Самодуровское месторождение

103

Основные выводы и рекомендации.

На месторождении применяется напорная герметизированная система сбора нефти и газа. Необходимо заменить

100 % трубопроводов на новые. АГЗУ работают в нормальном режиме. Замеряется дебит каждой скважины.

На УПСВ Тархановкая осуществляется разгазирование продукции, и частичное обезвоживание до 10%, далее транспортируется на УПН Заглядинская. Необходимо обезвоживать до 2%.

На УПН производится нефть 1 группы качества ГОСТ Р 51858-2002.

Вода для ППД удовлетворяется нормативным требованиям, и закачивается в систему ППД Тархановского месторождения.

Произведен расчет одно и двухфахных трубопроводов, согласно которому потери на трение незначительны,

установка дополнительных насосов не требуется.

Произведен расчет отстойника и сепаратора, по результатам которого сепаратор перегружен, отстойник перегружен. Необходима установка дополнительных аппаратов.

Приведены требования охраны труда на рассмотренных установках и аппаратах.

104

Список использованной литературы:

1.Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Учеб. для вузов/ – М.: Альянс, 2005.

2.Журнал «Нефтегазовые технологии»

3.Журнал «Нефтяное хозяйство»

4.Технологический регламент УПСВ Тархановская.

5.Технологический регламент УПН Заглядинская.

6.Синайский Э.Г. «Сепарация многофазных многокомпонентных систем

7.Разгазирование и предварительное обезвоживание нефти в системах сбора. Байков Н.М., Позднышев Г.Н.,

Мансуров Р

8.Эрих В.Н. Расина М.Г. Рудин М.Г. "Химия и технология нефти и газа". Ленинград "Химия" 1972.

9.Курс лекций и практических занятий по дисциплине «Сбор и подготовка нефти, газа и воды».

10.Рабинович Г. П. Рябых П.М. Хохряков П.А. под ред. Судакова Е.Н. «Расчеты основных процессов и аппаратов

нефтепереработки». Справочник. Москва «Химия» 1979.

105

Приложения

106

Литературный обзор на тему: «Схемы сбора на месторождениях с высоковязкими и высокозастывающими

нефтями»

Основная проблема сбора и первичной обработки высоковязкой и высокозастывающей продукции состоит не столько в их высокой исходной вязкости в условиях устья скважин, сколько в их способности в десятки раз увеличивать её при остывании, часто весьма незначительном, вплоть до полного застывания, что делает невозможным её транспортирование по трубопроводам и ведёт к срыву технологического процесса.

Поэтому, при обустройстве таких месторождений основная задача сводится, с одной стороны, к нагреву продукции до необходимой температуры и как можно более долгому удержанию этой температуры; с другой стороны, должны приниматься все возможные меры к понижению вязкости и температуры застывания нефти [1].

Нагрев продукции, как правило, осуществляется либо с помощью передвижных пароподогревающих установок

(ППУ), либо с помощью различных печей. В резервуарных парках подогрев осуществляют в основном с помощью парового змеевика, проложенного по дну резервуара

Удержание достигнутой температуры максимально продолжительное время, как правило, осуществляют применяя теплоизоляцию трубопроводов, прокладывая их преимущественно подземным способом, хотя в связи с высокой трудоёмкостью работ по устройству траншей в вечномерзлотных грунтах и с учётом особенностей их поведения в условиях Крайнего Севера, всё чаще применяют надземную (эстакадную) прокладку промысловых трубопроводов [2].

В качестве теплоизоляционных материалов в настоящее время применяют: стекловату, битумокерамзит,

битумоперлит, армопенобетон, асфальтокерамзитобетон, засыпку траншей торфом, опилками, а так же полиуретановые,

полифенольные и полистирольные пенопласты. Будущее безусловно принадлежит пенопластам не только имеющим

107

коэффициент теплопроводности менее 0,05 Вт/мК, но и позволяющим формировать тепловую защиту непосредственно на трубе.

Решающее значение при выборе теплоизоляционной конструкции имеет способ прокладки трубопровода.

При надземной прокладке применяют трудносгораемые полифенольные пенопласты. Подземные трубопроводы изолируют пенополиуретановыми или пенополистирольными покрытиями [3].

Основной недостаток пенопласта - большое водопоглощение - можно устранить пропитывая поверхностный слой теплозащиты водоотталкивающим составом, например, битумом или липкой поливинилхлоридной плёнкой (ПХВ) или плёнкой из экструдированного полиэтилена,

При надземной прокладке для усиления противопожарной безопасности поверх водоотталкивающей плёнки трубопровод на всю длину заключают в кожух из металлических листов, либо в кожух из специальной спиральной навивки «нокия», а так же, через каждые 10 - 12 км сооружают огнепреградительные перемычки из стеклохолста, так называемые брандмауэры [4].

Что касается способов понижения вязкости и температуры застывания, то используемый круг методов намного шире, хотя применяются они гораздо реже тепловых. Во - первых, это перекачка в газонасыщенном состоянии на предельно допустимое расстояние, вплоть до УКПН, т.к. лёгкие предельные углеводороды являются прекрасным природным растворителем высокозастывающего парафина. Во - вторых, разбавление продукции (чаще всего на ДНС)

лёгкими нефтями, конденсатами или газовыми бензинами, если это не ведёт к выпадению осадка. В - третьих,

передвижение продукции по системе сбора с максимально возможным перепадом давления, вызывающем разрушение структуры продукции, а, значит, снижающем её вязкость. В - четвёртых, добавка в продукцию специальных веществ, так

108

называемых депрессаторов, способных существенно снижать вязкость и температуру застывания жидкости. В - пятых,

разрушение структуры жидкости с помощью различных вибровоздействий на продукцию. Наконец, в - шестых,

использование гидротранспорта; т.е.не только отделение воды лишь на УКПН, но даже её добавка в продукцию для замены трения нефть - стенка трубопровода на вода - стенка трубопровода, которое существенно ниже [5].

Описанные принципы обустройства подобных месторождений продемонстрированы на рис.1.

Продукция эксплуатационных скважин (1) месторождения «А» по выкидным линиям (2), проложенным подземно,

подаётся на ГЗУ (4). Выкидные линии теплоизолированы пенополистиролом с битумной пропиткой поверхностного слоя (3). В результате, падение температуры на ГЗУ по сравнению с устьем скважин не превышает 50С, что обеспечивает необходимую пропускную способность и отсутствие отложений на стенках выкидных линий. Расчеты показали, что при снижении вязкости продукции ~ на 30 % она может быть доставлена на ЦПС для подготовки без ДНС за счёт давления, развиваемого скважинными насосами. Поэтому, на протяжении сборного коллектора (5),

проложенного подземно, предусмотрен подогрев продукции в печи (6) до необходимого снижения вязкости. В качестве теплоизоляции сборного коллектора выбрано более совершенное пенополиуретановое покрытие (9) с

водоотталкивающим слоем на основе ПХВ [5].

109

Рисунок 1 - Схема сбора продукции скважин на месторождениях с высоковязкими и высокозастывающими нефтями

При переходе через реку сборный коллектор проложен надводно по эстакаде (7). В этом случае в качестве теплоизоляции используется пенополифенольное покрытие с полиэтиленовым водоотталкивающим слоем,

заключённым в металлический кожух (8). На ЦПС для сокращения времени сепарации продукция предварительно подогревается в теплообменнике (10) горячей сточной водой и лишь затем проходит три ступени сепарирования в сепараторах (11, 14. 15) [6].

Все сепараторы в качестве теплоизоляции покрыты армопенобетоном. Теплоизолирована и линия подачи воды в теплообменник (10) - поток IV. Все остальные коммуникационные линии вследствии незначительности их протяженности теплоизолированы стекловатой с металлическим защитным кожухом (13). Разгазированная жидкость накапливается в сырьевых резервуарах (35) УКПН (16), так же теплоизолированных стекловатой с металлической облицовкой и паровым змеевиком, проложенным по днищу - поток V.

110

После достижения на УКПН необходимой кондиции нефть накапливается в резервуарах товарного парка УКПН

(36), оборудованных аналогично сырьевым, а затем, по мере надобности откачивается в сырьевые резервуары (37)

ГСМН (20), теплоизолированные аналогично предыдущим. Перед ГСМН подогревание товарной нефти осуществляется в печах (6). Товарная нефть потоком I направляется потребителю; её качество непрерывно контролируется на установке

«Рубин» (17) и распределяется с помощью задвижек (18 и 19) [7].

Сточная вода с УКПН, отдав своё тепло в теплообменнике (10), поступает на УКПВ (30), а затем на КНС (31) по водоводам низкого давления, проложенным подземно и не нуждающимся в теплоизоляции. Поскольку закачка остывшей воды для целей ППД на месторождении «А» может привести к резкому возрастанию вязкости нефти в пластовых условиях, на КНС предусмотрен подогрев воды в печах (6) до 90 - 980С. Водоводы высокого давления (32),

проложенные подземно и подводно,

теплоизолированы вплоть до нагнетательных скважин (34) теплоизоляцией (33).

Подготовка газа на ЦПС организована по варианту, согласно которого газы последних ступеней сепарации поджимаются до необходимого давления КС (21, 22) и готовятся на УКПГ (23) совместно с газом первой ступени сепарации. Подготовленный газ поступает на ГСМГ (24) и потоком II направляется потребителю [8].

Продукция эксплуатационных скважин (1) месторождения «В» по выкидным линиям (2), проложенным подземно,

подаётся на ГЗУ (4). На ней кроме замера дебита в продукцию непрерывно дозируется депрессатор (поток III). В

результате снижения вязкости газожидкостная смесь после ГЗУ приобретает возможность без ДНС за счёт собственного давления транспортироваться до сборного коллектора (5) месторождения «А», куда и сбрасывается.

111

Небольшое месторождение «Б» обустроено по дополнительному варианту унифицированной технологической схемы, согласно которому первая ступень сепарации осуществляется непосредственно на месторождении в трёхфазном сепараторе (25). Отделённый газ под собственным давлением транспортируется по трубопроводу на УКПГ (23);

отделившаяся вода забирается насосом (26) и без дополнительной подготовки сбрасывается в водяной коллектор подготовленной сточной воды с УКПВ (30) без существенного изменения её качества вследствии незначительных её количеств. Оставшаяся водо - нефтяная смесь после ДНС (27) сбрасывается в коллектор (5). Для снижения энергозатрат на транспортирование эта эмульсия подвергается непрерывному вибровоздействию с помощью вибратора (28),

благодаря которому её вязкость существенно понижается [9].

Небольшое месторождение «Г» обустроено по основному варианту унифицированной технологической схемы, но добываемая продукция, незначительная по объёму, содержит 70 - 72 % воды, что обеспечивает ей высокую вязкость,

делающую её транспортирование практически невозможным. Поэтому, на специальном узле (29) в добываемую смесь дозируют 6 - 8 % сточной воды, приводящей к инверсии фаз, а значит, к резкому падению вязкости системы,

получающей возможность самостоятельного транспортирования под собственным давлением в сборный коллектор (5).

Поступления небольших объёмов сильно обводнённой продукции в данный коллектор не вызывает заметного возрастания вязкости смеси в трубопроводе. Для инверсии фаз используется подготовленная сточная вода после УКПВ

(30) [10].

Продукция небольшого месторождения «Д» практически безводна, но имеет такую высокую вязкость, что не смотря на основной вариант обустройства её транспортирование возможно только с помощью ДНС (27). Для снижения