Площади месторождения

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.2 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.2 показана только часть эксплуатационных скважин залежи.

Рис.2. 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 четырёх. 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 поочерёдное 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. 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 сырьё газотурбинных электростанций или, в худшем случае, сжигаться в факелах высокого давления (ФВД).

Когда обводнённость 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 её 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 подаётся 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, приём и учёт 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 учёта 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 подаётся 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 подаётся 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 подаётся на УПВ 11. Очистка пластовой воды необходима для сохранения «чистоты» призабойной зоны, сохранения приёмистости нагнетательных скважин; для предотвращения коррозии в напорных трубопроводах и в эксплуатационных колоннах нагнетательных скважин.

С УПВ насосами 12 очищенная подготовленная вода VIII подаётся на кустовую насосную станцию (КНС) 13. С КНС насосами высокого давления вода под давлением 15…20 МПа подаётся 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 её 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 подаётся 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 подаётся в магистральный нефтепровод.

Преимущества герметизированных напорных систем сбора и подготовки нефти следующие.

1. Устранение потерь лёгких фракций.

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

3. Возможность полной автоматизации системы.

4. Возможность транспортирования нефти за счёт 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 металлоёмкость и эксплуатационные расходы.

К недостаткам этих систем относятся:

1. Преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержании высокого давления на устье. Это ведёт 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 подъёма одного и того же количества нефти.

Схема 2. Герметизированные системы, сбора и транспортирования нефти, зависящие от рельефа местности

В данном случае посту­пают так: если рельеф местности месторождения ровный, то си­стему сбора продукции скважин принимают такой, какой она была показана на рис.2 (предыдущий рисунок-схема). Если же рельеф местности месторожде­ния гористый или холмистый, то существенным изменениям подвергается только сборный коллектор (см. рис.2, позиция II).

Чаще всего рекомендуется вместо одного большого коллектора (например, диаметром 400 мм) укладывать два сборных коллек­тора диаметром 200 и 330 мм, равновеликих по площади боль­шому.

Тогда схема сбора и транспортирования нефти будет выглядеть следующим образом (см. рис. 3)

Рис. 3. Схема герметизированной двухтрубной высоконапорной системы сбора нефти, газа и воды:

1 – эксплуатационные скважины; 2 – выкидные линии; 3 – АГЗУ «Спутник»;

4 – сборный коллектор; 5 – установка предварительного сброса воды (УПСВ);

6 – установка подготовки нефти (УПН); 7 – автоматизированная замерная установка товарной нефти; 8 – кустовая насосная станция (КНС); 9 – нагнетательные скважины; 10 – коллектор товарной нефти; 11 – парк товарных резервуаров; 12 – головная насосная станция; 13 – магистральный нефтепровод; 14 – сборный газопровод; 15 – установка компримирования природного газа (УКПГ); 16 – дожимная насосная станция (ДНС).

Два сборных коллектора (но равновеликих по площади одному большому) делают для создания:

- во-первых, раздельного сбора обводненной и необводненной нефти, что имеет важное технико-экономическое значение при подготовке ее на УПН;

- во-вторых, для получения высоких скоростей потоков (2,5 - 3,5 м/с), пре­дотвращающих образование в повышенных местах рельефа мест­ности газовых «мешков». На рис.4 приведена принципиальная схема структуры потока газожидкостной смеси в коллекторе большого и малого диаметра при одной и той же подаче жидкости и газа в эти коллекторы.

Рис. 4. Структура нефтегазового потока в «рельефных» сборных коллекторах большого (А) и малого (Б) диаметра при одинаковой подаче в них нефти и газа.

Из рисунка видно, что в коллекторе большого диаметра вследствие пониженной скорости потока (0,1 - 0,3 м/с) происходит гравита­ционное разделение газа от жидкости (сепарация), а в коллекторе малого диаметра, вследствие значительной скорости потока, гра­витационного разделения газа от жидкости в повышенных местах местности не происходит.

Образование газовых «мешков» в коллекторе большого диаметра ведет к разрыву сплошности потока жидкости, в результате чего получается неравномерная подача продукции и, как следствие пульсирующая работа самого коллектора.

Для передавливания частично отсепарированной нефти из одной части коллектора в другую необходимо создание дополнительного давления для сжатия газового «мешка» до разме­ров, позволяющих перетекать этой нефти из одного колена в другое.

Создание дополнительных давлений для транспортирования нефтегазовых смесей по «рельефному» трубопроводу приводит к большим пульсациям давления (до 5 МПа), которые могут по­влечь:

- разрыв самого трубопровода вследствие его вибрации;

- нарушение нормальной работы контрольно-измерительных при­боров, установленных на оборудовании ДНС, УПН и УПВ;

- ухудшение режима работы как сепарационных установок, установок подготовки нефти (УПН), так и установок подготовки воды (УПВ);

- временное прекращение фонтанирования скважин.

В свою очередь, нарушение нормального режима работы сепа­рационных установок и УПН, как правило, влечет большую зага­зованность товарных парков, в результате чего создаются ситуа­ции возникновения пожаров, взрывов и отравление людей.

Cпособы ликвидации пульсаций в рельефных сборных коллекторах:

1. Сепарация газа от нефти в непосредствен­ной близости от устьев скважин или на групповых сборных пунк­тах.

Данный способ невыгоден по технико-экономическим сообра­жениям, поскольку осуществление, его требует больших металлозатрат (дополнительной установки сепараторов и большой длины сборных газопроводов).

2. Вместо одного большого по диаметру коллектора прокла­дывают два коллектора, равновеликих по площади сечения боль­шому.

Данный способ можно рекомен­довать к внедрению повсеместно, если учесть при этом особенно большую, продолжительность безводного периода эксплуатации скважин. При этом способе несколько увеличиваются металлозатраты (~ на 12%), затраты на земляные ра­боты, а также на запорную и регулируемую арматуру.

3. При одной или трех перевальных (наивысших) точках большого по диаметру трубопровода устанавливают катушки с эжектором. Данный способ имеет перспективу широкого применения в борьбе с пульсациями сборных рельефных коллекторов.

На рис.5 приведена примерная схема «рельефного» сборного коллектора большого диаметра, оборудованного эжектором.

Рис. 5.Рельефный сбор­ный коллектор с эжекто­ром

Сущ­ность работы этого коллектора сводится к следующему.

Вследствие незначительного сужения нефтегазовой струи в эжекторе, заключенном в катушку Б, в сечении его С—С полу­чаются повышенные скорости смеси. В результате этого в газоотводной трубке А, соединенной од­ним концом с эжектором в точке С, а другим — с самой высокой точкой трубопровода (перевальной), образуется пониженное давление, подсос газовых скоплений из газового «мешка» и тем самым этот газ увлекается в пониженную часть сборного коллектора.

Схема 3. Системы сбора и транспортирования нефти, зависящие

Дата добавления: 2014-01-05