципиальная схема такой установки приводится на рис. 48.

Рис. 48. Схема электрообессоливающей установки

132

Сырьевая нефть вместе с деэмульгатором поступает на прием насоса 1 и через теплообменник 2 и подогреватель 3 направляется

вотстойники 4 (термохимической части установки), откуда под остаточным давлением поступает в электродегидратор 5. Перед попаданием в электродегидратор 5 в нефть вводятся деэмульгатор и пресная вода [24].

Вода из отстойников 4 и электродегидраторов 5 сбрасывается

ввиде сточных вод.

Для более глубокого обезвоживания и обессоливания можно устанавливать несколько электродегидраторов, которые по форме могут быть горизонтальными, вертикальными, сферическими и др.

Таким образом, основными технологическими аппаратами и оборудованием установок обезвоживания и обессоливания являются теплообменники, подогреватели, отстойники, электродегидраторы, резервуары, насосы, сепараторы-деэмульгаторы.

При эксплуатации нефтяных месторождений применяется также трубная деэмульсация, которая заключается в том, что в трубопроводные сети, транспортирующие нефть на месторождении, вводят деэмульгатор. Отделение воды от нефти осуществляется в специальных резервуарах-отстойниках. Этот процесс обычно проводят в случаях совместного движения эмульсии и деэмульгатора в течение не менее 4 часов.

Процесс стабилизации заключается в том, что нефть подогревают до температуры 80–120 °С в специальной стабилизационной колонне и отделяют легкие фракции. После этого они охлаждаются и конденсируются. Продукты стабилизации направляют на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а нефть – на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Рис. 49. Схема стабилизационной установки

Насос 1 забирает нефть из сырьевых резервуаров и через теплообменник 2 подает ее на установку обезвоживания и обессоливания 3. Из установки обезвоживания и обессоливания нефть через подогреватель 5, где нагревается до температуры 80–120 °С, поступает в стабилизационную колонну 6. Здесь из верхней части колонны отбираются газообразные углеводороды, а из нижней – отбензиненная нефть, которая через теплообменник 2 насосом 7 направляется в товарные резервуары 4. Газообразные углеводороды поступают в конденсатор-холодильник 8, где охлаждаются и частично конденсируются, а затем в двухфазном состоянии (жидкость + газ) – в сепаратор 9, где отделяются тяжелые фракции, которые собираются в специальной емкости 10. Насос 11 из емкости 10 забирает тяжелые фракции и подает их в стабильную нефть после теплообменников. Газ из сепаратора 9 направляется через маслоотделитель 12 и конденсатор-холодильник 13 в сепаратор, где отделяются нестабильный бензин и газ, которые затем направляются на ГПЗ [24].

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

134

Вода, отделенная от нефти на УПН, поступает на установку подготовки воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Далее она идет в систему подготовки воды, а затем закачивается в продуктивный пласт.

Приемо-сдаточный пункт (узел учета нефти)

Узел учета нефти предназначен для измерений массы и автоматизированного коммерческого учета перекачиваемой через него товарной нефти приприеме-сдаче нефтимежду.

Узел учета нефти (далее УУН) представляет собой совокупность функционально объединенных измерительных преобразователей массового расхода, температуры и давления нефти, измерительновычислительного комплекса (ИВК) и другого вспомогательного оборудования, размещенных в разных точках контролируемого потока нефти.

Принцип действия УУН основан на прямом методе динамических измерений массы «брутто» нефти с помощью автоматических поточных преобразователей массового расхода (далее массомеров), работающих по принципу измерения Кориолисовой силы, возникающей при движении нефти по участку трубопровода с заданным радиусом кривизны, в котором возбуждены поперечные колебания. Массу нефти определяют на основе известной зависимости Кориолисовой силы от скорости потока нефти и частоты поперечных колебаний измерительного участка трубопровода. Массу «нетто» нефти определяют как разность массы «брутто» нефти и массы балласта. Массу балласта определяют по результатам измерений массовой доли воды, массовой концентрации солей и массовой доли механических примесей в нефти, полученных в том числе и в лаборатории по объединенной пробе, отобранной автоматически или вручную.

Конструктивно УУН состоит из следующих частей:

– блок измерительных линий (БИЛ), состоящий из нескольких массомеров, измерительных преобразователей давления и темпе-

135

ратуры, встроенных в трубопровод, предназначенный для измерений массового расхода нефти, ее температуры и давления и передачи данных на измерительно-вычислительный комплекс (ИВК);

– блок контроля качества нефти (БКН), состоящий из пробозаборного устройства, непрерывно отбирающего точечные пробы нефти из трубопровода для последующих лабораторных анализов параметров качества нефти и последующего ручного ввода полученных данных в ИВК, измерительных преобразователей плотности, температуры и давления.

Утилизация попутного нефтяного газа

В 2009 г. Правительство России приняло постановление «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ) на факельных установках» и установило целевой показатель сжигания ПНГ с 2012 г. не более 5 % от объема добытого газа. В случае выхода за данный интервал штрафные санкции для нарушителей вырастают в десятки раз.

ВПрикамье значительная часть попутного нефтяного газа

спомощью газотранспортной системы доставляется до промышленной площадки ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтегазпереработка», где уже происходит его переработка.

Другим крупным направлением утилизации ПНГ является его использование для производства электроэнергии. Добывать на нефтепромыслах собственную электроэнергию в Прикамье впервые попробовали на территории установки предварительного сброса воды (УПСВ) «Шемети» ООО «УралОйл» в октябре 2009 г. Построенная микротурбинная электростанция мощностью 195 кВт способна без специальной системы очистки перерабатывать весь попутный газ Шеметинского месторождения, а это около 600 тысяч кубических метров в год [26]. На сгенерированной таким образом энергии работают насосы системы поддержания пластового давления, принося существенную экономию предприятию.

Так, например, в настоящее время в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» для утилизации попутного нефтяного газа введено уже большое

136

число тепло- и микротурбинных электростанций. В последние годы такие электростанции были введены: на УППН «Оса» – теплоэлектростанция мощностью 1,8 МВт, работающая на ПНГ по циклу Ренкина с органическим теплоносителем; на Ильичевском месторождении ЦДНГ № 10 – четыре блочные газотурбинные электростанции, произведенные на пермском предприятии «Авиадвигатель». Их суммарная мощность составит 16 МВт, и они смогут утилизировать до 50 млн м3 попутного газа в год; на Сыповском месторождении в ЦДНГ № 6 – микротурбинная электростанция на базе агрегатов американской фирмы Capstone.

ВЦДНГ № 8 внедрена газотурбинная электростанция (ГТЭС)

сиспользованием микротурбин фирмы Capstone (рис. 50). На первом этапе за счет утилизации газа в микротурбинах вырабатывается электроэнергия, которая направляется на производственные нужды цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ).

Рис. 50. Газотурбинная электростанция в ЦДНГ № 8

На втором этапе переработки продукт горения от утилизации газа поступает в котлы, генерирующие тепловую энергию для отопления и горячего водоснабжения отдельного объекта цеха, – установки предварительного сброса воды «Баклановка» [26]. Суммарная мощность электростанции составляет почти 0,8 МВт, что позволяет перерабатывать более 2 млн м3 газа и вырабатывать 700 кВт электроэнергии в год, которая будет направляться на производственные нужды цеха.

137

11. ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА НА НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕМ ПРЕДПРИЯТИИ

11.1. Особенности организации производственного процесса добычи нефти и газа

Производственный процесс добычи нефти и газа представляет собой комплекс производственных процессов, включающих:

1)добычу нефти и газа;

2)сбор и утилизацию попутного газа;

3)подготовку нефти и газа;

4)транспорт и хранение нефти;

5)подземный ремонт скважин;

6)ремонт наземного оборудования.

Процесс добычи нефти, газа и газоконденсата – это основной производственный процесс. Он связан с выполнением работ по рациональной разработке всего пласта и месторождения в целом в соответствии с проектом, а также обслуживанием производства (различные виды услуг) и снабжением энергией, транспортом, материалами и инструментом [17].

Процесс добычи нефти состоит из ряда последовательных, взаимосвязанных процессов: притока флюидов к забою скважин, подъема флюидов от забоя к устью, транспортировки их к установкам подготовки, комплексной подготовки нефти, хранения нефти и сдачи товарной нефти нефтетранспортным организациям или потребителям. Все эти процессы формируют производственный цикл, которыйхарактеризуетсякратковременностьюинепрерывностью.

Организация работ по эксплуатации нефтяных скважин во многом зависит от способов подъема жидкости на поверхность, т.е. от способов эксплуатации скважин. На нефтяных месторождениях применяют фонтанный и механизированный способы добы-

138

чи. Наиболее экономичным является фонтанный способ эксплуатации, так как при этом расходы энергии по извлечению нефти минимальны.

Подготовка нефти – заключительный этап в создании готового продукта (товарной нефти). От техники, технологии и организации подготовки нефти зависит качество реализуемой продукции.

Задача организации производственного процесса в добыче нефти заключается в налаживании и поддержании взаимосвязи всех этих процессов и участвующих при этом производственных агрегатов: подземного оборудования, станков-качалок, установок по обезвоживанию и др. Это обеспечивается поддержанием рационального режима эксплуатации скважин, применением соответствующих производственных мощностей и технологических режимов работы установок по обработке нефти, соответствующей пропускной способностью трубопроводов, емкостей по её хране-

нию [18].

Условия непрерывности производственного процесса добычи нефти следующие:

1) соблюдение рациональных режимов разработки пласта и эксплуатации отдельных скважин в соответствии с рациональной системой разработки месторождения;

2)соответствие производственных мощностей отдельных производственных звеньев, участвующих в процессе добычи нефти, добывным возможностям скважин;

3)обслуживание основных процессов вспомогательными по графику. Производственный процесс нефтегазодобычи имеет ряд особенностей, влияющих на организацию производства и построение производственной структуры предприятия. В нефтегазодобыче предметом труда является пласт, содержащий нефть и газ, орудием труда – скважины, эксплуатационное и нагнетательное оборудование, продуктом труда – сырая нефть и газ.

Особенности предмета труда в добыче нефти и газа:

–предмет труда – пласт, содержащий нефть и газ, не является результатом прошлого труда и не имеет стоимости. По-

139

этому, как в любой добывающей отрасли, в нефтегазодобывающей промышленности отсутствуют затраты на сырье;

–предмет труда территориально закреплен. В связи с этим выбор места для проектирования и организации производства зависит от местных условий (рельеф местности, её пересеченность, климатические условия, наличие леса, промышленных сооружений, жилья и др.);

–предмет труда обрабатывается непрерывно, поэтому не-

обходим круглосуточный контроль за технологией и организацией производства силами центральных и районных инженернотехнологических служб;

–удаленность предмета труда и подземной части эксплуа-

тационного оборудования от непосредственного наблюдения

ивоздействия. Это обусловливает своеобразный характер технологии процесса добычи нефти, когда человек вынужден воздействовать на предмет труда не непосредственно, а через нефтяные

игазовые скважины. С этим связана необходимость планирования

иорганизации постоянного капитального строительства в добыче нефти – бурения. К тому же необходимо постоянное и непрерыв-

ное воспроизводство производственных объектов – скважин – с тем, чтобы, с одной стороны, компенсировать истощение пластов, а с другой – обеспечить постоянное расширение фонда эксплуатационных скважин и наращивание производственных мощностей [17]. Удаленность предмета труда и подземной части эксплуатационного оборудования от непосредственного наблюдения

ивоздействия вызывает необходимость организации и планирования специальных исследовательских работ (исследование пластов

искважин), а также текущих и капитальных подземных ремонтов скважин с характерными для них трудоемкими спуско-подъемны- ми операциями. Все это обусловливает специфическую организацию производства на нефтедобывающих предприятиях и расходы в виде специальных статей в себестоимости добычи нефти и газа [18]: текущие и капитальные подземные ремонты, амортизационные отчисления по скважинам;

140