Принципиальные технологические схемы сбора и обезвоживания нефти на месторождениях в фрг
а - для парафинистых нефтей; б — для высокопарафинистой нефти месторождения Ландау: 1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины; 3 - дозаторы деэмульгатора; 4 - нагреватели сборного пункта, узел предварительного сброса воды; 5 — деэмульсаторы; 6 — резервуар товарной нефти; 7 — буферный резервуар; 8 - насос; 9 - линия товарной нефти; 10 - нефтеловушка; 11 - буферная емкость; 12 - линия дренажной воды;13 - трубопровод для закачки воды в пласт; 14 — трубопровод, используемый для разрушения эмульсии; 15 - сепаратор; 16 - линия газа; 17 - аппарат предварительного отбора воды
Рис.4.2
Месторождение Ландау относится к Верхне-Рейнской провинции и расположено на юге ФРГ. Месторождение разрабатывается с поддерживанием пластового давления за счет заводнения. Объем закачиваемой воды достигает 600 т/сут. Около 100 добывающих скважин обеспечивают добычу 400 - 600 т/сут (1969 г.) нефти обводненностью до 40 %. Нефть парафинистая (15%), вязкая, с температурой застывания 30ºС, плотностью 0,84 г/см3. Пластовая вода содержит 10—12 % растворенных в ней солей. Борьба с парафином в промысловом оборудовании осуществляется с помощью депрессатора типа сепапар (фирма "БАСФ"), закачиваемого в скважины один раз в неделю. Расход депрессатора составляет 15 г/т. Сбор нефти проводится на центральном пункте, являющемся одновременно и базой промысла (рис. 2.6). Давление на устье скважин летом составляет 1,0 МПа, а зимой возрастает до 6,0 МПа, что значительно затрудняет перекачку нефти.
В отличие от рассмотренного выше случая, деэмульсация нефти осуществляется по комбинированной схеме, предусматривающей работу подогревателей-деэмульсаторов в блоке с промысловой системой сбора. Дляэтого на крайних участках месторождения в трубопроводы вводится реагент сепароль 9172 (БАСФ) из расчета 15 г/т. Нефть из скважин поступает на пункт предварительного нагрева и сброса воды, расположенный на территории промысла, что обеспечивает возможность ее дальнейшего транспортирования. На пункте подогрева работают три вертикальных сепаратора-подогревателя, в которых нефть нагревается от 25 до 42 °С. Время пребывания нефти в сепараторах около 0,5 ч, часть воды при этом сбрасывается. Вода очищается от нефти в ловушке и после дополнительной очистки на фильтрах закачивается в пласт. Нефть с остаточным содержанием воды 5 — 10 % по трубопроводу длиной около 5 км транспортируется на базу промысла, где подвергается дальнейшей деэмульсации в пяти вертикальных сепараторах-подогревателях фирмы "Нейшенел Тэнк Компани" (четыре в работе, один — в резерве) при температуре 60 °С. Остаточное содержание воды в нефти после деэмульсаторов составляет 1—3 %. Обезвоженная нефть поступает в резервуар товарной нефти, из которого также сбрасывается выделившаяся вода, после чего нефть с остаточным содержанием воды порядка 0,2 % и солей 200 -250 мг/л (после предварительного подогрева) откачивается на НПЗ в Людвигсхафен. Обслуживание промысла, включающего механические мастерские и производство ремонтных работ на скважинах, осуществляется персоналом в 30 человек.
Месторождение Магнолия (США)
Систему устройства и подготовки нефти небольших месторождений, разрабатывающих залежи нефти, содержащей сероводород, можно рассмотреть на примере месторождения Магнолия (штат Арканзас). Основными особенностями месторождения и принятойсистемы обустройства являются: применение групповой герметизированной системы сбора и обработки продукции скважин (четыре групповые установки для замера и учета нефти), направляемой на центральный пункт; ежедневное измерение добытого газа счетчиками; автоматический замер скважин по предварительно составленной программе; применение раздельной системы сбора и оборудования для обводненной и безводной нефти; полная герметизация технологических процессов; применение системы улавливания легких фракций из резервуаров и емкостей. Система сбора рассчитана на сбор и обработку 2777 м3 нефти в сутки. Производительность скважин на месторождении изменялась от 16 до 317 м3/сут, продукция которых сосредоточивалась на четырех групповых промежуточных пунктах, расположенных в различных частях месторождения. Расположение групповых установок выбиралось исходя из соображений удобства их обслуживания с учетом рельефа местности. Каждая из групповых установок запроектирована с учетом возможности приема продукции близлежащих скважин, объема, газового фактора и обводненности добываемой нефти (рис. 2.7).
На групповой установке расположены сепараторы: первый для обводненной нефти, второй для безводной. Третий сепаратор является замерным. Раздельный сбор обводненной и безводной нефти обусловлен экономическими соображениями, так как позволяет резко уменьшить эксплуатационные затраты на деэмульсацию нефти. Безводная нефть направляется на центральный сборный пункт, минуя деэмульсатор, включенный в состав оборудования групповой установки. Распределительная гребенка позволяет направлять продукцию скважин в любой из сепараторов или деэмульсатор. Направление продукции скважин на замер осуществляется автоматически по программе.
Манифольд объединен в блок с панелью контроля уровня жидкости в любомиз вспомогательных аппаратов. Это позволяет при повышении заданного уровня автоматически закрыть все скважины, продукция которых поступает в эти емкости. Отключающие устройства — главное звено, обеспечивающее нормальную работу объекта и скважин в целом.