Вопрос № 7. Унификация технологических схем подготовки нефти и газа

Рассмотренная выше унификация технологических схем сбора неизбежно привела и к унификации Технологических схем подготовки нефти, газа и воды.

Унификация схем подготовки воды будет рассмотрена ниже, а унификация схем подготовки нефти и газа проиллюстрирована рис 87.

Всё обилие технологических схем сбора сводится, в принципе, к 3 вариантам:

Вариант 1: На месторождении размещаются скважины и групповые замерные установки где производится раздельный замер дебитов скважин по жидкости и газу. При необходимости на ГЗУ предусмотрена подача реагентов в продукцию. Далее продукция скважин по одной трубе под собственным давлением транспортируется на ЦПС.

Вариант 2: На месторождении предусматривается дополнительное размещение комплекта ДНС с блоком УПСВ. Процесс предварительного обезвоживания должен проводиться при давлении не ниже давления 1 ступени сепарации в отстойниках при температурах, обеспечивающих процесс. При этом, качество отделяемой воды должно удовлетворять требованиям закачки её в продуктивные горизонты.

Вариант 3: На месторождении предусматривается дополнительное размещение только сепарационной установки с насосной откачкой нефти.

Безусловно, возможны и другие варианты технологических схем, являющихся дальнейшим развитием уже рассмотренных.

Всё обилие технологических схем подготовки нефти сводится, в принципе, к 2 вариантам:

Вариант 1:

Продукция скважин, приходя на ЦПС, попадает в сепаратор первой ступени С-1. Перед входом в сепараторы в продукцию предусматривается возможность подачи реагента – деэмульгатора, ингибитора коррозии и воды, возвращаемой с аппаратов глубокого обезвоживания и обессоливания. Выделившийся в сепараторах газ направляется на установки подготовки газа, а жидкость, с оставшимся растворенным газом, за счет геодезической высоты размещения сепарационной установки подаётся в аппараты предварительного сброса воды О-1, в которых отделяется основной балласт пластовой воды. Процесс предварительного сброса воды производится без выделения газа. Разумеется, подобная обвязка аппаратуры осуществляется лишь при первом варианте системы сбора. При втором варианте системы сбора жидкая составляющая продукции скважин подаётся на ЦПС в линию после сепаратора С-1 и отстойника О-1. При третьем варианте системы сбора жидкая составляющая продукции скважин подаётся на ЦПС в линию после сепаратора С-1, газ первой ступени сепарации в обоих случаях под собственным давлением поступает с месторождения на ЦПС на установки подготовки газа. После предварительного обезвоживания нефть с остаточной водой через теплообменник Т-1 подаётся в подогреватель П-1 (чаще всего паровой0, в котором производятся нагрев продукции и отделение газа, образовавшегося за счет снижения давления и нагрева эмульсии. Далее нефть с оставшейся водой под собственным давлением последовательно поступает в отстойник О-2 обезвоживания нефти и электродегидратор Э-1. В отстойнике отделяется остаточная вода и часть газа, выделившегося за счет снижения давления. На выходе из отстойника О-2 в обезвоженную нефть подается пресная вода (3-5 % на нефть) и при необходимости реагент деэмульгатор. В электродегидраторе Э-1 производится обессоливание нефти, сбрасывается вода и отделяется газ. Таким образом, П-1, О-2 и Э-1 выполняют роль сепаратора второй ступени. Газы, отводящиеся с данных аппаратов, смешиваются и направляются на установку подготовки газа. В ряде случаев, для отбора образующихся газов между П-1 и О-2 или между О-2 и Э-1 вводятся сепараторы С-2. Иногда, эти сепараторы устанавливают в обоих упомянутых местах технологической схемы. Из электродегидратора Э-1 нефть подается в аппарат С-3 для горячей сепарации нефти. На третьей ступени сепарации кроме снижения давления при необходимости предусмотрен подогрев продукции водяным паром. Для получения нефти с требуемой упругостью паров сепаратор третьей ступени С-3 может быть подключен к специальному вакуумному компрессору, а так же дополнен одним из известных способов стабилизации нефти. Газы третьей ступени сепарации поступают на установку подготовки по самостоятельной линии. Из сепараторов С-3 нефть поступает на прием центробежных насосов Н-2 и далее через теплообменник Т-1, в котором она охлаждается до требуемой температуры, проходит автоматический анализатор качества нефти А, затем через подключенный резервуар товарной нефти Р-2 и поступает на приём насосов магистрального транспорта. Некондиционная нефть направляется в сырьевые резервуары Р-1, из которых насосами Н-3 возвращается на УПН. Вода, отделившаяся в аппаратах предварительного сброса, подаётся в отстойники Е-2, в которых производится отстой воды от нефти и механических примесей. Отстоявшаяся вода подаётся в ёмкость дегазатор Е-1, откуда насосами Н-5 перекачивается в систему ППД или поглощения. Промливневые стоки самотёком поступают в подземную ёмкость Е-4, затем насосом перекачиваются в отстойник Е-2 для очистки. Шлам со всех аппаратов собирается самотеком в заглубленную емкость Е-3 из которой вертикальным насосом откачивается в резервуар шламонакопитель Р-3 или на сжигание. Вода из Е-3 возвращается в Е-4, а газ из Е-1 направляется либо на факел, либо на свечу рассеивания, либо в линию газа третьей ступени сепарации. Вода из аппаратов обезвоживания и обессоливания поступает на прием насосов Н-6 соленой воды и возвращается в начало процесса для утилизации тепла и повторного использования реагента. Нефть, отделившаяся в отстойнике Е-2 автоматически подается в сырьевые резервуары Р-1, откуда вместе с некондиционной нефтью откачивается на УПН.

Вариант 2: На ЦПС перед сепараторами 1 ступени в продукцию скважин подаётся реагент деэмульгатор и вода, возвращаемая с аппаратов глубокого обезвоживания и обессоливания. В сепараторе С-1 вся смесь перемешивается, газ отделяется от жидкости. Далее, жидкость поступает в сепараторы С-2 второй ступени сепарации на которой поддерживается минимально необходимое давление для подачи газа на КС установки подготовки газа. Далее жидкость, как и по первому варианту, проходит аппараты предварительного сброса воды и насосами перекачивается через теплообменник Т-1, трубчатую печь П-2 в отстойники О-2 обезвоживания нефти, перед которыми в поток вводится реагент. После аппаратов О-2 в нефть добавляется подогретая пресная вода и вся смесь поступает в электродегидратор Э-1 для обессоливания нефти. Обессоленная и обезвоженная нефть подается в аппарат С-3 горячей сепарации для окончательного разгазирования. В целях получения нефти требуемой упругости паров может применяться горячая вакуумная сепарация, совмещаемая с подготовкой газа, а так же один из известных методов стабилизации нефти. Далее, нефть, газ и вода повторяют схему первого варианта сбора и подготовки продукции скважин.

В настоящее время на нефтяных месторождениях всё ещё остро обстоит дело с утилизацией попутных газов, поэтому вопрос унификации технологических комплексов подготовки газа представляет большой интерес. И это при том, что хорошо известно, что существующими способами нефтяные газы любого состава могут быть подготовлены до любых качественных кондиций, включая получение индивидуальных углеводородов, гелия и сероводорода. Однако, технологические схемы таких объектов достаточно сложны, а капитальные и эксплуатационные расходы высоки, поэтому к ним прибегают не часто. Более того, до 50 % ЦПС имеют небольшие ресурсы попутного газа (до 100 млн.м³/год), что делает их глубокую подготовку явно нерациональной. Поэтому концентрация подготовки газа на крупных предприятиях просто необходима. При этом, основным показателем, определяющим выбор того или иного варианта технологической схемы подготовки газа является массовое соотношение в пластовой нефти С₃/С₁+С₂, а подготовленным считается газ, в котором при его транспортировании потребителю не происходит выделение влаги, конденсата и образования пробок.

Для лёгких нефтей при отношении С₃/С₁+С₂ до 0,4 как для газов начальных ступеней сепарации, так и для газов конечных ступеней сепарации подходят простейшие схемы подготовки с возвратом полученного конденсата в нефть как товарную, так и пластовую. При отношении 0,4 – 0,7 возврат конденсата в товарную нефть уже неприемлем из – за высокой упругости её паров. Возврат конденсата в пластовую нефть возможен только в том случае, если он образовался при компримировании с охлаждением не глубже + 30⁰С. И, наконец, при отношении С₃/С₁+С₂ > 0,7 простейшие схемы подготовки газов концевых ступеней сепарации уже не приемлимы, т.к. резко возрастает количество газов на приёме КС (при возвращении конденсата в товарную нефть), или резко растёт упругость паров товарной нефти (при сбросе конденсата в неё).

Для тяжелых нефтей при отношении С₃/С₁+С₂ в пластовых нефтях до 0,6 подходят простейшие схемы подготовки газа как начальных, так и конечных ступеней с возвратом конденсата в пластовую нефть, лишь бы глубина охлаждения после компримирования не превышала +5⁰С. Для газов конечных ступеней такой подход вообще оказывается возможным лишь при соотношении С₃/С₁+С₂ до 0,3 – иначе конденсат приходится сбрасывать в товарную нефть. При отношении С₃/С₁+С₂ > 0,6 простейшие схемы подготовки газов концевых ступеней сепарации уже не применимы. Многолетний опыт свидетельствует, что при соотношении С₃/С₁+С₂ в пластовых нефтях до 0,4 для полного исключения вероятности выпадения из подготовленного газа конденсата при транспорте глубина его охлаждения при подготовке должна быть для газов начальных ступеней до 0⁰С, для газов конечных ступеней до + 30⁰С. Если соотношение С₃/С₁+С₂ >0,4 (до 0,8 для лёгких нефтей и до 0,6 для тяжелых нефтей) глубину охлаждения для газов начальных ступеней приходится понижать до – 5⁰С, отказываясь от простейших схем подготовки с воздушным охлаждением.

Всё обилие технологических схем подготовки газа, в принципе, сводится к 3 вариантам:

Вариант 1: Газ с концевой ступени сепарации или смесь газов концевой ступени сепарации и горячей сепарации нефти эжектируется газом второй ступени и через сепаратор С-5/1 поступает на компримирование в ГК-1. Туда же поступает газ 1 ступени сепарации (после С-5/2). Отделённая в сепараторах нефть откачивается в Р-1. Затем, смесь газов охлаждается в воздушном холодильнике Х-1 и поступает в бензосепаратор С-6, а затем на блок очистки от агрессивных примесей. В случае необходимости получения дополнительного охлаждения газ пропускают через водяной холодильник Х_в-1 и бензосепаратор С-7. Нестабильный газовый бензин из бензосепараторов С-6 и С-7 откачивается на низкотемпературный блок. Смесь газов после бензосепараторов направляется в абсорбер А-1. Из абсорбера очищенный газ поступает на вторую ступень компрессии, а насыщенный раствор реагента (чаще всего МЭА) в теплообменник Т/О-2 и десорбер Д-1. Температура низа десорбера поддерживается огневым (или паровым) подогревателем П-3. Циркуляция раствора МЭА через змеевик П-3 осуществляется насосом Н-11. Выделившиеся из насыщенного раствора при снижении давления и повышении температуры кислые газы и водяные пары сверху десорбера направляются в воздушный конденсатор –холодильник Х-3, а затем поступают в сборник орошения Е-12, откуда кислые газы (КГ) направляются на установку утилизации, а сконденсировавшаяся флегма насосом Н-10 подаётся на орошение десорбера. Регенерированный раствор из десорбера охлаждается в Т/О-2 и поступает в ёмкость Е-11, откуда насосом Н-9 прокачивается через холодильник Х-2 и подаётся в абсорбер А-1. В случае недостаточного охлаждения раствора в воздушных холодильниках могут быть предусмотрены дополнительно и водяные холодильника Х_в-2_. Газ из абсорбера, пройдя сепаратор С-8, поступает на приём компрессора ГК-2 после которого направляется через воздушные холодильники Х-4 в бензосепаратор С-9. Раствор МЭА из С-8 возвращается в процесс очистки, а нестабильный газовый бензин из С-9 смешивается с бензином первой ступени компрессии. Из бензосепаратора С-9 газ переходит в установку низкотемпературной конденсации, где подвергается охлаждению в теплообменниках Т/*О –3,4 и испарителе И-1. Конечная температура до –30⁰С. Для предотвращения гидратообразования предусмотрена подача ДЭГа в поток охлаждаемого газа. Смесь углеводородного конденсата, газа и раствора ДЭГа из испарителя поступает в фазовый разделитель Ф-1. Туда же подаётся нестабильный газовый бензин из С-6, С-7 и С-9, причём, при необходимости, он также может быть охлажден в Т/О –3,4 и И-1. Из разделителя отбензиненный газ направляется для регенерации холода в Т/О-4, а затем через дожтмную КС (ГК-3) в магистральный газопровод. Точка росы отбензиненного таким образом газа при 55 атм равна – 20^оС. Углеводородный конденсат, смешанный с нестабильным газовым бензином, из разделителя Ф-1 забирается насосом Н-13, прокачивается через теплообменник Т-3 и подаётся в тарелчатый деэтанизатор К-2 для получения этановой и широкой фракции углеводородов. Водный раствор ДЭГа из Ф-1 направляется на регенерацию, для чего проходит змеевик нагревателя Е-13 и поступает в десорбер Д-2 для выпаривания влаги. Температура низа десорбера поддерживается с помощью парового испарителя И-2. Отпаренные водяные пары стравливаются в атмосферу. Из ёмкости Е-13 регенерированный ДЭГ забирается насосом Н-12 и подаётся в линию газа перед теплообменниками Т/О –3,4 и И-1. Пары с верха деэтанизатора направляются в конденсатор – холодильник И-3, откуда после охлаждения хладоагентом поступают в рефлюксную ёмкость Е-14. Несконденсировавшиеся газы из Е-14 направляются в поток отбензиненного газа после фазового разделителя, а конденсат насосом Н-14 подаётся на орошение деэтанизатора. Нижний продукт деэтанизатора насосом Н-16 подаётся в печь П-4, где нагревается и затем возвращается в нижнюю часть К-2 в качестве горячей струи. Широкая фракция углеводородов с низа деэтанизатора направляется на газофракционирование. Потребность в холоде обеспечивается двумя уровнями холода: -35⁰С и –10⁰С. Жидкий хладоагент из линейного рессивера Е-16 поступает в переохладитель Т-6, после которого разделяется на два потока. Первый поток дросселируется до давления обеспечивающего получение температуры жидкого хладоагента –35⁰С и поступает в отделитель жидкости ОЖ-1. Жидкий хладоагент из ОЖ-1 направляется в испаритель И-1, где за счет тепла потока сырого газа происходит кипение хладоагента при –35⁰С. Пары хладоагента из И-1 поступают в ОЖ-1 и затем вместе с парами, образующимися при дросселировании, в переохладитель жидкого хладоагента Т-6. Из Т-6 пары хладоагента через «сухой» отделитель жидкости ОЖ-2 поступают на приём двухступенчатого холодильного компрессора ГК-4. Второй поток дросселируется до давления при котором температура жидкого хладоагента достигает –10⁰С и направляется в отделитель жидкости ОЖ-3 откуда жидкий хладоагент поступает в испаритель И-3, где происходит его кипение при температуре –10⁰С за счет тепла паров из К-2. Пары хладоагента из И-3 поступают в отделитель жидкости ОЖ-3, а затем через «сухой» отделитель жидкости ОЖ-4 на приём одноступенчатого холодильного компрессора ГК-5. После компрессора ГК-4 и ГК-5, газообразный хладоагент смешивается и поступает через маслоотделитель М-1 в воздушный конденсатор-холодильник Х-7 где охлаждается и конденсируется. Жидкий хладоагент стекает в линейный рессивер Е-16 и цикл повторяется. На установке газофракционирования из широкой фракции выделяют пропан – бутановую фракцию и стабильный газовый бензин. Широкая фракция из деэтанизатора направляется в теплообменник Т-5, где нагревается, а затем поступает в колонну К-3. Пары с верха колонны поступают в конденсатор=холодильник Х-6, где охлаждаются, конденсируются полностью и направляются в ёмкость Е-15. Жидкая пропан – бутановая фракция из ёмкости Е-15 забирается насосом Н-15 и откачивается потребителю, а часть её возвращается в колонну К-3 на орошение. Для температуры низа колонны К-3 с нижней тарелки жидкость забирается насосом Н-17 и после подогрева в печи П-5 возвращается в колонну под нижнюю тарелку. Нижний продукт колонны К-3 (стабильный газовый бензин) проходит теплообменники Т-5 и холодильники Х-5, где охлаждается и направляется потребителю.

Приведённый первый вариант схемы является, в определённой мере, сложным, рассчитанным на подготовку газов как концевых ступеней сепарации, содержащих агрессивные компоненты, с получением пропан – бутановой фракции, газового бензина и отбензиненного газа, так и начальных ступеней сепарации и смесей всех ступеней сепарации. Данная схема на практике может быть представлена (кроме рассмотренной) ещё в 7 модификациях. Так при поступлении сернистых газов только первой ступени сепарации и получении тех же целевых продуктов из схемы исключается 1 ступень компрессии.

При тех же условиях, но для бессернистых газов из схемы исключается 1 ступень компрессии и блок очистки от агрессивных примесей.

Для бессернистых газов концевых ступеней сепарации при прочих равных условиях реализуется третья модификация, исключающая только блок очистки от агрессивных примесей.

Четвёртая модификация схемы предназначена для подготовки сернистых газов концевых ступеней сепарации с получением широкой фракции углеводородов и отбензиненного газа. В этой модификации исключается блок газофракционирования.

Пятая модификация предназначена для подготовки сернистых газов начальных ступеней сепарации с получением широкой фракции углеводородов и отбензиненного газа. Из схемы в этом случае исключают блоки 1 ступени компрессии и газофракционирования.

В случае подготовки бессернистых газов концевых ступеней сепарации с получением широкой фракции углеводородов и отбензиненного газа исключаются блоки очистки от агрессивных примесей и газофракционирования, что даёт шестую модификацию основной схемы.

И, наконец, последняя модификация будет отличаться отсутствием блоков 1 ступени компрессии, очистки газа от агрессивных примесей и газофракционирования. Эта технологическая схема предусматривает возможность подготовки бессернистых газов первых ступеней сепарации с получением широкой фракции углеводородов и отбензиненного газа. Осушка газа осуществляется автоматически во всех модификациях основной схемы.

Вариант 2: он отличается от варианта 1 только структурным составом блока низкотемпературной конденсации. Из второго варианта также можно получить ещё 7 модификаций аналогично 1 варианту.

Вариант 3: Данная схема значительно проще, т.к. обеспечивает лишь компримирование газа, очистку его от агрессивных примесей и осушку и так же имеет ряд модификаций.

Таким образом, технологический комплекс сооружений ЦПС может быть представлен более чем сотней различных модификаций, что позволяет приспособить его к конкретным местным условиям. Применение других способов охлаждения (например, детандеров) и иных способов очистки от агрессивных примесей и осушки, не говоря уже о извлечении ценных компонентов и очистке от пыли, ещё более увеличивает число возможных модификаций, что придаёт схемам столь необходимую гибкость.

Лекция № 28

Вопрос 1. Общие сведения

Потребление воды нефтяной и газовой промышленностью России находится на уровне 2 км³/год. Из них на долю пресной воды приходится около 0,75 км³/год, всё остальное – так называемая сточная вода, т.е.вода, образующаяся в процессе бурения, добычи, подготовки и транспорта нефти и газа.

Динамика абсолютных показателей водопотребления определяется существующими в стране нормами расхода воды и степени перехода отрасли на рациональное водопотребление, под которым понимают создание замкнутых систем водоснабжения, которые исключают сброс сточных вод в водоёмы или их захоронение. Таким образом, вода должна использоваться многократно, очищаясь от загрязняющих веществ. Подпитка таких замкнутых систем свежей водой должна осуществляться только для восполнения потерь воды, либо для расширения производства. Применение пресной воды на проток разрешается только в том случае, если по требованиям технологии или гигиены повторное использование даже очищенной воды невозможно или экономически нецелесообразно. Организация подобных замкнутых систем возможна только в том случае, если затраты на рекуперацию воды и веществ, выделенных из стоков, их переработку до товарных продуктов, вторичного сырья или отходов для захоронения ниже затрат на подготовку и очистку сточных вод до показателей, позволяющих сбрасывать их в водоёмы, подземные поглощающие пласты или на рельеф местности без загрязнения последних. На действующих предприятиях внедрение подобных систем должно осуществляться постадийно с постепенным увеличением доли оборотного водоснабжения.

Существующие в России нормы водопотребления в нефтяной и газовой промышленности приведены в табл. 27 и 28.

Табл.27.

Укрупнённые нормы расхода воды и количества сточных вод на единицу продукции по основным технологическим процессам бурения, добычи, подготовки, транспорта и переработки нефти

Табл.28.

Укрупнённые нормы потребления воды и водоотведения на нефтебазах, перекачивающих станциях магистральных нефтепродуктопроводов и наливных пунктах

На сегодняшний день в нефтяной и газовой промышленности России в замкнутую систему водоснабжения поступает не более 80 % образующихся сточных вод. Оставшаяся часть сточных вод либо захоранивается в поглощающих пластах, либо после соответствующей очистки сбрасывается в водоёмы.

Различают промышленные, ливневые и хозяйственно – бытовые сточные воды.

Промышленные сточные воды образуются в процессе бурения, добычи, подготовки, хранения и транспорта углеводородного сырья. Их объём достигает 80 – 95 % от общего количества сточных вод. Основными загрязнителями в них являются: соли, нефть и механические примеси, содержание которых может достигать 300000 мг/л, 4000 мг/л и 10000 мг/л соответственно.

Ливневые сточные воды представляют собой стоки с промышленных площадок после любых атмосферных осадков. Их объём колеблется от 2 до 10 % от общего количества сточных вод. Основными загрязнителями также являются нефть и механические примеси. Содержание нефти может достигать 2000 мг/л, а механических примесей – 5000 мг/л.

Хозяйственно – бытовые сточные воды образуются в процессе жизнедеятельности обслуживающего персонала и загрязнены прежде всего органическими веществами.

Каждый вид сточных вод, как правило, имеет свою систему канализации (сбора) и подготовки, после которой ливневые и хозяйственно – бытовые стоки будучи пресными сбрасываются в открытые водоёмы, а промышленные сточные воды, оставаясь солёными, направляются в систему ППД или поглощения, разбавляясь в случае необходимости пресной водой. Иногда, подготовленные ливневые сточные воды сбрасывают в промышленные (не допуская при этом увеличения объёма вод зараженных сероводородом).

Рассмотренные системы сбора и подготовки ливневых и хозяйственно – бытовых сточных вод выходит за рамки нашей программы. Поэтому, мы ограничимся рассмотрение лишь промышленных сточных вод и пресной воды.

Поиск по сайту: