Этапы подготовки нефти. Сепарация. Лекция 1

1. ЛЕКЦИЯ 1

Этапы подготовки нефти. Сепарация

2.

3.

4.

5.

6.

Промысловый сбор и подготовка нефти и газа заключаются в
последовательном изменении состояния продукции нефтяной скважины и
отдельных ее составляющих (нефти и газа), завершающемся получением
товарной продукции, соответствующей вышеуказанным показателям.

7.

Современные месторождения обустраивают герметизированными
системами сбора, подготовки и транспорта продукции скважин,
позволяющими полностью исключить потери легких фракций нефти

8.

Продукция скважин по выкидным линиям поступает в автоматические
групповые замерные установки (АЗГУ), где производится поочередное
измерение количества добываемых из каждой скважины нефти, газа и воды.
Затем по сборному коллектору 3 совместно продукция скважин
направляется в дожимную насосную станцию (ДНС). На этом этапе давление
нефти снижается от 1,0-1,5 МПа на устье скважин до 0,7 МПа на входе в ДНС.
На ДНС производится первая ступень сепарации до 0,3 МПа.
Отсепарированный газ под собственным давлением направляется на
газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а газонасыщенная нефть и вода по
сборному коллектору 5 насосами перекачиваются на центральный пункт сбора
(ЦПС). Здесь в установках комплексной подготовки нефти (УКПН) происходит
окончательная стабилизация нефти и ее обезвоживание и обессоливание.
Товарная нефть собирается в товарном резервуарном парке (РП). Вода,
пройдя установку подготовки воды (УПВ), закачивается в пласт для
поддержания в нем давления. Газ поступает на ГПЗ, где из него выделяются
тяжелые углеводороды и «сухой» газ. Газ компрессорами подается в
магистральный газопровод.

9.

Технологическая модель системы сбора промысловой продукции, сепарации,
транспорта и подготовки нефти и воды с использованием современных
технологий состоит из семи элементов; составные части элементов приведены
на рисунке.

10.

Элемент 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) происходит узел первичного замера и учета продукции на месторождении.
Элемент 2 – Включает 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.
Элемент 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.
Элемент 4 – ДНС – УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки
комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел
называется «центральный пункт сбора продукции» ЦПС.
Элемент 5 – ДНС – установка предварительного сброса воды
Элемент 6 – УПСВ – КНС (кустовая насосная станция). Отделившаяся водная фаза
необходимого качества и количества из резервуаров насосами подается на КНС для
нагнетания в пласт.
Элемент 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.

11.

Сепарацией газа от нефти называют процесс отделения головных углеводородов и сопутствующих
газов. Он происходит при снижении давления и повышении температуры нефти, а также вследствие
молекулярных диффузий углеводородных и других компонентов, содержащихся в нефти, в
пространство с меньшей концентрацией их, находящееся над нефтью.
Сепараторы делятся:
1) по назначению — замерно-сепарирующие и сепарирующие;
2) по геометрической форме и положению в пространстве — цилиндрические,
сферические, вертикальные, горизонтальные и наклонные;
3) по типу обслуживаемых скважин — фонтанные, компрессорные тс насосные;
4) по характеру проявления основных сил — гравитационные, инерционные
(жалюзийные) и центробежные (гидроциклонные);
5) по рабочему давлению — высокого (6,4 МПа), среднего (2,5 МПа), низкого (0,6 МПа)
давления и вакуумные;
6) по числу обслуживаемых скважин — индивидуальные и групповые;
7) по числу ступеней сепарации — первой, второй, третьей и т. д.;
8) по разделению фаз — двухфазный (нефть + газ), трехфазный (нефть + газ+ вода).
I – основная сепарационная секция; II – осадительная секция;
III – секция сбора нефти; IV – секция каплеуловительная;
1 – ввод продукции скважин; 2 – раздаточный коллектор; 3 – регулятор уровня
«до себя»; 4 – каплеуловительная насадка; 5 – предохранительный клапан;
6 – наклонные плоскости; 7 — датчик регулятора уровня поплавкового типа;
8 – исполнительный механизм; 9 – патрубок; 10— предохранительный клапан;
11 – водомерное стекло; 12 – отключающие краники; 13 – дренажная трубка.

12.

В нефтяных сепараторах любого типа различают четыре секции.
1 Основная сепарационная служит для основного разделения продукции
скважины на газ и жидкость. Ввод продукции скважины в секцию осуществляется
тангенциально или нормально, но с применением специальных конструкций
газоотборника (дефлектора). Газ, выделившийся из продукции скважины из
подвода, а также дополнительно под влиянием центробежной силы и в результате
изменения потока жидкости поднимается вверх и выводится из газосепаратора, а
жидкость опускается вниз.
2 Осадительная. В ней дополнительно выделяются пузырьки газа,
содержащиеся в нефти в состоянии окклюзии, то есть поглощенные ею или не
успевшие из нее выделиться. В осадительной секции происходит выделение газа из
нефти, которое усиливается, если нефть стекает по одной или нескольким
дефлекторам и плавно, без брызг сливается в слой, расположенный в нижней части
газосепаратора.
3 Секция сбора жидкости служит для сбора жидкости, из которой почти
полностью выделился газ при давлении и температуре, поддерживаемых в
газосепараторе. Эта секция может быть подразделена на две: одна, верхняя, служит
для нефти; другая, нижняя, для воды, и имеет самостоятельные выводы из
сепаратора. Слой жидкости, устанавливаемый в секции, поддерживается
уровнедержателем.
4 Влагоуловительная. Она расположена в верхней части газосепаратора. Ее
назначение – улавливать частицы жидкости, увлекаемые потоком газа.

13.

14.

Для сепарации нефти от газа на первой ступени положительно
зарекомендовал себя горизонтальный сепаратор

15.

Замерно-сепарационные установки
Замерно-сепарационными называют установки, в которых происходит
замер продукции скважины и сепарация газа, иногда нефти и пластовой воды,
с твердыми механическими примесями (песок и прочее). Они являются одним
из основных элементов системы сбора нефти. Если замерно –сепарационная
установка обслуживает одну скважину, ее называют индивидуальной, более –
групповой замерно – сепарационной установкой.
К преимуществам индивидуальных замерно-сепарационных установок
относится возможность более точного замера продукции скважины, так как
при этом исключается влияние других скважин при негерметической
запорной арматуре групповых установок.
К недостаткам следует отнести повышенный удельный расход металла,
то есть расход металла, приходящийся на одну обслуживаемую скважину, и
территориальную трудность обслуживания их. При применении
автоматического учета продукции или счетчиков нефти, газа и воды
территориальная трудность обслуживания значительно уменьшается.

16.

Преимущества групповых замерно-сепарационных установок перед
индивидуальными следующие:
1 значительно сокращается удельный расход металла, приходящийся на
одну скважину, обслуживаемую установкой;
2 сокращается штат обслуживающего персонала;
3 система сбора нефти более компактна.
Недостатки у групповых замерно-сепарационных установок следующие:
1 дополнительное образование нефтяной эмульсии при совместном
движении нефти и газа в значительно большом объеме по более длинному
участку трубы, чем при индивидуальных установках, соединяющих скважины с
установкой ( это имеет особенное значение при фонтанном и компрессорном
способах добычи нефти);
2 дополнительное диспергирование воды в нефти при прохождении
продукции скважин через запорную арматуру и в местах резких поворотов в
распределительной батарее установки;
3 при несвоевременном обнаружении негерметичности закрытия запорной
арматуры в распределительной батарее установки жидкость, прошедшая через
неплотности, может попасть в мерник, что приведет к неверным результатам
замера производительности скважины, продукция которой направлена в мерник.