Применяемые на морских месторождениях

Для бурения скважин, сбора и подготовки нефти, газа и воды к транспортиро­ванию на площадях морских месторождений строят морские осно­вания с надводными эстакадами и приэстакадными площадками из отработанных труб.

Сущность разработки и эксплуатации морских месторождений эстакадным способом заключается в том, что на разведанной за­лежи по заранее составленному про­екту сооружают металлические или железобетонные эстакады с прилегающими к ним приэстакадными площадками для бурения и эксплуатации скважин, сбора и подготовки нефти, газа и воды, а также для других производственных административных и куль­турно-бытовых объектов.

Эстакады бывают двух типов:

1) прибрежные, расположенные вблизи берега и имеющие с ним надводную связь;

2) открытые, расположенные вдали от берега и не имеющие с ним надводной связи.

Для прибрежных морских месторождений система сбора нефти, газа и воды заключается в подаче их по выкидным линиям, проложенным по эстакаде, на автоматизированные груп­повые замерные установки (АГЗУ), расположенные на суше. От АГЗУ нефть, газ и вода по одному или двум сборным коллек­торам транспортируются на (УПН).

На рис. 7 показана герметизированная система сбора и транс­портирования нефти, газа и воды для прибрежных морских место­рождений, а на рис. 8 - для морских месторождений, располо­женных вдали от берега.

Рис. 7. Герметизированная система сбора и транспортирования нефти, газа и воды для прибрежных морских месторождений:

1-устья эксплуатационных скважин; 2-нагнетательная скважина; 3-выкидные линии; 4-групповые автоматизированные замерные установки; 5-автоматизирован­ная установка по измерению количества и качества товарной нефти; 6-сборные коллек­тора, транспортирующие нефте-газо-водяные смеси; 7-газоперерабатывающий завод; 8-газопровод; 9-установка подготовки нефти; 10-установка подготовки воды; 11-КНС; 12-магистральный нефтепровод; 13-насос для перекачки товарной нефти; 14-резервуары товарной нефти; 15-товарный нефтепровод.

Рис.8. Герметизированная система сбора и транспортирования нефти, газа и воды для морских месторождений, расположенных вдали от берега:

1-устья эксплуатационных скважин; 2-короткие выкидные линии; 3- автомат, понижающий устьевое давление; 4-сборный коллектор; 5-сырьевые резер­вуары; 6-сырьевой насос; 7-сборный нефтепровод; 5-нагнетательная (поглощаю­щая) скважина; 9-КНС; 10-УПВ; 11-УПН; 12-автомат по измерению качества и количества товарной нефти типа «Рубни»; 13-товарный нефтепровод; 14-товарные резервуары; 15-насосная для перекачки товарной нефти; 16-магистральный нефте­провод; 17-газопровод.

Морские месторождения разбуривают наклонными скважинами с приэстакадных площадок. Число скважин на приэстакадной площадке (кусте) может колебаться от 4 до 6.

На прибрежных морских месторождениях схема расположения нефтепроводов, оборудования и установок практически не отли­чается от схемы, описанной выше (см. рис. 2), поэтому на работе этой схемы останавливаться не будем.

Сбор нефти, газа и воды на морских месторождениях, удален­ных от берега проводят следующим образом (см. рис. 8).

Нефте­газовая смесь из устья скважин 1 под собственным давлением попадает в короткие выкидные линии, из которых направляется в автомат, понижающий устьевое давление (АПУД). Из АПУД нефть и вода по сборным коллекторам 4, проложенным по морскому дну, поступают на нефтесборный пункт (НСП) в сырьевые резер­вуары. Из сырьевых резервуаров нефтесборного пункта (НСП) нефть и вода могут транспортироваться на сушу двумя путями: или с помощью нефтеналивных судов, или как показано на рис. 7, сначала, с помощью сырьевого насоса 6 по сборному нефтепроводу 7 на установку подготовки нефти (УПН). На УПН 11 происходит разделение нефти от воды и газа: вода направляется на УПВ 10, а газ — на собственные нужды. С УПВ вода поступает на КНС, из которой центробежными насосами высокого давления нагне­тается в нагнетательные скважины. Товарная нефть, обезвоженная и обессоленная на УПН, через автоматизированную замерную уста­новку «Рубин-2» подается по нефтепроводу в товарные резер­вуары 14. Из товарных резервуаров нефть забирается насосами головной насосной станции и по нефтепроводу 16, проложенному по морскому дну, подается на НПЗ.

Газ из сепараторов, установленных на приэстакадных площадках, собирается компрессорной станцией (КС) и по подводному газопроводу 17 подается также на сушу.

На начальной стадии разработки морского нефтяного место­рождения, когда нефть практически необводнена, экономически выгодно транспортировать ее на сушу из сырьевых резервуаров с помощью нефтеналивных судов — танкеров. На конечной стадии разработки, когда вместе с нефтью извлекается на поверхность значительное количество пластовой воды, обезвоживание и обессоливание нефти следует проводить непосредственно на место­рождении, а пластовую воду сбрасывать не в море, а в нагнета­тельные или поглощающие скважины.

Общий вывод ко всем схемам

Преимущества всех рассмотренных герметизированных систем сбора нефти, газа и воды заключаются в следующем:

1) они обеспечивают полное устранение потерь легких фрак­ций нефти, доходящих до 3% от добычи нефти в негерметизированных системах;

2) обеспечивают значительное уменьшение возможности образования и отложения парафина на стенках труб;

3) обеспечивают снижение метал­лоемкости системы;

4) обеспечивают сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание системы;

5) возможность полной автоматизации сбора, подготовки и контроля качества товарной нефти;

6) воз­можность транспортирования нефти, газа и воды по всей площади месторождений за счет давления на устье скважин;

7) снижение мощностей насосных станций, перекачивающих нефти с раство­ренными в них газом

Недостатки указанных систем сбора и подготовки нефти:

1) не­высокая точность измерения дебита нефти и воды по отдельным скважинам, осуществляемая при помощи автоматов;

2) повышение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при глубинно-насосной эксплуата­ции скважин;

3) преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержании высокого давления на устье;

4) при бескомпрессорном и компрессорном способах добычи нефти — необходимость увеличения подачи газа в затрубное пространство (на 20 - 40%) для подъема одного и того же количества нефти, если давление на устье скважин вместо обыч­ных 0,3 - 0,4 МПа поддерживать в пределах 1 - 1,5 МПа.

Глава 2. принципиальныЕ технологическиЕ схемЫ подготовки скважинной

Дата добавления: 2014-01-05