AVFinfo.Ru

Алексей Филиппов AVFinfo.RU

Статьи и заметки инженера нефтегазового комплекса

site@avfinfo.ru

Принципиальная схема подготовки нефти на месторождении

Опубликовано: 31.03.2012

На каждом нефтяном месторождении нефть, поступающая со скважин, проходит предварительную подготовку на дожимных насосных станциях (ДНС), либо установках подготовки нефти (УПН). Далее она транспортируется в центральный пункт подготовки нефти (ЦППН). Дело в том, что в нефти содержится попутный нефтяной газ (ПНГ) и вода, которые необходимо извлечь с целью повышения её товарного качества. На данный момент попутный нефтяной газ извлекается из нефти путём её сепарации в один или несколько этапов (ступеней). Объект подготовки нефти в две ступени сепарацииКоличество ступеней сепарации зависит от физико-химических свойств нефти, а именно от её газосодержания (Гс). Из своей практики могу сказать, что в большинстве случаев на ДНС нефть подготавливается в две ступени сепарации. Да, встречались объекты, имеющие всего одну ступень сепарации, либо, ещё реже — три ступени. Однако, как я говорил, в большинстве случаев на ДНС нефть разгазируется в две ступени. Давление на сепараторе 1 ступени (P1ст) всегда больше, чем на сепараторах 2 и последующих ступеней (PNст). К примеру, могут быть такие показатели: P1ст = 4 кгс/см2, P2ст = 0,1 кгс/см2. Показатели давления зависят от многих факторов, которые учитываются при разработке месторождения и вносятся в Технологическую схему. Количество сепараторов зависит от объёма добываемой нефти.

Пластовая нефть со скважин поступает на ДНС при определённом давлении, которое уменьшается в процессе её подготовки (разгазирования и сброса воды). После подготовки на ДНС нефть «дожимается» насосами и под давлением транспортируется на ЦППН. На ЦППН приходит нефть с разных ДНС, фактически образуя смесь нефтей, которую также необходимо подготовить (разгазировать и удалить воду), только уже более тщательно — до товарной кондиции.

В большинстве случаев на объектах подготовки нефти присутствуют подогреватели пластовой жидкости (далее — печи). Печи подогревают нефть, в результате чего улучшаются её транспортные свойства (она становится менее вязкой) и из неё выделяется больше газа. Печи подогревают нефтьТемпература подогрева нефти в печах обычно составляет 40÷60 0С (в зависимости от свойств пластовой жидкости). Кстати, бывают месторождения, где температура пластовой нефти может достигать свыше 100 0С. На моей практике было одно такое месторождение, где температура пластовой жидкости составляла 120 0С! При этом, нефть этого месторождения содержала большое количество парафинов — веществ, затрудняющих транспортировку нефти по трубопроводам. В большинстве случаев печи в виде топлива используют попутный нефтяной газ (существуют также и те, которые на нефти работают, но я таких не встречал). Часть газа, выделяющегося из сепаратора нефти 1 ступени, направляется на печь. А печь, в свою очередь, подогревает нефть, выходящую из сепаратора 1 ступени. Далее подогретая нефть направляется в сепаратор 2 ступени, где также происходит её разгазирование. Количество печей зависит от объёма добываемой нефти.

Для полноценной работы каждого объекта добычи нефти необходима электроэнергия. Электроэнергия поставляется либо из вне, либо вырабатывается на самом объекте. Для выработки электроэнергии на месторождении используются электростанции различных типов (в зависимости от мощности и вида топлива). Электростанция на нефтяном месторожденииЭто бывают газопоршневые (ГПЭС), газотурбинные (ГТЭС) и дизельгенераторные (ДГУ) электростанции. ГПЭС и ГТЭС работают на подготовленном попутном нефтяном газе 1 ступени сепарации. ДГУ работает на дизельном топливе — солярке. Выбор типа электростанции зависит от необходимой мощности электроэнергии. Кстати, ГТЭС достаточно мощный тип электростанций и может обеспечивать электроэнергией несколько объектов добычи нефти. ГПЭС менее мощный тип электростанций, но также как и ГТЭС может дополнительно вырабатывать и тепловую энергию. Что касается ДГУ, то этот тип электростанций используется на малых удалённых месторождениях, где строительство больших электростанций не целесообразно. Комплекс из нескольких ДГУ вполне обеспечивает электроэнергией небольшое месторождение.

Для обеспечения персонала теплом на объектах подготовки нефти обычно имеется котельная. В котельной установлено несколько котлов (например, 2 в работе и 1 резервный). В качестве топлива котлы используют попутный нефтяной газ 1 ступени. Потребление газа котельной зависит от температуры окружающей среды, а летом котельная вообще не используется. Кстати, на некоторых месторождениях используются полностью автоматизированные системы котлов, т.е. нет необходимости в котельщике — расход газа на котёл автоматически регулируется в соответствии с температурой окружающей среды.

Ну и обязательный атрибут любого объекта подготовки нефти — факельные линии (факела). Факел — это технологический объект, предназначенный для сжигания аварийных выбросов газа. Однако, ввиду того, что выделяющийся из нефти попутный газ не полностью расходуется на собственные нужды (печи, котельные, электростанции), и если нет возможности поставить его на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), излишки его сжигаются в факелах. Факел высокого давления на факельной линииПричём количество сжигаемого газа на факелах в некоторых случаях весьма существенное. На некоторых месторождениях доля неиспользуемого газа составляет 50÷70 %, а иногда и больше (удалённые месторождения). Объём сжигаемого газа зависит от газового фактора (Гф), т.е. количества выделяющегося газа из нефти. Ценный продукт сгорает в огромных объёмах просто потому, что иногда нет возможности его транспортировать для переработки. Об этом я рассказывал в статье «Использование попутного нефтяного газа». Что касается факелов, то они бывают двух типов: факел высокого давления и факел низкого давления. На факел высокого давления сбрасываются излишки газа 1 ступени. На факеле низкого давления сгорает газ 2 и последующих ступеней. Иногда (в очень редких случаях) может быть только один факел, куда сбрасывается смесь газов разных ступеней, но это скорее исключение, т.к. газ разных ступеней имеет разное давление и проблематично их объединять в один коллектор. Давление газа в факельной трубе высокого давления, к примеру, составляет 0,8 кгс/см2, а на факеле низкого давления — 0,08 кгс/см2. Примечательно, что попутный нефтяной газ 1 ступени всегда менее плотный, чем газ 2 и последующих ступеней. Например, плотность газа 1 ступени может составлять 900 г/м3, а плотность газа 2 ступени — 1800 г/м3. Это связано с тем, что при сепарации нефти на 1 ступени из неё «быстрее» выделяются лёгкие компоненты газа, и только после подогрева нефти и её сепарации на 2 ступени происходит выделение более тяжёлых компонентов газа.

Резюмируя вышесказанное, хочу привести принципиальную схему подготовки нефти на месторождении (ДНС, УПН). Ведь информация, представленная в графическом виде, как известно, лучше воспринимается.

Схема подготовки нефти на месторождении

Возможно, схема представлена в сильно упрощённом варианте (без газосепараторов и установок предварительного сброса воды), однако моя цель была показать именно принцип работы подобных объектов. Схему подготовки нефти я составлял опираясь на личный опыт, т.е. изобразил именно то, что видел на большинстве месторождений. Если у вас возникли некоторые вопросы, я с удовольствием на них отвечу.


Комментарии
Страницы:
1
Нефтяник
Опубликовано
12.04.2012 10:15:44

Ну это просто, а вот у нас прямо на кусте стоит факел высокого давления! Сепараторы и факел. вот такие дела .Это сколько ступеней сепарации нефти?.. кстати, нефть потом на подготовку в две ступени идет

Алексей Филиппов
Опубликовано
14.04.2012 12:19:38

Нефтяник, случайно не в Томской области? Для нефти с ЭТОГО куста сепарация будет в 3 ступени. Да, на ДНС (УПН) нефть поступает с нескольких кустов. И то что с одного из кустов поступает нефть УЖЕ отсепарированная в 1 ступень, то дальнейшая сепарация уже будет смеси нефтей с этого и других кустов. Разделить можно математически, чтобы определить газовый фактор на этом кусте, но целесообразно ли? А вообще, факел на кусте ставят только в одном случае - очень высокий газовый фактор и ДНС (УПН) не имеет достаточных мощностей для сепарации нефти. Решается увеличением количества сепараторов нефти и добавлением ещё одного факела высокого давления. Такая ситуация характерна для месторождений с газовой шапкой. Вероятно, допущено внутрипластовое разгазирование ввиду слабого ППД.

Настасья Филипповна
Опубликовано
16.04.2012 16:53:14

А подскажите, вот нужно написать дипломный проект по утилизации ПНГ на месторождении нефти и газа в ЯНАО. Почему же они не могут перерабатывать ПНГ на УКПГ для природного газа, а сжигают его на факеле?

Алексей Филиппов
Опубликовано
16.04.2012 17:49:12

Настасья Филипповна, УКПГ для природного газа всё-таки предназначена для природного газа с определёнными физико-химическими свойствами. Что касается ПНГ, то для этого сырья должна быть разработана установка подготовки газа под конкретный компонентный состав и т.д., ведь ПНГ отличается от почти "сухого" природного газа. Такие установки есть и они применяются на некоторых крупных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях с развитой инфраструктурой (газопроводы, дороги). В этом случае (если используется УПГ) окупаемость таких проектов высокая. А вот удалённые месторождения (пусть и крупные, но без инфраструктуры) - здесь уже такие проекты не всегда рентабельны... Газопровод. Обслуживание. Компрессорная станция (на каждые 50-70 км). Дорога. В общем, приблизительная стоимость только одной УКПГ мощностью 350-450 млн.м3/год составит 200 млн.$. Поэтому не всегда применяют УКПГ для попутного нефтяного газа, особенно на малых удалённых месторождениях..

Настасья Филипповна
Опубликовано
16.04.2012 18:55:10

Спасибо за разъяснение, Алексей. Вот бы вас к нам в консультанты, явно было бы пользы больше, чем от наших доцентов-коксохимиков..

Алексей Филиппов
Опубликовано
17.04.2012 09:34:48

Спасибо! :) Задавайте ещё вопросы, постараюсь на них ответить.

Анна
Опубликовано
17.05.2012 16:23:05

Алексей, спасибо за информацию. понятно, доступно, ясно. вот такой вопрос. По лицензионным соглашениям-использования ПНГ должно составлять 95%. поясните пожалуйста поподробнее....

Алексей Филиппов
Опубликовано
17.05.2012 18:35:19

Анна, 13 ноября 2010 года в Государственную Думу РФ был внесен законопроект "Об использовании попутного нефтяного газа и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации". Согласно этому законопроекту уровень использования ПНГ по отдельному лицензионному участку должен составлять не менее 95%. Как мы видим, в 2012 году ещё не все нефтяные компании вышли на этот показатель... Существует ряд проблем, которые необходимо преодолеть. Более подробно об этом Вы можете узнать из статьи "Использование попутного нефтяного газа".

Регина
Опубликовано
06.11.2013 21:39:51

Здравствуйте. Мне по диплому необходимо найти информацию о сжигании попутного газа в котельных, то есть для получения тепла. но где не ищу статьи и прочее, везде в основном сжигают его не на котельных, а на ГТУ, газопоршневых станциях. из мучилась искать. Может подскажете что-нибудь?

Алексей Филиппов
Опубликовано
06.11.2013 22:25:48

Здравствуйте, Регина!
Котельные, как правило, потребляют не так много газа, в отличие от ГТУ. ПНГ используется как топливный газ для котельных на месторождениях, что, отчасти, решает проблему его рационального использования. Таким образом, часть ПНГ идёт на собственные нужды промысла. В принципе, котлы - это оборудование, которое может (в зависимости от ТХ) работать в т.ч. и на попутном газе. Рекомендую в запросах делать акцент на марки котлов, использующих ПНГ как топливный газ. Спец. литературу по данному вопросу не рассматривал, т.к. это, скорее, вопросы теплотехников, а не нефтяников.

Kenge
Опубликовано
21.11.2013 10:15:42

Очень понравились статьи Алексея Филиппова. Простым языком, достаточно подробно и понятно. Спасибо.

Комментатор 7
Опубликовано
16.05.2014 13:05:44

то есть можно кратко сказать что нефть приходит на ДНС с определнной температурой давлением ГФ и обводненностью, а после ДНС выходит с меньшим % воды (около 10), меньшим газовым фактором и с другой температурой и давлением.
а на ЦППН куда она приходит? на УПСВ, или на сепаратор или вообще куда?
и что такое Центральный пункт сбора. на него откуда и какая нефть идет????

раиль
Опубликовано
07.05.2015 14:57:38

Здравствуйте, подскажите какое количество газа(в процентах примерно) сжигается на факеле дожимной насосной стации. Я слышал что если установлен водоструйный эжектор то он позволяет экономить газ идущий на факел. Можно узнать какое количество газа сжигается если есть эжектор и если его нет?

Алексей Филиппов
Опубликовано
07.05.2015 18:41:30

Здравствуйте!
Все зависит от потребителей газа: подогреватели нефти, котельная, энергоустановки, газопровод на ГПЗ и пр. Если потребителей много, то процент использования попутного газа увеличивается, если мало, то этот газ направляется на факельные установки для сжигания. Таким образом, уровень использования ПНГ может варьировать от 1 до 99%. По поводу увеличения уровня использования ПНГ за счет применения водоструйного эжектора - это врядли :) Посмотрите ТТХ эжектора, сравните с объемом суточного (или почасового) сжигания ПНГ на факеле конкретного объекта и тогда всё станет понятно. На разных ДНС разный уровень использования ПНГ.

раиль
Опубликовано
20.05.2015 11:52:09

спасибо за ответ

раиль
Опубликовано
21.05.2015 19:25:14

здравствуйте) у меня возник вопрос, возможно вы знаете какой диаметр рабочего колеса цнс300-240?

Алексей Филиппов
Опубликовано
22.05.2015 07:43:50

Это лучше у производителя оборудования уточнить. В каталогах должны быть параметры и характеристики.

сергей
Опубликовано
09.06.2015 12:08:29

Технико-экономические показатели деятельности ЦППН

Юлия
Опубликовано
10.06.2015 08:13:54

Алексей, подскажите пожалуйста ответ на следующий вопрос:
Считаем выбросы ЗВ от нефтяного месторождения, в данном случае вопрос касается сепаратора замерной установки на кустах, как разложить углеводороды, по составу пластовой нефти или уже по составу выделившегося газа, соответственно в расчетах брать молекулярную массу нефти или газа. И вообще в нефтегазосепараторах, дренажках и емкостях с нефтью на технологических объектах (ДНС, УПН и.т.д) происходят выбросы от газа или нефти, по какому составу раскладывать и заполнять данные по плотности, молекулярной массе и.т.д. Заранее спасибо

раиль
Опубликовано
10.02.2016 12:18:15

Здравствуйте, на ДНС насосы нефтяные работают на полной мощности, мы думаем использовать противотурбулентные присадки для снижения давления, выгодно ли будет использовать ?

Алексей Филиппов
Опубликовано
10.02.2016 12:38:41

Раиль, противотурбулентные присадки рационально использовать после насосов, причем, в конечном пункте подготовки нефти перед сдачей потребителю. Давление вы не уменьшите, а вот пропускная способность возрастет. Но! Необходимо проводить расчеты по использованию противотурбулентных присадок. Иначе, действительно, овчинка выделки может не стоить..

Алексей Филиппов
Опубликовано
10.02.2016 12:54:08

Юлия, выбросы происходят и от газа, и от нефти. Но во втором случае это довольно редко бывает (в случае срабатывания СППК), а вот газ фонит, характерный запах бензина всегда присутствует. Я не эколог, поэтому вряд ли смогу компетентно помочь с данными расчетами. Но то, что по газу придеться считать - это однозначно.

Михаил
Опубликовано
12.03.2017 16:33:14

Здравствуйте, Алексей! Такая ситуация, у нас на Отдаленной группе месторождений в ЯНАО, очень низкий показатель утилизации. Одним из вариантов решения этой проблемы, предлагается газификация близлежащего поселка газом. Поселок находится на расстоянии 60 км от ДНС, там проживает около 2000 человек, имеется своя котельная, возможно подключение к газу объектов инфраструктуры и жилых домов. Хотел бы узнать, какое оборудование необходимо установить для этих целей, конкретно для газоподготовки. И, если возможно, хотел бы узнать ваше мнение, на счет рентабельности данной затеи..

Петр
Опубликовано
02.06.2017 18:10:44

Михаил, ну первым делом нужна линия до поселка и расчет давления газа, возможно ли поставлять газ поселку без установки компрессора. Во вторых, надо ли будет переоборудовать котельную под газ, если сейчас она например на электрическом питании работает. В третьих, дополнительная ступень для подготовки газа, установка сепаратора на днс, соответственно обвязка для сепаратора, емкость под сбор отделившейся жидкости.

Страницы:
1
Добавить комментарий