Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

РАЗДЕЛ III
СБОР, ХРАНЕНИЕ И ТРАНСПОРТ НЕФТИ И ПОПУТНОГО ГАЗА
ГЛАВА I
СИСТЕМЫ СБОРА И ТРАНСПОРТА ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
Под системой сбора и транспорта продукции нефтяных сква-ткин понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенные для сбора продукции скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти (ЦПНПН). Из пунктов подготовки нефть направляется на нефтеперерабатывающий завод, газ — в основном на газоперерабатывающий завод, а пластовая вода, добытая вместе с нефтью, — к нагнетательным скважинам.
Основные требования, предъявляемые к системам сбора и транспорта продукции нефтяных скважин:
1) обеспечение перемещения продукции скважин от скважин до пунктов выдачи товарных продуктов без потерь нефти и газа с начала разработки месторождения;
2) рациональное использование пластовой энергии;
3) обеспечение точного замера нефти, газа и воды по каждой скважине;
4) обеспечение товарных качеств продукции скважины;
5) максимальное сокращение капитальных затрат и эксплуатационных расходов, а также минимальная металлоемкость;
6) укрупнение и централизация технологических объектов, использование новой техники и блоков заводского изготовления;
7) рациональное использование рельефа местности и климатических условий;
8) возможно полная автоматизация всех технологических процессов.
§ 1. Применяемые системы сбора и транспорта продукции нефтяных скважин
В зависимости от конкретных условий системы сбора и транспорта продукции нефтяных скважин должны обеспечивать возможность проведения следующих процессов:
1) транспорта продукции скважин до замерной установки {установка, в которой замеряют продукцию скважины);
2) измерения количества каждого компонента продукции скважины (по каждой скважине);
150
3) сепарации всех компонентов продукции скважины (нефти, газа, воды и механических примесей);
4) подготовки всех компонентов до товарной продукции;
5) выдачи компонентов продукции скважины потребителям. Наиболее типовые системы сбора и транспорта продукции
нефтяных скважин: самотечная, Ф. Г. Бароняна—С. А. Вези-рова, высоконапорная, Гипровостокнефти и лучевая.
Рис. 74. Самотечная система:
Ске —• сква*ины; СЗУ — сепарационно-замерная установка, НСП — нефтесборный пункт, УПН — установка подготовки нефти, ТП — товарный парк, ГПЗ — газоперерабатывающий завод; НПЗ — нефтеперерабатывающий завод; КС — компрессорная
станция
При обустройстве современных промыслов первые две системы не предусматриваются, но поскольку они существуют и эксплуатация их продолжается, приведем их схемы.
Самотечная система (рис. 74) — 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 происходит сепарация газа и частично воды и механических примесей от нефти, а также замер их количества. Абсолютное давление в СЗУ составляет 1,5—2,0 кгс/см2. От сепарационно-аамерной установки газ под собственным давлением через общую
151
газосборную систему поступает на газоперерабатывающий завод ГПЗ, или на компрессорную станцию КС, а отсюда — па ГПЗ, а нефть — на нефтесборный пункт НСП, а отсюда на установку подготовки нефти УПН, где происходит стабилизация, обезвоживание и обессоливание ее. На нефтесборном пункте устанавливается несколько резервуаров.
До нефтесборного пункта нефть транспортируется самотеком (если позволяет рельеф местности) или перекачивается при помощи насоса, устанавливаемого у мерников. В данном случае система будет самотечно-напорная. От НСП до УПН для перекачки нефти применяют насосы.
От скважины до сепарационно-замерного пункта иногда прокладывают две выкидные линии: одну — рабочую, вторую резервную, (на случай остановки рабочей линии и очистки ее от парафина).
В некоторых случаях в нефтяных линиях предусматривают патрубки, к которым периодически присоединяют паропроводы передвижной паровой установки (ППУ). Из УПН нефть направляется в товарный парк ТП, а затем — на нефтеперерабатывающий завод НПЗ.
Сепарационно-замерные установки могут быть индивидуальные (для приема продукции одной скважины) и групповые (для приема продукции нескольких скважин).
Индивидуальные сепарационно-замерные установки располагаются на расстоянии 200—300 м от устья скважины, а групповые — 1—2 км.
Самотечная система имеет целый ряд недостатков, а именно:
1) низкое давление в нефтегазосборных трубопроводах;
2) большое число промежуточных технологических объектов;
3) большая металлоемкость;
4) нерациональное использование пластовой энергии;
5) значительные потери газа и легких фракций нефти в результате применения негерметизированных мерников и резервуаров;
6) трудно автоматизировать технологические процессы сбора и транспорта;
7) создаются условия для отложения в системе солей, парафина, и механических примесей в результате низкой скорости потока, что уменьшает пропускную способность нефтепроводов.
Система Ф. Г. Бароняна — С. А. Везирова предусматривает совместный сбор продукции нефтяных скважин независимо от способа эксплуатации (фонтанный, насосный, компрессорный) до нефтесборного пункта под давлением на устье 5—6 кгс/см2 (?«0,5—0,6МПа), направляемой по выкидным 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
152
напором пластовой энергии, компрессорных — под действием повышения давления в компрессорах и насосных — под действием увеличения нагрузки на насосы.
Принципиальная технологическая схема системы Бароняна— Везирова заключается в следующем (рис. 75).
Продукция каждой скважины по выкидному трубопроводу направляется в групповую сепарационно-замерную установку ГСЗУ, где происходит частичное разделение ее на газ и жидкость и далее в общий сборный коллектор и на нефтесборный пунк,
ГиЗ на
""ш
i ---- 1
\
-*
Газ_на ГПЗ _^~К_потреди-i теляп * Газ к компрес-I сорным I скважинам
Нефтьнч^А НПЗ *
Рис. 75. Система Бароняна — Везирова:
ФС — фонтанная скважина, ГСЗУ — групповая сепарационно-замерная установка, Г —
газосепараюр; ОС — осушитель газа; О — отстойник; СР — сборные резервуары,
УИН — установка подготовки нефти; ТП — товарный парк; КС — компрессорная
станция; ВК — вакуум-компрессор; ГВД — газосепаратор высокого давления
НСП. Затем она направляется в газосепаратор Г, где газ отделяется от нефти. Газ из газосепаратора направляется в осушительный сепаратор ОС, после чего подается в газлифтные скважины, на газоперерабатывающий завод или другим потребителям. Остальная продукция из газосепаратора Г поступает в отстойники О, где от нефти отделяются вода и механические примеси, а отсюда — в сборные резервуары СР. Здесь также отделяется вода от нефти, а нефть подается на установку подготовки нефти УПН, откуда транспортируется в товарный парк ТП, а дальше — на нефтеперерабатывающий завод НПЗ.
Продукция фонтанных скважин проходит двухступенчатое газоотделение. Если скважины имеют высокое буферное давление, продукция подается сначала в газосепаратор высокого давления ГВД, откуда газ поступает потребителям или на газоперерабатывающий завод, а нефть — на ГСЗУ.
153
Затрубный газ насосных скважин компрессором, работающим от станка-качалки, подается в выкидные трубопроводы.
Вода из отстойников О направляется в нефтеловушку, где нефть отделяется от воды.
Газ из отстойников О и сборных резервуаров СР вакуум-компрессором ВК через осушительный сепаратор ОС поступает на прием компрессорной станции КС.
Преимущества этой системы по сравнению с самотечной:
1) уменьшилось число замерных установок ЗУ',
2) уменьшилось число трубопроводов;
3) сократились потери нефти и газа;
4) улучшилось обслуживание установок;
5) сократилось количество денежных средств;
6) появилась возможность транспорта нефти и газа на большие расстояния за счет напора скважин, что исключает необходимость строительства промежуточных насосных и компрессорных станций.
Однако эта система имеет и недостатки:
1) большое число мелких нефтесборных пунктов;
2) ограниченная протяженность участков однотрубного сбора и транспорта продукции скважин (скважина — нефтесборный пункт), что не решает коренного изменения системы сбора и транспорта продукции скважин;
3) возможность образования и выпадения парафина в сборном коллекторе в результате наличия перепада давления и выделения газа из нефти.
Высоконапорная система с централизованной многоступенчатой сепарацией (грозненская).
Отличительная особенность этой системы — совместный сбор и транспорт продукции скважин на несколько десятков километров под давлением 60-г70 кгс/см2 (==»6—7 МПа).
В 1958 г. в объединении Грознефть была осуществлена совместная перекачка нефти и газа по трубопроводу диаметром 75 мм ж длиной 18 км. В дальнейшем диаметр их достиг 500 мм, а протяженность 20—30 км. В 1965 г. впервые в СССР (Казахстан-нефть) нефть и газ транспортировались по одному трубопроводу диаметром 300 мм на расстояние 100 км, что позволило укрупнить и централизовать технологические объекты, сепарацию сделать многоступенчатой, более рационально использовать пластовую энергию и т. д.
В результате начали внедрять высоконапорные системы с централизованной многоступенчатой сепарацией на нефтесборных пунктах, рассчитанных на обслуживание нефтяных скважин одного или нескольких месторождений данного нефтяного района. При этой системе (рис. 76) продукция скважины под действием устьевого давления через групповую сепарационно-замерную установку ГСЗУ (при необходимости) направляется в сборный коллектор, а затем попадает на централизованную сепарационную уста-
154
новку ЦСУ, расположенную на одной территории с установкой подготовки нефти УПН, товарным парком ТП и в отдельных случаях с газоперерабатывающим заводом ГПЗ. Все эти объекты представляют нефтегазовый комплекс НГК. На ЦСУ происходит трех- или четырехступенчатая сепарация при давлениях в кгс/см2 (МПа): I ступень — 55 («^5,5); II ступень — 40 (;=»4);. III ступень — 16 (^1,6) и IV ступень — 1 («=*0,1).
Рис. 76. Высоконапорная система совместного сбора нефти и газа с централизованной многоступенчатой сепарацией:
Ске — скважина; ГСЗУ — групповая сепарационно-замерная установка; ЦСУ — цен трализованная сепарационная установка; ГПЗ — газоперерабатывающий завод; ТП — товарный парк; НГК—нефтегазовый комплекс; М-—месторождение; НПЗ — нефтеперерабатывающий завод; НХ8 — нефтехимический завод; 1—IV—ступени сепарации
Газ из сепараторов I ступени после охлаждения направляется в газопровод и до мест потребления транспортируется под собственным давлением, а газ последующих ступеней поступает на газоперерабатывающий завод ГПЗ.
В зависимости от конкретных условий предусматривается 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. 77). По этой схеме продукция скважины под действием устьевого давления направляется на ГСЗУ (в случае необходимости) и дальше по сборному коллектору поступает на центральную сепарационную установку ЦСУ. Здесь происходит одноступенчатая
155
сепарация высокого давления до 60 кгс/см2 (я^БМПа). Отделившийся в сепараторе газ поступает в газопровод для реализации, а остальная продукция под давлением сепарации транспортируется на нефтегазовый комплекс НГК, обслуживающий несколько месторождений. Здесь на концевой централизованной •сепарационной установке происходит окончательная многоступенчатая сепарация нефти и газа. Газ после II, III и IV ступеней сепарации направляется на ГПЗ, а нефть после установки подготовки нефти УПН — в товарный парк ТП и далее — на НПЗ.
ш
Рис. 77. Высоконап рная система совместного сбора нефти и газа с централизованной одноступенчатой сепарацией на месторождениях:
Скв — скважина; ЦСУ — централизованная сепарационная установка; ГСЗУ — групповая сепарационно-замерная установка; М — месторождение; КЦСУ — концевая централизованная сепарационная установка; ГПЗ — газоперерабатывающий завод; ТП — товарный парк; УПН — установка подготовки нефти; НГК — нефтегазовый комплекс /—IV — ступени сепарации
Эти перспективные системы в зависимости от местных условий {содержание воды, наличие парафина, запас пластовой энергии и т. п.) могут видоизменяться.
Недостатки этой системы следующие:
1) возможность возникновения пульсаций давления в нефтегазопроводах и в результате этого вибрации их;
2) неравномерность потока смеси в коллекторах, вызывающие неравномерную подачу струи в сепараторы.
В этих системах даже при низких пластовых давлениях повышение давления в системе можно обеспечить с помощью центро-
156
бежных электронасосов и дожимных компрессоров, а также путем искусственного поддержания давления в процессе разработки месторождения.
Система института Гипровостокнефть предусматривает однотрубный транспорт продукции скважины до участковых сепарационных установок, расположенных на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт нефтегазовой смеси до центрального нефтесборного пункта ЦНСП на расстояние до 100 км и более (рис. 78).
К другим потреоителям Г'
______I_______'
гпз
низ ТП УПН ,

____I
ГПУ ' II < г Л

\ 1 , , _,J
,/773
Рис. 78. Система института Гипровостокнефть:
Схв — скважина; ГСЗУ — групповая сепарационно-замерная установка; УСУ — участковая сепарационная установка; Г — газосепаратор; ЦНСП — центральный нефте-сборный пункт; НК — компрессор; КС — компрессорная станция; ГЯЗ — газоперерабатывающий завод; УДЯ— установка подготовки нефти; ТП — товарный парк; ЯЛЗ — нефтеперерабатываю ций завод
Сущность этой системы состоит в следующем: продукция скважин по выкидным линиям подается на групповые сепарационно-замерные установки ГСЗУ, где периодически замеряются 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 6 кгс/см2 (^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 находится на значительном расстоянии от УСУ или рельефные условия неблагоприятные, перекачка нефтегазовой смеси от УСУ до ЦНСП осуществляется при помощи дожимных насосно-компрессорных станций, расположенных около УСУ.
157
Таким образом, буферное давление будет использовано только частично для подачи продукции от скважины до дожимной станции. Принцип совместной перекачки нефти и газа здесь не доведен до конца. От дожимной станции транспорт нефти и газа осуществляется раздельно по двум трубопроводам: по одному перекачивается нефтегазовая смесь до ЦНСП, а по другому — до ГП8 или к другим потребителям.
На ЦНСП нефть проходит последующие ступени сепарации (II и III) при давлении, близком к атмосферному. Отделившийся газ направляется на прием компрессоров и транспортируется
на ГПЗ. Нефть поступает на установку подготовки нефти, а дальше — в товарный парк ТП и НПЗ. Центральный нефте-сборный пункт получает продукцию от нескольких участковых сепарацион-ных установок УСУ и расположен на одной площадке с УПН.
Основными преимуществами системы Гипровос-токнефть являются:
1) централизованный сбор и подготовка нефти из группы месторождений данного нефтяного района, расположенных в радиусе нескольких десятков километров;
2) отсутствие необходимости строительства на каждом месторождении мелких нефтесборных пунктов с парками резервуаров и УПН;
3) полная герметизация системы;
4) возможность бескомпрессорного транспорта газа после I ступени сепарации на ГПЗ;
5) благодаря уменьшению вязкости смеси облегчается транспорт нефтегазовой смеси дожимными компрессорами.
Лучевая система. Сущность этой системы заключается в следующем (рис. 79). Продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую сепарационно-замерную установку ГСЗУ, которая рассчитана на обслуживание до ста скважин. На этой установке замеряются компоненты продукции скважины и происходит первичная сепарация. Здесь же расположено насосное хозяйство для дальнейшего транспорта газонасыщенной нефти на центральный нефтесборный пункт и установку подготовки нефти. При этом замер и первичная сепарация
158
Рис. 79. Лучевая система:
Скв — скважина; ГСЗУ — групповая еепара-ционно-замерная установка; ЦНСП — центральный нефтесборный пункт; УПН — установка подготовки нефти; НПЗ — нефтеперерабатывающий завод; ГПЗ — газоперерабатывающий завод; I — обводненная нефть; II — необводненная нефть; III — газ
нефти осуществляется раздельно (для обводненной ж необводненной нефти). С этой целью прокладывают два коллектора. Газ после первичной сепарации направляется 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, в которых разделяются компоненты 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 нефти до товарной продукции.
Все эти узлы соединены трубопроводами, по которым осуществляется транспорт нефти и газа.
§ 2. Выбор системы сбора и транспорта продукции нефтяных скважин
Единой универсальной системы сбора и транспорта продукции скважин не существует, так как каждое месторождение характеризуется своими особенностями. Поэтому при выборе той или иной системы следует учитывать, что наиболее рациональной для данного месторождения является система, которая имеет самые высокие технико-экономические показатели. Каждая из указанных типовых систем может видоизменяться для данного месторождения в зависимости от тех или иных характерных особенностей и условий эксплуатации его (географического расположения месторождения, расстояния между скважинами, объема добычи, способа эксплуатации, качества нефти, ее обводненности и т. п.), но в любом случае она должна отвечать тем требованиям, которые предъявляются к системам сбора и транспорта продукции скважин (см. главу I, § 1 данного раздела).
Считается, что резкое повышение технико-экономических показателей системы может быть достигнуто при ликвидации мелких технологических объектов, максимальном их укрупнении и централизации как для одного месторождения, так и для нескольких месторождений данного нефтяного района. В настоящее время совместный транспорт нефти и газа на большие расстояния под большим давлением является наиболее прогрессивным методом.
Для выбора той или иной системы сбора и транспорта продукции скважин необходимо иметь следующие исходные данные:
159
1) число эксплуатационных и нагнетательных скважин и их расположение на структурной карте месторождения с указанием контура нефтеносности и газоносности;
2) дебиты нефти, газа и пластовой воды по скважинам и по месторождению в целом от начала до конца разработки месторождения (по годам);
3) изменение устьевых давлений фонтанных скважин по годам за весь период разработки;
4) изменение температуры по стволу скважин;
5) состав компонентов продукции скважин и их физико-химические свойства;
6) климатические и метеорологические условия района данного нефтяного месторождения;
7) источники энергоснабжения, водоснабжения, возможность связи, наличие дорог;
8) топографическую карту;
На основании этих исходных данных и руководствуясь принципами, изложенными в данном параграфе, можно выбрать ту или иную систему.
ГЛАВА II
УСТАНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ И СЕПАРАЦИИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
§ 1. Замерные установки
По каждой скважине необходимо замерять дебит нефти, воды, газа. Кроме того, необходимо определять и количество содержания механических примесей. Это дает возможность судить о нарушениях режима эксплуатации скважин и месторождения в целом. Например, если увеличивается количество воды, возможно обводнение скважины; если увеличивается количество газа, возможна потеря движущейся силы пласта и уменьшение нефтеотдачи его; при увеличении механических примесей возможно нарушение призабойной зоны. Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Сепарационно-замерными их называют потому, что для измерения количества каждого компонента продукции скважины необходимо сначала отделить их друг от друга, т. е. процессу измерения предшествует процесс сепарации. На практике применяют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.
Индивидуальная сепарационно-замерная установка ИСЗУ (рис. 80) обслуживает только одну скважину. Она состоит из одного газосепаратора (иногда его называют трапом), мерника и трубопроводной обвязки. Технологическая схема ИСЗУ следующая.
160
Рис. 80. Схема индивидуальной
сепарационно-замерной установки
самотечной системы:
1 — газосепаратор (трап), г — мерник; I — продукция скважины; II — нефть в сборный коллектор; III — газ в газосборную сеть; IV — вода и механические примеси
Продукция скважины по выкидной линии поступает в газосепаратор, где от нефти отделяется газ, а затем нефть направляется в сборный коллектор или (при необходимости) в мерник. Газ же поступает в газосборную сеть.
В мернике после некоторого времени вода и механические примеси осаждаются на дно, после чего периодически удаляются через отвод.
Дебит скважины замеряют в мернике с помощью деревянной или алюминиевой рейки или с помощью стальной рулетки с поплавком на конце. Поплавок опускают до уровня, замеряют высоту пустого пространства от уровня до крыши. Разница в замерах, произведенных в разное время, показывает высоту наполнения мерника за этот промежуток времени. На рейке нанесены деления
в сантиметрах. На каждом мернике имеется калибровочная таблица объемов жидкости в зависимости от уровня взлива. После производства замера нефть попадает в сборный коллектор.
Мерник сооружают на земле, если рельеф местности позволяет создать необходимый напор, или около него устанавливают насос (при самотеч-но-напорной системе). Иногда мерник устанавливают на высоком постаменте.
Количество газа [измеряют с помощью специаль-
Рис. 81. Схема групповой сепарационно-замерной установки самотечной системы:
1 — газосепаратор первой ступени; 2 — газосе паратор второй ступени; з — замерный газосе-
паратор; 4 — мерник. I —продукция скважины; НЫХ УСТРОЙСТВ ИПРиборОВ,
ТТ --- ТТРгЪтК WQ rf.RV- 1П __ гяя 1ТЯ ПТПТТЛРН1ТР- J Г F Г '
II — нефть из ГСЗУ; III — газ на отопление; IV — газ Б газосборную сеть или на прием компрессорной станции
установленных на выкидной газовой линии после
газосепаратора.
Групповая сепарационно-замерная установка самотечной системы ГСЗУ обслуживает несколько скважин (рис. 81).
694
161
Г"
I
л
1
\Ш
Она состоит из газосепаратора первой ступени, газосепаратора второй ступени, замерного газосепаратора, мерника, распределительной батареи (гребенки) и трубопроводов. Технологическая схема ее следующая: продукция из скважин (фонтанных, компрессорных, насосных) направляется в распределительную батарею, переключающую продукцию скважины на то или иное направление. Если одна из скважин включается на замер продукции, то продукция всех других скважин смешивается и поступает в сборный коллектор без замера.
Замер осуществляется аналогично замеру в индивидуальной сепарационно-замерной установке. Поступившая в сборный коллектор продукция остальных скважин направляется в газосепаратор 7, а затем — в газосепаратор 2. Выделившийся в газосепараторе 1 газ направляется в газосборную сеть или на прием компрессорной станции, а из сепаратора второй ступени 2 — на бытовые нужды. Нефть из сепаратора второй ступени направляется в самотечный сборный коллектор.
Замерный трап служит для измерения дебита скважин, если дебит их небольшой. Он должен быть оборудован замерными стеклами и рейкой. По подъему
уровня нефти в стеклянной трубке можно определить дебит скважины.
Групповая сепарационно-замерная установка системы Баро-няна—Везирова (рис. 82) состоит из одного замерного трапа и распределительной батареи.
Продукция скважины направляется в газосепаратор, где отделяется газ от нефти. При выходе из газосепаратора газ смешивается с нефтью и по единому трубопроводу поступает на сепарацию. Количество нефти замеряют при помощи замерных стекол, монтируемых на газосепараторе, а количество газа — специальными устройствами и приборами, установленными на газовой линии после сепаратора. Продукция остальных скважин при этом, минуя ГСЗУ, направляется на сепарацию.
В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины применяют автоматизированные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типа ЗУ Г, «Спутник», АГЗУ и т. п.).
Автоматизированная сепарационно-замерная установка типа
162
7
Рис. 82. Схема групповой сепарационно-замерной установки системы Баро-няна — Везирова:
1 — газосепаратор замерный, I — продукция скважины, II — нефть, III — газ
«Спутник-А» предназначена для автоматического измерения дебита скважин, для контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Рассчитана она на давление 16 кгс/см2 (я«1,57 МПа) и 40 кгс/см2 (^4 МПа). Эта установка состоит из следующих узлов: 1) многоходового переключателя скважин; 2) установки измерения дебита; 3) гидропривода; 4) отсекателей; 5) блока местной автоматизации.
Технологическая схема ее работы следующая (рис. 83).
Продукция скважин по выкидным линиям подается в многоходовой переключатель 1, работа которого полностью автоматизирована. Каждому положению этого переключателя соответствует
Рис. 83. Принципиальная схема автоматизированной сепарационно-замерной установки:
1 — переключатель скважин; 2 — газосепаратор; з — счетчик-расходомер; 4 — поплавок; 5 — заслонка; 6 — регулятор газа, 7 — блок местной автоматики; 8 — отсекатель; 1 — замерная линия; II — сборный коллектор
подача на замер продукции одной скважины. В зависимости от его положения продукция данной скважины направляется по линии / в газосепаратор 2, который состоит из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный коллектор //. В газосепараторе происходит отделение газа от нефти. Газ из газосепаратора направляется в сборный коллектор, где смешивается с продукцией остальных скважин Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, уровень нефти здесь все время повышается и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, а нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого уровень жидкости в нижней емкости снижается, поплавок опускается, в результате чего заслонка ХоткРывается и процесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины.
В блоке местной автоматизации регистрируются накапливаемые объемы жидкости в м3, прошедшей через счетчик-расходомер (GP).
11*
163
Следующая скважина включается на замер по команде с БМА, благодаря чему с помощью гидропривода (не показан на схеме) многоходовой переключатель занимает другое положение. «Спутник-А» работает по определенной (заданной) программе, благодаря которой каждая скважина поочередно включается на замер на строго определенное время.
Счетчик-расходомер служит одновременно сигнализатором подачи скважин. Установленные на коллекторах отсекатели осуществляют аварийную блокировку. В установке предусмотрена возможность измерения количества газа с помощью диафрагмы, установленной в газосепараторе.
Кроме «Спутника-А» применяют «Спутник-Б» и «Спутник-В».
В некоторых установках указанного типа используют автоматические влагомеры нефти для определения процентного содержания воды в продукции скважины, а также автоматическое измерение количества газа, выделенного из нефти.
Если влагомеры отсутствуют, то количество воды в нефти определяют с помощью прибора Дина — Старка. Пробу нефти берут из выкидной линии через краники или вентили. Влагомер позволяет непрерывно контролировать обводненность нефти.
Количество газа по каждой скважине на АГСЗУ эпизодически измеряется дифференциальными манометрами и диафрагмами, так как после предварительной сепарации и измерения вся продукция скважины опять смешивается.
После автоматического измерения продукции до каждой скважине жидкостногазовая смесь направляется на установки сепарации, откуда — на установку подготовки нефти УПН.
На компрессорных станциях и установках подготовки нефти расход газа измеряют с помощью самопишущих расходомеров ДП-430 и ДП-632. Механические примеси в нефти определяют следующим образом: пробу нефти разбавляют бензином, фильтруют высушивают и твердый остаток взвешивают. Количество солей в нефти определяется лабораторным анализом.
§ 2. Сепарационные установки
Сепарацией называется процесс отделения одного компонента от других (например, газа от жидкости). Сосуд, в котором происходит сепарация, называется сепаратором. Отделение газа от жидкости происходит в газосепараторе. Сепарационная установка может состоять из одного сепаратора и больше в зависимости от пропускной способности его и кратности сепарации (однократная, многократная или одноступенчатая и многоступенчатая).
Если газ выводится из сепаратора при одном давлении, то такая сепарация будет однократной или одноступенчатой; если газ выводится при разных давлениях (например, из одних сепараторов — при рл, из других — прира, из третьих — при ps), то такая сепарация называется многократной или многостуненча-
104
той. Если сепарационная установка обслуживает одну скважину, то она называется индивидуальной, если несколько скважин — групповой.
Сепараторы бывают разных конструкций (горизонтальные, вертикальные, цилиндрические, сферические, гравитационные, центробежные, инерционные, разного давления и т. п.), но все они имеют такие основные узлы:
а) сепарационный (для основного отделения газа от нефти);
б) осадительный (для дополнительного выделения газа, увлеченного нефтью из сепарационного узла);
в) аккумуляционный (для сбора нефти и вывода ее из сепаратора);
г) каплеуловительный (для улавливания капелек жидкости, увлеченных газом).
Чем больше газа будет выведено из сепаратора вместе с нефтью и нефти вместе с газом, тем ниже эффективность работы сепаратора.
До последнего времени на большинстве месторождений применялись преимущественно вертикальные сепараторы гравитационного типа, называемые сепарационными трапами.
Принцип работы сепарационного трапа следующий (рис. 84).
Продукция скважины по специальному вводу, врезанному касательно к боковой поверхности сепарационного трапа, поступает в него. Благодаря резкому снижению скорости движения нефть стекает вниз, а выделившийся из нее газ поднимается вверх, обходит отбойники с целью дальнейшего отделения капельной нефти от газа, а затем через ^азоотводящую трубу выводится из сепарационного трапа. Нефть, собравшаяся в низу сепарационного трапа, через выкидную :, г ию выводится из него. Люк предназначается для чистки тр-и л, а отвод — для спуска песка и грязи.
На сепарационном трапе устапдвливаются предохранительный клапан (для предупреждения образоьания в трапе давления выше допустимого), манометр и регулятор уровня. Уровень жидкости должен быть строго определенным, чтобы не допустить прорыва газа в нефтяную линию или нефти в газовую линию. Количество газа, выделившегося из нефти, зависит от давления в нем: чем меньше давление, тем больше выделится свободного газа.
Такие сепарационные трапы имеют сравнительно большую пропускную способность по газу и небольшую по нефти. Для самотечных систем сбора и транспорта нефти ото мало заметно. Но при совместном сборе и транспорте продукции скважин, где имеем крупные централизованные сепарационные установки, где суточная пропускная способность трапов может быть более 20 тыс. т нефти, это приобретает большое значение. В таком случае необходимо ставить много сепарационных трапов, особенно при многоступенчатой сепарации, в результате чего увеличиваются металлоемкость, денежные средства на сооружение сепарационных
165
установок и другие технико-экономические показатели. Во из-бетание этого применяют горизонтальные гидроциклонные сепараторы института «Гипровостокнефть».
Гидроциклонными сепараторами оборудовано большинство автоматических групповых сепарационно-замерных установок, в том числе установка типа «Спутник-А». При совместном сборе и
Рис. 84. Вертикальный сепарациошши трап:
1 — выкидная линия; 2 — специальный клапан; 3 — отвод, 4 — предохранительный клапан, 5 — ввод, в — люк, 7 — газоотводящая труба, 8 — отбойники; 9 — жалюзи, 10 — козырек, 11 — регулятор уровня, 12 — змеевик для подогрева
транспорте продукции скважин применение этих сепараторов показало высокую экономическую эффективность.
Гидроциклонный сепаратор (рис. 85) состоит из двух частей: гидроциклонов и технологической емкости.
Гидроциклон — вертикальный направляющий аппарат с касательным вводом продукции. В направляющем аппарате продукция скважин получает винтообразное движение. В горизонтальном сосуде происходит отделение оставшегося в нефти газа и под-дер/кание определенного уровня нефти. Нефть выходит снизу, а газ — из верхней части. Сепаратор оборудуется всей необходимой контрольно-измерительной и предохранительной аппаратурой и средствами автоматики.
166
На Грозненских месторождениях высокую эффективность показали сепараторы (рис. 86) типа ГС-8-1600 (ГС — газосепаратор, 8 — число гидроциклонов, 1600 — внутренний диаметр технологической емкости).
Рис. 85. Гидроциклонный сепаратор:
1 — люк; 2 — штуцер газовый, з — гидроциклон, 4 — отбойник, 5 — лоток, в — перегородки; г — штуцер канализационный, 8 — штуцер нефтяной,
9 — опора
Рис. 86. Гидроциклонный сепаратор ГС-8-1600
Обслуживание замерных и сепарационных установок сводится к периодическому проведению замеров с целью учета добываемой продукции, к контролю за их работой и обеспечению их бесперебойной работы путем устранения всевозможных неполадок.
ГЛАВА III РЕЗЕРВУАРНЫЕ ПАРКИ И НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ
§ 1. Назначение и виды резервуаров и резервуарных парков для хранения нефти
Для сбора, хранения и учета нефти применяют специальные емкости (металлические, железобетонные и бетонные), называемые резервуарами.
Форма резервуаров может быть самой разнообразной: цилиндрической (горизонтальные и вертикальные), прямоугольной и сферической. Строят их подземными, полуподземными и наземными. Подземные и полуподземные резервуары сооружают только железобетонными.
Объем резервуаров изменяется в широких пределах — от 100 до 100 000 м3. Наиболее распространены стальные цилиндрические вертикальные резервуары (рис. 87).
Каждый резервуар снабжается лестницей, необходимой для осмотра оборудования, отбора проб и контроля уровня нефтепродукта. У места присоединения лестницы к крышке резервуара сооружается замерная площадка, на которой устанавливают замерные приспособления и дыхательную арматуру.
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, предназначенный для входа обслуживающего персонала внутрь резервуара при его очистке и ремонте. Через световой люк внутрь резервуара проникает свет. Кроме того, световой люк предназначен для проветривания резервуара перед его зачисткой. К этому люку прикрепляется запасной трос управления хлопушкой на случай обрыва рабочего троса.
Хлопушка предохраняет нефтепродукт от утечки при повреждениях приемо-раздаточных трубопроводов и их задвижек. При выдаче нефтепродукта из резервуара крышка хлопушки открывается принудительно при помощи лебедок. Хлопушки большого диаметра при заполнении резервуара открываются с трудом, так как приходится преодолевать вес столба нефтепродукта, давящего на крышку хлопушкп. Чтобы ее легче было открывать, устанавливают перепускные трубы для выравнивания давления до и после хлопушки.
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 (он обеспечивает выход газа
104
в атмосферу), а второй — при разрежении (дает возможность воздуху проникнуть в резервуар).
При отказе дыхательного клапана, а также в случае, если сечение дыхательного клапана недостаточно для быстрого пропуска газа или воздуха, исполь- 1
зуют гидравлические пре- - л 3 ь 5
дохранительные клапаны.
Между резервуаром и дыхательным или гидравлическим клапаном устанавливают огневые предохранители. Они предотвращают проникновение пламени или искры 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 выполнения каких-то определенных целей в общей системе
сбора и транспорта нефти рщ,_ 87_ Вертикальный цилиндрический и газа, называется резер-вуарпым парком (нефте-сборным пунктом). Резер вуарные парки подразде- 111)адил^»„„^.„., „ „„—.-..-—......----, -
TTCTi/nvci ття тттшмо-^лгтпттт-тр предохранительный клапан, 10 — лазовый люк; ЛЯЮТСЯ На Промежуточные ^ _ у*казатепь уровня, 12 — замерный люк,
резервуар:
1 — световой люк, 2 — наливной трубопровод; з — хлопушка, 4 — сифонный кран, 5 — перепускное устройство, 6 — лебедка, 7 — огневые предохранители, 8 — дыхательный клапан; 9 —
13
маршевая лестница
и товарные. В промежуточных хранится нефть, подлежащая определенной ступени обработки, а в товарных — нефть, прошедшая установку подготовки (обезвоживания и обес-соливания). При использовании напорных и высоконапорных систем сбора нефти и газа сооружают только товарные парки. Резервуарный парк должен иметь мощные средства пожаротушения, хорошие подъезды, земляную обваловку, хорошее водоснабжение и электроосвещение, закрытую систему канализации, насосную, лабораторию, пароьотельную и т. п.
139
§ 2. Учет товарной продукции в резервуарах
Количество товарной продукции в резервуарах можно определять разными способами. Наиболее распространен объемный способ, 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 м3. Чтобы получить продукцию в тоннах, необходимо объем (в м3) умножить на плотность (в г/м3). Для определения плотности необходимо при помощи пробоотборника взять пробу. Среднюю плотность находят по нефтеденсиметру.
Порядок учета продукции следующий:
1) замеряют объем обводненной нефти;
2) пробоотборником отбирают пробу нефти;
3) замеряют температуру пробы нефти;
4) нефтеденсиметром определяют среднюю плотность и приводят ее к температуре +20° С;
5) замеряют процентное содержание воды в пробе нефти;
6) замеренный объем обводненной нефти умножают на среднюю плотность ее и получают количество обводненной нефти в тоннах;
7) определяют количество воды в тоннах в обводненной нефти путем умножения количества обводненной нефти в тоннах на массовый процент воды;
8) определяют количество чистой нефти в тоннах путем вычитания из общего количества обводненной нефти в тоннах количества воды в тоннах.
Поскольку при объемном способе замера продукции операции выполняют вручную, он имеет ряд недостатков.
Поэтому на некоторых месторождениях началось внедрение автоматизированных установок по непрерывному замеру товарной нефти.
§ 3. Насосные станции для перекачки нефти
Насосные станции для перекачки нефти внутри месторождения применяют только в том случае, если давление на устьях скважин небольшое или энергия глубинных насосов недостаточная для транспортировки нефти до определенных технологических установок.
На некоторых месторождениях до сих пор эксплуатируются промежуточные насосные станции (индивидуальные, дожимные, участковые), которые служат для перекачки нефти от индивидуальных сепарационно-замерных установок и промежуточных нефте-сборных пунктов до определенных технологических установок.
170
Кроме того, для перекачки нефти на нефтеперерабатывающий завод или в другие пункты сдачи применяются товарные насосные станции.
Наиболее распространены центробежные и поршневые насосы. Последний применяют для перекачки высоковязких нефтей. Эти насосы монтируются вместе с электродвигателем.
Принцип работы центробежного насоса заключается в том, что при вращении рабочих колес возникают центробежные силы, которые сообщают энергию движения жидкости, находящейся между лопатками колес. Поскольку жидкость должна поступать на прием насоса самотеком, центробежные насосы устанавливают несколько ниже резервуара. На всасывающей линии насоса монтируют задвижку и фильтр, а на нагнетательной — задвижку и обратный клапан.
Поршневые насосы (паровые и приводные) применяют в основном на тех месторождениях, где в нефти содержится значительное количество парафина, а центробежные насосы в данном случае не могут развить высокого давления.
Для транспорта газонефтяных смесей при использовании высоконапорных систем (для месторождений с низкими пластовыми давлениями или истощенных в процессе эксплуатации) применяют насосы-компрессоры, при помощи которых можно искусственно повысить давление в выкидных линиях скважин, сохранить первоначальный ритм работы системы сбора нефти и газа и избежать сооружения другой системы для скважин с низкими давлениями.
Выбор типа насоса зависит от условий его эксплуатации и определяется технико-экономическими показателями.
Для транспорта нефти от сборных сепарационных установок устанавливают один насосный агрегат, а для товарных резервуар-ных парков и больших промежуточных — несколько насосных агрегатов. Эти агрегаты устанавливают в специальных помещениях — насосных станциях.
ГЛАВА IV
КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ ДЛЯ ПЕРЕКАЧКИ ПОПУТНОГО ГАЗА
Для подачи попутного газа на газоперерабатывающий завод или газофракционирующую установку, подвода его в газовую шапку продуктивных пластов с целью продолжения фонтанирования скважин или для подачи газа к устьям компрессорных скважин и к другим потребителям применяют компрессоры. Устанавливают их в помещениях, называемых компрессорными станциями.
171
На практике широко распространены ротационные компрессоры (РСК), двухступенчатые турбокомпрессоры (ГТК) и поршневые компрессоры различных типов (ГК). На некоторых месторождениях эксплуатируются вакуумные компрессоры, которые собирают газ под вакуумом и подают его к местам потребления.
Компрессорные станции рекомендуется строить в местах больших скоплений попутного газа.
На компрессорной станции должны быть предусмотрены следующие вспомогательное оборудование и сооружения:
1) водонасосная циркуляционного водоснабжения для охлаждения компрессоров:
2) градирня для охлаждения воды, находящейся в циркуляции;
3) сепарационная установка для очистки газа от воды и механических примесей;
4) маслоотделители;
5) холодильники;
6) сепараторы для отделения конденсата;
7) конденсатосборники;
8) бензонасосная;
9) газораспределительный и газозамерный пункт;
10) трубопроводная обвязка;
11) механическая мастерская;
12) склады масел, материалов и запасных частей;
13) пусковые баллоны со сжатым воздухом для запуска газомоторных компрессоров;
14) система автоматизации и централизованного обслуживания машин.
§ 1. Принципиальная схема компрессорной станции
Схема компрессорной станции показана на рис. 88. Попутный газ из газосборного коллектора поступает в сепарационную установку 1, где очищается от механических примесей и капель. Затем он проходит через приемный коллектор компрессорной станции, откуда направляется на первую ступень компрессоров 2, 3, где сжимается до определенного давления, в маслоотделителе 5 освобождается от масла, унесенного газом из цилиндров компрессоров. Затем он поступает в холодильник 8. В сепараторе 11 оседает конденсат, образовавшийся в результате охлаждения газа. Из сепаратора первой ступени 11 газ проходит вторую ступень компрессора и после прохождения маслоотделителя 6, холодильника 9 и сепаратора 12 направляется в газомерный и газораспределительный узел 18, откуда поступает к местным потребителям или на газоперерабатывающий завод.
При необходимости газ может быть направлен в компрессор 4 третьей ступени, а затем через маслоотделитель 7, холодильник 10 и сепаратор 13 — к потребителям.
172
Отделившийся в сепараторах 11, 12, 13 конденсат спускается в конденсатосборники 14, 15, 16, откуда бензонасосной 17 перекачивается на газофракционирующую установку газоперерабатывающего завода (ГПЗ).
НаГПЗ
Рис. 88. Принципиальная схема компрессорной станции
§ 2. Автоматизация компрессорных станций
Система автоматизации может быть представлена следующим:
1) автоматическим контролем и регистрацией показателей действия компрессорной установки;
2) сигнализацией (аварийно-предупредительной и контрольной);
3) блокировкой защитной или защитно-разрешающей;
4) автоматическим регулированием;
5) автоматическим управлением.
1. Контроль режима работы предусматривает замеры давления и температуры газа во всасывающей и нагнетательной линиях каждой ступени компрессора, давления и температуры охлаждающей воды и масла. Расход газа, энергии, воды и т. п. регистрируется.
2. Задача аварийно-предупредительной сигнализации — предупреждать световым или звуковым сигналом о недопустимом отклонении контролируемых величин от заданных.
Задача контрольной сигнализации — информировать о состоянии регулирующих органов («Включено», «Выключено»).
3. При перегрузке двигателя защитная блокировка автоматической остановкой предотвращает аварию. Например, при
173
недос!аточном количестве охлаждающей воды и смазки, при повышении температуры подшипников и т. п.
Защитно-разрешающая блокировка предотвращает ошибочные действия персонала или автоматики. Например, пуск машины без охлаждения.
4. Автоматическое регулирование поддерживает определенное давление в трубопроводе, изменяя производительность компрессоров или осуществляя их автоматический запуск и остановку.
5. Автоматика управления обеспечивает управление работой и выключение основного и вспомогательного оборудования в определенной последовательности.
ГЛАВА V
ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫЙ ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ
Классификация трубопроводов
1. В зависимости от вида перекачиваемого продукт;! трубопроводы подразделяются на нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, водопроводы, паропроводы и канализационные.
2. По назначению трубопроводы делятся на самотечные, напорные и смешанные.
3. По рабочему давлению — низкого (до 6 кгс/см2 или «=*0,6 МПа), среднего (до 16 кгс/см2 или лЛ.,6 МПа) и высокого (свыше 16 кгс/см2 или #«1,6 МПа) давления.
4. По способу прокладки — подземные, надземные и подводные.
5. По функции — выкидные (от устьев скважин до групповой установки), сборные коллекторы (принимающие продукцию от нескольких трубопроводов) и товарные (транспортирующие товарную продукцию).
6. По способу изготовления — сварные.
7. По форме расположения — линейные (сборный коллектор представляет одну линию), кольцевые (сборный коллектор представляет собой замкнутую кольцевую линию) и лучевые (сборные коллекторы сходятся лучами к одному пункту).
На месторождениях наиболее распространены трубопроводы диаметром от 75 до 350 мм.
При монтаже некоторых узлов применяют фланцевые соединения.
Выбор трубопровода должен быть обоснован технико-экономическими расчетами.
В герметизированных напорных системах сбора и транспорта продукции скважин выкидные линии от скважин до групповых сепарационно-замерных установок (ГСЗУ) прокладываются, как правило, под землей. От ГСЗУ до установки подготовки нефти
174
(УПН) обычно прокладывают два сборных коллектора: один — для чистой нефти, второй — для обводненной.
Прсдукция скважин от ГСЗУ до УПН транспортируется либо под давлением (на устье скважины), либо с помощью дожимных насосных станций (ДНС).
§ 1. Транспортирование парафинистых и высоковязких нефтей
За последние годы объем парафинистых и высоковязких нефтей в общей добыче нефти возрастает, что связано с открытием и вводом в разработку месторождений на п-ове Мангышлак в Казахской ССР, в Туркменской ССР, в Коми АССР и других районах.
С понижением температуры нефти растворенный в ней парафин начинает кристаллизоваться. При этом резко возрастает вязкость нефти. Она может полностью потерять подвижность, особенно после кратковременного прекращения перекачки.
Высоковязкие нефти, имеющие большую плотность и значительное содержание смол, также с понижением температуры повышают вязкость и могут превратиться в трубопроводе в нетекучую массу.
Возникает необходимость при перекачке таких нефтей увеличивать мощность насосных станций, строить специальные установки для подогрева нефти, увеличивать диаметр трубопроводов, добавлять к нефти различные присадки, разбавлять ее керосином и т. д.
При транспорте неразгазированной нефти уменьшаются возможности образования и отложения парафина.
Практика эксплуатации и данные исследований показывают, что при совместном сборе нефти и газа одним из перспективных, направлений борьбы с парафином является снижение до минимума потерь тепла и поддержание оптимальной температуры при добыче и транспорте продукции скважин. На это влияет глубина заложения трубопровода, теплоизоляция его, режим перекачки и подогрев продукции. Другое перспективное направление — применение трубопроводов с защитными покрытиями ^ внутренней поверхности.
§ 2. Трубопроводная арматура
Трубопроводная арматура разделяется на три группы: 1) запорная; 2) регулирующая; 3) предохранительная.
1. Назначение запорной арматуры — разобщение участков трубопроводов и отключение от трубопроводов разных технологических установок. Она устанавливается в начале и в конце каждого трубопровода, в местах соединения их друг с другом и со сборными коллекторами.
К запорной арматуре относятся задвижки, краны, вентили, обратные клапаны и клапаны-отсекатели.
175
Задвижки бывают разной конструкции (параллельные и клиновые с выдвижным и невыдвижным шпинделем, стальные и
чугунные). На рис. 89 показана параллельная задвижка.
Кран (рис. 90) — запорное устройство, проходное сечение которого открывается и закрывается при повороте пробки вокруг своей оси. Краны изготовляют из чугуна или бронзы.
Вентиль (рис.91) — запорное устройство, в котором при повороте шпинделя клапан (насаженный на нем) перемещается вдоль оси седла. Вентили изготовляют из стали, чугуна и бронзы.
Рис. 89. Параллельная фланцевая задвижка
Рис. 90. Кран проходной
Рис. 91. Вентиль
176
Б конце трубопроводов, подключенных к групповым установкам или к сборным коллекторам, устанавливают обратные клапаны. Они предназначены для отключения трубопровода в случае изменения направления движения жидкости.
Клапаны-отсекатели, устанавливаемые на выкидных линиях, служат для отключения скважины в аварийных случаях.
2. Назначение регулирующей арматуры трубопроводов (регуляторов давления) — поддержание постоянного давления в трубопроводе до регулятора или после него. Они устанавливаются, как правило, на газопроводах для обеспечения постоянного давления на приеме компрессоров или в конечных точках газопроводов.
3. Назначение предохранительной арматуры — предохранение трубопроводов или аппаратов от разрыва при повышении давления. К предохранительной арматуре относятся предохранительные клапаны различных конструкций (рычажные, пружинные и др.).
§ 3. Газопроводы для сбора попутного газа
Транспорт попутного газа на площадях нефтяных месторождений осуществляется по газопроводам.
В самотечных системах еще эксплуатируются газопроводы вакуумные и газопроводы высокого, среднего и низкого давлений Но так как в этом случае требуется сооружение установки вблизи каждой скважины (при индивидуальных сепарационно-замерных установках) или применять несколько групповых установок, в связи с чем затрачивается много металла, системы с такими газопроводами в настоящее время не сооружают.
При использовании напорных или высоконапорных систем сбора нефти и газа длина газопроводов резко сокращается за счет ликвидации небольших сепарационных установок и образования крупных центральных сепарационных установок.
Газопроводы, по которым газ поступает на прием компрессорной станции, называются подводящими, а по которым подводится к компрессорам — нагнетательными. Газопроводы, в которые поступает газ по нескольким трубопроводам, называются сборными коллекторами.
Конфигурация газосборного коллектора зависит от числа сепарационных установок, их размещения на месторождении и системы сбора и транспорта нефти и газа.
Коллектор должен быть экономически целесообразным, обеспечивать бесперебойную подачу газа, маневренным и удобным в обслуживании.
Расход жидкости или газа по трубопроводу определяют при помощи дифференциальных манометров, а дебит жидкости — счетчиками-дебитомерами.
12 Заказ 693 17Т
ГЛАВА VI ПОДГОТОВКА НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ К ПЕРЕРАБОТКЕ
На разных стадиях разработки нефтяных месторождений содержание воды в нефти может быть различным: в начальный период эксплуатации может добываться практически безводная нефть, затем количество воды в добываемой нефти постепенно увеличивается и на конечной стадии разработки может достигать 90% и более. При движении нефти и воды по стволу скважины и трубопроводам происходит их взаимное перемешивание, в результате чего образуются эмульсии (следует учитывать, что для образования эмульсии необходимо наличие в нефти особых веществ — природных эмульгаторов: асфальтенов, смол, механических примесей и т. д.).
Кроме высокоминерализованной воды, в нефти во взвешенном состоянии могут содержаться мельчайшие кристаллики солей. Появление их объясняется испарением воды при сборе и транспорте нефти в процессе испарения последней. Перекачивать такие нефти на переработку нецелесообразно, так как кроме агрессивности воды увеличиваются объемы перекачиваемых жидкостей, что приводит к увеличению эксплуатационных расходов.
Значит, если в пластовых условиях вода способствует извлечению нефти, то на поверхности она нежелательная и даже вредная примесь.
Условия для образования эмульсий весьма благоприятны. так как нефть интенсивно перемешивается с водой на всем пути движения (от продуктивного пласта до сборных резервуаров), что наблюдается при всех способах добычи нефти Поэтому при добыче нефти и ее сборе необходимо следить за уравновешиванием станков-качалок, размещением глубинного насоса, подбором диаметров трубопроводов и т. п.
Вода, соли и механические примеси загрязняют нефть и вызывают непроизводительную загрузку транспорта. Например, если по трубопроводу транспортируется 10 млн. т/год нефти, содержащей 5% вес. воды, 1,5% вес. солей и 0,5% вес. механических примесей, то вместе с нефтью будет перекачиваться 700 тыс. т балласта в год.
Кроме затруднения в перекачке нефтяного сырья, возникает необходимость строить специальные сооружения для отстоя и хранения обводненной нефти. При транспорте загрязненной нефти засоряются транспортные коммуникации, оборудование, аппаратура, резервуары. Уменьшается полезная емкость трубопроводов и резервуаров.
При содержании в нефти воды и солей уменьшается производительность технологических установок нефтепереработки, нарушается технологический режим работы отдельных установок и аппаратов, снижается качество нефтепродуктов. Соли и песок вызывают сильную эрозию металлических поверхностей, кроме
178
того, повышается расход топлива, понижается теплопередача технологического оборудования, уменьшается межремонтный период работы установки.
Особенно опасно содержание солей в сернистых нефтях — сероводород с хлористым водородом особо коррозионны.
В связи с изложенным добываемую нефть необходимо обезвоживать, обессоливать (освобождать от воды, солей и механических примесей) как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения. В соответствии с общепринятыми нормами нефть может содержать 0,1-^0,2% воды, 40 мг/л солей и, 0005% механических примесей.
Для обезвоживания и обессоливания нефтей используют установки подготовки нефти (УПН). Кроме того, на этих установках проводятся мероприятия по снижению способности нефти к испарению (с целью уменьшения потерь легких углеводородов), т. е. стабилизация нефти.
Установки подготовки нефти можно размещать в любом пункте системы сбора и транспорта нефти и газа, но наиболее целесообразно устанавливать их в пунктах максимальной концентрации нефти (например в товарных парках). При этом необходимо учитывать принятую схему сбора и транспорта нефти и газа и возможности подготовки нефти другого месторождения, если данное выйдет из строя.
§ 1. Обезвоживание и обессоливание нефтей
Добываемая с нефтью пластовая вода с растворенными в ней солями вызывает коррозию оборудования, ухудшает качество нефтяного сырья. Поэтому перед переработкой нефти ее подвергают обезвоживанию и обессоливанию. Основная масса солей удаляется в месте с водой в процессе обезвоживания. Однако для предотвращения коррозии оборудования, образования солевых отложений и других нарушений в процессах переработки нефти необходимо ее глубокое обессоливание.
Перед обессоливанием в нефть подается пресная вода, в результате чего образуется искусственная эмульсия, которая затем подвергается разрушению. Процесс разрушения нефтяных эмульсий заключается в слиянии капель диспергированной в нефти воды в присутствии деэмульгатора и осаждении укрупнившихся капель.
Деэмульгаторы — это поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые адсорбируются на поверхности глобул воды и образуют адсорбционный слой со значительно меньшей механической прочностью, что облегчает слияние капель и способствует разрушению нефтяных эмульсий.
В настоящее время применяют следующие типы деэмульга-торов: дипроксамин, проксамин, дисолван, сепарол, полиакри-ламид, оксиэтилированный препарат ОП и др. Требования,
12* 179
предъявляемые к деэмульгаторам, следующие. Деэмульгатор должен:
1) быть высокоактивным, т. е. вытеснять эмульгатор с поверхности капельки воды;
2) уменьшать связи на поверхности контакта нефть—вода при малых удельных расходах его;
3) хорошо растворяться в воде или в нефти;
4) не коагулироьать в пластовых водах;
5) быть дешевым и транспортабельным;
6) не ухудшать качества нефти;
7) не корродировать металл;
8) не изменять своих свойств при изменении температуры;
9) быть пригодным для различных нефтей и вод.
Эффект деэмульсации зависит от интенсивности перемешивания деэмулъгатора с эмульсией и от температуры эмульсии. Подача деэмульгаторов осуществляется специальными дозировочными насосами.
Применяют следующие способы обезвоживания и обессоли-•вания:
1) холодный отстой;
2) центрифугирование;
3) фильтрацию;
4j термохимические;
5) электрические.
Холодный отстой. Сущность способа заключается * том, что в нефть вводят деэмульгатор и в результате отстоя в сырьевых резервуарах из нефти выпадает свободная вода или нефть и вода совместно транспортируются на установки окончательной обработки нефти. Характерная особенность процесса — сочти полное исключение расхода тепла на технологические нужды.
Центрифугирование. Центрифугирование заключается в следующем. Обводненная нефть направляется в центрифугу. В центрифуге вода, как более тяжелая, под действием центробежной силы отводится к стенкам аппарата и стекает вниз. Обезвоженная нефть и вода выводятся из аппарата по самостоятельным трубам.
Этот способ в настоящее время не применяется.
Фильтрация Сущность способа заключается в том что обводненную нефть пропускают через фильтр, который располагается в колонне. Нефтяная эмульсия подается в нижнюю часть колонны, а обезвоженная нефть выводится сверху колонны. Выделившуюся воду сбрасывают снизу. Фильтрующими веществами могут быть гравий, битое стекло, стеклоткани, стекловата и т. п.
Этот способ применяется редко, только в случаях, если эмульсия нестойкая.
Термохимическое обезвоживание и о б е с -соливание. Термохимический способ основан на нагреве
180
эмульсии и химическом воздействии на нее деэмульгаторов. При нагреве эмульсии ее вязкость снижается и облегчает отделение воды. Принципиальная схема термохимического обезвоживания и обессоливания представлена на рис. 92.
Обводненная нефть (сырая) поступает в сырьевой резервуар 1, откуда насосом 3 перекачивается в теплообменники 4. Здесь она подогревается до 40—60° С и далее поступает в паровой подогреватель 5, где подогревается паром до 70—100° С и более. Дозировочный насос 7 непрерывно из бачка 6 подкачивает деэмуль-гатор через смеситель 2 в эмульсию.
Обработанная деэмульгатором и подогретая эмульсия направляется в отстойники 9, где вода отделяется от нефти и отводится
Рис. 92. Схема термохимического обезвоживания и обессоливания
в канализацию. Из отстойников 9 обезвоженная и нагретая нефть через теплообменники 4 и холодильники 8 поступает в товарные резервуары 10, а затем направляется на переработку по нефтепроводу. В теплообменниках 4 нагретая нефть отдает тепло холодной нефти, после чего дополнительно охлаждается в холодильниках 8.
На месторождениях термохимические установки эксплуатируются под атмосферным давлением, под избыточным давлением и с промывкой горячей водой. В некоторых случаях вода из отстойников О направляется в смеситель С или после теплообменников Т эмульсия направляется в колонну-контактор, куда подаются горячая вода и деэмульгатор (рис. 93).
За последнее время созданы и применяются комбинированные аппараты, в которых совмещены все процессы (подогрев, регенерация тепла нефти и отстой) при обезвоживании и обессолива-нии нефти (подогреватель-деэмульгатор института БашНИПИнефть типа СП-2000, Саратовского КБ НГП УДО-2М и института Гипровостокнефть НОГ ). Они могут размещаться как на участках крупных месторождений, так и на центральных установках подготовки нефти.
181
1 — резервуары, 2 — насос, а — теплообменник, t — контактор, б — отстойник, 6 — смеситель-
инжектор
Работа комбинированных аппаратов для обезвоживания и обессоливания нефти полностью автоматизирована. Принципиаль-
ная схема одного из таких аппаратов приведена на рис. 94.
Сепаратор - деэмульсатор представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд 1. Внутри он разделен перегородками 2, 3, 4 и 5 на пять секций: 1) сепарации б; 2) сбора обезвоженной нефти 7; 3) фильтрации 8; 4) подогрева 9; 5) отстоя 11 . Перегородки 3, 2 и Рис. 93. Схема установки деэмульсации 5 — перфорированные, а нефти с контактором: ^ _ глухая
СвПаШТОТЗ - ДвЭМУЛЬСа-* г Л
тор работает так. Сырая нефть по специальной
трубе 10, расположенной внутри цилиндрического сосуда 1,
поступает в секцию 6, где от нее отделяется газ. Затем по пере-
ливной трубе нефть направляется
в секцию отстоя 11. Здесь свободная
вода отделяется от нефти, а эмульсия
через перфорированную перегородку 5
поступает в секцию подогрева. В этой
секции нефть проходит через слой го-
рячей воды, заполняющей топочное
пространство, в результате чего эмуль-
сия разлагается на нефть и воду.
Кроме того, выделяется и газ.
Поднимаясь, нефть проходит секцию
фильтрации 8, благодаря чему мельчай-
шие капли воды укрупняются и отделя-
ются от нефти. Затем обезвоженная
нефть, поднимаясь выше, собирается
в секции скопления 7. Когда уровень
нефти достигнет верхнего торца слив- выход
ной трубы 12, она по этой трубе будет
переливаться в емкость, расположен- ~в'ьаод'г
ную за аппаратом.
Газы из секции скопления обезво-
женной нефти 7 не могут попасть
в сливную трубу 12, так как в ней „ п. „
j rj j ~1 рис Q4. Схема вертикаль-
нефть постоянно находится на опреде- ного комбинированного поденном уровне. Они через отверстия догревателя- деэмульсатора,
182
в трубе перейдут в секцию сепарации, а отсюда по газопроводу на ГПЗ. Капельная жидкость, уносимая газом, будет удерживаться специальной кассетой 13 и по патрубку 14 поступать в секцию скопления обезвоженной нефти 7.
Электрическое обезвоживание и обес-соливание. Электрическая деэмульсация основана на появлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капельки воды, на взаимном притяжении этих капелек и разрушении пленок нефти между этими капельками в результате действия электрического поля. При пропускании нефтяной эмульсии между двумя электродами, через которые проходит ток высокого напряжения, она разлагается на нефть и воду, при этом освобожденные капельки воды укрупняются и постепенно оседают на дно сосуда.

Чг *
т\„ ^Т\, * / 5
V 1 О *— ---- 4 5 / у 1 1
1__ .1- _?
Соленая вода
Рис. 95. Схема электрообессоливающей установки
На практике применяют также установки, объединяющие термохимическое обезвоживание с электрическим.
Принципиальная схема такой установки приводится на рис. 95. Сырьевая нефть вместе с деэмульгатором поступает на прием насоса 1 и через теплообменник 2 и подогреватель 3 направляется в отстойники 4 (термохимической части установки), откуда под остаточным давлением поступает в электродегидратор 5. Перед попаданием в электродегидратор 5 в нефть вводятся деэмульгатор и пресная вода, т. е. при этом увеличивается ее обводненность.
В электродегидраторе 5 происходит разрушение эмульсий и выпадение освобожденной воды в процессе отстоя.
Затем обессоленная нефть направляется в промежуточную емкость 6, а отсюда насосом 7 через теплообменники — в товарные резервуары.
Вода из отстойников 4 и электродегидраторов 5 сбрасывается в канализацию.
Для более глубокого обезвоживания и обессоливания можно устанавливать несколько электродегидраторов, которые по форме
183
подразделяются на горизонтальные, вертикальные, сферические и др.
Таким образом, основными технологическими аппаратами и оборудованием установок обезвоживания и обессоливания являются теплообменники, подогреватели, отстойники, электро-дегидраторы, резервуары, насосы, сепараторы-деэмульсаторы.
В практике эксплуатации нефтяных месторождений применяется также и трубная деэмульсация. Сущность ее заключается в том, что в трубопроводные сети, транспортирующие нефть на месторождении, вводят деэмулъгатор. Отделение воды от нефти осуществляется в специальных резервуарах-отстойниках. Но ее целесообразно проводить на тех участках сборных сетей, в которых обеспечивается совместное движение эмульсии и деэмульга-тора в течение не менее 4 ч.
§ 2. Стабилизация нефти
При транспорте нефти от мест добычи до мест переработки возможны большие потери легких фракций из нее в результате испарения. С целью предупреждения этих потерь необходима стабилизация нефти, т. е. отделение из нее наиболее легких углеводородов (этан, пропан, бутан).
Сущность процесса стабилизации заключается в том, что нефть подогревают до определенной температуры (80—120° С) в специальной стабилизационной колонне и отделяют легкие фракции. После этого они охлаждаются и конденсируются. Продукты стабилизации направляют на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а нефть — на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).
Применяются разные способы стабилизации: вакуумная сепарация, термическая стабилизация и др. Целесообразность любого способа должна быть обоснована технико-экономическим анализом.
Что касается размещения стабилизационных установок, то в отношении уменьшения потерь наиболее выгодно размещать их непосредственно у скважин. Однако в этом случае пришлось бы вместе с нефтью подогревать большие объемы воды. Строительство их на нефтеперерабатывающих заводах нежелательно, так как большая часть потерь оказывается невозвратимой. Поэтому наиболее целесообразно размещать стабилизационные установки в районе товарных резервуарных парков или на нефте-сборном пункте данного месторождения после установок обезвоживания и обессоливания.
Принципиальная схема стабилизационной установки способом сепарации приводится на рис. 96.
Насос 1 забирает нефть из сырьевых резервуаров и через теплообменник 2 подает ее на установку обезвоживания и обессоливания 3. Из установки обезвоживания и обессоливания нефть через подогреватель 5, где нагревается до температуры 80—
181
120° С, поступает в стабилизационную колонну 6'. Здесь из верхней части колонны отбираются газообразные углеводороды, а из нижней — части, отбензиненная нефть, которая через теплообменник 2 насосом 7 направляется в товарные резервуары 4.
Газообразные углеводороды поступают в конденсатор-холодильник НестпВильный. i бензин на Г/734
Рис. 96. Принципиальная схема стабилизационной установки
менников. Газ из сепаратора 9 направляется через маслоотделитель 12 и конденсатор-холодильник 13 в сепаратор, где отделяются нестабильный бензин и газ, которые направляются на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).
ГЛАВА VII
ПОДГОТОВКА ПОПУТНОГО ГАЗА К ТРАНСПОРТУ И ПЕРЕРАБОТКЕ
Так как попутные газы характеризуются высоким содержанием углеводородов от пропана и выше, основная их часть может быть отнесена к категории жирных. Однако в некоторых газах могут содержаться сероводород, азот, углекислота и другие нежелательные компоненты.
В связи с этим попутные газы не могут быть использованы как топливо или сырье для переработки без соответствующей подготовки.
185
Если в газе содержится сероводород, то при транспорте его по трубопроводу возникает коррозия металла. Кроме того, сероводород и продукт его сгорания (сернистый газ) вызывают отравление живых организмов, нарушает режим технологических установок переработки нефти понижают качество продуктов при использовании сероводородного газа в промышленных процессах (в металлургии, при получении стекла, в оптике, в керамическом производстве и т. п.).
Окись углерода опасна для человека, как и сероводород. Кроме того, она также вызывает коррозию аппаратуры и трубопроводов.
В попутном газе могут содержаться водяные пары. Их количество при данных давлении и температуре не может превышать определенную предельную величину. Газ, содержащий этот максимум водяных паров, называется насыщенным. Если изменятся заданные давление или температура, то соответственно изменится предельное количество водяных паров в газе. Например, при понижении температуры некоторое количество водяных паров сконденсируется и выпадет из газа в виде капель. Температура, при которой происходит процесс конденсации водяных паров, называется точкой росы.
Отношение количества водяных паров, фактически находящихся в газе при данных условиях, к максимально возможному количеству водяных паров в газе при тех же условиях называется относительной влажностью.
Абсолютная влажность — это количество водяных паров в весовых единицах, содержащихся в единице объема или веса газа.
Водяные пары, содержащиеся в газе, в процессе его транспорта и переработки вызывают различные осложнения. Например, при транспорте газа в трубопроводах возможно образование конденсата, в газопроводах — образование ледяных пробок, кристаллогидратов (соединения углеводородов с водой). Кроме того, возникает коррозия металла аппаратуры, труб, приборов и т. п.
Во избежание этого необходимо применять осушку газа, что способствует предупреждению возникновения этих осложнений и увеличению производительности газопровода, теплоты сгорания газа и т. п.
§ 1. Очистка попутного газа от сероводорода и углекислоты
Различают два способа очистки газа: сухой и мокрый. При сухом способе, используемом для очистки газа с невысоким содержанием сероводорода (до 0,5% об.), газ пропускают через слой твердых поглотителей — очистную массу, состоящую из гидрата окиси железа, древесных опилок и гашеной извести, а при мокром способе (содержание сероводорода >• 0,5 об.) — промывают различными поглотительными растворами.
На рис. 97 приведена одна из возможных установок сухого способа очистки газа. Газ поступает в сероочистную башню,
186
состоящую из царг, по вводу. Каждая царга состоит из двух полок, заполненных сероочистной массой. Войдя в башню, газ подымается по центральной распределительной трубе через щели, расположенные против каждой царги, проходит через слой очистной массы. Затем он собирается в зазоре между обечайкой башни и царгой и выводится в следующую башню.
В каждой царге газ проходит лишь через один слой очистной массы.
Различают несколько вариантов мокрого способа:
1) без утилизации серы;
2) с получением элементарной серы;
3) с выделением концентрированного сероводорода.
Опишем третий вариант способа очистки (рис. 98).
В данном случае очистка газа производится водными растворами этаноламина.
Очищен* -41 ньш газ
Вдод газа
* Сырой газ направляется в сепа- Рис> 97i установка очистки ратор 1, где происходит отделение газа сухим способом
Очищенный
Кислые газа!
Рис. 98. Принципиальная схема очистки газа атаноламиновым способом
187
механических примесей, а затем поступает в низ абсорбера 2, Здесь навстречу поднимающемуся вверх газу стекает сверху водный раствор этаноламина. При контакте газа с этаноламином происходит поглощение последним сероводорода и углекислоты
Очищенный газ из абсорбера 2 направляется в скруббер 5, а насыщенный раствор этаноламина из абсорбера 2 через теплообменник 7 поступает в десорбер 9, где происходит выделение из него кислых газов под действием водяного пара. Регенерированный в десорбере 9 раствор через теплообменник 7 насосом 8 вновь направляется в абсорбер 2. Парогазовая смесь из десор-бера 9 через конденсатор-холодильник 10 поступает в сепаратор конденсата 11, откуда кислые газы направляются для сжигания или для дальнейшей переработки с целью получения серы.
Первый контакт основан на применении содового раствора, а второй — мышьяково-содового или мышьяково-аммиачного раствора.
§ 2. Осушка газов
Наиболее распространены следующие способы осушки газов: 1) адсорбционный, при котором поглотителем влаги является твердое вещество; 2) абсорбционный, при котором поглотителем влаги является жидкое вещество.
Рис. 99. Принципиальная схема осушки газа твердым поглотителем
Схема адсорбционной установки приводится на рис. 99. Влажный газ поступает в сепаратор 1, где происходит отделение от него капельной жидкости. Затем газ через первый блок переключения направляется в адсорбер 5, а горячий газ из контрольного сепаратора 2 через подогреватель 3 — в адсорбер 6 для регенерации адсорбента. Осушенный газ из адсорбера через второй блок переключения и теплообменник 4 направляется на дальнейшее использование или переработку.
В качестве адсорбентов применяют хлористый кальций, едкий натр, едкий калий, алюмогель, силикагель, боксит, флорит, синтетические цеолиты и др.
Схема абсорбционной установки приводится на рис. 100.
Влажный газ поступает в абсорбер 1, где происходит сепарация капельной жидкости от газа и поглощение абсорбентом влаги, насыщающей газ. Процесс поглощения происходит в результате контакта газа с абсорбентом: газ движется вверх, а абсорбент вниз. Осушенный газ выходит сверху абсорбера. Насыщенный влагой абсорбент проходит теплообменник 3, затем выветрива-тель 4, теплообменник 7 и с температурой 100—120° С поступает в десорбер.
Насыщенный pacrrSop
Рис. 100. Принципиальная схема осушки газа диэтиленгликолем
В выветривателе из абсорбента частично выделяются углеводороды, поглощенные им из газа. В десорбере 8 выпариваемую влагу выводят с его верха, а частично регенерированный абсорбент с низа десорбера направляется в вакуумную емкость 12. Здесь паровая фаза в конденсаторе-холодильнике конденсируется. Конденсат из разделительной емкости 11 насосом 13 подается на орошение верха десорбера, а несконденсировавшаяся часть — в атмосферу. Чистый абсорбент из вакуумной емкости насосом 15 через теплообменники 7 и 3 направляется в емкость 5, откуда насосом 6 через холодильник 2 — вновь в абсорбер 1.
В качестве абсорбентов используют диэтиленгликоль, три-этиленгликоль, раствор хлористого кальция, хлористого лития, хлористого цинка, глицерина и др.
При транспортировании газа на далекие расстояния его необходимо отбензинить одним из следующих методов: компримиро-ванием, адсорбцией, абсорбцией, низкотемпературной конденсацией и ректификацией.
18ft
ГЛАВА VIII ПОДГОТОВКА ВОДЫ ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ ПЛАСТОВ
Для закачки воды в нагнетательные скважины используют как природные воды рек, морей, озер, водоносных горизонтов, так и сточные с технологических объектов подготовки нефти.
И те, и другие воды могут быть загрязнены механическими примесями (песком, илом) или содержать растворенные соли, которые при определенных условиях выпадают в виде осадков в пласте.
К воде предъявляются следующие требования.
1. Вода должна быть по возможности чистой и не содержать больших количеств механических примесей и соединений железа. Например, для трещиноватых песчаников предельное содержание механических примесей равно 20—30 мг/дм3, содержание за-кисного железа — до 1 мг/дм3, нефти — до 50 мг/дм3.
2. Вода не должна содержать сероводорода и углекислоты, вызывающих коррозию оборудования.
3. Вода не должна содержать органических примесей (бактерий и водорослей).
4. Вода должна быть химически инертной по отношению к пластовым жидкостям.
Однако часто воды бывают загрязнены взвешенными частицами глины, ила или песка, которые закупоривают поры пород призабойной зоны и уменьшают приемистость нагнетательной скважины.
Для осаждения мельчайших частиц необходимо их укрупнять. Реагенты, добавляемые к воде для коагуляции взвеси (укрупнения взвешенных частиц), называются коагулянтами. К числу коагулянтов, наиболее широко применяемых на практике для обработки воды относится сернокислый алюминий, иначе называемый сернокислым глиноземом.
§ 1. Водоочистные установки
Вода, поступающая на водоочистную установку, в зависимости от качества может быть подвергнута тем или иным операциям по очистке: коагуляции, фильтрации, обезжелезиванию, смягчению, хлорированию, стабилизации. В ряде случаев для получения надлежащих качеств воды требуется проведение лишь двух-трех процессов.
На рис. 101 приведена типовая схема водоочистной установки.
Насос 1 забирает воду и направляет ее в смеситель 3. В это время дозировочное устройство 2 подает коагулянт в нагнетательную линию насоса 1. В смесителе 3 коагулянт интенсивно перемешивается с водой, после чего обработанная вода поступает в осветлитель 4, где образуются и задерживаются хлопья. В фильтре 5, представляющем собой резервуар, заполненный песком или дробленым антрацитом, вода окончательно очищаетсяji
190
самотеком направляется в резервуары 6. Затем насос 7 перекачивает воду на кустовые насосные станции, которые подают воду в нагнетательные скважины. Насос 8 из резервуаров 6 подает периодически чистую воду в фильтры 5 для очистки их от взвешенных частиц.
Рис. 101. Принципиальная схема водоочистной установки 3
Рис. 102. Принципиальная схема очистки железосодержащих и сероводородных сточных вод
Для предупреждения коррозии и стабилизации по химсоставу при помощи специальных дозировочных насосов в воду добавляют реагент гексаметафосфат натрия (2—3 мг/дм3).
Для уничтожения бактерий и других микроорганизмов в воде применяют обработку ее хлором — хлорирование.
Сточные воды, кроме взвешенных частиц, могут содержать нефть и углеводородные газы. Взвешенные частицы здесь могут быть представлены сернистым железом, обломками кварца,
191
зернами карбонатов и доломитов, частицами глины и окисного железа.
Принципиальная схема очистки железосодержащих и сероводородных сточных вод заключается в следующем (рис. 102). Железосодержащая вода после установки подготовки нефти направляется в напорный отстойник 2, где отстаивается под давлением в течение одного-двух часов. Аналогично, сероводородная вода направляется в отстойник 1. Затем из этих отстойников нефть направляется в резервуар 3, откуда насосом 4 направляется на УПН. Шлам из отстойников по трубопроводу под давлением сбрасывается в емкость 9, а воды напорных отстойников смешиваются и поступают в безнапорный отстойник 5. Здесь основная масса взвешенного железа и нефти всплывает и удаляется при помощи механических средств. После безнапорного отстойника 5 вода поступает во вторичный отстойник 6\ где отстаивается в течение трех —шести часов. Здесь вода доочищается и стабилизируется по химическому составу. Продукты очистки из безнапорного отстойника и вторичного отстойника 6 направляются насосом 7 в емкость -9, а чистая вода насосом 8 направляется на блочную кустовую насосную станцию, откуда — в нагнетательные •скважины.
ГЛАВА IX
ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ДАЛЬНИЕ РАССТОЯНИЯ
Известны три основных вида транспорта нефти и нефтепродуктов на дальние расстояния: водный, железнодорожный и трубопроводный.
На практике иногда используют сочетание нескольких видов транспорта. Перегрузка нефтегрузов с одного вида транспорта на другой производится на так называемых перевалочных нефтебазах, располагаемых на стыках различных транспортных путей, работающих последовательно. При транспорте по воде перегрузка нефтегрузов из одного судна в другое часто производится без выгрузки на берег.
Водный транспорт в танкерах (самоходных нефтеналивных судах) и баржах или лихтерах (нефтеналивных судах несамоходного типа), в отдельных случаях в таре имеет свои особенности: перевозит нефть и нефтепродукты в любых количествах.
Этот вид транспорта в нашей стране носит сезонный характер. Поэтому в пунктах налива и выгрузки требуется строительство дополнительных емкостей для накапливания нефтегрузов на меж-навпгационный период.
Железнодорожный транспорт в железнодорожных цистернах, бункерах и таре: транспортируются все виды нефтепродуктов и нефть. Железнодорожному транспорту присуща меньшая сте-
192
пень неравномерности работы, чем водному, — перевозки производят круглый год.
Трубопроводный транспорт служит для транспорта больших количеств нефти и нефтепродуктов (бензина, керосина, дизельного топлива и т. п.). Недостатки этого вида транспорта: высокая себестоимость и загруженность порожними цистернами железных
дорог.
Выбор того или иного вида транспорта должен быть обоснован технико-экономическим анализом.
§ !• Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов
Наиболее экономичный вид транспорта нефти и нефтепродуктов — трубопроводный. Преимущества этого вида транспорта:
1) низкая себестоимость транспорта продукции на большие расстояния;
2) непрерывность в работе;
3) широкая возможность для автоматизации;
4) уменьшение потерь нефти и нефтепродуктов при транспорте;
5) возможность прокладки трубопроводов по кратчайшему расстоянию, если это экономически целесообразно.
Трубопроводы, перекачивающие продукцию на большие расстояния, называются магистральными.
В состав всякого магистрального трубопровода (нефтепровода или продуктопровода) входят следующие звенья: а) трубопровод; б) насосная станция; в) средства связи.
Все эти звенья тесно связаны между собой; работа одного звена зависит от другого.
Магистральный трубопровод характеризуется следующими показателями: производительностью, длиной, диаметром и числом перекачивающих станций.
Различают следующие системы перекачки продуктов (нефти или нефтепродуктов) по магистральному трубопроводу: а) по-станционная; б) транзитная.
Постанционная система заключается в том, что продукт поступает в резервуар промежуточной станции, заполняет его, а затем откачивается из него на следующую станцию (рис. 103). Если на станции расположено несколько резервуаров, то перекачка продукции осуществляется беспрерывно (в один резервуар продукция поступает, а из другого — откачивается).
Транзитная система заключается в том, что подаваемый в резервуар одной насосной станции продукт сразу откачивается насосом в резервуар другой насосной станции (рис. 104). Эта перекачка наиболее совершенна, поэтому на магистральных трубопроводах применяют только транзитную систему.
Транзитная перекачка может осуществляться следующими способами: 1) через резервуар (рис. 105); 2) из насоса в насос (рис. 106).
13 Заказ 693 193
Рис. 103. Схема постанционной перекачки
нефти по магистральному нефтепроводу:
1 — станции, 2 — резервуары, з — насосы
Рис. 104. Схема транзитной перекачки нефти по магистральному нефтепроводу:
1 — станции, 2 — резервуары, 3 — насосы
Рис. 105. Схема транзитной перекачки
нефти по магистральному нефтепроводу
через резервуар:
1 — резервуары, г, з я 4 — насосы
Z 3 «
Рис. 106. Схема транзитной перекачки
нефти по магистральному нефтепроводу
из насоса в насос:
1 — резервуар 2, з и 4 — насосы, 5 — резервуары аварийные
Рис. 107. Схема насосной станции
При перекачке «через резервуар» продукция из предыдущей насосной станции 2 направляется на следующую насосную станцию 3 через резервуар 7, предназначенный для отделения газа или воды от нефти.
Перекачка «из насоса в насос» заключается в том, что продукция предыдущей насосной станции 2 направляется непосредственно на следующую насосную станцию 3, минуя аварийный резервуар 5, который подключается параллельно магистральному трубопроводу.
Для магистральных трубопроводов используют трубы цельнотянутые или сварные. На трубопроводах устанавливают задвижки для выключения участков при аварийных повреждениях и предупредительных ремонтах. Задвижки устанавливают также по обеим сторонам железных и шоссейных дорог, по берегам крупных рек и на границах опасных в пожарном отношении зон. Пропускную способность трубопровода можно увеличить параллельно включенным трубопроводом (лупингом) или вставкой из труб другого диаметра. В данном случае часть перекачиваемой жидкости направляется в лу-пинг и движется по нему параллельно жидкости в основном трубопроводе.
194
Вставка — это участок трубопровода увеличенного (или уменьшенного) диаметра, включенный последовательно в основную магистраль.
Для защиты трубопроводов от коррозии применяют специальные изоляционные покрытия или электрическую защиту трубопроводов.
Первая перекачивающая насосная станция называется головной, остальные станции — промежуточными. Для перекачки нефти и нефтепродуктов в основном применяют центробежные насосы.
Перекачивающие насосные станцписаный сложный комплекс сооружений магистрального трубопровода. Эти станции оборудуют в основном центробежными насосами.
Первая перекачивающая станция называется головной; здесь принимают нефтепродукты, разделяют их по сортам, учитывают и перекачивают на следующую станцию (промежуточную).
Принцип действия насосной станции следующий (рис. 107). Продукция, подлежащая перекачке, принимается в резервуары 1, откуда через теплообменники 2 (или минуя их) направляется на прием насосов 5, которые подают ее в магистральный трубопровод. Работа насосных станций полностью автоматизирована и телемеханизирована.
Учет продукции, перекачиваемой по трубопроводу. При транспортировании продукции по трубопроводу оформляется приемо-сдаточная квитанция, в которой указывается количество продукции (с учетом воды и механических примесей) в начальном пункте и сдачи его в конечном пункте на основании замеров и лабораторных анализов проб. К квитанции прилагается паспорт продукта, где указываются его качества.
Кроме того, периодически проводится контрольный замер всего количества продукции, находящейся в трубопроводе, коммуникациях насосной станции, насосах, резервуарах, и определяется недостача за отчетный период. Недостача должна укладываться в норму естественной убыли продукта.
§ 2. Железнодорожный транспорт нефти и нефтепродуктов
Нефть и нефтепродукты перевозят по железной дороге в вагонах-цистернах, мелкой таре (бочки, бидоны) и контейнерах. Контейнеры представляют собой уменьшенные цистерны, размещенные на железнодорожной платформе.
Для транспортирования нефтегрузов наливом, кроме железно-Дорожных устройств, необходимо иметь вагоны-цистерны, наливную и сливную эстакады.
Вагон-цистерна (рис. 108) — стальная горизонтальная цилиндрическая емкость, закрепленная на вагонных тележках. В зависимости от грузоподъемности они бывают двухосными и
13* 195
четырехосными, по конструкции различают стандартные и цистерны специального назначения. В стандартных цистернах перевозят нефтепродукты, вязкость и температура которых не зависят от сливо-наливных работ. В цистернах специального назначения перевозят высокозастывающие и высоковязкие нефтепродукты.
Цистерна, сваренная из листовой стали, состоит из нескольких барабанов, двух днищ и колпака. Колпак рассчитан на вмещение расширяющегося от колебания температуры нефтепродукта.
Во избежание гидравлических ударов при изменении скорости движения цистерны уровень продукта всегда должен находиться
Рис. 108. Железнодорожная цистерна
выше основания колпака. Колпаки снабжаются люками, которые закрываются круглыми крышками. Люки служат для налива продукта и доступа внутрь цистерны.
Цистерны специального назначения теплоизолированы для замедления охлаждения находящихся в них нефтепродуктов или снабжаются специальными подогревательными устройствами. Благодаря хорошему сохранению температуры облегчаются и ускоряются налив и слив нефтепродукта.
Налив нефтепродуктов в цистерны производится через шланг, вводимый через люк, а слив,— при помощи специальных сливных приборов, расположенных в нижней части дна цистерны. Светлые нефтепродукты (бензин, лигроин, керосин) сливают через люк в колпаке, через который проводится налив с помощью специального армированного сливного шланга (сифона). Некоторые цистерны для слива светлых нефтепродуктов оборудованы постоянными сливными трубами с фильтром и фланцем, которые после налива закрываются наглухо заглушками. В связи с тем что в зимнее время возможно замерзание воды в конце сливной, у некоторых цистерн на конце сливных труб имеются паровые рубашки, в которые подается пар с целью расплавления льда.
Железнодорожная наливная эстакада — 'Совокупность сооружений, при помощи которых осуществляется налив нефти или нефтепродуктов в железнодорожные цистерны. Она состоит из эстакады (отдельных стояков, расположенных
i96
вдоль железнодорожного пути) с железнодорожными путями, насосной и резервуаров.
Стояк — вертикальная труба, верхняя часть которой изогнута в виде буквы Г. На верхний конец ее надевает я шланг, а нижний присоединяется к трубопроводу-коллектору. Верхний конец стояка может устанавливаться вдоль или поперек железнодорожного пути.
Трубопровод-коллектор соединяется с насосной или с резервуарами (если насосная отсутствует, т. е. при наливе самотек м). Эстакады бывают разных конструкций в зависимости от числа одновременно наполняемых цистерн и железнодорожных путей, расположения стояков по отношению к ним, наличия галереи для перемещения обслуживающего персонала и т. п.
Железнодорожные сливные эстакады. Железнодорожная сливная эстакада по конструкции аналогична наливной. Слив продукта из железнодорожных цистерн в резервуары может осуществляться с помощью насосов через верхнюю часть цистерн или самотеком из нижней части их.
Для нижнего слива необходимы промежуточные резервуары, в которые самотеком сливается продукт из цистерн. Из промежуточных резервуаров насосами продукт перекачивается в основные резервуары.
§ 3. Водный транспорт нефти и нефтепродуктов
Для транспортирования нефти и нефтепродуктов водным путем необходимо иметь нефтеналивные суда, причальные устройства в пунктах отправления и прибытия нефтегрузов, устройства для налива и слива нефти и нефтепродуктов.
Нефтеналивные суда — морские и речные танкеры и баржи (самоходные и несамоходные). Танкеры, выпускаемые грузоподъемностью 1—30 тыс. т, подразделяются на речные и морские.
Морское самоходное нефтеналивное судно называется танкером, несамоходное — морской баржей или лихтером.
Общая схема морского танкера следующая.
Нефтеналивное судно состоит из жесткого металлического каркаса, к которому крепится металлическая обшивка: снаружи — обшивка корпуса судна и изнутри — танка судна, куда заливают нефть или нефтепродукты. Корпус судна продольными и поперечными перегородками (непроницаемыми) делится на ряд отсеков, называемых танками. Наличие танков обеспечивает непотопляемость судна, уменьшает гидравлические удары при качке, увеличивает пожарную безопасность, улучшает условия эксплуатации. Доступ в танки осуществляется через люки. Грузовые танки отделяются от остальных судовых помещений двумя непроницаемыми перегородками. В носовой части судна размещают
197
сухогрузный трюм, в середине — насосное отделение, а на корме — машинное отделение, топливные баки, жилые помещения.
Насосные отделения, оборудованные грузовыми и зачистными насосами, соединены со всеми танками трубопроводами.
Танки имеют люки, которые закрываются герметичными крышками, газоотводные трубы и дыхательные клапаны. Над танками, располагается расширительная шахта, которая выполняет функцию компенсатора, т. е. при нагреве продукта и его расширении она забирает излишек его, а при охлаждении — возвращает^ в танк.
Налив и слив нефтепродуктов производятся через погрузо-разгрузочные трубопроводы, имеющиеся в каждом танке и которые на палубе подключены к общему коллектору.
При перепускной системе налива и слива нефтепродуктов всасывающие и напорные (палубные) магистрали отсутствуют. Сливные операции осуществляются путем перетекания продукта из танка в танк, а из смежного с насосным отделением танка насос забирает продукт и подает его на берег или в другое судно (при выгрузке на плаву). Налив осуществляется так, что продукт подают в один или несколько танков, откуда он самотеком поступает по всем танкам. Переток продукта из танка в танк осуществляется через отверстия, вырезанные поближе к днищу в боковых стенках танка (переборках).
Лихтеры, выпускаемые грузоподъемностью до 10 тыс. т и более, применяют для перевозки нефтегрузов на большие расстояния, а также для промежуточных операций по сливу и наливу танкеров, если последние не могут подойти к причалу береговой нефтебазы. Сливо-наливные операции при транспорте нефтепро-дукции осуществляются с помощью насосов, установленных на лихтерах, либо плавучей насосной станции.
Речные баржи изготовляют грузоподъемностью от 100 т до 12 тыс. тонн. Подобно танкеру их внутренняя емкость разделена на отдельные отсеки, число которых может достигать 50. Грузовая система в них перепускная. Над палубой предусмотрены надстройки для личного состава. Передвигаются речные баржи с помощью речных буксирных судов.
Речные танкеры применяют в основном для перевозки бензина, их размеры по сравнению с крупными несамоходными баржами небольшие.
Для налива и разгрузки нефтеналивных судов строят специальные гавани с причалами. Водная поверхность нефте-гавани, называемая акваторией, должна быть укрыта от волнения, иметь определенную площадь поверхности и глубину для причаливания и маневрирования судов. Для размещения гавани выбирают естественные укрытия (бухты, заливы, затоны). Если таковых нет, сооружают искусственные — волноломы, дамбы, стенки оградительные и т. д.
198
Сооружение для причаливания судов и связи их с берегом называется пристанью. Когда пристань значительно выдается от берега внутрь водной поверхности, ее называют пирсом. Пристань или пирс может иметь один причал или больше. Причалы имеют специальные причальные устройства.
От нефтепричалов до береговых резервуаров прокладывают трубопроводы. Перекачка продукции из резервуаров в суда, а также из судов в резервуары осуществляется береговыми насосными станциями (если суда не имеют собственных насосов). Обвязка трубопроводами насосов и резервуаров позволяет маневрировать потоками нефтепродуктов при сливе или наливе. Соединение береговых трубопроводов с судовыми осуществляется с помощью шлангов или специальных шарнирных элементов.
На речных пристанях для слива продукции (иногда и в морских) широко применяют плавучие насосные станции. В этом случае суда причаливают к насосной станции, которая устанавливается у причала. Всасывающие трубопроводы насосной станции соединяют с грузовой системой судна, а выкидные — с береговыми трубопроводами. После этого насосы перекачивают продукцию из судна в береговые резервуары.
Плавучая насосная станция представляет собой судно (речное или морское), на котором смонтированы два насоса или более. Такую станцию иногда используют для промежуточных перегрузок нефтегруза на плаву.
Если строительство морского нефтепричала затруднено или экономически нецелесообразно, налив морских судов осуществляется на некотором расстоянии от берега с помощью подводного трубопровода.

На главную страницу