Технологическая схема сбора и обработки продукции скважин, содержащей сероводород
1 — скважины; 2 — распределительная гребенка; 3 — сепаратор для безводной нефти; 4 — замерный сепаратор; 5 - сепаратор для обводненной нефти; 6 - счетчик газа высокого давления; 7 - счетчик газа низкого давления; 8 - деэмульсатор; 9 - компрессор; 10 - линия безводной нефти; 11 - линия газа высокого давления; 12 - выход нефти после деэмульсаторов; 13 - выход воды в систему сбора для закачки;14 — линии низкого давления; 15 - сепараторы центрального сборного пункта; 16 — линии нефти с групповых установок; 17 - монитор-влагомер; 18 — буферный резервуар; 19 - система улавливания легких фракций; 20 — подпорный насос; 21 - линии газа низкого давления с групповых установок; 22 -компрессор высокого давления; 23 - коммерческий газопровод; 24 - дегазатор; 25 - фильтр; 26 - счетчики с температурным компенсатором; 27 - прувер; 28 -насос; 29 — деэмульсаторы; 30 — аварийный регулятор давления; 31 — системы ЛАКТ других потребителей. А - групповая установка; Б - центральный сборный пункт
Рис. 4.3
При неисправностях на центральном сборном пункте перекрываются задвижки на трубопроводах, идущих от групповых установок, что может привести к переполнению емкостей на групповых установках, автоматические устройства которых в свою очередь закрывают скважины. Для устранения аварии задвижки автоматически возвращаются в нормальное положение и скважины включаются в работу. Газ первой ступени сепарации с групповых установок по газопроводу направляется на центральный сборный пункт и затем — на продажу. Газ из деэмульсаторов нескольких групповых установок проходит различный путь. В соответствии с одним из них, газ из деэмульсаторов подается на прием компрессора и после некоторого сжатия направляется в линию низкого давления. Другой вариант состоит в смешении этого газа с нефтью в трубопроводе к центральному сборному пункту (ЦСП) и в последующей сепарации на его концевой ступени. Когда скважина переключена на замер, газ, идущий из замерного сепаратора, измеряется с помощью счетчика высокого давления диафрагменного типа, фиксирующего суточный газовый фактор. Газ из деэмульсаторов также измеряется ежесуточно с помощью счетчика низкого давления. На некоторых групповых установках применяют по два счетчика, устанавливаемых параллельно после замерных сепараторов, что обусловлено производительностью скважин.
Месторождение Нигерии
На рис. 2.8 приведена технологическая схема обработки продукции скважин одного из месторождений Нигерии, разрабатываемого в шельфовой зоне Атлантического океана. На месторождении добывалось около 12,7 млн. м3 нефти в год. Обводненность нефти составляет 2,5 %, минерализация пластовой воды 12 г/л, а рН—8, что несколько снижает коррозию оборудования. Деэмульсация нефти в значительной мере затруднена в связи с большим количеством в ней кристаллического парафина. Нефть на месторождении обезвоживается в герметизированных резервуарах, а блочные деэмульсаторы используются лишь для обработки промежуточного слоя.
Нефть, поступающая с морских платформ с введенным в нее деэмульгатором (дислован 20 г/т), проходит две ступени сепарации и глубоко отделяется от газа. Подача нефти в сепараторы второй ступени и в резервуары-отстойники осуществляется с помощью насосов. Отсепарированная нефть поступает через распределительные устройства, выполненные в виде маточника, в четыре параллельно и непрерывно работающих резервуара объемом 10 тыс.м3 каждый. Отстоявшаяся в них нефть с остаточным содержанием воды менее 1 % с помощью поворотных труб отбирается из верхней части резервуаров и насосами откачивается в резервуары товарной нефти, расположенные в порту и снабженные плавающими крышами для снижения потерь легких фракций.