1. Особенности сепарации высокообводнённых нефтей.
Разгазирование обводнённых эмульсий типа В/Н происходит сопоставимо с безводной нефтью только при концентрации воды не выше 30 % об.
В противном случае, процессы сепарации замедляются настолько, что время нахождения смеси в сепараторах возрастает многократно, что делает разгазирование практически невыполнимым в следствии стремительного возрастания вязкости дисперсионной среды.
Вывод: разгазирование подобных эмульсий необходимо проводить только снизив предварительно обводнённость до 30 % об.
Достичь поставленную цель можно только создав в подводящем коллекторе, депульсаторе и первичном сепараторе условия для непрерывного отвода воды и газа из максимально возможного числа точек.
Создать подобные условия можно следующими способами:
как можно раньше вводить деэмульгатор;
увеличить диаметр подводящего коллектора;
применять депульсаторы не только для нефти, но и для воды;
равномерно распределять эмульсию по сепараторам;
раздельно сепарировать обводнённую и безводную продукцию, не говоря уже о несовместимой продукции;
на каждый отдельный поток воздействовать различной совокупностью методов;
при необходимости, применять подогрев продукции.
Схема узла сепарации высокообводнённых нефтей
VII
VI IV
VII
VIII 4
5 8 10 X V 7 IX
I 1 2 3 9 6
II XII
X III XI 14 XII
11 12 XI 15
13 XIII XIV
16
17
18
Рис.7.
1 – подводящий трубопровод; 2 – успокоительный коллектор; 3 – нефтяной депульсатор; 4 – водяной депульсатор; 5 – газо – водо – отделитель; 6 – газовый сепаратор; 7 – газовый расходомер; 8 – нефтяная буферная ёмкость; 9 – нефтяной насос; 10 – нефтяной расходомер; 11 – водяной отстойник; 12 – буферная водяная ёмкость; 13 – водяной насос; 14 – водяной расходомер; 15 – сборная нефтяная ёмкость; 16 – сборный нефтяной насос; 17 – печь; 18 – циркуляционный насос.
I – продукция скважин; II - деэмульгатор; III – первичная вода; IV – отделенные увлеченные углеводороды; V – газ из нефтяного депульсатора; VI – первичный газ; VII – газ потребителю; VIII – уловленная жидкость из газового сепаратора; IX – вода из отделителя; X – нефть на УКПН; XI – объединенная вода в водяной отстойник; XII – нефть, уловленная в водяном отстойнике; XIII – механические примеси; XIV – циркулирующая жидкость.
В продукцию скважин (поток I) добавляют деэмульгатор (поток II) и направляют её в успокоительный коллектор – 2, где происходит первичное отделение воды (поток III). Оставшаяся эмульсия поступает в нефтяной депульсатор – 3 в котором из наиболее высоко расположенной точки и с понижающегося участка отбирают первичный газ (поток V). Оставшаяся эмульсия направляется в газо водо отделитель – 5. Оставшаяся нефть (поток Х) накапливается в буферной ёмкости – 8 и насосом – 9 через расходомер – 10 откачивается на УКПН.
Вода из коллектора – успокоителя проходит водяной депульсатор – 4, в высшей точке которого отделяются увлеченные углеводороды, сбрасываемые (поток IV) в нефтяной депульсатор. Оставшаяся вода объединяется с водой из аппарата – 5 (поток IX) и потоком XI направляется в водяной отстойник – 11. Отделившаяся нефть (поток XII) сбрасывается в ёмкость – 15 и насосом – 16 возвращается в голову процесса. Осевшие мехпримеси периодически выводятся (поток XIII).
Очищенная вода накапливается в буферной ёмкости – 12, откуда насосом – 13 через расходомер – 14 (поток XI) направляется в ППД.
Весь собранный газ поступает в ГС – 6, а затем (поток VII) через расходомер – 7 выводится с установки.
При необходимости часть воды или нефти подогревается в печи – 17 и направляется на рециркуляцию в голову процесса.
2. Особенности сепарации нефтей с большим газовым фактором.
При достижении газовым фактором значений свыше 400 м3 / м3 если не предпринимать специальных мероприятий, то с каждым 1 м3 газа будет теряться (уноситься) до 250 г нефти, что совершенно недопустимо.
Вывод: В сепарационном узле кроме нефтегазового и газового сепаратора устанавливается дополнительный так называемый входной сепаратор для предварительного разделения продукции на газовую и жидкостную составляющую.
Входной и газовый сепараторы устанавливают над нефтегазовым и не допускают в них уровня жидкости, т.е. осуществляют свободный слив.
У входного сепаратора, как правило, организуют двухсторонний вход, чтобы не допустить скорость смеси свыше 60 м/с. Внутри входного сепаратора монтируют специальную начинку.
- Лекция № 1
- 1. Краткий экскурс в историю морской добычи нефти
- 1.1. Развитие Российской морской добычи нефти
- Газпром
- Роснефть
- 1.2. Развитие морской добычи нефти в других странах
- 2. Приоритетные составляющие морского потенциала
- 2.1. Размер месторождения
- 2.2. Количество жидких углеводородов
- 2.3. Величина транзитной доли мелководья
- 2.4. Зоны нефтегазонакопления
- 2.5. Приграничные акватории
- 2.6. Центры морской нефтегазодобычи
- Лекция № 2
- 1. Состав и строение морских нефте- газоносных районов рф.
- 1.1. Арктический регион
- Баренцевоморский нгб
- Расположение Баренцевоморского нгб
- 1.1.2. Тимано - Печорский нгб
- 1.1.3. Южно - Карский нгб
- 1.1.4. Бассейн моря Лаптевых
- 1.1.5. Североморской нгб
- 1.1.6. Норвежско-Западно-Баренцевоморский нгб
- 1.1.7. Свердрупский нгб
- 1.1.8. Нгб дельты реки Маккензи (море Бофорта)
- 1.1.9. Северо – Аляскинский нгб
- 1.1.10. Северо и Южно Чукотский нгб
- 1.2. Дальневосточный регион
- 1.2.1.Охотский нгб
- Основные характеристики месторождений с-в шельфа о. Сахалин
- 1.2.2. Анадырский и Наваринский нгб (акватория Берингового моря)
- 1.3. Каспийский регион
- 1.4. Балтийский регион
- 1.5. Азово – Черноморский регион
- Лекция № 3
- 1. Морское право
- 3.1. Международное морское право
- 12 Морских миль
- 24 Мор. Мили
- Исключительная экономическая зона
- 1.2. Морское право рф
- 1.2.1. Законы рф и их анализ
- Закон рф «о соглашениях о разделе продукции» Регистр морского судоходства Министерства транспорта рф
- Состояние законодательной базы для пространств со смешанным правовым режимом.
- Перспективы развития законодательства рф
- Коррекция законодательства в пользу Госкомпаний
- Госкомпании и зарубежные инвестиции
- Госкомпании и федеральные проекты Госкомпании «Роснефть» и «Газпром» возглавляют список участников, допущенных к федеральным проектам в нефтегазовом секторе рф.
- Недостатки Госкомпаний
- 3.2.2. Государственные стандарты и их краткое описание
- Ведомственные нормативные документы и их краткое описание
- Лекция № 4
- 1. Системы сбора продукции скважин
- 1.1. Принципы формирования систем сбора
- 1.2. Надводное окончание скважин на платформе
- 1.2.1. Размещение скважин на платформе
- 1.2.2. Замер добываемой продукции
- 1.3. Подводное окончание скважин
- 1.3.1. Нефтяные месторождения
- 1.3.2. Экспертная оценка технико – технологические аспектов подводной
- Баренцево море
- Карское море
- Район Обской и Тазовской губ
- 6.3.3. Маргинальные месторождения
- 1.3.4. Газовые месторождения
- Лекция № 5
- 1. Подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- 1.1. Надводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- 1.1.1. Подготовка газа и конденсата
- 1.1.1. 1. Осушка газа метанолом
- II 7 10 VIII X 9 IX VII
- 1.1.1. 2. Осушка газа гликолями (дэг или тэг)
- С хема установки осушки газа гликолями (дэг или тэг)
- VIII 9 12 XII XIII
- 1.1.1. 3. Осушка газа гликолями (дэг или тэг) с отдувкой конденсата
- X IX V VII VIII
- 1.1.1. 4. Осушка газа гликолями (дэг или тэг) с подогревом газа с хема установки осушки гази гликолями (дэг или тэг) с подогревом газа
- VIII II III IV
- 1.1.1. 5. Осушка газа глубоким охлаждением
- IV 6 7 8 XXVI
- Лекция № 6
- 1.1.2. Подготовка нефти.
- Стабильная нефть транспортируется на берег танкерами; газ и конденсат отдельно или совместно транспортируются на берег по подводным трубопроводам.
- 1.1.2.1. Технология подготовки нефти с большим газовым фактором.
- III II III XI XIII
- 1 11 12 VIII
- XVII XX XIX XVIII IX
- Нестабильная обезвоженная нефть транспортируется на берег по подводному нефтепроводу; сухой газ транспортируется на берег по подводному газопроводу.
- 1.1.2.2. Технология подготовки нефти со средним газовым фактором.
- 1.1.2.4. Отечественные технологии подготовки продукции скважин.
- С хема подготовки продукции скважин на одной северной платформе лсп – с
- VI V VIII
- 6 XI на лсп-ю XIII
- С XII хема подготовки продукции скважин на двух южных платформах лсп – ю
- 1. Особенности сепарации высокообводнённых нефтей.
- 3. Особенности сепарации высоковязких нефтей.
- 4. Особенности сепарации нефтей с повышенным содержанием h2s.
- Лекция № 7
- 1.1.3. Подготовка воды
- 1.1.3.1. Подготовка пластовых (сточных) вод для целей ппд
- Содержание растворённых компонентов нефти в пластовых водах
- Содержание тяжелых металлов в сточных водах
- Отстаивание
- Флотация
- Коагуляция
- Применение циклонов
- Центрофугирование
- Фильтрование
- Электрохимические методы
- Озонирование
- Перегонка, мембранные технологии
- С X хема установки подготовки сточных вод для сброса в море
- 1.1.3.2. Подготовка морских вод для целей ппд
- Лекция № 8
- 1.2. Подводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- 2. Морские наливные устройства
- 2.1. Незамерзающие акватории
- Наливные устройства причального типа
- Сводные данные о основных системах беспричального налива (сбн)
- 2.2. Замерзающие акватории
- 3. Береговые терминалы
- Основные сведения о наиболее крупных береговых терминалах
- Объёмы отгруженной экспортной нефти в 2002 – 2006 г. И планируемые мощности на 2010 г., тыс.Т.*
- Море Лаптевых
- Карское море
- Обская губа
- Печорское море
- Белое море
- Баренцево море Восточный берег Кольского залива
- Западный берег Кольского залива
- Норвежское море
- Лекция № 9
- Проекты освоенния шельфовых месторождений рф
- 1.1. Варианты хранения и погрузки нефти в Арктической зоне рф
- Хранение
- Погрузка
- Хранение
- Погрузка
- Проект «Баренц-1»
- 1.2.1. Месторождение Медынское море
- Месторождении Варандней – море
- Сахалинские проекты
- 2.3.1. Проект «Сахалин-1»
- 2.3.2. Проект «Сахалин-2»
- 1 Этап.
- 2 Этап.
- 2.3.3. Проект «Сахалин-3»
- 2.3.4. Проект «Сахалин-4»
- 2.3.5. Проект «Сахалин-5»
- 2.3.6. Проект «Сахалин-6»
- Каспийские проекты
- Проект «Северный Каспий»
- 2.4 Северные проекты Газпрома
- 2.4.1. Проект «Газпрома-1»
- 2.4.2. Проект «Газпрома-2»
- 2.5. Южные проекты «Роснефти»
- 2.5.1. Черное море