Блок схема переработки нефти на промыслах • ГПЗ 1 Сырая 1 1 • ДНС АГЗУ С-2 4 УПН УТН НПЗ нефть 3 • • 2 2 2 УПВ 5 • • 1. Газ; 2. Вода, отделенная от нефти; 3. Механические примеси; 4. Стабильная нефть; 5. Очищенная вода • • АГЗУ – автоматическая групповая замерная установка; ДНС - дожимная насосная станция; С-2 – сепарация второй ступени; УПН – установка подготовки нефти; УТН – установка товарной нефти; НПЗ нефтеперерабатыва ющий завод; ГПЗ газоперерабатываю щий завод; УПВ - установка подготовки воды.
Схема самотечной двухтрубной системы сбора нефти ГПЗ А 11 Б А – индивидуальная замерно-сепарационная установка КС 9 УПН 1 1 – скважины; 2 – ИЗУ; 8 7 1 5 2 3 4 Б – групповая замерносепарационная установка 9 6 5 10 4 3 – газопроводы; 4 – выкидные самотечные линии; 5 – участковые негерметизированные резервуары; 6 – насос; 7 – сборный коллектор; 8 – сырьевые резервуары; 9 – ГЗУ; 10 – сборный самотечный коллектор; 11 – сборный газопровод
Схема индивидуальной замерносепарационной установки 1 –сепаратор; В газосборную сеть или на ГПЗ 2 – мерник; 1 2 4 5 3 7 6 3 – регулятор уровня; 4 – предохранительный клапан; 5 – регулятор давления "до себя"; 6 – заглушка для пропарки выкидной линии и трапа от АСПО; 8 на СП 7 – основание для мерника; 8 – выкидная самотечная линия.
Схема групповой замерно-сепарационной установки 2 – мерник; 14 2 10 3 – регулятор уровня; 3 5 – регулятор давления "до себя"; 15 на СП 13 12 9 – выкидные линии; 5 9 11 10 – распределительная батарея; 11 – трап первой ступени; 12 – трап второй ступени; 13 – самотечный коллектор; Р=6. 105 Па Р=0, 7. 105 Па 14 – замерный трап; 15 – замерная диафрагма.
Недостатки самотёчных систем сбора нефти • • Работают за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок в начале и в конце нефтепровода. Мерник должен быть выше уровня земли, а в условиях гористой местности необходимо выбирать трассу подачи нефтепроводов, обеспечивающую нужный напор и пропускную способность; Необходима глубокая сепарация нефти от газа, для предотвращения образования в нефтепроводах газовых "мешков"; Выкидные линии и сборные коллекторы не рассчитаны на увеличение дебитов скважин и сезонные изменения вязкости нефти; Скорость потока жидкостей низкая. Это приводит к отложению механических примесей, солей и асфальтопарафинистых отложений; Потери нефти от испарения легких фракций и газа достигают 3 % от общего объема добычи. Основные источники потерь – негерметизированные мерники и резервуары, устанавливаемые у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках; Системы трудно поддаются автоматизации; Системы требуют большого количества обслуживающего персонала (операторов, лаборантов)
Герметизированные системы сбора нефти Выбор системы определяется: • • • Величиной и расположением месторождения; Физико-химическими свойствами нефти и пластовой воды; Местонахождением месторождения (суша или море) Характеристики месторождений: • • большие ~ 2000 км 2 средние ~ 200 км 2 • малые до 10 км 2
Схема герметизированной однотрубной, высоконапорной системы сбора нефти, газа и воды 8 9 1 4 2 3 – АГЗУ; 4 – сборный коллектор; 5 – УПВ; 6 – УПН; 16 5 16 2 – выкидные линии; 15 14 3 1 – эксплуатационные скважины; 4 6 11 7 12 7 – автоматизированная замерная установка товарной нефти; 8 – КНС; 10 13 9 – нагнетательные скважины; 10 – коллектор товарной нефти; 11 – парк товарных резервуаров; 12 – головная насосная станция; 13 – магистральный нефтепровод; 14 – сборный газопровод; 15 – ГПЗ; 16 –ДНС.
Схема герметизированной двухтрубной высоконапорной системы сбора нефти, газа и воды для гористой и всхолмленной местности 8 1 – эксплуатационные скважины; 9 4 3 1 15 14 2 16 16 5 6 11 7 10 2 – выкидные линии; 3 – АГЗУ; 4 – сборный коллектор; 12 5 – УПВ; 6 – УПН; 4 13 7 – автоматизированная замерная установка товарной нефти; 8 – КНС; 9 – нагнетательные скважины; . 10 – коллектор товарной нефти; 11 – парк товарных резервуаров; 12 – головная насосная станция; 13 – магистральный нефтепровод; 14 – сборный газопровод; 15 – ГПЗ; 16 –ДНС
Схема герметизированной системы сбора парафинистой нефти П 1, П 2, П 3 –путевые подогреватели на выкидных линиях, сборных коллекторах и магистральном нефтепроводе 9 14 8 5 П 1 1 15 6 П 2 4 7 16 16 П 2 1 – эксплуатационные 13 скважины; 2 – выкидные линии; 3 – АГЗУ; 3 2 10 П 3 11 12 4 – сборный коллектор; 5 – УПВ; 6 – УПН; 7 – автоматизированная замерная установка товарной нефти; 8 – КНС; 9 – нагнетательные скважины; 10 – коллектор товарной нефти; 11 – парк товарных резервуаров; 12 – головная насосная станция; 13 – магистральный нефтепровод; 14 – сборный газопровод; 15 – ГПЗ; 16 –ДНС.
Схема системы сбора нефти, газа и воды на прибрежных месторождениях 1 – эксплуатационные скважины; 2 – выкидные линии; 3 – АГЗУ; дорога 9 15 8 4 – сборный коллектор; 5 14 1 5 – УПВ; 6 – УПН; 2 3 Опоры для выкидных линий 12 4 7 – автоматизированная замерная установка товарной нефти; 6 7 Б ер ег м ор я 10 8 – КНС; 13 11 12 9 – нагнетательные скважины; 10 – коллектор товарной нефти; 11 – парк товарных резервуаров; 12 – головная насосная станция; 13 – магистральный нефтепровод; 14 – сборный газопровод; 15 – ГПЗ
Схема системы сбора нефти, газа и воды на месторождениях, расположенных вдали от берега 19 14 1 – скважина; 13 2 - выкидная линия; 8 11 1 9 7 10 6 2 3 - автомат, понижающий устьевое давление; 15 12 3 5 18 16 4 Приэстакадные площадки 17 4 - сборный коллектор; 5 - нефтесборный пункт; 6 – насос; 7 – ДКС; Подводный газопровод 8 – газопровод; 9 - подводный газопровод; 10 - сборный нефтепровод; 11 – УПН; 12 – АГЗУ; 13 – УПВ; 14 – КНС; 15 - нефтепровод; 16 - товарные резервуары; 17 - головная насосная станция; 18 – нефтепровод; 19 - нагнетательные скважины
Характеристика герметизированных систем сбора нефти Достоинства • • • Полностью устраняют потери легких фракций нефти; Значительно снижают возможности образования и отложения АСПО на стенках труб. Снижают металлоемкость системы. Сокращают эксплуатационные расходы на обслуживание системы. Обеспечивают возможность полной автоматизации сбора, подготовки и контроля качества товарной нефти. В некоторых случаях создают возможность транспортировки нефти, газа и воды по всей площади месторождения за счет давлений на устьях скважин. Недостатки • • Невысокая точность измерения дебита нефти и воды по отдельным скважинам; Утечки жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при глубиннонасосной эксплуатации скважин; Неполное использование потенциальной энергии сжатого газа и преждевременное прекращение фонтанирования скважин; При компрессорном способе добычи нефти на устье скважин поддерживается давление 1, 0÷ 1, 5 м. Па, а не 0, 3÷ 0, 4 м. Па, как при бескомпрессорном способе. Для подъема одинакового количества нефти, подачу газа в затрубное пространство необходимо увеличивать на 20÷ 40 %.
Требования к системам сбора, транспорта и подготовки нефти • высокая экономичность системы по металлоемкости, капитальным вложениям и эксплуатационным расходам; • полная герметизация системы сбора нефти и газа по всему пути движения от скважин до пунктов их подготовки; • малообъектность и надежность в эксплуатации; • возможность автоматизации и телемеханизации объектов, сокращения обслуживающего персонала; • возможность максимального использования ресурсов нефтяных газов, извлекаемых с нефтью.
Принципиальная технологическая схема сбора нефти и газа Бароняна – Везирова 1 2 6 5 7 8 1 – фонтанная скважина высокого давления; 9 2 – газосепаратор высокого давления; 3 – станок-качалка с подвесным компрессором; 3 11 12 4 – скважина; На УКПН 4 10 13 На газлифтные скважины На ГБЗ 5 – ГЗУ; 6 – газоотделитель (сепарация нефти); 7 – осушитель газа; 8 – отстойник; 9 – сборники нефти; 10 – насос; 11 – сырьевые резервуары установки комплексной подготовки нефти; 12 – вакуум-компрессор; 13 – компрессоры.
Принципиальная технологическая схема промыслового сбора и нефти и газа института Гипровостокнефть На ГБЗ 1 2 – групповой замерный трап; 7 2 1 – скважина; 3 3 – трапы первой ступени сепарации; 6 От скважин 8 5 3 На ГБЗ На УКПН От замерных устройств 4 4 – дожимные насосы; 5 – аварийная емкость; 6 – трап второй ступени сепарации; 7 – трапы третьей ступени сепарации; 8 – технологические емкости УКПН
Принципиальная технологическая схема однотрубной системы сбора и транспорта нефти и газа института Тат. НИПИнефть 1 1 1 – скважина; На ГБЗ 2 – насос– компрессор; 3 7 4 2 4 – трап первой ступени сепарации; 2 1 3 – массовый расходомер; 3 На УКПН 5 1 6 5 – трап второй ступени сепарации; 6 – насосы; 7 – сырьевые резервуары
Принципиальная технологическая схема двухтрубной системы сбора и транспорта нефти и газа с двухступенчатой сепарацией (института Баш. НИПИнефть На ГБЗ 2 3 7 9 6 1 2 – замерный трап; 4 3 – трап первой ступени сепарации; 8 4 – трап второй ступени сепарации; 5 3 4 1 – скважина; 5 – эжектор; 10 1 6, 9 – сепараторы; 12 5 11 7 – компрессоры; 8 – холодильники газа; 10 – насосы; 11 – резервуары; 12 – мягкий газгольдер
Принципиальная технологическая схема самотечного промыслового сбора и транспорта нефти и газа 2 1 1 – скважина; 4 2 – рабочие трапы; От скважин 3 2 3 – замерные трапы; 4 – мерники; От скважин 5 – промысловые компрессоры; 4 На ГБЗ 5 8 6 6 – резервуары сборного пункта; 7 – насосы; 8 – резервуары товарного парка На УКПН 7
СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ • • • для получения нефтяного газа, используемого как химическое сырье или топливо; для уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения гидравлических сопротивлений; для разложения образовавшейся пены; для отделения воды от нефти при добыче нестойких эмульсий; для уменьшения пульсации, при транспортировании нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти. ь ь ь При моментальной сепарации нефти существенно увеличивается уносимое количество тяжелых углеводородов быстро движущейся струёй свободного газа. При ступенчатой сепарации подбором давлений на ступенях можно достичь выделения в основном только свободного газа. Многоступенчатая сепарация нефти позволяет не только сократить унос тяжелых фракций с газами, но и снижает унос нефтью легких свободных газов.
Нефтяные эмульсии ь • • • Типы нефтяных эмульсий Прямого типа - нефть в воде (Н/В). Основная часть. Содержание пластовой воды: от десятых долей процента до 90 %. Обратного типа- вода в нефти (В/Н). Редкие. Содержат менее 1 % нефти. «Старение" эмульсии упрочнение пленки эмульгатора с течением времени. Продолжается от нескольких часов до 3÷ 4 дней. Первоначально процесс идет очень интенсивно, по мере насыщения поверхностного слоя глобул эмульгаторами замедляется и даже прекращается. Оболочки вокруг глобул воды становятся очень прочными и трудно поддаются разрушению. ь • • • Основные характеристики нефтяных эмульсий: Агрегативная устойчивость (стойкость); Вязкость; Размер глобул водной фазы В совокупности эти параметры отражают интенсивность эмульгирования нефти, её физикохимические свойства и адсорбцию эмульгатора
Нефтяные эмульсии ь • • • Устойчивость эмульсий способность в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на две несмешивающиеся фазы. Устойчивость водонефтяных эмульсий определяется временем их существования и рассчитывается как отношение высоты столба эмульсии, к средней линейной скорости самопроизвольного расслоения системы. Устойчивость колеблется от нескольких секунд до многих лет. Устойчивости способствуют природные эмульгаторы – асфальтены, нафтены, смолы, парафины и растворенные в пластовой воде соли и кислоты, а также механические примеси, образующие на каплях эмульсии механически прочные оболочки, препятствующие их коалисценции. ь ь ь • • • Интенсивность разрушения эмульсий может быть охарактеризована отношением суммарного содержания асфальтенов (а) и смол (с) к содержанию парафинов (п) в нефти. Показатель характеризует углеводородный состав нефти и предопределяет способ деэмульгирования По отношению суммарного содержания асфальтенов и смол к содержанию парафина нефти разделяются на: смешанные ((а+с)/п=0, 951÷ 1, 400) смолистые ((а+с)/п=2, 759÷ 3, 888) высокосмолистые ((а+с)/п=4, 774÷ 7, 789).
Нефтяные эмульсии ь • ь • • Вязкость эмульсии Для эмульсий В/Н вязкость эмульсии нефти, содержащей 10, 20, 30 или 40 % воды, вязкости нефти, умноженной на 1. 3; 1. 8; 2. 7; 4. 1 соответственно. На стойкость водонефтяных эмульсий влияет интенсивность перемешивания нефти с водой, которая зависит от способа добычи. Эмульсии, образующиеся при фонтанном и газлифтном способах добычи характеризуются высокой стойкостью. Стойкость эмульсии при добыче нефти штанговыми насосами ниже, чем при добыче погружными центробежными насосами. • По размеру глобул воды и степени старения, нефтяные эмульсии разделяют на легкорасслаивающиеся, средней стойкости и стойкие. • Для легкорасслаивающихся эмульсий характерны крупные глобулы размером от 50 до 100 мкм, • Стойкие эмульсии содержат глобулы размерами 0, 1÷ 20 мкм. • Глобулы эмульсий средней стойкости имеют промежуточные значения.
ь • • • ь ь Нефтяные эмульсии Факторы, приводящие к образованию нефтяных эмульсий: Совместное поступление нефти и воды из скважины Интенсивное перемешивание Присутствие в нефти природных эмульгаторов Для раздельного извлечения нефти и воды скважины оборудуют двумя колоннами: для нефти и для воды. Фильтр колонны для подъема воды опускают в нижнюю часть скважины. Для добычи нефти используют кольцевой зазор между эксплуатационной колонной и колонной добычи воды или отдельную колонну, прием которой находится ниже кровли пласта. Скважина может быть оборудована для извлечения нефти и воды фонтанным способом или нефти фонтанным, а воды механизированным способом. Вода Нефть Нефтяной пласт Вода А Б А – скважина с одной колонной; Б – скважина с двумя колоннами • ь • При малых давлениях оба подъемника оборудуют для извлечения механизированным способом. На забое скважины трудно поддерживать уровень раздела нефти и воды Разделение продукции нарушается: в подъемник отбора нефти поступает вода и наоборот.
Скачать презентацию Блок схема переработки нефти на промыслах ГПЗ
Переработка нефти на промыслах.ppt