1. Las tareas y contenidos de la recolección y transporte de petróleo y gas en las minas.
La recolección y el transporte de petróleo y gas en las minas se refiere a la concentración de petróleo y gas producido por diversos petróleos dispersos. pozos, y después del procesamiento preliminar necesario, es todo el proceso de producir petróleo crudo y gas natural calificados y enviarlos a la primera estación de oleoductos de larga distancia (o depósitos de petróleo crudo en las minas) o a la primera estación de gasoductos.
En resumen, el alcance del trabajo para la recolección y transporte de petróleo y gas en una mina es un negocio minero que comienza en la boca del pozo de petróleo y termina en el depósito de petróleo crudo de la mina o en la primera parada del petróleo o la tarea principal del gasoducto es producir la mayor cantidad posible de petróleo crudo y gas natural que cumpla con los requisitos del índice de calidad nacional para brindar seguridad energética al país. El trabajo específico incluye la separación de petróleo y gas, la medición de petróleo y gas, la deshidratación del petróleo crudo y el gas natural; purificación de gas, estabilización de petróleo crudo, recuperación de hidrocarburos ligeros, tratamiento de aguas residuales oleosas y otros enlaces de proceso.
2. Proceso de recolección y transporte de petróleo y gas de la mina
El proceso de recolección y transporte de petróleo y gas de la mina es una descripción general del flujo de petróleo y gas dentro del campo de petróleo y gas. . Incluye todo el proceso desde la boca del pozo de petróleo y gas hasta el depósito de petróleo crudo de la mina o la primera parada del oleoducto y gasoducto. El proceso de recolección y transporte de petróleo y gas de la mina se puede dividir de varias maneras.
(1) Clasificación según el nivel de diseño de la estación
Existen diferentes niveles de diseño de la estación entre la boca del pozo petrolero y la estación de procesamiento centralizada, la cual se puede nombrar como la primera proceso de diseño de la estación de nivel, el proceso de implementación de la estación de segundo nivel y el proceso de implementación de la estación de tercer nivel.
El proceso de diseño de estaciones de primer nivel significa que los productos de los pozos petroleros se mezclan y transportan directamente a través de tuberías de un solo pozo a estaciones de procesamiento centralizadas para su separación, medición y otros procesos. Este proceso es adecuado para pozos ubicados cerca de estaciones de procesamiento centralizadas.
El proceso de diseño de la estación secundaria (ver Figura 7-2) significa que los productos del pozo petrolero primero se mezclan y transportan a la estación de medición a través de tuberías de un solo pozo. Después de medirse en pozos separados en la estación de medición, se miden. Luego se mezclan y transportan en estaciones separadas (equipos) a la estación de procesamiento centralizada para su procesamiento. Este proceso es adecuado para áreas petroleras donde los pozos de petróleo están relativamente concentrados, no muy lejos de la estación de procesamiento centralizada, y los productos del pozo de petróleo se pueden mezclar y transportar a la estación de procesamiento centralizada dependiendo de la presión del pozo de petróleo. Generalmente, estaciones de medición. se organizan según el equipo de producción de petróleo.
Figura 7-2 Proceso de transporte y disposición de la estación de segundo nivel
El proceso de disposición de la estación de tercer nivel significa que después de que los productos del pozo petrolero se miden en pozos separados en la estación de medición, Primero se dividen en estaciones (equipos) para el transporte mixto. A la estación de transferencia, el gas y el líquido se separan en la estación de transferencia. La fase líquida se presuriza y se transporta a la estación de procesamiento centralizada para su posterior procesamiento. la estación de procesamiento centralizada o planta de procesamiento de gas natural para su procesamiento mediante presión de pozo de petróleo. Este proceso es adecuado para áreas petroleras que están lejos de la estación de procesamiento centralizado y no pueden transportar productos de pozos de petróleo a la estación de procesamiento centralizado dependiendo de la presión del pozo de petróleo.
En general, el proceso de implementación de la estación secundaria es un método de implementación de la estación más razonable, que se caracteriza por un mayor grado de hermeticidad, menos pérdida de petróleo y gas, utilización razonable de energía y fácil administración centralizada. Sin embargo, en aplicaciones prácticas, el método de implementación de la estación debe determinarse en función de análisis y condiciones específicas.
(2) Clasificación mediante métodos de reducción de la viscosidad por calentamiento
La mayor parte del petróleo crudo producido en los yacimientos petrolíferos de mi país tiene “tres niveles (alto contenido de cera, alto punto de fluidez, alta viscosidad) ” Petróleo crudo, que generalmente se transporta mediante calefacción. Según los diferentes métodos de calentamiento, se puede dividir en proceso de recolección y transporte de calentamiento de boca de pozo, proceso de recolección y transporte de rastreo de calor (rastreo de vapor o rastreo de agua caliente), proceso de recolección y transporte de mezcla (mezcla de vapor, mezcla de aceite caliente, mezcla de agua caliente, mezcla de agua activada) y el proceso de recolección y transporte sin calentamiento en la boca del pozo, etc.
1． Proceso de recolección y transporte de calefacción en boca de pozo
El proceso de recolección y transporte de calefacción en boca de pozo se muestra en la Figura 7-3. Después de que los productos del pozo de petróleo son calentados por el horno de calentamiento de boca de pozo, ingresan a la estación de medición para una medición separada. Después de ser calentados por el horno de calentamiento de la estación de medición, se mezclan y transportan a la estación de transferencia o estación de procesamiento centralizada. Este es un proceso de recolección y transporte que se usa comúnmente en los campos petroleros de mi país.
Figura 7-3 Proceso de recolección y transporte de calefacción de boca de pozo
1—Horno de calentamiento de la camisa de la cabeza del pozo; 2—Separador de medición; 3—Horno de calentamiento de la camisa de agua de la estación de medición 4—Instrumento de medición; /p>
2. Proceso de recolección y transporte de rastreo de calor
El proceso de recolección y transporte de rastreo de calor es un proceso de recolección y transporte que utiliza un medio térmico para calentar las tuberías de recolección y transporte. Según los diferentes medios de calentamiento utilizados, se puede dividir en. proceso de recolección y transporte de rastreo de vapor y proceso de recolección y transporte de rastreo de vapor.
La Figura 7-4 muestra el proceso de recolección y transporte del rastreo de vapor. El vapor se genera a través de una caldera de vapor ubicada en la estación de transferencia y se utiliza una tubería de vapor para rastrear la tubería de transporte mixto entre la boca del pozo y la tubería. estación de medición.
Figura 7-4 Proceso de recolección y transporte de rastreo de vapor
1—Separador de producción y medición; 2—Separador de extracción de aceite; 3—Tanque de aceite intermedio 4—Bomba de aceite externa; - horno de calentamiento externo; 6 - caldera; 7 - piscina
La Figura 7-5 muestra el proceso de recolección y transporte del agua caliente. El agua en circulación se calienta a través del horno de calentamiento ubicado en la estación de transferencia.
La tubería de agua caliente al pozo de petróleo está aislada por separado y calienta el dispositivo de la boca del pozo; la tubería de agua de retorno y la tubería de salida de petróleo del pozo de petróleo se utilizan para calentar el oleoducto.
Estos dos procesos son relativamente simples y adecuados para la recolección y el transporte de calor en áreas petroleras con baja presión, baja producción y poca fluidez del petróleo crudo. Sin embargo, requieren equipos de generación de vapor u hornos de calentamiento de agua circulante, que. Requiere una gran inversión única y es difícil de operar. La pérdida de calor media es grande y la eficiencia térmica es baja.
3． Proceso de mezcla, recolección y transporte
El proceso de mezcla, recolección y transporte consiste en mezclar el medio reductor de viscosidad en el oleoducto de boca de pozo para reducir la viscosidad del petróleo y lograr un transporte seguro. Los medios reductores de viscosidad comúnmente utilizados incluyen vapor, aceite fino caliente, agua caliente y agua activada.
La Figura 7-6 muestra el proceso de recolección y transporte de aceite diluido. El petróleo fino se presuriza, se calienta y se mezcla desde la boca del pozo a la línea de flujo de petróleo del pozo petrolero para reducir la viscosidad del petróleo crudo durante el proceso de recolección y transporte. Este proceso es adecuado para pozos petroleros con baja permeabilidad de formación, baja producción de líquido y alta viscosidad del petróleo crudo. Sin embargo, requiere más equipos y procesos complicados, y requiere petróleo fino adecuado para la mezcla.
Figura 7-5 Proceso de recolección y transporte de rastreo de agua caliente
1—Separador de producción y medición; 2—Separador de extracción de aceite; 3—Tanque de aceite intermedio; 4—Bomba de aceite de transporte externo; 5 - horno de calentamiento externo; 6 - tanque de agua de reserva; 7 - bomba de agua de circulación; 8 - horno de calentamiento de agua de circulación
Figura 7-6 Proceso de recolección y transporte de aceite fino
1 —Grupo de válvulas dosificadoras de aceite; 2—Horno de calentamiento; 3—Separador trifásico; 4—Tanque de sedimentación; 6—Horno de calentamiento de deshidratación; 8—Tanque de purificación de aceite; y grupo de válvulas dosificadoras; 10: horno de calentamiento de aceite fino; 11: bomba de salida; 12: medidor de flujo; 13: tanque de compensación de aceite fino; 15: estación de purificación de gas natural; Transmisión; 17-Aceite fino ingresando a la estación; 18-Estación de drenaje de aguas residuales oleosas
La Figura 7-7 muestra el proceso de recolección y transporte de agua activada. El agua activada térmicamente se mezcla en la línea de flujo de petróleo del pozo de petróleo desde la boca del pozo a través de una tubería especial, convirtiendo el petróleo crudo en una emulsión de petróleo en agua, de modo que la fricción original entre el petróleo y el petróleo, el petróleo y la pared de la tubería. se convierte en agua y agua, fricción entre el agua y la pared de la tubería para reducir la viscosidad del aceite. Este proceso es adecuado para la recolección y transporte de petróleo crudo de alta viscosidad, pero el proceso es complejo, las tuberías y los equipos son propensos a sufrir incrustaciones y es necesario agregar instalaciones de back-end como demulsificación y deshidratación.
4. El proceso de recolección y transporte sin calefacción en la boca del pozo
La Figura 7-8 muestra el proceso de recolección y transporte sin calefacción en la boca del pozo. Es un método de recolección y transporte adoptado a medida que el desarrollo del campo petrolero entra en las etapas media y tardía. y el contenido de agua en el líquido producido por el pozo de petróleo continúa aumentando. A medida que aumenta el contenido de agua en el fluido de producción del pozo petrolero, por un lado, aumenta la temperatura del fluido producido y, por otro lado, el fluido producido puede formar una emulsión de aceite en agua, lo que reduce en gran medida la resistencia al transporte. y evita que la boca del pozo se caliente, los productos del pozo de petróleo se mezclan y transportan directamente a la estación de medición bajo la temperatura y presión de la boca del pozo, creando las condiciones.
Figura 7-7 Proceso de recolección y transporte de agua activada mixta
Figura 7-8 Proceso de recolección y transporte sin calentamiento en boca de pozo
(3) Dividido según el diseño de la tubería
Según la cantidad de tuberías que conducen a la boca del pozo, se puede dividir en proceso de recolección y transporte de una sola tubería, proceso de recolección y transporte de dos tuberías y proceso de recolección y transporte de tres tuberías. . Además, también existen procesos de recolección y transporte de redes de tuberías en anillo, procesos de recolección y transporte de redes de tuberías dendríticas, procesos de recolección y transporte de redes de tuberías radiales, procesos de recolección y transporte de redes de tuberías en forma de M, etc.
El proceso de recolección y transporte de tubería única significa que solo hay una tubería de transporte mixto de productos de pozo de petróleo entre la boca del pozo y la estación de medición, como se muestra en la Figura 7-3. El proceso de recolección y transporte de doble tubería significa que hay dos tuberías entre la boca del pozo y la estación de medición, una transporta el producto del pozo de petróleo y la otra transporta el medio térmico para lograr la reducción de la viscosidad y el proceso de transporte activado. se muestra en la Figura 7-7. El proceso de recolección y transporte de tres tuberías significa que hay tres tuberías entre la boca del pozo y la estación de medición, una transporta el producto del pozo de petróleo y las otras dos realizan la circulación del medio térmico entre la estación de medición y la boca del pozo. rastreo de agua que se muestra en la Figura 7-5 Proceso de recolección y transporte.
El proceso de recolección y transporte de la red de tuberías anulares se muestra en la Figura 7-9. Utiliza una tubería anular que conduce a la estación de transferencia o estación de procesamiento centralizada para conectar los pozos petroleros en el área petrolera en serie para lograrlo. secundaria o primaria Configura la estación. Este proceso se utiliza principalmente para recolectar y transportar áreas petroleras fuera de los campos petroleros.
(4) Clasificación según el grado de sellado del sistema de recolección y transporte de petróleo y gas
Según el grado de sellado del sistema de recolección y transporte de petróleo y gas, el El proceso de reunión y transporte abierto y el proceso de reunión y transporte cerrado se pueden dividir.
El proceso abierto de recolección y transporte significa que entre todos los enlaces del proceso entre el producto del pozo de petróleo desde la boca del pozo hasta el transporte externo, al menos un punto está conectado a la atmósfera, como 6, 9 y 13 en la Figura 7-10 Esperando el tanque de almacenamiento de aceite. El nivel de automatización de este tipo de gestión de operaciones de proceso no es alto y los parámetros son fáciles de ajustar, pero la pérdida por evaporación de petróleo y gas es grande y el consumo de energía es grande.
El proceso cerrado de recolección y transporte significa que todos los vínculos del proceso entre la boca del pozo y el transporte externo de productos del pozo petrolero están cerrados, como se muestra en la Figura 7-11. Este proceso reduce la pérdida por evaporación de petróleo y gas y reduce el consumo de energía. Sin embargo, dado que todo el sistema está sellado, si se producen fluctuaciones de parámetros locales, afectará a todo el sistema, lo que requerirá un alto nivel de automatización en la gestión de operaciones.
Figura 7-9 Proceso de recolección y transporte de red de tuberías anulares de tubería única
Figura 7-10 Proceso de recolección y transporte abierto
1—Separador de medición 2; — Medidor de flujo de líquido; 3 - medidor de flujo de gas; 4, 5 - separadores de petróleo y gas primarios y secundarios; 6, 9, 13 - tanques de almacenamiento de petróleo, 7, 11 - bombas de deshidratación primarias y secundarias; horno de calefacción; 10: bomba de aguas residuales; 12: deshidratador eléctrico; 14: bomba de aceite externa
Figura 7-11 Proceso de recolección y transporte cerrado
1—Separador de medición 2 - flujo de líquido; medidor; 3 - medidor de flujo de gas; 4, 5 - separadores de petróleo y gas primarios y secundarios; 9 - deshidratador eléctrico; Bomba de petróleo externa
(5) Proceso de recolección y transporte de campos petroleros en alta mar
Los procesos comunes actuales del sistema de producción, recolección y transporte de petróleo y gas en alta mar incluyen principalmente mitad mar y mitad tierra tipo Hay dos modos: el proceso de recolección y transporte y el proceso de recolección y transporte todo oceánico.
El proceso de recolección y transporte de petróleo y gas semimarino y semicontinental es adecuado para yacimientos petrolíferos de tamaño mediano cerca de la costa y grandes yacimientos petrolíferos con gran producción de petróleo y gas. Está compuesto por plataformas marinas, ductos submarinos y terminales terrestres, como se muestra en la Figura 7-12.
El proceso de recolección y transporte en todo el océano significa que la producción, recolección, transporte, procesamiento y almacenamiento de petróleo y gas se llevan a cabo en plataformas marinas, y el petróleo crudo procesado se carga directamente en barcos en mar para la exportación. Este proceso es adecuado para campos petroleros marinos pequeños y medianos ubicados lejos de la costa.
Figura 7-12 Proceso de recolección y transporte de petróleo y gas semimar y semicontinental
3. extracción de petróleo, petróleo crudo También extrae cierta cantidad de gas asociado, agua, sedimentos, etc. En el proceso de producción real, el fluido producido por el pozo petrolero debe someterse al procesamiento preliminar necesario para obtener petróleo crudo y gas natural calificados.
(1) Separación de petróleo y gas
La separación de petróleo y gas es el eslabón principal en el tratamiento de petróleo y gas en los campos petroleros. Utiliza separadores de petróleo y gas para lograr la separación del petróleo. , gas, agua, arena, etc.
Los separadores de petróleo y gas son uno de los equipos más utilizados e importantes en los campos de petróleo y gas, y existen muchos tipos de ellos. En el proceso de producción real, se utilizan ampliamente separadores horizontales de petróleo y gas de dos fases y separadores horizontales de petróleo, gas y agua de tres fases.
1． Separador horizontal de petróleo y gas de dos fases
La estructura del separador horizontal de petróleo y gas de dos fases se muestra en la Figura 7-13. El fluido ingresa al separador desde la entrada de la mezcla de petróleo y gas. A través del divisor de entrada, la dirección del flujo del fluido cambia repentinamente, lo que hace que el petróleo y el gas se separen inicialmente. Bajo la acción de la gravedad, la fase líquida separada ingresa a la parte de recolección de líquido y permanece en la parte de recolección de líquido durante un tiempo suficiente (mi país estipula que el tiempo de residencia del petróleo crudo general en el separador es de 3 minutos, y el tiempo de residencia de El petróleo crudo hace espuma es de 5 a 20 minutos), de modo que las burbujas en la fase líquida suben a la superficie líquida y entran en la fase gaseosa. La fase líquida en la parte de recolección de líquido finalmente sale del separador a través de la salida de petróleo crudo y ingresa al enlace de procesamiento posterior. El gas del divisor de entrada se dispersa en la parte de sedimentación por gravedad sobre la superficie del líquido, lo que permite que las gotas de aceite con tamaños de partículas más grandes (>100 μm) transportadas por el gas se sedimenten en la interfaz gas-líquido por gravedad. Las gotas de aceite no sedimentadas ingresan al desempañador con el gas, se fusionan y se fusionan en grandes gotas de aceite en el desempañador y se depositan en la parte de recolección de líquido por gravedad. El gas de las gotas de aceite fluye fuera del separador a través de la salida de gas.
Figura 7-13 Separador horizontal de dos fases de petróleo y gas
1—Entrada de mezcla de petróleo y gas; 2—Divisor de entrada; 3—Parte de sedimentación por gravedad; —Válvula de control de presión; 6—Salida de gas; 7—Válvula de salida de aceite; 8—Salida de petróleo crudo; 9—Parte de recolección de líquido
2. Separador horizontal trifásico de petróleo, gas y agua
El separador bifásico de petróleo y gas simplemente separa los productos del pozo petrolero en fases gaseosas y líquidas. De hecho, los productos de los pozos petroleros son una mezcla de petróleo, gas, agua, etc. Si bien el petróleo y el gas están separados, el agua también debe separarse.
Figura 7-14 Separador trifásico horizontal de petróleo, gas y agua
1—Entrada de mezcla de petróleo y gas; 2—Divisor de entrada 3—Parte de sedimentación por gravedad; 5—Válvula de control de presión; 6—Salida de gas; 7—Deflector de aceite; 8—Salida de agua; 10—Deflector de agua; El separador trifásico de petróleo, gas y agua puede separar petróleo, gas y agua. Su estructura se muestra en la Figura 7-14. El fluido ingresa al separador desde la entrada de la mezcla de petróleo y gas. El divisor de entrada divide aproximadamente el petróleo, el gas y el agua. mezcla de agua en fases gaseosa y líquida. La fase líquida es conducida desde el conducto hasta debajo de la interfaz aceite-agua y ingresa a la parte de recolección de líquido. El aceite y el agua se separan en la parte de recolección de líquido. El petróleo crudo superior y su emulsión se desbordan desde la parte superior del deflector de aceite. el charco de aceite y sale del separador a través de la salida de aceite. El agua ingresa a la cámara de agua a través del deflector de agua y sale del separador a través de la salida de agua. El gas pasa horizontalmente a través de la parte de sedimentación por gravedad y sale por la salida de gas después de pasar por el desempañador.
(2) Deshidratación del petróleo crudo
La extracción del petróleo va acompañada de la producción de una gran cantidad de agua. La mayor parte del agua en el petróleo crudo existe en forma de agua libre y agua emulsionada, lo que presenta muchos peligros para la recolección y el transporte, el almacenamiento y el transporte de petróleo y gas, e incluso para el procesamiento del petróleo. Por lo tanto, el petróleo crudo debe deshidratarse.
El agua emulsionada es una emulsión formada por agua y petróleo crudo. Sus propiedades físicas han cambiado mucho, por lo que es el principal objetivo de la deshidratación. Generalmente hay dos tipos de agua emulsionada, una es agua emulsionada de agua en aceite (W/O), en la que el agua es la fase dispersa y el aceite es la fase continua, la otra es aceite en agua (O/W); ) agua emulsionada, en la que el agua es la fase dispersa y el aceite es la fase continua. El aceite es la fase dispersa y el agua es la fase continua.
Existen muchos métodos para deshidratar el petróleo crudo, incluida la deshidratación por sedimentación térmica, la deshidratación química, la deshidratación centrífuga, la deshidratación de grano grueso, la deshidratación eléctrica, etc. En el proceso de deshidratación real, los métodos más utilizados son la deshidratación por emulsificación termoquímica y la deshidratación eléctrica.
1． Demulsificación y deshidratación termoquímica
La demulsificación y deshidratación termoquímica consiste en calentar el petróleo crudo que contiene agua a una temperatura determinada y agregar una pequeña cantidad de demulsificante químico al petróleo crudo para destruir la estabilidad de la emulsión de aceite y agua. y promover la colisión de gotas de agua, la coalescencia y la sedimentación para lograr el propósito de la separación de petróleo y agua.
2. Deshidratación eléctrica
El método de deshidratación eléctrica de petróleo crudo es adecuado para tratar emulsiones de petróleo crudo de agua en petróleo con un contenido de agua de aproximadamente el 30%. Coloca la emulsión de petróleo crudo en un campo eléctrico de CC o CA de alto voltaje. Bajo la acción de la fuerza del campo eléctrico, las gotas de agua se fusionan y fusionan para formar gotas de agua de mayor tamaño, logrando así la separación del petróleo y. agua.
Durante el proceso de electrohidratación del petróleo crudo, las gotas de agua se fusionan y fusionan en el campo eléctrico de tres maneras: coalescencia electroforética, coalescencia dipolar y coalescencia por oscilación. Entre ellos, en el campo eléctrico de CA, las gotas de agua se fusionan principalmente por coalescencia dipolar y coalescencia por oscilación; en el campo eléctrico de CC, las gotas de agua se fusionan principalmente por electroforesis, complementada por coalescencia dipolar.
(3) Estabilización del crudo y recuperación de hidrocarburos ligeros
1. Estabilización del petróleo crudo
El petróleo crudo es una mezcla multicomponente de hidrocarburos. Durante el proceso de recolección y transporte de petróleo crudo, debido a cambios en las condiciones operativas, algunos componentes livianos del petróleo crudo se volatilizarán, provocando pérdidas por evaporación del petróleo crudo. Para reducir la pérdida por evaporación del petróleo crudo, aprovechar al máximo los recursos de petróleo y gas, proteger el medio ambiente y mejorar la seguridad del almacenamiento y transporte del petróleo crudo, se deben adoptar una serie de medidas tecnológicas para eliminar los componentes ligeros altamente volátiles. (principalmente C1 ~ C4) en el petróleo crudo, reduce la volatilidad y la presión de vapor saturado del petróleo crudo y mantiene el petróleo crudo estable.
Existen muchos métodos para estabilizar el petróleo crudo, incluido el método de estabilización instantánea, el método de estabilización por fraccionamiento, el método de extracción en tanques grandes, etc.
El método de estabilización instantánea consiste en calentar el petróleo crudo no estabilizado a una determinada temperatura y luego evaporarlo instantáneamente a presión reducida para separar los productos correspondientes de la fase gaseosa y la fase líquida. Este es el método más utilizado en la actualidad. El flujo principal del método de estabilización flash se muestra en la Figura 7-15.
Figura 7-15 Diagrama de flujo principal del método de estabilización flash
1—Intercambiador de calor; 2—Horno de calentamiento; 3—Torre flash 4—Compresor 5—Condensador; Separador; 7—Bomba
El método de estabilización por fraccionamiento se basa en las diferentes características de volatilidad de cada componente en el petróleo crudo y utiliza el principio de destilación para eliminar los componentes C1 ~ C4 en el petróleo crudo. El flujo típico del método de estabilización por fraccionamiento se muestra en la Figura 7-16. El equipo principal del método de estabilización por fraccionamiento es la torre de estabilización. La torre de estabilización es una torre de destilación completa. La parte superior de la torre es la sección de rectificación, la parte inferior es la sección de extracción y hay un sistema de reflujo en la parte superior. la torre, y un sistema de rebullición en la parte inferior de la torre. Este método requiere muchos equipos y un proceso complicado, pero estabiliza la calidad del petróleo crudo.
Figura 7-16 Diagrama de flujo típico del método de estabilización por fraccionamiento
1—Intercambiador de calor; 2—Torre de estabilización; 3—Condensador 4—Separador 5—Tanque de reflujo; Bomba; 7-Reboiler
El método de bombeo de tanque grande consiste en utilizar el tanque de aceite de deshidratación y sedimentación en la estación de procesamiento de petróleo crudo, instalar una tubería de bombeo en la parte superior del tanque y usar un compresor para bombear. El vapor de aceite del tanque, luego de ser presurizado, enfriado y medido, es transportado a la unidad de recuperación de hidrocarburos livianos para su recuperación.
2. Recuperación de hidrocarburos ligeros
Los hidrocarburos ligeros se refieren a la mezcla de hidrocarburos superiores a C3 contenidos en el gas natural. Existen en forma gaseosa en el gas natural. Su recuperación en forma líquida mediante diferentes procesos se denomina recuperación de hidrocarburos ligeros.
Existen muchos métodos para recuperar hidrocarburos ligeros. Los métodos comúnmente utilizados incluyen el método de adsorción sólida, el método de absorción líquida y el método de separación a baja temperatura.
El método de adsorción sólida es un método que utiliza las diferentes capacidades de adsorción de adsorbentes sólidos (como carbón activado, alúmina activada, etc.) de diversos hidrocarburos para separar los distintos componentes del gas natural.
El método de absorción de líquidos es un método que utiliza las diferentes solubilidades de cada componente del gas natural en aceite de absorción de líquidos (como nafta, queroseno, etc.) para separar los distintos componentes del gas natural.
Estos dos métodos fueron los más utilizados para la recuperación temprana de hidrocarburos ligeros. Debido a la alta inversión, el alto consumo de energía y el bajo rendimiento, han sido reemplazados gradualmente por métodos de separación a baja temperatura.
El método de separación a baja temperatura es un método que utiliza las diferentes temperaturas de condensación de cada componente del gas natural para separar cada componente durante el proceso de enfriamiento. La característica de este método es que el gas obtiene baja temperatura. Por lo general, los métodos para obtener baja temperatura incluyen principalmente refrigeración por refrigerante, refrigeración por expansión del expansor y métodos de refrigeración que utilizan una mezcla de los dos.
(4) Purificación del gas de yacimientos petrolíferos
El gas de yacimientos petrolíferos contiene una variedad de impurezas, como impurezas sólidas como arena y recortes, impurezas líquidas como agua y condensado, agua vapor, sulfuro, etc. Impurezas de gases como hidrógeno y dióxido de carbono. La existencia de impurezas sólidas causará desgaste en tuberías, equipos, instrumentos, etc., y en casos graves bloqueará las tuberías, reducirá la capacidad de transporte y afectará la seguridad de la producción, no solo reduce la capacidad de transporte de las tuberías; poder calorífico del gas, pero también reduce Cuando la presión y las condiciones ambientales cambian, el vapor de agua también puede precipitarse del flujo de gas natural para formar agua líquida, hielo o hidrato sólido de gas natural, aumentando así la caída de presión en la tubería y bloqueando la tubería en casos severos; la presencia de gas ácido H2S o CO2, agravará la corrosión de tuberías y equipos y afectará la calidad de los productos químicos. Se puede observar que la purificación de gas es un eslabón indispensable antes del transporte a larga distancia de gas de yacimientos petrolíferos o de la recuperación de hidrocarburos ligeros. La purificación de gases utiliza principalmente los siguientes métodos:
1. Método de adsorción
El método de adsorción es un método que utiliza el principio de que los diferentes componentes del gas de yacimiento petrolífero tienen diferentes características de acumulación en la superficie del adsorbente sólido para adsorber ciertos componentes en la superficie del adsorbente sólido para su eliminación. .
2. Absorción
La absorción es un método de tratar una mezcla de gases con un adsorbente líquido adecuado para eliminar uno o más componentes de la misma. Por ejemplo, los hidrocarburos líquidos se usan para absorber hidrocarburos gaseosos, el agua se usa para absorber CO2, el glicol se usa para deshidratar o el polietilenglicol metil éter se usa para desulfurar, y el líquido alcalino se usa para absorber CO2, etc. Durante la operación, la solución absorbida se puede regenerar para que el disolvente pueda reciclarse.
3． Método de separación en frío
Dado que las temperaturas de condensación de cada componente en una mezcla de gas multicomponente son diferentes, el componente de alto punto de ebullición se condensa primero durante el proceso de condensación, de modo que los componentes se pueden separar a un cierto medida. Cuanto menor sea la temperatura de enfriamiento, mayor será el grado de separación. Por ejemplo, la deshidratación por método de separación a baja temperatura, la deshidratación por refrigeración con máquina de expansión, etc. son todos métodos de separación en frío. Este método tiene un proceso simple y de bajo costo, y es especialmente adecuado para gas a alta presión.
4. Método de conversión directa
El método de conversión directa utiliza reacciones químicas apropiadas para convertir las impurezas en compuestos inofensivos que permanecen en el gas, o en compuestos que son más fáciles de eliminar que las impurezas originales para lograr el propósito de la purificación.
4. Medición de petróleo y gas
La medición de petróleo y gas se refiere a la medición del flujo de petróleo y gas natural. En el proceso de producción de campos de petróleo y gas, existen tres tipos principales desde la boca del pozo hasta la transmisión externa: medición de la producción de pozos de petróleo y gas, medición del flujo de transmisión externa y medición de la cantidad de transferencia.
(1) Medición de la producción de pozos de petróleo y gas
La medición de la producción de pozos de petróleo y gas se refiere a la medición de la cantidad de petróleo y gas producido por el pozo de producción. El propósito es comprender el estado de producción de los pozos de petróleo y gas y proporcionar datos para la gestión de pozos de petróleo y gas y el análisis dinámico de las capas de petróleo y gas.
Para los pozos de petróleo y gas con alta producción, cada pozo suele estar equipado con un dispositivo de medición independiente, lo que se denomina medición de pozo único.
Para los pozos de petróleo y gas con baja producción, generalmente de 8 a 12 pozos de petróleo están equipados con un conjunto de dispositivos de medición, y se mide el petróleo, el gas y el agua producidos por cada pozo de petróleo. Se debe medir la producción diaria de los pozos de petróleo. regularmente y en rotación cronometrada. Este método de medición se denomina medición de pozos múltiples.
Existen dos métodos para medir la producción de pozos de petróleo y gas: el método de medición por separación y el método de medición de flujo multifásico. El método de medición de separación utiliza un separador de petróleo y gas para separar primero los productos del pozo de petróleo en fases de gas y líquido, o fases de gas, petróleo y agua, y luego medir los caudales de cada fase por separado. Dado que la precisión de la medición se ve afectada por la calidad de la separación y es difícil separar completamente el petróleo y el gas, este método tiene una precisión de medición deficiente, tiene muchos equipos auxiliares y ocupa un área grande. El método de medición de flujo multifásico analiza y detecta automáticamente la composición y el caudal de los productos del pozo petrolero y luego determina la producción de petróleo, la producción de gas y la producción de líquido del pozo petrolero. Integra separación y medición. Tiene las características de tamaño pequeño, alta precisión y fácil operación. Es la dirección del desarrollo de la medición.
(2) Medición del flujo de salida
La medición del flujo de salida es la medición del flujo de transporte de petróleo y gas natural. Es la base básica para la gestión de la transferencia de petróleo y gas entre la parte exportadora y la parte receptora. La medición requiere continuidad y alta precisión del instrumento. Para el petróleo crudo exportado, generalmente se utilizan medidores de flujo de alta precisión para medir continuamente el caudal volumétrico, luego multiplicar la densidad por la densidad y restar el contenido de agua para obtener el caudal másico. Generalmente se requiere que el error de medición integral esté dentro de ±0,35%. Esto requiere que los instrumentos de flujo de petróleo crudo tengan mayor precisión y también deben calibrarse periódicamente.
(3) Medición de la cantidad de entrega
La medición de la cantidad de entrega se refiere a la medición del flujo de entrega de productos petrolíferos entre varias unidades de producción de petróleo dentro del campo petrolero. Es la base para medir el cumplimiento de los indicadores de producción de cada unidad de producción de petróleo y luego realizar la contabilidad económica. Desde la perspectiva de los métodos de medición, la medición de la cantidad de transferencia es básicamente similar a la medición del flujo externo. Sin embargo, dado que esta medición ocurre entre varias unidades de producción de petróleo dentro del campo petrolero, su precisión de medición no es tan alta como la medición del flujo externo.
5. Tratamiento de aguas residuales oleosas
En la actualidad, la mayoría de los yacimientos petrolíferos de mi país han entrado en una etapa tardía de desarrollo y la mayoría de ellos se desarrollan mediante inyección de agua, lo que conduce a un aumento. en el contenido de agua del fluido producido por el pozo de petróleo (algunos campos petroleros tienen un contenido de humedad completo que ha alcanzado el 90%). Durante el procesamiento inicial, el fluido producido por el pozo petrolero liberará una gran cantidad de aguas residuales aceitosas. Si las aguas residuales aceitosas no se tratan adecuadamente y luego se reinyectan y descargan, no solo impedirá que las instalaciones de superficie del campo petrolífero funcionen normalmente, sino que también impedirán que las instalaciones de superficie del campo petrolífero funcionen normalmente. causa daño debido al bloqueo de la formación. Afecta la producción segura de los yacimientos petrolíferos y también causa contaminación ambiental. Por lo tanto, las aguas residuales aceitosas deben tratarse y utilizarse de manera razonable.
(1) Características de las aguas residuales oleosas
1. Contenido de aceite en las aguas residuales
El contenido de aceite en las aguas residuales es generalmente de aproximadamente 1000 mg/L, y el contenido de aceite en una pequeña cantidad de aguas residuales de campos petroleros es tan alto como 3000-5000 mg/L. El contenido de aceite en las aguas residuales instantáneas de la misma estación de tratamiento de aguas residuales también presenta ciertas fluctuaciones. En términos generales, el aceite en las aguas residuales se clasifica en aceite flotante (diámetro de la gota de aceite superior a 100 μm), aceite disperso (diámetro de la gota de aceite 10-100 μm), aceite emulsionado (diámetro de la gota de aceite 0,1-10 μm) y aceite disuelto (diámetro de la gota de aceite 0,1-10 μm). diámetro inferior a 0,1 μm) cuatro formas distribuidas en el agua.
2． Aguas residuales saladas
Las aguas residuales oleosas contienen una variedad de iones, que incluyen principalmente cationes como Ca2+, Mg2+, K+, Na+, Fe2+ y aniones como Cl-, HCO3-, CO23-, SO24-, etc. Estos iones se combinan entre sí para formar diversas sales. En determinadas condiciones, las sales de baja solubilidad como CaCO3, CaSO4 y MgCO3 tienden a formar precipitación. Si están suspendidos en agua, enturbiarán el agua; si se depositan en la pared de la tubería, provocarán incrustaciones.
3. Las aguas residuales contienen gases
O2, H2S, CO2 y otros gases nocivos se disuelven en las aguas residuales. Entre ellos, el O2 es un fuerte agente despolarizante, que puede hacer que los átomos de hierro en el ánodo pierdan electrones, generen Fe2+ o Fe3+ y generen aún más precipitación de Fe(OH)3. De manera similar, los gases ácidos como el CO2 y el H2S también pueden combinarse con átomos de hierro para formar incrustaciones de FeCO3 o precipitación de FeS. Agravarán en gran medida la corrosión y las incrustaciones de los equipos y tuberías metálicos.
4. Las aguas residuales contienen sólidos en suspensión
Los sólidos en suspensión en las aguas residuales se refieren a la materia sólida en suspensión contenida en las aguas residuales, con diámetros de partículas que varían de 1 a 100 μm, que incluyen principalmente sedimentos, diversos productos de corrosión e incrustaciones, bacterias, coloides y asfaltenos. , etc.
Cuando estos sólidos suspendidos están suspendidos en agua, enturbiarán el agua; cuando se adhieran a la pared de la tubería, formarán precipitación, causando corrosión de la pared de la tubería y cuando se vuelvan a inyectar en el depósito de petróleo, obstruirán los poros y; afectar la producción del pozo petrolero.
En resumen, los componentes de las aguas residuales son complejos y sus características más destacadas son una fuerte corrosividad y una rápida formación de incrustaciones. En producción, debemos centrarnos en analizar estos problemas y tomar medidas efectivas para abordarlos.
(2) Proceso de tratamiento de aguas residuales oleosas
El proceso de tratamiento de aguas residuales oleosas varía según la calidad de las aguas residuales y los requisitos del tratamiento de purificación. Según el proceso de tratamiento, se puede dividir a grandes rasgos en proceso de filtración a presión, sedimentación, coagulación y eliminación de aceite natural, proceso de filtración, separación y sedimentación por coalescencia a presión, proceso de flotación y proceso de tratamiento bioquímico abierto.
1． Proceso de eliminación de aceite natural-coagulación sedimentación-filtración a presión
El proceso de eliminación de aceite natural-coagulación sedimentación-filtración a presión se muestra en la Figura 7-17. Después de que las aguas residuales aceitosas enviadas desde la estación de transferencia de aceite de deshidratación se someten a un desengrasado natural y un asentamiento inicial, se agrega coagulante y ingresa al tanque de asentamiento de coagulación para su coagulación y asentamiento. Luego ingresa al tanque de compensación, la bomba de elevación lo presuriza y luego ingresa al tanque de filtro de presión para la filtración a presión. Luego se agrega bactericida al agua filtrada para obtener agua purificada calificada, que se exporta para reinyección; el petróleo crudo recuperado del tanque de extracción de aceite natural y del tanque de sedimentación y coagulación ingresa al tanque de aceite residual y es presurizado por la bomba de aceite y transportado a la estación de aceite está cuando el tanque se lava a contracorriente, la bomba de agua de contralavado levanta el agua del tanque de agua de contralavado y el agua de drenaje de contralavado ingresa al tanque de agua de recuperación y se agrega uniformemente al tanque de eliminación de aceite natural a través de la recuperación. Bomba de agua para su posterior tratamiento.
Este proceso tiene buenos efectos de tratamiento y es altamente adaptable a los cambios en el contenido de aceite y el volumen de agua de las aguas residuales. Sin embargo, cuando la escala de tratamiento es grande, la cantidad de tanques de filtrado a presión es grande y el volumen de operación es grande. grande y la automatización del proceso de tratamiento es ligeramente menor.
Figura 7-17 Proceso de eliminación de aceite natural-coagulación sedimentación-filtración a presión
2. Proceso de separación-filtración por sedimentación y coalescencia por presión
El proceso de separación-filtración por sedimentación y coalescencia por presión se muestra en la Figura 7-18. Fortalece la eliminación de aceite en la etapa inicial y la filtración y purificación en la etapa posterior del proceso. Si la presión de las aguas residuales enviadas desde la estación de deshidratación es alta, pueden pasar al desengrasador ciclónico; si la presión es moderada, pueden pasar al tanque receptor para desengrasar. Para mejorar el efecto de purificación de la sedimentación, se agrega una eliminación de aceite por coalescencia de primer nivel (también conocida como de grano grueso) antes de la sedimentación a presión para hacer que el tamaño de la gota de aceite sea más grande y más fácil de sedimentar y separar. O utilice un ciclón para eliminar el aceite y luego ingresar directamente al asentamiento de presión. De acuerdo con los requisitos de calidad del agua purificada, también se pueden configurar la filtración primaria y la filtración secundaria.
Figura 7-18 Proceso de separación-filtración por sedimentación y coalescencia de tipo presión
El proceso de filtración-separación por sedimentación y coalescencia de tipo presión tiene una alta eficiencia de purificación y un buen efecto, y las aguas residuales está dentro del proceso de tratamiento El tiempo de residencia es más corto, el nivel de mecanización y automatización del sistema es ligeramente mayor, pero la capacidad de adaptarse a las fluctuaciones en la calidad y cantidad del agua es ligeramente menor.
3. Proceso de flotación
El proceso de flotación se muestra en la Figura 7-19. La mayor parte del proceso utiliza flotación de aire disuelto en el primer extremo y luego utiliza flotación de aire inducida o flotación de aire por chorro para reemplazar las instalaciones de coagulación y sedimentación. En el extremo posterior, se pueden instalar dispositivos de filtración primaria y filtración fina de acuerdo con el agua purificada. requisitos de reinyección.
Figura 7-19 Proceso de flotación
El proceso de flotación tiene una alta eficiencia de procesamiento, una alta automatización del sistema y una pequeña carga de trabajo de prefabricación en el sitio. Se usa ampliamente en aguas residuales de plataformas de producción de petróleo en alta mar. sistemas en campos petroleros terrestres, se usa ampliamente para el tratamiento de aguas residuales de petróleo pesado. Sin embargo, este proceso consume mucha energía y la carga de trabajo de mantenimiento es ligeramente mayor.
4. Proceso de tratamiento bioquímico abierto
El proceso de tratamiento bioquímico abierto se muestra en la Figura 7-20. Está diseñado específicamente para situaciones en las que algunas aguas residuales de yacimientos petrolíferos se producen en grandes volúmenes, no pueden reinyectarse por completo y deben tratarse parcialmente para cumplir con los estándares de descarga. Las aguas residuales aceitosas se eliminan y sedimentan en el tanque de separación de aceite por advección, luego son purificadas por el tanque de flotación de aire disuelto y luego ingresan a los tanques de biodegradación primario y secundario y a los tanques de sedimentación. Finalmente, son elevadas al tanque de filtro por el tanque de sedimentación. Bomba de elevación para filtración de arena o filtración por adsorción para cumplir con los estándares.
Figura 7-20: Diagrama de flujo de tratamiento bioquímico abierto
En resumen, los procesos anteriores son los procesos más comúnmente utilizados para el tratamiento de aguas residuales oleosas. Por supuesto, dado que las condiciones específicas de las aguas residuales de cada campo petrolífero son diferentes, el proceso anterior no es absoluto en aplicaciones prácticas, se debe seleccionar el proceso apropiado de acuerdo con la situación específica.