Задание: Изучите материал по теме: «Технология сбора и подготовки скважинной продукции с УПСВ».

Сбор и подготовка скважинной продукции на промыслах

Продукция нефтяной скважины - это нефть с растворённым газом, вода с растворенными минеральными солями, попутный нефтяной газ с парами тяжёлых (С5+высш) углеводородов и воды, механические примеси (частицы породы, коррозии, кристаллы минеральных солей, гидраты, твёрдые углеводороды). При подъёме от забоя до устья происходит сильное перемешивание этой системы, образуются нефтяные эмульсии. На промысле продукцию всех скважин надо измерить, собрать и довести до товарных качеств. Количество продукции каждой скважины следует замерять ежесуточно.

Продукция газовой скважины – это природный газ с парами тяжёлых углеводородов и воды, капельная вода, нестабильный углеводородный конденсат, мехпримеси.

Система промыслового сбора и подготовки нефти – это сложная, разветвленная сеть трубопроводов и разнообразного технологического оборудования и аппаратов, предназначенная для сбора, замера продукции скважин и подготовки товарной нефти к транспорту по магистральному нефтепроводу потребителям.

Она должна обеспечить:

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

- Отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды

- Надежность работы каждого звена и системы в целом

- Высокие технико-экономические показатели работы

Сбор нефти и газа на промыслах – это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа до центрального пункта сбора. Они транспортируются под действием напора, обусловленного:

– давлением на устье скважин,

– давлением, создаваемого насосами (при необходимости).

Выбор схемы внутрипромыслового сбора продукции скважин зависит от:

– систем разработки месторождений,

– физико-химических свойств пластовых жидкостей,

– способов и объемов добычи нефти, газа и воды.

Это дает возможность:

– замера дебитов каждой скважины;

– транспорта продукции скважин под давлением, имеющемся на устье скважин, на максимально возможное расстояние;

– максимальную герметизацию системы в целях исключения потерь газа и легких фракций нефти;

– возможность смешения нефтей различных горизонтов;

– необходимость подогрева продукции скважин в случае добычи высоковязких и высокопарафинистых нефтей.

Нефтепроводы, по которым осуществляется сбор нефти от скважин, называются сборные коллекторы, давление в коллекторе называется линейным давлением.

Современные системы сбора и подготовки продукции скважин характеризуются как:

однотрубные (продукция отводится от скважины по одной трубе без разделения на жидкость и газ),

напорные (продукция отводится от скважины под собственным давлением),

герметизированные (нет непосредственного контакта продукции скважин с атмосферой).

При этом продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где проводится измерение дебитов (производительность) отдельных скважин, затем по трубопроводу нефть в газонасыщенном состоянии (без отделения нефти) направляется на ЦПС.

Помимо однотрубных систем сбора применяются и двухтрубные, когда после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где осуществляется первая ступень сепарации нефти (отделение основного количества газа от нефти). После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, а газ по отдельному газопроводу за счет давления в сепараторе ДНС (обычно 0,6-0,8 Мпа) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяются на больших по площади месторождениях нефти, когда давление скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.

На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продукцией обводненных скважин, поступает на ЦПС. Также раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, например не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводненных скважин и продукция, которую нежелательно смешивать, по отдельным выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам транспортируется до ЦПС.

Система сбора и подготовки, например, на нефтяном промысле включает в себя трубопроводы, автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) (рисунок 1),установку подготовки нефти (УПН) (рисунок 2), установку подготовки воды (отстойники воды) (УПВ) (рисунок 3).

            Рисунок 1. АГЗУ

      Рисунок 2. Установка подготовки нефти

              Рисунок 3. - Отстойники воды

Воду, отделённую от нефти, очищают от различных примесей (нефть, мехпримеси, минеральные соли, вредные газы) и используют в системе поддержания пластового давления. Попутный газ как ценнейшее топливо и химическое сырье следует использовать для собственных нужд промысла, а избыток направить на газоперерабатывающий завод.

Одна АГЗУ может обслуживать до 14 скважин. Для этого имеется переключатель скважин, сепарирующий узел, устройства для замера количества добываемой жидкости, устройства для замера количества газа(при необходимости). По разработанной программе автоматически одна из скважин переключателем ставится на замер. Здесь же продукция обслуживаемых скважин смешивается и под собственным давлением или с помощью дожимных насосов направляется на УПН, где нефть сепарируется, обезвоживается, обессоливается и стабилизируется.

Необходимость подготовки нефти, газа, конденсата именно на промыслах объясняется требованиями безопасности, экологии, экономики. Минерализованная вода сильно корродирует стальные трубопроводы, что ведёт к преждевременным отказам (порывам) нефтепроводов и взрывам газопроводов. Появление второй фазы (газ в нефти, жидкость в газе), наличие механических примесей затрудняют трубопроводный транспорт углеводородов, возникают осложнения и повышенные энергозатраты на перекачку.

Кроме этого, нефтепромысловое оборудование объединяется в такие объекты, как дожимная насосная станция (ДНС), кустовая насосная станция (КНС), компрессорная станция (КС), центральный пункт подготовки нефти (ЦППН), товарный парк и др.

Система сбора и подготовки нефти должна обеспечить оптимальную централизацию объектов технологического комплекса в районе наиболее крупного месторождения нефтедобывающего района.

Продукция скважин под устьевым давлением направляется в выкидные линии диаметром 100…150 мм и длиной 0,8…3,0 км. Из выкидных линий продукция скважин поступает на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ), где производится отделение попутного нефтяного газа от жидкости и автоматическое поочерёдное измерение количества продукции каждой скважины отдельно по газу и отдельно по жидкости (нефти с водой). 

После АГЗУ продукция всех подключенных скважин снова смешивается и единым потоком (газ, нефть, вода) по сборному коллектору диаметром от 100 до 500 мм и длиной до 8 км под собственным давлением поступает на дожимную насосную стацию (ДНС). Таким образом, давление на устье скважин должно обеспечить однотрубный герметизированный транспорт нефти через АГЗУ до ДНС. 

На ДНС производится первая ступень сепарации нефти, как правило, при давлении 0,6 МПа. Отделившийся попутный нефтяной газ под собственным давлением транспортируется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). При отсутствии условий подачи газа на ГПЗ он может использоваться как сырьё газотурбинных электростанций или, в худшем случае, сжигаться в факелах высокого давления (ФВД).

Когда обводнённость добываемой жидкости  достигает 15…20% ,  на ДНС устанавливают установки предварительного сброса воды (УПСВ).

Они  предназначены для:

-           дегазации легких, средних и тяжелых нефтяных эмульсий;

-           выведения, сбора и очистки попутного нефтяного газа;

-           подготовки и сброса пластовой воды в систему поддержания пластового давления.

Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ включает в себя:

-  закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов - деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций;

-  нагрев продукции скважин (при необходимости);

-  транспортиртировку дегазированной нефти на ЦПС.

Конструкция установки УПСВ

Установки предварительного сброса воды УПСВ изготавливаются в виде горизонтальных цилиндрических емкостей с эллиптическими днищами. Сама установка - это нефтегазовый сепаратор с функцией сброса воды. В корпусе расположены люки и штуцеры для установки технологического оборудования и контрольно-измерительных приборов. Внутри корпуса могут быть установлены внутренние теплообменные устройства для нагрева нефтяной эмульсии при необходимости (рисунок 4).

В комплект также может входить шкаф с размещенными внутри приборами КИПиА и системой автоматики.

Внутри корпус поделен на отсеки, в которых поэтапно происходит весь технологический процесс.

Продукция добывающих скважин под давлением попадает в установку УПСВ через устройство ввода. Далее рабочий продукт проходит через успокоительную перегородку. В секции коалесценции осуществляется задержка капельной влаги из нефти и газа, ее сбор и отведение. Если производится подготовка попутного нефтяного газа, он окончательно очищается и обезвоживается в струйном каплеотбойнике. При подготовке нефти эмульсия после секции коалесценции попадает в секцию сбора нефти, откуда выводится окончательно.

Рисунок 4.  Установки предварительного сброса воды УПСВ

Это связано, во-первых, с необходимостью снижения энергозатрат на транспорт балластной воды вместе с нефтью до центрального пункта подготовки нефти (ЦППН), расстояние до которого может составлять несколько десятков километров. И, во-вторых, с целью снижения расходов на транспорт пластовой воды в обратном направлении от ЦППН до нагнетательных скважин.

Содержание воды в нефти после УПСВ не должно превышать 5…10% масс. Технология отделения пластовой воды на УПСВ должна предусматривать возможность закачки воды в нагнетательные скважины без её дополнительной очистки. Вода с УПСВ под собственным давлением поступает на кустовую насосную станцию (КНС) или при необходимости дополнительной очистки, на установку подготовки воды (УПВ).

На ДНС с УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения  частично используется на собственные нужды ДНС (котельная, ГТЭС и др.),  а оставшийся подается на ГКС (газокомпрессорная станция) для дальнейшей переработки.

Жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ с ДНС. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на УПН и ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ включает в себя:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды;

3) нагрев продукции скважин;

4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

7) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов - деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в "отстойные" аппараты;

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5 – 10%. (рисунок 7)

Схема установки

Рисунок 5.-  Дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса

Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), 

                           ГС – газосепараторы;

                           ОГ – отстойник горизонтальный; 

                           Н-1,Н-2 – центробежные насосы.

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента - деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций - подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.

Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти. Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосных.

Частично дегазированная нефть далее насосами подаётся по коллектору на расстояние до нескольких десятков километров на ЦППН (или ЦПС – центральный пункт сбора). На ЦППН собирается нефть со всех ДНС, расположенных на месторождении. ЦППН размещают на базовом месторождении, добыча которого составляет 40% и более от общей добычи района. Если в районе нет базового месторождения, то ЦППН размещают на ближайшем к начальной точке магистрального нефтепровода месторождении.

На ЦППН также может подаваться нефть с АГЗУ ближайших эксплуатационных скважин, минуя ДНС. Для небольших месторождений, по форме приближающихся к кругу, ДНС обычно не строят, так как нефть способна под собственным устьевым давлением дойти по трубопроводу до ЦППН.

На ЦППН производится окончательная подготовка нефти, приём и учёт товарной нефти, подача товарной нефти на сооружения магистрального транспорта, подготовка и утилизация пластовой воды, подготовка попутного газа к транспорту.