Сбор и подготовка / Сбор и подготовка нефти и газа

8. СБОР И ПОДГОТОВКА ГАЗА

8.1. Сбор и транспорт газа

Газ, поступающий на поверхность, содержит в своем составе достаточно большое количество воды, жидких углеводородов (конденсата) и механических примесей. Кроме того, в газе могут присутствовать компоненты, опасные для здоровья людей или вызывающие ускоренную коррозию труб и газоиспользующего оборудования (сероводород, окись углерода и др.).

Как и в случае нефтяных промыслов, добываемый газ отдельных скважин транспортируется внутри промыслов на десятки километров до централизованных пунктов подготовки газа УКПГ (рис. 8.1).

Газ группы скважин по газосборным коллекторам поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). После подготовки осушенный и очищенный газ головной компрессорной станцией (ГКС) подается в магистральный газопровод 4.

Для обеспечения оптимальных условий и дальнейшего его транспорта газ должен поступать на УКПГ с давлением не ниже 4-6 МПа, в зависимости от рабочего давления МГ (5.45 или 7.35 МПа). В начальный период разработки месторождения это давление обеспечивается высоким давлением газа в пласте. По мере отбора газа пластовое давление снижается и наступает период, когда пластового давления недостаточно для обеспечения минимального давления перед УКПГ. С этого момента должна вступить в работу дожимная компрессорная станция (ДКС). Помимо повышения давления на ДКС производится отделение жидкости от газа.

ЗСК ГНС

5

ЗПК

Рис. 8.1. Схема сбора и транспорта газа

1 – скважины, 2 – выкидные линии, 3 – сборный коллектор, 4 - МГ, 5 - КП

Конденсат, полученный на УКПГ и ДНС, содержит в своем составе большое количество легких углеводородов (этан, метан). Для отделения и утилизации этих фракций конденсат направляется на завод стабилизации конденсата (ЗСК). Стабилизированный конденсат закачивается головной

1 – каплеотделител, 2 – конденсатосборник, 3 – холодильник, 4 – дроссельная шайба, 5 - низкотемпературный сепаратор, 6 – пароподогреватель, 7 - регенерационная установка

Основным источником холода, подтолкнувшим к созданию НТС, является высокое пластовое давление газа. При дросселировании газа на 1МПа его температура снижается на 3-50 С. Значительно более высокий эффект получается при расширении газа в детандерных машинах. При этом детандоры могут быть приводами компрессоров или электрических генераторов, что позволяет утилизировать высокую пластовую энергию газа.

При низком пластовом давлении или для предварительного охлаждения газа используют относительно низкую температуру воды и воздуха, особенно в зимний период.

Иногда может быть экономически целесообразным охлаждение газа с использованием специальных установок. Наибольшее распространение получили парокомпрессорные холодильные установки. В этом случае хладоносителем является пропан - бутановая смесь.

Газ поступает на каплеотделитель (циклонный сепаратор) 1. Из каплеотделителя жидкость направляется в конденсатосборник 2, где разделяется на воду и конденсат, а газ поступает в холодильник 3, где он охлаждается встречным потоком очищенного газа. Затем газ дополнительно охлаждается в дроссельной шайбе 4. Так как при низкой температуре газа могут образоваться гидраты, перед холодильниками в него вводят диэтиленгликоль (ДЭГ). Сконденсировавшаяся жидкость отделяется от газа в следующем каплеотделителе. Газ, пройдя еще один холодильник, поступает в низкотемпературный сепаратор 5(вертикальный жалюзийный сепаратор с тангенциальным вводом).

Конденсат из конденсатосборников направляется на завод стабилизации конденсата.

Вода, отделенная в конденсатосборниках, содержит в своем составе ДЭГ. Для удешевления процесса НТС ДЭГ регенерируется и вновь вводится в поток газа. С этой целью вода подогревается в пароподогревателе 6 до температуры порядка 1050 С. При этом она переходит в пар и отделяется от жидкого ДЭГ в регенерационной установке 7.

8.4. Газовые сепараторы

Для очистки газа от капельной жидкости и механических примесей на промыслах используются сепараторы. Большие объемы газа и большая разница плотностей благоприятствуют использованию центробежных сил для интенсификации процесса сепарации.

Характерными для промыслов являются циклонные сепараторы (каплеотделители) и жалюзийные.

В циклонном сепараторе газ вводится в цилиндрическую часть циклона 2 (рис. 8.3) по касательной. В результате вращения жидкость и механические

1 - патрубок входа газа, 2 – патрубок выхода газа, 3 – патрубок слива конденсата, 4 - кольцевой жолоб, 5 - жалюзийная насадка, 6 - дренажные трубки

Газ, введенный тангенциально в кольцевой желоб 4, получает вращательное движение, и частицы жидкости и механических примесей центробежными силами отбрасываются к стенкам и опускаются вниз. Газ по центральной части сепаратора поднимается вверх и, пройдя доочистку в жалюзийной насадке 5, покидает сепаратор через выходной патрубок 2.

Вертикальные сепараторы изготавливаются диаметром от 400 до 1600 мм и высотой от 2.5 до 5 метров. Пропускная способность сепараторов составляет от 20 до 1000 тыс. м3 в сутки при рабочем давлении от 0.6 до 16 МПа.

8.5. Абсорбционная осушка газа

Очищенный от капельной жидкости газ содержит в своем составе достаточно большое количество воды в виде пара. В зависимости от требуемой глубины осушки и условий работы промысла используется абсорбционная или адсорбционная осушка газа.

Абсорбцией называется поглощение вещества из окружающей среды всей массой поглощающего тела - абсорбента.

В качестве абсорбентов широко применяются гликоли: диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). В настоящее время в основном используется ДЭГ (рис. 8.5).

3

5

4

6

Рис. 8.5 Схема абсорбционной осушки газа

1 – абсорбер, 2 – десорбер, 3 – холодильник, 4 – теплообменник, 5 - выветриватель, 6 - насос

ДЭГ - бесцветная жидкость с плотностью 1125 кг/м3 и температурой кипения при атмосферном давлении 244.50 С. С водой смешивается в любых соотношениях.

Процесс осушки осуществляется в абсорбере 1 - вертикальном цилиндрическом сосуде, имеющем тарелки или насадки, обеспечивающие контакт газа с ДЭГ.

ДЭГ, стекая по тарелкам вниз, насыщается водой от встречного потока газа. “Бедный“ раствор ДЭГ подогревается в теплообменнике 4 встречным потоком отрегенерированного ДЭГ и после выветривания направляется в десорбер, где он нагревается паром до температуры выше 1000 С. Пары воды выходят через верх десорбера. Отрегенерированный ДЭГ из нижней части десорбера охлаждается последовательно в теплообменнике 4 и в холодильнике 3 и направляется вновь в абсорбер.

Объемная производительность ДЭГ зависит от объемной производительности газа, его влажности и изменения концентрации ДЭГ. Концентрация ДЭГ меняется от 0,98-0,99 на входе в абсорбер до 0,95- 0,96 на выходе.

Аналогичным образом происходит очистка газа от вредных примесей сернистых и углеродистых соединений. В этом случае в качестве абсорбентов используются моноэтаноламины.

8.6. Адсорбционная осушка газа

Адсорбцией называется поглощение вещества из окружающей среды поверхностным слоем тела - адсорбента.

Внастоящее время на промыслах Тюменской области в основном используется адсорбционная осушка, что объясняется следующими

преимуществами этого способа:

- возможность получения точки росы до -500 С; - глубина осушки мало зависит от давления и температуры газа;

- относительная простота аппаратуры и малые эксплуатационные затраты.

К недостаткам адсорбционного метода можно отнести большие потери давления в ходе осушки, относительно высокие затраты тепла и постепенное истирание адсорбента.

Вкачестве адсорбента используют селикагель, бокситы и цеолиты. Основной поток газа, очищенный от жидкости в сепараторе 1 (рис.8.6),

проходит через адсорбер 2 и осушенный направляется в магистральный газопровод. Часть газа направляется в подогреватель 4, где его температура повышается до 2000 С, и далее в десорбер 3, где он осушает (регенерирует) адсорбент, и насыщенный водой - в холодильник 5. При снижении температуры происходит конденсация воды, которая затем отделяется в сепараторе 6. Очищенный от капельной жидкости газ направляется на осушку в адсорбер. Адсорбер и десорбер представляют собой сосуды, частично заполненные адсорбентом и поочередно работающие в режиме и адсорбции и десорбции.

5

Рис. 8.6. Схема адсорбционной осушки газа

1 – сепаратор, 2 – адсорбер, 3 – десорбер, 4 – подогреватель, 5 – холодильник, 6 - сепаратор

В Тюменской области используются адсорбционные установки пропускной способностью 24 млн. м3 газа в сутки, состоящие из 4х цехов по 6 млн. м3/сут каждый.

Весь период работы установки разбит на три цикла: адсорбция (35-12 часов), десорбция (20-8 часов), охлаждение (6-4 часа).

Срок службы одной загрузки селикогелем составляет 2 года.

7. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ

7.1. Сбор и транспорт нефти

Нефть, добытую из месторождения, необходимо доставить на нефтепереработку. При этом качество нефти должно соответствовать определенным требованиям. Так, содержание воды в нефти должно составлять 0.5-1.0%, содержание солей 100-300 г/м3, механических примесей не более 0.05%. Давление насыщенных паров нефти не должно превышать

66650 Па.

Поступающая на поверхность из скважин нефтяного месторождения продукция содержит помимо нефти в больших количествах воду и попутный газ. В начальный период эксплуатации месторождения добываемая жидкая фаза состоит практически из одной нефти, в последние годы эксплуатации она на 70-90% состоит из воды. Следовательно, чтобы обеспечить требуемое качество товарной нефти, она должна быть соответствующим образом подготовлена.

Подготовка нефти включает: разгазирование (стабилизацию), обезвоживание и обессоливание.

К системам сбора и подготовки предъявляются следующие требования:

-высокая экономичность;

-отсутствие потерь нефти и газа в процессе сбора и подготовки;

-возможность ввода в эксплуатацию участков промысла до окончания строительства всего комплекса сооружений;

-возможность автоматизации и телемеханизации всей системы;

-высокая надежность функционирования.

Так как экономически нецелесообразно производить подготовку нефти у устья каждой скважины, то продукция скважин по сборным коллекторам подается на групповые пункты. Каждому процессу подготовки соответствует различная степень обобщения продукции скважин. Таким образом, продукцию скважин в процессе сбора транспортируют на десятки километров.

На старых месторождениях широко применяются негерметизированные двухтрубные самотечные системы сбора. Характерной особенностью самотечной системы является то, что жидкость после сепарации движется за счет разности геодезических отметок начала и конца трубопровода, сырая нефть поступает в резервуары, что приводит к высоким потерям нефти от испарения (до 3-5%).

Все новые месторождения обустраивают герметизированными системами сбора, подготовки и транспорта продукции скважин, позволяющими полностью исключить потери легких фракций нефти (рис. 7.1). В этом случае в резервуары нефть попадает только после полной ее стабилизации, подготовленная к транспорту на нефтеперерабатывающие предприятия.

Продукция скважин по выкидным линиям поступает в автоматические групповые замерные установки (АЗГУ), где производится поочередное измерение количества добываемых из каждой скважины нефти, газа и воды. Затем по сборному коллектору 3 совместно продукция скважин направляется в дожимную насосную станцию (ДНС). На этом этапе давление нефти снижается от 1.0-1.5 МПа на устье скважин до 0.7 МПа на входе в ДНС. На ДНС производится первая ступень сепарации до 0.3 МПа. Отсепарированный газ под собственным давлением направляется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а газонасыщенная нефть и вода по сборному коллектору 5 насосами перекачиваются на центральный пункт сбора (ЦПС). Здесь в установках комплексной подготовки нефти (УКПН) происходит окончательная стабилизация нефти и ее обезвоживание и обессоливание.

УПВ

После измерения количества жидкость и газ смешиваются вновь и направляются в сборный коллектор 2 и по нему на ДНС.

На ДНС происходит первая ступень сепарации нефти при давлении 0.3- 0.4 МПа. В качестве сепаратора первой ступени 7 широко используется горизонтальный сепаратор с предварительным отбором газа. Жидкость и растворенный в ней газ направляются по нефтесборному коллектору на ЦПС

,а отсепарированый газ на ГПЗ.

7.3.Центральный пункт сбора

На ЦПС происходит стабилизация, обезвоживание и обессоливание нефти (рис. 7.3).

Газонасыщенные нефть и вода поступают на концевое совмещенное сепарационное устройство (КССУ), где происходит вторая ступень сепарации и разделение на нефть, газ и воду. Газ под собственным давлением направляется на ГПЗ. Вода подается на установку подготовки 11 для закачки в пласт. Нефть с остатками воды и газа насосом 3 направляется на дальнейшую обработку. Для интенсификации разрушения эмульсии в КССУ может подаваться подогретая вода с деэмульгатором с выхода отстойника 6.

1

6 8

ГП

З

9

Рис. 7.3. Схема ЦПС

1- КССУ, 2 – регулятор давления, 3 – насос, 4 – смеситель, 5 – печь, 6 - отстойник

7 - вакуумный сепаратор, 8 – резервуары, 9- циклонный сепаратор, 10Вакуумный компрессор, 11-

установка подготовки воды

Для вывода солей из нефти и разрушения эмульсии в нее через смеситель 4 вводится дополнительное количество воды с деэмульгатором. Так как нефть с водой долго находились в трубопроводе, то образовавшаяся эмульсия имеет высокую стойкость, и ее разрушение при обычных температурах затруднено.