2.2.1.2. Основные системы сбора продукции скважин

К основным характеристикам системы сбора относят давление и способ транспортировки продукции.

По давлению различают самотечные и высоконапорные системы; по спо­собу транспортировки продукции - раздельные и совместные.

Самотечные системы сбора нефти предусматривают расположение уст­ройств для замера и сепарации нефти в непосредственной близости от сква­жин, от которых нефть и вода за счет разности геодезических отметок само­теком поступают на сборный пункт. Сборный пункт обслуживает несколько скважин, от него нефть и воду насосами перекачивают к установкам подго­товки нефти. Если газ и нефть с водой транспортируются по отдельным тру­бопроводам, то подобный способ называется раздельным (двухтрубным). На рис 2.5 представлена схема самотечной двухтрубной системы сбора про­дукции скважин.

В настоящее время обустройство нефтяных месторождений осуществ­ляют с применением высоконапорных однотрубных систем сбора продукции скважин (рис. 2.6).

В высоконапорных системах продукция скважин может транспортиро­ваться на значительные расстояния под устьевым давлением порядка 6 МПа. Высоконапорные однотрубные системы сбора позволяют:

• полностью устранить потери легких фракций нефти, доходящие до 3 %;

• снизить металлоемкость;

• сократить эксплуатационные расходы.

Состав объектов сбора и подготовки нефти к транспортировке решается к каждом отдельном случае в зависимости от состава добываемой продук­ции и расстояний между месторождениями.

2.2.1.3. Установки для подготовки нефти

Примерно 70 % всей нефти добывают в обводненном состоянии. На раз­ных стадиях разработки нефтяных месторождений содержание воды в нефти колеблется от практически безводной до 98-99 %. При движении нефти и воды по стволу скважины и трубопроводам происходит их взаимное пере­мешивание и образование эмульсии из-за наличия в нефти особых смолис­тых веществ - природных эмульгаторов (асфальтены, смолы и т. д.). Вода, соли и механические примеси вызывают непроизводительную загрузку тру­бопроводного транспорта. При транспорте загрязненной нефти засоряются транспортные коммуникации, оборудование, аппаратура, резервуары, снижа­ется производительность технологических установок нефтепереработки, на­рушается технологический режим работы отдельных установок и аппаратов, ухудшается качество нефтепродуктов. Особенно опасно содержание солей в сернистых нефтях: сероводород с хлористым водородом являются особо коррозионными. Поэтому добываемую нефть необходимо освободить от воды, солей и механических примесей как можно раньше, с момента образо­вания эмульсии.

С целью подготовки нефти к дальнейшему трубопроводному транспорту на УКПН выполняют дегазацию, обезвоживание, обессоливание и стабили­зацию нефти.

Наиболее целесообразно устанавливать УКПН в пунктах максимальной концентрации нефти на промысле, например в товарных парках.

Процесс стабилизации нефти необходим для уменьшения потерь лег­ких углеводородов (этан, пропан, бутан и т. д.). Он заключается в том, что нефть подогревают до температуры 80-120 °С в специальной стабилизаци­онной колонне и отделяют легкие фракции. После этого они охлаждаются и конденсируются. Продукты стабилизации направляют на газоперерабатыва­ющий завод, а нефть - на нефтеперерабатывающий завод. Обычно стабили­зационные установки размещают в районе товарных резервуарных парков или на нефтесборном пункте данного месторождения после установок обез­воживания и обессоливания.

Во время процесса обезвоживания и обессоливаиия основная масса солей удаляется вместе с водой. Однако для предотвращения коррозии обо­рудования, образования солевых отложений и других нарушений в процессах переработки нефти необходимо ее глубокое обессоливание. Перед обессо- ливанием в нефть подают пресную воду, в результате чего образуется ис­кусственная эмульсия, которую затем подвергают разрушению.

Процесс разрушения нефтяных эмульсий заключается в слиянии ка­пель диспергированной в нефти воды в присутствии деэмульгатора и осажде­нии укрупнившихся капель. Деэмульгаторы - это поверхностно—актив­ ные вещества (ПАВ), которые адсорбируются па поверхности глобул воды и образуют адсорбционный слой со значительно меньшей механи­ческой прочностью, что облегчает слияние капель воды и способству­ет разрушению нефтяных эмульсий. УКПН представляет собой неболь­шой завод по первичной подготовке нефти. Согласно технологической схе­ме (рис. 2.7), сырая нефть, поступающая по линии I, направляется в теплооб­менник 2, в котором нагревается до 50-60 °С горячей стабильной нефтью, поступающей по линии III после стабилизационной колонки 8. Подогретая нефть в отстойнике первой ступени обезвоживания 3 частично отделяется от воды и проходит через смеситель 4, где смешивается с пресной водой, по­ступающей по линии V для удаления солей, и направляется в отстойник вто­рой ступени 5 и по линии VI в электродегидратор. Отделенная вода отводится полициям IV. При необходимости улучшения степени обессоливания приме­няют несколько смесителей, отстойников и электродегидраторов, включен­ных последовательно. Обессоленная нефть насосом 14 отправляется в от- парную часть стабилизационной колонны 8 через теплообменник 7, в кото­ром за счет тепла стабильной нефти, поступающей непосредственно снизу стабилизационной колонны, осуществляется нагрев нефти до 150-160 °С.

В стабилизационной колонне 8 происходит отделение легких фракций не­фти, которые конденсируются и передаются на ГП3.

В нижней и верхней частях стабилизационной колонны установлены таре­лочные устройства, которые способствуют более полному отделению лег­ких фракций.

Внизу отпарной части стабилизационной колонны поддерживают более высокую температуру (до 240 °С), чем температура нефти, поступающей в верхнюю часть. Температура поддерживается циркуляцией стабильной не­фти из нижней части стабилизационной колонны через печь 13. Циркуляция стабильной нефти осуществляется насосом 12 по линии X.

В результате нагрева из нефти интенсивно испаряются легкие фракции, которые поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны, где на та­релках происходит более четкое разделение на легкие и тяжелые углево­дороды. Пары легких углеводородов по линии VII из стабилизационной ко­лонны поступают в конденсатор холодильник 9, где пары охлаждаются до 30 °С, основная их часть конденсируется, накапливается в емкости по ли­нии VII и подаётся на горелки печи 13. Конденсат, или как его еще называ­ют ШФЛУ, - широкие фракции легких углеводородов, перекачивают насо­сом 11 в емкость хранения по линии IX.

На рис. 2.8 представлена установка подготовки нефти с техническими ха­рактеристиками:

• количество перерабатываемой нефти 2000 т/ч;

количество пластовой воды 1250 т/ч;

• 

  содержание соли в обработанной нефти 4 мг/л (не более).

Наряду с отечественными агрегатами, для комплексной подготовки неф­ти используется и оборудование зарубежных производителей. Одним из наи­более известных поставщиков оборудования для комплексной подготовки нефти является фирма "MALONEY".

На рис. 2.9 представлена установка этой фирмы. Тепловые мощности блоков сепаратора свободной воды и дегидратора-сепаратора составляют - 3 Мкал/ч, а диаметр и длина этих блоков - 3,6 и 18,3 м соответственно.

Основными особенностями продукции этой фирмы являются высокое качество, надежность, долговечность работы оборудования и стоимость.