Требования к нефти как товарной продукции



Добываемая из скважины нефть, как правило, имеет в своем составе пластовую воду (в свободном или эмульгированном состоянии), содержащую различные минеральные соли – хлористый натрий NaCl, хлористый кальций СаС12, хлористый магний MgCl2 и т. д. и зачастую механические примеси. В состав нефтей входят также различные газы органического (метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8, бутан С4Н10) и неорганического (сероводород H2S, углекислый газ СО2 и гелий Не) происхождения.

Содержание в нефти воды и водных растворов минеральных солей приводит к увеличению расходов на ее транспорт, кроме того, вызывает образование стойких нефтяных эмульсий и создает затруднения при переработке нефти на НПЗ вследствие усиленного развития коррозии оборудования. Вот почему нефти, добываемые из скважин вместе с пластовой, водой, подвергают обезвоживанию и обессоливанию непосредственно на месторождениях и на УППН.

На товарную нефть, сдаваемую промыслами, утвержден ГОСТ 9965–76, согласно которому регламентируются следующие показатели примесей в нефти: содержание серы, плотность нефти, степень подготовки нефти на промысле, величины которых приведены в табл. 8.1, 8.2, 8.3.

Таблица 8.1

Массовая доля серы

Класс нефти Наименование нефти Массовая доля серы, %
1 2 3 4 Малосернистая Сернистая Высокосернистая Особо высокосернистая <0,60 0,61–1,80 1,81–3,50 >3,51

 

Таблица 8.2

Плотность нефти


п/п

Наименование
параметра

Нормы для типов нефти
(экспортный вариант)

0 1 2 3 4
1 Плотность (кг/м3), при t = 20 °С <830 830,1–850,0 850,1–870,0 870,1–895,0 >895,1
2 Выход фракции ( %) не менее < 200 °C <300 °C <350 °C   30 52 62   27 47 57   21 42 53   – – –   – – –
3 Массовая доля парафина ( %) не более   6   6   6   –   –

 

Таблица 8.3

Степень подготовки нефти на промысле


п/п

Наименование показателя

Нормы для групп нефти

1 2 3
1   2   3   4   5 Массовая доля воды, ( %) не более Содержание хлористых солей, (мг/дм3) н/б Массовая доля мех примесей ( %) н/б Давление насыщенных паров (кПа/мм.рт.ст) н/б Содержание хлорорганических соединений (млн–1)   0,5   100   0,05   66,7/500   не нормируется, но определяется 0,5   300   0,05   66,7/500   не нормируется, но определяется 1   900   0,05   66,7/500   не нормируется, но определяется

 

Практикой установлено, что существующие методы деэмульсации нефти без подогрева и поверхностно-активных веществ в большинстве случаев малоэффективны и особенно это касается тяжелых, парафино-смолистых и вязких нефтей.

Товарная нефть как продукция нефтяного промысла должна соответствовать определённым требованиям по содержанию воды, минеральных солей, механических примесей, давлению насыщенных паров. В зависимости от группы качества массовая доля воды допускается от 0,5 до 1,0 %, концентрация хлористых солей от 100 до 900 мг/дм3, содержание механических примесей до 0,05 %, давление насыщенных паров не должно превышать 66,7 КПа. Чем больше это давление, тем в большей мере нефть испаряется (теряет лёгкие фракции) при контакте с атмосферным воздухом.

Системы сбора газа на газовых промыслах

Технологическая схема газового промысла приведена на рис. 8.4. (один из вариантов принципиальной схемы сбора и подготовки газа на промысле). Газ от скважин по выкидным коллекторам (ВК) (шлейфам) поступает на групповые (участковые) газосборные пункты, где осуществляется измерение дебитов, очистка газа в сепараторах от мехпримесей, влаги (вода), конденсата, обработка газа реагентами, предупреждающими образование влаги в газосборном коллекторе (ГК). С этих пунктов по газосборному коллектору газ поступает на промысловый газосборный пункт (ПГСП), совмещенный с головными сооружениями (ГС) на магистральном газопроводе. На ПГСП и ГС осуществляется необходимая для магистрального транспорта подготовка газа: осушка, очистка от примесей (СO2, H2S и др.).

Рис. 8.4. Технологическая схема газового (газоконденсатного)
промысла: ГСП – газосборный пункт; ПГСП – промысловый газосборный пункт; ГС – головные сооружения магистрального газопровода (МГ)

Существующие системы сбора газа классифицируются:

– по степени централизации технологических объектов подготовки газа;

– по конфигурации трубопроводных коммуникаций;

– по рабочему давлению.

По степени централизации технологических объектов подготовки газа различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора.

При индивидуальной системе сбора каждая скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (ЦСП). Данная система применяется в начальный период разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга.

При групповой системе сбора весь комплекс по подготовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), обслуживающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более). Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и далее потребителю.

При централизованной системе сбора газ от всех скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителям.

Применение централизованных систем сбора позволяет осуществить еще большую концентрацию технологического оборудования, за счет применения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить металлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа.

В каждом конкретном случае выбор системы сбора газа обосновывается технико-экономическим расчетом.

По конфигурации трубопроводных коммуникаций различают бесколлекторные и коллекторные газосборные системы. При бесколлекторной системе сбора газ (подготовленный или нет) поступает на ЦПС со скважин по индивидуальным линиям. В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП.

Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы.

Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и применяется при разработке вытянутых в плане месторождений небольшим числом (2–3) рядов скважин. Лучевая газосборная сеть состоит из нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в виде лучей.

Рис. 8.5. Формы коллекторной газосборной сети:
а – индивидуальная; б – групповая

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 системы сбора газа делятся на вакуумные (Р < 0,1 МПа), низкого давления (0,1 < Р < 0,6 МПа), среднего давления (0,6 < Р < 1,6 МПа) и высокого давления (Р > 1,6 МПа).


Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 1075;