Назначение

Вопрос 1.14: Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтегазодобывающих районов.

Вопрос 1.13: Система сбора высоковязкой и парафинистой нефти.

Высокопарафинистые (6-25 %) и высокосмолистые нефти при сравнительно высокой температуре (20 - 30 °С) теряют свою подвижность. При снижении температуры вязкость существенно возрастает. Это затрудняет пуск нефтепровода после его остановки, требует применения мощных поршневых насосов, рассчитанных на высокие давления. Для облегчения транспортирования таких высоковязких и застывающих нефтей (эмульсий) их подогревают или вводят реагенты, понижающие вязкость пристенных слоев нефти, иные автоматизированные печи подогрева нефти устанавливают на выкидных линиях (устьевые нагреватели типов УН и ПТТ), на сборных коллекторах (печи подогрева типа ГШ и подогреватель трубопроводный типа ПТ) и на магистральных трубопроводах. Нефтяной газ сжигают в печах, которые обеспечивают нагрев до 70 °С при рабочем давлении до 1,6-16 МПа. Подогреватели типов ПП и ПТ можно использовать при деэмульсации нефти, а также для подогрева газа и воды при газлифтной эксплуатации и поддер­жании пластового давления.

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.

При проектировании обустройства месторождения унифицированная технологическая схема преду­сматривает:

‒ замер продукции только на ГЗУ;

‒ полную герметизацию процессов сбора и транспортирования нефти, газа и воды;

‒ разделение на блоке сбора в оборудовании "Спутников" продукции скважин (на газ и жид­кость) и измерение их количества по каждой подключенной скважине;

‒ совместное или раздельное после ГЗУ транспортирование обводненной и необводненной нефти и газа;

‒ использование нефтесборных коллекторов для подготовки продукции скважин к дальнейшей ее обработке;

‒ качественная сепарация газа от нефти;

‒ подготовка товарной нефти (обезвоживание и обессоливание);

‒ подготовка сточных вод до нужных кондиций и передача их в систему ППД;

‒ точные поточные измерения количества и качества товарной нефти и передача ее товарно-транспортным организациям.

Основные варианты.

В связи с разнообразием условий конкретных месторождений комплекс может иметь два варианта технологической схемы размещения дополнительного оборудования на месторождении:

I ступень сепарации с ДНС и с предварительным обезвоживанием нефти, причем качество воды должно удовлетворять требованиям закачки в трещиновато-пористый пласт;

I ступень сепарации с насосной откачкой без сброса воды.

Унифицированная технологическая схема показана на рис. 6. В схеме можно выделить пять узлов-установок: замера продукции скважин (ГЗУ), подготовки газа (УПГ), нефти (УПН), воды (УПВ) и шлама и механических примесей (УПШ).

Нефть, газ и вода под давлением до 1,5-3,0 МПа из скважин 1 по выкидным трубам диаметром 75-150 мм, длиной 0,8-4 км направляются в автоматизированные групповые установки 2 (типа "Спутник"), где происходит отделение газа от жидкости (нефти, воды) и автоматическое поочередное измерение расхо­дов жидкости и газа.

После замерной установки нефть, газ и вода снова смешиваются и транспортируются по сборному коллектору диаметром 200-500 мм, длиной до 7-70 км под собственным давлением до УПН. Допустимые пределы однотрубного транспортирования зависят от рельефа местности, вязкости и расхода продукции, диаметра трубопровода и давления на его входе. Для внутритрубной деэмульсации с помощью блока 3 вводится в поток деэмульгатор.

На УПН осуществляют последовательно сепарацию первой ступени 4, предварительное обезвожива­ние 5, нагрев эмульсии 6, укрупнение капель воды 7, глубокое обезвоживание и сепарацию второй ступени 8, ввод пресной воды в поток 9, обессоливание 10 и сепарацию третьей ступени (стабилизацию). Обезво­женная и обессоленная нефть из сепараторов 11 самотеком поступает в два попеременно работающих гер­метизированных резервуара 12 на кратковременное хранение. Из них нефть забирается подпорным насосом 13 и подается на автоматизированную установку количества и качества товарной нефти 14 (типа "Рубин").

Если нефть отвечает кондициям, то она направляется в парк товарных резервуаров и далее в маги­стральный нефтепровод и на НПЗ. Если нефть окажется некондиционной по содержанию воды (более 0,5%) и солей (более 100 мг/л), то задвижка на входе в товарный резервуар автоматически закрывается и откры­вается задвижка для возврата нефти снова на обезвоживание и обессоливание. Необводненная нефть минует часть узлов УПН и поступает сразу в концевые сепараторы III ступени 11, где смешивается с обезвожен­ной и обессоленной нефтью.

Отделившийся газ по сборным газопроводам поступает на УПГ, весь комплекс оборудования кото­рого называют газобензиновым заводом. Обычно УПГ монтируют для большой группы месторождений, где имеются большие запасы нефтяного газа. На промысле подготовка газа не осуществляется.

Отделившаяся в отстойниках и электродегидраторе вода самотеком поступает на УПВ. Там она проходит через блоки очистки 17 и дегазации 20 и через узел замера 21 подается на кустовые насосные станции (КНС) для закачки в пласт. Уловленная в блоке 22 нефть откачивается на УПН.

Шлам, который отделяется от нефти и воды на УПН и УПВ, поступает в емкость-шламонакопитель 23 УПШ. Вода из емкости 23 и сточная вода из промысла поступают в блок стоков 24, откуда откачиваются в мультигидроциклон 25 для отделения шлама. Шлам собирается в емкости 23, а вода подается на вход УПН. Газы дегазации воды поступают на свечу для сжигания.

При такой схеме сбора и подготовки потери углеводородов сведены до минимума (0,2 %).

I - товарный нефтяной газ; II - товарная нефть; III - очищенная вода на КНС; IV - пресная вода; V - промысловые ливневые стоки; VI - газ на свечу.

Дата добавления: 2014-01-14