2765.Оборудование для добычи нефти и газа Часть 2

Отделение воды от нефти, замерно-сдаточные операции и заполнение товарных и сырьевых резервуаров.

Первичная очистка сточных вод и деэмульсация нефти в трубопроводах, сопровождаемая ее возвратом в технологичес­ кий цикл подготовки нефти.

Контроль за качеством нефти и воды и их взаимная очистка. Обслуживание товарных парков и улучшение качества нефти. В совмещенной схеме (см. рис. 8.1) продукция скважин по­

ступает на замерную установку («Спутник»). Выходящая из нее газированная водонефтяная эмульсия обрабатывается де­ эмульгатором для разрушения бронирующих оболочек эмуль­ сии при ее движении в промысловом трубопроводе при тур­ булентном режиме (Re = 2000—25000). Предварительно раз­ рушенная эмульсия смешивается с горячей дренажной водой и направляется в секционный каплеобразователь. Введение в поток эмульсии дренажной воды способствует укрупнению глобул воды в каплеобразователе и быстрому разделению фаз в сепараторе.

Выходящая из сепаратора дегазированная нефть с неболь­ шим содержанием воды в виде капель подогревается до 40 °С путевым нагревателем и через секционный каплеобразователь вводится в отстойник для окончательного обезвоживания. Вы­ деляющейся при этом газ подается компрессором в общую газосборную сеть, а обезвоженная нефть после обработки пре­ сной водой отводится через каплеобразователь в отстойники для обессоливания, откуда она поступает в буферную емкость, а потом насосом откачивается на головные сооружения и да­ лее в нефтяную магистраль.

Сточные воды, отделяющиеся в сепараторе, проходят гид­ родинамическую обработку в специальном трубопроводе, за­ тем поступают в резервуар-отстойник с гидрофобным фильт­ ром. Гидродинамическая обработка способствует укрупнению загрязнений, содержащихся в очищаемых сточных водах. Бла­ годаря этому они практически полностью задерживаются в гид­ рофобном фильтре. Очищенные сточные воды из резервуара направляются в буферную емкость, откуда насосом подаются к насосным станциям для закачки в пласты.

Технологическая схема сбора и подготовки продукции сква­ жины позволяет выделить основные группы оборудования.

> Y t> \ t>v

Рис. 8.1. Схема сбора и подготовки нефти, пластовой воды и газа:

Совмещение операций по узлам: А — транспортирование жидкости, сни­ жение вязкости, борьба с отложениями парафина, разрушение эмульсии, частичное расслоение потока; Б — укрупнение капель средних размеров, очистка капель дренажной воды в среде нефти при турбулентном режи­ ме, предварительная сепарация газа, коалесценция газовых включений; В — разрушение газовой пены, отбор газа, оттеснение глобул воды в со­ став дренажной воды, разрушение глобул энергией расширяющегося газа

вгидрофильном жидкостном фильтре, жидкостная флотация, сброс воды;

Г— горячая сепарация и деэмульсация, нагрев, разрушение бронирую­ щих оболочек тонкодисперсной части эмульсии, коалесценция в турбу­ лентном режиме, расслоение потока на нефть и воду; Д — отбор легких фракций, возврат конденсата в нефть, отмывка солей, расслоение пото­ ка, сброс воды, отбор нефти; Е — транспортирование и улучшение каче­ ства нефти за счет гидродинамических эффектов, совмещение операций

по прохождению нефти в резервуарах со сбросом выделившейся воды; 3 — транспортирование и укрупнение загрязнений в воде при турбулен­ тном режиме; И — очистка воды в жидкостном гидрофобном фильтре, снижение коррозионной активности дренажной воды; 1 — скважины; 2 — замерное устройство; 3 — подача деэмульгатора: 4 — трубопровод; 5—1, 5—II, 5—III — каплеобразователи; 6 — трехфазные сепараторы; 7 — путевой подогреватель; 8 — отстойники ступени обезвоживания; 9 — компрессор; 10 — подача пресной воды; 11 — отстойники ступени обес­ соливания; 12— буферная емкость для нефти; Д 16— нефтяные насо­ сы; 14 — анализатор качества нефти, замер; 15 — товарные резервуары; 17— водяной насос; 18— буферная емкость для воды; 19— подача инги­ битора коррозии; 20 — отстойник с гидрофобным фильтром; 21 — трубо­ провод для гидродинамической обработки воды; 2 2 — емкость для сбора нефти; 23 — расходомеры

Воборудовании сбора — это замерные установки, первич­ ные сепараторы газа, устройства для подачи реагентов, про­ мысловые насосные станции и трубопроводы.

Воборудовании подготовки продукции скважин — это се­ параторы, отстойники, подогреватели, деэмульгаторы, резер­ вуары, насосы и замерные устройства для подготовленной к транспортировке продукции промысла.

Система сбора и подготовки газа и конденсата

Система сбора и подготовки газа и конденсата предназначе­ на для сбора продукции скважин и подготовки газа и конден­ сата. Она включает шлейфы, газосборные промысловые кол­ лекторы, установки комплексной подготовки газа (УКПГ), до­ жимные компрессорные станции (ДКС), газо-перерабатываю­ щий завод (ГПЗ).

Система сбора зависит от размера и конфигурации мес­ торождения, числа залежей, пластовых и устьевых давлений и температур, запасов газа и конденсата, дебитов скважин, содержания конденсата в газе, наличия кислых компонен­ тов, климатических условий, в которых находится место­ рождение.

Система сбора и подготовки газа и конденсата проектирует­ ся и выбирается на весь срок разработки месторождения на основе технико-экономических расчетов.

Низкотемпературная сепарация (НТС) обеспечивает под­ готовку газа за счет создания низких температур в сепараторе. В зависимости от способа получения низких температур НТС подразделяется на установки:

—с дросселированием газа высокого давления (рис. 8.2);

—с искусственным холодом (рис. 8.3);

—с турбодетандерным агрегатом.

Установки с искусственным холодом используются при не­ достатке пластовой энергии для получения холода.

Для получения отрицательных температур на установках НТС в некоторых случаях используют турбодетандерные агрегаты (ТДА), в которых эффект снижения температуры в 3—4 раза превосходит получение низких температур при дросселирова­ нии [52].

р = 1,62 МПа / = 76 °С

Рис. 8.3. Принципиальная схема установки искусственного холода:

ГК1, ГК2 — соответственно первая и вторая ступени газомотокомпрессора; М/, Л/2 — маслоотделители первой и второй ступеней, /15/, /152 — аппараты воздушного охлаждения первой и второй ступеней; АД — уголь­ ные адсорберы; Л — линейный ресивер; /7 — переохладитель; У — уровнедержательные аппараты; И — испаритель-холодильник

Абсорбционная осушка газа Процесс абсорбции основан на способности жидких сор­

бентов избирательно поглощать определенные компоненты из смеси продуктов. В технологических процессах подготовки газа абсорбция используется для извлечения парообразной влаги, высококипящих углеводородных компонентов газа, очистки газа от кислых компонентов.

Абсорбенты, применяемые для осушки газа, должны обла­ дать такими свойствами, как большая влагоемкость, нетоксичность, стабильность, низкие коррозионные свойства, низкая вязкость, устойчивость к окислению, низкая растворяющая способность к природному газу и углеводородным жидкостям.

В системе абсорбционной осушки газа в качестве абсорбен­ тов широко применяются высококонцентрированные раство­ ры гликолей: этиленгликоль ЭГ (табл. 8.1), диэтиленгликоль ДЭГ, триэтиленгликоль ТЭГ, которые в определенной мере отвечают перечисленным требованиям. Этиленгликоль имеет самую низкую температуру кипения, что приводит к уносу его с осушенным газом и значительным потерям при регенера­ ции. ЭГ не получил широкого распространения в процессах осушки газа. ДЭГ по сравнению с ТЭГ имеет меньшую склон­ ность к пенообразованию и меньшую температуру кипения. ТЭГ снижает температуру точки росы на более значительную величину.

На процесс осушки влияет вязкость абсорбента, с пониже­ нием температуры вязкость гликолей возрастает, массообмен ухудшается.

Рекомендуется поддерживать температуру не ниже 283 К. Иногда вязкость гликолей снижают добавлением растворителей (бутиловый карбинол, фениловый целлюзоль, бензиловый спирт и др.). Повышение температуры абсорбции ведет к потерям гли­ колей, поэтому температуру поддерживают не выше 311 К.

При регенерации во избежание разложения гликолей тем­ пературу в колонне поддерживают не выше 437 К (164 °С) для ДЭГ и 473 К (200 °С) для ТЭГ.

Выбор того или иного абсорбента в каждом конкретном слу­ чае проводится на основе технико-экономических расчетов.

На рис. 8.4 показана принципиальная схема абсорбцион­ ной осушки газа, действующей на месторождении Медвежье [52]. Установка включает абсорбер, десорбер для регенерации ДЭГ, фильтры, теплообменники, емкости, насосы для пере­ качки абсорбента и другое оборудование. Установка рассчи-

Рис. 8.4. Схема абсорбционной осушки газа:

С1 — сепаратор; 77 — подогреватель газа; AI — абсорбер; Ф/ — фильтр для очистки газа; HI, Н2 — насосы для перекачки ДЭГа; Е1 — емкость для сбора ДЭГа; В1 — выветриватель; Ф2 — фильтр для очистки ДЭГа; Т2 теплообменник; Д1 — десорбер; И1 — испаритель; ТЗ — воздушный теплообменник; Е 2— емкость для сбора воды; Н З— насос для перекачки воды

тана на обработку 2,5—3 млн м3/сут, расход абсорбента со­ ставляет 1,2—1,5 м3/сут. Унос абсорбента с осушенным газом не превосходит 8—12 г /1000 м3, потери при регенерации — не более 2,5—3,5 г/1000 м3 [52].

Адсорбционная осушка газа Адсорбционная осушка газа (рис. 8.5) основана на поглоще­

нии паров воды из природного газа твердыми поглотителями — адсорбентами.

Адсорбенты должны обладать большой поверхностью массообмена, избирательностью процесса адсорбции, стабильностью адсорбционных свойств, низким сопротивлением к потоку газа, высокой механической прочностью, простотой регенерации.

В качестве адсорбентов для осушки газа используют силика­ гели, окись алюминия, синтетические цеолиты (молекулярные сита) и др.

£ис. 8.5. Схема адсорбционной осушки газа:

1 — входной сеПаратор; 2 — адсорберы; 3 — компрессор; 4 — печь-подо­ греватель; 5 АВО; 6 — сепаратор

Силикагели — это гели кремниевой кислоты, которые под­ вергаются сушке и прокалке. Применяются в виде гранул диа­ метром 0,2—7 мм.

На рис. 8.5. представлена принципиальная технологическая схема осушки газа при помощи силикагелей на месторождении Медвежье [52]. Каждая технологическая линия рассчитана на пропускную способность 6 млн м3/сут при давлении 7,7 МПа. Процесс адсорбции длится 12—30 ч, регенерации — 10—14 ч, охлаждения — 4—5 ч.

8.2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЗАМЕРА ДЕБИТА СКВАЖИН

Для контроля за разработкой месторождений на каждой сква­ жине необходимо замерять дебиты нефти, воды и газа. Кроме того, следует знать количество механических примесей в про­ дукции скважины. Эти данные дают возможность контролиро­ вать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации воз­ можных отклонений. Так, увеличение количества механичес­ ких примесей в продукции скважины может возникнуть из-за разрушения призабойной зоны. Следовательно, необходимо или изменить режим работы, или закрепить призабойную зону.

Для измерения дебита часто применяют сепарационно-за- мерные установки. При их работе для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепа- рационно-замерные установки.

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслу­ живает только одну скважину. Она состоит из одного газосепаратора (трапа), мерника и трубопроводной обвязки. Продук­ ция скважины по выкидной линии поступает в газосепаратор, где газ отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сбор­ ный коллектор или мерник для замера. Газ поступает в газо­ сборную сеть. В мернике после отстоя вода и механические примеси осаждаются на дне и периодически удаляются через отвод. Количество (объем) продукции скважины замеряют в мернике деревянной или алюминиевой рейкой либо стальной рулеткой с поплавком на конце. Поплавок опускают до уровня