foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Сбор и внутрипромысловый транспорт скважинной продукции

Промысловое обустройство требует боль шого объема капитальных вложений, значительная доля которых приходится на сооружение системы сбора и транспорта продукции скважин. Поэтому совершенствование и упрощение систем сбора и транс порта нефт и и газа име ет первостепенное значение как для сниже ния капитальных затрат и эксплуатационных расходов, так и для сокращения сроков обустройства и, следовательно, для ускорения  ввода в д ействие новых нефтяных месторождений.


Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды.

Единой универсальной системы сбора нефти, газа и воды не существует, т.к. каждое месторождение имеет свои особенности: размеры, формы, рельеф местности, природно-климатические условия, сетку размещения скважин, способы и объемы нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей и т.д.

Любая система сбора нефти, газа и воды должна обеспечить возможность осуществления следующих операций:

  • измерение продукции каждой скважины;
  • транспортировка продукции скважин за счет энергии пласта или насосов до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды;
  • отделение газа от нефти и транспортировка его до пункта подготовки или до потребителя;
  • отделение свободной воды от продукции скважин до установок подготовки нефти (в случае добычи обводненной нефти);
  • раздельный сбор и транспорт продукции скважин, существенно отличающейся по обводненности или физико-химическим свойствам;
  • подогрев продукции скважин, если невозможно ее собирать и транспортировать при обычных температурах.

Системы сбора нефти и газа постоянно совершенствуются.

Орга низация крупных централизованных сбор ных пунктов значит ель но упрощает схемы нефтегазосбора отдельных промыслов и создает благоприятные условия для их объединения в более крупные адми нистрати вно-хозяйственные единицы. Разделение нефти и газа и соотв етст вующая их обработка на крупных централизованных пу нктах бол ее выгодны, чем на разбросанных мелких объектах. Такая централизация позволя ет снизить потери легких фракций н ефти, улучшить подготовку нефти, осущест вить более глубокую переработку газа и обес печить максимальное извлечение сырья для х имич еской промышленности.

Разработан ряд принципиально  новых герметизированных систем н ефт егазосбора, в основу которых положен прогресси вный метод совместного транспорта нефти и газа как в двухфазном, так и однофаз ном состояниях (транспорт газонасыщенной нефти) на большие расстояния,  изм еряемые десятками километров, под давлением, достигающим 70*105  н/м2 (Па). Это позволило значит ель но улуч шить  технико-экономические показатели нефтепромыслового хозя йства в ц елом.

В связи с большим значением проблеме совмест ного сбора  и  транспорта нефти и газа, а такж е конденсата и газа по  трубопроводам в СС СР, а теперь в России, уделяется много внимания и продолжается ее изучение и развитие.

СИСТЕМЫ СОВМЕСТНОГО СБОРА И ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА

Совм естное движение нефти и газ а по трубопро водам неразрывно связано с  равитием закрытой системы эксплуатации м есторо ждений.  Сначала оно осуществлялось только до  сепарационно-замерных уста новок, рас поло женных на расстоянии 200 - 300  м от устья скважин. При этом отдельные скважины или небольшие группы скважин оборудовались индивидуальной установкой. После разделен ия при давлении 0.6 МПа и замера количеств нефти и газа движение их продолжалось раздель но по самостоятельным трубопровод ным комму ника циям. Газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть самоте ком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участковых сборных  пунктов и далее насосами перека чивается  в сырьевые резервуар ы центрального сборного пункта (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 — Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора.

1 — скважины; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3 — регулятор давления типа "до себя"; 4 — газопровод; 5 — сепаратор 2-й ступени; 6 — резервуары; 7 — насос; 8 — нефтепровод; УСП — участковый сборный пункт; ЦСН — центральный сборный пунтк

Соответствующи е этим признакам  нефтегазосборные системы  получил и  название самотечных двухтрубных систем сбора нефти и газа и относятся к системам раздельного сбора и  транспорта  нефти и газа. Он и характер изу ются низк им давлением в  нефтегазосборных трубопроводах; низкими скоростями движения, вследствие чего возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности; многочисле нностью промежуточных т ехнолог ич еских объ ектов и, как следствие этого, большой м еталлоемкостью, н ерациональным использованием избыточной э нергии плас та и из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газов 2-й ступени сепарации — значительными потерями газа и легких фракций  нефти, достигающими 2 – 3 % от общей добычи нефти; для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти.

В 1948 году на промыслах объ еди не ния  Азнефть стала в недряться первая герметизированная система сбора нефти и газа, предлож енная и нженерами  Ф. Г. Бароняном и С.А.  Везировым. Основой этой схемы является совм естный сбор  и транспорт продукции всех  нефтяных скважин (насосных, компр ессорных и фо нтанных) до промыслового сборного пункта под повышен ным давл ени ем порядка (5 - 6) * 105  н/м2, которое достаточно для транспортирования продукции не только до групповой замерной установки, но и до сборного пункта на расстояние до 10 км. Система  нефтегазосбора  Бароняна и  Везирова по сравнению с раздель ной системой сбора нефти и газа обеспечила более высокую степень использования энергии пласта, централизацию сборат нефти и газа на одном промысловом сборном пункте, что дает возможность автоматизации технологического процесса, значительное уменьш ен ие пот ерь нефти и газа  благодаря герметизации системы и сокращение расхода металла и денежных ср едств (рисунок 2.2).

Рисунок 2.2 — Система сбора нефти и газа Бароняна – Везирова

1, 12, 13 — скважины; 2 — нефтегазовый сепаратор, Р=0.5 – 0.6 МПа; 3 — замерная установка; 4 — осушитель газа; 5 — сепаратор второй ступени, Р=0.1 МПа; 6 — отстойники; 7 — резервуары; 8 — очистка воды; 9, 11 — компрессор; 10 — сепаратор

К недостаткам данной системы сбора можно отнести:

  • сепарацию нефти от газа в одну ступень, т.к. при этом уменьшается объем отсепарированной нефти и ухудшаются ее товарные качества по сравнению с многоступенчатой сепарацией;
  • возможность запарафинивания труб при добыче парафинистой нефти.

И дея совмест ного сбора и транспорта продукции нефтя ных скважи н получила свое дальнейшее развитие в работах  Грозненского  нефтяного института, где была разработана высоконапорная однотрубная система сбора (рисунок 2.3). Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6 - 7 МПа) устьевых давлений.

Рисунок 2.3 — Принципиальная схема высоконапорной одноторубной системы сбора

1 — скважины; 2 — нефтегазопровод; 3 — сепаратор первой ступени; 4 — сепаратор второй ступени; 5 — регелятор давления; 6 — резервуары

В  1958 году на промыслах объеди не ния  Грознефть был осуществлен п ервый промы шленный эксперимент по совм естной пер екачке  нефти и газа по трубопроводу д иаметром 0.075  м  и дл ино й 18 км с за мером  всех необход имых параметров. Д иам етры трубопроводов , по которым осуществля ется  совместный транспорт  нефт и  и газа, стал и дост игать 0.5 м, а  их протяже нность 20 – 30 км.

На промы слах объед инен ия  Казахстаннефть был осущест влен еще больш ий по сво им масштабам экспер имент в услов иях равн инной местност и. Впервые в СССР нефть  и газ транспорт ировались по одном у трубопроводу д иаметром 0.3 м на расстоян ие 100 км.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, более полно  используется естественная энергия пласта и исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, появляется возможность увел ичить ч исло ступеней сепарации и обеспечить утилизацию попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Расч ет э кономической эффект ивности применения  высоконапорной системы на одном  из месторожден ий объед инен ия Грознефть показал, что после вн едре ния этой с истемы себестоимость нефти сни зилась на 2.5 %, а газа — на 30 %. Аналог ичные схемы были вн едр ены на  месторождениях Ставропольского края, Дагестана, Туркмен ии, Казахстана и других районов страны.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями и требует особого внимания к выбору режимов перекачки, обеспечивающих малые потери напора и малые пульсации давления.

Институтом Гипровостокнефть разработана напорная система сбора нефти и газа с целью наибольшего укрупнения и централизации объектов разделения продукции скважин и подготовки нефти и газа к магистральному транспорту в условиях, когда пластовые давления не обеспечивают высоких значений устьевых давлений на скважинах. Эта система нефтегазосбора предусматр ивает однотрубный транспорт нефти и газа до участковых  сепарационных установок, располож енных на расстоян ии до 7 км от скваж ин, и транспорт газонасыщенных нефтей  в однофазном состоян ии до ЦСП на расстояние до 100 км и более.

Кроме того, этой с истемой предусматривается  использование энергии пласта ил и напора, создаваемого глубинным и насосам и, для бескомпрессорного транспортирования газа первой ступени сепарации на больш ие расстояния. Давление на устье скважин поддерживается от 1.0 до 1.6 МПа. Продукция нефтяных скваж ин проходит групповые  замерные установк и, на которых период ически замеряются дебиты скваж ин. Далее эта продукция по одному трубопроводу подается в сепараторы первой ступени, сгруппированные на участковых  сепарационных пунктах. После сепарац ии первой ступени при давлении 0.5 – 0.6 МПа газ за счет да вления в сепараторе направляется к потреб ителям, а нефть с оставш имся растворенным газом — на центральный сборный пункт. На этом пункте осуществляются окончательная сепарация нефти и газа, подготовка нефти к сдаче потреб ителю, переработка газа всех ступеней сепарац ии и подготовка сточных  вод к закачке в пласты (рисунок 2.4).

Рисунок 2.4 — Принципиальная схема напорной системы сбора.

1 — скважины; 2 — сепаратор первой ступени; 3 — регулятор давления типа «до себя»; 4 — газопровод; 5 — насос; 6 — нефтепровод; 7 — сепаратор второй ступени; 8 — резервуар; ДНС — дожимная насосная станция

Применение напорной системы сбора позволяет:

  • сконцентрировать на ЦСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе100 км;
  • применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы;
  • снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора, благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления;
  • увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей растворенный газ.

Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождений для использования ее в системе поддержания пластового давления.

В настоящее время применяют системы сбора, лишенные указанных недостатков.

Система изображенная на рисунке 2.5, а), отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент-деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплексной подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее.

Особенностью схемы, изображенной на рисунке 2.5, б), является то, что установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется комплексным сборным пунктом.

Рисунок 2.5 — Принципиальные схемы современных систем сбора.

а) — с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦСП;

б) — с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КСП

Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к комплексному сборному пункту (КСП).

Таким образом, по величине рабочего давления системы промыслового сбора нефти можно классифицировать как:

  • самотечная двухтрубная;
  • высоконапорная однотрубная;
  • напорная.

 СИСТЕМЫ СБОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Месторождения Западной Сибири отличаются следующими особенностями:

  • высокие темпы роста обводненности нефти;
  • заболоченность территории;
  • кустовой способ бурения скважин;
  • невысокие давления на устьях скважин.

Эти особенности обусловили применение линейной напорной герметизированной системы нефтегазосбора. Продукция скважин поступает на групповую замерную установку (ГЗУ) типа «Спутник», которую монтируют непосредственно на кусте скважин и с помощью которой периодически автоматически измеряется дебит каждой скважины. Как правило, используют «Спутник–Б», позволяющий измерять раздельно обводненную и необводненную нефть и направлять ее в две разные по диаметру нефтесборные линии. После ГЗУ продукция скважин по общему коллектору подается на сборный пункт.

Сборные пункты функционально подразделяются на центральные сборные пункты (ЦСП), дожимные насосные станции (ДНС) и комплексные сборные пункты (КСП).

На ЦСП сырая нефть проходит полный цикл обработки, включающий двух- или трехступенчатую сепарацию, обезвоживание и обессоливание. Нефтяной газ, отделяемый от нефти при сепарации, подается на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а пластовая вода, отделяемая на установке подготовки нефти, входящей в состав ЦСП, проходит очистку на очистных сооружениях, также входящих в состав ЦСП, и поступает в систему поддержания пластового давления (ППД).

Дожимные насосные станции предназначены для сообщения дополнительной энергии жидкой продукции скважин, чтобы подать ее на ЦСП в тех случаях, когда расстояние от кустов скважин и ГЗУ велико и устьевого давления не достаточно для транспортирования газожидкостной смеси. На ДНС проводят первую ступень сепарации при давлении 0.3 – 0.8 МПа, обусловленном гидравлическими потерями при транспорте, а также давлением, которое должно поддерживаться в конце газопровода, в частности перед ГПЗ, для его нормальной работы. После сепарации жидкость поступает на прием насосов, а отделившийся нефтяной газ под собственным давлением направляется на ГПЗ.

Комплексные сборные пункты отличаются от ДНС тем, что на них ведут не только первую ступень сепарации, но и обезвоживание нефти. В настоящее время в связи с высокой обводненностью продукции на одной площадке с ДНС или отдельно монтируются установки предварительного сброса воды (УПСВ). Т.е. на КСП полностью подготавливают нефть в газонасыщенном состоянии.

 В одном из новых вариантов обустройства нефтяных месторождений реализуется принцип децентрализации системы сбора и подготовки воды. При этом на территории месторождений создаются локальные пункты сбора продукции скважин (микро-ДНС) с кустов-сателлитов. Схема сбора нефти и закачки воды представлена на рисунке 2.6. На микро-ДНС осуществляются: предварительное обезвоживание нефти; осушка попутного нефтяного газа; подготовка и закачка воды в нагнетательные скважины; утилизация всех промышленных и дождевых стоков.

Транспорт продукции до центральной ДНС осуществляется в виде малообводненной нефти (максимальное содержание воды до 5 %), что резко снижает опасность разрушения трубопровода перекачки нефти вследствие внутренней коррозии. Газ под собственным давлением поступает на центральную ДНС и затем на ГПЗ.

Организация закачки воды на микро-ДНС позволяет исключить внутрипромысловые водоводы, а, следовательно, и аварийные ситуации от их разрушения из-за внутренней коррозии.

Рисунок 2.6 — Схема сбора нефти и закачки воды с использованием микро-ДНС

НВГ — продукция скважин; НГ — нефтегазовая смесь; В — вода в нагнетатепьные скважины;

Н — нефть в ЦТП; Г — газ на ГПЗ

На ЦДНС предусматривается выполнение следующих технологических операций: сепарация нефти и ее перекачка, осушка газа, а в зимнее время и отбензинивание.

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

Технологическая модель современной системы сбора промысловой продукции, транспорта и подготовк и нефти и воды состоит из девяти элементов, которые представлены на рисунке 2.7.

Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых  замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.

Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды.

Элемент 3. ДНС — газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации.

Рисунок 2.7 — Схема сбора и подготовки продукции на промысле

1 — продуктивный пласт; 2 — насос; 3 — НКТ; 4 — обсадная колонна; 5 — устье добывающей скважины; 6 — ГЗУ; 7 — КНС; 8 — УПСВ; 9 — ДНС; 10 — газосборная сеть; 11 — нефтесборный коллектор; 12 — УКПН; 13 — узел подготовки воды; 14 — нагнетательный трубопровод; 15 — обсадная колонна нагнетательной скважины; 16 — НКТ; 17 — пакер; 18 — пласт

Элемент 4. ДНС — УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».

Элемент 5. ДНС — установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества.

Элемент 6УПСВ – КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.

Элемент 7УКПН — установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к. одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая – для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка.

Элемент 8Установка подготовки воды  КНС. Вся водная фаза (как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.

Элемент 9КНС — нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.

 УНИФИЦИРОВАННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ КОМПЛЕКСОВ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

На основании обобщения опыта эксплуатации и научных исследований в отрасли разработаны унифицированные технологические схемы по сбору и подготовке нефти, газа и воды.

В основу этих схем положено совмещение в системе герметизированного нефтегазосбора процессов транспорта и подготовки продукции скважин для ее последующего разделения в специальном оборудовании при максимальном концентрировании основного оборудования по подготовке нефти, газа и воды на центральных нефтесборных пунктах. Это дает возможность автоматизировать промысловые объекты с наименьшими капитальными вложениями.

Существует несколько вариантов унифицированных технологических схем. Например:

1.      первая ступень сепарации размещается на площадке ДНС, осуществляется предварительное обезвоживание нефти при давлении I ступени сепарации. Качество сбрасываемой пластовой воды должно удовлетворять требованиям к ее закачке в трещиновато-пористые коллекторы как наиболее распространенные;

2.      на месторождении размещается сепарационная установка без сброса воды.

Унифицированные технологические схемы предусматривают различные сочетания процессов герметизированного сбора и подготовки нефти, газа и воды для обеспечения требуемого качества продукции при минимальных эксплуатационных и капитальных затратах.

Основной вариант унифицированной схемы комплекса нефтедобывающего района приведен на рисунке 2.8. Продукция нефтяных скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку 2 типа «Спутник», где измеряют дебит нефти, газа и воды. На групповой установке в поток газоводонефтяной смеси с помощью блока подачи реагента 3 вводят реагент-деэмульгатор для разрушения нефтяной эмульсии в промысловых трубопроводах. От групповых замерных установок по нефтегазосборным коллекторам продукция скважин поступает на центральный пункт сепарации (ЦПС), в котором происходят все операции по разделению и подготовке нефти, газа и воды. Подача продукции скважин на ЦПС и через все его технологические блоки осуществляется, как правило, за счет энергетических возможностей продуктивных пластов или установок механизированной добычи нефти.

Рисунок 2.8 — Унифициорванная технологическая схема комплекса сбора и подготовки нефти, газа и воды

На ЦПС перед сепараторами первой ступени 4 предусмотрено устройство для предварительного разделения газа и нефти, а также подача реагента-деэмульгатора с помощью блока подачи реагента 3 и горячей воды от аппаратов глубокого обезвоживания и обессоливания.

Нефтяной газ из сепаратора первой ступени 4 поступает на установку подготовки газа 13, а жидкая продукция — в емкость предварительного сброса воды 5, где от нефти отделяют свободную пластовую воду. Далее нефть поступает на установку глубокого обезвоживания и обессоливания, состоящую из печи 6, каплеобразователя 7, отстойника 8, смесителя 9, в котором нефть смешивается с чистой водой, и электродегидратора 10. Каплеобразователь 7 представляет собой систему трубопроводов, в которых подбором определенных турбулентных режимов течения достигается укрупнение мелких капель за счет их слияний при столкновениях под действием турбулентных пульсаций. Аппараты для глубокого обезвоживания и обессоливания нефти должны, как правило, работать с отбором нефтяного газа, выделяющегося из нефти при нагреве и снижении давления.

Окончательное разгазирование обезвоженной и обессоленной нефти проводят в концевых сепараторах 11. Нефтяной газ, отделяемый от нефти в отстойнике 8, электродегидраторе 10 и концевом сепараторе 11, направляется на установку подготовки газа 13.

Кондиционная нефть из концевого сепаратора 11 поступает на прием насосов 12 и направляется на узел учета нефти 15, включающий влагомер 14. Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар товарной нефти 16.

Часть горячей воды, отделяемой от нефти на установке глубокого обезвоживания и обессоливания нефти, насосом 12 закачивают в поток газоводонефтяной смеси, поступающей на ЦПС. Остальная вода из установки глубокого обезвоживания и обессоливания нефти вместе с пластовой водой, отделяемой от нефти в емкости предварительного сброса воды 5, поступает на установку подготовки воды, где сначала проходит блок очистки 25, в котором от нее отделяется капельная нефть. Затем в воду добавляют ингибитор коррозии с помощью блока подачи ингибитора 26, после чего она проходит блок дегазатора с насосом 20, узел замера расхода воды 19 и направляется на кустовую насосную станцию для использования в системе поддержания пластового давления. Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар пластовой воды 18 и насос 12.

Уловленная в блоке очистки 25 капельная нефть, пройдя блок приема и откачки уловленной нефти 24 и резервуар некондиционной нефти 17, насосом закачивается в поток нефти, поступающей на установку подготовки нефти. Установка подготовки воды включает также узел подготовки сточных вод, состоящий из блока приема и откачки стоков 21, емкости шламонакопителя 22, мультигидроциклона 23.

Блоки предварительного обезвоживания нефти вводят в эксплуатацию при обводненности поступающей продукции не менее 15 – 20 %.

Газы первой ступени подготавливают отдельно от газов низкого давления. Газы низкого давления должны компримироваться до давления первой ступени сепарации.

Унифицированные технологические схемы допускают применение измененных технологических схем отдельных процессов сбора и подготовки нефти, газа и воды, в которых учитываются особые условия нефтедобывающих районов, энергетические возможности месторождений, физико-химические свойства продукции скважин и др. Допускается применение насосного транспорта нефти в газонасыщенном состоянии на расстояниях от месторождения до ЦСП, не превышающих указанные в таблице 2.1.

Нефть совместно с выделившимся из нее газом в нормальных условиях не может транспортироваться на большие расстояния, т.к. объем выделившегося газа в несколько десятков раз превышает объем жидкости и для совместного их транспорта необходимо было бы сооружать трубопроводы большого диаметра, что очень дорого. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор и транспорт нефти и нефтяного газа осуществляют только на экономически целесообразные расстояния (таблица 2.1), а затем нефть и выделившийся из нее газ транспортируют отдельно. Для этого предварительно разделяют нефтегазовый (нефтеводогазовый) поток на два — нефтяной (водонефтяной) и газовый.

ДОПУСТИМАЯ ПРОТЯЖЕННОСТЬ ОДНОТРУБНОГО ТРАНСПОРТА В ЗАВИСИМОСТИ ОТ РЕЛЬЕФА ТРАСС ТРУБОПРОВОДОВ И ВЯЗКОСТИ ПРОДУКЦИИ, КМ

Таблица 2.1

Объем прдук-ции, тыс. т/год Давление в начале трубо-прово-да, Мпа Внутренний диаметр трубо-прово-да, м Вязкость продукции скважин (нефть, газ, вода), м2
10-5 * 10-5 10-4
Относительная сумма подъемов трассы трубопровода, м/км
15 30 40 15 30 40 15 30 40
100 1.5 0.255 21.6 11.8 8.3 20.0 11.5 8.2 17.3 10.3 7.3
300 0.357 21.0 11.6 8.2 19.4 11.3 8.0 18.0 10.6 7.4
1000 0.509 19.7 11.3 8.1 17.9 10.8 7.8 16.3 10.0 7.2
100 2.0 0.255 36.7 19.6 14.6 34.0 19.0 14.3 29.1 17.0 12.5
300 0.357 35.7 19.4 14.5 33.3 18.7 14.1 30.0 17.4 12.7
1000 0.509 33.7 18.9 14.2 30.6 18.0 13.7 27.8 16.7 12.4
100 3.0 0.255 70.0 38.1 33.8 63.8 37.4 32.0 54.6 31.7 25.0
300 0.357 66.3 37.9 33.5 64.8 37.0 32.3 56.4 32.6 25.6
1000 0.509 65.5 37.2 32.2 60.0 35.6 31.5 53.5 31.5 25

Технологические схемы процессов подготовки нефти выбирают в зависимости от физико-химических свойств продукции скважин.

Плотность нефти, кг/м3 Рекомендуемое сочетание процессов подготовки нефти
800—830 Предварительное обезвоживание, обессоливание, горячая сепарация
830—850 Предварительное обезвоживание, глубокое обезвоживание, обессоливание, горячая сепарация
850—870 Предварительное обезвоживание, глубокое обезвоживание, обессоливание, горячая сепарация, регенерация тепла товарной нефти
870—900 Предварительное обезвоживание, глубокое обезвоживание, обессоливание, регенерация тепла товарной нефти, сепарация

Нефтяной газ, отделившийся в аппаратах установки подготовки нефти, направляется по газопроводам на комплекс сооружений по подготовке газа, где осуществляются процессы компримирования, осушки и извлечения тяжелых углеводородов.

Основной вариант схемы предусматривает подготовку нефтяных газов первой ступени сепарации методом низкотемпературной конденсации (НТК). Нефтяной газ концевых ступеней сепарации после компримирования подвергается воздушному охлаждению, после чего осуществляется совместный транспорт газов первой и концевых ступеней сепарации. При этом для большей части нефтей конденсат в газопроводах не выделяется.

Далее нефтяной газ проходит очистку от Н2S и СО2 абсорбцией аминами и поступает на установку осушки нефтяного газа, где он охлаждается в воздушном холодильнике и поступает в сепаратор, в котором происходит отделение от газа углеводородного конденсата. Отделяемый углеводородный конденсат насосом подается либо в нефть перед сепаратором первой ступени, либо в товарную нефть.

Нефтяной газ после удаления углеводородного конденсата и свободной воды поступает в абсорбер, где его осушают раствором этиленгликоля.

Нефть, прошедшая установки подготовки, называется товарной.

Нефти различных месторождений отличаются по химическому составу и товарным свойствам. Из некоторых нефтей можно получить без дополнительной обработки высокооктановый бензин; другие, например, мангышлакская, содержат в большом количестве парафины, являющиеся ценным химическим сырьем.

Схема переработки нефти на заводе зависит от качества нефти. Например, при переработке сернистых нефтей в состав завода включаются установки по очистке продукции от серы, при переработке парафинистых нефтей – установки депарафинизации.

Но вводить раздельную перекачку нефтей в зависимости от их сортов нерационально, т.к. это усложнит нефтепромысловое хозяйство, увеличит размеры резервуарного парка, приведет к созданию сложной системы нефтепроводов. Поэтому на практике нефти смешиваются в районах добычи и направляются на переработку в виде смеси.

По магистральному трубопроводу в пределах определенного региона перекачивается типовая нефть.

Смешиваются нефти после их исследования. Иначе может произойти обесценивание получаемой продукции. Например, если смешать сернистую и малосернистую нефти, то не удастся получить малосернистый кокс и т.д. От особенностей химического состава нефтей зависит направление их переработки: нефти, содержащие больше светлых фракций и меньше серы, перерабатываются по топливной схеме (производство моторных, реактивных и дизельных топлив), а нефтесмесь, типа усть-балыкской, содержащая больше масляных фракций — по топливно-масляной схеме.

Промысло вое обустройство требует боль шого объема капитальных вложений, значительная доля которых приходится на сооружение системы сбора и транспорта продукции скважин. Поэтому совершенствование и упрощение систем сбора и транс порта нефт и и газа име ет первостепенное значение как для сниже ния капитальных затрат и эксплуатационных расходов, так и для сокращения сроков обустройства и, следовательно, для ускорения  ввода в д ействие новых нефтяных месторождений.


Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды.

Единой универсальной системы сбора нефти, газа и воды не существует, т.к. каждое месторождение имеет свои особенности: размеры, формы, рельеф местности, природно-климатические условия, сетку размещения скважин, способы и объемы нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей и т.д.

Любая система сбора нефти, газа и воды должна обеспечить возможность осуществления следующих операций:

  • измерение продукции каждой скважины;
  • транспортировка продукции скважин за счет энергии пласта или насосов до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды;
  • отделение газа от нефти и транспортировка его до пункта подготовки или до потребителя;
  • отделение свободной воды от продукции скважин до установок подготовки нефти (в случае добычи обводненной нефти);
  • раздельный сбор и транспорт продукции скважин, существенно отличающейся по обводненности или физико-химическим свойствам;
  • подогрев продукции скважин, если невозможно ее собирать и транспортировать при обычных температурах.

Системы сбора нефти и газа постоянно совершенствуются.

Орга низация крупных централизованных сбор ных пунктов значит ель но упрощает схемы нефтегазосбора отдельных промыслов и создает благоприятные условия для их объединения в более крупные адми нистрати вно-хозяйственные единицы. Разделение нефти и газа и соотв етст вующая их обработка на крупных централизованных пу нктах бол ее выгодны, чем на разбросанных мелких объектах. Такая централизация позволя ет снизить потери легких фракций н ефти, улучшить подготовку нефти, осущест вить более глубокую переработку газа и обес печить максимальное извлечение сырья для х имич еской промышленности.

Разработан ряд принципиально  новых герметизированных систем н ефт егазосбора, в основу которых положен прогресси вный метод совместного транспорта нефти и газа как в двухфазном, так и однофаз ном состояниях (транспорт газонасыщенной нефти) на большие расстояния,  изм еряемые десятками километров, под давлением, достигающим 70*105  н/м2 (Па). Это позволило значит ель но улуч шить  технико-экономические показатели нефтепромыслового хозя йства в ц елом.

В связи с большим значением проблеме совмест ного сбора  и  транспорта нефти и газа, а такж е конденсата и газа по  трубопроводам в СС СР, а теперь в России, уделяется много внимания и продолжается ее изучение и развитие.

СИСТЕМЫ СОВМЕСТНОГО СБОРА И ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА

Совм естное движение нефти и газ а по трубопро водам неразрывно связано с  равитием закрытой системы эксплуатации м есторо ждений.  Сначала оно осуществлялось только до  сепарационно-замерных уста новок, рас поло женных на расстоянии 200 - 300  м от устья скважин. При этом отдельные скважины или небольшие группы скважин оборудовались индивидуальной установкой. После разделен ия при давлении 0.6 МПа и замера количеств нефти и газа движение их продолжалось раздель но по самостоятельным трубопровод ным комму ника циям. Газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть самоте ком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участковых сборных  пунктов и далее насосами перека чивается  в сырьевые резервуар ы центрального сборного пункта (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 — Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора.

1 — скважины; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3 — регулятор давления типа "до себя"; 4 — газопровод; 5 — сепаратор 2-й ступени; 6 — резервуары; 7 — насос; 8 — нефтепровод; УСП — участковый сборный пункт; ЦСН — центральный сборный пунтк

Соответствующи е этим признакам  нефтегазосборные системы  получил и  название самотечных двухтрубных систем сбора нефти и газа и относятся к системам раздельного сбора и  транспорта  нефти и газа. Он и характер изу ются низк им давлением в  нефтегазосборных трубопроводах; низкими скоростями движения, вследствие чего возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности; многочисле нностью промежуточных т ехнолог ич еских объ ектов и, как следствие этого, большой м еталлоемкостью, н ерациональным использованием избыточной э нергии плас та и из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газов 2-й ступени сепарации — значительными потерями газа и легких фракций  нефти, достигающими 2 – 3 % от общей добычи нефти; для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти.

В 1948 году на промыслах объ еди не ния  Азнефть стала в недряться первая герметизированная система сбора нефти и газа, предлож енная и нженерами  Ф. Г. Бароняном и С.А.  Везировым. Основой этой схемы является совм естный сбор  и транспорт продукции всех  нефтяных скважин (насосных, компр ессорных и фо нтанных) до промыслового сборного пункта под повышен ным давл ени ем порядка (5 - 6) * 105  н/м2, которое достаточно для транспортирования продукции не только до групповой замерной установки, но и до сборного пункта на расстояние до 10 км. Система  нефтегазосбора  Бароняна и  Везирова по сравнению с раздель ной системой сбора нефти и газа обеспечила более высокую степень использования энергии пласта, централизацию сборат нефти и газа на одном промысловом сборном пункте, что дает возможность автоматизации технологического процесса, значительное уменьш ен ие пот ерь нефти и газа  благодаря герметизации системы и сокращение расхода металла и денежных ср едств (рисунок 2.2).

Рисунок 2.2 — Система сбора нефти и газа Бароняна – Везирова

1, 12, 13 — скважины; 2 — нефтегазовый сепаратор, Р=0.5 – 0.6 МПа; 3 — замерная установка; 4 — осушитель газа; 5 — сепаратор второй ступени, Р=0.1 МПа; 6 — отстойники; 7 — резервуары; 8 — очистка воды; 9, 11 — компрессор; 10 — сепаратор

К недостаткам данной системы сбора можно отнести:

  • сепарацию нефти от газа в одну ступень, т.к. при этом уменьшается объем отсепарированной нефти и ухудшаются ее товарные качества по сравнению с многоступенчатой сепарацией;
  • возможность запарафинивания труб при добыче парафинистой нефти.

И дея совмест ного сбора и транспорта продукции нефтя ных скважи н получила свое дальнейшее развитие в работах  Грозненского  нефтяного института, где была разработана высоконапорная однотрубная система сбора (рисунок 2.3). Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6 - 7 МПа) устьевых давлений.

Рисунок 2.3 — Принципиальная схема высоконапорной одноторубной системы сбора

1 — скважины; 2 — нефтегазопровод; 3 — сепаратор первой ступени; 4 — сепаратор второй ступени; 5 — регелятор давления; 6 — резервуары

В  1958 году на промыслах объеди не ния  Грознефть был осуществлен п ервый промы шленный эксперимент по совм естной пер екачке  нефти и газа по трубопроводу д иаметром 0.075  м  и дл ино й 18 км с за мером  всех необход имых параметров. Д иам етры трубопроводов , по которым осуществля ется  совместный транспорт  нефт и  и газа, стал и дост игать 0.5 м, а  их протяже нность 20 – 30 км.

На промы слах объед инен ия  Казахстаннефть был осущест влен еще больш ий по сво им масштабам экспер имент в услов иях равн инной местност и. Впервые в СССР нефть  и газ транспорт ировались по одном у трубопроводу д иаметром 0.3 м на расстоян ие 100 км.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, более полно  используется естественная энергия пласта и исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, появляется возможность увел ичить ч исло ступеней сепарации и обеспечить утилизацию попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Расч ет э кономической эффект ивности применения  высоконапорной системы на одном  из месторожден ий объед инен ия Грознефть показал, что после вн едре ния этой с истемы себестоимость нефти сни зилась на 2.5 %, а газа — на 30 %. Аналог ичные схемы были вн едр ены на  месторождениях Ставропольского края, Дагестана, Туркмен ии, Казахстана и других районов страны.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями и требует особого внимания к выбору режимов перекачки, обеспечивающих малые потери напора и малые пульсации давления.

Институтом Гипровостокнефть разработана напорная система сбора нефти и газа с целью наибольшего укрупнения и централизации объектов разделения продукции скважин и подготовки нефти и газа к магистральному транспорту в условиях, когда пластовые давления не обеспечивают высоких значений устьевых давлений на скважинах. Эта система нефтегазосбора предусматр ивает однотрубный транспорт нефти и газа до участковых  сепарационных установок, располож енных на расстоян ии до 7 км от скваж ин, и транспорт газонасыщенных нефтей  в однофазном состоян ии до ЦСП на расстояние до 100 км и более.

Кроме того, этой с истемой предусматривается  использование энергии пласта ил и напора, создаваемого глубинным и насосам и, для бескомпрессорного транспортирования газа первой ступени сепарации на больш ие расстояния. Давление на устье скважин поддерживается от 1.0 до 1.6 МПа. Продукция нефтяных скваж ин проходит групповые  замерные установк и, на которых период ически замеряются дебиты скваж ин. Далее эта продукция по одному трубопроводу подается в сепараторы первой ступени, сгруппированные на участковых  сепарационных пунктах. После сепарац ии первой ступени при давлении 0.5 – 0.6 МПа газ за счет да вления в сепараторе направляется к потреб ителям, а нефть с оставш имся растворенным газом — на центральный сборный пункт. На этом пункте осуществляются окончательная сепарация нефти и газа, подготовка нефти к сдаче потреб ителю, переработка газа всех ступеней сепарац ии и подготовка сточных  вод к закачке в пласты (рисунок 2.4).

Рисунок 2.4 — Принципиальная схема напорной системы сбора.

1 — скважины; 2 — сепаратор первой ступени; 3 — регулятор давления типа «до себя»; 4 — газопровод; 5 — насос; 6 — нефтепровод; 7 — сепаратор второй ступени; 8 — резервуар; ДНС — дожимная насосная станция

Применение напорной системы сбора позволяет:

  • сконцентрировать на ЦСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе100 км;
  • применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы;
  • снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора, благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления;
  • увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей растворенный газ.

Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождений для использования ее в системе поддержания пластового давления.

В настоящее время применяют системы сбора, лишенные указанных недостатков.

Система изображенная на рисунке 2.5, а), отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент-деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплексной подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее.

Особенностью схемы, изображенной на рисунке 2.5, б), является то, что установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется комплексным сборным пунктом.

Рисунок 2.5 — Принципиальные схемы современных систем сбора.

а) — с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦСП;

б) — с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КСП

Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к комплексному сборному пункту (КСП).

Таким образом, по величине рабочего давления системы промыслового сбора нефти можно классифицировать как:

  • самотечная двухтрубная;
  • высоконапорная однотрубная;
  • напорная.

 СИСТЕМЫ СБОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Месторождения Западной Сибири отличаются следующими особенностями:

  • высокие темпы роста обводненности нефти;
  • заболоченность территории;
  • кустовой способ бурения скважин;
  • невысокие давления на устьях скважин.

Эти особенности обусловили применение линейной напорной герметизированной системы нефтегазосбора. Продукция скважин поступает на групповую замерную установку (ГЗУ) типа «Спутник», которую монтируют непосредственно на кусте скважин и с помощью которой периодически автоматически измеряется дебит каждой скважины. Как правило, используют «Спутник–Б», позволяющий измерять раздельно обводненную и необводненную нефть и направлять ее в две разные по диаметру нефтесборные линии. После ГЗУ продукция скважин по общему коллектору подается на сборный пункт.

Сборные пункты функционально подразделяются на центральные сборные пункты (ЦСП), дожимные насосные станции (ДНС) и комплексные сборные пункты (КСП).

На ЦСП сырая нефть проходит полный цикл обработки, включающий двух- или трехступенчатую сепарацию, обезвоживание и обессоливание. Нефтяной газ, отделяемый от нефти при сепарации, подается на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а пластовая вода, отделяемая на установке подготовки нефти, входящей в состав ЦСП, проходит очистку на очистных сооружениях, также входящих в состав ЦСП, и поступает в систему поддержания пластового давления (ППД).

Дожимные насосные станции предназначены для сообщения дополнительной энергии жидкой продукции скважин, чтобы подать ее на ЦСП в тех случаях, когда расстояние от кустов скважин и ГЗУ велико и устьевого давления не достаточно для транспортирования газожидкостной смеси. На ДНС проводят первую ступень сепарации при давлении 0.3 – 0.8 МПа, обусловленном гидравлическими потерями при транспорте, а также давлением, которое должно поддерживаться в конце газопровода, в частности перед ГПЗ, для его нормальной работы. После сепарации жидкость поступает на прием насосов, а отделившийся нефтяной газ под собственным давлением направляется на ГПЗ.

Комплексные сборные пункты отличаются от ДНС тем, что на них ведут не только первую ступень сепарации, но и обезвоживание нефти. В настоящее время в связи с высокой обводненностью продукции на одной площадке с ДНС или отдельно монтируются установки предварительного сброса воды (УПСВ). Т.е. на КСП полностью подготавливают нефть в газонасыщенном состоянии.

 В одном из новых вариантов обустройства нефтяных месторождений реализуется принцип децентрализации системы сбора и подготовки воды. При этом на территории месторождений создаются локальные пункты сбора продукции скважин (микро-ДНС) с кустов-сателлитов. Схема сбора нефти и закачки воды представлена на рисунке 2.6. На микро-ДНС осуществляются: предварительное обезвоживание нефти; осушка попутного нефтяного газа; подготовка и закачка воды в нагнетательные скважины; утилизация всех промышленных и дождевых стоков.

Транспорт продукции до центральной ДНС осуществляется в виде малообводненной нефти (максимальное содержание воды до 5 %), что резко снижает опасность разрушения трубопровода перекачки нефти вследствие внутренней коррозии. Газ под собственным давлением поступает на центральную ДНС и затем на ГПЗ.

Организация закачки воды на микро-ДНС позволяет исключить внутрипромысловые водоводы, а, следовательно, и аварийные ситуации от их разрушения из-за внутренней коррозии.

Рисунок 2.6 — Схема сбора нефти и закачки воды с использованием микро-ДНС

НВГ — продукция скважин; НГ — нефтегазовая смесь; В — вода в нагнетатепьные скважины;

Н — нефть в ЦТП; Г — газ на ГПЗ

На ЦДНС предусматривается выполнение следующих технологических операций: сепарация нефти и ее перекачка, осушка газа, а в зимнее время и отбензинивание.

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

Технологическая модель современной системы сбора промысловой продукции, транспорта и подготовк и нефти и воды состоит из девяти элементов, которые представлены на рисунке 2.7.

Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых  замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.

Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды.

Элемент 3. ДНС — газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации.

Рисунок 2.7 — Схема сбора и подготовки продукции на промысле

1 — продуктивный пласт; 2 — насос; 3 — НКТ; 4 — обсадная колонна; 5 — устье добывающей скважины; 6 — ГЗУ; 7 — КНС; 8 — УПСВ; 9 — ДНС; 10 — газосборная сеть; 11 — нефтесборный коллектор; 12 — УКПН; 13 — узел подготовки воды; 14 — нагнетательный трубопровод; 15 — обсадная колонна нагнетательной скважины; 16 — НКТ; 17 — пакер; 18 — пласт

Элемент 4. ДНС — УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».

Элемент 5. ДНС — установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества.

Элемент 6УПСВ – КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.

Элемент 7УКПН — установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к. одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая – для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка.

Элемент 8Установка подготовки воды  КНС. Вся водная фаза (как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.

Элемент 9КНС — нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.

 УНИФИЦИРОВАННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ КОМПЛЕКСОВ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

На основании обобщения опыта эксплуатации и научных исследований в отрасли разработаны унифицированные технологические схемы по сбору и подготовке нефти, газа и воды.

В основу этих схем положено совмещение в системе герметизированного нефтегазосбора процессов транспорта и подготовки продукции скважин для ее последующего разделения в специальном оборудовании при максимальном концентрировании основного оборудования по подготовке нефти, газа и воды на центральных нефтесборных пунктах. Это дает возможность автоматизировать промысловые объекты с наименьшими капитальными вложениями.

Существует несколько вариантов унифицированных технологических схем. Например:

1.      первая ступень сепарации размещается на площадке ДНС, осуществляется предварительное обезвоживание нефти при давлении I ступени сепарации. Качество сбрасываемой пластовой воды должно удовлетворять требованиям к ее закачке в трещиновато-пористые коллекторы как наиболее распространенные;

2.      на месторождении размещается сепарационная установка без сброса воды.

Унифицированные технологические схемы предусматривают различные сочетания процессов герметизированного сбора и подготовки нефти, газа и воды для обеспечения требуемого качества продукции при минимальных эксплуатационных и капитальных затратах.

Основной вариант унифицированной схемы комплекса нефтедобывающего района приведен на рисунке 2.8. Продукция нефтяных скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку 2 типа «Спутник», где измеряют дебит нефти, газа и воды. На групповой установке в поток газоводонефтяной смеси с помощью блока подачи реагента 3 вводят реагент-деэмульгатор для разрушения нефтяной эмульсии в промысловых трубопроводах. От групповых замерных установок по нефтегазосборным коллекторам продукция скважин поступает на центральный пункт сепарации (ЦПС), в котором происходят все операции по разделению и подготовке нефти, газа и воды. Подача продукции скважин на ЦПС и через все его технологические блоки осуществляется, как правило, за счет энергетических возможностей продуктивных пластов или установок механизированной добычи нефти.

Рисунок 2.8 — Унифициорванная технологическая схема комплекса сбора и подготовки нефти, газа и воды

На ЦПС перед сепараторами первой ступени 4 предусмотрено устройство для предварительного разделения газа и нефти, а также подача реагента-деэмульгатора с помощью блока подачи реагента 3 и горячей воды от аппаратов глубокого обезвоживания и обессоливания.

Нефтяной газ из сепаратора первой ступени 4 поступает на установку подготовки газа 13, а жидкая продукция — в емкость предварительного сброса воды 5, где от нефти отделяют свободную пластовую воду. Далее нефть поступает на установку глубокого обезвоживания и обессоливания, состоящую из печи 6, каплеобразователя 7, отстойника 8, смесителя 9, в котором нефть смешивается с чистой водой, и электродегидратора 10. Каплеобразователь 7 представляет собой систему трубопроводов, в которых подбором определенных турбулентных режимов течения достигается укрупнение мелких капель за счет их слияний при столкновениях под действием турбулентных пульсаций. Аппараты для глубокого обезвоживания и обессоливания нефти должны, как правило, работать с отбором нефтяного газа, выделяющегося из нефти при нагреве и снижении давления.

Окончательное разгазирование обезвоженной и обессоленной нефти проводят в концевых сепараторах 11. Нефтяной газ, отделяемый от нефти в отстойнике 8, электродегидраторе 10 и концевом сепараторе 11, направляется на установку подготовки газа 13.

Кондиционная нефть из концевого сепаратора 11 поступает на прием насосов 12 и направляется на узел учета нефти 15, включающий влагомер 14. Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар товарной нефти 16.

Часть горячей воды, отделяемой от нефти на установке глубокого обезвоживания и обессоливания нефти, насосом 12 закачивают в поток газоводонефтяной смеси, поступающей на ЦПС. Остальная вода из установки глубокого обезвоживания и обессоливания нефти вместе с пластовой водой, отделяемой от нефти в емкости предварительного сброса воды 5, поступает на установку подготовки воды, где сначала проходит блок очистки 25, в котором от нее отделяется капельная нефть. Затем в воду добавляют ингибитор коррозии с помощью блока подачи ингибитора 26, после чего она проходит блок дегазатора с насосом 20, узел замера расхода воды 19 и направляется на кустовую насосную станцию для использования в системе поддержания пластового давления. Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар пластовой воды 18 и насос 12.

Уловленная в блоке очистки 25 капельная нефть, пройдя блок приема и откачки уловленной нефти 24 и резервуар некондиционной нефти 17, насосом закачивается в поток нефти, поступающей на установку подготовки нефти. Установка подготовки воды включает также узел подготовки сточных вод, состоящий из блока приема и откачки стоков 21, емкости шламонакопителя 22, мультигидроциклона 23.

Блоки предварительного обезвоживания нефти вводят в эксплуатацию при обводненности поступающей продукции не менее 15 – 20 %.

Газы первой ступени подготавливают отдельно от газов низкого давления. Газы низкого давления должны компримироваться до давления первой ступени сепарации.

Унифицированные технологические схемы допускают применение измененных технологических схем отдельных процессов сбора и подготовки нефти, газа и воды, в которых учитываются особые условия нефтедобывающих районов, энергетические возможности месторождений, физико-химические свойства продукции скважин и др. Допускается применение насосного транспорта нефти в газонасыщенном состоянии на расстояниях от месторождения до ЦСП, не превышающих указанные в таблице 2.1.

Нефть совместно с выделившимся из нее газом в нормальных условиях не может транспортироваться на большие расстояния, т.к. объем выделившегося газа в несколько десятков раз превышает объем жидкости и для совместного их транспорта необходимо было бы сооружать трубопроводы большого диаметра, что очень дорого. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор и транспорт нефти и нефтяного газа осуществляют только на экономически целесообразные расстояния (таблица 2.1), а затем нефть и выделившийся из нее газ транспортируют отдельно. Для этого предварительно разделяют нефтегазовый (нефтеводогазовый) поток на два — нефтяной (водонефтяной) и газовый.

ДОПУСТИМАЯ ПРОТЯЖЕННОСТЬ ОДНОТРУБНОГО ТРАНСПОРТА В ЗАВИСИМОСТИ ОТ РЕЛЬЕФА ТРАСС ТРУБОПРОВОДОВ И ВЯЗКОСТИ ПРОДУКЦИИ, КМ

Таблица 2.1

Объем прдук-ции, тыс. т/год Давление в начале трубо-прово-да, Мпа Внутренний диаметр трубо-прово-да, м Вязкость продукции скважин (нефть, газ, вода), м2
10-5 * 10-5 10-4
Относительная сумма подъемов трассы трубопровода, м/км
15 30 40 15 30 40 15 30 40
100 1.5 0.255 21.6 11.8 8.3 20.0 11.5 8.2 17.3 10.3 7.3
300 0.357 21.0 11.6 8.2 19.4 11.3 8.0 18.0 10.6 7.4
1000 0.509 19.7 11.3 8.1 17.9 10.8 7.8 16.3 10.0 7.2
100 2.0 0.255 36.7 19.6 14.6 34.0 19.0 14.3 29.1 17.0 12.5
300 0.357 35.7 19.4 14.5 33.3 18.7 14.1 30.0 17.4 12.7
1000 0.509 33.7 18.9 14.2 30.6 18.0 13.7 27.8 16.7 12.4
100 3.0 0.255 70.0 38.1 33.8 63.8 37.4 32.0 54.6 31.7 25.0
300 0.357 66.3 37.9 33.5 64.8 37.0 32.3 56.4 32.6 25.6
1000 0.509 65.5 37.2 32.2 60.0 35.6 31.5 53.5 31.5 25

Технологические схемы процессов подготовки нефти выбирают в зависимости от физико-химических свойств продукции скважин.

Плотность нефти, кг/м3 Рекомендуемое сочетание процессов подготовки нефти
800—830 Предварительное обезвоживание, обессоливание, горячая сепарация
830—850 Предварительное обезвоживание, глубокое обезвоживание, обессоливание, горячая сепарация
850—870 Предварительное обезвоживание, глубокое обезвоживание, обессоливание, горячая сепарация, регенерация тепла товарной нефти
870—900 Предварительное обезвоживание, глубокое обезвоживание, обессоливание, регенерация тепла товарной нефти, сепарация

Нефтяной газ, отделившийся в аппаратах установки подготовки нефти, направляется по газопроводам на комплекс сооружений по подготовке газа, где осуществляются процессы компримирования, осушки и извлечения тяжелых углеводородов.

Основной вариант схемы предусматривает подготовку нефтяных газов первой ступени сепарации методом низкотемпературной конденсации (НТК). Нефтяной газ концевых ступеней сепарации после компримирования подвергается воздушному охлаждению, после чего осуществляется совместный транспорт газов первой и концевых ступеней сепарации. При этом для большей части нефтей конденсат в газопроводах не выделяется.

Далее нефтяной газ проходит очистку от Н2S и СО2 абсорбцией аминами и поступает на установку осушки нефтяного газа, где он охлаждается в воздушном холодильнике и поступает в сепаратор, в котором происходит отделение от газа углеводородного конденсата. Отделяемый углеводородный конденсат насосом подается либо в нефть перед сепаратором первой ступени, либо в товарную нефть.

Нефтяной газ после удаления углеводородного конденсата и свободной воды поступает в абсорбер, где его осушают раствором этиленгликоля.

Нефть, прошедшая установки подготовки, называется товарной.

Нефти различных месторождений отличаются по химическому составу и товарным свойствам. Из некоторых нефтей можно получить без дополнительной обработки высокооктановый бензин; другие, например, мангышлакская, содержат в большом количестве парафины, являющиеся ценным химическим сырьем.

Схема переработки нефти на заводе зависит от качества нефти. Например, при переработке сернистых нефтей в состав завода включаются установки по очистке продукции от серы, при переработке парафинистых нефтей – установки депарафинизации.

Но вводить раздельную перекачку нефтей в зависимости от их сортов нерационально, т.к. это усложнит нефтепромысловое хозяйство, увеличит размеры резервуарного парка, приведет к созданию сложной системы нефтепроводов. Поэтому на практике нефти смешиваются в районах добычи и направляются на переработку в виде смеси.

По магистральному трубопроводу в пределах определенного региона перекачивается типовая нефть.

Смешиваются нефти после их исследования. Иначе может произойти обесценивание получаемой продукции. Например, если смешать сернистую и малосернистую нефти, то не удастся получить малосернистый кокс и т.д. От особенностей химического состава нефтей зависит направление их переработки: нефти, содержащие больше светлых фракций и меньше серы, перерабатываются по топливной схеме (производство моторных, реактивных и дизельных топлив), а нефтесмесь, типа усть-балыкской, содержащая больше масляных фракций — по топливно-масляной схеме.

Статистика



Яндекс.Метрика