Технологические процессы подготовки нефти, газа и воды на промысле.

Технологическая модель системы сбора промысловой продукции, сепарации, транспорта и подготовки нефти и воды с использованием современных технологий состоит из семи элементов:

1. участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), в котором по отдельному трубопроводу продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) проходит на узел первичного замера и учёта продукции на месторождении;

2. участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазу (первая ступень сепарации). На данном участке, как правило, образуется достаточно диспергированная стойкая водогазонефтяная эмульсия с высокой вязкостью жидкой фазы;

3. ДНС — газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ в бутилах (емкостях), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации;

4. ДНС — УКПН. В некоторых нефтяных регионах такой узел называется центральным пунктом сбора продукции;

5. ДНС — установка предварительного сброса воды (УПСВ);

6. УПСВ — кустовая насосная станция (КНС). Отделившаяся водная фаза необходимого качества и количества из резервуаров насосами подается на КНС для нагнетания в пласт;

7. КНС — пласт. Попутная очищенная от механических примесей и нефтепродуктов на этом участке водная фаза с помощью насосов КНС закачивается через систему трубопроводов в нагнетательную скважину и далее в пласт.

Составные части элементов приведены на рис. 10.11.1.

Рисунок – 10.11.1. – Система сбора и подготовки скважинной продукции:

1 — продуктивный пласт; 2 — погружной насос; 3 — насосно-компрессорные трубы; 4 — обсадная колонна; 5 — устье добывающей скважины; 6 — групповая замерная установка; 7 — кустовая насосная станция; 8 — установка предварительного сброса воды; 9 — дожимная насосная станция; 10 — газосборная сеть; 11 — магистральный трубопровод; 12 — центральный пункт сбора продукции; 13 — узел подготовки воды; 14 — нагнетательный трубопровод; 15 — обсадная колонна нагнетательной скважины; 16 — насосно-компрессорная труба; 17 — пакер; 18 — пласт.

Важной технологической характеристикой эмульсий является вязкость. Вязкость эмульсий определяется физико-химическими свойствами безводных нефтей (содержание смол, асфальтенов, плотность, вязкость), их дисперсностью, температурой и содержанием воды. С ростом обводненности вязкость эмульсий закономерно возрастает.

При достижении обводненности выше 70...75 % эмульсии становятся агрегативно неустойчивыми и может иметь место обращение фаз. Это приводит к расслоению эмульсий на водную фазу и эмульсию с более низким содержанием воды (30...60%) и, как следствие, снижению их вязкости. Снижению вязкости способствует достаточно высокая естественная температура эмульсий, которая находится в пределах 298...308 К.

При добыче и сборе обводненных нефтей постоянно протекают процессы образования эмульсий, свойства которых во времени непрерывно изменяются. Необходимые параметры подготовки нефти до товарной кондиции всецело зависят от стойкости водонефтяных эмульсий, поступающих на ЦПС. Устойчивость эмульсий определяется многими факторами: физико-химическими свойствами нефти и попутно добываемой воды, количеством и характеристикой содержащихся в нефти природных стабилизаторов эмульсий, коллоидно-дисперсным состоянием асфальтосмолистых компонентов нефти, являющихся основными стабилизаторами эмульсий. Последние в свою очередь зависят от температуры, давления, степени разгазирования, соотношения парафиновых и ароматических углеводородов нефти и их состава. Предварительный сброс воды на месторождении является важным технологическим приемом, обеспечивающим сокращение затрат на перекачку жидкости, снижение аварийности работы нефтепроводов и сокращение затрат на подготовку нефти на ЦПС.

При большой удаленности месторождения от ЦПС с ростом обводненности добываемой нефти и увеличением объема транспортируемой жидкости гидравлический режим работы трубопровода будет усложняться.

При обводненности выше 70 % вся вода не может находиться в эмульгированном состоянии и по коммуникационным системам сбора движется трехфазный газожидкостный поток, в котором жидкая фаза представлена концентрированной нефтяной эмульсией и свободной (неэмульгированной) водой. Транспортировка таких эмульсий приводит к коррозии нефтепровода.

На ДНС осуществляется одно- или двухступенчатое разгазирование нефти. Рассмотрим детально системы сбора газа, воды и нефти на нефтяных месторождениях.

Система сбора газа. Нефтяной пласт содержит влагу, конденсирующиеся углеводороды, агрессивные, отравляющие компоненты (меркаптаны, сероводород), механические частицы (песок, выносимый из пласта, продукты коррозии металлов и т.д.). Эти компоненты и примеси при определенных условиях могут вызвать закупорку и разрушение коммуникаций, оборудования, приборов и отравление людей. В связи с этим газ на промыслах специально подготавливают, т. е. приводят его качество в соответствие с требованиями, при соблюдении которых обеспечиваются нормальное транспортирование и использование его потребителями без осложнений, нарушения санитарных норм и условий безопасности.

Подготовка газа охватывает следующие основные технологические процессы:

Ø осушка газа — удаление из газа капельной влаги и уменьшение содержания в нем водяных паров для предотвращения образования кристаллогидратов и ледяных пробок в газопроводах при транспортировании газа;

Ø очистка газа от сероводорода и двуокиси углерода — удаление из газа указанных компонентов в целях предотвращения их корродирующего воздействия на оборудование и трубопроводы и приведения содержания их в газе в соответствие с требованиями санитарных норм;

Ø отбензинивание газа — удаление из газа (полное или частичное) пропанобутановых и более тяжелых (бензиновых) углеводородных компонентов для предотвращения образования в газопроводах жидкостных пробок.

На установке осушки газа (УОГ) в основном производят осушку газа с целью предотвращения образования в нем гидратов.

Гидратами называют физико-химические соединения углеводородов с водой, по внешнему виду напоминающие спрессованный снег или лед. Гидраты могут накапливаться в газопроводах и аппаратах, приводя к уменьшению пропускной способности и полной закупорке. Необходимое условие образования гидратов — наличие в газе воды в жидкой фазе. Если вода присутствует в газе в виде паров, то гидраты образоваться не могут. Осушка происходит следующим образом. Попутный нефтяной газ с ДНС поступает в блок предварительной сепарации, в котором свободная капельная жидкость, находящаяся в газовом потоке, отделяется, собирается в зумпфе и автоматически, при помощи регулятора уровня, выводится периодически в дренажную емкость. Осушка газа происходит в распылительном участке абсорбера. Абсорбер состоит из двух частей. В первой, сепарационной, части, удаляются наиболее мелкие капли жидкости из газового потока, которые собираются в зумпфе и периодически выводятся через регулятор уровня в дренажную емкость. Во второй части распылительного участка (абсорбционной) газ подвергается обработке триэтиленгликолем (ТЭГ) высокой концентрации в трех распределительных ступенях и при этом осушается. Распылительные ступени расположены последовательно газовому потоку и параллельно по отношению к гликольному. В промежуточном отделении основная масса ТЭГ, введенная в каждую ступень, отделяется и собирается во втором гликольном зумпфе. Путем этой промежуточной сепарации в каждом распылительном участке достигается максимальная разность пропорциальных давлений. Таким образом, достигается максимальное занижение точки росы, даже при особо неблагоприятных условиях. Сепарация остаточной части ТЭГ происходит в адсорбере в части полной сепарации, находящимся за распылительными участками. Из абсорбционного блока осушительной сепарации газ идет на отделение ТЭГ от аэрозоля и дальше к потребителю. Дополнительный сепаратор служит для сбора утечек ТЭГ в аварийной ситуации, а также для улавливания ТЭГ в форме аэрозоля. Насыщенный водой ТЭГ собирается в зумпфе дополнительного сепаратора и отводится на регенерацию. Регенерация происходит за счет дистилляции абсорбированной влаги из ТЭГ. Насыщенный водой ТЭГ нагревается в теплообменнике теплом регенерированного ТЭГ, а затем уже подается в дистилляционную колонну. Регенерация происходит в кубе, расположенном в нижней части дистилляционной колонны, за счет нагрева. Регенерированный ТЭГ из теплообменного сосуда вновь подается в процессе осушки. Компенсация потерь ТЭГ осуществляется из резервной емкости подпиточными насосами и осушенный газ с УОГ под собственным давлением подается потребителям.

Предварительный сброс пластовой воды из скважинной продукции. Особенности систем сбора нефти и газа в условиях Западной Сибири во многом связаны с кустовым размещением устьев скважин и сравнительно небольшим запасом энергии фонтанирования. Это обусловило применение на большинстве месторождений участковых систем, при которых продукция группы скважин (кустов) по одному трубопроводу поступает на первичный сборный пункт (ДНС) в сепараторы, откуда после разгазирования нефть с помощью насосов направляется на центральный сборный пункт (ЦСП), а газ — потребителю.

Нефтегазовые сепараторы служат для отделения газа от жидкой продукции скважин, но не для отделения воды из скважинной продукции. Поэтому на нефтяных месторождениях наиболее распространены УПСВ. На этих установках применяются горизонтальные сепараторы, которые имеют ряд преимуществ по сравнению с вертикальными (повышенная пропускная способность при одном и том же объеме аппарата, лучшее качество сепарации, простота обслуживания и осмотра).

В настоящеевремя для обустройства нефтяных месторождений широко применяют горизонтальные отстойники типа ОГ-200. Они предназначены для отделения воды от продукции нефтяных скважин в промежутке между первой и последней ступенях сепарации нефти, включая горячую сепарацию на последней ступени.

Перед закачкой в пласт подтоварная вода проходит предварительную подготовку, цель которой заключается в достижении необходимых эксплуатационных свойств до распределения в систему поддержания пластового давления. Отстаивать пластовую воду позволяет фильтрование, а также следующее оборудование: отстойники пластовой воды, резервуары-отстойники, нефтеловушки, пескоотделители и пруды-отстойники. Продукция скважин имеет высокую обводненность (70...88 %) и высокую естественную температуру (30...42 °С). Сочетание этих двух благоприятных факторов позволяет организовать достаточно глубокий (до 10... 15 %) предварительный сброс воды на месторождении без дополнительного нагрева продукции скважин при естественной температуре, невысоком расходе деэмульгатора и с минимальным объемом отстойного оборудования.

К нагнетаемой в продуктивный пласт воде предъявляют следующие требования: невысокое содержание механических примесей и железа (до 20 мг/л); незначительное содержание эмульгированной нефти (до 35 мг/л); коррозионная инертность по отношению к напорным и распределительным трубопроводам, насосам, скважинному оборудованию нагнетательных скважин; отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей и микроорганизмов.