книги / Оборудование для добычи нефти и газа

Исполнение счетчика — взрывозащищенное, содержание сероводорода в замеряемой жидкости при рабочем давлении 4 МПа — не более 0, 02% по объему.

Счетчики выпускаются по ТУ 39-0147.585-010-92, занесе­ ны в государственный реестр под № 14189-94 и имеют серти­ фикат Госстандарта RU .С.29065.А № 7Т22 и Патент России. Технические характеристики счетчиков СКЖ представлены в табл. 8.3.

В настоящее'время во многих нефтегазодобывающих регио­ нах страны эксплуатируются передвижные замерные установки типа АСМА. Установка АСМА-ТП предназначена для метроло­ гического контроля средств измерения производительности не­ фтяных скважин (АГЗУ «Спутник») и производства высокоточ­ ных измерений суточных дебитов по жидкости, нефти и воде путем прямого измерения массы жидкости и объема попутного нефтяного газа. Установка состоит из блока с технологическим

иаппаратным отсеками, расположенном на двухосном автомо­ бильном прицепе.

Масса жидкости определяется путем взвешивания пустой и наполненной емкости и измерением времени накопления, ко­ личество попутного газа замеряется двумя газосчетчиками «Агат»

идиафрагмой в комплекте с прибором «Сапфир-22ДД». В зави­ симости от величины газового фактора объемный расход попут­ ного газа может измеряться как любым из трех счетчиков, так и двумя-тремя одновременно.

Содержание воды в нефти определяется влагомером ВСНБОЗНА, PHASE DYNAMICS.

Ваппаратурном отсеке расположена станция управления на базе программируемого контроллера. Результат измерения вы­ водится на дисплей переносного компьютера, протокол измере­ ния распечатывается на принтере.

Установка АСМА-Т имеет аналогичное устройство и распо­ ложена на шасси автомобиля. В шифре установки типа АСМА-

Т-03-400 указано:

03 — расположение на шасси автомобиля «Урал-4320—1920»;

400 — максимальный дебит скважины, замеряемый установ­ кой, т/сут.

Для замера дебита скважин с высоким газовым фактором ис­ пользуется передвижной сепаратор, в котором производится предварительное отделение и замер газа. Жидкость остаточным содержанием газа подается в ЗУ АСМА-ТП(Т) для замера в нор­ мальном режиме.

Принцип работы установок типа АСМА основан на прямом взвешивании жидкости (нефтеводогазовой смеси) скважины в именованных единицах массы с последующим вычислением кон­ троллером суточного дебита по жидкости, нефти и воде. Изме­ рение содержания воды производится влагомером ВСН-БОЗНА. Измерение суточного объема попутного газа производится счет­ чиком газа типа АГАТ-1М, и результаты измерения приводятся к нормальным условиям в контроллере.

Установки массоизмерительные состоят из технологичес­ кого и аппаратурного отсеков, размещенных в блок-контей­ нерах, которые смонтированы для транспортабельных уста­ новок «АСМА-Т» на шасси автомобиля повышенной прохо­ димости, для стационарных установок «АСМА» — на едином основании.

Технологический отсек выполнен в классе В-1а, где возможно образование взрывоопасной смеси категории II А группы ТЗ. Исполнение приборов технологического отсека — искробезо­ пасное, взрывозашишенное. Технические характеристики ус­ тановок АСМА представлены в табл. 8.4.

Содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды, вызываю­ щей коррозию свыше U35 мм/год, не допускается.

8.3. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА

На разных стадиях разработки нефтяных месторождений содержание воды в нефти колеблется от 0 до 98—99%. При движении нефти и воды по стволу скважины и трубопроводам происходит их взаимное перемешивание, в результате чего об­ разуются эмульсии ввиду наличия в нефти особых веществ — природных эмульгаторов (асфальтенов, смол и т.д.). Кроме высокоминерализованной воды в нефти во взвешенном со­ стоянии могут содержаться кристаллики солей. Вода, соли и механические примеси загрязняют нефть и вызывают непро­ изводительную загрузку трубопроводного транспорта. При транспорте загрязненной нефти засоряются транспортные ком­ муникации, оборудование, аппаратура, резервуары и, кроме того, уменьшается полезный объем трубопроводов и резерву­ аров. При содержании в нефти воды и солей снижается про­ изводительность технологических установок нефтепереработ­ ки, нарушается технологический режим работы отдельных ус­ тановок и аппаратов, ухудшается качество нефтепродуктов. Особенно опасно содержание солей в сернистых нефтях, по­ скольку такое сочетание веществ является особенно коррози­ онно-активным. Поэтому добываемую нефть необходимо ос­ вободить от воды, солей и механических примесей как можно раньше.

Для обезвоживания и обессоливания нефтей используют ус­ тановки подготовки нефти (УПН). Кроме того, на этих установ­ ках проводятся мероприятия по снижению способности нефти к испарению (с целью уменьшения потерь легких углеводоро­ дов), т.е. осуществляется стабилизация нефти.

Наиболее целесообразно устанавливать УПН в пунктах мак­ симальной концентрации нефти на промысле, например в то­ варных парках. С учетом принятой схемы сбора и транспорта нефти и газа следует предусмотреть возможность подготовки нефти на другом месторождении, если на данном месторожде­ нии произойдет авария.

Добываемая с нефтью пластовая вода с растворенными в ней солями подлежит удалению на промыслах. При этом ос­ новными процессами являются обезвоживание и обессоливание.

Основная масса солей удаляется вместе с водой в процессе обез­ воживания. Однако для предотвращения коррозии оборудова­ ния, образования солевых отложений и других нарушений в процессах переработки нефти необходимо ее глубокое обессо­ ливание. Перед обессоливанием в нефть подается пресная вода, в результате чего образуется искусственная эмульсия, которая затем подвергается разрушению.

Процесс разрушения нефтяных эмульсий заключается в сли­ янии капель диспергированной в нефти воды в присутствии деэмульгатора и осаждении укрупнившихся капель.

Деэмульгаторы — это поверхностно-активные вещества, ко­ торые адсорбируются на поверхности глобул воды и образуют адсорбционный слой со значительно меньшей механической прочностью, что облегчает слияние капель и способствует раз­ рушению нефтяных эмульсий.

Применяются следующие типы деэмульгаторов: дипроксамин, проксамин, дисолван, сепарол, полиакриламид, оксиэтилированный препарат ОП и др.

Деэмульгатор должен выполнять следующие требования:

—быть высокоактивным при малых удельных его расходах;

—хорошо растворяться в воде или нефти;

—быть дешевым и транспортабельным;

—не ухудшать качества нефти;

—не менять своих свойств при изменении температуры. Эффект деэмульсации зависит от интенсивности перемеши­

вания деэмульгатора с эмульсией и температуры смеси. Подача деэмульгаторов проводится дозировочным насосами.

Основные способы обезвоживания и обессоливания: 1 ) хо­ лодный отстой, 2 ) термохимические, 3) электрические.

Холодный отстой заключается в том, что в нефть вводят де­ эмульгатор и в результате отстоя в сырьевых резервуарах из нефти выпадает свободная вода.

Характерная особенность процесса — отсутствие расхода теп­ ла на указанный процесс.

Термохимическое обезвоживание и обессоливание основано на нагреве эмульсии и химическом воздействии на нее деэмульга­ торов. При нагреве эмульсии ее вязкость снижается, что облег­ чает отделение воды. Принципиальная схема термохимическо­ го обезвоживания и обессоливания представлена на рис. 8.8 .

Рис. 8.8. Схема термохимического обезвоживания и обессоливания

Обводненная нефть (сырая) поступает в сырьевой резервуар /, откуда насосом 3 перекачивается в теплообменники 4. Здесь она подогревается до 40—60 °С и далее поступает в паровой подо­ греватель 5, где подогревается паром до 70—100 °С. Дозировоч­ ный насос 7 непрерывно из бачка 6 подкачивает деэмульгатор через смеситель 2 в эмульсию. Обработанная деэмульгатором и подогретая эмульсия направляется в отстойник 9, где вода от­ деляется от нефти и отводится в виде сточных вод. Из отстойника 9 обезвоженная и нагретая нефть через теплообменники 4 и холо­ дильники 8 поступает в товарные резервуары 10, а затем направ­ ляется на переработку по нефтепроводу. В теплообменниках 4 нагретая нефть отдает тепло холодной нефти, после чего допол­ нительно охлаждается в холодильниках 8.

Термохимические установки эксплуатируются под атмосфер­ ным и избыточным давлением, а также с промывкой горячей водой. В некоторых случаях вода из отстойников направляется в смеситель, или после теплообменников эмульсия направля­ ется в колонну-контактор, куда подаются горячая вода и деэ­ мульгатор.

Также применяются комбинированные аппараты, в которых совмещены процессы подогрева, регенерации тепла нефти и отстоя при обезвоживании и обессоливании нефти. К ним от­ носятся: подогреватель-деэмульгатор СП-2000 (БашНИПИнефть), КБ НГП (г. Саратов), УДО-2М и НОГ (Гипровосток-

Вода из отстойников 4 и электродегидраторов 5 сбрасывает­ ся в виде сточных вод.

Для более глубокого обезвоживания и обессоливания мож­ но устанавливать несколько электродегидраторов, которые по форме могут быть горизонтальными, вертикальными, сфери­ ческими и др.

Таким образом, основными технологическими аппаратами и оборудованием установок обезвоживания и обессоливания яв­ ляются теплообменники, подогреватели, отстойники, электро­ дегидраторы, резервуары, насосы, сепараторы-деэмульгаторы.

При эксплуатации нефтяных месторождений применяется также трубная деэмульсация, которая заключается в том, что в трубопроводные сети, транспортирующие нефть на месторож­ дении, вводят деэмульгатор. Отделение воды от нефти осуще­ ствляется в специальных резервуарах-отстойниках. Этот про­ цесс обычно проводят в случаях совместного движения эмуль­ сии и деэмульгатора в течение не менее 4 ч.

При транспорте нефти в результате ее испарения возможны потери легких фракций, для предупреждения которых необхо­ дима стабилизация нефти, т.е. отделение из нефти наиболее легких углеводородов (этан, пропан, бутан).

Процесс стабилизации заключается в том, что нефть подо­ гревают до температуры 80—120 °С в специальной стабилиза­ ционной колонне и отделяют легкие фракции. После этого они охлаждаются и конденсируются. Продукты стабилизации на­ правляют на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а нефть — на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) или в нефтепровод.

Обычно стабилизационные установки размещают в районе товарных резервуарных парков или на нефтесборном пункте данного месторождения после установок обезвоживания и обес­ соливания.

Принципиальная схема стабилизационной установки при­ водится на рис. 8 . 10 .

Насос 1 забирает нефть из сырьевых резервуаров и через теплообменник 2 подает ее на установку обезвоживания и обес­ соливания 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 углеводоро-

Рис. 8.10. Схема стабилизационной установки

ды, а из нижней — отбензиненная нефть, которая через тепло­ обменник 2 насосом 7 направляется в товарные резервуары 4. Газообразные углеводороды поступают в конденсатор-холодиль­ ник 8, где охлаждаются и частично конденсируются, а затем в двухфазном состоянии (жидкость + газ) — в сепаратор 9, где отделяются тяжелые фракции, которые собираются в специаль­ ной емкости 10. Насос 11 из емкости 10 забирает тяжелые фрак­ ции и подает их в стабильную нефть после теплообменников. Газ из сепаратора 9 направляется через маслоотделитель 12 и конденсатор-холодильник 13 в сепаратор, где отделяются неста­ бильный бензин и газ, которые затем направляются на ГПЗ.

В состав оборудования для подготовки нефти и газа входят сепараторы различного назначения, деэмульсаторы, нагревате­ ли, оборудование для обессоливания нефти, оборудование для очистки и осушки газа и некоторые другие.

Сепараторы служат для разделения продукции пласта на нефть, газ и воду, деэмульсаторы — для разрушения стойких эмульсий типа «нефть в воде» или «вода в нефти», которые образуются при добыче нефти, в первую очередь — при работе УЭЦН. Установки по обессоливанию нефти, очистке и осушке газа необходимы для получения кондиционного, качественно­ го продукта, отправляемого потребителю.