Технологическая схема сбора и обработки нефти (Иран)

1 - скважины; 2 - манифольд групповой установки; 3 - двухфазные сепараторы первой ступени; 4 — трехфазные сепараторы второй ступени; 5 - теплообменники; 6 - отпарная колонна; 7 - печь; 8 - воздушный холодильник; 9, 10 - электроде-гидраторы ступени обезвоживания и обессоливания; 11 - резервуар товарной нефти, выполняющий технологические функции; 12 - вывод нефти на откачку; 13 - сброс воды; 14 - нефтяная линия на охлаждение;15 - рециркуляционный насос для воды; 16 — ввод пресной воды; 17 — сброс пластовой воды из электродегидратора; 18 - ввод продувочного газа; 19 - сброс пластовой воды из сепараторов; 20 - ввод деэмульгатора.

Рис.4.6

Содержание воды в нефти на входе в электродегидраторы составляет 4 %, а время обработки нефти в них на каждой из ступеней не превышает 13 мин. Содержание воды в нефти на выходе из дегидратора первой ступени снижается до 0,2 %, а солей - до 330 мг/л. Перед второй ступенью в поток нефти вводится промывочная вода, которая затем по выходу из электродегидратора подается на прием аппарата первой ступени. Остаточное содержание воды и солей в нефти на выходе второй ступени обессоливания составляет 0,2 % и 120—300 мг/л. Дальнейшее снижение содержания солей в нефти до 30 мг/л достигается в технологическом резервуаре и при последующих товарно-транспортных операциях. Дозировка реагента типа дисолван 4462 осуществляется перед первой ступенью сепарации из расчета 8—12 г/т.

Ингибитор коррозии типа додиген 5462 вводится в поток нефти на групповой установке, а пеиоподавляющее вещество силиконового типа марки АК-6000 - перед сепараторами и продувочной колонной.

Выводы

За рубежом принято различать месторождения, принадлежащие мелким собственникам, и месторождения, принадлежащие крупным нефтедобывающим компаниям. Это самое главное, что отличает нефтегазовую промышленность в России и зарубежных странах, поэтому рекомендовать какие-либо особенности из приведенных схем не является возможным.

В случае мелких собственников, территория месторождения расчленяется на несколько участков, принадлежащих различным владельцам. Добыча нефти на этих участках обычно осуществляется сравнительно небольшим числом скважин (вплоть до 1 – 2) и не превышает нескольких десятков или сотен тонн в сутки. Владелец участка продаёт свою нефть нефтепроводным компаниям, имеющим свои системы трубопроводов и резервуарных парков, расположенных либо на территории участков, либо вблизи от них. Качество продаваемой нефти должно соответствовать требованиям, указанным в контракте, в противном случае, участок отключается от сборного коллектора. Это вынуждает владельцев участков осуществлять весь цикл подготовки продукции даже от одной малодебитной скважины. Разумеется, в таких условиях централизованные системы сбора невозможны, а технологические схемы подготовки продукции характеризуются исключительным многообразием.

Во втором случае, особенно характерном для стран Ближнего и Среднего Востока, схемы сбора выполнены по лучевой или групповой схеме, но подготовка продукции в подавляющем большинстве случаев полностью осуществляется на промысловых сборных пунктах или даже у отдельных скважин, а на ЦПС подготовке подвергается лишь нефть, сбрасываемая из резервуаров при их очистке, причём, в целом, технологические схемы не стандартны.

Так на месторождениях Среднего Востока, разрабатываемых такими гигантами как «Стандарт ойл», «Ройял датч» и «Бритиш петролеум» основными объектами обустройства являются так называемые групповые установки, обслуживающие обычно 8 – 12 скважин, в радиусе 8 – 10 км. На них кроме замера дебита осуществляется многоступенчатая сепарация (число ступеней до 7, что обеспечивает не только качественное отделение нефти от газа, но и стабилизацию нефтей), очистка нефти от растворённого сероводорода, очистка газа от сероводорода и откачка продукции. Характерной особенностью является отсутствие процессов обезвоживания и обессоливания, ибо в подавляющем количестве продукции месторождений Среднего Востока вода отсутствует даже после 50 – 60 лет эксплуатации.

Размещено на Allbest.ru