Установка подготовки нефти. Доклад установка подготовки нефти


Установка подготовки нефти

 

Изобретение относится к установкам подготовки нефти на нефтяных промыслах и может быть использована также в нефтеперерабатывающей промышленности. Реализация работы установки обеспечивает три ступени подготовки нефти. На первой ступени, включающей блочный сепаратор и резервуар предварительного сброса, нефть сепарируют и отделяют от основной массы пластовой воды. На второй ступени, содержащей дополнительный технологический резервуар и трубопровод слабоминерализованной подтоварной воды, производится глубокое обезвоживание и частичное обессоливание нефти. На третьей ступени, включающей сырьевой насос, теплообменник, нагреватель, отстойник, электродегидратор, концевой сепаратор, обеспечивается глубокое обессоливание нефти. Содержание солей в подготовленной нефти не превышает 40 мг/л. Кроме того, значительно сокращается расход пресной воды, снижаются затраты электроэнергии на обогрев нефти. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к установкам подготовки нефти на промыслах, и может быть использовано также в нефтеперерабатывающей промышленности.

Ближайшим техническим решением является установка, включающая две ступени подготовки нефти. На первой ступени подготовки, содержащей блочный сепаратор и отстойник, нефть сепарируют и отделяют от пластовой воды. Вторая ступень подготовки нефти содержит сырьевой насос, теплообменник, нагреватель, отстойник, электродегидратор, концевой сепаратор и трубопровод пресной воды, соединенный с трубопроводом нефти перед нагревателем. Недостатком известной установки является недостаточно высокая эффективность ее работы, в частности недостаточная степень обессоливания, большой расход пресной воды, значительные энергетические затраты, нестабильность работы. Целью изобретения является повышение эффективности работы установки. Поставленная цель достигается тем, что известная установка дополнительно содержит технологический резервуар, соединенный нефтепроводом с резервуаром предварительного сброса воды, трубопровод слабоминерализованной подтоварной воды, соединенный с нефтепроводом, соединяющим технологический резервуар и резервуар предварительного сброса воды. Эффективность работы установки достигается за счет того, что она обеспечивает три ступени подготовки. На первой ступени нефть сепарируют и отделяют от основной массы пластовой воды. На второй ступени происходит глубокое обезвоживание и частичное обессоливание нефти. На третьей ступени происходит глубокое обессоливание нефти. На чертеже представлена схема установки. Первая ступень содержит трубопровод 1, блочный сепаратор 2, резервуар предварительного сброса воды 3. Вторая ступень содержит технологический резервуар 4, соединенный нефтепроводом 5 с резервуаром предварительного сброса воды 3, трубопровод слабоминерализованной подтоварной воды 6, соединенный с нефтепроводом 5, входящим в технологический резервуар 4. Третья ступень подготовки включает сырьевой насос 7, теплообменник 8, нагреватель 9, отстойник 10, электродегидратор 11, кольцевой сепаратор 12. Установка работает следующим образом. Обводненная газожидкостная продукция нефтепромысла, обработанная деэмульгатором, по трубопроводу 1 поступает в блочный сепаратор 2, где производится отделение газа. Затем нефтяная эмульсия поступает в резервуар предварительного сброса 3, где осуществляется сброс основной массы пластовой воды, которая по трубопроводу направляется на очистные сооружения, а нефть по нефтепроводу 5 поступает в технологический резервуар 4. На входе в технологический резервуар 4 по трубопроводу 6 подается слабоминерализованная подтоварная вода. Обезвоженная и частично обессоленная нефть из технологического резервуара 4 насосом 7 через теплообменник 8 подается в нагреватель 9. На выход сырьевого насоса подается пресная вода. Нагретая совместно с пресной водой нефть поступает в отстойник 10, где водонефтяная эмульсия разделяется на нефть и воду. На выходе из отстойника в нефть по трубопроводу подается пресная вода и водонефтяная эмульсия поступает в электродегидратор 11, где происходит обработка эмульсии в электрическом токе и отстой воды от нефти. Подтоварная вода из отстойника 10 и электродегидратора 11 по трубопроводу 6 поступает на вторую ступень подготовки нефти, а именно: на вход в технологический резервуар 4. Обезвоженная и обессоленная нефть из электродегидратора 11 через теплообменник поступает в концевой сепаратор 12, где нефть отделяется от газа и сдается потребителю. Предлагаемая установка имеет следующие преимущества: позволяет получить нефть более высокого качества, в частности с содержанием солей не более 40 мг/л; сократить расход пресной воды; снизить электрические затраты на дополнительный обогрев нефти; повысить стабильность работы установки.

Формула изобретения

Установка подготовки нефти, включающая первую ступень подготовки с резервуаром предварительного сброса воды, имеющим нефтепровод, и вторую ступень подготовки с трубопроводом вывода слабоминерализованной подтоварной воды, отличающаяся тем, что установка снабжена дополнительной промежуточной ступенью подготовки, содержащей технологический резервуар, соединенный нефтепроводом с резервуаром предварительного сброса воды, а трубопровод вывода слабоминерализованной подтоварной воды соединен с нефтепроводом перед технологическим резервуаром.

РИСУНКИ

Рисунок 1

Похожие патенты:

Изобретение относится к устройствам для получения очищенной от частиц жидкости и может быть использовано в различных областях техники

Изобретение относится к установкам сброса воды и может быть применено в напорных системах сбора и подготовки нефти

Изобретение относится к устройствам, содержащим самоочищающиеся фильтры, для фильтрации или фильтрации с дегазацией жидкостей, с разделением эмульсий типа вода в масле, а также для очистки жидкостных смесей с отгонкой некоторых компонентов, для очистки газообразных и газожидкостных сред

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам для транспортирования и разделения продукции нефтяных скважин при сборе, подготовке и транспорте нефти

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к сепарации газоводонефтяных смесей

Изобретение относится к устройствам для разделения эмульгированных газожидкостных сред и удаления капель и брызг жидкости (нефти, конденсата, воды) из потока газа и может быть использовано в нефтепромысловых сепарационных установках и системах сбора нефтяного и природного газа в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей отрасли промышленности

Изобретение относится к установкам для регенерации трансформаторного масла и может быть использовано на предприятиях энергетического комплекса, электрических и трансформаторных станциях и объектах, использующих трансформаторное масло

Изобретение относится к технике предварительного обезвоживания и сепарации нефти на промыслах и может быть использовано в других отраслях для разделения смесей жидкостей и газа

Изобретение относится к химической технологии, связанной с пенообразованием в щелочных растворах процессов очистки газов от кислых компонентов (CO2, h3S и др.), включающей введение пеногасителя в абсорбент для подавления вспенивания

Изобретение относится к способам осаждения пены и может быть использовано при очистке сточных и пищевых вод

Изобретение относится к пеногашению в щелочных водных растворах и может быть использовано в производстве аммиака из природного газа на стадии этаноламиновой очистки конвертированного газа от диоксида углерода

Изобретение относится к дегазации, осушке и очистке жидкостей и может быть использовано для регенерации отработанных масел

Изобретение относится к технологиям гашения пен, конкретно к электрофизическим способам гашения пен

Изобретение относится к установкам подготовки нефти на нефтяных промыслах и может быть использована также в нефтеперерабатывающей промышленности

www.findpatent.ru

Установка подготовки нефти

Изобретение относится к установкам подготовки нефти, газа и воды и может использоваться в нефтяной промышленности. Установка включает выполненное в виде трубы с наклонным конусным расширителем устройство предварительной сепарации, многофазные нефтегазосепараторы с центробежным разделением фаз, узел учета, установку магнитной обработки потока, установленную на входном нефтесборном трубопроводе, газовый сепаратор вихревого типа для доочистки газа от капельной жидкости, факельную установку с системой управления розжигом. Кроме того, установка снабжена блоком подготовки воды, состоящим из флотатора, фильтра и устройства самовакуумирования потока воды, установленного на входе во флотатор, а также подогревателем воды с погружным горением и кустовой насосной станцией. Технический результат состоит в повышении качества подготовки нефти. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к установкам подготовки нефти, газа и воды и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.

Известна установка подготовки нефти и воды, включающая сепаратор, буферную емкость, нефтяной и водяной насосы [Авт. свид. СССР № 1549553, кл. В 01 D 17/00, 1990 г.].

Наиболее близкой установкой того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является установка подготовки нефти, включающая устройство предварительной сепарации, нефтегазосепараторы с центробежным разделением фаз, узел учета нефти [Патент РФ № 2094082, кл. В 01 D 17/04, 1997 г.].

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании этой установки, относится то, что в ней не предусмотрена глубокая очистка нефти, газа и воды.

Изобретение направлено на улучшение качества очистки нефти.

Указанный технический результат при осуществлении изобретения достигается тем, что известная установка подготовки нефти, включающая входной нефтесборный трубопровод, устройство предварительной сепарации, многофазные нефтегазосепараторы с центробежным разделением фаз, узел учета, снабжена установкой магнитной обработки потока, установленной на входном нефтесборном трубопроводе, газовым сепаратором вихревого типа для доочистки газа от капельной жидкости, факельной установкой с системой управления розжигом, при этом устройство предварительной сепарации выполнено в виде трубы с наклонным конусным расширителем, установка также снабжена блоком подготовки воды, состоящим из флотатора, фильтра и устройства самовакуумирования потока, установленного на входе во флотатор, подогревателем воды с погружным горением, кустовой насосной станцией.

На чертеже представлена схема предлагаемой установки подготовки нефти.

Установка включает входной нефтесборный трубопровод (см. чертеж), устройство магнитной обработки эмульсии 1, расположенное на входном нефтесборном трубопроводе, трубное устройство предварительной сепарации 2 (ТУПС) с наклонным конусным расширителем, модульные многофазные нефтегазосепараторы 3 и 4 (НГС1 и НГС2) с центробежным разделением фаз первой и второй ступени, газовый сепаратор 5 (ГСВ) вихревого типа для доочистки газа от капельной жидкости, подогреватель воды 6 (ППГ) с горелкой погружного горения, блок подготовки воды (БПВ), состоящий из флотатора 7 (ФЛ), сорбентного фильтра 8 (ФС), устройства самовакуумирования потока воды 9, установленного на входе во флотатор, факельную установку инжекционного типа 10 (УФИС) с системой управления розжигом факела и контроля пламени 11 (СУРФиКП), узел учета товарной нефти 12 (УУН), резервуар (РВС) (на чертеже не показан), кустовую насосную станцию 13 (КНС), теплообменник для подогрева нефти 14, дренажные емкости 15, 16 для воды, дренажную емкость нефтяную 17, дренажную емкость шламовую 18.

Наличие установки магнитной обработки потока, установленной на входном нефтесборном трубопроводе, ускоряет процесс расслоения эмульсии и способствует ее дальнейшему разделению в трубном сепараторе с конусным расширителем, а газовый сепаратор вихревого типа позволяет получить газ глубокой очистки.

Снабжение установки факельным оголовком инжекционного типа с системой управления розжигом обеспечивает полное сгорание газа, направленного на утилизацию.

В блоке подготовки воды, состоящем из флотатора, фильтра и устройства самовакуумирования потока воды, установленного на входе во флотатор, производится глубокая очистка воды от нефтепродуктов и механических примесей. Подогреватель предназначен для подогрева воды при ее непосредственном контакте с продуктами сгорания топливного газа.

Кустовая насосная станция позволяет откачивать воду с установки.

Установка подготовки нефти работает следующим образом.

Водогазонефтяную эмульсию из скважины по нефтесборному входному трубопроводу подают на установку магнитной обработки потока 1, где она подвергается магнитному воздействию (удару), при этом ускоряется процесс расслоения, отделение газа и механических примесей. Далее эмульсия в пульсирующем режиме поступает в трубное устройство предварительной сепарации 2, выполненное с наклонным конусным расширителем, где продукция скважин подвергается воздействию центробежных сил с торможением и одновременным расширением газа, что приводит к изменению температуры газа и инициированию образования капель жидкости из газовой фазы.

Жидкость из ТУПС подается на модульный нефтегазосепаратор первой ступени 3 с центробежным разделением фаз, где отделяется оставшийся свободный газ высокого давления и меанические примеси, которые выводятся из процесса. Газ выводится через верхний отвод в линию газа высокого давления, часть которого поступает в газовый вихревой сепаратор 5 и далее на потребление, а механические примеси - в дренажную емкость 17.

Нефть после первой ступени подогревается в теплообменнике 14 и поступает в нефтегазосепаратор второй ступени 4 для дальнейшей сепарации. Отсепарированная нефть из нефтегазосепаратора 4 подается на узел учета нефти 12 или в резервуар (РВС). Отделившийся в нефтегазосепараторе 4 газ поступает в линию низкого давления и утилизируется на факельной установке 10 с системой автоматического розжига и контроля пламени 11. Вся отделившаяся вода от аппаратов 3, 4, 6 и 13 поступает на блок подготовки воды, включающий флотатор 7, фильтр 8, насос откачки воды (на чертеже не показан). На входе во флотатор установлена установка самовакуумирования потока воды 9, после прохождения через которую происходит разгазирование воды, что способствует ускорению процесса флотации. Осветленная во флотаторе вода (очищенная от шлама и механических примесей) выводится из флотатора и подается на следующую ступень очистки: на фильтры 8, где в качестве фильтрующего материала используется, например, сорбент. Таким образом, в блоке подготовки воды происходит окончательная очистка ее от нефти и механических примесей, далее очищенная вода откачивается на кустовую насосную станцию 13. Часть воды из блока подготовки воды поступает в подогреватель с горелкой погружного горения 6, где нагрев происходит за счет сгорания топливного газа из газопровода (барботажа через слой воды). Нагретая вода может использоваться в качестве горячего теплоносителя в теплообменнике 14 для подогрева нефти. Нефтепродукты, уловленные во флотаторе и фильтре, направляются в дренажные емкости 15, 16 и 17, а шлам - в дренажную емкость для шлама 18.

Использование заявляемой установки подготовки нефти позволит проводить глубокую очистку продукции скважин, а именно нефти, газа и воды, что значительно улучшит качество получаемого товарного продукта.

1. Установка подготовки нефти, включающая входной нефтесборный трубопровод, устройство предварительной сепарации, многофазные нефтегазосепараторы с центробежным разделением фаз, узел учета, отличающаяся тем, что она снабжена установкой магнитной обработки потока, установленной на входном нефтесборном трубопроводе, газовым сепаратором вихревого типа для доочистки газа от капельной жидкости, факельной установкой с системой управления розжигом, при этом устройство предварительной сепарации выполнено в виде трубы с наклонным конусным расширителем.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она снабжена блоком подготовки воды, состоящим из флотатора, фильтра и устройства самовакуумирования потока воды, установленного на входе во флотатор.

3. Установка по одному из пп.1 и 2, отличающаяся тем, что она снабжена подогревателем воды с погружным горением.

4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она снабжена кустовой насосной станцией.

5. Установка по п.2, отличающаяся тем, что она снабжена кустовой насосной станцией.

6. Установка по п.3, отличающаяся тем, что она снабжена кустовой насосной станцией.

www.findpatent.ru

Установка подготовки нефти

 

Использование: изобретение может быть использовано в нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности. Задача изобретения: упрощение процесса подготовки нефти; улучшение качества подготовки нефти; снижение энергозатрат на подготовку нефти и металлоемкости. Сущность изобретения: блок для получения легких углеводородов выполнен в виде гидроциклонного сепаратора емкости с гидроциклонной головкой, причем бензосепаратор соединен с линией ввода нефти в отстойник и газовой линией, при этом выход газа из бензосепаратора соединен с патрубком низкого давления эжектора, установленного на газовой линии. 1 ил.

Изобретение относится к установкам подготовки нефти и может быть использовано в нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности.

Известны установки подготовки нефти (Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. - М. : Недра, 1977, с.161-198), включающие сепаратор, датчики, расходомеры, насосное оборудование, резервуары, термоэлектрический деэмульсатор, подогреватель и замерный узел. Недостаток - сложность процесса подготовки нефти, большие энергоемкость и металлоемкость. Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является установка подготовки нефти (там же, с.226-228), включающая устройство для предварительного отбора газа - первую ступень сепарации, сепаратор второй ступени, отстойник ступени обезвоживания, электродегидратор, печь для нагрева нефти и блок для получения легких углеводородов, который представляет из себя стабилизационную колонну, соединенную с конденсатором-холодильником и далее емкостью для сепарирования и сбора бензина от газов. Недостаток - сложность процесса подготовки нефти, большие энергоемкость и металлоемкость. Задача изобретения - упрощение процесса подготовки нефти, улучшение качества подготовляемой нефти, снижение энергозатрат на подготовку нефти и металлоемкости. Поставленная задача решается тем, что блок для получения легких углеводородов выполнен в виде гидроциклонного сепаратора - емкости с гидроциклонной головкой, причем бензосепаратор соединен с линией ввода нефти в отстойник и газовой линией, при этом выход газа из бензосепаратора соединен с патрубком низкого давления эжектора, установленного на газовой линии. Такое техническое решение имеет целый ряд преимуществ перед известными. Так, например, если отбор легких фракций в стабилизационных колоннах осуществляется при высокой температуре, то естественно при повышенном содержании солей в нефти происходит образование отложений солей и кокса печах и теплообменниках, быстрый выход их из строя. В предлагаемом техническом решении температура снижена в 2,2 раза за счет создания низкого давления в центре вращения потока гидроциклона. Или из-за высокой температуры нефти на выходе из колонны требуется использование большого числа теплообменной аппаратуры. В предлагаемом техническом решении металлоемкости снижена более чем в 40 раз за счет исключения целого ряда аппаратов, не ухудшая процесса подготовки нефти. Кроме того, процесс отделения легких углеводородов в гидроциклоне происходит в сотни раз быстрее, чем в стабилизационной колонне. В бензосепараторе после гидроциклонирования получают высококалорийный газ, который подают на сжигание в печь. Легкие углеводороды, получаемые в бензосепараторе, по своим физико-химическим свойствам родственны нефтепродуктам. Упрощение процесса подготовки нефти достигается за счет исключения из технологической схемы ряда теплообменников, насосов, мешалок и т.д. На чертеже приведена принципиальная технологическая схема подготовки нефти. Установка подготовки нефти включает участок трубопровода 1 для предварительного отбора газа, сепаратор 2, отстойник 3 для сброса отделившейся воды, бензосепаратор 4, электродегидратор 5 для глубокого обезвоживания, печь 6 для сжигания газа и нагрева нефти, каплеуловитель- сепаратор 7, гидроциклон 8 для глубокой стабилизации нефти, конденсатор-холодильник 9, эжектор 10 и резервуар 11. Установка подготовки нефти работает следующим образом. Продукция нефтяных скважин поступает в участок трубопровода 1 для предварительного отбора газа, который направляют на установку подготовки газа, а жидкость поступает в сепаратор 2, далее в отстойник 3 для отделения воды. С целью интенсификации процесса отделения воды в эту жидкость добавляют легкие углеводороды, которые предварительно выделяют из нагретой нефти после гидроциклонирования, конденсации паровой смеси, отделения конденсата от сухого газа в бензосепараторе 4. Далее эту отделившуюся нефть подают в электрогидратор 5 для более глубокого отделения минерализованной воды от нефти. Вода с электродегидратора сбрасывается в ту же линию, что и вода с отстойника 3 и поступает на установку подготовки воды (не показана). Обезвоженную нефть направляют в печь 6, где ее нагревают до 70-80oC и под давлением 4 кгс/см2 подают в гидроциклонную установку, где ее подвергают гидроциклонированию, в результате, в каждом гидроциклонном аппарате в центре вращения потока образуется разряжение, т.е. давление ниже атмосферного. Это дает возможность снизить коэффициент фазового равновесия бутан-нефть (жидкость), что резко увеличивает выход этих фракций из нефти. Эти продукты обладают высокой калорийностью, превышающей калорийность магистральных газов в 3-4 раза. Подача этих газов на сжигание в печь приводит к увеличению температуры нагрева нефти при закрепленных конструктивных параметрах печи и режимах ее эксплуатации. Стабилизированная, т. е. без легколетучих углеводородов, нефть из гидроциклонной установки 8 поступает в каплеуловитель-сепаратор 7. Туда же поступает и парожидкостная смесь из камеры гидроциклонной установки 8. Далее парогазовая смесь поступает в конденсатор-холодильник 9, где она охлаждается при температуре 10-15oC и конденсируется в бензосепаратор 4, в котором отделяют сухой газ от конденсата при давлении в бензосепараторе 1,7 ати. Это дает возможность получить именно тот состав газа, который обладает высокой калорийностью. Этот газ, а также продукты испарения резервуарных парков 11 подают в вихревой эжектор 10, рабочим агентом в котором является магистральный газ. Вихревой эжектор позволяет производить смешение полученных после гидроциклонирования нагретой нефти легколетучих газов в широком диапазоне соотношений (от 0,2 к 1,0 до 2,0 к 1,0) в камере смешения. Полученную смесь подают на сжигание в печь 6. Использование изобретения позволит значительно сократить энергозатраты на подготовку нефти и снизить металлоемкость, кроме того улучшить качество, подготовляемой нефти.

Формула изобретения

Установка подготовки нефти, включающая устройство для предварительного отбора газа - первую ступень сепарации, сепаратор второй ступени, отстойник ступени обезвоживания, электродегидратор, печь для нагрева нефти и блок для получения легких углеводородов с бензосепаратором, отличающаяся тем, что блок для получения легких углеводородов выполнен в виде гидроциклонного сепаратора - емкости с гидроциклонной головкой, причем бензосепаратор соединен с линией ввода нефти в отстойник и газовой линией, при этом выход газа из бензосепаратора соединен с патрубком низкого давления эжектора, установленного на газовой линии.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru

7. технологии сбора и подготовки продукции на промыслах

7. ТЕХНОЛОГИИ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ

на промыслах

Обустройство месторождения. Сбор и подготовка продукции нефтяных скважин на промыслах. Элементы систем сбора, назначение и основные требования. Сбор и подготовка газа газовых месторождений.

Продукция нефтяных добывающих скважин представляет собой смесь нефти, газа и пластовой минерализованной воды. Вода присутствует в свободном состоянии, а также образует водонефтяные эмульсии, в которых мелко раздробленные капельки воды в нефтяной среде не отстаиваются и не сливаются друг с другом.

В продукции газовых и газоконденсатных скважин вместе с газом извлекается жидкая фаза в виде капель воды и углеводородов. Кроме газа и жидкости в продукции содержатся механические примеси природного и техногенного характера.

Наряду с проектом разработки нефтяного месторождения составляют проект его обустройства, представляющий совокупность проектов отдельных технологически взаимосвязанных систем, включающих размещение скважин на поверхности; сбор и подготовку нефти и нефтяного газа; поддержание пластового давления; системы обеспечения электроэнергией, водой, связью, автомобильными дорогами, контроля и автоматизации процессов, промысловой канализации и др

Особенности в обустройстве нефтяных месторождений определяются также наличием или отсутствием на месторождении наземных объектов другого назначения (жилые постройки, промышленные объекты и др.), состоянием изученности залежей нефти, необходимостью уточнения или пересмотра технологических схем разработки, ценностью земель для сельского и лесного хозяйства, климатом, орфографией района и другими условиями.

Система сбора нефти, нефтяного газа и воды организуется в зависимости от устьевых давлений, схемы группирования скважин, взаимодействия с системами воздействия на нефтяную залежь, расположения пункта подготовка добываемой продукции с учетом того, что за время эксплуатации месторождения изменяются число и расположение добывающих скважин, их дебиты, обводненность.

Промысловая система сбора и подготовки продукции скважин представляет комплекс инженерных коммуникаций и сооружений, расположенных на территории разрабатываемых объектов, обеспечивающих замер, транспортирование к технологическим аппаратам, подготовку нефти, газа и воды до требуемых параметров, утилизацию всех попутно добываемых и извлекаемых в процессе производства продуктов и вредных веществ. Конструктивно – это разветвленная сеть трубопроводов, соединяющих скважины, технологические установки, аппараты, сооружения. На территории промысла прокладывают трубопроводы подземные, наземные, подводные, подвесные. По назначению выделяют нефтепроводы, водопроводы, газопроводы, нефтегазопроводы. Для сооружения трубопроводов используют трубы из малоуглеродистых и низколигированных сталей диаметром от 50 до 530 мм. с толщиной стенки 4 – 8 мм. Длина труб от 4 до 12м.

Промысловая подготовка продукции скважин заключается в разделении жидких и газообразных углеводородов, освобождении их от посторонних примесей любого происхождения.

Единой универсальной системы сбора продукции добывающих скважин не существует. Все имеющиеся схемы видоизменяются в зависимости от состава и свойств продукции, ее обводненности, объемов добычи, технологий разработки и способов извлечения продукции, размеров площади разработки, географического расположения, рельефа местности.

Современные системы сбора продукции и схемы размещения объектов подготовки должны обеспечить: надежную герметизацию всей системы при любых изменениях параметров и норм разработки; измерение дебитов отдельных скважин и групп, а также их подключение и отключение, укрупнение и централизацию технологических объектов; раздельный сбор продукции, смешение которых нежелательно; возможность совмещения технологических процессов в трубопроводах и технологическом оборудовании; требуемое качество товарной продукции; охрану окружающей среды и предотвращение вредного влияния на недра; использование избыточной энергии потока поступающего из добывающих скважин и особенностей рельефа местности; автоматизацию и телемеханизацию основных технологических процессов. Схема должна предусматривать возможность ввода необходимых ингибиторов, подогрева продукции в любых точках технологической линии.

Исходя и предъявляемых требований, примерная принципиальная технологическая схема показана на рис.7.1:

Продукция добывающей скважины 1 по индивидуальному трубопроводу поступает на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) 2. В продукцию, как правило, добавляют реагент 3, а если нефть высоковязкая или теряет текучесть при сравнительно высокой температуре (сопоставимой с температурой окружающей среды), то ее подогревают в печи 4. Затем она направляется в газожидкостную сепарационную установку первой ступени дегазации 5 и на установку подготовки нефти (УПН) в сепара­ционную установку второй ступени 6. После этого водонефтяная смесь поступает в деэмульсационную установку 7, где про­исходит обезвоживание и обессоливание нефти, а затем в ста­билизационную установку 8. В технологическом блоке 9 опреде­ляют количество и качество товарной нефти перед сдачей ее в товарный парк. Если по каким-либо причинам готовая нефть не удовлетворяет заданным параметрам, то она автоматически направляется на повторную обработку.

Выделившийся из нефти газ в установках 5, 6 и 8 после соответствующей обработки подается на компрессорную стан­цию 10 и далее на газоперерабатывающий завод. Дренажная вода после деэмульсационной установки 7 по­ступает на установку очистки нефтепромысловых сточных вод 11, где подготавливается для использования ее в системе под­держания пластового давления (ППД) и направляется на кус­товые насосные станции (КНС) 14, оттуда в нагнетательные скважины месторождения 15. На КНС подается также пресная вода с водозаборных устройств 12 через очистные сооружения 13.

Рис. 7.1 Принципиальная технологическая схема добычи и подготовки добываемой продукции нефтегазодобывающим предприятием (НГДУ)

В случае недостатка избыточной энергии потока добывающих скважин для транспортировки продукции к пунктам сбора и подготовки, в схему включают промежуточные дожимные насосные станции (ДНС) на которые поступает продукция из нескольких групповых замерных установок (ГЗУ). Если месторождение значительно по размерам, а ГЗУ разбросаны и удалены от сборного пункта, сооружают несколько ДНС. На дожимных станциях возможен предварительный сброс воды и частичное отделение газа.

Принципиальная схема сбора и подготовки нефти на месторождениях ОАО Татнефть показана на (рис.7.2)

Продукция скважины через групповые замерные установки поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или на групповые замерно-насосные установки (ГЗНУ). Давление в трубопроводах для транспорта газонефтяной смеси обеспечивается глубинными скважинными насосами. На ДНС и ГЗНУ осуществляется первая ступень сепарации продукции скважины. Нефть перекачивается насосами на промысловые товарные парки, откуда направляется на прием сепарации второй ступени. Выделившийся газ в сепараторах 1-й ступени транспортируется на ГПЗ бескомпрессорным способом, а из 2-й ступени через компрессорные станции. При необходимости предусматриваются промежуточные компрессорные станции, оборудованные винтовыми насосами. Нефть из сепараторов второй ступени поступает в технологические резервуары предварительного сброса пластовой воды установок подготовки нефти. После охлаждения в теплообменниках нефть направляется в товарные резервуары, из которых через узлы учета откачивается на головные сооружения нефтепроводных управлений. Выделившийся на ступенях горячей сепарации и стабилизации, газ поступает в промысловую систему подготовки и транспорта газа.

Общие ресурсы нефтяного газа складываются из газа первой и второй ступени сепарации, несконденсировавшихся газов стабилизации, резервуарных газов, газов горячей ступени сепарации и газа, увлекаемого дренажными водами при подготовке нефти.

Рис. 7.2 Принципиальная схема сбора и подготовки нефти.

1 – скважины; 2, 3 – I и II ступени сепарации; 4 – технологический резервуар; 5 – установка комплексной подготовки нефти; 6 – термохимическая установка подготовки нефти; 7 – горячая ступень сепарации; 8 – резервуар товарной нефти; 9 – установка отбора конденсата; 10 – установка подготовки воды

Как правило, давление на устье нефтяных добывающих скважин меньше насыщения нефти газом. Поэтому по трубам от скважин движется газожидкостная смесь (ГЖС). Трубопроводы от устья скважин до ГЗУ называют выкидные линии (усы), от ГЗУ до сборных пунктов – коллекторы.

В реальных трубопроводах, которые прокладывают по пересеченной местности, характер течения газожидкостной смеси сложный - пе­ред подъемными участками скапливается жидкая фаза, а пе­ред спусковыми — газовая (рис.7.3).

Насыщенность фаз жидкостью и газом, их структура и распределение в потоке зависит от скорости смеси, газосодержания, свойств жидкости и газа, диаметра и угла наклона трубопровода.

Рис.7.3 Схема динамического распределения насыщенностей фаз в нефтегазопроводе при движении в нем трехфазной смеси (нефть, газ, вода):

1 – нефтеводогазовая смесь; 2 – газовое скопление;

3 – скопление воды.

Основные элементы системы сбора и подготовки нефти на промыслах:

- эксплуатационные скважины (добывающие, нагнетательные и др.),

- групповые замерные установки (ГЗУ),

- дозаторные установки,

- путевые нагреватели (печи электрические, газовые),

- сепараторы газа,

- дожимные насосные станции (ДНС),

- установки подготовки нефти,

- очистные сооружения для очистки промысловых вод,

- резервуарные парки,

-компрессорные станции,

- системы улавливания паров нефти (УЛФ),

- блоки очистки газа от сероводорода,

- головные сооружения,

- система ППД (поддержание пластового давления).

В современных герметизированных системах совместно собранную продукцию транспортируют до групповых установок и дожимных станций, где они частично разделяются на отдельные потоки. Цель совместного сбора нефти, газа и воды – максимальное использование энергии потока для доставки продукции скважин до пунктов сбора.

На эксплуатационных скважинах кроме скважинного и устьевого оборудования могут устанавливаться компрессоры для отбора газа из межколонного пространства, дозаторы ингибиторов и деэмульгаторов.

Групповые замерные установки обеспечивают автоматическое переключение скважины на замер, измерение и регистрацию дебитов скважин; контроль режимов эксплуатации скважин по поступлению продукции, автоматическую блокировку скважин при аварийном состоянии установки.

Дозаторные установки служат для ввода в продукцию скважины деэмульгаторов для разрушения эмульсии в процессе транспортирования по трубопроводам, ингибиторов коррозии и других химических реагентов Устанавливаются на групповых замерных установках, дожимных насосных станциях, отдельных скважинах или кустовой площадке.

Путевые нагреватели осуществляют нагрев продукции скважин для снижения вязкости и повышения текучести, улучшения процесса сепарации газа.

Дожимные насосные станции в зависимости от режима работы должны обеспечить:

- совместный транспорт нефти, газа и воды на другие промысловые объекты;

- раздельный транспорт части сепарированного газа на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) и частично газированной нефти вместе с водой на объекты подготовки,

Сепараторы газа в системе подготовки устанавливают без предварительного сброса и с предварительным сбросом воды или с применением блоков очистки воды.

Сепаратор - аппарат для отделения нефти от газа. Процесс разделения называют сепарацией. Процесс сепарации осуществляется в несколько ступеней. Обычно ограничиваются двумя-тремя ступенями сепарации.

Газожидкостная смесь на газовый и жидкостный поток разделяются в узлах предварительного отбора газа (рис 7.4). и сепараторах.

Рис.7.4. Схема узла предварительного отбора газа (депульсатор):

1 – газоводонефтяная смесь от подводящего коллектора; 2 – газосборный коллектор; 3 – газоотводящие патрубки; 4 – разделительный трубопровод; 5 – газопровод; 6 – отвод газа в газосепараторе; 7 – нефтегазовый сепаратор; 8 – патрубок сброса воды.

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

Работа сепараторов любого типа характеризуется степенью разгазирования нефти или ее усадкой, степенью очистки газа от капелек нефти, степенью очистки нефти от пузырьков газа.

Рис. 7.5а. Вертикальный сепаратор:

А – основная сепарационная секция; Б – осадительная секция; В – секция сбора нефти; Г – секция каплеудаления;

1 – патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 – раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 – регулятор давления «до себя» на линии отвода газа; 4 – жалюзийный каплеуловитель; 5 – предохранительный клапан; 6 – наклонные полки; 7 – поплавок; 8 – регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 – линия сброса шлама; 10 – перегородки; 11 – уровнемерное стекло; 12 – дренажная труба

Самым эффективным и технически совершенным сепаратором является такой, из которого не выносится капельная жидкость и пузырьки газа.

Газосепарационный узел, составленный из депульсатора и сепаратора (рис. 7.6), позволяет разделить газожидкостный поток на два: газовый с включениями капельной жидкости и жидкостный с включениями пузырьков газа.

Рис. 7.5б. Горизонтальный сепаратор:

1 – технологическая емкость; 2 – наклонные желоба; 3 – пеногаситель; 4 – выход газа; 5 – влагоотделитель; 6 – выход нефти; 7 – устройство для предотвращения образования воронки; 8 – люк-лаз; 9 – распределительное устройство; 10 – ввод продукции

Рис.7.6.

Принципиальная технологическая схема газосепарационного узла:

1 – депульсатор; 2 – каплеотбойник; 3 – отстойник-сепаратор

Установки подготовки нефти обеспечивает ее обезвоживание, обессоливание и стабилизацию, а также снижение содержания в ней механических примесей до допустимого уровня.

Требования к качеству товарной нефти приведены в таблице 7.1

Таблица 7.1

Показатель

Группа нефти

I

II

III

Содержание (не более):

воды, %

хлористых солей, кг/м3

механических примесей, %

Давление насыщенного пара при температуре в пункте сдачи, кПа

0,5

0,1

0,05

66,66

1,0

0,3

0,05

66,66

1,0

1,8

0,05

66,66

О б е з в о ж и в а н и е продукции скважин содержащую водонефтяные эмульсии включает следующие стадии:

- разрушение бронирующих оболочек на каплях воды с при­менением поверхностно-активных веществ (ПАВ) и тепловой обработки,

- укрупнение капель за счет их слияния,

- разделение (отстаивание) фаз.

Процесс обезвоживания нефти завершается, как правило, в грави­тационных отстойниках ( рис.7.7)

Рис.7.7. Технологическая схема обезвоживания нефти:

1 – газосепарационный узел; 2 – отстойник предварительного сброса воды; 3 – печь подогрева; 4 – узел обезвоживания нефти; 5 – каплеобразователь; 6 – гравитационный сепаратор-отстойник водонефтяной эмульсии.

Одной из важнейших характеристик эмульсий является диаметр капель дисперсной фазы, так как от него зависит скорость их осаждения. Для разрушения эмульсии применяют следующие методы. гравитационное холодное разделение, внутритрубная деэмульсация, термическое воздействие, термохимическое воздействие, электрическое воздействие, фильтрация, разделение в поле центробежных сил. Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости с каплями больших размеров. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия. Отстойники периодического действия – обычно сырьевые резервуары. После их заполнения сырой нефтью вода осаждается в их нижней части. В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при непрерывном прохождении эмульсии через отстойник.

Сущность внутритрубной деэмульсации заключается в добавлении в движущуюся в трубах эмульсию специальных веществ – деэмульгаторов (15-20 гр. на 1 тонну эмульсии). Деэмульгатор разрушает бронированную оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния. Укрупнившиеся капли сравнительно легко отстаиваются в отстойниках за счет разницы плотности фаз.

Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании уменьшается прочность бронированных оболочек на поверхности капель, что облегчает их слияние, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли воды, а это увеличивает способность разделения эмульсии. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках, трубчатых печах до температуры 45 – 850С.

Термический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Электрическое воздействие на эмульсию производится в аппаратах, которые называют электродегидратами. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются, а затем оседают на дно емкости.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материалов для фильтра используют вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода нет.

Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.

О б е с с о л и в а н и е нефти (удаление избыточного количества хлористых солей из товарной продукции) осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственно эмульсию вновь обезвоживают.

Технологическая схема ступени обессоливания показана на рис.7.8.

Нефть после ступени обезвоживания I нагревается в теплообменнике и смешивается с промывочной пресной водой IV в количестве 5—10 % от массы обрабатываемой продукции. Перед этим в ее поток вводят поверхностно-активное веще­ство - деэмульгатор II и (если в нефти содержатся неорга­нические кислоты) щелочь или соду III. Пресная вода диспергируется в нагретой нефти до поступления в электродегидратор 2, в котором под действием электрического поля про­исходит слияние капель соленой и пресной воды. В результате укрупнения капли быстро оседают и переходят в водную фазу, которая направляется затем в нефтеотделитель 3 для допол­нительного отстоя. Уловленная в нефтеотделителе нефть с обо­ротной водой VII возвращается на прием электродегидратора, а дренажная вода VI сбрасывается в систему подготовки для поддержания пластового давления (ППД). Обессоленная нефть из электродегидратора V направляется на следующую сту­пень - стабилизацию.

Рис. 7.8. Принципиальная технологическая схема ступени обессоливание нефти.

С т а б и л и з а ц и я (глубокое разгазирование) - завершающий этап подготовки нефти.

Под процессом стабилизации понимают отделение от нефти легких фракций (пропан-бутановые и частично бутановые) с целью уменьшения потерь в результате испарения. Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации.

При горячей сепарации нефть нагревают до температуры 40 – 80 0С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и подаются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и откачиваются в газопровод. При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и повышенной температуре (до 240 0С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и направляют для дальнейшей переработки.

На нефтеперерабатывающих заводах, расположенных иногда за тысячи километров от нефтяных месторождений, поступающая с промыслов товарная нефть подвергается дополнительному обессоливанию и обезвоживанию (до 3-4 г/м3 хлористых солей и до 0,1 % воды).

Очистные сооружения промысловых вод предназначены для очистки ливневых вод, технологических потоков воды, пластовой воды из технологических аппаратов всех типов (отстойники, электродегидраторы, резервуары, сепараторы, узлы предварительного сброса).

Вместе с нефтью на поверхность извлекается огромное количество минерализованных пластовых вод, которые отделяются в процессе деэмульсации нефти и образуют основную долю нефтепромысловых сточных вод. Эти воды, как правило, после соответствующей подготовки используются для поддержания пластового заводнения. Качество подготовки воды определяется фильтрационными свойствами продуктивных пластов.

Во время подготовки нефтепромысловых сточ­ных вод применяют отстойный принцип с помощью отстойни­ков, эксплуатирующихся под давлением. Для повышения качества очистки сточных вод используют (коалесцирующие фильтры, мультигидроциклоны), флотацию с помощью нефтяного газа.

Необходимо учитывать также коррозионную активность, химическую и микробиологическую совмести­мость нагнетаемой и пластовой воды.

Резервуарные парки предназначены для сбора, хранения и учета нефти и нефтепродуктов на нефтяных промыслах, станциях магистральных нефтепроводов, заводов по переработке нефти, нефтебазах. Резервуарным парком называют группу однотипных резервуаров, объединенных трубопроводными коммуникациями. Р е з е р в у а р ы - сосуды разнообразной формы и размеров, построенных из различных материалов.

По назначению их подразделяются на резервуары для хранения нефти, светлых и темных нефтепродуктов. По материалу на металлические и неметаллические (железобетонные).

По форме различают резервуары цилиндрические вертикальные и горизонтальные, каплевидные и других форм.

По схеме установки – наземные (днище на уровне или выше прилегающей площадки) и подземные (наивысший уровень жидкости в резервуаре находится ниже отметки прилегающей площадки не менее чем на 0.2 м).

Объемы резервуаров от 100 до 120 000 м3.

Каждая группа наземных резервуаров ограждается земляным валом или стенкой, высота которых на 0.2 м. выше расчетного уровня разлившейся жидкости , но не менее 1 м. при ширине земляного вала по верху 0.5 м.

Вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на резервуары низкого давления с понтонными и плавающими крышами.

Рис. 7.9а. Вертикальный цилиндрический

резервуар:

1 – световой люк; 2 – гидравлический предохранительный клапан; 3 – огневой предохранитель; 4 – дыхательный клапан; 5 – замерный люк; 6 – указатель уровня; 7 – люк-лаз; 8 – сифонный кран; 9 – хлопушка; 10 – приемо-раздаточные патрубки; 11 – перепускное устройство; 12 – управление хлопушкой; 13 – лебедка; 14 – подъемная труба; 15 – шарнир подъемной трубы; 16 – блок

Рис. 7.8б Резервуар с плавающим металлическим понтоном:

1 – уплотняющий затвор; 2 – периферийный короб понтона; 3 – мембрана из листового металла; 4 – стяжка; 5 – центральный короб понтона; 6 – направляющая труба; 7 – уплотнение направляющей трубы; 8 – люк-лаз; 9 – опоры для понтона; 10 – приемо-раздаточный патрубок с хлопушкой.

Рис. 7.8в. Общий вид сборного цилиндрического железобетонного резервуара:

1 – боковые панели; 2 – центральная опорная колонна; 3 – периферийная опорная колонна; 4 – металлическая облицовка; 5 – монолитное железобетонное днище; 6 – крыша

Понтон, плавающий на поверхности жидкости, уменьшает площадь испарения, а следовательно и потери. Понтон представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его плавучесть. Между понтоном и стенкой резервуара оставляется зазор шириной 100 – 300 мм. перекрываемый уплотняющими герметизирующими затворами разных конструкций. Различают плавающие понтоны металлические и из синтетических пенопластовых или пленочных материалов.

У резервуара с плавающей крышей роль крыши выполняет диск из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости

Оболочке резервуара каплевидного придают очертание капли жидкости и применяют для хранения легко испаряющихся нефтепродуктов.

Компрессорные станции принимают газ из сетей газосбора, аппаратов и резервуаров низкого и среднего давления, дожимают его до давления, обеспечивающего транспортирование газа до ГПЗ или до магистрального газопровода высокого давления.

Установки по улавливанию легких фракций (УЛФ) предназначены для предотвращения потерь нефти и нефтепродуктов за счет улавливания и утилизации испаряющихся легких фракций.

Сокращение потерь легких фракций нефти достигается герметизацией технологического оборудования от скважины до завода и эксплуатации резервуарных парков промыслов, головных сооружений и магистральных нефтепроводов оснащенных системой улавливания легких фракций (УЛФ).

Потери легких фракций возможны в резервуарах любых конструкций, на железнодорожных и водных наливных и сливных эстакадах и т.п.

Особо важное значение придается герметизации товарных парков головных сооружений и улавливанию легких фракций при заполнении емкостей и расширении газа в результате повышения температуры. Кроме сокращения потерь ценных углеводородов снижается пожароопасность объектов, уменьшается коррозия металла, улучшаются условия работы персонала, сохраняется окружающая среда.

Типичная система УЛФ из резервуаров товарных парков представлена на рис. 7.10

refdb.ru