В-15. Понятие о системе промыслового сбора (СПС). Принципиальная схема системы промыслового сбора и подготовки нефти.

СПС-это сложная, разветвленная сеть трубопроводов и разнообразного технолог-го оборуд-я, предназ-ная для сбора, замера прод-ции скважин и подготовки тов. нефти к транспорту по магистральному нефтепроводу потребителям.

Технолог-е оборуд-е на промысле, предназ-е для выпол-я какой-то одной задачи, наз. технолог. установкой. Тех. установка-комплекс автоматиз-го оборуд-я и аппаратов, в к-рых послед-но и непрерывно происходят процессы подготовки нефти, газа и воды (обезвож-я, обес-я, сепарации нефти, очистки пласт. воды и т.д).

На промыслах прим-ся автоматиз-ные групповые замерные установки (АГЗУ), установки предварительного сброса воды (УПСВ), установки подготовки нефти (УПН), установки подготовки воды (УПВ), установки подготовки газа (УПГ), установки измерения количества и качества нефти и др. Кроме этого, оборуд-е объединяется в дожимные насосные станция (ДНС), кустовые насосные станции (КНС), компрессорные станция (КС), центральный пункт подготовки нефти (ЦППН), товарный парк и др.

Первые сис-мы промысл-го сбора нефти были негерметнзиров-ми, двухтрубными, самотечными. Сейчас не проектируются и не строятся.

Соврем-ые сис-мы промысл-го сбора и подгот-ки нефти -это герметизир-ные, напорные, автоматиз-е сис-мы. Они зависят от формы и площади месторождения, рельефа местности, физико­хим-х св-в нефти, климатич. условий.

Система сбора и подготовки нефти д. обесп-ть оптим-ю централизацию объектов технолог-го комплекса в районе наиболее крупного месторождения. Месторождения по площади м.б. большими, средними, малыми. По форме- вытянутые, круглые, эллиптические.

Схема герметизир-й высоконапорной сис-мы промысл-го сбора и подготовки нефти для большого месторождения. Эксплуатац-е скважины располагают кустами вблизи внешнего контура нефтеносности и параллельно ему.

Куст скважин -это спец-я площадка территории месторождения с расположенными на ней устьями скважин. Кол-во скважин в кусте не должно превышать 24. Кусты д.б. удалены др. от др. (не менее 50м). Устья скважин в кусте д. располагаться на одной прямой на расстоянии не менее 5м др. от др. В Зап.Сибири допуск-ся размещение скважин отдельными группами (4 скважины в 1 гр.). Расстояние м/у группами скважин -не менее 15м.

Прод-ция скважин под устьевым давлением направ-ся в выкидные линии, после поступает на АГЗУ типа «Спутник», «Биус» или др. На АГЗУ производится отделение попут-го нефт-го газа от жид-ти и автомат-ое поочерёдное измерение кол-ва прод-ции каждой скважины отдельно по газу и по жидкости (нефти с водой).К АГЗУ м. подкл-ть до 24 скважин. После АГЗУ прод-ция всех скважин смеш-ся и единым потоком (газ, нефть, вода) по сборному коллектору под собственным давлением пост-т на ДНС. На ДНС производится 1-я ступень сепарации нефти (Р=0,6 Мпа). Отделившийся попут. нефт. газ под собств-ым Р транспортируется на ГПЗ или испол-ся как сырьё газотурбин-х электростанций или сжигаться в факелах высокого давления (ФВД). Когда обводнённость пластовой нефти достигает 15...20% масс., на ДНС устанав-ют УПСВ. Сод-е воды в нефти после УПСВ не д. превышать 5-10% масс. Технология отделения пласт-й воды на УПСВ д. предусм-ть возможность закачки воды в нагнетат-ые скважины без доп. её очистки. Водам с УПСВ под собств-м давлением поступ-т на КНС или УПВ. Частично дегазир-я нефть насосами подаётся по коллектору на ЦППН (ЦПС). На ЦППН собирается нефть со всех ДНС.

На ЦППН производится окончательная подготовка нефти, приём и учёт тов.нефти, подача тов. нефти на сооружения магистрального транспорта, подготовка и утилизация пластовой воды, подготовка попутного газа к транспорту.

Основное звено ЦППН-УПН, на кот-й произв-ся глубокое обезвож-е нефти, обессол-е и стабил-я. В структуре ЦППН находятся: УПВ, установка учёта кол-ва и кач-ва нефти, тов. парк,КС, реагентное хозяйство, факельное хозяйство и др.

Нефть с ДНС поступает на УПН. Отделившийся на УПН попут-й нефт-й газ поступает на КС, где сжимается и вместе с газом с ДНС подаётся на ГПЗ или сжигают в факелах высокого и низкого давления.

Отделившаяся после обезвож-я и обессол-я вода с УПН подаётся на УПВ. Очистка пластовой воды необходима для сохранения «чистоты» призабойной зоны, для предотвращ-я коррозии в трубопроводах и в колоннах нагнетательных скважин.

С УПВ насосами очищенная подготовленная вода подаётся на КНС. С КНС насосами высокого давления вода подаётся в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления. Вода, поступившая с нефтью снова закач-ся в пласт-замкнутый цикл её движения.

Нефть с УПН поступает в два попеременно работающих резервуара (РВС), где нефть доп-но отстаивается. Затем насосом нефть подаётся на автоматиз-ю установку замера количества и качества нефти типа «Рубин».

Если качество нефти не соотв-ет ГОСТ, то некондиц-я нефть возвращается на УПН для повторной подготовки.

Если нефть соотв-ет ГОСТ, она пост-ет в РВС, откуда насосами тов.нефть подаётся в магистральный нефтепровод

Преимущества герметиз-ых напорных систем:

1.Устранение потерь лёгких фракций.

2.Умен-ие мех. примесей, солей, тв. параф-в на вн. стенках труб.

3.Автоматизация системы.

4.Транспортирование нефти за счёт Р на устье скважины.

5.Снижение мощностей насосов ДНС.

6.Низкая металлоёмкость и эксплуатационные расходы.

Недостатки:

1.Преждевременное прекращение фонтанирования скважин.

2.При поддержании более высокого устьевого давления приходится увеличивать подачу газа.

В-16. Сепарация нефти от газа. Показатели работы сепараторов. Степень уноса нефти. Степень уноса газа. Пропускная способность сепаратора.

В процессе подъема нефти из пласта и транспорта ее до ЦППН постепенно сниж-ся Р, и газ выд-ся из нефти. Объем газа по мере сниж-я Р увелич-тся и поток нефти будет двухфазным или нефтегазовым. При расслоении воды и нефти поток м.б. трёхфазным

Объём газа больше объёма жид-ти, поэтому транспорт нефти и газа осущ-ют под давлением на эконом-ки целесообразные расстояния (до ДНС), а затем газ отделяют и транспортируют отдельно.

Процесс отделения газа от нефти наз. сепарацией. Аппарат, в кот-м это происходит, наз. нефтегазовым сепаратором, или двухфазным сепаратором. Если в сепараторе производится ещё и отделение пласт. воды - это трёхфазный сепаратор.

Все групповые замерные установки (ГЗУ) оснащены сепараторами для раздельного измерения дебита по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются в один поток и под собственным давлением поступают на ДНС.

Отвод отсепарированного газа осущ-ся на ДНС и УПН ступенчато, постепенно, с понижением Р. Ступеней сепарации м.б. нес-ко, окончат-ное отделение газа происх-т в концевых сепар-рах или резервуарах (Р~атм.). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти.

Первую ступень сепарации осущ-ют на ДНС (Р=0,6 Мпа). С. на 1-й ступени наз. сепараторами высокого давления. В них отделяется метан и этан-сухой газ. Он м. идти на ГПЗ под собственным Р.

След-щие ступени сепарации осущ-тся на УПН в сепар-х среднего и низкого давления. Достаточно трёх ступ-й сепарации. Кол-во ступ-й и Р сепарации опред-ся с учётом энергии пласта, физико-хим-х св-тв и схемы подготовки нефти.

Диаметр и объём сепар-ра с уменьш-ем Р увелич-ся, т.к. увелич-ся объём газа.

Показатели работы сепараторов. Работа сепар-ра характер-ся 3 показателями.

1)Степень разгазирования нефти или её усадка. Определяется двумя показателями.

2)Степень уноса жидкости (нефти) с уходящем газом из сепаратора

VЖ–объёмный расход жид-ти (нефти), уносимой потоком газа из сепаратора

VГ–объёмный расход газа на выходе из сепаратора при раб. условиях

3)Степень уноса газа с уходящей жидкостью (нефтью) из сепаратора

V_Г- объёмный расход газа, уносимый с нефтью из сепар-ра при раб. условиях;

Vж- объёмный расход жид-ти на выходе из сепар-ра

При проектировании рекомендуется принимать:

К_Ж ≤10^-8-унос нефти не д. превышать10 мл на 1000 м³ газа

К_Г ≤0,2-унос газа не д. превышать 200 л на 1 м³ нефти.

Пропускная способность. Для опред-я необход-го кол-ва сепар-ров необх-мо рассчитать пропускную способность выбранного типа сепаратора по газу и по жидкости (нефти с водой).

I)Расчёт пропускной способ-ти (производит-ти) сепар-ра по газу.

Проп-ю способ-ть опред-ют в завис-ти от допустимой скорости движения газа. Установлено, что сущ-ет некоторая оптимальная скорость газа, при кот-й эффективность сепарации 75-85%. Дальнейшее умен-е скорости газа не даёт заметного увелич-я эффек-ти сепарации, но приводит к увелич-ю размера аппарата (т.е. стоимости).

Эксплуатация гравитационных сепар-ров показала, что оптимальной скор-тью газа при Р=6 МПа явл. 0,1 м/с. Зависимость оптим-ной скорости газа от раб. давленияв сепараторе Р выраж-ся:

Проп-ую способ-ть сепар-ра м. определить:

V_Г –max проп-ая способ-ть сепар-ра по газу, м³/с

v_опт – оптим-я скорость газа, м/с

S –площадь попер-го сечения в сепар-ре для потока газа,м²

II)Расчёт пропускной способ-ти (производит-ти) сепар-ра по нефти.

Испол-тся взаимосвязь кол-ва газа и кол-ва нефти ч/з газовый фактор Г ₀ (объём газа приведён к норм-ым условиям):

Обычно в нефти есть пластовая вода (её доля В):

III)Расчёт производит-ти сепар-ра по нефти по фор-ле Стокса.

Всплывание пузырьков газа из нефти в сепараторе

опред-ся фор-й Стокса:

v_Г – скор-ть всплывания пузырьков газа, м/с;

d – диаметр пузырьков газа, м;

ρ_Н и ρ_Г – плотность нефти и плотность газа при раб. условиях в сепараторе, кг/м³;

μ_Н – динамическая вязкость нефти, Па∙с

В большинстве случаев в сепар-р поступает не чистая нефть, а эмульсия нефти с водой.

В-17. Типы нефтегазовых сепараторов, их принцип работы.

Классиф-я сепар-ров: 1)по конструкции-вертик-ые и гориз-е. 2)по кол-ву разделяемых фаз-двухфазные, трехфазн.

Все сепараторы состоят условно из четырёх секций:

1. Основная сепарационная секция –это зона, куда непосредственно поступает нефть из узла ввода сырья.
2. Осадительная секция, предназначенная для допол-го отделения пузырьков газа из нефти.
3. Секция сбора дегазированной нефти.
4. Каплеуловительная секция, для улавливания мельчайших капелек нефти, уносимых потоком газа. Располагается в верхней части аппарата.

Сепараторы условно подразделяютна категории:

1)по назначению-замерно-сепарирующие, сепарирующие;

2)по форме–цилиндр-е, сферические, вертик-е, горизон-е, наклонные;

3)по типу обслуживаемых скважин-фонтанные, компрессорные и насосные;

4)по характеру проявления сил-гравитационные, инерционные (жалюзийные), центробежные (гидроциклонные);

5) по раб. давлению - высокого (6,4 МПа), среднего (2,5), низкого (0,6) давления и вакуумные;

6) по числу обслуживаемых скважин - индивидуальные и групповые;

7) по числу ступеней сепарации - первой, второй, третьей;

8)по разделению фаз-двухфазный (нефть+газ), трехфазный (нефть+газ+вода).

Работа сепар-ра любого типа характеризуется двумя показателями: кол-вом капильной жид-ти, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции и кол-вом пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти. Чем они меньше, тем лучше работает сепаратор.

Вертикальные имеют менышую производительность по сравнению с гориз-ми при одном и том же диаметре, более низкая эффективность сепарации и меньшая устойчивость процесса сепарации для пульсирующих потоков. Но позволяют проще удалять из аппарата мех.примеси, легче осущ-ся регулирование уровня жид-ти, очистка от отложений тв. парафина. Занимают меныпую площадь, обеспечивают высокую точность замеров расхода жидкости.

Вертик. сепар-р представляет собой вертик-й цилиндрический аппарат диаметром 1,6.м. Нефтегазовая смесь под давлением поступает через штуцер 1 к раздаточному коллектору 2, из кот-го смесь попадает на наклонные полки 3, увеличивающие время стекания нефти и создающие большую площадь выделения пузырьков газа. Дегазированная нефть стекает в секцию 4, где происходит отделение мех.примесей. Нефть выводится через штуцер 5, мех. примеси-через штуцер б.

Газ вместе с капельками нефти поднимается вверх и поступает в жалюзийный каплеуловитель 7, в кот-м происходит «захват» (прилипание) капелек жид-ти. Уловленная жидкость стекает плёнкой по дренажной трубе 8 в секцию 4. Газ через штуцер 9 выводится из сепаратора.

Горизон-ные по сравнению с верт-ми имеют высокую производительность при одном и том же объёме аппарата, лучшее качество сепарации, простоту обслуживания и ремонта.

По конструкции горизонтальные сепараторы могут быть одноёмкостные и двухёмкостные. Одноёмкостные широко применяются на ДНС и УПН на всех ступенях сепарации. Двухёмкостные применяются в основном на (АГЗУ). Трёхфазные в основном одноёмкостные.

Газонефтяная смесь поступает через штуцер 1 и распределительное устройство 2 на наклонные полки 3, снабжённые порогами. Стекая по этим полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Дегазированная нефть накапливается в нижней части сепар-ра и выводится из ч/з устройство для предотвращения образования воронки 4 и штуцер 5. Газ проходит пеногаситель б, где разрушается пена, каплеуловитель 7, и через штуцер 8 отводится из аппарата.

Гидроциклонные сепар-ры Для повышения эффективности процесса сепарации в гориз-ных сепар-рах исп-ют гидроциклонные устройства. Гидроц-ые м.б. одноёмкостные и двухъёмкостные.

Одноёмкостные м. применять на первой ступени сепарации, а для нефтей с большими газовыми факторами - на второй и третьей ступени. Сепаратор состоит из одной или нескольких гидроцик-ых головок и технолог-й ёмкости.

Газонефтяной поток входит тангенциально через штуцер 1 в корпус гидроциклона. Смесь приобретает вращательное движение вокруг патрубка 3, образуя нисходящий вихрь. Более тяжёлая нефть прижимается к стенкам 2, а газовый вихрь, вращаясь, движется в центре. В нижней части циклона предусмотрены устройства для предотвращения смешения газа с нефтью. Далее газовый и нефтяной потоки раздельно поступают в корпус сепаратора 4. Более лёгкий газ направляется вверх, проходит распределительные решетки 5, каплеотбойники 6 и выходит из сепаратора через штуцер 7. Решетки 5 нужны для выравнивания скорости газового потока путем распределения его по всему сечению аппарата и вместе с каплеотбойннкамн 6 улавливают капли жидкости. Тяжёлая нефть поступает на сливные полки 8, стекает тонким слоем и освобождается от пузырьков газа. Кроме этого, полки обеспечивают равномерное поступление нефти в нижнюю часть ёмкости и уменьшают пенообразованне. Разгазированная нефть выводится ч/з штуцер 9.Гидроцикл-ых головок м.б. несколько.

Гидроцнклонные двухъёмкостные сепараторы прим-ся на автоматизир-ных замерных установках, после кот-х нефть и газ снова смешиваются и транспортируются на ДНС или УПН.

Сепараторы с предварительным отбором газа

В трубопроводах в несколько километров в результате падения давления происходит сепарация нефти от газа. Это явление и исп-ся в сепараторах с предварительным отбором газа. Для этого предусматривают подводящую трубу необходимого диаметра, обеспечивающую разделение фаз и устройство для отбора газа из трубы.

Трёхфазные сепараторы. Пластовую воды лучше отделить от нефти до поступления на ЦППН. Предварительный сброс пласт-й воды осущ-ся в трёхфазных сепараторах. Гориз-ые трехфазные сепар-ры применяются на ДНС н УПН до нагрева нефти.

В-18. Неф. эмульсии. Дисп. фаза, дисп. среда. Эмульсии 1, 2 рода. Природ. эмульгаторы. Дифильность мол-л эмульг-ов. Механизм образ. адсорбц. слоя мол-л эмульг. на поверх-ти капель дисп. фазы в прямых и обратных эмульсиях. Устойчивость эмульсий (стабильность).

Основная проблема, при подготовке нефти–образование эмульсий. Неф.эмульсия-мелкодисперсная механ-я смесь нефти и воды. По типу различ-т 2 вида эмульсий: 1) нефть в воде (Н/В), т. е. нефтяные капельки образ-т дисперсную фазу внутри водной среды–наз. гидрофильной 2) вода в нефти (В/Н), т.е. капельки воды образ-т дисп-ю фазу в нефти– гидрофобная.

Жидкость, кот-я наход-ся в нефт. эмульсии в виде капель, наз. дисперсной или внутренней фазой.
Жид-ть, в объёме кот-й содержатся капельки др. жид-ти, наз. дисперсионной средой или внешней фазой.

Эмульсии Н/В, в кот-х дисп-ой фазой явл. неполярная жид-ть–нефть, а дисп-ой средой явл. полярная жид-ть – вода, наз. эмульсиями 1-города или прямыми.
Эмульсии В/Н, т.е. эмульсии неполярной жид-ти в полярной, наз. эмульсиями 2-го рода или обратными.

Неф-ые эмульсии - полидисперсные системы (состоят из каппель различ-го диаметра) и бывают-мелко-, средне- и грубодисперсными.

В-ва, к-рые способствуют образ-ю и стабилизации эмульсий, наз. эмульгаторами. Эмульг-ры–полярные в-ва, кот-е имеются в нефти (смолы; асфальтены; церезины) они явл. ПАВ. Эмульг-ры хорошо растворимые в воде, плохо в УВ.

Дифильность молекулы ПАВ:

1–полярная, гидрофильная часть: атомы О2, серы, азота

2–непол-я, гидрофобная часть: длин-й алифатич-й радикал

Адсорб-я мол-л эмульг-ов на поверх-ти капель дисп. фазы:

прямая эмульсия, Н/В

обратная эмульсия, В/Н

Эмул-ры, у кот-х действие полярной части преобладает над непол-й (короткая гидрофобная часть) и кот-е лучше растворяются в воде, чем в нефти, способствуют образ-ю прямых эмульсий (Н/В). Эмульг-ры, у кот-х действие непол-й части преобладает над полярно й, способ-ют образ-ю обратных эмульсий (В/Н).

Образ-е эмульсий с твёрдыми эмульгаторами:

прямая эмульсия с гидрофильным эмульгатором

обратная эмульсия с гидрофобным эмульгатором

Устойчивость (стабильность) эмульси –способность в течение определ-го времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду. Устойчивость опред-ся временем её существования и выражается формул:

τ –время существования эмульсии, с;

Н –высота эмульсии, см; v –скор-ть расслоения эм-ии, см/с

На устойч-ть неф. эмульсий влияют: дисперсность,

наличие природных эмульгат-в, Т, рН пласт.воды, наличие на капельках дисп-й фазы двойного эл.слоя.