Меню

Оборудование подготовки нефти газа скважина

Оборудование для сбора и подготовки нефти, газа и воды

date image2015-07-03
views image3512

facebook icon vkontakte icon twitter icon odnoklasniki icon

Продукция скважин подлежит разделению на составляющие: нефть, воду и газ. Основным оборудованием для этого являются сепараторы.

В настоящее время выпускаются горизонтальные сепараторы различного объема. Кроме того, используются двухфазные сепараторы-отделители газа от жидкости типов НГС и УРХ, а также трехфазные сепарационные установки типа УПС, отделяющие и сбрасывающие свободную воду. Сепараторы устанавливаются на центральном пункте подготовки нефти и являются сепараторами первой ступени на месторождениях, где продукция скважин подается на ЦППН от скважин, или сепараторами второй ступени на крупных месторождениях с дополнительными насосными станциями. Установки типа НГС используются и на последующих ступенях, включая горячую сепарацию на последней ступени под вакуумом. Сепараторы типа УБС применяются в основном как сепараторы первой ступени.

Условное обозначение сепараторов типа НГС следующее:

НГС — нефтегазовый горизонтальный сепаратор; первое число — рабочее давление в кгс/см 2 , второе — диаметр сепаратора в мм. По проекту пропускная способность по нефти сепараторов НГС-6-1400 и НГС-40-3000 — 2000 и 3000 т/сут, а по газу — 150 и 4400 тыс. м 3 /сут, соответственно. Фактическая пропускная способность в 3 раза меньше проектной.

Сепараторы типа УБС являются установками с предварительным отбором газа. Предварительное разделение газожидкостной смеси происходит на конечном участке трубопровода и в депульсаторе, откуда и отводится отделившийся газ. Выпускаемые типоразмеры сепараторов (с каплеуловителем выносного типа) от УБС-1500/6 до УБС-16000/16.

Условное обозначение сепараторов типа УБС следующее:

УБС — установка блочная сепарационная; первое число — пропускная способность по жидкости в м 3 /сут, второе — допустимое рабочее давление (в тыс/см 2 ). Паспортная пропускная способность по жидкости обеспечивается при газовом факторе до 120 м 3 /т.

Установка типа УПС (установка с предварительным сбросом воды) предназначена для отделения газа от обводненной нефти и сброса пластовой воды с одновременным учетом количества обезвоженной нефти и воды.

При установке УПС на первой ступени сепарации монтируется узел предварительного сброса газа депульсации. Установка УПС-10000/6М (УПС-1000/16М) обычно устанавливается после сепаратора первой ступени и может разделять жидкость на несколько потоков для дальнейшей обработки.

Продукция, поступающая на УПС, может иметь газовый фактор до 90-120 м 3 /т и обводненность до 90 %. После установки обводненность продукции составляет 20-30 %.

Нагреватели и печи предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками глубокого обезвоживания и обессоливания. Параметры нефтяных нагревателей и печей приведены в табл. 5.3.

Таблица 5.3

Нагреватели типа НН рассчитаны на нагрев эмульсий, вода в которых не вызывает отложений солей. Нагреватель БН-2М и печь ПТБ-10 применяются для нагрева нефтяных эмульсий с возможностью отложения солей и наличием механических примесей.

Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий, разделения их на нефть и пластовую воду после нагрева эмульсий в блочных или стационарных печах. Выпускаются горизонтальные отстойники ОГ-200, ОГ-200С, ОВД-200 и ОБН-3000/6.

Условное обозначение отстойников типа ОГ следующее: ОГ — отстойник горизонтальный; цифры — объем в м 3 ; С — с сепарационным отсеком (отделение газа).

Условное обозначение отстойников типов ОВД и ОБН следующее: ОВД — отстойник с вертикальным движением жидкости; ОБН — отстойник блочный нефтяной; 3000 — пропускная способность в м м 3 /сут; 6 — рабочее давление в кгс/см 2 .

В аппаратах ОГ-200, ОГ-200С, ОВД-200 осуществляется нижний распределительный ввод эмульсии. Принцип работы отстойников основан на гравитационном распределении иэффекте проливки эмульсии. Их пропускная способность по сырью составляет 4000-8000 м 3 /сут.

Принцип работы отстойников типа ОБН основан на гравитационном отстое при относительно горизонтальном движении в разделении эмульсии на нефть и воду. Их пропускная способность по сырью составляет от 3000 до 6000 м 3 /сут.

Электродегидратор ЭГ-200-10 предназначен для глубокого обезвоживания и обессоливания на установках подготовки нефти.

Условное обозначение следующее: первые цифры — объем в м 3 ; вторые цифры — рабочее давление в кгс/см 2 .

Электродегидратор представляет отстойник ОВД-200 с вводом двух горизонтальных электродов, на которые подается напряжение до 44 кВ промышленной частоты. На вход разделительных аппаратов подается эмульсия с обводненностью до 30 % и температурой до 100 ºС. Обводненность выходящей нефти составляет не более 0,5 %. Пропускная способность электродегидратора по сырью составляет 12 000 м 3 /сут.

Для сбора, хранения и учета нефти применяютрезервуары, форма которых может быть разнообразной: цилиндрической (горизонтальные и вертикальные), прямоугольной и сферической. Строят их подземными, полуподземными и наземными.

Подземные и полуподземные резервуары сооружают только железобетонными. Наиболее известны вертикальные стальные резервуары (табл. 5.4).

Параметры вертикальных стальных резервуаров

Каждыйрезервуар снабжается лестницей для осмотра оборудования, отбора проб и контроля за уровнем нефтепродукта. На резервуаре у места присоединения лестницы оборудуется замерная площадка, на которой устанавливают замерные приспособления и дыхательную арматуру резервуара.

Замерный люк предназначен для замера в резервуаре уровней нефтепродукта и подтоварной воды, а также для отбора проб при помощи пробоотборника. Внутри люка расположена направляющая алюминиевая или медная колодка, по которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. На нижнем поясе резервуара предусмотрен люк — лаз для входа обслуживающего персонала внутрь резервуара при его очистке и ремонте.

Имеется световой люк, который предназначен для проветривания резервуара перед его зачисткой. К этому люку прикрепляется запасной трос управления «хлопушкой» на случай обрыва рабочего троса. «Хлопушка» — тип обратного клапана для налива.

При выдаче нефтепродукта из резервуара крышка «хлопушки» открывается принудительно при помощи лебедок.

Дыхательный клапан служит для сообщения пространства внутри резервуара с атмосферой. Этот клапан представляет собой литую коробку (чугунную или алюминиевую), в которой расположены два клапана: один клапан открывается при повышении давления в газовом пространстве резервуара и обеспечивает выход газа в атмосферу при наливе, а второй — при разряжении (выдаче) обеспечивает доступ воздуха в резервуар. Иногда используют гидравлические предохранительные клапаны. Между резервуаром и дыхательным или гидравлическим клапаном устанавливают огневые предохранители. Они предотвращают проникновение пламени в газовое пространство резервуара. Для спуска из резервуара подтоварной воды применяется сифонный кран, представляющий собой трубу, пропущенную через сальник внутрь резервуара. Кроме этих устройств, каждый резервуар оснащается специальной противопожарной аппаратурой.

Группа резервуаров, сосредоточенных в одном месте, для сдачи товарной нефти называется резервуарным товарным парком. Резервуарный товарный парк должен иметь мощные средства пожаротушения, хорошие подъезды, земляную обваловку, хорошее водоснабжение и электроосвещение, закрытую систему канализации, насосную лабораторию, парокотельную и т.п.

Количество товарной продукции в резервуарах можно определить, например объемным способом, сущность которого заключается в следующем. Перед заполнением продукцией резервуар калибруют (по высоте через каждый сантиметр наносят метки). Это нужно для определения объема жидкости в резервуаре.

При замере объема продукции находят уровень нефти и воды (мерной лентой с миллиметровыми делениями и лотом), а затем с учетом температуры по калибровочной таблице определяют объем в кубических литрах. Для определения плотности продукции при помощи пробоотборника необходимо взять пробу. Среднюю плотность этой пробы находят по нефтеденсиметру.

Контроль за качеством товарной нефти и учет ее количества при сдаче транспортным организациям в настоящее время проводится с помощью автоматических установок. В основном используются автоматизированные установки «Рубин-М» и станции учета нефти. Они имеют оборудование для постоянного замера объемного расхода товарной нефти, ее плотности, влагосодержания и содержания солей. Установки могут быть настроены на показатели той или иной группы качества нефти по ГОСТ 9965-76. При нарушении этих показателей нефть автоматически направляется на повторную подготовку. Относительная погрешность изменения количества товарной нефти составляет 0,5 %.

5.2 Системы трубопроводного транспорта нефти и газа,

Источник



Оборудование

Современная добыча нефти – это технически сложный процесс. Существует множество технологий и рекомендаций по этой теме. А потому велик и перечень используемого при этом оборудования. Как правило, все оборудование для добычи нефти принято классифицировать на несколько групп:

  • Оборудование для скважин эксплуатационных: сюда входит все, что необходимо для нормального функционирования скважины – это и колонны труб, и пакеры, и фильтры, и отсекатели. Все эти технические средства нужны для полноценного обслуживания скважины, обеспечения ее безопасности и надежности;
  • Для правильной эксплуатации любой скважины требуется специальное оборудование – насосные установки, запорные установки и прочие агрегаты, необходимые скважинам фонтанного типа;
  • Механизмы для обработки и ремонта скважин – подъемные агрегаты, вышки, стеллажи и так далее;
  • Оборудование для хранения, подготовки и перекачки нефти;
  • Агрегаты, необходимые для проведения нефтяных работ в море. К этой группе относится самое сложное оборудование – танкеры, платформы и их опоры, подводное оборудование и прочее.
Читайте также:  Оборудование под напряжением это

Оборудование и способы добычи нефти

Современное оборудование для нефтедобычи – это многофункциональные агрегаты и механизмы, которые существенно облегчают добычу сырой нефти и делают ее более эффективной и качественной.

Обычно среди таких устройств, прежде всего, выделяют буровое оборудование необходимое для разработки скважин. Отметим также, что выбор оборудования напрямую зависит от способа добычи нефти. Сейчас основными являются три таких способа – насосный, газлифтный и фонтанный.

Насосная добыча нефти характеризуется применением внедренных электрических насосов и скважинных насосов.

При фонтанной добыче нефть поднимается наверх, благодаря энергии пласта. А при газлифтном способе добычи используется энергия сжатия газа и воды.

Рекдуктор давления

Редуктор давления РДФ3-1 (РДФЗ) – особенности применения

При необходимости на выгодных условиях и в идеальном качестве приобрести редуктор давления РДФ3-1, стоит обратить внимание на предложение интернет-магазина компании Селариус. Данная организация на протяжении нескольких лет осуществляет поставки промышленного...

Вакуумное оборудование: бустерные насосы

Бустерные насосы используются для повышения давлениях в трубопроводах. Такая потребность возникает при перекачке жидкостей на большие расстояния, при серьезных перепадах высот, когда давления не хватает чтобы поднять жидкость. Рассматривая вакуумное...

Здание в тепловизоре

Как выбрать тепловизор для строительства?

Каждый объект капитального строительства перед вводом в эксплуатацию подвергается обследованию с помощью тепловизора. Этот прибор позволяет определить температуру различных участков кровли, стен, фундамента и монтажных стыков, предоставляя возможность выявлять даже самые...

Типы и характеристики погрузчиков для склада

пластинчатый шиберный насос

Конструкционные особенности и виды шиберных насосов

Шиберные, либо пластинчатые насосы применяются для перекачки сред, которым свойственно повышение густоты и вязкости со снижением температуры. В частности, данное оборудование используется в нефтяной промышленности. Отличительной особенностью шиберных насосов является...

Буровые растворы для бурения нефтяных и газовых скважин

Что представляют собой буровые растворы для бурения нефтяных и газовых скважин?

При бурении скважин и в процессе работы на нефтяных и газовых промыслах используются специальные буровые растворы для бурения нефтяных и газовых скважин. Их готовят на месторождении, непосредственно перед началом добычи...

Буровая установка для бурения нефтяных скважин

Состав комплекса буровой установки для бурения нефтяных скважин

Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин – это целый комплекс технологических устройств, инструментов и приспособлений, обеспечивающий сам процесс бурения и промывку скважины с извлечением из неё остатков разбуренных пород....

Насосы для добычи нефти

Виды насосов для добычи нефти и их характеристики

Нефтяная индустрия является важнейшей отраслью российской промышленности. Важность это природного энергоресурса для отечественной экономики трудно переоценить. Каждый год в России добывают миллионы тонн «черного золота», и этот объем не только...

Обсадные трубы для нефтяных скважин

Как выбирают обсадные трубы для нефтяных скважин?

При обустройстве скважин для добычи нефти и газа необходимо укрепление так называемой эксплуатационной трубной колонны, через которую добываемое сырье поступает на поверхность, а также максимально защитить её от коррозии и...

Куст нефтяных скважин

Как устроен куст нефтяных скважин?

В процессе разработки нефтяной скважины очень важным является равномерное перемещение добываемого продукта. Именно эта равномерность выработки нефтяных запасов обеспечивает общую технологическую безопасность работы всех участвующих в цепочке “добыча сырья –...

Принцип работы и устройство фонтанной арматуры нефтяной скважины

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин подразумевает использование специализированного оборудовании и трубной обвязки устья. Это оборудование бывает как наземного (устьевая арматура), так и подземного (скважинного) типа. Далее мы рассмотрим основные аспекты...

Теплообменник нефтепереработка

Как используется теплообменник в нефтепереработке?

Теплообменник представляет собой устройство, при помощи которого происходит теплообмен между теплоносителями с разными температурами.

Сепарация нефти

Как осуществляется сепарация нефти?

В условиях нефтепромыслов нефтяные газы и легкие нефтяные фракции необходимо разделять, перед тем, как отправить сырую нефть на дальнейшую переработку. Этот процесс называется стабилизацией сырья.

Оборудование для нефтепереработки

Необходимое оборудование для нефтепереработки

Нефтепродукты получают из сырой нефти путем её переработки. Происходит этот процесс на нефтеперерабатывающих заводах с помощью специального оборудования для нефтяного сырья и попутного газа. Переработка делится на первичную и вторичную....

Обвязка нефтяной скважины схема

Основные схемы обвязки устья нефтяной скважины

Основное назначение оборудования устья нефтяных скважин и их кустов – обвязка колонн бурильных и обсадных труб, цель которой – контроль за уровнем жидкости в самих трубах и в затрубном пространстве,...

Коллектор нефти и газа

Типы коллекторов нефти и газа

Этим термином называют горную породу, которая способна вмещать в себя (собирать) углеводородные соединения в жидком и газообразном виде, а в процессе переработки – отдавать их.

Устройство конструкции нефтяной скважины

Конструкция нефтяной скважины зависит от конкретного региона и описывается проектом. Она должна обеспечивать беспрепятственное бурение глубину, необходимую для того, чтобы вскрыть продуктивный нефтяной или газовый пласт на месторождении.

Насосы для нефтепродуктов

Основные типы насосов для нефтепродуктов

Насосы для светлых нефтепродуктов и темных нефтяных фракций, а также для сырой нефти должны обеспечивать высокий уровень надежности и безопасности при проведении работ с ними, и эффективно перекачивать необходимые жидкости,...

Емкости для нефтепродуктов

Конструкция ёмкости для нефтепродуктов

С развитием нефтяной промышленности, которое повлекло за собой увеличение объема нефтедобычи, возникла потребность в организации хранения колоссальных объемов нефтепродуктов и сырой нефти. В этой статье мы расскажем о том, какие...

Шаровые краны для нефтепродуктов

Виды шаровых кранов для нефтепродуктов и их использование

Нефть и нефтепродукты выгоднее всего транспортировать по трубопроводным системами. Основными видами запорной арматуры, применяемыми на нефте- и нефтепродуктопроводах, являются задвижки и шаровые краны. Их основное отличие заключается в том, что...

  • Связаться с нами
  • Мы Вконтакте

    Источник

    Нефть, Газ и Энергетика

    Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

    Системы сбора и подготовки нефти и газа

    Существующие системы сбора и подготовки нефти и газа.

    Под системой сбора и транспорта продукции нефтяных скважин понимают систему оборудования и трубопроводов, построенных для сбора продукции скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти (ЦППН). Из пункта подготовки нефть направляется на нефтеперерабатывающий завод, газ – в основном на газоперерабатывающий завод, а пластовая вода, добытая вместе с нефтью, — к нагнетательным скважинам.

    Наиболее типовые системы сбора и транспорта продукции нефтяных скважин: самотечная, Бороняня – Везирова, высоконапорная, Гипровостокнефти и лучевая.

    Самотечная система (рис.1)

    – движение продукции скважины происходит под влиянием гравитационных сил, т.е. геометрической разности высот начальных и конечных пунктов ее сбора.

    Сущность самотечной системы заключается в следующем.

    • Продукция скважины (нефть, газ, вода и механические примеси) по выкидной линии попадает в сепарационно-замерную установку СЗУ, где происходят сепарация газа и частично воды и механических примесей от нефти, а также замер их количества. Абсолютное давление в этой установке составляет 0,15 – 0,20 Мпа.
    • Затем газ под собственным давлением через общую газосборную систему поступает на газоперерабатывающий завод ГПЗ или на компрессорную станцию КС, а отсюда — ГПЗ, а нефть – на нефтесборный пункт НСП, а отсюда на установку подготовки нефти УПН, где происходят стабилизация, обезвоживания и обессоливание ее.
    • На нефтесборном пункте устанавливают несколько резервуаров.
    Читайте также:  Отопительное оборудование для бань

    Система Ф.Г. Бороняна – С. А. Везирова (рис.2)

    Предусматривает совместный сбор продукции нефтяных скважин независимо от способа эксплуатации ( фонтанный, насосный, компрессорный) до нефтесборного пункта под давлением на устье 0,5 –0,6 Мпа, которая затем направляется по выкидным линиям в общие сборные коллекторы.

    • Эта система относится линиям в общие сборные коллекторы. Эта система относится к однотрубной напорной.
    • Напорной называется система, при которой перемещение нефти осуществляется под действием напора, создаваемого насосом или пластовой энергией.
    • В данном случае продукция фонтанных скважин транспортируется под воздействием напора пластовой энергии, компрессорных – под действием повышения давления в компрессорных и насосных – под воздействием увеличения нагрузки и насосы.

    Высоконапорная система с централизованной многоступенчатой сепарацией (грозненская).

    Отличительная особенность этой системы заключается в совместном сборе и транспорте продукции скважин на несколько десятков километров под давлением 6-7 Мпа.

    При этой системе продукция скважины под действием устьевого давления через групповую сепарационно-замерную установку ГСЗУ (при необходимости)

    направляется в сборный коллектор, а затем попадает на централизованную сепарационную установку ЦСУ, расположенную на одной территории с установкой подготовки нефти УПН, товарным парком ТП и в отдельных случаях газоперерабатывающим заводом ГПЗ. Все эти объекты представляют нефтегазовый комплекс НГК. На ЦСУ происходят трех или четырехступенчатая сепарация при давлениях в Мпа: I ступень — 5,5; II ступень – 4; III ступень – 1,6 и IV ступень – 0,1.

    Газ из сепараторов I ступени после охлаждения направляется в газопровод и до мест потребления транспортируется под воздействием собственного давления, а газ последующих ступеней поступает на газоперерабатывающий завод ГПЗ. В зависимости от конкретных условий предусматривают различное число групповых сепарационно-замерных установок ГСЗУ.

    Применяют также высоконапорную систему с централизованной одноступенчатой сепарацией на отдельных месторождениях при окончательной сепарации на нефтегазовом комплексе НГК (рис.3.1). По этой схеме продукция скважины под действием устьевого давления поступает на ГСЗУ (в случае необходимости) и дальше по сборному коллектору на центральную сепарационную установку ЦСУ. Здесь происходит одноступенчатая сепарация высокого давления до 6 Мпа. Отделившийся в сепараторе газ направляется в газопровод для реализации, а остальная продукция под давлением сепарации транспортируется на нефтегазовый комплекс НГК, обслуживающий несколько месторождений.

    Здесь на концевой централизованной установке происходит окончательная многоступенчатая сепарация нефти и газа. Газ после I , II , III , IV

    ступеней сепарации подается на ГПЗ, а нефть после установки подготовки нефти УПН – в товарный парк ТП- и далее – на НПЗ.

    Система Гипровостокнефти

    предусматривает однотрубный транспорт продукции скважины до участковых сепарационных установок, расположенных на расстоянии до 7км от скважин, и транспорт нефтегазовой смеси до центрального нефтесборного пункта ЦНСП на расстояние до 100 км и более (рис.4)

    Сущность этой системы состоит в следующем:

    • Продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповые сепарационно-замерные установки ГСЗУ, где периодически замеряют дебиты нефти и газа, а затем по общему сборному трубопроводу – на участковые сепарационные установки УСУ.
    • На этих установках в газосепараторах первой ступени Г при абсолютном давлении 0,6 Мпа газ отделяется от нефти и направляется на газоперерабатывающий завод

    ГПЗ или к другим потребителям, а нефть с оставшимся в ней растворенным газом транспортируется до центрального нефтесборного пункта ЦНСП, где осуществляется окончательная двухступенчатая сепарация газа.

    Если ЦНСП расположен на значительном расстоянии от УСУ или рельефные условия неблагоприятные, перекачка нефтегазовой смеси от участковых сепарационных установок до ЦНСП осуществляется при помощи дожимных насосно- компрессорных станций, расположенных около УСУ.

    Таким образом, буферное давление будет использовано только частично для подачи продукции от скважины до дожимной станции.

    Лучевая система (рис.5)

    Сущность ее заключается в следующем (рис.5). Продукция сважины по выкидным линиям направляется на групповую сепарационно-замерную установку ГСЗУ, которая рассчитана на обслуживание до ста скважин.

    На этой установке замеряют компоненты продукции скважины и происходит первичная сепарация. Здесь же расположено насосное хозяйство для дальнейшего транспорта газонасыщной нефти на центральный нефтесборный

    пункт и установку подготовки нефти. При этом замер, и первичная сепарация нефти осуществляется раздельно (для обводненной и необводненной нефти). С этой целью прокладывают два коллектора. Газ после первичной сепарации поступает в газосборный коллектор.

    Эта система наиболее полно отвечает условиям месторождений Западной Сибири. Недостаток ее – наличие линейных сборных нефтепроводов и газопровода.

    Таким образом, основными технологическими узлами всех перечисленных систем являются:

    1. сепарационно-замерные установки для замера дебита нефти, газа и воды по каждой скважине;

    2. сепарационные установки для разделения компонентов продукции скважины;

    3. насосные станции для перекачки нефти внутри участка, месторождения и за их пределы;

    4. компрессорные станции для перекачки газа до газоперерабатывающих заводов или к другим потребителям;

    5. резервуарные парки для хранения нефти;

    6. установки подготовки нефти для доведения ее до товарной продукции.

    Все эти узлы соединены трубопроводами для транспортирования нефти и газа.

    Способы защиты трубопроводов от наружной коррозии подразделяются на пассивные и активные.

    Пассивные способы защиты предусматривают изоляцию наружной поверхности трубы от контакта с грунтовыми водами и от блуждающих электрических токов, которая осуществляется с помощью противокоррозионных диэлектрических покрытий, обладающих водонепроницаемостью, прочным сцеплением с металлом, механической прочностью. Для изоляции промысловых трубопроводов применяют покрытие на битумной основе и на основе полимеров.

    Битумная мастика для покрытий содержит минеральный наполнитель или резиновую крошку для повышения ее вязкости в горячем состоянии и увеличения механической прочности покрытия.

    Для повышения прочности и долговечности битумных покрытий используют бризол и стекловолокнистые материалы.

    Покрытия на основе полимеров представляют собой полиэтиленовые и полихлорвиниловые пленки с применением клея. Ленту пленки наматывают на очищенный и загрунтованный трубопровод.

    При длительной эксплуатации трубопроводов, защищенных только изоляционным покрытием, возникают сквозные коррозионные повреждения уже через 5-8 лет после укладки трубопроводов в грунт вследствие почвенной коррозии, так как изоляция со временем теряет прочностные свойства и ее трещинах начинаются интенсивные процессы наружной коррозии.

    Способы предупреждения внутренней коррозии трубопроводов подразделяют на механические, химические и технологические.

    К механическим способам относится покрытия внутренней поверхности трубопроводов различными лаками, эпоксидными смолами, цинко-силикатными покрытиями.

    Химический способ – применение ингибиторов коррозии. Наиболее эффективные ингибиторы коррозии И-1-А и ИКСГ –1. Эффективность их защитного действия составляет 92-98%. В южных районах используют ингибитор корозиии ИКНС – АзНИПИнефть. Его эффективность составляет 95-98%. В промысловых условиях скорость коррозии определяют по образцам, вводимым в поток газоводонефтяной смеси. Расход ингибитора коррозии зависит от скорости коррозии.

    Скорость коррозии, мм/год ….. До 0,55 0,55 – 1,1 1,1

    Расход ингибитора, г/м 3 ….. 50-70 80-100 120-150

    Кроме того, используют ингибиторы коррозии ОЭДФ, ПАФ, ИСБ-1.

    Реагент ОЭДФ представляет собой фосфорорганическое соединение; это паста белого цвета, с содержание воды до 5%. Реагент не летуч, хорошо растворим в воде, спирте и других полярных растворителях, нерастворим в неполярных органических соединениях (бензин, керосин, солярка). При нагревании до 150 0 С реагент разлагается.

    Реагент ПАФ – это вводный раствор темно- коричневого цвета, с содержанием основного вещества не менее 22%. Хорошо растворим в воде, нерастворим в органических растворителях и нефти. Оптимальная концентрация реагента в попутно добываемой пластовой воде 10-15 мг/л, в зависимости от интенсивности отложения солей. Ингибитор не взрывоопасен, негорюч, температура застывления ниже – 150С, его применяют для предупреждения отложения сульфата и карбоната кальция.

    Реагент ИСБ-1 – бесцветный кристаллический порошок, хорошо растворим в воде, кислотах, щелочах, нерастворим в органических растворителях и нефти. Предупреждение отложений сульфата и карбоната кальция достигается при добавлении 1-5 мг/л ИСБ-1

    Читайте также:  Правила эксплуатации оборудования для реабилитации

    Блочные автоматизированные установки для приготовления и дозировки деэмульгаторов и ингибиторов коррозии типа БР-2,5, БР-10, ИБР-25 могут быть использованы в любой точке трубопровода промысловой системы сбора и подготовки нефти на участке от скважин до установки комплексной подготовки нефти.

    Дозировочным насосам непрерывно подают реагент в технологический трубопровод. Размер дозы регулируют вручную поворотом лимба регулировочного механизма. Установки оснащены центробежным вентилятором и шибером для обеспечения приточно-вытяжной вентиляции. Аппаратура системы контроля, управления и аварийной защиты установки смонтирована в отсеке системы контроля и управления.

    Источник

    Сбор и подготовка газа и нефти

    Промысловый сбор и подготовка нефти и газа как начальный этап обработки сырья имеет существенное значение в промышленности всего ТЭК.

    Ознакомиться и обсудить векторы развития нефтедобывающей отрасли и стать непосредственным участником ключевых событий возможно на выставке «Нефтегаз».

    Особенности сбора и подготовки нефти и газа

    Из нефтяных и газовых скважин добываются не чистые продукты, а их эмульсия, в которой присутствуют пластовая вода, попутный газ и различные твердые примеси: песок, цемент, горные породы, окалина.

    По мере того как проводится сбор и подготовка нефти, газа и воды, меняются их характеристики:

    1. Пластовая нефть – сложная смесь жидких и газообразных углеводородов из нефтеносного пласта. Под действием температуры и давления она может распадаться на жидкую и газовую фазы.
    2. Сырая нефть – углерод и водород, смешанные в форме битума, жидкости или природного газа. Залегает в осадочных и сланцевых горных породах.
    3. Товарная нефть. Уже готовый к транспортировке, подготовленный, обезвоженный и дегазированный продукт.

    Перед направлением в нефтепровод в целях экономии средств и повышения эффективности производства сырье подвергают специализированной подготовке, для того чтобы обессолить, обезводить, провести дегазацию и отфильтровать твердые частицы.

    Системы сбора и подготовки нефти и природного газа

    После поднятия пластового сырья на поверхность его направляют в системы сбора и подготовки нефти и газа. Их вид и тип зависят от проекта обустройства месторождения, разработанного специалистами.

    Системы, целью создания которых является сбор и подготовка нефти и газа, представляют собой сложный комплекс нефтепромышленного оборудования: трубопроводов, технического оснащения для управления, измерительных установок, сепараторов и резервуаров.

    Сбор и подготовка газа и нефти может осуществляться с помощью следующих видов систем:

    1. Самотечная двухтрубная система, осуществляющая сбор нефти и газа. Разделяет продукцию скважин при невысоком давлении. Газ передается компрессорам, а нефть, смешанная с водой, собирается в резервуарах. Хотя самотечное движение эмульсии уменьшает затраты на электроэнергию и перемещение, она имеет несколько недостатков: небольшая скорость движения запарафинивает трубопроводы, что понижает коэффициент пропускания жидкости, а негерметичность резервуаров увеличивает потерю углеводородов до 3%. На сегодняшний день такие системы остались исключительно на старых месторождениях.
    2. Высоконапорная однотрубная система сбора. Возможна для осуществления только в пластах с высоким показателем давления. Совместно транспортирует нефтяные эмульсии на расстояние в несколько десятков километров при помощи высоких устьевых давлений. Сбор и подготовка газа на месторождении с применением такой системы становится необязательной и позволяет провести все комплексные операции централизованно. Это очень выгодно, так как не только позволяет сэкономить на строительстве насосных и компрессорных станций (ведь утилизация попутного газа производится в самом начале разработки пласта), но и концентрирует технологическое оборудование для удобства переработки. Однако большое число циклов нагружения и разгрузки трубопровода негативно сказывается на их состоянии, работе сепараторов и контрольно-измерительных приборов.
    3. Напорная система сбора. Отличается однотрубным транспортом сырья на участковые сепарационные установки, которые могут располагаться на расстоянии 7 км от месторождения, и последующим транспортом нефтегазовой эмульсии в однофазном состоянии до ЦСП на расстояния более чем 100 км. Использование такой системы сбора и подготовки газа также позволяет, кроме концентрации производственных мощностей и снижения затрат на постройку дополнительных станций и перекачку, увеличить пропускную способность транспортной системы. Это происходит в связи со снижением вязкости энергоресурса. Недостатком такой системы можно назвать необходимость использования отработанной пластовой воды для поддержания давления на месторождении, а ее обратная транспортировка занимает определенное количество ресурсов.

    Сегодня благодаря развитию технологий появилась возможность избежать всех недостатков той или иной системы.

    Сбор и подготовка газа и газового конденсата на промыслах осуществляется различными способами:

    • линейным;
    • кольцевым;
    • групповым.

    Определяют выбор схемы, по которой будет проведен сбор газа на промысле, ориентируясь на различные факторы:

    • геологические и геофизические характеристики нефтеносного пласта;
    • состав и свойства сырья, извлекаемого из скважин;
    • метод, при помощи которого газ и газовый конденсат будет подготовлен к транспортировке;
    • характер конечной продукции;
    • промысловую подготовку нефти и газа.

    Сбор, подготовка и транспортировка газа и нефти – комплексная задача, требующая многих структурных элементов и узлов, полностью зависящая от качества техники. Магистральные трубопроводы не предназначены для транспортировки необработанных нефтяных и газовых эмульсий.

    Транспортировка пластовой воды не увеличивает доход и сама она усиливает коррозию, а совместное течение нефти, газа и воды приводит к потере давления.

    Промысловая подготовка нефти включает в себя такие этапы:

    1. Дегазация – проводится в сепараторах для отделения газа от нефти. От количества ступеней сепарации зависит объем извлечения дегазированного продукта из одного и того же количества пластовой эмульсии. Обычно достаточно провести очистку два-три раза.
    2. Обезвоживание – осуществляется различными методами: или гравитационным холодным разделением в действии поля центробежных сил или под термическим термохимическим, электрическим воздействием.
    3. Обессоливание путем смешения обезвоженной нефти с пресной водой и повторение этой операции с вновь полученной эмульсией. В связи с тем, что даже после проведения дегидратации некоторое количество воды, содержащей раствор солей, все равно продолжает содержаться в нефти. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему, и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.
    4. Стабилизация – отделение от нефтепродукта легких фракций бензина, пропана и бутана для снижения показателя потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

    После того как был осуществлен сбор газа на месторождении, в нем все еще находятся примеси твердых частиц, воды, углеводородов и в некоторых случаях сероводорода.

    Перед транспортировкой и использованием продукту требуется очистка:

    1. От механических примесей. Чтобы не повредить трубопровод, проводится аффинирование методом или «мокрого» улавливания пыли, используемым в масляных пылеуловителях, или «сухого» отделения, характерным для циклонных пылеуловителей.
    2. От пластовой воды. Для того чтобы избежать коррозии и образования гидратов в трубопроводах. Может осуществляться методами охлаждения, абсорбции и адсорбции.
    3. От сероводорода. Ядовитая примесь совместно с влагой способна образовывать растворы сернистой и серной кислот, резко увеличивающих скорость коррозии труб, арматуры и оборудования. Может проводиться как методом адсорбции с использованием гидрата окиси железа и активированного угля, так и с использованием абсорбента, который вступает в химическую реакцию с сероводородом, забирая продукт реакции с собой. Очищенный газ при такой схеме в конце проходит через скрубберную установку для улавливания капель абсорбента.
    4. От углекислого газа. Чтобы не дать понизиться температуре сгорания газа и воспрепятствовать коррозии оборудования. Чаще всего очистка газа от СО2 проводится в то же время, что и фильтрация от сероводорода.

    Современные технологии сбора и подготовки газа и нефти на выставке

    Добыча, транспортировка, сбор и хранение нефти и газа будут широко обсуждаться на международной выставке «Нефтегаз», организованной ЦВК «Экспоцентр» в Москве.

    Кроме форума с ведущими специалистами и представителями крупнейших компаний нефтепромышленности участники смогут посетить выставку, на которой будут представлены разработки и технологии лидеров топливно-энергетического комплекса.

    Ведущее событие отрасли, имеющее историческое значение, уже который год собирает участников из разных стран для формирования вектора развития ТЭК и нефтепромышленности на ближайшее будущее.

    Источник