Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

часть узлов УПН и поступает сразу в концевые сепараторы Ш ступени 11, где смешивается с обезвоженной и обессоленной

нефтью.

Отделившийся газ по сборным газопроводам поступает на УПГ, весь комплекс оборудования которого называют газобен­ зиновым заводом. Обычно УПГ монтируют для большой группы месторождений, где имеются большие запасы нефтяного газа. На промысле (месторождении) подготовка газа не осуществля­

ется.

Отделившаяся в отстойниках и электродегидраторе вода са­ мотеком поступает на УПВ. Там она проходит через блоки очистки 17 и дегазации 20 и через узел замера 21 подается на кустовые насосные станции (КНС) для закачки в пласт. Улов­ ленная в блоке 22 нефть откачивается на УПН.

Шлам, который отделяется от нефти и воды на УПН и УПВ, поступает в емкость-шламонакопитель 23 УПШ. Вода из ем­ кости 23 и сточная вода из промысла поступают в блок стоков 24, откуда откачиваются в мультигидроциклон 25 для отделения шлама. Шлам собирается в емкости 23, а вода подается на вход УПН. Газы дегазации воды поступают на свечу для сжи­ гания.

При такой схеме сбора и подготовки потери углеводородов сведены до минимума (0,2%).

Некоторые особенности технологических схем в конкретных условиях

Высокопарафинистые (6—25 %) и высокосмолистые нефти при сравнительно высокой температуре (20—30 °С) теряют свою под­ вижность. При снижении температуры вязкость существенно возрастает. Это затрудняет пуск нефтепровода после его оста­ новки, требует применения насосов, рассчитанных на высокие давления. Для облегчения транспортирования таких высоковяз­ ких и застывающих нефтей (эмульсий) их подогревают или вво­ дят реагенты, понижающие вязкость пристенных слоев нефти. Блочные автоматизированные печи подогрева нефти устанавли­ вают на выкидных линиях (устьевые нагреватели типов УН и ПТТ), на сборных коллекторах (печи подогрева типа ПП и по­ догреватель трубопроводный типа ПТ) и на магистральных тру­ бопроводах. Нефтяной газ сжигают в печах, которые обеспечи­ вают нагрев до 70 °С при рабочем давлении до 1,6—16 МПа. Подогреватели типов ПП и ПТ можно использовать при деэмульсации нефти, а также для подогрева газа и воды при газ­ лифтной эксплуатации и поддержании пластового давления.

Трубопроводы рассчитывают на максимальные расходы про­ дукции, соответствующие второй стадии процесса разработки (см. § 1.5). В периоды других стадий они работают с большой

402

недогрузкой. При холмистом рельефе местности это сопровож­ дается большими пульсациями давления и скоростей потока, образованиями «газовых мешков» в повышенных участках тру­ бопровода, ухудшением режима работы установок сепарации, подготовки нефти и воды и др. В таком случае целесообразно вместо одного коллектора большого диаметра укладывать два трубопровода меньших диаметров, обеспечивающих его про­ пускную способность. По этим трубопроводам сначала раз­ дельно собирают необводненную и обводненную нефти, а позже один из них демонтируют. Можно также осуществлять предва­ рительный отбор газа на ГЗУ и раздельный его сбор или отбор с помощью эжекторов на перевальных точках (повышениях) нефтепровода.

Месторождения, расположенные на сильно заболоченных (Самотлорское месторождение) или шельфовых зонах, разбури­ вают наклонно направленными скважинами из намывных ост­ ровков или площадок, которые служат для размещения ГЗУ и другого технологического оборудования. На морских месторож­ дениях площадки и берег связывают эстакадами. При большом удалении от берега трубопроводы для подачи на берег нефти и газа прокладывают по дну, нефть доставляют также нефтена­ ливными судами. Воду очищают на площадках и используют для закачки в пласты, с целью сокращения срока разработки месторождения, поскольку срок службы морских оснований ог­ раничен.

В случае больших по площади месторождений строят до­ жимные насосные станции и т. д.

§ 11.3. СЕПАРАЦИЯ И СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ

Процесс разгазирования нефти может начинаться уже в пласте при падении давления ниже давления насыщения. При сборе и подготовке нефти сепарацию осуществляют в различного рода сепараторах. Газонефтяные сепараторы от газовых сепараторов, предназначенных для отделения газоконденсата, воды и меха­ нических примесей от природного газа, отличаются тем, что в них обрабатывается газожидкостная смесь со сравнительно малым содержанием газа (газовым фактором).

Конструкции сепараторов

Среди сепараторов, применяемых на нефтяных промыслах, вы­ деляют:

по назначению — замерно-сепарирующие и сепарирующие; по геометрической форме и положению в пространстве — цилиндрические, сферические, вертикальные, горизонтальные,

наклонные;

по характеру проявления основных сил разделения фаз — гравитационные, центробежные (гидроциклонные) и инерцион­

ные (жалюзийные); по рабочему давлению — высокого (6,4—2,5 МПа), сред­

него (2,5—0,6 МПа), низкого (0,6—0,1 МПа) давления и ва­

куумные; по числу обслуживаемых скважин — индивидуальные и груп­

повые; по количеству разделяемых фаз — двухфазные (газонефтя­

ные) и трехфазные (газоводонефтяные).

Сепараторы существенно отличаются по своим конструктив­ ным признакам и особенностям. Рассмотрим некоторые харак­

терные типы.

На давно разрабатываемых месторождениях применяются вертикальные газонефтяные сепараторы или трапы (рис. 11.4). Газожидкостная смесь под давлением вводится через патрубок 1 в раздаточный коллектор 2, имеющий по всей длине щель. Из щели смесь вытекает на наклонные плоскости 6 с небольшими порогами для интенсификации выделения газа. В нижней ча­

при пульсирующем потоке, а датчик регулятора уровня поплав­ кового типа 7 с исполнительным механизмом 5 — для цикличе­ ского вывода нефти из сепаратора. Через патрубок 9 периоди­ чески сбрасывают скопившиеся механические примеси. Водомер­ ное стекло 11 предназначено для измерения количества подаваемой жидкости.

В верхней части сепаратора установлена каплеуловительная насадка 4 жалюзийного типа. Ее работа основывается на раз­ ных принципах: столкновении потока с различного рода перего­ родками; изменении направления и скорости потока; использо­ вании центробежной силы; применении коалесцирующей на­ садки (сеток). Выделенная нефть стекает в поддон и по дре­ нажной трубке 13 направляется в нижнюю часть сепаратора. На линии вывода газа устанавливают регулятор давления «до себя» 3, поддерживающий постоянное давление в корпусе се­ паратора. В верхней части расположен предохранительный кла­ пан 5, сбрасывающий газ при аварийном превышении давления

всепараторе выше допустимого.

Ввертикальном сепараторе, как и в любом другом, можно выделить четыре секции (см. рис. 11.4): основную сепарационную (I), осадительную (II), влагонакопительную (III) и каплеуловительную (IV).

Вертикальные сепараторы позволяют достоверно определить объем жидкости (замерный трап). Их рекомендуется использо­ вать при наличии песка в продукции скважин."Более высокое

404

Рис. 11.7. Схема концевого сепаратора:

использовать ее также в качестве делителя потока (на четыре потока) для обеспечения равномерной загрузки последующих технологических установок.

Конечная ступень сепарации должна обеспечить давление насыщенных паров в пункте сдачи нефти не более 0,066 МПа. Отбор из нефти наиболее летучих углеводородов (пропан, бу­ тан) и получение стабильной нефти, практически неспособной испаряться в атмосферу, называют стабилизацией нефти. Кроме сепарации для получения стабильной нефти предлагалось ис­ пользовать также ректификацию (испарение и конденсацию в колоннах), которая, однако, не нашла применения на промыс­ лах. Отбор наиболее летучих углеводородов и обеспечение тре­ буемого давления насыщенных паров осуществляют горячей се­ парацией и созданием вакуума на конечной (горячей) ступени сепарации.

Один из концевых сепараторов показан на рис. 11.7. Нефть из УПН, как правило, поступает с высокой температурой (46— 60 °С). С помощью форсуночных разбрызгивателей 2 она дис­ пергируется в газовом объеме сепаратора, в котором посредст­ вом эжектора 4 создан вакуум. Мелкодисперсные капельки нефти, имея большую поверхность контакта с газом, дополни­ тельно дегазируются, осаждаются на каплеуловительную сетку (жалюзи) 3 и стекают из нее в виде струек или крупных ка­ пель. Дегазированная нефть самотеком отводится в товарные резервуары. Высоко- и низконапорный газ эжектора 4 посту-

408

сепаратора, буфера перед насосами и отстойника. Она предна­ значена для осуществления I ступени сепарации, дальнейшего транспортирования нефти центробежными насосами при дав­ лении 0,9—3,1 МПа и газа под давлением сепарации (0,5 МПа).

Аналогичны дожимные насосные станции типа ДНС с по­

циентом уноса капельной жидкости потоком газа (ем3/1000 м3)

ход жидкости и газа на выходе сепаратора; qm, <7г — объемный расход капельной жидкости и свободного газа, уносимых пото­ ком (расходы принимают при давлении и температуре в сепа­ раторе) . Показатели эффективности зависят от конструкции се­ параторов, свойств жидкости и газа, температуры и давления сепарации, способности жидкости к вспениванию и др. В ка­

шие— для сепараторов с каплеуловителями), £3= 1 —5 мин для невспенивающихся и /3 = 5—20 мин для вспенивающихся неф­ тей. Если сепаратор обеспечивает получение допустимых норм ПО Кщ и Кг при меньших t3 и больших О г т а х , то он технически более совершенен и экономичен по сравнению с однотипным в одинаковых производственных условиях.

Расчет сепарации

Расчет процесса сепарации — это расчет фазового равновесия углеводородных систем, который изучается в курсе физики пла­ ста и описан в научной литературе. Составы жидкой и газовой фаз, их относительные количества и состав двухфазной «-ком­

понентной системы связаны уравнениями фазовых содержаний компонентов смеси: