Сбор и подготовка попутного газа на Барсуковском месторождении

установки (АГЗУ), дожимные насосные станции (ДНС), сепарационные установки с насосной откачкой, центральный пункт сбора (ЦПС), установки предварительного сброса воды УПСВ или центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦППН).

Элементы системы связаны между собой трубопроводами различных диаметров, зависящих от объёмов перекачиваемой продукции и ее физико-химических свойств. От добывающих скважин к АГЗУ газожидкостная смесь подаётся по выкидным линиям диаметром 73-114мм, дальнейшая транспортировка осуществляется по коллекторам большого диаметра.

Система трубопроводов состоит из:

выкидных линий, идущих от скважин;

сборных коллекторов, транспортирующих газожидкостную смесь до ДНС;

сборных коллекторов, транспортирующих жидкость и газ от ДНС и ЦППН к ЦПС;

газопроводов;

коллекторов сточной воды;

коллекторов товарной нефти;

трубопроводов для возврата некондиционной нефти в сепаратор-делитель;

магистральных нефтепроводов.

Эксплуатация промысловых трубопроводов должна вестись с соблюдением РД 39-132-94 «Правила эксплуатации, ревизии, ремонта и отбраковки нефтепромысловых трубопроводов».

РД 39-132-94 вводит классификацию промысловых нефтепроводов на основе балльной оценки по пяти показателям:

назначение трубопровода;

условный диаметр Ду;

рабочее давление Рр;

газовый фактор;

скорость коррозии.

По сумме баллов определяется категория нефтепровода от I до IY, в зависимости от которой назначается периодичность обслуживания.

Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой продукции, природных условий и рельефа местности. Поэтому на некоторых месторождениях к ДНС подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других на каждой АГЗУ установлен сепаратор первой ступени, и жидкость транспортируется на ЦППН либо дожимными насосами, либо под давлением в линии. На небольших по площади месторождениях АГЗУ и ЦППН могут быть расположены на одной площадке.

Основным технологическим документом, определяющий режим и порядок ведения технологического процесса на всех участках системы сбора и подготовки продукции скважин является технологический регламент. Соблюдение всех требований технологического регламента является обязательным.

Технологический регламент определяет технологию, правила и порядок ведения процесса подготовки продукции, осуществления предварительного сброса воды или отдельных его операций, режимные параметры, показатели качества продукции, безопасные условия работы.

Ответственность за соблюдением требований технологического регламента возлагается на руководство каждого объекта (установки, станции ЦПС и т.д.) и его обслуживающий персонал.

Эксплуатация установок запрещается без наличия утвержденного технологического регламента или по технологическому регламенту, срок действия которого истек. Срок действия технологического регламента 5 лет. Не менее, чем за три месяца до окончания срока действия регламент подлежит пересмотру [3].

Характеристика системы сбора и подготовки нефти, газа и воды

Рекомендуемая система обустройства предусматривает герметизированную напорную трубопроводную сеть совместного сбора и транспорта продукции скважин до дожимной насосной станции (ДНС). Эта система обеспечивает подготовку, транспорт и учет нефти, попутного газа и пластовой воды на всем протяжении движения от скважины до пункта сдачи продукции. Система представляет собой единый технологический комплекс, включающий в себя объекты:

замера продукции скважин;

сбора и транспорта нефти, газа и попутной воды до технологической площадки ДНС;

предварительного разделения продукции скважин на нефть, воду и газ;

подготовки и утилизации пластовых и производственно-дождевых вод;

учета и сдачи сырой нефти;

подготовки и сдачи газа к утилизации;

комплекс объектов вспомогательного и обслуживающего назначения, обеспечивающий стабильную и безопасную работу системы.

Продукция скважин (нефть, газ, вода) под устьевым давлением поступает на групповые замерные установки (ГЗУ), размещенные на каждой кустовой площадке. Из ГЗУ продукция поступает по трубопроводам под устьевым давлением на ДНС, проходит первоначальную сепарацию и далее направляется на центральный пункт сбора (ЦПС). На ЦПС в сепараторах осуществляется процесс разделения продукции скважин на фазы (нефть, газ, воду) и подготовка ее к сдаче. Замер объема каждой фазы осуществляется раздельно. Нефть, доведенная до требований ГОСТа, насосами откачивается в нефтепровод внешнего транспорта.

Газ первой ступени сепарации под давлением не ниже 1,0 МПа, освобожденный от капельной жидкости и конденсата, может подаваться в качестве топлива на блочные газотурбинные электростанции. Газ II и III ступеней после компремирования винтовыми компрессорами сбрасывается на I ступень. Для подогрева жидкости в установках деэмульсации нефти, подготовки попутной воды (подаваемой в систему ППД), отопления административных, жилых помещений и на другие хозяйственные и технологические нужды может использоваться тепло отходящих газов газотурбинных электростанций.

Пластовая вода, отделяемая в отстойнике-нагревателе, подается на очистные сооружения, представляющие собой отстойник, оборудованный мультициклонной головкой и флотационной камерой. Флотация осуществляется попутным газом II ступени сепарации.

После очистки пластовая вода поступает на прием кустовой насосной станции для закачки в продуктивные горизонты для поддержания пластового давления. Уловленная нефтяная эмульсия возвращается в начало процесса.

Механическая примесь и шлаки, отделенные от жидкости, вывозятся на полигон по переработке и используются (после обжига) в качестве строительного материала.

На установку очистки воды подаются и нефтесодержащие промысловые стоки.

Головным сооружением по концентрации и замеру продукции скважин на кустовой площадке является ГЗУ.

Основные технические данные ГЗУ:

диапазон измерения количества жидкости от 1 до 2000 м3/сут;

рабочее давление до 4 МПа;

предел допустимого значения, относительной погрешности измерения количества жидкости составляет не более 2,5 %;

количество подключаемых скважин - до 14-ти;

исполнение приборов и технологическое помещение взрывозащищенные;

категория взрывоопасной среды в техническом блоке - II А;

группа взрывоопасных смесей по ГОСТ 12.1.011-78, Т3;

класс помещения замерно-переключающей установки - В-1А;

исполнение отдельно стоящего щитового помещения - обыкновенное.

ГЗУ состоит из двух самостоятельных блоков - технологического и щитового, которые работоспособны в диапазоне температур окружающей среды от +500С до -500С.

Блоки оборудованы системами электрического освещения, обогрева, принудительной и естественной вентиляции.

Для более эффективной борьбы с коррозией трубопроводов на кустовых площадках скважин следует предусматривать сооружение блочных автоматизированных установок для приготовления и дозировки ингибиторов.

На кустовой площадке скважин устанавливается также электрический распределительный щит и вспомогательные трансформаторы.

После ГЗУ продукция скважин под устьевым давлением транспортируется на дожимную насосную станцию, а затем на установку предварительного сброса воды (УПСВ), которая технологически с ней совмещена, и далее на центральный пункт сбора продукции скважин (ЦПС). Технологический комплекс сооружений ЦПС будет обеспечивать:

разделение продукции скважин на три фазы - газ, нефть и воду;

подготовку газа для внешнего транспорта или подачи его на газотурбинные электростанции;

предварительное и окончательное обезвоживание и разложение эмульсии нефти;

подготовку воды для закачки ее в нефтяные пласты;

подготовку хозяйственно-питьевой воды;

подготовку и транспорт нефти потребителям;

промысловый учет нефти и газа;

закачку химреагентов (ингибиторов деэмульсаторов);

подачу воды в систему поддержания пластового давления.

Мощность системы сбора, подготовки и транспорта продукции скважин должна быть рассчитана по году максимальной добычи. Предусмотренные на ЦПС аварийные горизонтальные емкости должны быть рассчитаны на рабочее давление сепарации.

Сброс газа при ремонтных, профилактических работах и аварийных ситуациях, а также не используемого для получения энергии и хозяйственно-бытовых нужд будет осуществляться на факел для сжигания.

Для предварительного обезвоживания нефти на ЦПС предусмотрена установка предварительного сброса воды (УПС) с использованием технологии совмещенной подготовки нефти и воды (СПОН и В), которая обеспечивает получение воды с качественными характеристиками, удовлетворяющими требованиям стандарта.

Окончательная промысловая подготовка нефти на установке подготовки нефти (УПН) включает обезвоживание и обессоливание нефти термохимическим способом и откачку нефти в товарные резервуары.

Существует 3 группы подготовки нефти.

Подготовка нефти должна обеспечивать качество ее по первой группе по ГОСТ-18558-2002 (таблица 4.1); в случае необходимости нефть должна направляться на повторную обработку.

Таблица 4.1 - Показатели степени подготовки нефти ГОСТ-18558-2002

Наименование показателя	Номер группы
	1	2	3	На Барсуковском м/и
Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	100	300	900	110
Массовая доля воды, %, не более	0,5	1	1	0,5
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05	0,05	0,05	0,06
Давление насыщенных паров, Па (мм.рт.ст), не более (500)	66,7	66,7	66,7	69,1

В четвертом столбце приведены показатели степени подготовки нефти на Барсуковском месторождении.

Из таблицы 4.1 видно, что качество подготовки нефти на Барсуковском нефтяном месторождении соответствует ГОСТу и не нуждается в повторной обработке.

4.3 Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции

Физико-химические свойства пластовой нефти Барсуковского месторождения приведены в таблице 4.2, свойства и компонентный состав нефтяного газа – в таблице 4.3, ионный состав и свойства пластовой воды– в таблице 4.4.

Таблица 4.2 - Физико-химические свойства пластовой нефти Барсуковского месторождения.

№ п/п	Наименование параметра	Единица измерения	Значение
1	Плотность безводной нефти	кг/м3	864
2	Кинематическая вязкость при 200С при 500С	сСт сСт	14,9 6,08
3	Массовое содержание: -парафинов -асфальтенов -смол -серы	%	3,03 3,12 5,34 0,66
4	Температура застывания	0С	Минус 6-10
5	Молярная масса	кг/моль	219
6	Температура начала кипения	0С	85
7	Температура плавления парафина	0С	53
8	Газовый фактор	м3 /т	49

Таблица 4.3 - Свойства и компонентный состав нефтяного газа

Наименование компонента	Обозначение	Содержание, %
Азот	N2	5,08
Углекислый газ	CO2	0,15
Метан	CH4	67,17
Этан	C2H6	6,19
Пропан	С3Н8	10,24
Изобутан	С4Н10	3,72
Норм.бутан	С4Н10	4,64
Изопентан	С5Н12	1,14
Норм.пентан	С5Н12	0,94
Гексан + высш.	С6Н14
Плотность, кг/м3 - 0,9487

Таблица 4.4 - Ионный состав и свойства пластовой воды

Параметр, компонент	Единица измерения	Значение
Ca2+	мг/экв/л	12,6,0
Mg2+	мг/экв/л	0,4
Na++K+	мг/экв/л	0,87
HCO3-	мг/экв/л	4,1
Cl-	мг/экв/л	95,9
pH		7,28
Плотность при 200С	кг/см3	1012
Минерализация	г/л	17,2
Жесткость общая		33,0
Тип		Хлориднокаль-циевый

Для предотвращения коррозии трубопроводов и оборудования, на входе насосных агрегатов откачки нефти и воды, из установки приготовления и дозирования реагента БР2 подается ингибитора коррозии.

Для отделения пластовой воды от нефти используется химический метод обработки нефтяной эмульсии деэмульгаторами, которые ослабляют структурно-механическую прочность слоев, обволакивающих каплю воды, и способствуют более глубокому расслоению эмульсии.

Для защиты газопровода от гидратообразования в линию газа на ХКС и на факел подается метанол.

Характеристика реагентов приведена в таблице 4.5.

Содержание воды в нефти после предварительного сброса – до 10%.

Вода, закачиваемая в пласт, согласно СТП 0148463-007088 должна удовлетворять условиям:

содержание ТВВ 40 мг/л;

содержание нефтепродуктов 60 мг

Таблица 4.5 - Характеристика реагентов

Марка реагента	Химическая характеристика	Вязкость при 200С, мПа·с.	Плотность при 200С, кг/м3	Содержа-ние ПАВ, %	Температура, 0С	Раст-вори-тель	Раствори-мость в аромат. угл.
					вспышки	застывания
1. Деэмульгатор Сепарол WF-41	Неионогенное поверхностно-активное высокомолекулярное соединение на основе окисей алкиленов	75	950	60-65	20	ниже минус 50	М	Р
2. Деэмульгатор ФЛЭК Д-012	Раствор смеси неионогенных и ионогенных поверхностно-активных компонентов отечественного и зарубежного производства в ароматическом растворителе с изопропанолом или в метаноле	Не более 80	Не нормируется	38-52	25...27	Не выше минус 45	М, А	Р
3. Деэмульгатор Дипроксамин 157-65М	Азотосодержащий блоксополимер окиси этилена и окиси пропилена	55-65	960-980	65	9-12	ниже минус 45	М	Р
4. Деэмульгатор Kemelix 3450X	Смесь этоксилированных фенольных смол в смеси с ароматическим растворителем (изо-пропанол)	-	При 250С 942	-	12	Минус 51	М	Р

5.СЕПАРАЦИОННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

В нефтяной промышленности для отделения попутного газа от нефти широко используется сепарационное оборудование, разновидности которого приведены ниже.

При эксплуатации сепарационного оборудования возможны потери нефти.

Потери нефти из-за несовершенства сепарационного оборудования в основном связаны с тем, что в сепараторах не всегда удается снизить унос газа вместе с нефтью до минимума, в результате чего нефть вместе с частью газа может поступать в негерметичные резервуары. При выделении газа из нефти в резервуарах обычно вместе с газом уносятся и более тяжелые углеводороды, что увеличивает потери нефти. Усовершенствование сепараторов с целью сведения к минимуму уноса газа вместе с нефтью обычно проводится путем улучшения внутренних устройств, способствующих наиболее полному выделению газа из нефти, а также за счет выбора соответствующего объема емкости сепаратора, чтобы время пребывания нефти в нем было достаточным для отделения максимального количества газа. Для наглядного представления механизмов потерь нефти в сепараторах представлены следующие рисунки. Блочная автоматизированная сепарационная установка с предварительным сбросом пластовой сточной воды БАС-1-100 приведена на рис. 5.1.

Вертикальный сепаратор представлен на рис. 5.2. Каплеуловительная секция, расположенная в верхней части сепаратора служит для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых с потоком газа в газопровод, а также жалюзийный каплеуловитель являются секциями сепаратора, которые используются для уменьшения потерь нефти. Конструкция этих секций в значительной мере определяет качество отбора капель нефти при выходе газа из сепаратора.

Гидроциклонный двухемкостной сепаратор представлен на рис. 5.3. Для отделения капель жидкости из газового потока предназначены перфорированные сетки 6 и жалюзийная насадка 7.

Наиболее серьезным источником потерь нефти является использование негерметичных резервуаров в качестве отстойников для отделения и сброса воды. Потери нефти при этом возрастают прямо пропорционально температуре подогреваемой нефтяной эмульсии.

С целью ликвидации потерь нефти при ее подготовке во всех современных установках применяется герметичное оборудование с отбором газа после нагрева нефти в печах или подогревателях-деэмульсаторах и с последующей горячей сепарацией под вакуумом перед поступлением нефти в товарные резервуары.

При сепарации под вакуумом давление паров нефти становится ниже атмосферного давления и потери нефти в резервуаре, работающем под атмосферным давлением, будут сведены к минимуму. Поэтому внедрение сепарации нефти под вакуумом перед ее поступлением в товарные резервуары является одним из действенных мероприятий по сокращению потерь на нефтяных месторождениях.

Для сведения потерь нефти к минимуму, так же используют сетчатые газосепараторы, которые ни только не уступают по характеристикам вышеприведенному сепарационному обрудованию, но и имеют ряд преимуществ, среди которых окончательная тонкая очистка природного и попутного нефтяного газа от жидкости в промысловых установках подготовки газа к транспорту, подземных хранилищах, а также на газо- и нефтеперерабатывающих заводах.

5.1 Газосепаратор сетчатый

Газосепараторы сетчатые (ГОСТ 29-02-2058-79) предназначены для окончательной тонкой очистки природного и попутного нефтяного газа от жидкости (конденсата, ингибитора гидрато- образования, воды) в промысловых установках подготовки газа к транспорту, подземных хранилищах, а также на газо- и нефтеперерабатывающих заводах.

Эффективность очистки газа – до 99 %. Температура рабочей среды – от

-30 до +100 °С. Содержание жидкости, поступающей в газосепаратор с газом - не более 200 см3/нм3. По индивидуальному заказу изготавливаются газосепараторы, предназначенные для очистки газа с более высокой концентрацией примесей и диаметром до 2400 мм.

Газосепараторы изготавливаются в двух материальных исполнениях на рабочее давление от 0,6 до 8 МПа, для эксплуатации в районах со средней температурой самой холодной пятидневки до минус 40 °С – исполнение 1; ниже минус 40 °С до минус 60 °С – исполнение 2.

Предусмотрены три типа сетчатых газосепараторов: тип I (рисунок. 5.4) –цилиндрические вертикальные с корпусным фланцевым разъёмом диаметром 600, 800мм на рабочее давление от 0,6 до 8 МПа и производительностью по газу от 0,08 до 0,8 млн. м3/сут; тип II – цилиндрические вертикальные диаметром 1200, 1600 мм на рабочее давление от 0,6 до 8 МПа и производительностью по газу от 0,8 до 2 млн. м3/сут; тип III – шаровые с цилиндрическим сборником жидкости диаметром сферы 2200, 2600 мм на рабочее давление от 1 до 8 МПа и производительностью по газу от 2 до 5 млн. м3/сут.

Рисунок. 5.4. Сетчатый сепаратор типа I

1 –днище; 2 – насадка; 3 –коагулятор; 4 – обогреватель;

5 – опора; 6 – место заземления; 7 – корпус

I – верхний предельный уровень; II – нижний предельный уровень

Газожидкостная смесь в сетчатом газосепараторе разделяется на газ и жидкость благодаря воздействию гравитационных и инерционных сил на капли жидкости. Основная масса жидкости сепарируется из газового потока в средней части корпуса и осаждается вниз в сборник жидкости. Тонкодисперсные капли коагулируются в сетчатом каплеотбойнике, размещённом в средней части корпуса, и частично стекают вниз в сборник жидкости. Окончательная очистка газа от жидкости осуществляется в сетчатой скрубберной секции, размещаемой в верхней части корпуса сепаратора, откуда отсепарированная жидкость дренируется под уровень жидкости в сборнике. Из сборника жидкость непрерывно или периодически сбрасываются [4].

6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТЧАТОГО ГАЗОВОГО СЕПАРАТОРА

6.1 Исходные данные

Для проведения технологического расчета необходимы следующие данные: максимальный расход газа Qmax =19627 м3/сут; рабочее давление Р = 0,6 МПа; рабочая температура Т= 313 К ; плотность газа в рабочих условиях ρг=0,256 кг/м3; плотность жидкости в рабочих условиях ρж=850 кг/м3; коэффициент поверхностного натяжения в рабочих условиях σ =15,21*10-3Н/м; начальное содержание жидкости в газа е0=160см3/нм3, содержание жидкости на выходе из сепаратора (унос) – 0,1 г/м3 [6].

Эскиз конструкции сетчатого газосепаратора представлен на рисунке 6.1.Расчет элемента заключается в определении его расчетной площади и конструктивных размеров.

Рисунок 6.1 Эскиз конструкции газосепаратора сетчатого.

6.2 Расчет сепарационного элемента

6.2.1 Расчетная площадь

Для сетчатой насадки это ее площадь в сечении перпендикулярному направлению потока.

, м2

м2

Объемный расход газа

, м3/с

м3/с

где Qmax -максимальный объемный расход газа в нормальных условиях, м3/сут;

Р-давление, кгс/см2, Р0=1,033 кгс/см2;

Т-температура, К, Т0=273 К;

z -коэффициент сжимаемости, z0=1,0;

Критическая скорость

,м/с

м/с

где Сt-коэффициент, учитывающий влияние температуры газа на критическую скорость газа, Сt=1,0

Се- коэффициент, учитывающий влияние начального содержания жидкости на критическую скорость газа;

К-коэффициент устойчивости режимов течения газожидкостной смеси;

-поверхностное натяжение на границе раздела между газом и жидкостью, Н/м;

ж -плотность жидкости, кг/м3;

г-плотность газа, кг/м3;

Так как е0=160 см3/нм3, следовательно Се=1,75/1600,107=1,02

6.2.2 Конструктивные размеры сепарационного элемента (насадки)

Диаметр сетчатой насадки

, м м

Расчетный диаметр округляется до ближайшего большего значения из ряда по ГОСТ 9617-76 для сетчатой насадки – 0,179; 0,245; 0,374. Принимаем D=0,245м.

Конструктивные размеры вертикальной сетчатой насадки находятся одновременно с определением диаметра жидкости сборника жидкости.

6.3 Расчет сборника жидкости

Расчет сборника жидкости сепаратора заключается в определении его расчетного объема и конструктивных размеров. За расчетный принимают объем сборника до верхнего предельного уровня без учета объема днищ.

Расчетный объем

,м3

м3

где -время пребывания жидкости в сборнике сепаратора, мин

Объемный расход жидкости

, м3/с

м3/с

где е0-содержание жидкости в газе на в ходе в аппарат, см3/м3;

Qmax-максимальный расход газа,м3/с.

Время пребывания жидкости в сборнике сепаратора принимается:

-для непенистых жидкостей-3мин

-для пенистых жидкостей – в каждом конкретном случае определяется опытным путем с учетом требований технологического процесса.

Расчетная высота (длина) сборника, т.е. длина цилиндрической части

, м

где F-площадь смоченного периметра сборника жидкости в сечении, перпендикулярном его оси, м2.

м2

где Dв- внутренний диаметр сборника жидкости.

Расчетная длина Lсб совмещенного сборника жидкости сетчатого сепаратора (рисунок 6.2) округляется до ближайшей большей величины кратной 100мм. Принимаем Lсб=1,1 м.

6.4 Расчет технологических штуцеров входа и выхода газа выхода жидкости

Диаметр штуцера входа и выхода газа

, м

где Wг-скорость газа в штуцере, м/с. Принимается Wг=14,5 м/с.

Диаметр штуцера (внутренний) выхода жидкости

, м

где Wж-1,02,0-скорость жидкости в штуцере.

Расчетный диаметр штуцера округляется до ближайшего большего из ряда условных диметров, при этом диаметр штуцера выхода жидкости рекомендуется принимать не менее dу=50мм. Принимаем dж=0,05 м.

6.5 Расчет сливных труб

При расчете необходимой площади слива сливных труб количество жидкости, попадающей в сборник жидкости сепаратора по сливным трубам.

, м3/с

м3/с

Диаметр сливной трубы

, м

где Wсл 0,25м/с – скорость слив;

n2 – число труб слива.

Расчетный внутренний диаметр округляется до ближайшего большего из ряда стандартных диаметров труб, но не менее d=40мм. Принимаем dсл=0,04 м.

Рисунок 6.2 Эскиз вертикального сборника жидкости

6.6 Конструктивные требования к отдельным элементам сепараторов и расчет размеров технологических зон

Материал сепарационной и коагулирующей насадок сетка-рукав

ТУ 14-4-681-76, ТУ 26-02-354-76.

Объемная масса насадок – 200-250 кг/м3.

Насадка может быть цельной или секционной. В цельной насадке сетка-рукав сворачивается в спираль, высота насадки – 100мм. В секции сетка-рукав укладывается слоями (70 слоев) поочередно вдоль и поперек, высота секции 150мм.

Площадь элементов решетки сетчатой насадки должна составлять не более 5% от ее общей площадки.

Диаметр коагулятора

, м