База книг в электронке для ЭНН УТЭК / трубопроводы / krets_v_g_shadrina_a_v_antropova_n_a_sooruzhenie_i_ekspluata

2.5. Нефтегазопромысловый трубопроводный транспорт

2.5.1. Системы сбора нефти на промыслах

Продукция нефтяных и газовых скважин - смесь нефти, газа, минерализованной воды, механических смесей (горных пород, затвердевшего цемента) - должна быть собрана из рассредоточенных на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной продукции - товарной нефти, нефтяного газа, а также пластовой и сточной воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт.

Промысловая подготовка нефти

промысловой • обезвоживание

подготовки • обессоливание

Установка подготовки нефти

Рис. 2.5.1.1. Промысловая подготовка нефти

Сбор добываемой нефти - это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа до центрального пункта сбора (ЦПС). Они транспортируются под действием напора, обусловленного пластовым давлением на устье скважин, а также (при необходимости) создаваемого насосами. Сбор сопровождается точным замером продукции на каждой скважине с целью проектирования эксплуатации скважин, контроля и регулирования разработки месторождения.

Подготовкой добываемой нефти называют процесс получения товарной продукции, который включает сепарацию, стабилизацию,

61

обезвоживание (деэмульсацию) и обессоливание нефти, очистку сточной воды от эмульгированной нефти и механических примесей (шлама), а также осушку (от водяного пара) и очистку (от сероводорода

идиоксида углерода) нефтяного газа.

Внастоящее время сбор и подготовка нефти составляют единую систему процессов и представляют сложный комплекс трубопроводов, блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, технологически связанных между собой.

Она должна обеспечить:

1. Предотвращение потерь нефтяного газа и легких фракций нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки.

2.Отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды.

3.Надежность функционирования каждого звена и системы в

целом.

4.Высокие технико-экономические показатели работы. Существуют однотрубная и двухтрубная системы промыслового сбора

нефти и газа. Однотрубная (или система совместного сбора нефти и газа): вместе с нефтью собирают и газ. другой. Двухтрубная: система, в которой нефть собирается по одной трубе, а газпо другой.

Взависимости от степени заполнения трубы нефтью разделяют самотечные и напорные системы (41).

Всамотечных системах сбора движение нефти происходит под влиянием гравитационных сил, определяемых разностью вертикальных отметок в начале и конце системы.

Внапорных системах сбора движение нефти происходит под влиянием напора создаваемого пластовой энергией (естественная энергия) и напора создаваемого различного вида насосов: центробежных, объемных (плунжерных, поршневых), винтовых, струйных и др.

На старых месторождениях применяются негерметизированные двухтрубные самотечные системы сбора нефти .

Новые месторождения обустраивают напорными системами сбора , подготовки и транспорта скважинной продукции.

Взависимости от свойств пластовой продукции и назначаемых критериев (технико-экономическим показателям: себестоимость сбора, степень автоматизации, энергоемкость и др.)технологические варианты систем сбора и подготовки скважинной продукции могут быть разнообразны.

Единой универсальной системы нефтесбора не существует. В настоящее время на вновь сооружаемых нефтяных промыслах используют централизованную схему сбора и подготовки нефти,

62

высоконапорную систему сбора и подготовки нефти, газа и воды с полной автоматизацией, всех технологических процессов (рис. 2.5.1.2.).

Рис. 2.5.1.2. Принципиальная схема централизованного сбора и подготовки нефти: 1 - скважины подруслового отбора воды; 2 - водозабор открытый; 3, 13 - скважины водозаборные глубинных горизонтов; 4, 6 - насосные станции первого подъема; 7,

63

11, 16 - водоводы кольцевые; 8, 12, 14, 15 - контуры месторождений; 9 - скважины (нагнетательные) для закачки воды в пласт; 10 - нефтяные добывающие или эксплуатационные скважины; ЦПС - центральный пункт сбора; АГЗУ - автоматизированная групповая замерная установка; KНС - кустовая насосная станция; KСП - комплексный сборный пункт; ДНС - дожимная насосная станция; ГПЗ - газоперерабатывающий завод; НПЗ - нефтеперерабатывающий завод; ГНПС - головная нефтяная перекачивающая станция

От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой, где производится учет точного количества поступившей от каждой скважины нефти и возможная ее первичная обработка (отделение пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей). Далее нефть поступает по сборному коллектору на ЦПС. При сооружении одного ЦПС на несколько месторождений его устраивают на наиболее крупном. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться KСП, где частично производится обработка нефти. При необходимости АГЗУ и ЦПС устанавливают дожимную насосную станцию. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти, воды и газа.

Ниже приводятся схемы системы сбора, применяемые на месторождениях Западной Сибири и схема, разработанная Гипровостокнефтью и ВНИИСПТнефтью (Бойко В.С., 1999).

2.5.2. Системы сбора на месторождениях Западной Сибири

Применяют несколько разновидностей напорных систем нефтегазосбора, специфика которых в основном связана с кустовым размещением скважин, наклонно и направленно пробуренных на продуктивный пласт (рис. 2.5.1.2.). В этих системах нашли применение комплексные сборные пункты (KСП), на которых происходит частичная подготовка нефти и ее откачка на ЦСП, называемый еще центральным пунктом подготовки нефти (ЦППН).

Сепарация газа осуществляется в две-три ступени. Сепарация I ступени происходит при давлении 0,4-0,8 МПа перед ДНС или KСП, а газ поступает на ГПЗ, удаленный на расстояние до 100 км и более.

64

Рис. 2.5.2.1. Системы нефтегазосбора на месторождениях Западной Сибири: 1 - скважина; 2 - групповая замерная установка; 3 - блок дозирования деэмульгатора; 4 - сепаратор I ступени; 5 - дожимна насосная станция; 6 - установка предварительного сброса воды и отбора газа; 7 - сепаратор-подогреватель (деэмульсатор); 8 - сепаратор II cтупени; 9 - сепаратор III ступени; 10 - отстойник (электродегидратор); 11 - блок нагрева; I - газ на ГПЗ; II - газ потребителю; IIIтоварная нефть;IV - вода на KСП

В обводненную продукцию на KСП вводят деэмульгатор. В зависимости от того, какие технологические процессы ведут на KСП, выделяют три варианта систем.

По 1варианту (см. рис. 2.5.2.1., а) всю обводненную нефть подготавливают на ЦППН, где осуществляют сепарацию и обезвоживание.

По 2 варианту (см. рис. 2.5.2.1., б) (Западно-Сургутское месторождение) на KСП проводят частичное обезвоживание нефти.

По 3 варианту (см. рис. 2.5.2, в) (Самотлорское месторождение) на KСП подготавливают нефть в газонасыщенном состоянии без применения насосов, причем ведется раздельная подготовка безводной и обводненной нефти. На KСП имеются также установки предварительного сброса воды и отбора газа 6, нагреватели 11 и отстойники (электродегидраторы) 10 для глубокого обезвоживани нефти. Горячую воду из отстойников 10 подают в трубопровод перед I ступенью сепарации. На ЦППН проводят сепарацию II и III ступеней.

65

Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов.

Они разработаны Гипровостокнефтью и ВНИИСПТнефтью на основании обобщения научных достижений, а также отечественного и зарубежного опыта. В основу этих схем положено совмещение процессов сбора и подготовки при максимальном концентрировании основного технологического оборудования на ЦСП. На месторождении размещаются только ГЗУ. В связи с разнообразием условий конкретных месторождений комплекс может иметь два варианта технологической схемы размещения дополнительного оборудования на месторождении:

I cтупень сепарации с ДНС и с предварительным обезвоживанием нефтью, причем качество воды должно удовлетворять требованиям закачки в трещиновато-пористый пласт;

II ступень сепарации с насосной откачкой без сброса воды. Унифицированная технологическая схема показана на рис. 2.5.2.2.

В схеме можно выделить пять узлов-установок замера продукции скважин (ГЗУ), нефти (УПН), воды (УПВ) и шлама или механических примесей (УПШ). Нефть, газ и вода под давлением до 1,5-3 МПа из скважин 1 по выкидным трубам (шлейфам) диаметром 75-150 мм, длиной 0,8-4 км направляются в автоматизированные групповые замерные установки 2 (типа "Спутник)", где происходит отделение газа от жидкости (нефти, воды) и автоматическое поочередное (поскважинное) измерение расходов жидкости и газа.

После замерной установки нефть, газ и вода снова смешиваются и транспортируются по сборному коллектору диаметром 200-500 мм, длиной до 7-70 км под собственным давлением до УПН. Допустимые пределы однотрубного транспортирования в зависимости от рельефа местности, вязкости и расхода продукции, диаметра трубопровода и давления на его входе можно выбрать по таблице Гипровостокнефти. Для внутритрубной деэмульсации с помощью блока 3 вводится в поток деэмульгатор.

На УПН осуществляют последовательно сепарацию I ступени 4, предварительное обезвоживание 5, нагрев эмульсии 6, укрупнение капель воды 7, глубокое обезвоживание и сепарацию II ступени 8, ввод пресной воды в поток 9, обессоливание 10 и сепарацию III ступени (стабилизацию).

66

Рис. 2.5.2.2. Унифицированная технологическая схема комплекса сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающего района: 1 - скважина; 2 - автоматизированная групповая замерна установка; 3 - блок подачи деэмульгатора; 4 - сепаратор I ступени; 5 - отстойник предварительного сброса воды; 6 - печь для нагрева эмульсии; 7 - каплеобразователь; 8 - отстойник глубокого обезвоживания и II ступени сепарации; 9 - смеситель для ввода пресной воды; 10 - электродегидратор дл обессоливания; 11 - сепаратор III (горячей) ступени сепарации; 12 - резервуар товарной нефти; 13, 16, 19 - насос; 14 - автомат по измерению количества и определению качества товарной нефти; 15 - резервуар некондиционной нефти; 17 - блок очистки воды; 18 - резервуар очищенной воды; 20 - блок дегазатора воды с насосом; 21 - узел замера расхода; 22 - блок приема и откачки уловленной нефти; 23 - емкость-шламонакопитель; 24 - блок приема и откачки стоков; 25 - мультигидроциклон для отделения от сточной (дождевой) воды механических примесей;

I - товарный нефтяной газ; II - товарная нефть; III - очищенна вода на KНС; IV - пресная вода; V - промысловые ливневые стоки; VI - газ на свету

Обезвоженная и обессоленная нефть из сепараторов 11 самотеком поступает в два попеременно работающих герметизированных резервуара 12 на кратковременное хранение. Из них нефть забирается подпорным насосом 13 и подается на автоматизированную замерную установку количества и качества товарной нефти 14 (типа "Рубин"). Если нефть отвечает кондициям, то она направляется в парк товарных резервуаров и далее в магистральный нефтепровод и на НПЗ. Если

67

нефть окажется некондиционной по содержанию воды (более 0,5 %) и солей (более 100 мг/г), то задвижка на входе в товарный резервуар автоматически закрывается и открывается задвижка для возврата нефти на дополнительное обезвоживание и обессоливание. Необводненная нефть минует часть узлов УПН и поступает сразу в концевые сепараторы III ступени 11, где смешивается с обезвоженной и обессоленной нефтью. Отделившийся газ по сборным газопроводам поступает на УПГ, весь комплекс оборудования которого называют газобензиновым заводом. Обычно УПГ монтируют для большой группы месторождений, где имеются большие запасы нефтяного газа. На промысле (месторождении) подготовка газа не осуществляется.

Отделившаяся в отстойниках и электродегидраторе вода самотеком поступает на УПВ. Там она проходит через блоки очистки 17 и дегазации 20 и через узел замера 21 подается на кустовые насосные станции (KНС) для закачки в пласт. Уловленная в блоке 22 нефть откачивается на УПН.

Шлам, который отделяется от нефти и воды на УПН и УПВ, поступает в емкость-шламонакопитель 23 УПШ. Вода из емкости 23 и сточная вода из промысла поступает в блок стоков 24, откуда откачивается в мультигидроциклон 25 для отделения шлама. Шлам собирается в емкости 23, а вода подается на вход УПН. Газы дегазации воды поступают на свечу для сжигания.

При такой схеме сбора и подготовки потери углеводородов сведены до минимума (0,2 %).

2.5.3. Система сбора и подготовки нефти (ОАО Сургутнефтегаз)

Процесс подготовки добываемой газо-водонефтяной эмульсии заключается в отделении от нефти и утилизации попутно добываемого нефтяного газа, подтоварной воды и получении нефти товарной кондиции в соответствии с требованиями ГОСТ № 9965-76. Подготовка поступившей по нефтесбору жидкости, осуществляется в несколько технологических ступеней и зависит от содержания попутного нефтяного газа и стойкости газоводонефтяной эмульсии к отделению подтоварной воды, а также физических свойств.

68

Рис 2.5.3.1. Схема сбора и транспорта нефти, газа и воды.

Поступившая на дожимную насосную станцию (ДНС) поз. 1 (рис. 2.5.3.1.) газо-водонефтяная эмульсия ступенчато сепарируется от попутного нефтяного газа и направляется на предварительное отделение воды на ус-

69

тановки предварительного сброса воды (УПСВ) поз. 2, размещаемые или на площадке ДНС, или на отдельной площадке. В зависимости от проектных решений установки предварительного сброса воды оборудуются технологическими отстойниками, нагревателями, аппаратами, насосным оборудованием. Варианты технологических схем показаны на рис. 8.3, 8.

4.(42).

Предварительно подготовленная нефть по системе напорных трубопроводов поступает на товарные парки, где на установках подготовки нефти (УПН) поз.З проходит ступенчатую подготовку до товарной кондиции. Товарная нефть по системе трубопроводов поступает на коммерческие узлы учета объединенной измерительной системы Федоровской концевой сепарационной установки (КСУ) поз. 4, где осуществляется прием - сдача нефти в систему трубопроводного транспорта нефти акционерной компании (АК) "Транснефть" поз. 5, и транспортируется на нефтеперерабатывающие заводы поз. 6.

Порядок приема - сдачи нефти по количеству и качеству определяется договором с АК "Транснефть" и действующими инструкциями по учету нефти, эксплуатации узлов учета нефти и метрологическому обеспечению и положениями о взаимоотношениях нефтегазодобывающих организаций и АК "Транснефть".

2.5.4. Системы промыслового сбора природного газа

Системы промыслового сбора природного газа отличаются от систем промыслового сбора нефти. На нефтяных месторождениях имеют дело с добычей и транспортированием вязких нефтяных эмульсий по трубопроводам, а на газовых месторождениях - с добычей и транспортированием маловязких «чистых» газов и газоконденсатных смесей.

Элементы сборной сети: устьевая арматура (фонтанная арматура), газоотводные линии (шлейф, манифольд), отключающие задвижки газосборных . На современных газовых месторождениях система сбора и подготовки газа включает в себя : установку предварительной подготовки газа (УППГ), УКПГ, ГС (головные сооружения),(41).

Существующие системы сбора газа классифицируются (1;41):

•по степени централизации технологических объектов подготовки газа;

•по конфигурации трубопроводных коммуникаций;

•по рабочему давлению.

По степени централизации технологических объектов подготовки газа различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора (рис 2.5.4.1.).

70