ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ПРОЕКТАМ ОБУСТРОЙСТВА МЕСТОРОЖДЕНИЙ И СИСТЕМАМ СБОРА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

Под общей редакцией Хафизова А.Р., Пестрецова Н.В., Шайдакова В.В.

Авторы: ___________________Хафизов А. Р., Чеботарев В.В., Пестрецов Н.В., Шайдаков В.В., Лаптев А.Б., Бугай Д.Е., Емельянов А.Н., Каштанова Л.Е., Чернова К.В.

Сбор, подготовка и хранение нефти. Технология и оборудование.Учебное пособие. /________ А.Р. Хафизов, Н.В. Пестрецов, В.В.Чеботарев и др. ; Под ред. А.Р.Хафизова, Н.В. Пестрецова, В.В.Шайдакова.

В учебном пособии, написанном специалистами нефтяной компании "ЮКОС" и Уфимского государственного нефтяного технического университета, изложены особенности сбора , подготовки и хранения нефти. Подробно описаны современные технологии и оборудование. Учебное пособие предназначено для студентов, аспирантов, слушателей курсов повышения квалификации.

Табл.___. Ил____. Библиогр.: ____ назв.

_______Хафизов А.Р., Чеботарев В.В., Пестрецов Н.В. Шайдаков В.В.,

Лаптев А.Б., Бугай Д.Е., Каштанова Л.Е.,

Емельянов А.В., Чернова К.В., 2002

СОДЕРЖАНИЕ

с.

ВВЕДЕНИЕ

Технологические процессы сбора и подготовки углеводородного сырья заключаются в последовательном изменении состояния продукции нефтяной скважины и отдельных ее составляющих (нефть и газ), завершающийся получением товарной продукции. Технологический процесс после разделения продукции скважины состоит из нефтяного и газового материальных потоков.

Технология сбора, очистки и использования пластовой воды является особым процессом, который обычно рассматривается отдельно. Технология сбора и обработки нефти и газа состоит из трех последовательных этапов: 1)разделение; 2) сбор; 3) доведе­ние нефти и газа до нормированных свойств, устанавливаемых стандартами. На третьем этапе нефтяной поток подвергается очистке от пластовой воды и минеральных солей и извлечению из него углеводородов для стабилизации нефти, что позволяет уменьшить потери углеводородов при хранении и транспорте. На этом же этапе из газового потока извлекаются тяжелые углеводороды (отбензинивание) с целью получения товарного газа и сжиженных углево­дородов. Следовательно, третий этап является завершающим этапом сбора нефти и газа. Этот этап называют подготовкой нефти или газа.

Под технологической схемой сбора и подготовки нефти и газа пони­мается графическое изображение процесса разделения и последовательного и непрерывного изменения состояния материальных потоков углеводородного сырья, завершающегося получением товарной нефти, товарного газа и товарных сжиженных углеводородов. Системы сбора и подготовки нефти и газа представляют комплекс последовательных и взаимосвязанных аппаратов, механизмов, машин и сооружений, обеспечивающих выполнение условий, предусмотренных в технологической схеме.

Учебное пособие выполнено с использованием следующих источников /1 – 16/.

ГЛАВА 1

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ПРОЕКТАМ ОБУСТРОЙСТВА МЕСТОРОЖДЕНИЙ И СИСТЕМАМ СБОРА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

Перекачка нефти и газа от замерных установок к пунктам их подготовки называют сбором нефти или газа.

Выбор системы сбора нефти газа осуществляется на основании следующих исходных данных, необходимых для составления проекта обустройства :

1) размеры и пространственная форма месторождения;

2) динамика количества скважин по способам добычи нефти по годам до конца разработки нефтяного месторождения;

3) сетка размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин и число;

4) динамика добычи нефти, нефтяного газа и пластовой воды по годам, желательно до конца разработки нефтяного месторож­дения;

5) динамика устьевого давления фонтанных скважин по годам, также желательно на весь период разработки;

6) динамика пластовых давления и температуры в течение пе­риода разработки;

7) структурная карта месторождения с контурами нефтенос­ности и газоносности и расположением скважин па ней;

8) глубины забоев и фильтров скважин;

9) изменение температуры по стволу фонтанных и насосных скважин;

10) динамика газового фактора при атмосферных условиях разгазирования пластовой нефти, состав газа и его плотность;

11) состав добываемой нефти, плотность и вязкость ее, содер­жание парафина, смол, асфальтенов, сероводорода и углекислого газа;

12) физико-химическая характеристика пластовых вод (ионный состав, плотность, рН, коррозионная активность);

13) климатические и метеорологические условия района нефтяного месторождения, в частности количество выпадающих осадков, максимальную и минимальную температуру воздуха, глубину промерзания почвы;

14) источники воды, электроэнергии, наличие железных и шос­сейных дорог;

15) топографическая карта.

Система сбора и подготовки нефти, газа и воды на нефтяном месторождении, предназначена и должна обеспечивать :

1) автоматическое измерение количества нефти, газа и воды по каждой скважине;

2) герметизированный сбор нефти, газа и воды на всем пути движения - от скважин до магистрального нефтепровода;

3) доведения нефти, газа и пластовой воды на технологических установках до норм товарной продукции, автоматический учет этой продукции и передача ее транспортным организациям;

4) возможность ввода в эксплуатацию части месторождения с полной утилизацией нефтя­ного газа до окончания строительства всего комплекса сооруже­ний;

5) надежность эксплуатации технологических установок и возможность полной их автоматизации;

6) изготовление основных узлов системы сбора нефти и газа и оборудования технологи­ческих установок индустриальным способом в блочном и мо­дульном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса.

Основные задачи, рассматриваемые в проектах обустройства:

1) обеспечение сбора и подготовки запланированного количества нефти и газа к дальнейшей транспортировке;

2) совместный сбор и транспортировка по выкидным линиям, идущим от каждой скважины нефти, газа и воды (если последняя имеется) до автомати­зированных групповых замерных установок (АГЗУ);

3) измерение нефти, газа и воды по каждой в отдельности скважине на АГЗУ;

4) совместная или раздельная транспортировка обводненной и не­обводненной нефти по сборным коллекторам от АГЗУ до устано­вок подготовки нефти (УПН);

5) подготовка нефти, газа и плас­товой воды до товарных кондиций и передача нефти и газа через автоматизированные установки транспортной организации (табл.1.1а и 1.1б).

Таблица 1.1а

Нормативные данные по качеству нефти (ГОСТ 9965-76)

Пластовая вода, добытая и отделенная от нефти, транспортируется к нагнета­тельным скважинам месторождения для закачки ее в пласт с целью поддержания пластового давления.

Таблица 1.1б

Нормативные данные по качеству нефти (ГОСТ 51858-2002)

Сбор и транспортировка нефти, газа и воды осуществляется по системе промысловых нефтепроводов, газопроводов, водоводов. Под технологическими установками подготовки нефти, газа и воды понимается комплекс оборудования и аппаратов, в которых непрерывно и последовательно осуществляются физико-химические процессы разрушения эмульсий, обезвоживание, обессоливания, удаление механических примесей, утилизации отходов. Завершающим этапом использования технологических установок является получение то­варной продукции: нефти и газа для отправки в магистральный трубопровод, сточной воды для закачки в пласт. При добыче нефти вместе с ней на поверхность извлекаются большие объемы пластовой высокоминерализованной воды, в нефтяном газе могут содержаться весьма вредные для здоровья людей и окружающей живой природы сероводород и углекислый газ (содержание H₂S в воздухе свыше 3 мг/м³ опасно для жизни людей). Сброс пластовых вод без тщательной их очистки в откры­тые водоемы и реки может привести к уничтожению фло­ры и фауны. Недопускается также возможность контакта сточных вод при их закачке в пласт с водами, добываемыми для хозяйственных и промышленных нужд. Нефтяной или природный газы, содер­жащие сероводород и углекислый газ, обрабатываются на специ­альных очистных установках или получают из него элементарную серу.

1.1 Особенности обустройства объектов и требования к качеству подготовки нефти за рубежом

За рубежом в промысловых условиях, как правило, осуществ­ляется только обезвоживание нефти. Применяемая технология опре­деляется особенностями системы сбора, мощностью оборудования, свойствами и обводненностью нефти, степенью минерализации пла­стовых вод, способом эксплуатации и условиями разработки нефтя­ных месторождений, их отдаленностью от нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) и климатическими условиями. Несмотря на крайнее разнообразие технологических схем сбора и промысловой подготовки нефти за рубежом, во всех случаях предусматривается обработка в аппаратах, встроенных в общую систему сбора и транспорта продук­ции скважин. При обезвоживании нефти на промыслах достигается удаление из нее основного количества воды и раство­ренных в ней солей, а также механических примесей. Парафин и другие органические вещества считается целесообразным не удалять из нефти. Для этого создаются условия для поддержания этих веществ во взвешенном состоянии и транспортирования на НПЗ. Обезво­живание нефти в небольших объемах (до 1–2 млн. м³/ год) осуществляется в блочных сепараторах-деэмульсаторах и герметизированных резервуарах, встроенных в технологическую схему сбора и транспор­та нефти и газа, не выделяемых в самостоятельные объекты и не тре­бующих автономного обслуживания. Обезвоживание нефти в больших объемах (до 6 млн.м³/ год) проводится на центральных сборных пунктах при комплексном использовании резервуаров, нагревателей-деэмульсаторов. На этих объектах процесс обезвоживания нефти в самостоятельную операцию также не выделяется и является одним из большого числа операций по приему и измерению объемов продук­ции скважин, сепарации газа высокого и низкого давления, горячей сепарации, осушке газа и отбору пропан-бутановых фракций, их от­качке или возврату в нефть, компримированию газа, многоступенчатому сбросу и очистке пластовой воды, ее закачке в пласт или сбросу в океан, осуществляемых на сборном пункте. Обслуживает все эти процессы и операции один и тот же технический персонал. Типовые установки подготовки нефти на месторождениях также не применя­ются, используются типовое блочное оборудование, входящее в различные схемы. При обустройстве площадок как мелких, так и круп­ных пунктов сбора продукции скважин, сепарации газа, подготовки нефти и очистки воды капитальные здания не строятся. Широко используются каркасные конструкции с теплоизолированными листовыми металлическими панелями. Оборудование, как правило, устанавливают на фундаментах или салазках, техноло­гические площадки бетонных покрытий не имеют, широко применя­ется гравийная отсыпка. В районах с суровыми климатическими условиями (например, Аляска) применяются технологические блоки-модули, а щитовые конструкции используются для объединения нагревателей-деэмульсаторов в самообогреваемые производственные блоки, в которых размещаются необходимая контрольно-измерительная и регу­лирующая аппаратура, насосы, дозаторы и другое оборудование.

Многие виды оборудования, в том числе и компрессорные станции, монтируются на открытых площадках, окруженных щитами, нижняя часть которых для улучшения условий работы в летний пери­од удаляется. Тепло компрессорных станций при необходимости утилизируется с помощью воздушных калориферных устройств. Для обогрева вспомогательных помещений на объектах широко использу­ется тепло гликолевых установок, применяемых при осушке газа. Технологические схемы подготовки нефти и набор оборудования определяются большим числом весьма разнообразных факторов: уровнем добычи, качеством добываемой нефти, требованиями со стороны нефтепроводных компаний к качеству нефти, природно-климатическими условиями, отдаленностью от месторождений и начальными извлекаемыми запасами, взаимным расположением месторождений, разрабатываемых од­ной и той же фирмой и т.д. Теплообменная аппаратура, как правило, не применяется. Обезвоживание нефти на наиболее крупных узлах осуществляется с помощью технологической пары нагреватель-резервуар (Канада, Венесуэла, США, Иран, ФРГ, Нигерия, Франция), причем технологические резервуары оборудованы газовой обвязкой и во многих случаях снабжены малогабаритными сепараторами горячей ступени. На многих мелких месторождениях в качестве отстойной аппаратуры также применяются герметизированные резервуары. Иногда для обезвоживания нефти используют электродегидраторы, но в США и других районах на крупных сборных пунктах отказыва­ются от применения даже уже построенных электродегидраторов и стремятся осуществлять подготовку нефти с использованием резервуаров. В Венесуэле деэмульсаторы служат для нагрева дренажной воды, являющейся теплоносителем, а подготовка нефти осуществляется в резервуарах, в которые поступает эмульсия, разрушенная в коротких участках трубопроводов, подводящих про­дукцию скважин к резервуарам. В Нигерии обезвоживание нефти проводят в две ступени, причем качественную нефть получают отстаиванием в герметизированных резервуарах, а разрушению в деэмульсаторах подвергают лишь промежуточный слой и концентриро­ванную эмульсию, отбираемые из этих резервуаров. Во Франции под­готовка нефти осуществляется по пути ее движения: обезвоживание нефти – на месторождении Луго и обессоливание – на территории месторождения Парантин.

В Алжире нефть, поставляемая на экспорт, имеет содержание воды и солей соответственно около 1% и 60 мг/л. Это достигается обработкой нефти в электродегидраторах и ее последующим отстаи­ванием в резервуарах в течение суток. Качество нефти по пути ее движения постоянно улучшается за счет сброса воды из промысловых резервуаров, магистральных трубопроводов, резервуаров портовой перевалочной базы. Герметизированные резервуары, из которых все­гда отбирается выделившийся газ, используют в качестве второй ступени сепарации, концевой ступени сепарации, технологических резервуаров предварительного сброса пластовой воды, отстойных аппаратов, горячей ступени сепарации, товарных резервуаров. В большинстве случаев резервуары используют комбинированно. Сырьевые резервуары в технологической цепи скважина–система ЛАКТ, как правило, отсутствуют, и нефть из скважин поступает непосредственно в технологические аппараты для сепарации газа и по­следующей ее деэмульсации. Однако система ЛАКТне исключает строительства и использования резервуаров, в которых нефть после ее подготовки в деэмульсаторах выдерживают значительное время для отбора легких фракций. С целью предотвращения старения эмульсии применяется подача деэмульгатора на устье скважин и головные уча­стки трубопроводов. Сброс воды осуществляется во всех удобных для этой цели точках, включая групповые установки. Единых требований на содержание в нефти различных компонентов , продаваемой нефтепроводным ком­паниям, не существует. Нефть в основном только обезвоживается, хотя содержание солей в пластовой воде в несколько раз ниже, чем, например, на месторождениях европейской части нашей страны. Так, содержание солей в нефти при одном проценте воды в ней но некото­рым месторождениям достигает: Уэйминг (США) – 9–1 мг/л, Кирикири (Венесуэла) – 117 мг/л, Вилмингтон (США) – 234 мг/л, Канзас Уэст (США) – 1232 мг/л, Муф Ко (США) – 1881 мг/л. В Калифорнии (США) считалось допустимым содержанием воды и мехпримесей в нефти до 3%, Мидконтиненте 1–2%, на юге США – 1–2%, на Аляске 0,5%.

Однако все чаще к качеству нефти предъявляются повышенные требования. Для многих месторождений допускаемое содержание воды и мехпримесей в нефти составляет 0,3%. В Канаде существуют единые нормы на содержание воды и мехпримесейв поставляемой нефти, определяемое величиной 0,5%. Содержание солей в нефти не лимитируется. В Ев­ропе существуют другие требования к нефтям, которые обусловлены в основном тем обстоятельством, что большое число нефтеперераба­тывающих заводов работает на высококачественных нефтях европей­ского континента, Ближнего и Среднего Востока, практически не со­держащих при добыче воду и соли. Здесь допустимое содержание со­лей в нефти, поступающей на НПЗ, обычно лимитируется 55–85 мг/л. Однако в ФРГ допустимое содержание воды в нефти, поставляемой па НП3, составляет 1%, а солей – 200 мг/кг нефти. При изготовлении электродного кокса вводится дополнительное ограничение на содер­жание в нефти золы, которое не должно превышать 200 мг/кг нефти. В отдельных случаях на заводы направляется нефть с содержанием солей 10–30 мг/л. В целом нормы на допустимое содержание балласта в нефти определяются технологическими трудностями удаления воды на месторождениях до минимальных значений современными техни­ческими средствами и уровнем затрат для осуществления этого про­цесса.