Технологическая схема установки стабилизации нефти

СИСТЕМА ПРОМЫСЛОВОГО СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Система промыслового сбора и подготовки нефти – это сложная, разветвленная сеть трубопроводов и разнообразного технологического оборудования, предназначен­ная для сбора, замера продукции скважин и подготовки товарной нефти к транспорту по магистральному нефтепроводу потребителям.

Технологическое оборудование на промысле, предназначенное для выполнения какой-то одной задачи, называется технологической установкой. Технологическая установка – комплекс автоматизированного оборудования и аппаратов, в которых по­следовательно и непрерывно происходят процессы подготовки нефти, газа и воды (обезвоживания, обессоливания, сепарации нефти, очистки пластовой воды и т.д.).

На промыслах применяются автоматизированные групповые замерные установ­ки (АГЗУ), установки предварительного сброса воды (УПСВ), установки подготовки нефти (УПН), установки подготовки воды (УПВ), установки подготовки газа (УПГ), установки измерения количества и качества нефти и др.

Кроме этого, нефтепромысловое оборудование объединяется в такие объекты, как дожимная насосная станция (ДНС), кустовая насосная станция (КНС), компрес­сорная станция (КС), центральный пункт подготовки нефти (ЦППН), товарный парк и др.

Первые построенные системы промыслового сбора нефти были негерметизиро­ванными, двухтрубными, в большинстве случаев самотечными. Двухтрубной систе­мой она называется потому, что нефть и газ после разделения на устьях скважин или на сборных пунктах транспортируются отдельно каждый по своему трубопроводу до центрального пункта сбора (ЦПС). Самотечной эта система называется потому, что движение нефти осуществляется за счет разности геодезических отметок. Единствен­ным преимуществом самотечной системы является сравнительно точное измерение по каждой скважине расхода нефти и газа. Недостатки самотечной системы следующие:

1. Трудности с обеспечением разности геодезических отметок в холмистой или гористой местности.

2. Из-за невысокого давления в нефтепроводе высока вероятность образова­ния газовых мешков.

3. Самотечные линии имеют ограниченную пропускную способность и не приспособлены к увеличению дебитов скважин и изменению вязкости водонефтяной эмульсии.

4. В самотечных системах скорость потока низкая, что способствует отложе­ниям на внутренних стенках труб механических примесей, солей, твѐрдых парафинов. Это приводит к снижению пропускной способности нефтепроводов.

5. Из-за негерметичности системы потери нефти от испарения достигают 3%.

6. Эти системы плохо автоматизируются и требуют больше обслуживающе­го персонала.

Поэтому самотечные негерметизированные системы больше не проектируют и не строят.

Современные системы промыслового сбора и подготовки нефти – это гермети­зированные, напорные, автоматизированные системы. Они зависят от формы и площа­ди месторождения, рельефа местности, физико- химических свойств нефти, климати­ческих условий данного региона.

Система сбора и подготовки нефти должна обеспечить оптимальную централи­зацию объектов технологического комплекса в районе наиболее крупного месторожде­ния нефтедобывающего района.

Месторождения по площади могут быть большими (30х60 км), средними (10х20 км.) и малыми (до 10 км²). По форме месторождения бывают вытянутые, круглые и эл­липтические.

На рис. 7.1 приведена схема герметизированной высоконапорной системы про­мыслового сбора и подготовки нефти для большого по площади месторождения. Экс­плуатационные скважины 1 располагают кустами вблизи внешнего контура нефте­носности и параллельно ему. На рис. 7.1 показана только часть эксплуатационных скважин залеж

Рис. 7.1. Схема герметизированной высоконапорной системы промысло­вого сбора и подготовки нефти:

I – выкидная линия от скважины; II – сборный коллектор для продукции куста сква­жин; III – попутный нефтяной газ с ДНС; IV – нефть с ДНС; V – пластовая вода с УПСВ; VI – попутный нефтяной газ на ГПЗ; VII – пластовая вода с УПН; VIII – вода с УПВ; IX – вода с КНС; X – нефть с УПН; XI – некондиционная нефть; XII – товарная нефть; 1 – эксплуатационные скважины; 2 – автоматизи­рованная групповая замерная установка (АГЗУ); 3 – дожимная насосная стан­ция (ДНС) и установка предваритель­ного сброса воды (УПСВ); 4 – насос; 5 – установка подготовки нефти (УПН); 6 – ре­зервуары; 7 – насос; 8 – автоматизи­рованная установка измерения количества и каче­ства нефти; 9 – товарные ре­зервуары; 10 – насос; 11 – установка подготовки воды (УПВ); 12 – насос; 13 – кустовая насосная станция (КНС); 14 – нагнетательные сква­жины; 15 – ком­прессорная станция (КС); 16 – внешний контур нефтеносности

 

Куст скважин – это специальная площадка территории месторождения с распо­ложенными на ней устьями скважин. Количество скважин в кусте не должно превы­шать 24. Кусты должны быть удалены друг от друга на расстояние не менее 50 м. Сум­марный дебит одного куста скважин должен быть не более 4 тыс. м³ в сутки по нефти, а газовый фактор – не более 200 м³/м³. Устья скважин в кусте должны располагаться на одной прямой на расстоянии не менее 5 м друг от друга. В Западной Сибири допус­кается размещение скважин отдельными группами с числом скважин в одной группе не более четырѐх. Расстояние между группами скважин должно быть не менее 15 м.

Продукция скважин под устьевым давлением направляется в выкидные линии I диаметром 100…150 мм и длиной 0,8…3,0 км. Из выкидных линий продукция сква­жин поступает на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) 2 типа «Спутник», «Биус» или других модификаций. На АГЗУ производится отделение по­путного нефтяного газа от жидкости и автоматическое поочерѐдное измерение количе­ства продукции каждой скважины отдельно по газу и отдельно по жидкости (нефти с водой). К АГЗУ можно подключить до 24 скважин.

После АГЗУ продукция всех подключенных скважин снова смешивается и еди­ным потоком (газ, нефть, вода) по сборному коллектору II диаметром от 200 до 500 мм и длиной до 8 км под собственным давлением поступает на дожимную насосную ста­цию (ДНС) 3. Таким образом, давление на устье скважин должно обеспечить одно­трубный герметизированный транспорт нефти через АГЗУ до ДНС. На месторожде­нии строят несколько ДНС, на рис. 7.1 показана только одна.

На ДНС производится первая ступень сепарации нефти, как правило, при давле­нии 0,6 МПа. Отделившийся попутный нефтяной газ III под собственным давлением транспортируется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). При отсутствии условий по­дачи газа на ГПЗ он может использоваться как сырьѐ газотурбинных электростанций или, в худшем случае, сжигаться в факелах высокого давления (ФВД).

Когда обводнѐнность пластовой нефти достигает 15…20% масс., на ДНС уста­навливают установки предварительного сброса воды (УПСВ).

Это связано, во-первых, с необходимостью снижения энергозатрат на транспорт балластной воды вместе с нефтью до центрального пункта подготовки нефти (ЦППН), расстояние до которого может составлять несколько десятков километров. И, во-вто­рых, с целью снижения расходов на транспорт пластовой воды в обратном направле­нии от ЦППН до нагнетательных скважин.

Содержание воды в нефти после УПСВ не должно превышать 5…10% масс. Тех­нология отделения пластовой воды на УПСВ должна предусматривать возможность закачки воды в нагнетательные скважины без дополнительной еѐ очистки. Вода V с УПСВ должна под собственным давлением поступать на кустовую насосную станцию (КНС) 13 или на установку подготовки воды (УПВ) 11.

Производительность ДНС по выходу нефти после УПСВ не должна превышать 3 млн. т в год.

Частично дегазированная нефть далее насосами 4 подаѐтся по коллектору IV на расстояние до нескольких десятков километров на ЦППН (или ЦПС – центральный пункт сбора). На ЦППН собирается нефть со всех ДНС, расположенных на месторо­ждении. ЦППН размещают на базовом месторождении, добыча которого составляет 40% и более от общей добычи района. Если в районе нет базового месторождения, то ЦППН размещают на ближайшем к начальной точке магистрального нефтепровода месторождении. На ЦППН также может подаваться нефть с АГЗУ ближайших эксплуатационных скважин, минуя ДНС. Для небольших месторождений, по форме приближающихся к кругу, ДНС обычно не строят, так как нефть способна под собственным устьевым давлением дойти по трубопроводу до ЦППН.

На ЦППН производится окончательная подготовка нефти, приѐм и учѐт товарной нефти, подача товарной нефти на сооружения магистрального транспорта, подготовка и утилизация пластовой воды, подготовка попутного газа к транспорту.

Основное звено ЦППН – установка подготовки нефти (УПН), на которой и производится глубокое обезвоживание нефти, обессоливание и стабилизация. Мощ­ность одной УПН не должна превышать 3 млн. т в год по товарной нефти, поэтому на ЦППН может быть несколько параллельно работающих УПН. Для нефтей с высоким содержанием С₁–С₅ может быть предусмотрена установка стабилизации ректификаци­ей.

Кроме УПН, в структуре ЦППН находятся: установка подготовки воды (УПВ), установка учѐта количества и качества нефти, товарный (иногда и сырьевой) парк, ком­прессорная станция (КС), реагентное хозяйство, факельное хозяйство и др.

Если попутный газ не направляется на ГПЗ, а подготавливается до требований стандарта на ЦППН, предусматривают установку подготовки газа (УПГ). В Западной Сибири, как правило, весь попутный газ с месторождений подаѐтся на ГПЗ.

Нефть с ДНС 3 поступает на УПН 5. Отделившийся на УПН попутный нефтя­ной газ имеет невысокое давление, поэтому он поступает на компрессорную станцию (КС) 15, где он сжимается и вместе с газом с ДНС подаѐтся на ГПЗ. Часть попутного газа используется на ЦППН для собственных нужд в качестве топлива. При отсут­ствии возможности собственной подготовки газа или подачи его на ГПЗ газ сжигают в факелах высокого и низкого давления.

Отделившаяся после обезвоживания и обессоливания вода VII с УПН подаѐтся на УПВ 11. Очистка пластовой воды необходима для сохранения

«чистоты» призабойной зоны, сохранения приѐмистости нагнетательных скважин; для предотвращения коррозии в напорных трубопроводах и в эксплуатационных колоннах нагнетательных скважин.

С УПВ насосами 12 очищенная подготовленная вода VIII подаѐтся на кустовую насосную станцию (КНС) 13. С КНС насосами высокого давления вода под давлением 15…20 МПа подаѐтся в нагнетательные скважины 14 для поддержания пластового дав­ления. Таким образом, вода, поступившая вместе с нефтью из пласта, снова закачива­ется в пласт. Так происходит замкнутый цикл еѐ движения.

Нефть с УПН 5 поступает далее в два попеременно работающих герметизиро­ванных резервуара 6 типа РВС (резервуар вертикальный стальной), где нефть допол­нительно отстаивается. Затем насосом 7 нефть X подаѐтся на автоматизированную установку замера количества и качества нефти 8 типа «Рубин». Если качество нефти не соответствует требованиям ГОСТ, то такая некондици­онная нефть XI возвращается на УПН для повторной подготовки.

Если нефть соответствует требованиям ГОСТ, она поступает в резервуары 9 то­варного парка, откуда насосами 10 товарная нефть XII подаѐтся в магистральный неф­тепровод.

Преимущества герметизированных напорных систем сбора и подготовки нефти следующие.

1. Устранение потерь лѐгких фракций.

2. Значительное уменьшение возможности отложений механических приме­сей, солей, твѐрдых парафинов на внутренних стенках труб.

3. Возможность полной автоматизации системы.

4. Возможность транспортирования нефти за счѐт давления на устье скважи­ны.

5. Снижение мощностей насосов ДНС, так как нефть транспортируется в газонасыщенном состоянии с меньшей плотностью (удаляется только часть газа на первой ступени сепарации).

6. Более низкие металлоѐмкость и эксплуатационные расходы. К недостаткам этих систем относятся:

1. Преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержа­нии высокого давления на устье. Это ведѐт к более раннему переходу на механи­зированную добычу и к увеличению необходимой мощности глубинных насосов.

2. При поддержании более высокого устьевого давления приходится увеличи­вать подачу газа (бескомпрессорный и компрессорный способ добычи) для подъѐма одного и того же количества нефти.

 

 

ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Технологическая схема установки предварительного сброса воды (УПСВ)

Установка предварительного сброса воды (УПСВ) размещается на дожимной на­сосной станции (ДНС). На рис. 11.1 приведѐн один из вариантов принципиальной тех­нологической схемы установки УПСВ.

Рис. 11.1. Принципиальная технологическая схема установки предварительно­го сбро­са воды (УПСВ):

I – пластовая нефть; II – деэмульгатор; III – попутный нефтяной газ; IV – нефть после первой ступени сепарации; V – пластовая вода; VI – уловленная нефть из отстойника воды; VII – ме­ханические примеси, шлам; VIII – очищенная от механических приме­сей и нефти пластовая вода; IX – нефть на ЦППН; X – газ на факел; XI – вода на ку­стовую насосную станцию; 1 – се­паратор первой ступени сепарации; 2 – компенсатор-депульсатор; 3 – каплеуловитель (газосе­паратор); 4 – трубчая печь; 5 – сепаратор; 6 – отстойник для обезвоживания нефти; 7 – бу­ферная ѐмкость; 8 – отстойник пластовой воды; 9 – дегазатор; 10, 11 – насосы; 12 – узел учѐта попутного нефтяного газа; 13 – узел учѐта нефти; 14 – узел учѐта пластовой воды

 

Нефть на УПСВ поступает с автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ), смешивается с деэмульгатором и поступает в сепаратор 1, где производится первая ступень сепарации нефти. Как правило, на первой ступени устанавливается се­паратор с предварительным отбором газа, он имеет компенсатор-депульсатор 2 и вы­носной каплеуловитель (газосепаратор) 3.

Далее нефть поступает сразу в отстойник 6 для обезвоживания. Для тяжѐлых и вязких парафинистых нефтей перед отстойником 6 может быть предусмотрен нагрев в печи 4 с дополнительной сепарацией (или без неѐ) в сепараторе 5. При необходимости перед печью 4 может быть установлен насос (на схеме не показан). В отстойнике 6 производится обезвоживание нефти. Нефть из отстойника 6 поступает в буферную ѐм­кость 7 насоса 10, который через узел учѐта нефти 13 подаѐт еѐ на ЦППН.

Если отделившаяся в отстойнике 6 пластовая вода не удовлетворяет требованиям для закачки еѐ в пласт, воду подвергают очистке. Для этого сначала в отстойнике 8 пластовая вода освобождается от механических примесей, шлама и от унесѐнных капелек нефти. Уловленная нефть из отстойника 8 смешивается с основным потоком нефти перед ѐмкостью 7.

Далее пластовая вода поступает в дегазатор 9 для удаления сероводорода и остат­ков углеводородных газов, которые сбрасываются на факел. Подготовленная пластовая вода далее насосом 11 подаѐтся через узел учѐта воды 14 на кустовую насосную стан­цию (КНС) для закачки в пласт.

При высокой производительности установки УПСВ может быть предусмотрена очистка воды в резервуарах типа РВС. В некоторых случаях дегазатор размещают в составе КНС.

В схеме УПСВ могут использоваться аппараты типа НГВРП, Heater- Treater фир­мы Sivalls (США) и др.

 

Технологическая схема установки подготовки нефти (УПН)

Установку подготовки нефти размещают на ЦППН. В зависимости от физико-хи­мических свойств нефти, обводнѐнности нефти, удалѐнности ЦППН от месторожде­ний, наличия или отсутствия предварительной подготовки на ДНС, схемы УПН могут существенно отличаться друг от друга. Так, если нефть не подвергалась предваритель­ному обезвоживанию на ДНС и еѐ обводнѐнность составляет не менее 20…30%, то в схеме УПН необходимо предусматривать блок предварительного обезвоживания.

На рис. 11.2 приведена принципиальная схема установки УПН, включающая в себя разные возможные варианты подготовки.

Рассмотрим вариант схемы УПН с блоком предварительного обезвоживания (верхний ряд аппаратов).

Блок предварительного обезвоживания. Нефть смешивается с деэмульгатором, ингибитором коррозии и поступает в сепаратор 1 первой ступени сепарации с предва­рительным отбором газа, имеющим компенсатор-депульсатор 2 и выносной каплеуло­витель (газосепаратор) 3. При высокой засолѐнности в нефть перед сепаратором 1 мо­жет подаваться вода из аппаратов 12, 13 или 14 для промывки нефти и растворения кристаллов солей. Далее нефть поступает в отстойник 6 для предварительного обезво­живания. Для тяжѐлых и вязких парафинистых нефтей перед отстойником 6 мо­жет быть предусмотрен нагрев в печи 4 с дополнительной сепарацией (или без неѐ) в сепараторе 5.

Рис.11.2. Принципиальная схема установки подготовки нефти (УПН):

I – нефть с ДНС или с АГЗУ; II – деэмульгатор; III – попутный нефтяной газ; IV – нефть после первой ступени сепарации; V – пластовая вода; VI – нефть с блока пред­варительного обезвоживания; VII – вода со второй ступени электро­дегидратации; VIII – товарная нефть; 1 – сепаратор; 2 – компенсатор- депульса­тор; 3 – выносной капле­уловитель (газосепаратор); 4,10 – трубчатые печи; 5,11,15 – сепараторы; 6,7,12 – от­стойники; 8 – буферная ѐмкость; 9,17 – насосы; 13,14 – электродегидраторы; 16 – ре­зервуар; 18 – узел учѐта количества и каче­ства нефти

 

Высокообводнѐнные (с содержанием воды 70% и выше) тяжѐлые и высоковязкие нефти должны проходить предварительное обезвоживание в две ступени – в отстойни­ках 6 и 7. При этом первую ступень обезвоживания в отстойнике 6 лучше производить при естественной температуре без нагрева, чтобы сбросить основную массу воды. На второй ступени обезвоживания в отстойнике 7 возможно использование подогрева в печи или применение вместо отстойника аппаратов типа НГВРП или Heater-Treater. Вместо отстойников 6 и 7 для тяжѐлых нефтей можно использовать также резервуары типа РВС.

Качество сбрасываемой воды из отстойников 6 и 7 должно соответствовать тре­бованиям для закачки в пласт.

Процесс предварительного обезвоживания нефти нужен для существенного сни­жения энергозатрат при нагреве пластовой воды в блоке подготовки нефти (печь 10).

Блок подготовки нефти. В этот блок (нижний ряд аппаратов) нефть может по­ступать либо из блока предварительного обезвоживания нефти, либо с УПСВ, либо не­посредственно с АГЗУ (при низкой обводнѐнности).

Подготовка нефти может производиться в двух вариантах: с сырьевым насосом и без него. Если давление нефти на входе в блок составляет не менее 0,6 МПа, то на­сос 9 можно не устанавливать (и буферную ѐмкость 8 тоже). Без насоса 9 давление насыщенных паров (ДНП) товарной нефти всегда ниже, чем в схеме с насосом, но в этом случае в составе попутного нефтяного газа будет больше тяжѐлых углеводородов (от пропана и выше). Нефть насосом 9 (или под собственным давлением) поступает для нагрева в печь 10, затем в сепаратор 11, отстойник 12, электродегидратор 13 (или два электродегидратора 13 и 14) и конечный сепаратор 15 (КСУ).

Затем товарная нефть поступает в резервуар 16, откуда она насосом 17 подаѐтся в узел учѐта количества и качества нефти 18.

Если электрообезвоживание производится в одну ступень в электродегидраторе 13, то перед ним необходимо подавать деаэрированную воду для промывки нефти в количестве 3…5% на нефть и при необходимости деэмульгатор (на схеме не показано). Если применяется две ступени электрообезвоживания, то воду со второй ступени (из аппарата 14) необходимо подавать для промывки нефти перед первой сту­пенью (перед аппаратом 13). Если нефть слабо минерализована, то пресную воду мож­но не применять.

Для слабоминерализованных пластовых вод и низкоэмульсионных нефтей в бло­ке подготовки нефти может быть реализован один из четырѐх вариантов минимально­го набора аппаратов схемы:

1. печь 10 – отстойник 12 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17;

2. печь 10 – сепаратор 11 – отстойник 12 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17;

3. печь 10 – сепаратор 11 – электродегидратор 13 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17;

4. печь 10 – электродегидратор 13 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17.

Для высокоэмульсионных нефтей средней и высокой плотности необходимы сле­дующая последовательность аппаратов: печь 10 – отстойник 12 – электродегидратор 13 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17.

Первая    ступень     обезвоживания    в     этом случае должна быть тер­мохимической, вторая – электрической.

Для тяжѐлых и очень тяжѐлых нефтей подготовка должна происходить в две элек­трических ступени: печь 10 – электродегидратор 13 – электродегидратор 14 – сепара­тор 15 – резервуар 16 – насос 17.

Производство полипропилена

Производство винилацетата

Производство цианида натрия

Производство холода:

Сжатый воздух и азот

СИСТЕМА ПРОМЫСЛОВОГО СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Система промыслового сбора и подготовки нефти – это сложная, разветвленная сеть трубопроводов и разнообразного технологического оборудования, предназначен­ная для сбора, замера продукции скважин и подготовки товарной нефти к транспорту по магистральному нефтепроводу потребителям.

Технологическое оборудование на промысле, предназначенное для выполнения какой-то одной задачи, называется технологической установкой. Технологическая установка – комплекс автоматизированного оборудования и аппаратов, в которых по­следовательно и непрерывно происходят процессы подготовки нефти, газа и воды (обезвоживания, обессоливания, сепарации нефти, очистки пластовой воды и т.д.).

На промыслах применяются автоматизированные групповые замерные установ­ки (АГЗУ), установки предварительного сброса воды (УПСВ), установки подготовки нефти (УПН), установки подготовки воды (УПВ), установки подготовки газа (УПГ), установки измерения количества и качества нефти и др.

Кроме этого, нефтепромысловое оборудование объединяется в такие объекты, как дожимная насосная станция (ДНС), кустовая насосная станция (КНС), компрес­сорная станция (КС), центральный пункт подготовки нефти (ЦППН), товарный парк и др.

Первые построенные системы промыслового сбора нефти были негерметизиро­ванными, двухтрубными, в большинстве случаев самотечными. Двухтрубной систе­мой она называется потому, что нефть и газ после разделения на устьях скважин или на сборных пунктах транспортируются отдельно каждый по своему трубопроводу до центрального пункта сбора (ЦПС). Самотечной эта система называется потому, что движение нефти осуществляется за счет разности геодезических отметок. Единствен­ным преимуществом самотечной системы является сравнительно точное измерение по каждой скважине расхода нефти и газа. Недостатки самотечной системы следующие:

1. Трудности с обеспечением разности геодезических отметок в холмистой или гористой местности.

2. Из-за невысокого давления в нефтепроводе высока вероятность образова­ния газовых мешков.

3. Самотечные линии имеют ограниченную пропускную способность и не приспособлены к увеличению дебитов скважин и изменению вязкости водонефтяной эмульсии.

4. В самотечных системах скорость потока низкая, что способствует отложе­ниям на внутренних стенках труб механических примесей, солей, твѐрдых парафинов. Это приводит к снижению пропускной способности нефтепроводов.

5. Из-за негерметичности системы потери нефти от испарения достигают 3%.

6. Эти системы плохо автоматизируются и требуют больше обслуживающе­го персонала.

Поэтому самотечные негерметизированные системы больше не проектируют и не строят.

Современные системы промыслового сбора и подготовки нефти – это гермети­зированные, напорные, автоматизированные системы. Они зависят от формы и площа­ди месторождения, рельефа местности, физико- химических свойств нефти, климати­ческих условий данного региона.

Система сбора и подготовки нефти должна обеспечить оптимальную централи­зацию объектов технологического комплекса в районе наиболее крупного месторожде­ния нефтедобывающего района.

Месторождения по площади могут быть большими (30х60 км), средними (10х20 км.) и малыми (до 10 км²). По форме месторождения бывают вытянутые, круглые и эл­липтические.

На рис. 7.1 приведена схема герметизированной высоконапорной системы про­мыслового сбора и подготовки нефти для большого по площади месторождения. Экс­плуатационные скважины 1 располагают кустами вблизи внешнего контура нефте­носности и параллельно ему. На рис. 7.1 показана только часть эксплуатационных скважин залеж

Рис. 7.1. Схема герметизированной высоконапорной системы промысло­вого сбора и подготовки нефти:

I – выкидная линия от скважины; II – сборный коллектор для продукции куста сква­жин; III – попутный нефтяной газ с ДНС; IV – нефть с ДНС; V – пластовая вода с УПСВ; VI – попутный нефтяной газ на ГПЗ; VII – пластовая вода с УПН; VIII – вода с УПВ; IX – вода с КНС; X – нефть с УПН; XI – некондиционная нефть; XII – товарная нефть; 1 – эксплуатационные скважины; 2 – автоматизи­рованная групповая замерная установка (АГЗУ); 3 – дожимная насосная стан­ция (ДНС) и установка предваритель­ного сброса воды (УПСВ); 4 – насос; 5 – установка подготовки нефти (УПН); 6 – ре­зервуары; 7 – насос; 8 – автоматизи­рованная установка измерения количества и каче­ства нефти; 9 – товарные ре­зервуары; 10 – насос; 11 – установка подготовки воды (УПВ); 12 – насос; 13 – кустовая насосная станция (КНС); 14 – нагнетательные сква­жины; 15 – ком­прессорная станция (КС); 16 – внешний контур нефтеносности

 

Куст скважин – это специальная площадка территории месторождения с распо­ложенными на ней устьями скважин. Количество скважин в кусте не должно превы­шать 24. Кусты должны быть удалены друг от друга на расстояние не менее 50 м. Сум­марный дебит одного куста скважин должен быть не более 4 тыс. м³ в сутки по нефти, а газовый фактор – не более 200 м³/м³. Устья скважин в кусте должны располагаться на одной прямой на расстоянии не менее 5 м друг от друга. В Западной Сибири допус­кается размещение скважин отдельными группами с числом скважин в одной группе не более четырѐх. Расстояние между группами скважин должно быть не менее 15 м.

Продукция скважин под устьевым давлением направляется в выкидные линии I диаметром 100…150 мм и длиной 0,8…3,0 км. Из выкидных линий продукция сква­жин поступает на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) 2 типа «Спутник», «Биус» или других модификаций. На АГЗУ производится отделение по­путного нефтяного газа от жидкости и автоматическое поочерѐдное измерение количе­ства продукции каждой скважины отдельно по газу и отдельно по жидкости (нефти с водой). К АГЗУ можно подключить до 24 скважин.

После АГЗУ продукция всех подключенных скважин снова смешивается и еди­ным потоком (газ, нефть, вода) по сборному коллектору II диаметром от 200 до 500 мм и длиной до 8 км под собственным давлением поступает на дожимную насосную ста­цию (ДНС) 3. Таким образом, давление на устье скважин должно обеспечить одно­трубный герметизированный транспорт нефти через АГЗУ до ДНС. На месторожде­нии строят несколько ДНС, на рис. 7.1 показана только одна.

На ДНС производится первая ступень сепарации нефти, как правило, при давле­нии 0,6 МПа. Отделившийся попутный нефтяной газ III под собственным давлением транспортируется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). При отсутствии условий по­дачи газа на ГПЗ он может использоваться как сырьѐ газотурбинных электростанций или, в худшем случае, сжигаться в факелах высокого давления (ФВД).

Когда обводнѐнность пластовой нефти достигает 15…20% масс., на ДНС уста­навливают установки предварительного сброса воды (УПСВ).

Это связано, во-первых, с необходимостью снижения энергозатрат на транспорт балластной воды вместе с нефтью до центрального пункта подготовки нефти (ЦППН), расстояние до которого может составлять несколько десятков километров. И, во-вто­рых, с целью снижения расходов на транспорт пластовой воды в обратном направле­нии от ЦППН до нагнетательных скважин.

Содержание воды в нефти после УПСВ не должно превышать 5…10% масс. Тех­нология отделения пластовой воды на УПСВ должна предусматривать возможность закачки воды в нагнетательные скважины без дополнительной еѐ очистки. Вода V с УПСВ должна под собственным давлением поступать на кустовую насосную станцию (КНС) 13 или на установку подготовки воды (УПВ) 11.

Производительность ДНС по выходу нефти после УПСВ не должна превышать 3 млн. т в год.

Частично дегазированная нефть далее насосами 4 подаѐтся по коллектору IV на расстояние до нескольких десятков километров на ЦППН (или ЦПС – центральный пункт сбора). На ЦППН собирается нефть со всех ДНС, расположенных на месторо­ждении. ЦППН размещают на базовом месторождении, добыча которого составляет 40% и более от общей добычи района. Если в районе нет базового месторождения, то ЦППН размещают на ближайшем к начальной точке магистрального нефтепровода месторождении. На ЦППН также может подаваться нефть с АГЗУ ближайших эксплуатационных скважин, минуя ДНС. Для небольших месторождений, по форме приближающихся к кругу, ДНС обычно не строят, так как нефть способна под собственным устьевым давлением дойти по трубопроводу до ЦППН.

На ЦППН производится окончательная подготовка нефти, приѐм и учѐт товарной нефти, подача товарной нефти на сооружения магистрального транспорта, подготовка и утилизация пластовой воды, подготовка попутного газа к транспорту.

Основное звено ЦППН – установка подготовки нефти (УПН), на которой и производится глубокое обезвоживание нефти, обессоливание и стабилизация. Мощ­ность одной УПН не должна превышать 3 млн. т в год по товарной нефти, поэтому на ЦППН может быть несколько параллельно работающих УПН. Для нефтей с высоким содержанием С₁–С₅ может быть предусмотрена установка стабилизации ректификаци­ей.

Кроме УПН, в структуре ЦППН находятся: установка подготовки воды (УПВ), установка учѐта количества и качества нефти, товарный (иногда и сырьевой) парк, ком­прессорная станция (КС), реагентное хозяйство, факельное хозяйство и др.

Если попутный газ не направляется на ГПЗ, а подготавливается до требований стандарта на ЦППН, предусматривают установку подготовки газа (УПГ). В Западной Сибири, как правило, весь попутный газ с месторождений подаѐтся на ГПЗ.

Нефть с ДНС 3 поступает на УПН 5. Отделившийся на УПН попутный нефтя­ной газ имеет невысокое давление, поэтому он поступает на компрессорную станцию (КС) 15, где он сжимается и вместе с газом с ДНС подаѐтся на ГПЗ. Часть попутного газа используется на ЦППН для собственных нужд в качестве топлива. При отсут­ствии возможности собственной подготовки газа или подачи его на ГПЗ газ сжигают в факелах высокого и низкого давления.

Отделившаяся после обезвоживания и обессоливания вода VII с УПН подаѐтся на УПВ 11. Очистка пластовой воды необходима для сохранения

«чистоты» призабойной зоны, сохранения приѐмистости нагнетательных скважин; для предотвращения коррозии в напорных трубопроводах и в эксплуатационных колоннах нагнетательных скважин.

С УПВ насосами 12 очищенная подготовленная вода VIII подаѐтся на кустовую насосную станцию (КНС) 13. С КНС насосами высокого давления вода под давлением 15…20 МПа подаѐтся в нагнетательные скважины 14 для поддержания пластового дав­ления. Таким образом, вода, поступившая вместе с нефтью из пласта, снова закачива­ется в пласт. Так происходит замкнутый цикл еѐ движения.

Нефть с УПН 5 поступает далее в два попеременно работающих герметизиро­ванных резервуара 6 типа РВС (резервуар вертикальный стальной), где нефть допол­нительно отстаивается. Затем насосом 7 нефть X подаѐтся на автоматизированную установку замера количества и качества нефти 8 типа «Рубин». Если качество нефти не соответствует требованиям ГОСТ, то такая некондици­онная нефть XI возвращается на УПН для повторной подготовки.

Если нефть соответствует требованиям ГОСТ, она поступает в резервуары 9 то­варного парка, откуда насосами 10 товарная нефть XII подаѐтся в магистральный неф­тепровод.

Преимущества герметизированных напорных систем сбора и подготовки нефти следующие.

1. Устранение потерь лѐгких фракций.

2. Значительное уменьшение возможности отложений механических приме­сей, солей, твѐрдых парафинов на внутренних стенках труб.

3. Возможность полной автоматизации системы.

4. Возможность транспортирования нефти за счѐт давления на устье скважи­ны.

5. Снижение мощностей насосов ДНС, так как нефть транспортируется в газонасыщенном состоянии с меньшей плотностью (удаляется только часть газа на первой ступени сепарации).

6. Более низкие металлоѐмкость и эксплуатационные расходы. К недостаткам этих систем относятся:

1. Преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержа­нии высокого давления на устье. Это ведѐт к более раннему переходу на механи­зированную добычу и к увеличению необходимой мощности глубинных насосов.

2. При поддержании более высокого устьевого давления приходится увеличи­вать подачу газа (бескомпрессорный и компрессорный способ добычи) для подъѐма одного и того же количества нефти.

 

 

ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Технологическая схема установки предварительного сброса воды (УПСВ)

Установка предварительного сброса воды (УПСВ) размещается на дожимной на­сосной станции (ДНС). На рис. 11.1 приведѐн один из вариантов принципиальной тех­нологической схемы установки УПСВ.

Рис. 11.1. Принципиальная технологическая схема установки предварительно­го сбро­са воды (УПСВ):

I – пластовая нефть; II – деэмульгатор; III – попутный нефтяной газ; IV – нефть после первой ступени сепарации; V – пластовая вода; VI – уловленная нефть из отстойника воды; VII – ме­ханические примеси, шлам; VIII – очищенная от механических приме­сей и нефти пластовая вода; IX – нефть на ЦППН; X – газ на факел; XI – вода на ку­стовую насосную станцию; 1 – се­паратор первой ступени сепарации; 2 – компенсатор-депульсатор; 3 – каплеуловитель (газосе­паратор); 4 – трубчая печь; 5 – сепаратор; 6 – отстойник для обезвоживания нефти; 7 – бу­ферная ѐмкость; 8 – отстойник пластовой воды; 9 – дегазатор; 10, 11 – насосы; 12 – узел учѐта попутного нефтяного газа; 13 – узел учѐта нефти; 14 – узел учѐта пластовой воды

 

Нефть на УПСВ поступает с автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ), смешивается с деэмульгатором и поступает в сепаратор 1, где производится первая ступень сепарации нефти. Как правило, на первой ступени устанавливается се­паратор с предварительным отбором газа, он имеет компенсатор-депульсатор 2 и вы­носной каплеуловитель (газосепаратор) 3.

Далее нефть поступает сразу в отстойник 6 для обезвоживания. Для тяжѐлых и вязких парафинистых нефтей перед отстойником 6 может быть предусмотрен нагрев в печи 4 с дополнительной сепарацией (или без неѐ) в сепараторе 5. При необходимости перед печью 4 может быть установлен насос (на схеме не показан). В отстойнике 6 производится обезвоживание нефти. Нефть из отстойника 6 поступает в буферную ѐм­кость 7 насоса 10, который через узел учѐта нефти 13 подаѐт еѐ на ЦППН.

Если отделившаяся в отстойнике 6 пластовая вода не удовлетворяет требованиям для закачки еѐ в пласт, воду подвергают очистке. Для этого сначала в от