Краснонивского месторождения

129

(6/1), где вследствии резкого снижения давления осуществляется глубокая одноступенчатая сепарация смеси.

Выделившийся газ по отдельному трубопроводу направляется на ЦПС на УКПГ (21), предварительно поджимаясь в случае необходимости на КС (21/1).

Рис.4.1. Схема сбора продукции скважин на месторождениях

с термическим воздействием на пласт.

Подготовленный газ подаётся на ГСМГ (23) и потоком II направляется потребителю.

Отделившаяся в газосепараторе жидкость самотёком проходит через подогреватель (8), обогреваемый паром (поток

V), и с температурой 50 – 600С попадает в сепаратор – отстойник (9/1), где в следствии нагрева происходит выделение добавочного количества газа и образование водой самостоятельной фазы. Для интенсификации процессов в сепараторе – отстойнике на его вход непрерывно дозируется деэмульгатор (поток IV). Выделившийся в аппарате (9/1) газ,

сбрасывается в газовую линию от газосепаратора (6/1), при необходимости с помощью эжектора.

Консорциум « Н е д р а »

130

Оставшаяся водонефтяная эмульсия и выделившаяся свободная вода накапливаются в буферной ёмкости (10/1)

откуда по мере надобности забираются ДНС (11/1) и откачиваются в сырьевые резервуары (12) УКПН (13),

расположенной на ЦПС.

Вследствии высокой вязкости продукции, затрудняющей дегазацию, выделение газа из смеси может продолжаться

ив буферной ёмкости. Накапливающийся газ отсасывается с помощью эжектора (20/1).

Продукция, попавшая в коллектор (5), попадает в замерный трап (7/1) из которого, после определения дебита скважины, газ и жидкая фаза сбрасываются в соответствующие линии системы сбора.

Подготовленная на УКПН нефть откачивается в резервуарный парк (на рис.3 не показано) ГСМН (14) и потоком I

направляется потребителю.

Вода, отделённая на УКПН, сбрасывается на УКПВ (15) и после подготовки по водоводам низкого давления направляется на КНС (16), а затем, по водоводам высокого давления (17) в нагнетательные (18) или поглощающие скважины (19).

Вотличии от предыдущих схем на УКПВ происходит накопление гораздо большего количества отделённых механических примесей, которые потоком III направляются на захоронение.

Вбольшинстве случаев подобные схемы на сегодняшний день реконструированы. Реконструкция, в основном,

сводится к замене буферной ёмкости (10/1) на резервуар гораздо большей ёмкости для резкого увеличения времени отстоя, а, значит, и более полного отделения газа и воды. Вторым направлением реконструкции является непрерывное обновление используемого деэмульгатора.

Консорциум « Н е д р а »

131

На месторождении «Б» рекомендации ВНИИПИНефти нашли более полное воплощение, а именно: в системе сбора реализован не только предварительный отбор газа, но и удаление существенной части пластовой воды и механических примесей, чему немало способствует организация циркуляции части отделённой пластовой воды, освобождённой от механических примесей. Более того, в системе предусмотрена даже утилизация тепла отходящих дымовых газов, что придаёт её весьма современные черты.

Продукция скважин (1) по выкидным линиям (2) поступает в специальный переключатель (3), направляющий её либо в сборный коллектор (4), либо в коллектор (5). По коллектору (4) продукция попадает в газосепаратор (6/2) где вследствии резкого снижения давления осуществляется глубокая однократная сепарация исходной смеси.

Выделившийся газ самотёком или с помощью КС (21/2) сбрасывается в газовую линию месторождения «А», чаще всего непосредственно на КС (21/1).

Отделившаяся в газосепараторе жидкость самотёком проходит печь (24) в которую в качестве топлива подаётся либо газ, не содержащий сероводорода, либо топочный мазут (поток VI); а в качестве окислителя используется воздух

(поток VII) и с температурой 80 – 850С попадает в сепаратор – отстойник (9/2), где поддерживается температура 60 – 650С. Для интенсификации процессов, происходящих в этом аппарате и утилизации тепла дымовых газов печи (24),

часть жидкой фазы перед подачей в сепаратор – отстойник пропускается через теплообменник (29/2), омываемый дымовыми газами печи (24), которые затем дымососом (30/2) потоком VIII направляются в дымовую трубу. В

подогретую жидкость (горячую струю) непрерывно дозируют деэмульгатор – поток IV, после чего она сбрасывается

(возвращается) в отстойник – сепаратор. Выделившийся в нём газ сбрасывается в газовую линию газосепаратора (6/2),

чаще всего прямо на приём КС (21/2).

Консорциум « Н е д р а »

132

В самом отстойнике – сепараторе происходит разделение исходной жидкой фазы на остаточную водо – нефтяную эмульсию и свободную воду. Остаточная водо – нефтяная эмульсия накапливается в сборной ёмкости (10/2) и по мере надобности откачивается с помощью ДНС (11/2) на ЦПС в сырьевой парк (12) УКПН (13). Остаточное количество газа,

продолжающего выделяться в ёмкости (10/2), также сбрасывается на приём КС (21/2), иногда с помощью эжектора.

Вода, отстоявшаяся в аппарате (9/2), забирается насосом (25/2) и прогоняется через гидроциклон (26/2), на котором происходит отделение значительной части механических примесей, сбрасываемых в аналогичную линию III идущую с УКПВ (15), расположенной на ЦПС. «Осветлённая» пластовая вода с температурой 50 – 600С частично подаётся на вход печи (24), а частично накапливается в буферной ёмкости (27/2), откуда по мере надобности откачивается насосом (28/2)

на вход УКПВ (15).

Промывка продукции скважин «осветлённой» горячей водой значительно ускоряет процессы расслоения в сепараторе – отстойнике (9/2). Основной недостаток в обустройстве месторождения «Б» кроется в очень большой загруженности печи (24), которой приходится нагревать не только всю продукцию скважин, но и рециркулирующую воду. Оставляет желать лучшего и однократное глубокое разгазирование в газосепараторе, приводящее к ощутимой потере ценных лёгких фракций.

В схеме, реализованной на месторождении «В», удалось в значительной степени избавиться от этих недостатков.

Для этого прежде всего, давление продукции сбрасывается в две ступени сначала в депрессаторе (31) и лишь затем в сепараторе – отстойнике (9/3), газ из которого, как и из буферной ёмкости (10/3), эжектируется газом тз депрессатора с помощью эжекторов (20/3). Необходимый подогрев продукции (до 60 – 650С) осуществляется путём подачи горячей струи, нагретой до 85 – 950С, и представляющей собой осветлённую воду на вход отстойника – сепаратора (9/3). Нагрев

Консорциум « Н е д р а »

133

части осветлённой воды осуществляется в теплообменнике (29/3), обогреваемом дымовыми газами, образующимися от сгорания части попутного газа в топке под давлением (32). Дымовые газы в случае необходимости перед подачей в дымовую трубу могут подвергаться очистке от агрессивных примесей. В остальном обустройство месторождения «В»

аналогично обустройству месторождения «Б».

В результате, на УКПН с месторождения «В» поступает продукция с содержанием механических примесей не более

0,1 % мас., газовым фактором не более 15 м3/т и содержащая воды не более 10 % мас., что обеспечивает надёжную работу данной установки.

Консорциум « Н е д р а »