Меню

Нефть от скважины до магистрального трубопровода



Нефть от скважины до магистрального трубопровода

01.04.2016 23:41 — дата обновления страницы

Основы нефтяной и газовой промышленности

e-mail:
office@matrixplus.ru
tender@matrixplus.ru

icq:
613603564

skype:
matrixplus2012

телефон
+79173107414
+79173107418

г. С аратов

Полезные ссылки

поддержка проекта:
разместите на своей странице нашу кнопку! И мы разместим на нашей странице Вашу кнопку или ссылку. Заявку прислать на e-mail

Liveinternet

Путь нефти и газа от месторождения до потребителя

Нефть поступает из недр земли по специально пробуренным до нефтяных продуктивных пластов эксплуатационным скважинам. Вместе с нефтью поднимаются на поверхность различные механические примеси (частицы породы, цемента), растворенный в нефти газ (попутный газ), вода и минеральные соли в виде кристаллов в нефти и раствора в воде. Присутствие воды с растворенными минеральными солями в нефти приводит к удорожанию транспорта в связи с возрастающими объемами транспортируемой жидкости, а также приводит к усиленной коррозии металла трубопроводов и оборудования, затрудняет переработку нефти. Наличие механических примесей вызывает абразивный износ трубопроводов, нефтеперекачивающего оборудования, затрудняет переработку нефти. Легкие фракции нефти (попутный газ) являются ценным сырьем для нефтехимической промышленности. Поэтому необходимо стремиться не только к снижению потерь легких фракций из нефти, но и к сохранению всех углеводородов, извлекаемых из недр для последующей их переработки. Перед подачей нефти в магистральный трубопровод следует отделить механические примеси, воду, соли и попутный газ. Подготовку нефти к транспорту производят на промыслах. Сбор и подготовка нефти и попутного газа на площадях месторождений, начинающиеся с устья скважины и заканчивающиеся на установках подготовки нефти и газа, являются единой технологической системой. Нефть от группы скважин поступает на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). На этих установках замеряется количество нефти из каждой скважины. Здесь же нефть подвергают частичным дегазации (удалению газа) и обезвоживанию. Затем частично дегазированная и обезвоженная нефть поступает по трубопроводу на центральный пункт сбора (ЦПС). На ЦПС расположены установка комплексной подготовки нефти (УКПН) и установка подготовки воды (УПВ). На УКПН выполняют окончательную подготовку нефти, т.е. ее дегазацию, обезвоживание и очистку от механических примесей. Вода, выделенная из нефти, поступает на УПВ, где осуществляют ее необходимую подготовку и очистку. Подготовленная вода поступает на кустовые насосные станции (КНС), а оттуда под давлением до 20 МПа закачивается через специальные нагнетательные скважины в продуктивные нефтяные пласты. Закачка воды в пласт оказывает давление на нефть и вытесняет ее к забоям скважин, повышая дебит каждой скважины и продлевая период фонтанной эксплуатации. Попутный (нефтяной) газ, отделенный от нефти на УКПН, направляют для переработки по газопроводу на ГПЗ. Нефть, подготовленная на УКПН, поступает на головную насосную станцию, которая создает необходимое давление для обеспечения перемещения нефти по магистральному трубопроводу. Это давление в нефтепроводах достигает 6,4 МПа. Но по мере удаления от головной насосной станции за счет гидравлического сопротивления давление в нефтепроводе снижается. Поэтому обычно через каждые 100-150 км по трассе нефтепровода устанавливают промежуточные насосные станции (ПНС), которые и поддерживают необходимый режим транспортировки нефти по нефтепроводу. По магистральному нефтепроводу нефть поступает на НПЗ, где из нее получают различные нефтепродукты (бензин, керосин, дизельное топливо, мазут, различные масла). От НПЗ нефтепродукты различным транспортом — по нефтепродуктопроводам, железнодорожным, водным направляют на нефтебазы и затем к потребителям. По нефтепродуктопроводам обычн0 транспортируют нефтепродукты со сравнительно небольшой вязкостью (бензин, керосин, дизельное топливо). Транспортировка по трубопроводам нефтепродуктов с большей вязкостью (например, мазута) связана с большими трудностями. Для снижения вязкости мазута его предварительно подогревают. Транспортировку мазута по трубопроводам осуществляют только на короткие расстояния (50-100 км). Часть нефтепродуктов транспортируют железнодорожным и водным транспортом (танкерами, баржами и в мелкой таре).

Взаимодействие основных объектов газовой промышленности выглядит следующим образом. Газ из продуктивных пластов под действием пластового давления поступает на поверхность земли из специально пробуренных скважин, называемых эксплуатационными газовыми скважинами. Газ, выходящий из эксплуатационных скважин, содержит механические примеси (твердые частицы породы, частицы ржавчины, частицы твердого цемента), влагу, конденсат (на газоконденсатных месторождениях), а также на некоторых месторождениях — сероводород и ценный инертный газ — гелий. Большое количество сероводорода содержат газы Оренбургского и Астраханского газовых месторождений. Поэтому газ перед подачей в магистральный газопровод подвергают специальной промысловой подготовке, для осуществления которой газ от скважин по трубопроводам — шлейфам поступает на установку предварительной подготовки газа (У ПП Г), а затем на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). На этих установках происходит очистка газа от механических примесей, удаление влаги из газа и отделение конденсата. Отделенный от газа конденсат направляют по трубопроводу на ГПЗ. При наличии в составе газа повышенных количеств сероводорода (5 % и более) и инертного газа — гелия газ перед подачей в магистральный газопровод поступает на ГПЗ, где его очищают от сероводорода и получают ценный инертный газ — гелий. Затем подготовленный газ направляют на головные сооружения и после этого на головную компрессорную станцию (ГКС). Назначение ГКС — создание начального давления в газопроводе до 7,5 МПа (в перспективе до 10-12 МПа) и подача в магистральный газопровод объема газа, отвечающего его пропускной способности. По трассе газопровода через каждые 100-15СЬкм сооружают промежуточные компрессорные станции для поддержания необходимого давления по всей длине газопровода. В местах отвода от газопровода к населенным пунктам и промышленным предприятиям, а также в конце газопроврда устанавливают распределительные станции (ГРС), которые выполняют несколько Функций: снижают давление газа перед подачей его в городские сети и на промышленные предприятия; дополнительно очищают, одорируют, т-е, вводят в его состав резко пахучие вещества — одоризаторы. Вблизи крупных потребителей газа (города с многомиллионным населением, крупные промышленные районы) сооружают станции подземного хранения газа (СПХГ). Назначение СПХГ — покрытие дефицита подачи газа в период его интенсивного потребления (например, в крупных городах в зимний период). На СПХГ в качестве собственно подземного хранилища используют полые и пористые пласты на глубинах 500- 1000 м. В летний и весенний периоды, когда потребление газа для отопления резко сокращается, газ закачивают под большим давлением в подземные пласты. В зимний период при резком увеличении потребления газа последний забирают из подземного хранилища и подают в магистральный газопровод, компенсируя этим увеличение объемов потребления газа. После ГРС газ поступает к потребителям через газораспределительные пункты (ГРП) и местные газовые сети. Назначение ГРП — дальнейшее снижение газа до низкого давления (

0,003 МПа) и распределение его по сетям потребителей.

широкого применения

для дезинфекции на объектах железнодорожного транспорта, пищевой промышленности, ЛПУ, ветеринарного надзора

Моющие средства

для железнодорожного транспорта, сертифицированные ВНИИЖТ- «Фаворит К» и «Фаворит Щ», внутренняя и наружная замывка вагонов.

Источник

Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды

Поступающую из скважин нефть и газ нужно очистить.
Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный нефтяной газ (ПНГ), твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Пластовая вода — это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л.
Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%.
Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров.
Твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования.
ПНГ используется как сырье и топливо.

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод (МНП) подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.
На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти.
Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ).
От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой.
На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, ПНГ и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:

1 — нефтяная скважина;
2 — автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ);
3 — дожимная насосная станция (ДНС);
4 — установка очистки пластовой воды;
5 — установка подготовки нефти;
6 — газокомпрессорная станция;
7 — центральный пункт сбора нефти, газа и воды;
8 — резервуарный парк

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию МНП.

Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы:

  • гравитационный отстой нефти,
  • горячий отстой нефти,
  • термохимические методы,
  • электрообессоливание и электрообезвоживание нефти.

Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание.

В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию.
Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды.
Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах — отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках.
Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена.
Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду.
Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность.

Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек).
Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты.
В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки.
В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый.

Источник

Система сбора и подготовки нефти и газа

Продукция нефтяных и газовых скважин – смесь

механических смесей (горных пород, затвердевшего цемента)

должна быть собрана из рассредоточенных на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной продукции-

нефтяного газа,

пластовой и сточной воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт.

Сбор и подготовка нефти составляют единую систему процессов и представляют сложный комплекс

блочного автоматизированного оборудования и

аппаратов, технологически связанных между собой.

Она должна обеспечить:

Предотвращение потерь нефтяного газа и легких фракций нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки

Отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды

Надежность работы каждого звена и системы в целом

Высокие технико-экономические показатели работы

Сбор нефти и газа на промыслах – это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа до центрального пункта сбора. Они транспортируются под действием напора, обусловленного

давлением на устье скважин,

давлением, создаваемого насосами (при необходимости).

Нефтепроводы по которым осуществляется сбор нефти от скважин называются сборные коллекторы, давление в коллекторе называется линейным давлением.

Выбор схемы внутрипромыслового сбора продукции скважин в зависимости от

систем разработки месторождений,

физико-химических свойств пластовых жидкостей,

способов и объемов добычи нефти, газа и воды.

Это дает возможность

замера дебитов каждой скважины;

транспорта продукции скважин под давлением, имеющемся на устье скважин, на максимально возможное расстояние;

максимальную герметизацию системы в целях исключения потерь газа и легких фракций нефти.

возможность смешения нефтей различных горизонтов;

необходимость подогрева продукции скважин в случае добычи высоковязких и высокопарафинистых нефтей.

На нефтяных месторождениях в основном применяются однотрубные системы сбора, при которых продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где проводится измерение дебитов (производительность) отдельных скважин, затем по трубопроводу нефть в газонасыщенном состоянии (без отделения нефти) направляется на ЦПС.

Помимо однотрубных систем сбора применяются и двухтрубные, когда после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где осуществляется первая ступень сепарации нефти (отделение основного количества газа от нефти). После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, а газ по отдельному газопроводу за счет давления в сепараторе ДНС (обычно 0,6-0,8 Мпа) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяются на больших по площади месторождениях нефти, когда давление скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.

На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продукцией обводненных скважин, поступает на ЦПС. Также раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, например не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводненных скважин и продукция, которую нежелательно смешивать, по отдельным выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам транспортируется до ЦПС

СИСТЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Для получения товарной нефти ее необходимо подвергнуть специальной подготовке, а газ перед поступлением к потребителю проходит сепарацию и осушку. Ввиду того, что пластовая вода и различные мех.примеси вызывают износ трубопроводов и оборудования, нефть отделяют от воды, газа и мех.примесей до подачи в магистральный трубопровод.

Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. На рис.1 изображена типовая схема сбора и подготовки нефти,

Со скважин жидкость (нефть, газ и вода) поступает на замерные установки, где производится учет количества нефти и газа с каждой скважины. С АГЗУ жидкость поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на УПСВ или центральный пункт сбора (ЦПС).

На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент – деэмульгатор. Газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ. Жидкость со второй ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит частичное отделение мех.примесей и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт. На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные батареи (ВРБ). С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины.

После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.

Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти (УПН) или центральном пункте подготовки нефти (ЦППН), и включают в себя следующие процессы:

сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;

На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50 о и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде, и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.

Нефть с содержанием воды > 10% с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС подается на установки подготовки нефти (УПН – 1, 2) в печи-нагреватели ПТБ-10 . В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента — деэмульгатора в количестве > 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45-50 о С, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть, с содержанием воды до 1% и температурой 44-49 о С поступает в сепараторы “горячей сепарации” для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары РВС. Нефтяные резервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на центральный товарный парк (ЦТП) или в магистральный нефтепровод. С ЦТП нефть подается для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Для подготовки нефти используют следующее оборудование:

— сепарационные установки – двухфазные сепараторы-отделители газа от жидкости типа НГС, сепараторы 2 ступени. Для более глубокой сепарации нефти на УПСВ применяют двухступенчатую сепарацию – смесь последовательно проходит через два сепаратора. Отсепарированный газ направляется через счетчики в газопровод на ГПЗ и ГРЭС как товарный продукт;

печи – ПТБ – 10 (печь трубная блочная) – предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания, для улучшения процесса разделения эмульсии на нефть и воду;

блок нагрева БН — предназначен для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания;

Кроме сепарации, процесс подготовки нефти включает очистку нефти от свободной воды, механических примесей и солей. Этот процесс осуществляется в отстойниках, аппаратах ОВД – 200. Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий с целью разделения ее на нефть и пластовую воду после нагрева и подачи реагента – деэмульгатора, способствующего облегчению разделения нефтяной эмульсии на нефть и воду.

Используются следующие деэмульгаторы: Дисольван 28/30, Дисольван 34/08, Сепарол WF-41, Сепарол ES-3344, Прошинор DN-15, Дипроксамин, СНПХ. Деэмульгаторы – химические вещества, обладающие поверхностно-активными свойствами, уменьшающие поверхностное натяжение раздела фаз нефть-вода, тем самым способствующие расслоению эмульсии. Для глубокого обезвоживания и обессоливания на установках подготовки нефти применяются электродегидраторы ЭГ – 200 – 10 (объем 200 м 3 , рабочее давление 10 атм.) Электродегидратор отличается от отстойника ОВД – 200 наличием двух горизонтальных электродов, на которые подается напряжение до 44 Кв.

Контроль над качеством товарной нефти и учет ее ведется на объединенном коммерческом узле учета нефти. Подготовленная нефть проходит через автоматическую систему “СМИТ”, обеспечивающую точность учета до 0,1 %. Качество товарной нефти регламентируется ГОСТом 9965-76.

Источник

Читайте также:  Как установить вытяжную трубу в газовом котле

Все о трубах © 2021
Внимание! Информация, опубликованная на сайте, носит исключительно ознакомительный характер и не является рекомендацией к применению.