Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация.
Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит, называется сепаратором, а сам процесс разделения—сепарацией. Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные. Вертикальный сепаратор представляет собой вертикально установ- ленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабжен- ный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и га- зовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также спе- циальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа. простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от отло- жений парафина и механических примесей. Они занимают относительно небольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов, где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстака- дах. Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостат- ки: меньшую производительность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшую эффективность сепарации.
Горизонтальный газонефтяной сепаратор состоит из тех- нологической емкости, внутри которой расположены две наклонные полки, пеногаситель, влагоотделитель и устройство для предотвращения образования воронки при дренаже нефти. Технологическая емкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа и нефти и люклазом. Наклонные полки выполнены в виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство.
Для повышения эффективности сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства. Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа состоит из технологической емкости и нескольких одноточных гидроциклонов.
Обезвоживание. При извлечении из пласта, движении по насосно-компрессорным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды, образуется водонефтяная эмульсия — механическая смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей. Одной из важнейших характеристик эмульсий является диаметр капель дисперсной фазы, так как от него зависит скорость их осаждения.
Для разрушения эмульсий применяются следующие методы: • гравитационное холодное разделение; • внутритрубная деэмульсация; • термическое воздействие; • термохимическое воздействие; • электрическое воздействие; • фильтрация; • разделение в поле центробежных сил.
Обессоливание. Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего получен- ную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последователь- ность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается. При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величи- ны менее 0,1%.
Стабилизация. Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутановых и частично бен- зиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке. Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагрева- ют до температуры 40…80°С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направля- 7. Добыча нефти и газа 199 ются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденси- руются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод. При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной ста- билизационной колонне под давлением и при повышенных температу- рах (до 240°С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фрак- ции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки. К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38°С не должно превышать 0,066 МПа (500 мм рт. ст.).
15. Системы промыслового сбора природного газа.
Существующие системы промыслового сбора природного газа классифицируются: • по степени централизации технологических объектов подготовки газа; • по конфигурации трубопроводных коммуникаций; • по рабочему давлению. По степени централизации технологических объектов подготовки газа различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора. При индивидуальной системе сбора каждая скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (ЦСП). Данная система применяется в начальный период разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга. Недостатками индивидуальной системы являются: 1) рассредоточенность оборудования и аппаратов по всему промыслу, а следовательно, сложности организации постоянного и высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля за работой этих объектов; 2) увеличение суммарных потерь газа по промыслу за счет наличия большого числа технологических объектов и т. д.
При групповой системе сбора весь комплекс по под- готовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), обслуживающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более). Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и далее потребителю. Групповые системы сбора получили широкое распространение, так как их внедрение позволяет увеличить мощность и коэффициент загрузки технологических аппаратов, уменьшить число объектов контроля, обслуживания и автоматизации, а в итоге—снизить затраты на обустройство месторождения. При централизованной системе сбора газ от всех скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителям.
По конфигурации трубопроводных коммуникаций различают бесколлекторные и коллекторные газосборные системы. При бесколлекторной системе сбора газ (подготовленный или нет) поступает на ЦПС со скважин по индивидуальным линиям. В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП. Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы. Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и применяется при разработке вытянутых в плане месторождений небольшим числом (2…3) рядов скважин. Лучевая газосборная сеть состоит из нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в виде лучей. Кольцевая газосборная сеть представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в случае выхода из строя одного из участков коллектора.
По рабочему давлению системы сбора газа делятся на вакуумные (Р<Р<Р1,6 МПа), низкого давления (0,1<Р<Р1,6 МПа), среднего давления (0,6<Р1,6 МПа) и высокого давления (Р>1,6 МПа).
