2.3. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти, газа и воды
Технологическая модель современной системы сбора промысловой продукции, транспорта и подготовки нефти и воды состоит из девяти элементов, которые представлены на рис.2.7.
Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.
Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды.
Элемент 3. ДНС—газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации.
Элемент
4. ДНС
— УКПН.
Данный элемент включает участок от ДНС
до установки комплексной подготовки
нефти (УКПН). В некоторых нефтяных
регионах такой узел называют «центральный
пункт сбора продукции (ЦПС)». 
Элемент 5. ДНС — установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества.
Элемент 6. УПСВ – КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.
Элемент 7. УКПН – установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к. одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая – для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка.
Элемент 8. Установка подготовки воды – КНС. Вся водная фаза ( как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.
Элемент 9. КНС – нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.
2.4 Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды
На основании обобщения опыта эксплуатации и научных исследований в отрасли разработаны унифицированные технологические схемы по сбору и подготовке нефти, газа и воды.
В основу этих схем положено совмещение в системе герметизированного нефтегазосбора процессов транспорта и подготовки продукции скважин для ее последующего разделения в специальном оборудовании при максимальном концентрировании основного оборудования по подготовке нефти, газа и воды на центральных нефтесборных пунктах. Это дает возможность автоматизировать промысловые объекты с наименьшими капитальными вложениями.
Существует несколько вариантов унифицированных технологических схем. Например:
первая ступень сепарации размещается на площадке ДНС, осуществляется предварительное обезвоживание нефти при давлении I ступени сепарации. Качество сбрасываемой пластовой воды должно удовлетворять требованиям к ее закачке в трещиновато-пористые коллекторы как наиболее распространенные;
на месторождении размещается сепарационная установка без сброса воды.
Унифицированные технологические схемы предусматривают различные сочетания процессов герметизированного сбора и подготовки нефти, газа и воды для обеспечения требуемого качества продукции при минимальных эксплуатационных и капитальных затратах.
О
Рис.2.8. Унифицированная
технологическая схема комплекса сбора
и подготовки нефти, газа и воды.
На ЦПС перед сепараторами первой ступени 4 предусмотрено устройство для предварительного разделения газа и нефти, а также подача реагента-деэмульгатора с помощью блока подачи реагента 3 и горячей воды от аппаратов глубокого обезвоживания и обессоливания.
Нефтяной газ из сепаратора первой ступени 4 поступает на установку подготовки газа 13, а жидкая продукция — в емкость предварительного сброса воды 5, где от нефти отделяют свободную пластовую воду. Далее нефть поступает на установку глубокого обезвоживания и обессоливания, состоящую из печи 6, каплеобразователя 7, отстойника 8, смесителя 9, в котором нефть смешивается с чистой водой, и электродегидратора 10. Каплеобразователь 7 представляет собой систему трубопроводов, в которых подбором определенных турбулентных режимов течения достигается укрупнение мелких капель за счет их слияний при столкновениях под действием турбулентных пульсаций. Аппараты для глубокого обезвоживания и обессоливания нефти должны, как правило, работать с отбором нефтяного газа, выделяющегося из нефти при нагреве и снижении давления.
Окончательное разгазирование обезвоженной и обессоленной нефти проводят в концевых сепараторах 11. Нефтяной газ, отделяемый от нефти в отстойнике 8, электродегидраторе 10 и концевом сепараторе 11, направляется на установку подготовки газа 13.
Кондиционная нефть из концевого сепаратора 11 поступает на прием насосов и направляется на узел учета нефти 15, включающий влагомер 14. Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар товарной нефти 16.
Часть горячей воды, отделяемой от нефти на установке глубокого обезвоживания и обессоливания нефти, насосом 12 закачивают в поток газоводонефтяной смеси, поступающей на ЦПС. Остальная вода из установки глубокого обезвоживания и обессоливания нефти вместе с пластовой водой, отделяемой от нефти в емкости предварительного сброса воды 5, поступает на установку подготовки воды, где сначала проходит блок очистки 25, в котором от нее отделяется капельная нефть. Затем в воду добавляют ингибитор коррозии с помощью блока подачи ингибитора 26, после чего она проходит блок дегазатора с насосом 20, узел замера расхода воды 19 и направляется на кустовую насосную станцию для использования в системе поддержания пластового давления. Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар пластовой воды 18 и насос 12.
Уловленная в блоке очистки 25 капельная нефть, пройдя блок приема и откачки уловленной нефти 24 и резервуар некондиционной нефти 17, насосом закачивается в поток нефти, поступающей на установку подготовки нефти. Установка подготовки воды включает также узел подготовки сточных вод, состоящий из блока приема и откачки стоков 21, емкости шламонакопителя 22, мультигидроциклона 23.
Блоки предварительного обезвоживания нефти вводят в эксплуатацию при обводненности поступающей продукции не менее 20%.
Газы первой ступени подготавливают отдельно от газов низкого давления. Газы низкого давления должны компримироваться до давления первой ступени сепарации.
Унифицированные технологические схемы допускают применение измененных технологических схем отдельных процессов сбора и подготовки нефти, газа и воды, в которых учитываются особые условия нефтедобывающих районов, энергетические возможности месторождений, физико-химические свойства продукции скважин и др. Допускается применение насосного транспорта нефти в газонасыщенном состоянии на расстояниях от месторождения до ЦСП, не превышающих указанные в табл. 2.1.
Нефть совместно с выделившимся из нее газом в нормальных условиях не может транспортироваться на большие расстояния, т.к. объем выделившегося газа в несколько десятков раз превышает объем жидкости и для совместного их транспорта необходимо было бы сооружать трубопроводы большого диаметра, что очень дорого. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор и транспорт нефти и нефтяного газа осуществляют только на экономически целесообразные расстояния (табл.2.1), а затем нефть и выделившийся из нее газ транспортируют отдельно. Для этого предварительно разделяют нефтегазовый (нефтеводогазовый) поток на два - нефтяной (водонефтяной) и газовый.
Таблица 2.1. Допустимая протяженность однотрубного транспорта в зависимости от рельефа трасс трубопроводов и вязкости продукции, км
Объем прдук-ции, тыс. т/год |
Давление в начале трубо-прово-да, МПа |
Внутренний диаметр трубо-прово-да, м |
Вязкость продукции скважин (нефть, газ, вода), м2/с |
||||||||
10-5 |
8 * 10-5 |
2 * 10-4 |
|||||||||
Относительная сумма подъемов трассы трубопровода, м/км |
|||||||||||
15 |
30 |
40 |
15 |
30 |
40 |
15 |
30 |
40 |
|||
100 |
1,5 |
0,255 |
21,6 |
11,8 |
8,3 |
20,0 |
11,5 |
8,2 |
17,3 |
10,3 |
7,3 |
300 |
0,357 |
21,0 |
11,6 |
8,2 |
19,4 |
11,3 |
8,0 |
18,0 |
10,6 |
7,4 |
|
1000 |
0,509 |
19,7 |
11,3 |
8,1 |
17,9 |
10,8 |
7,8 |
16,3 |
10,0 |
7,2 |
|
100 |
2,0 |
0,255 |
36,7 |
19,6 |
14,6 |
34,0 |
19,0 |
14,3 |
29,1 |
17,0 |
12,5 |
300 |
0,357 |
35,7 |
19,4 |
14,5 |
33,3 |
18,7 |
14,1 |
30,0 |
17,4 |
12,7 |
|
1000 |
0,509 |
33,7 |
18,9 |
14,2 |
30,6 |
18,0 |
13,7 |
27,8 |
16,7 |
12,4 |
|
100 |
3,0 |
0,255 |
70,0 |
38,1 |
33,8 |
63,8 |
37,4 |
32,0 |
54,6 |
31,7 |
25,0 |
300 |
0,357 |
66,3 |
37,9 |
33,5 |
64,8 |
37,0 |
32,3 |
56,4 |
32,6 |
25,6 |
|
1000 |
0,509 |
65,5 |
37,2 |
32,2 |
60,0 |
35,6 |
31,5 |
53,5 |
31,5 |
25 |
|
Технологические схемы процессов подготовки нефти выбирают в зависимости от физико-химических свойств продукции скважин.
Плотность нефти, кг/м3 |
Рекомендуемое сочетание процессов подготовки нефти |
800—830 |
Предварительное обезвоживание, обессоливание, горячая сепарация |
830—850 |
Предварительное обезвоживание, глубокое обезвоживание, обессоливание, горячая сепарация |
850—870 |
Предварительное обезвоживание, глубокое обезвоживание, обессоливание, горячая сепарация, регенерация тепла товарной нефти |
870—900 |
Предварительное обезвоживание, глубокое обезвоживание, обессоливание, регенерация тепла товарной нефти, сепарация |
Нефтяной газ, отделившийся в аппаратах установки подготовки нефти, направляется по газопроводам на комплекс сооружений по подготовке газа, где осуществляются процессы компримирования, осушки и извлечения тяжелых углеводородов.
Нефть, прошедшая установки подготовки, называется товарной.
Нефти различных месторождений отличаются по химическому составу и товарным свойствам. Но вводить раздельную перекачку нефтей в зависимости от их сортов нерационально, т.к. это усложнит нефтепромысловое хозяйство, увеличит размеры резервуарного парка, приведет к созданию сложной системы нефтепроводов. Поэтому на практике нефти смешиваются в районах добычи и направляются на переработку в виде смеси.
Смешиваются нефти после их исследования. Иначе может произойти обесценивание получаемой продукции. Например, если смешать сернистую и малосернистую нефти, то не удастся получить малосернистый кокс и т.д. От особенностей химического состава нефтей зависит направление их переработки: нефти, содержащие больше светлых фракций и меньше серы, перерабатываются по топливной схеме (производство моторных, реактивных и дизельных топлив), а нефти, содержащие много масляных фракций – по топливно-масляной схеме.
По магистральному трубопроводу в пределах определенного региона перекачивается типовая нефть.