Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды

Подождите немного. Документ загружается.

Рис. 60.

Емкости» применяемые для сепарации

нефти от газа и воды в качестве бу

ферных емкостей

Рис. 61.

Принципиальная схема обвязки тех

нологической емкости под атмосфер

ным давлением:

I — корпус атмосферной емкости; 2 — ды

хательный клапан; 3 — огневой прегради-

тель; 4 — датчик верхнего предельного

уровня; 5 — датчик нижнего предельного

уровня

частых закрытий и открытий исполнительным механизмом по

ступления продукции в аппарат и сложной конструкции самой

системы автоматики.

Емкости под давлением должны обязательно защищаться:

одним или несколькими предохранительными клапанами 3

с пропускной способностью, рассчитанной на максимальную

производительность.

В аппаратах, предназначенных для сепарации нефти и газа,

устанавливают датчики верхнего и нижнего уровней 6, 7. Дат

чик верхнего уровня защищает аппарат от переполнения жид

костью через запорный орган, датчик нижнего уровня — от

прорыва газа в выкидную линию.

В аппаратах под давлением, не предназначенных для сепа

рации нефти от газа, не устанавливают датчики уровней. Это

же относится и к небольшим трапам, откуда скопившуюся

жидкость дренируют вручную. В аппаратах под давлением не

обходимо устанавливать обратные клапаны отдельно на выкид

ных линиях по жидкости и газу для предотвращения возврата

значительных объемов нефти и газа при прорыве коммуникаций

или повреждения оборудования.

Емкости, работающие под атмосферным давлением, исполь

зуют для технологических целей и временного хранения жидких

углеводородов. Технологическая обвязка атмосферной емкости

связана со средствами защиты (рис. 61). Атмосферные емкости

защищают от избыточного давления и вакуума, которые могут

привести к разрушению емкости. Для этого в качестве осно'вной

защиты предусматривают установку дыхательных клапанов. Вто

ричной защитой служит дополнительный дыхательный или гид

равлический клапан. Во всех случаях под дыхательным клапа

220

ном необходим монтаж огневых преградителей. Если атмосфер

ная емкость не требует постоянного присутствия обслуживаю

щего персонала или не предусмотрено переключение потока

при наполнении емкости в другую, необходимо устанавливать

на емкости датчик верхнего аварийного уровня, который при

переполнении должен дать команду на запорный орган на при

емной линии для прекращения поступления жидкости. Датчик

нижнего предельного уровня предусхмотрен для случая утечки

жидкости из емкости, если нет системы канализации утечек.

Для исключения попадания воздуха в газовое пространство

атмосферных емкостей рекомендуют монтировать газоуравни

тельную обвязку.

Нагревательные аппараты прямого и непрямого подогрева

применяют для подогрева углеводородов и других технологиче

ских целей. В этих аппаратах углеводороды подогревают пря

мым и косвенным методами с помощью теплоносителя. Воздух

на горелки подают принудительно при помощи вентилятора или

естественной тяги. В качестве примера на рис. 62 показана

технологическая обвязка нагревателя-деэмульсатора со всеми

рекомендуемыми средствами защиты от аварийных ситуаций,

которые характерны для этой группы оборудования.

Основные аварийные ситуации в нагревателях с естественной

или принудительной подачей воздуха на горелки могут проис

ходить из-за повышения температуры, наличия открытых ис

точников воспламенения, поступления избыточного топлива

в камеры горения или повышения давления. Повышение темпе

ратуры в нагревателях происходит из-за избыточного поступле

ния топлива на гррелки, низкого уровня рабочей жидкости или

теплоносителя, а также плохой теплопередачи от жаровых труб

к нагреваемой среде.

Основная защита при повышении температуры в рабочей

жидкости или теплоносителе осуществляется по команде тем

пературного датчика 12, который дает команду на закрытие

топлива, а в нагревателях прямого подогрева — на закрытие

Рис. 62.

Обвязки нагревателя-деэмульсатора:

I — корпус аппарата; 2 — предохранитель

ный клапан; 3 — датчик верхнего и ниж

него предельного давления; 4 — регулятор

давления до себя; 5 — обратные клапаны;

6 — температурный датчик; 7 — дымовая

труба; 8 — датчик верхнего и нижнего пре

дельного уровня на топливной линии; 9 —

датчик погашения пламени; 10 — клапаны-

отсекатели; И, 12 — температурные дат

чики; 13 — датчик верхнего предельного

уровня; 14 — датчик нижнего предельного

уровня; 15—16 — регулируемый клапан

вход

Выход газа.

Искрогасителе

Продувочная’

6 ~

13 о

I ^

JtfO

12 сг

Огневой,

преградитель

_ выход воды I

---

выход нефти. Линия подача

221

поступления сырья на приемной линии. В качестве вторичной

защиты используют температурный датчик 6, устанавли

ваемый у основания дымовой трубы, который дает команды

на закрытие тех же исполнительных органов, что и основной

датчик.

При повышении температуры из-за низкого уровня рабочей

жидкости в нагревателе основной защитой служит датчик ниж

него уровня 14 и вторичной — температурный датчик 12. Они

дают команду на закрытие тем же исполнительным органам.

Температурный датчик 6, смонтированный на дымовой трубе,

служит в качестве основной защиты при плохой теплопередаче

от стенок жаровых труб или змеевиков к рабочей жидкости.

При этом происходит повышение температуры дымовых газов,

на которое реагирует температурный датчик и дает команду

на закрытие тех же исполнительных органов.

Вторичной защитой при плохой теплопередаче служит си

стема аварийной остановки платформы в целом. На топливной

линии устанавливают датчики предельного верхнего и нижнего

давлений 8, при срабатывании которых дается команда на ис

полнительные механизмы для отсечки топлива. В горелках

с принудительной подачей воздуха на воздушной линии уста

навливают датчик нижнего предельного давления. При сниже

нии давления в ней ниже предельного датчик выдает команду

на отсечку подачи топлива и остановку вентилятора. В горел

ках с естественным поступлением воздуха на горелки не уста

навливают датчик нижнего предельного уровня из-за сравни

тельно малого значения давления.

В нагревательных аппаратах одним из важных средств за

щиты от возможных пожаров являются источники воспламене

ния. Поэтому все горелки с естественной подачей воздуха осна

щают огневыми преградителями для предотвращения прорыва

пламени из горелки в атмосферу, а на дымовых трубах уста

навливают искрогасители. В аппаратах с горелками с прину

дительной подачей воздуха не устанавливают ни огневые

преградители, ни искрогасители, так как достаточно высокая

скорость воздуха в воздушной линии препятствует прорыву

пламени из зоны горения, а при снижении скорости воздуха дат

чик нижнего предельного давления, сблокированный с пусковым

устройством, дает команду на остановку вентилятора и отсечку

топливного газа.

При принудительной подаче воздуха на горелки происходит

более эффективное сгорание топлива и предотвращается воз

можность отложения сажи в трубах, которая является источ

ником искр. Поэтому при этом отпадает и необходимость

в установке искрогасителей на дымовых трубах. В камерах

горения необходимо размещать датчик погашения пламени 9

или температурный датчик 11 для наблюдения за процессами

зажигания. При отсутствии воспламенения или отрыва пламени

222

в запальнике или в основной горелке должна быть немедленно

выдана команда на отсечку топлива.

Насосное оборудование служит для перекачки жидкости

внутри технологической схемы или перекачки нефти за пределы

платформы в магистральный нефтепровод. Во всех насосах для

перекачки нефти в магистральный нефтепровод на выкиде на

соса должны быть предусмотрены датчики верхнего и нижнего

предельных давлений.

При отклонении давления от предельных значений по

команде датчика закрывается запорный орган на приеме насоса.

На всех других насосах, если величина давления на выкиде не

превышает 70 % расчетного рабочего давления выкидной линии»

датчик верхнего предельного давления не устанавливают. Дат

чики не предусматривают и в насосах с ручным управлением.

На этих же насосах, если предусмотрены сбор и отвод утечек

нефти, не требуется установка и датчика нижнего предельного

давления. На выкидной линии магистральных насосов необхо

димы предохранительные клапаны. Это условие не требуется

для насосов центробежного типа, если давление, развиваемое

насосом, не превышает расчетного рабочего давления нефте

провода. На всех других насосах установка на выкидной линии

предохранительного клапана обязательна за исключением тех

случаев, когда давление, развиваемое насосом, ниже расчетного

рабочего давления выкидной линии. В конструкции насоса пре

дусмотрен также перепускной клапан, срабатывающий при по

вышении давления. Установка обратных клапанов на выкиде

насосов обязательна для сведения к минимуму обратного по

тока жидкости.

Компрессорное оборудование служит для компримирования

газа и подачи его на технологические цели или для подачи

газа в магистральный газопровод: Аварийные ситуации, которые

возникают при эксплуатации компрессоров на платформах,

могут быть вызваны повышением давления газа над нормаль

ным значением или утечкой газа в системе. Для предотвраще

ния возможных аварийных ситуаций предусматривают обвязку

компрессора со средствами защиты (рис. 63). Для предупре

ждения отклонения давления выше или ниже предельных

Рис. 63.

Принципиальная схема обвязки ком

прессоров со средствами, обеспечи

вающими безопасность их работы:

/ — закрытое помещение; 2 — компрессор;

3 — задвижка на топливной линии; 4 — за

движка на линии всасывания; 5 — пред

охранительные клапаны на линии всасы

вания; 6—7 — датчики верхнего и нижнего

предельных давлений; 8 — предохранитель

ный клапан на выкидной линии; 9 — газо

анализатор; JO — плавкий датчик; I! —

----

IW ld fiK H H д а ! Ч И П., / -I

-----

обратный клапан; /2 — клапан на линии

продувки

223

значений на каждой всасывающей и выкидной линии устанавли

вают датчики верхнего и нижнего предельных давлений, на

всасывающей линии эти датчики располагают как можно ближе

к компрессору, а на линии выкида — до предохранительного

клапана. При отклонении давления от предельных значений

датчики дают команду на закрытие запорных органов на каж

дой всасывающей линии и на клапан-отсекатель на топливной

линии привода компрессора.

Запорные клапаны в случае монтажа компрессоров в за

крытом помещении следует располагать за пределами здания.

Клапаны должны закрываться не только по команде от датчи

ков предельных давлений, но и от общей системы аварийной

остановки платформы в целом или отдельных площадок,

а также от плавких датчиков в системе пожаротушения.

Если на общем всасывающем коллекторе не установлен

предохранительный клапан, то его монтируют на каждой вса-

сываклцей линии. На выкидной линии предохранительный кла

пан устанавливают непосредственно после датчика предельного

давления, а обратный клапан выносят за пределы помещения.

Компрессор продувают по линии сброса газа, которая вре

зана в выкидную линию. На линии сброса устанавливают за

порный механизм, находящийся нормально в закрытом поло

жении. Продувку ведут обычно по сигналу от газоанализаторов,

плавких датчиков системы пожаротушения или от системы ава

рийной остановки компрессора. В закрытых помещениях с не

достаточной вентиляцией в местах возможного скопления газа

устанавливают газоанализаторы.

Факельная система. Система сброса газа в атмосферу (фа

кельная система) служит для отвода газа из технологических

аппаратов при нормальном течении процесса, а также для зал

пового сброса при аварийных ситуациях. Отводимый газ следует

сжигать на факеле или рассеивать в атмосфере таким образом,

чтобы концентрация его не доходила до нижнего предела

взрываемости и не создавала угрозы обслуживающему персо

налу и оборудованию. Факельный стояк следует располагать

с учетом размещения площадок с оборудованием, особенно пло

щадок с нагревательными аппаратами или с источниками вос

пламенения, жилых помещений, мест забора чистого воздуха,

посадочной площадки вертолета и мест причаливания лодок или

катеров.

При сбросе газа из емкостей под давлением при нормальной

их работе на факельной линии должен быть вмонтирован скруб

бер для удаления из газа жидких углеводородов.

Для предотвращения обратного хлопка факельные линии

должны быть рассчитаны на давление не менее 0,3 МПа для

поддержания достаточной скорости потока. На линиях сброса

газа из атмосферных емкостей устанавливают огневые прегра-

дители.

224

СИСТЕМА ПРОТИВОПОЖАРНОЙ ЗАЩИТЫ

На эксплуатационных платформах в зависимости от геолого-

промысловой характеристики месторождения устанавливают

различные виды оборудования, поэтому трудно дать вполне

определенные нормы противопожарной защиты, которые подхо

дили бы ко всем разнообразным условиям. Здесь описаны

только общие положения по противопожарной защите каждой

функциональной технологической площадки в зависимости от

того, находится оборудование в закрытом помещении или на

открытом воздухе.

Противопожарные защитные стены или брандмауэры необ

ходимо предусматривать при недостаточных разрывах между

площадками с технологическим оборудованием. При этом необ

ходимо, чтобы разделяющие стенки не препятствовали созда

нию хороших условий для вентиляции площадок. На платфор

мах может применяться система с использованием воды или

химических средств тушения пожаров.

При использовании воды на платформах с размещением

оборудования в закрытых помещениях следует предусматри

вать установку двух независимых друг от друга насосов мор

ской воды. Подача каждого насоса должна быть выбрана так,

чтобы они обеспечивали максимальную потребность в воде для

пожаротушения. Один из насосов может быть использован по

стоянно для подачи технологической воды на платформу.

По крайней мере привод одного из насосов должен быть неза

висимым от системы электроснабжения платформы. Для этой

цели может использоваться привод от дизеля или дизельная

электростанция, аккумуляторы и т. д. Для платформ с разме

щением оборудования на открытых площадках достаточно иметь

один насос с приводом, независимым от системы энергоснабже

ния самой платформы или топлива платформы. Химические

средства пожаротушения должны выбираться в зависимости от

сложности технологического оборудования, размещенного на

платформе. Такими средствами могут быть сухой порошок,

инертные газы, легкая вода и т. д. Обслуживающий персонал

как закрытых, так и открытых платформ должен быть обучен

правилам пользования средствами пожаротушения.

На всех платформах, где находится обслуживающий персо

нал, должна быть предусмотрена система противопожарной сиг

нализации. В состав ее входят несколько кнопок с ручным

управлением и звуковые сигнальные устройства. Кнопки рас

полагаются вблизи путей эвакуации персонала. На больших

платформах система противопожарной сигнализации может

предусматривать получение сигналов от газоанализаторов и

плавких элементов. На больших закрытых платформах система

противопожарной сигнализации может предусматривать

15 Заказ № 144

225

получение сигналов непосредственно на пультах, где находится

обслуживающий персонал.

Автоматическую систему пожаротушения предусматривают

на открытых площадках, где размещены скважины, сепарацион*

ные установки и нагревательные аппараты прямого подогрева.

В этом случае площадки орошаются водой. Расход воды на

каждый квадратный метр площади должен составить не менее

10 м3/мин. В закрытых помещениях, где размещены сепара

ционные установки и нагревательные аппараты прямого подо

грева, используют как систему орошения, так и химические

средства тушения. На открытых площадках, где размещены

скважины, орошение может быть не предусмотрено при условии

автоматической остановки скважин клапанами-отсекателями

до команде датчиков противопожарной сигнализации.

На площадках для размещения емкостей для хранения нефти

может быть автоматическая система пожаротушения. Может

предусматриваться орошение водой стенок резервуаров с учетом

их размещения на площадке. Дренажная система, включая ава

рийную, должна исключать попадание горячей нефти на другие

площадки платформы-

На открытых площадках или в хорошо вентилируемых за

крытых помещениях, где размещают насосно-компрессорное обо

рудование, не требуется система автоматического пожаротуше

ния. Это же относится к жилым помещениям для обслуживаю

щего персонала.

На всех площадках должны быть предусмотрены средства

ручного тушения пожара, при этом их размещают в доступных

местах, чтобы вести наступление на огонь с двух направлений.

В закрытых помещениях противопожарные средства должны на

ходиться в доступных местах, наряду с водой для повышения

эффективности могут применяться и другие агенты. На площад

ках резервуаров наряду с водой рекомендуется применять

мокрые и сухие химические средства.

Глава XI

Очистка и подготовка нефтепромысловых

сточных вод для использования

в системе поддержания пластового давления

Нефтяная промышленность является одной из крупных во

допотребляющих отраслей народного хозяйства. В последние

годы потребление воды отраслью из различных источников воз

росло до 800 млн. м3 в год, из которых более 240 млн. м3 при

ходится на долю питьевой воды. В основном эти воды исполь

зуют для поддержания пластового давления и лишь небольшая

часть (10—17%) расходуется на различные технологические и

бытовые нужды.

В настоящее время с применением методов заводнения экс

плуатируется более 230 месторождений, обеспечивающих около

83 % текущей добычи нефти в стране. При этом в отдельных

нефтедобывающих районах расход воды на добычу I т нефти

достигает 5 м3, а в среднем по отрасли колеблется в пределах

2—2,5 м3. В то же время при добыче вместе с нефтью на по

верхность извлекается огромное количество минерализованных

пластовых вод, которые при деэмульсации нефти отделяются

и образуют основную часть нефтепромысловых сточных вод.

На начало 1980 г. объем нефтепромысловых сточных вод вместе

с другими производственными стоками отрасли составил около

725 млн. м3 в год.

Образование на объектах отрасли такого большого объема

нефтепромысловых сточных вод выдвигает проблему предот

вращения загрязнений окружающей среды и рационального их

использования. Как показывает практика и достаточно длитель

ный опыт эксплуатации нефтяных месторождений страны, за

исключением немногих, единственно целесообразным и наиболее

рациональным является использование нефтепромысловых сточ

ных вод в заводнении нефтяных залежей для поддержания пла

стового давления (ППД).

Такой способ утилизации стоков отрасли позволяет:

значительно уменьшить потребление воды, в том числе прес

ной, из других источников, за счет организации оборотного во

доснабжения по системе нефтяная залежь — эксплуатационная

скважина — объект сбора, подготовки нефти, газа и воды —

нагнетательная скважина — нефтяная залежь;

предотвратить сброс минерализованных и содержащих раз

личные вредные вещества стоков в водоемы и тем самым ис

ключить возможность загрязнения их;

227

сократить (а в большинстве случаев исключить) закачку

нефтепромысловых сточных вод в так называемые поглощаю

щие горизонты и тем самым предотвратить вероятность загряз

нения подземных бассейнов воды и возможные отрицательные

его последствия.

В настоящее время в отрасли уже более 60 % стоков ис

пользуют в системе заводнения, а в отдельных районах таким

способом утилизируется 90—95 % стоков, и лишь небольшой их

объем в периоды ремонта сети водоводов и нагнетательных

скважин сбрасывают в поглощающие скважины. В южных рай

онах с высокими температурными условиями на некоторых ме

сторождениях применяют поля испарения.

Нефтепромысловые сточные воды в основном являются

частью продукции скважин, и поэтому их физико-химические

свойства прежде всего сформированы самой природой, хотя и

претерпевают некоторые изменения в процессе эксплуатации

месторождений, особенно при длительном применении методов

заводнения. В частности, увеличивается их объем и снижается

минерализация. Кроме того, физико-химические свойства неф

тепромысловых сточных вод в большой степени зависят от про

цессов, предшествующих их очистке и подготовке, гидродина

мических условий транспортирования продукции скважин

в системе сбора, сепарации газа и обезвоживания нефти и харак

теристик реагентов, применяемых при этом. В связи с этим

нефтепромысловые сточные воды на объектах их очистки и под

готовки отличаются большим разнообразием физико-химиче

ских свойств и объемов, свойства вод претерпевают как

длительные, так и кратковременные скачкообразные изме

нения.

При подготовке и использовании нефтепромысловых сточных

вод в заводнении необходимо учитывать такие важные фак

торы, как физические свойства коллекторов нефтяных пластов

(пористость, проницаемость, трещиноватость и т. д.), химиче

скую и микробиологическую совместимость закачиваемой воды

с пластовыми флюидами и породами, химическую стабильность

и коррозионную активность вод.

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПОРОД НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

И ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ВОДЕ,

ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ

Основными параметрами нефтяных и газовых коллекторов,

как известно, являются пористость и проницаемость. Пори

стость, наряду с трещинами и кавернами, характеризует емкость

коллекторов нефти и газа.

Поры горных пород разделяются на открытые и закрытые,

капиллярные (диаметр в пределах от 0,002 до 0,5 мм) и субка-

пиллярные (диаметр менее 0,002 мм). Нефть, извлекаемая при

228

эксплуатации нефтяных залежей, в основном, поступает в сква

жины из открытых капиллярных поровых каналов.

Проницаемость (коэффициент проницаемости k) —

параметр, характеризующий фильтрующую способность породы,

т. е. способность пропускать через себя жидкость, газ или газо

жидкостную смесь, если имеется перепад давления между двумя

ее точками:

k = TlQLlbpFt (126)

где Q — приемистость нагнетательных скважин, т. е. объемный

расход жидкости в единицу времени, м3/с; г\ — динамическая

вязкость жидкости, Па-с; L — длина пористой среды, м; F —

площадь фильтрации, м2; Ap — перепад давления, Па.

Коэффициент проницаемости k имеет размерность площади.

За единицу проницаемости пористой среды принимается

величина, равная в Международной системе единиц СИ

1,02* IO-12 м2. Большая часть нефтеносных и газоносных пластов

имеет проницаемость от I -IO-13 до 2 - IO-12 м2. Формула (126)

справедлива, когда в закачиваемой воде отсутствуют какие-

либо взвешенные частицы, которые могут изменить (снизить)

проницаемость пористой среды. Проницаемость пористой среды

зависит от размеров поровых каналов и может быть рассчитана

по эмпирической формуле Ф. И. Котяхова [7].

к = - у 1225 • 108tf2m, (127)

где т — пористость, %; Rn— радиус пор, м; <р — коэффициент,

учитывающий структуру зернистого материала

?=-0,5035/от1’1 (128)

T рещиноватость (коэффициент трещиноватости к) —

параметр, характеризующий неоднородность проницаемости

продуктивного пласта, обусловленный наличием в пласте прово

дящих каналов, трещин, каверн и т. д.,

k = k0/k, (129)

где k0 — общая проницаемость пласта, полученная по данным

исследования скважин, м2; k — коэффициент проницаемости по-

ровой среды, определенный по керну, м2.

При радиальной фильтрации жидкости в гидродинамически

совершенную скважину общую проницаемость пласта опреде

ляют по формуле

k0 = Qxhxb2,S\g~Ll2*fibp, (130)

где R — радиус контура питания, м; гс — радиус скважины,

м; h№ — толщина пласта, м.

229