В различных сепараторах нефть от газа и воды отделяют для:

−       получения нефтяного газа используемого как химическое сырье или топливо

−       отделения воды при добыче нестойких эмульсий

−       уменьшение, перемешивание нефтегазового потока при перемешивании гидравлических сопротивлений, а также возможности образования нефтяных эмульсий

−       разложение образующейся пены

−       уменьшение пульсации давления при транспортировании нефтегазоводяной смеси по сборным коллекторам расположенным на ДНС и УПН

В нефтяных сепараторах любого типа различают 4 секции:

1.     I.     Основная сепарационная секция, служащая для отделения нефти от газа
2.  II.     Осадительная секция в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа
3. Секция сбора нефти предназначена как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора
4. Каплеуловительная секция. Верх секции служит для улавливания мельчайших капелек жидкости уносимых потоком газов в газопровод

Работа сепараторов любого типа характеризуется 3мя показателями:

−       Степенью разгазирования нефти

−       Степенью очистки газа поступающего в газопровод от капелек нефти

−       Степень очистки нефти поступающей в нефтепровод от пузырьков газа

Эффективность работы по степени очистки зависит от следующих показателей: количество капельной жидкости уносимой потоком газа из каплеуловительной секции и число пузырьков газа уносимых потоком нефти из секции сбора нефти.

Чем меньше величина этих показателей, тем больше эффективность работы сепаратора.

Степень технического совершенства сепаратора характеризуется 3 показателями:

−       минимальным диаметром капель жидкости задерживаемых в сепараторе

−       максимум дополнительной скорости газового потока в свободном сечении или каплеуловительной секции сепаратора

−       времени пребывания жидкости в сепараторе, за которой происходит дополнительное разделение свободного газа от жидкости.

Вертикальный сепаратор

Представляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженные патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода газов и жидкой фаз. Газированная нефть под давлением по патрубку поступает в раздаточный коллектор 2, регулятор давления 3. В сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси за счет уменьшения давления, из смеси выделяется растворенный газ, поскольку этот процесс не является мгновенным время пребывания смеси, в сепараторе увеличивает за счет наклонных полок 6 по которым она стекает в нижнюю часть сепаратора. Выделившийся газ поднимается вверх, проходит через жалюзины в каплеуловитель 4, служащий для отделения капель нефти далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по газовой трубе стекает нефть вниз, контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора 8 и уравнемерного стекла 11. Шлам (песок) отправляется по трубопроводу 9.

+       простота регулирования уровня жидкости, очистки от отложений парафина и механических смесей

+       занимают небольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов

−       меньшая производительность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата

−       меньше эффективной сепарации

Горизонтальный сепаратор

 Из технологической емкости 1 внутри расположены наклонные полки 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5, устройство 7 для предотвращения образования воронки при дренаже нефти, воронка снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6, люклаз 8.

Работает следующим образом:

Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распространительное устройство 9 поступает на полки 2, по ним стекает в нижнюю часть технологической плоскости, нефть освобождается от пузырьков газа, проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти и через штуцер выхода газа 4 выводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости отводится через штуцер 6. Для повышения эффективности процесса сепарации горизонтальных сепараторов используются гидроциклонный устройства.

7. Гидроциклонный сепаратор. Турбосепаратор. Назначение и особенности сепараторов

На рис. 54 приведен общий вид гидроциклонного двухъемкостного сепаратора, разработанного в институте Гипровостокнефть. Сепараторы этого типа довольно широко применяют на нефтяных месторождениях Советского Союза. Принцип работы их заклю­чается в следующем.

Нефтегазовая смесь сначала поступает в гидроциклонную го­ловку 2, в которой за счет центробежной силы происходят сепа­рация газа от нефти и их раздельное движение, как в самой головке, так и в верхней емкости 5. Нефть по сливной полке 12 самотеком направляется на уголковые разбрызгиватели 11, а затем на слив­ную полку и стекает с успокоителя уровня. Как только уровень нефти достигнет определенной величины, сработает поплавковый регулятор уровня, приоткрыв исполнительный механизм 14 на нефтяной линии.

Газ проходит в верхней емкости 5 две зоны, где очищается от капельной жидкости и направляется в газовую линию через от­вод 5.

На рис. 56 приведена схема турбосепаратора в котором эффективно улавливается капельная жидкость из потока газа при больших расходах последнего. Принцип работы его следующий: сжатый газ, пройдя диффузор 2, поступает в направляющий аппа­рат З, представляющий собой лопаточный завихритель, получает закрутку, в результате чего появляется окружная составляющая скорости потока. Возникающие при этом центробежные силы пере­мещают капли в направлении наружного конического обода 4 с лопатками 5, спрофилированными по дуге окружности в ради­альной плоскости. Под действием окружной составляющей ско­рости потока лопатки 5 на оси 6 и обод 4 приводятся во вращение. Жидкость отводится через зазор, а затем через патрубок 10 за пределы турбосепаратора.  

Описанный сепаратор особенно эффективно работает на газовых и газоконденсатных месторождениях, где требуется отделять капельную жидкость из потока газа. Турбосепаратор по своей массе приблизительно в 60 раз меньше гравитационного.

8. Процесс обезвоживания и обессоливания. Методы разрушения нефтяных эмульсий

При извлечении из пласта нефть движется по насосно-компрессорным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды образуется водонефтяная эмульсия – механическая смесь нерастворимых в друг друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкости. В эмульсиях принято различать дисперсионную (внешнюю сплошную) и дисперсную (внутреннюю) фазы.

По характеру дисперсионной среды и дисперсной фазы различают 2 типа эмульсий «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов фаз от температуры поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и т.д.

Вещества, понижающие поверхностное натяжение системы «жидкость-жидкость» или «жидкость-газ» называются поверхностно-активными.

Одной из важнейших характеристик эмульсий является диаметр капель дисперсной фазы, т.к. от него зависит скорость их осаждения. Для разрушения нефтяной эмульсии применяются следующие методы:

• внутритрубная деэмульсация (засчет подачи искусственных более эффективных ПАВ, чем естественных ПАВ)
• гравитационное холодное разделение нефти и воды (холодный отстой)
• термическое воздействие
• термохимическое воздействие (тепло+хим реагенты)
• электродегидрирование (электрическое воздействие)
• фильтрация через твердые поверхности (гидрофильные, гидрофобные)
• центрифугирование (разделение в поле центробежных сил)

Рассмотрим сущность метода внутритрубной деэмульсации. В смесь воды и нефти добавляется специальное вещество деэмульгатор, который перемешиваясь при движении с эмульсией разрушает ее. Вещества, входящие в состав нефти (асфальтены, нафтены, парафин) и пластовой воде (соли, кислоты) и оказывающие существенное влияние на образование и стойкость эмульсии называется эмульгаторами (естественные ПАВ).

Эффективность внутритрубной деэмульсации зависит от следующих факторов:

• эффективность или поверх активность самого деэмульгатора
• интенсивность или длительность перемешивания эмульсии с ПАВ
• количество содержащейся воды в эмульсии и ее дисперсность (раздробленность)
•  температура транспортируемой по системе сбора эмульсии и темп ее падения
• физико-химические свойства транспортируемой нефти и воды особенно вязкость сплошной фазы – дисперсной среды

Деэмульгаторы – вещества, понижающие поверхностное натяжение применяют для разрушения эмульсии.

Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости, отстаивание производится в отстойниках периодического или непрерывного действия. Характеризующим показателем эффективности процесса является температура отстоя эмульсии, температура эмульсии, количество подаваемого деэмульгатора, остаточное содержание воды и солей в нефти после отстоя. В качестве отстойников периодического действия используется сырьевые резервуары для хранения нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижней части. В отстойниках непрерывного действия отстой воды осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должно отделиться капли заданного раствора.

Термическое воздействие заключается в том, что нефть подвергается обезвоживанию перед отстаиванием нагревают. При нагревании с одной стороны уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а значит облегчается их слияние. С другой стороны уменьшается вязкость нефти в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках, трубчатых печах до 45-80 градусов

Термохимическое воздействие заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Электродегидрирование – электрическое воздействие на эмульсию производится в аппарат электродегидраторами, внутри них помещены 2 электрода: анод и катод и под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляется разноименные электрические заряды, в результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются, затем оседают на дно емкости. Электродегидраторы применяются для глубокого обессоливания и обезвоживания средних и тяжелых нефтей.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий в качестве материала фильтров используются вещества несмачиваемые нефтью поэтому нефть проникает через фильтр, вода – нет.

Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся ротор с большим числом оборотов. В ротор подаются эмульсии, которые под действием сил инерции (разная плотность) разделяется.

При обезвоживании воды доводится до 1-2%.

Процесс обессоливания

Смешивание обезвоженной нефти с пресной водой после чего полученную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой растворены соли. При смешивании с пресной водой соли распределяются по всему ее объему следовательно концентрация в воде уменьшится. При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0,1%.

9. Процесс стабилизации. Стабилизационная установка

Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких фракций (пропан, бутан) с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировки. Стабил. осущ-ся методом горячей сепарации и методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают до t40-80С,затем подают сепаратор, выделяющиеся легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в холодильную установку, здесь тяжелые углеводороды конденсир,а легкие собираются и закачиваются в газопровод. При ректификации нефть подвергается нагреву в спец. стабилиз. колонне под давлением и при повышенных t(240С).Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционную установку (ГФУ) или ГПЗ для дальнейшей переработки.

Наиболее целесообразно размещать стабилиз установки в работе товарных резервуарных парков или нефтесборном пункте данного месторождения, после установки обезвоживания и обессоливания.

Насос 1 забирает нефть из сырьевых резервуаров ч/з теплообменник 2подает ее а установку по обезвоживанию и обессоливанию 3.Из установки нефть через подогревател 5, где нагревается при t (80-120С) поступает в стабилизационную колонну 6.Здесь из верхней части колонны отбираются газообразные  углеводороды, а из нижней части обводненная нефть через теплообменник 2, насосами 7 направляется в товарные резервуары 4. Газообразные углеводороды поступают в конденсат-холодильник 8, где охлаждается и частично конденсируется, затем жидкость поступает в сепаратор 9, где отделяется тяжелые фракции, которые собираются в спец.емкости 10. Насос 11 из емкости 10 забирает тяжелые фракции и подает их стабильную нефть после теплообменников. Газ из сепаратора 9 через маслоотделитель 12 и конденсатор-холодильник 13 в сепаратор, где отделяется нестабильный бензин и газ, который направляется на ГПЗ.

10. УКПН

Процессы  обезвоживания, обессоливания, стабилизация нефти осуществляется на УКПН.

Холодная «сырая» нефть I из резервуаров насосом 1 ч\з теплообменник 2 подается в отстойник 3 непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в III далее в поток вводится пресная вода V чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся воде. В электрогидраторе  4  производится окончательное отделение воды от нефти и обезвоженная нефть через  теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну за счет прокачки нефти из низа колонны черех печь 10 насосом 11 доводится до t (240)при этом легкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в  конденсатор-холодильник,здесь пропан,бутановые образуют широкую фракцию, а не конденсирующие компоненты отводятся для использования в качестве топлива VIII,широкая фракция откачивается насосом 9 на фракционирование IXи частично использование для окрашивания колонны 6.Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товарные резервщуары X.На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплообменниках 2 и 5. Для обезвоживания используются одновременно подогрев, отстаивание и электрические воздействие.

11. ГЗУ «Спутник Б»

 «Спутник Б-40» предназначен для автоматического переключе­ния скважин на замер по заданной программе и автоматического измерения дебита скважин, подключенных к спутнику, контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматическая блокировка скважин при аварийном состоянии. На «Спутнике Б-40» установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воды в потоке нефти, так же автоматически при по­мощи турбинного расходомера (вертушки) 15 измеряется коли­чество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа.

Турбинный расходомер жидкости в «Спутнике Б-40» установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

Для этого поступают следующим обра­зом. Если, например, скважины обводнились, а остальные две­надцать скважин, подключенных к «Спутнику», подают чистую нефть, то вручную перекрывают специальные обратные клапаны 1, и продукция обводненных скважин по байпасной линии через задвижки 12 направляется в сборный коллектор. Продукция скважин, подающих чистую нефть, направляется в емкость мно­гоходового переключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор, а далее в коллектор безводной нефти. Жидкость любой скважины, поставленной на замер, напра­вляется через роторный переключатель скважин 4 в гпдроциклонный сепаратор 13. На выходе газа из сепаратора установлен ре­гулятор перепада давления 14_г поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и расходомером газа 15. Постоянный перепад давления передается золотниковыми механизмами 16 и 16а, от которых также отводится постоянный перепад на поршневой клапан.

Количество жидкости измеряется по скважинам следующим образом.

Когда поплавок 17 уровнемера находится в крайнем нижнем положении, верхняя вилка поплавкового механизма нажимает на верхний выступ золотника, в результате чего повышенное давление от регулятора 14 передается на правую часть поршне­вого клапана 19 и прикрывает его; подача жидкости прекращается, и турбинный расходомер 18 перестает работать, С этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается. Как только уровень жидкости в сепараторе достигнет крайнего верхнего положения и нижняя вилка поплавкового механизма нажмет на выступ золотника 16а_t повышенное давление от регулятора 14 действует на левую часть поршневого клапана 19 и открывает его; начинается течение жидкости в системе» и турбинный расходомер отсчитывает количество прошедшей через него жидкости.

Для определения процента обводненности нефти на «Спутнике» установлен влагомер 20, через который пропускается вся продук­ция скважины.

Разработан также «Спутник Б-40-24», который отличается от «Спутника Б-40» лишь числом подключаемых скважин — к нему можно подключить 24 скважины. Измерение количества газа на всех спутниках проводится с помощью высокочувствительных турбинных счетчиков типа АГАТ-1. Расходомеры АГАТ-1 обеспечивают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА.

12. Передвижные деэмульсационные установки

В настоящее время в связи с бурным развитием нефтяной про­мышленности особенно в северных районах нашей страны большое внимание исследовательские институты стали уделять предвари­тельному получению данных на установках» моделирующих реальные процессы по системам сбора, разрушению нефтяных эмульсий а этих системах, оптимальным режимам работы сепарационных установок, установок подготовки нефти и вода. На основании этих данных проектные институты разрабатывают и внедряют проекты обустройства, которые обеспечивают необхо­димую кондицию нефти, газа и воды с минимальными издержками средств  и материалов.

Так, например, в настоящее время широко применяют пилот­ные установки по внутритрубной деэмульсации, моделирующие реальные процессы.

Установка работает следующим образом.

Нефть из сборного трубопровода перетекает в эмульсатор 2, который заполнен пластовой водой до предела, зависящего от необходимой обводненности нефти. Эмульсия заданной дисперс­ности готовится мешалкой, вращение которой регулируется электромотором 3. Сжатым газом из баллона эмульсия выдавли­вается в смеситель 7. Объем эмульсии, поступающей непрерывно в установку, регулируется редуктором РД-1. ПАВ вводят в смесители дозатором 6 из мерной емкости. В смесителях эмуль­сию подогревают до заданной температуры и перемешивают с реагентом при различных режимах. После этого эмульсия проходит через водяную подушку в отстойники, соединен­ные последовательно.  В   них вода и нефть разделяются. Обезвоженную нефть отбирают из краников ПК-3, 4, 5. Нагревают эмульсии и поддерживают тем­пературу в смесителях 6 и отстойниках 8 электроподогревом или горячей водой, циркулирующей в рубашках подогрева. Отделившаяся вода от нефти в отстойниках 8 сбрасывается через кран ПК-6.

Так проводят эксперимент при изучении эмульсии с необводненнон нефтью. При обводненной нефти на месторождении эмульсатор 2 выполняет роль приемной камеры естественной эмульсии, дисперсность которой также можно менять при изменении числа оборотов электромотора 3.

13. Установка по измерению количества и качества товарной нефти «Рубин-2М»

Из установки подготовки нефти УПН нефть подается в герме­тизированные резервуары 1, из которых забирается подпорным насосом 2 и прогоняется по автоматическому влагомеру 3 и солемеру 4. Если содержание воды и солей в нефти выше нормы, то зонд влагомера 3 выдает аварийный сигнал в блок местной автоматики БМА, и при помощи гидропривода 8 отсекатель 5 перекрывает линию товарной нефти; одновременно отсекатель 6 открывает линию некондиционной нефти, которая возвращается по линии 7 на повторную подготовку в УПН. При прекращении поступления аварийного сигнала с влагомера 3 или солемера 4 отсекатель 5 открывается, а отсекатель 6 закры­вается.

Поток товарной нефти проходит фильтр 9, затем радиоизо­топный плотномер 10, откуда поступает в турбинный расхо­домер 11, в котором вращается турбинка с угловой скоростью, пропорциональной линейной скорости потока. Вращение турбинки преобразуется в электрические импульсы, поступающие в БМА – счетное устройство объемного количества товарной нефти. Затем величины объемов товарной нефти автоматически умножаются на показания плотномера 10 с учетом температурной поправки, выдаваемой автоматическим термометром 12, и фиксируются на расходомере 11.

14. Резервуары, назначение и виды.

Нефтяные резервуары представляют собой емкости различных раз­меров, предназначенные для накопления, кратковременного хране­ния и учета «сырой» и товарной нефти. Группу резервуаров, сосре­доточенных в одном месте, принято называть резервуарным парком.

Общий объем товарного резервуарного парка должен быть равен двухсуточной плановой производительности всех эксплуа­тационных скважин данного месторождения.

Увеличение дебитов скважин при постоянном объеме резер­вуарного парка повышает коэффициент оборачиваемости. При большом резервуарном парке коэффициент оборачиваемости ре­зервуаров мал и потери легких фракций нефти от больших «дыха­ний» сокращаются. Однако сооружение большого резервуарного парка обходится слишком дорого. Поэтому оптимальный объем резервуарных парков должен определяться с учетом технико-экономических расчетов, и решение этой задачи встречает весьма большие трудности.

При напорной системе нефтесбора на новых месторождениях объем резервуарных парков сокращается и предусматривается возможность транспортирования нефти из насоса в насос.

Нефтяные резервуары строят из несгораемых материалов в наземном, частично заглубленном и подземном исполнениях. Для сбора, хранения и замера объема нефти на нефтяных место­рождениях в большинстве случаев сооружают цилиндрические стальные резервуары  и  реже — бетонные  и  железобетонные.

Резервуары средней и большой емкости в целях экономии металла изготовляют с переменной толщиной стенки в нижней части резервуара.

15. Насосные станции для перекачки нефти. БКНС.

К сооружениям для нагнетания воды в пласт относят БКНС, водораспределительные пункты (ВРП), высоконапорные водоводы (ВВ), нагнетательные скважины.

Блочные кустовые насосные станции предназначены для нагнета­ния очищенных вод (как поверхностных, так и пластовых) в про­дуктивные горизонты.

Число БКНС, их расположение на месторождении, мощность устанавливаемых насосов определяют на основе проекта разра­ботки залежи и технико-экономических расчетов. Во избежание больших гидравлических потерь при подаче воды к нагнетательным скважинам БКНС обычно располагают вблизи скважин. В БКНС устанавливают от двух до пяти центробежных насосов, один из ко­торых — резервный. Современные блочные кустовые насосные станции полностью автоматизированы.

Все операции по отключению рабочих агрегатов (электродви­гатель—насос) и включению резервного агрегата в аварийных случаях осуществляются аппаратурой блока местной автоматики с передачей в ЦДНГ (цех по добыче нефти и газа) или ЦИТС сиг­нала об аварии.

Блочные кустовые насосные станции отапливаются теплом, выделяемым электродвигателями или электрическими печами.

БКНС работает следующим образом.

Из магистрального водовода вода под давлением около 0,3 МПа вначале поступает в подземные резервуары, из которых по прием­ному коллектору засасывается центробежными насосами, приво­димыми в движение электродвигателями. Пройдя насосы и ди­станционно управляемые задвижки, вода попадает в высоконапорный коллектор-распределитель, из которого через задвижки и расходомеры она нагнетается в скважины.

Для очистки прнзабойных зон нагнетательных скважин, осно­ванной на самоизливе (фонтанировании) и восстановлении их при­емистости, открывают и закрывают задвижки на распределитель­ном коллекторе, и грязную воду сбрасывают в пруды-испари­тели.

Водораспределительные пункты (ВРП) строят для сокращения протяженности высоконапорных водоводов. Они предназначены для распределения воды поступающей от КНС между нагнетательными скважинами.

Водонапорные водоводы (ВВ) служат для транспортировки воды от КНС до нагнетательных скважин, их протяженность зависит от принятой системы распространения воды по скважинам от количества нагнетательных скважин и расстояния между ними и от количества КНС.

Нагнетательные скважины конструктивно не отличаются от эксплуатационных скважин, единственное оборудование устья входят регулятор расхода закачиваемой воды.

16. Системы промыслового сбора природного газа

Существующие системы сбора газа классифицир:

-по степени централ технологич объектов подготовки газа;

-по конфигурации трубопроводной коммуникации;

-по рабочему давлению.

При индивидуальной системе: каждая скважина имеет свой комплекс сооруж ений для подготовки газа УПГ после которого газ поступает в сборный коллектор, а далее на центральный сборный пункт. Данная система применяется в нач период разработки месторождения, а так же на промыслах с большим удалением друг от друга.

При групповой системе сбора весь комплекс по подготовки газа сосредотачивается  на групповом сборном пункте(ГСП) обслуживает близко расположенные скважины до 16 и более.

При централизованной системе сбора газ от всех скважин по индивидуальным линиям и сборному коллектору поступает к единому централизованному сборному пункту (ЦСП),где осуществляется весь комплекс тех процессов подготовки газа и откуда направляется потребителям.

По конфигурации трубопроводов коммуникаций различают:

−       бесколлекторные 

−       коллекторные 

При бесколлекторной системе сбора газ поступает на центральный сборный пункт по индивидуальным сборным линиям. 

В коллекторной системе отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на центральный сборный пункт.

Различают:

−       линейные 

−       лучевые 

−       кольцевые коллекторные газосборные системы 

Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и применяется при разработке в вытянутых в плане месторождений небольшим числом (2,3) рядов скважин.

Лучевая газосборная сеть состоит из нескольких коллекторов сходящихся в одной точке в виде лучей.

Кольцевая газосборная сеть представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в случае выхода из строя одного из участков коллектора.

По рабочему давлению деляться:

−       вакуумные (P<0,1МПа) 

−       низкого давления (0,1<Р<0,6МПа) 

−       среднего давления (0,6<Р<1,6МПа) 

−       высокого давления (Р>1,6МПа) 

17. Очистка газа от механических примесей. Пылеуловители.

Природный газ поступающий из скважин соед. В виде примесей тв. Частицы (песок), конденсат тяжелых углеводородов, углекислого газа. Присутствие в газе тв.частиц приводит к износу труб, арматуры, засорении КИП, конденсат тяжелых углеводородов оседает в пониженных точках газопроводах, уменьшая их проходное сечение. Наличие водяных паров приводит к коррозии трубопровода и оборудования. Задачей пром. подготовки газа является его очистка от всех этих примесей.

Для очистки от мех.примесей используется аппараты двух типов:

1/работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли(масляные пылеуловители)

2/работает по принципу «сухого» отделения пыли(циклонный пылеуловитель).

Вертикальный масляной пылеуловитель состоит из 3-х секций:

-промывочной;

-осадительной;

-отбойной.

Пылеуловитель работает след образом:

Очищенный газ входит в аппарат через патрубок 10, натекая на козырек 9 меняет направление своего движения. Крупные же частицы мех.примесей пыли и жидкости по инерции продолжают двигаться горизонтально при ударе о козырек их скорость гаситься и поддействием силы тяжести они выпадают в масло. далее газ направляется в контакт трубки 4, нижний конец которой расположен в  20-50мм на поверхность газа. При этом газ увлекает за собой масло в контакт трубки, обволакивает взвешенные частицы пыли. В  осадительной секции скорость газа резко снижается, выпадающие при этом крупные частицы пыли и жидкости по дренажным  трубкам 11 стекает в нижнюю. Газ многократно меняет направление движения, а частицы масла по инерции ударяются о перегородки и стекают на дно секции.,затем по дренажной труб пыли 11.Очищенный газ выходит из аппарата через газоотводный патрубок 7.Оседание на дно пылеуловит шлама период удаляется через  люк 12,загрязненное масло сливается в отстойники, в замен пылеуловитель добавляет очищенное масло по трубе2.Контроль за его уровнем ведется по шкале указательного уровня 3 .

Циклонный пылеуловитель

Газ входит в аппарат через патрубок и попадает в батарею циклонов 3 под действием центробежной силы твердые и жидкие частицы отбрасываются в сторону ударяясь о стенку циклона и попадают в нижнюю часть аппарата откуда выводятся через патрубок 6, а очищенный газ, изменяя направление движения, попадает в верхнюю часть аппарата откуда выводится через патрубок 7.

18. Осушка газа. Малогабаритная маслоабсорбционная установка.

Для осушки газа используются следующие методы:

• охлаждение
• абсорбция
• адсорбция

Пока пластовое давление значительно больше давления в магистральном газопроводе газ охлаждают, если пластовое давление понижено, то охлаждение газа производится на установках низкотемпературной сепарации.

Как известно, нефтяные газы, в отличие от природных, одер­жат большое количество пропан-бутановой фракции (от 30 до 50%). Ее извлекают только на установках абсорбционного (жидкост­ного) или, в крайнем случае, компрессорного типа. Природные газы, содержащие не свыше 10% пропан-бутановой фракции, обрабатывают, как правило, на адсорбционных установках с твердым поглотителем (силнкагель, алюмогель, синтетические циолиты и т. д.)

В качестве поглотителя тяжелых углеводородов из нефтяного газа применяют обычно легкие масла, и поэтому часто установки такого типа называются маслоабсорбционными,

На рис. приведена упрощенная технологическая схема мало­габаритной маслоабсорбционной установки, которая работает сле­дующим образом.

Нефтяной газ второй и третьей ступени сепарации, а также газы, поступающие с установок подготовки нефти по линии 1 через холодильник 2 направляют в абсорбер 3. При движении газа в абсорбере вверх тяжелые углеводороды поглощаются абсорбентом, который с верха колонны стекает по тарелкам вниз. Обезжиренный газ проходит сначала каплеуловптельную секцию 4, в которой улавливается уносимый газом абсор­бент, затем поступает на установку осушки, после чего по линии 11 направляется в магистральный газопровод по­требителям.

Насыщенный парами тяжелых углеводородов «жирный» аб­сорбент отводят через регулятор уровня (не показанный на схеме) из низа абсорбера и направляют в выветриватель 5. Так как в нем давление несколько ниже, чем в абсорбере, то из «жирного» абсор­бента выделяется большая часть метана и этана, растворенных в абсорбенте.

Из выветривателя «жирный» абсорбент сначала направляют в теплообменник 5, где он предварительно нагревается «тощим» абсорбентом, поступающим из нижней части десорбцнонной ко­лонны 5, а затем в печь 15. В печи «жирный» абсорбент нагревается до температуры примерно 250° С, после чего поступает в среднюю часть десорбера, где происходит интенсивное выделение углеводо­родов из насыщенного абсорбента вследствие высокой температуры и значительного снижения давления в десорбере. Для интенсифи­кации процесса десорбции и нижнюю часть десорбера подают из выветривателя газ, предварительно подогретый в теплообменнике 7 за счет тепла горячего абсорбента, выходящего через низ десор­бера. Пары тяжелых углеводородов с верха десорбера вместе с газами выветривания направляются в холодильник 9, где проис­ходит их конденсация. Конденсат вместе с газом выветривания по­ступает в сепаратор 10, откуда часть конденсата насосом 14 на­правляется на орошение в десорбер, а другая часть попадает в емкость нестабильного конденсата 12. Горячий абсорбент из нижней части десорбера проходит последовательно теплообмен­ники 6 и 7 и затем попадает в холодильник 16_t где температура его снижается примерно до 20° С. Охлажденный абсорбент насосом 17 нагнетается па верх абсорбера 3 для орошения, и цикл движения «тощего» абсорбента повторяется.

На данной установке охлаждение абсорбента в холодильнике и конденсация в холодильниках паров тяжелых углеводородов, выделившихся из «жирного» абсорбента в десорбере, идет в ре­зультате замкнутой циркуляции воды, охлаждаемой в градирне 13 и нагнетаемой насосом 14.

В основе процесса абсорбции лежит массообмен, т. е. переход вещества из газообразной фазы в жидкую фазу (в абсорбент или поглотитель). Растворение газа в абсорбенте зависит от давления и температуры в абсорбере, а также молекулярной массы абсор­бента (об этом сказано ниже).

В качестве абсорбента (поглотителя углеводородов из газа) обычно применяют легкие масла и керосин.

19. Компрессорные станции. Винтовые детандеры.

Компрессорные станции обычно строят в местах больших скопле­ний нефтяного газа. Они предназначаются или для транспорти­ровки осушенных и обезжиренных газов с месторождений по магистральным газопроводам дальним потребителям, или для подачи жирных газов на газоперерабатывающий завод и, в частности, на маслоябсорбшюнную установку.

Компрессорные станции, кроме самого здания, где размещаются компрессоры, должны иметь следующие сооружения и оборудо­вание вспомогательного характера: 1) насосную для циркуляцион­ного (замкнутого) водоснабжения; 2) градирню для охлаждения циркуляционной воды; 3) группу сепараторов на приеме компрес­соров для предварительной очистки газа от жидкости и механи­ческих примесей;                            4) маслоотделители; 5) холодильники; 6) сепара­торы для отделения выпавшего в холодильниках конденсата; 7) газораспределительный и газозамернын пункты;                     8) насосную для откачки широкой фракции жидких углеводородов, выпавших в холодильниках и отделенных в сепараторах; 9) трубопроводную обвязку;                           10) механическую мастерскую; 11) различные склады (для масел, запасных частей).

 Нефтяной или природный газ из газосборного коллектора 1 по­ступает в сепарационную установку 3, где очищается от жидкости и механических примесей. Далее газ из приемного коллектора 5 поступает на первую ступень компримирования и сжимается до давления порядка 1,0 МПа. По коллектору 2 жирный газ посту­пает из установок подготовки нефти в сепараторы 3 для предвари­тельной очистки. Из этих сепараторов газ также поступает на прием компрессоров 7.

Из компрессоров сжатый в первой ступени газ проходит и мас­лоотделители 11, где освобождается от масла, унесенного газом из цилиндров компрессоров, и поступает в холодильники 12. В холодильниках сжатый газ охлаждается до 30—40° С, в результате чего из него выпадает углеводородный конденсат К Для раз­деления газоконденсатной смеси, прошедшей холодильники» ее пропускают через сепараторы среднего давления 14. Далее газ идет на прием второй ступени сжатия компрессоров, где давление его доводится до 5,5 МПа. Сжатый во второй ступени газ сначала направляется также через маслоотделитель 11, затем в холодиль­ники 13 для снижения температуры и выделения из него конден­сата.

Газоконденсатная смесь из холодильников направляется в се­параторы высокого давления 15 для отделения конденсата от газа. Сжатый под высоким давлением газ из  сепараторов направляют через газозамерный пункт 20 на маслоабсорбционный завод.

При установке газомоторных компрессоров с наддувом часть газа из приемного коллектора S через регулятор давления 4 поступает в топливную линию газомоторов.

Конденсат, отделившийся в сепараторах низкого, среднего и высокого давления, направляется в конденсатосбориики 16, 17 и 18, откуда насосами перекачивается на газофракционную уста­новку (ГФУ) или на ГПЗ.

 В настоящее время для эффективного извлечения углеводородов из нефтяного газа начинают применять винтовые детан­деры (ВД), спаренные с винтовыми компрессорами (ВК). Работает установка следующим образом.

Жирный нефтяной гая по сборному коллектору 1 подается сна­чала в теплообменник 2, где предварительно охлаждается холод­ным газом, поступающим по линии 10.

После теплообменника охлажденный газ направляется в сепа­ратор первой ступени 3, в котором происходит отделение конден­сата от газа. Конденсат по линии 9 сбрасывается в емкость 7, а отсепарированный газ поступает в винтовой детандер, где проис­ходит расширение (редуцирование) газа и за счет этого совершается

За счет резкого температурного перепада газа в детандере об­разуется большое количество углеводородного и водяного кон­денсатов, направляемых в сепаратор второй ступени для разделе­ния. Из сепаратора конденсат направляется в емкость, а холодный газ поступает в теплообменник для предварительного охлаждения жирного газа. Для предотвращения образования гидратов в винтовой детандер вводят дозировочным насосом метанол по линии 11.

На одном валу с детандером 4 находится винтовой компрес­сор 5, который сжимает газ, прошедший через детандер 4_t сепара­тор 8 и теплообменник 2.

В винтовом компрессоре 5 газ сжимается на 30—40% от пер­воначального.

Обезжиренный и осушенный газ из компрессора 5 направляется через измеритель расхода 6 потребителям или на компрессорную станцию для подачи его в магистральный газопровод.

20. Основные объекты и сооружения магистральных газопроводов

На ГПЗ применяют 5 основных технических процессов:

1. прием, очистка, осушка, замер, подготовка к переработке газа
2. компирирование газа до давления необходимого для переработки
3. обензинивание газа, т.е. извлечение из него нестабильного газового бензина
4. разделение нестабильного бензина на газовый и на индивидуальные технически чистые углеводороды (пропан, бутан, этан)
5. отгрузка и хранение

Принципиальная схема ГПЗ