Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 [ 117 ] 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139

6.3.S. Сапарация извлекаемой продукции

Сепарация продукции, извлеченной из пласта, значительно сложнее при внутрипластовом горении, чем при нагнетании в пласт теплоносителей, вследствие содержания в выходящих газах веществ, вызывакшца коррозию. В большинстве насосных скважин основная часть газов удаляется через кольцевой зазор между колсжной НКТ и обсадной колонной. На некоторых месторождениях (например, на Белвью и Каддо Пайн Айленд (шт. Луизиана, США) кольцевой зазор соепино! с трубой диаметром 1,2 м и высотой 2,4 м, содержащей насадку ю целлюлозы, на которой конденсируются пары нефти [6.54], [6.57]. Жвдкие углеводороды, полученные ю газов, извлеченных на повфхность, собираются в специальном резфвуаре, откуда направляются в перерабатывающие установки (рис. 6.29).

Газы, ювлекаемые через кольцевой зазор, можно также собирать вместе с газами, увлекаемыми жидкой фазой, и смешивать с ними. Последние содержат небольшое количество углеводородов и горючих примесей, позтому после устранения загрязняющих веществ можно использовать их химическую знфгию для привода турбины воздушного коьшрессора [638], [659].

Теплота сгорания газов, поступающих на поверхность после внутрипластового горошя нефти, низка и составляет обычно от 350 до 700 ккап/нм (или от 1,5 до 3 МДж/нм), причем основная доля их теплоты сгорания приходится на парафиновые углеводороды (от Ci до С4). Однако, если учитывать большой объем газодобычи, теоретически можно допустить возможность получения достаточного количества знфгии. Так, если объем добычи газа, теплота сгорания которого равна 2 МДж/нм, составляет 8000 нм/ч, то при полном использовании всей теплоты сгорания можно получить 4,44 МВт знфгии. Допустив, что расход нагнетаемого воздуха составляет 9500 нм/ч и клл. компрессорной станции равен 32 % (см. табл. б), получим, что теплота сгорания ювле-

Рнс. 6.29. Пращнпнальная схема эксптпцжжннх успш>в«ж ва месторонвде-нняхБешвю н Каддо Пайн Айлецд [6.S4], [6.57]:

J - устье скважины; 2 - колыевой зазор в скважине; 3 - сборный бак; 4 -насос; 5 - труба для очистки от нефти в для удаления газов; б - газ; 7 - трубы добываюидах скважин; 8 - трубопровод; 9 - контрольный резервуар; 70 - резервуар для обработка

Рнс. 6.30. Q»>Hcnie xunqtHo-тнк традацнсшвой турбины и турбины, рабошощсй на низкокалорийном газе [6.59]:

а - стандартная турбина; б -турбина, работаюиая иа низкокалорийном газе; 1. 8 - воздух; 2 -ком1фессориая установка; 3 - горючее; 4 - камера сгоравня; 5 - удаление газа; б - газотурбинная часть; 7-ком1фессор рабошй; 9 - сжатый воздух; 10 - избыточный воздух; И - газообразные 1фодукты внут рипластового горения (1фИ давлении, равном рабочему давлению иа входе турбины)

каемых газов может быть преобразована в 149,6 Вт знфгии на кяжцыА 1 нм/ч воздуха. Можно сделать вывод, что такая мощность позволяет проводить сжатие воздуха до давления, несколько превышакяцего 30 бар (см. прил. А6.2).

Хотя зти газы, даже в смеси с воздухом, находятся за пределами зоны воспламеняемости вследствие малой концентрации в них горючих веществ, их можно использовать в газовой турбине (рис. 6.30).

На уровне сепараторов желательно поддфживать давление газов, превыщающее давление в каме сгорания турбины. Действительно, в зтом случае газы можно направлять непосредствошо в камеру сгорания, заменяя ими воздух, необходимый в традиционном цикле для доведения температуры продуктов сгорания высококалорийного газа до уровня, требуемого на входе турбины. Затраты на сжатие зтого избыточного воздуха существенно снижают мощность, развиваемую турбиной (см. рис. 630). При достаточно высоком внутриппастовом давлении необходимость поддержания в сепараторе требуемого давления (от 5 до 10 бар) обычно приводит лишь к незначительному увеличению расхода знфгии на сжатие нагнетаемого в пласт воздуха.

Дпя сжигания горючих составляющих полученных гаэов необходимо или обогатить их, или испольэовать каталюаторы. Испытания двухступенчатой каталитической камеры сгорания, созданной фирмой Галф, продемонстрировали высокую степень преобразования: было утилизировано около 80 % теплоты сгорания газов, получошых при внутриппастовом горении (за исключением метана - здесь степоа утилюации составила 50 % теплоты сгорания) [6.59]. Эта технология дает возможность юбавиться от компонентов, загрязняющих продукты сгорания. Она была испытана на месторождении Фрюитваль (шт. Калифорния, США).

На некоторых месторождошях неочищенные газоошзные продукты

Рис 6.31. При

1Н1лыии схема установки длм измерении температуры вдоль ствола нсспедова-тежской скважины (по материалам Французского института нефтн):

1 - лебедка; 2 - регистрирующее устройство; 3 - термопара; 4 - камфа; 5 - исследовательская сквавоша (зацементированиая труба)

сгорания удаляются через высокие дымовые трубы. В основание труб подается сжатый воздух, сманивающийся с газами. В результате снижается загрязнение атмосферы в районе месторождения.

Разделяют извлекаемую водонефтяную смесь так же, как и в случае добычи нефти при нагнетании в пласт теплоносителя - комбинацией химических (в частности, использование веществ, разрушающих эмульсию) и термических методов.

Очень важным способом юучения распространошя фронта горошя является юмфение температуры поднимаемых на повфхностъ жидких и газообразных фракций. Полезно иметь наблюдательные скважины с заглушённой колонной (рис. 631), проходящей через весь пласт, которая позволяет определять развитие температу1жых профилей в пласте и степень его охвата по толщине [6.52], [6.54], [6.60]. Необходимо также проводить наблидения для контроля за воспламосением. В эксплуатационных скважинах юмерения температуры нужны для определошя момоста подхода к ним фронта горения. Можно использовать термопары, жестко закрепленные на поджигающем устройстве или свободно перемещающиеся в небольшой трубке с закрытым днищем, помещенной внутри колонны [6.54]. Измфения темпфатуры в добывающих скважинах проводят часто лишь на устье.

Важным этапом изучения распространения горения является составление карт темпфатурных профилей. Так, при сравнении карт изотерм, составленных для участка месторождения Суплаку де Бкау мы-ния), разрабатываемого методом внутрипластового горения, были выявлены предпочтительные направления распространения фронта горения [638].

Во всех эксплуатационных скважинах необходимо проводить регулярные измерения расходов извлекаемых на повфхность газообразных продуктов горения, нефти и воды. При значительном разбросе значений