Тема № 1. СИСТЕМЫ СБОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

КУРС

СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

СамГТУ

НТФ

САМАРА

Г

Курс «Сбор и подготовка нефти, газа и воды»

Состав курса:

1. Лекции;

2. Практические занятия;

3. Лабораторные работы;

4. Курсовая работа;

Экзамен.

ЛЕКЦИИ

Полный курс лекций в электронном виде имеется:

- в каждом представительстве ФДО;

- в деканатеЗО;

- у преподавателя.

Часть лекционного курса читается во время сессии в г. Самара.

Полный курс лекций можно получить у преподавателя во время сессии в г. Самара при обучении на предыдущем курсе.

Преподаватели:

К.х.н. доцент Борисевич Юрий Павлович сот. т. 8-927-2-04-89-46

Ст. препод. Краснова Галина Зиновьевна сот. т. 8-927-2-66-20-22

ЭКЗАМЕН

К экзамену допускаются студенты, выполнившие лабораторные работы и сдавшие курсовой проект.

Экзамен проводится по экзаменационным билетам.

Каждому студенту при подготовке ответа выдаётся папка, содержащая все формулы, схемы, графики и таблицы курса.

ЛЕКЦИИ

Лекция № 1

Тема № 1. СИСТЕМЫ СБОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

Вопрос № 1. Основные понятия и положения.

Система сбора продукции скважин – это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для размещения добываемых флюидов и их доставки до пунктов подготовки.

Любая система сбора продукции скважин должна обеспечивать осуществление следующих операций:

1. Замер дебита каждой скважины;

2. Максимальное использование пластовой энергии или давления, создаваемого скважинными насосами, для транспортирования продукции скважин до пунктов её подготовки;

3. Сепарацию нефти от газа;

4. Отделение от продукции скважин свободной воды;

5. Раздельный сбор продукции скважин, существенно различающихся по обводнённости или физико – химическим параметрам;

6. Подогрев продукции скважин или её специальная обработка при невозможности транспортирования в обычных условиях.

Универсальной системы сбора продукции скважин, т.е.такой, которую можно было бы эффективно применять на любом углеводородном месторождении в течении всего периода эксплуатации, не существует. Поэтому для каждого месторождения приходится либо создавать индивидуальную систему сбора, либо пользоваться унифицированными технологическими схемами.

В настоящее время, индивидуальные системы сбора разрабатываются, как правило, лишь для уникальных или особо крупных месторождений, имеющих общегосударственное значение. В остальных случаях используют унифицированные схемы, разумеется приспосабливая их к конкретным реальным условиям.

Основными требованиями к подобным схемам являются:

1. Полная герметизация процессов сбора, подготовки и транспорта продукции;

2. Обеспечение достижения ею кондиций, предусмотренных нормативными документами.

Унификация технологических схем с неизбежностью повлекла за собой унификацию технологического оборудования для их реализации, которая вылилась в отраслевые стандарты, действующие с января 1980 года.

Например: ОСТ 39-088-79 «Установки сбора и транспорта нефти и нефтяного газа. Параметрические ряды». ОСТ 39-091 – 79 «Установки подготовки нефтяного газа. Параметрические ряды».

В первом ОСТе в качестве основного параметра принята мощность установки, соответствующая объёму добываемой на нефтяных месторождениях продукции в м³/сутки. В соответствии с ГОСТ 8032-56 установлен следующий параметрический ряд:

400; 500; 630; 800; 1000; 1250; 1600; 2000; 2500; 3150; 4000; 5000; 6300; 8000; 10000; 12500; 16000; 20000 и 25000.

Предпочтительный диапазон мощностей от 3150 до 25000 м³/сутки.

Во втором ОСТе в качестве основного параметра принята пропускная способность установки в

тыс.м³/сутки. В соответствии с ГОСТ 2939-63 установлен следующий параметрический ряд:

12,5; 16; 20; 25; 31,5; 40; 50; 63; 80; 100; 125; 160; 200; 250; 315; 400; 500; 630; 800; 1000 и 1250

Предпочтительный диапазон от 100 до 500 тыс.м³/сутки.

Унификация технологического оборудования привела к возникновению комплектно-блочного метода (КБМ) обустройства нефтяных и газовых месторождений; ставшего в настоящее время основным. Его суть сводится к следующему: на тыловых опорно-производственных базах из широкого набора унифицированного оборудования, изготовленного на заводах, собирают блоки, из которых непосредственно в нефте – газо- добывающих районах и собирают необходимый технологический комплекс. Собранные блоки называют блочно-комплексным устройством (БКУ). В ближайшем будущем планируется осуществить перенос сборки БКУ непосредственно на машиностроительные заводы, что существенно повысит их качество. При этом, перспективными считаются следующие направления совершенствования БКУ:

1. Укрупнение БКУ вплоть до создания так называемых суперблоков, масса которых уже сейчас перевалила за 100 т., а для морских платформ за 50 тыс.т.;

2. Унификация самих БКУ, что позволит применять одни и те же блоки в различных отраслях народного хозяйства.

В настоящее время принята следующая унификация БКУ:

1. Технологические блоки;

2. Блоки энергоснабжения;

3. Компрессорные блоки;

4. Насосные блоки;

5. Блоки автоматического управления;

6. Блоки связи;

7. Блоки теплоснабжения и вентиляции;

8. Блоки ремонтно-механических мастерских;

9. Блоки бытовых помещений;

10. Блоки очистных сооружений.

Научно-исследовательским институтом по комплексно-блочному строительству (НИПИКБС) Миннефтегазстроя СССР в 1987 г. проведена унификация проектных решений при сооружении любого БКУ. А в Миннефтегазстрое СССР в 1982 г. введена в действие «Инструкция по разработке ограничительных стандартов на комплектующие изделия, материалы, оборудование для БКУ нефтяной и газовой промышленности» - так называемое РД 102-007-81.

Вопрос № 2. Технологическое оформление систем сбора для нефтяных месторождений.

2.1. Обустройство новых месторождений, вводящихся в эксплуатацию в настоящее время.

Различают основной и дополнительный вариант унифицированной технологической схемы обустройства месторождений.

Основной вариант предусматривает обустройство нефтегазодобывающего района единым центральным пунктом сбора (ЦПС), который представляет собой комплекс сооружений, обеспечивающих подготовку нефти, газа и воды до требований нормативных документов. В этом случае, на месторождении размещаются только:

1. Скважины и выкидные линии от них;

2. Замерные установки;

3. Нефтегазосборные коллектора.

На ЦПС размещаются:

1. Сепарационные блоки первой и последующих ступеней сепарации;

2. Блоки подготовки нефти, газа и воды;

3. Блоки учёта товарной продукции;

4. Инженерные коммуникации и вспомогательное оборудование.

Основной вариант технологической схемы основан на трёх принципах:

1. Однотрубность;

2. Герметичность;

3. Напорность.

Первый принцип означает движение всей добываемой продукции (нефть, газ и вода) вплоть до сепарационных блоков ЦПС по одному трубопроводу.

Второй принцип означает полное отсутствие контакта добываемой продукции с атмосферой от устья скважины до сдачи её потребителю.

Третий принцип означает движение всей продукции или любой её части по системе сбора и подготовки под необходимым для этого давлением (полное отсутствие самотёчных трубопроводов).

Основной вариант унифицированной технологической схемы достаточно гибко подходит к утилизации попутного газа:

1. Если потребитель газа (чаще всего газоперерабатывающий завод – ГПЗ) расположен в непосредственной близости от ЦПС, то предусматривается раздельная подача газа первой ступени сепарации и остального газа низкого давления на завод без компримирования и какой – бы то не было подготовки.

2. Если ГПЗ находится от ЦПС на таком расстоянии, что бескомпрессорный транспорт газа становится невозможным, то предусматривается три подхода:

а) Газ первой ступени сепарации подготавливается отдельно от остального газа низкого давления. Затем, последний после компримирования (будучи подготовленным) смешивается с подготовленным газом первой ступени сепарации. Полученная смесь дожимается до необходимого давления и направляется на ГПЗ.

б) Газ низкого давления компримируется, смешивается с газом первой ступени сепарации и после совместной подготовки дожимается до необходимого давления и направляется на ГПЗ.

в) На ГПЗ направляется только газ первой ступени сепарации, а газ низкого давления утилизируется на месте.

Дополнительный вариант технологической схемы предусматривает возможность размещения блоков первой ступени сепарации непосредственно на месторождении. При этом, газ первой ступени сепарации транспортируется на ЦПС бескомпрессорным методом по отдельному трубопроводу, а оставшаяся газонасыщенная продукция насосами дожимной насосной станции (ДНС) по отдельному трубопроводу подаётся на ЦПС для дальнейшей подготовки. На ДНС, как правило, осуществляют также предварительный сброс пластовых вод, находящихся, в основном, в самостоятельной фазе. Утилизация отделённых вод чаще всего осуществляется на месте без какой – либо подготовки.

Выбор между основным и дополнительным вариантом унифицированной технологической схемы осуществляется с помощью специальных справочных таблиц в зависимости от объёма годовой добычи продукции на месторождении, давления в начале трубопровода, связывающего месторождение с ЦПС, его диаметра, рельефа местности, физико – химических свойств продукции и т.д.

В качестве примера рассмотрим одну из таких справочных таблиц (Табл.1.)

Если расстояние от месторождения до ЦПС превышает указанное в табл.1., то в таких случаях можно предварительно сделать вывод о необходимости использования дополнительного варианта унифицированной схемы сбора.

На рис.1 приведена типичная унифицированная схема сбора продукции скважин с группы нефтяных месторождений, вводящихся в эксплуатацию в настоящее время.

Месторождение «А» обустроено по основному варианту унифицированной технологической схемы, согласно которого продукция добывающих скважин (1/1) по выкидным линиям (2/1) – длиной до 3 км. поступает на групповую замерную установку (ГЗУ) – (3/1), а затем после определения дебита каждой скважины, по сборному коллектору (4/1) - диаметром до 500 мм и длиной до 10 км – под собственным давлением движется на ЦПС – 1, где последовательно проходит три ступени сепарации первой технологической линии в сепараторах (5/1, 6/1 и 7/1).

Таблица № 1

Справочная таблица для выбора варианта технологической схемы сбора

Рис.1. Типичная унифицированная схема сбора продукции скважин с группы нефтяных месторождений, вводящихся в эксплуатацию в настоящее время.

На первой ступени сепарации давление обычно понижают до 1,0 – 1,6 МПа; на второй ступени сепарации до 0,6 – 0,8 МПа и на третьей ступени сепарации до 0,1 – 0,2 МПа. При необходимости (большом газовом факторе, высоком устьевом давлении, значительной вязкости продукции и т.п.) количество ступеней сепарации может быть увеличено до 4 и даже более.

Поскольку потребитель попутного газа (ГПЗ) находится далеко от ЦПС-1 на первой технологической линии предусмотрена утилизация отделённого попутного газа по первому варианту, согласно которого газ первой ступени сепарации (газ высокого давления) за счёт собственной энергии поступает на свою отдельную установку комплексной подготовки газа (УКПГ) – (23/1), на которой показатели качества газа доводятся до требований нормативных документов. Подготовленный газ высокого давления самотёком поступает на компрессорную станцию (КС), совмещённую с головными сооружениями магистрального газопровода (ГСМГ) – (27), где дожимается до необходимого давления и потоком II по магистральному газопроводу направляется потребителю.

Газ второй ступени сепарации также за счёт собственной энергии поступает на свою отдельную УКПГ – (24/1), затем с помощью КС – (26) поджимается до необходимого давления и сбрасывается в линию подготовленного газа высокого давления.

Газ последней ступени сепарации (зачастую отсасываемый эжектором) поджимается КС – (25/1) и подаётся на УКПГ – (24/1).

После осуществления разгазирования продукция месторождения «А» самотёком (иногда с помощью насосов) поступает на установку комплексной подготовки нефти (УКПН) – (8/1), где её показатели качества доводятся до требований нормативных документов. Между последней ступенью сепарации и УКПН (8/1), как правило, монтируется сырьевой резервуарный парк УКПН – (16), обеспечивающий равномерную загрузку УКПН при колебаниях в объёме поступающей продукции. В данном случае, заполнение резервуарного парка осуществляется по одному трубопроводу, а опорожнение по другому трубопроводу.

Вода, отделённая от продукции месторождения «А», сбрасывается на установку комплексной подготовки воды (УКПВ) – (9/1), где осуществляется её подготовка к утилизации. В данном случае, отделённая (сточная) вода используется для целей ППД. Вода, отстоявшаяся при сепарировании продукции и при нахождении её в сырьевом резервуарном парке, также сбрасывается на УКПВ. Подготовленная вода по водоводу низкого давления (11/1) с помощью насосов, размещённых на УКПВ, подаётся на кустовую насосную станцию (КНС) -–(10/1), а оттуда по водоводам высокого давления (12/1) поступает в нагнетательные скважины (13/1).

Подготовленная нефть после УКПН с помощью насосов перекачивается через установку автоматического контроля качества (18/1), например, Рубин-2М, перед которой в качестве буфера также может находиться несколько резервуаров (17/1), заполнение и опорожнение которых в данном случае осуществляется поочерёдно по одному трубопроводу. Если качество товарной нефти соответствует требованиям нормативных документов, то задвижка (20/1) автоматически закрывается и товарная нефть через открытую задвижку (19/1) поступает в резервуарный парк (21) головных сооружений магистрального нефтепровода (ГСМН) – (22), а оттуда потоком I потребителю. Если качество подготовленной нефти перестаёт отвечать требованиям нормативных документов, задвижка 19/1 автоматически закрывается, а задвижка 20/1 автоматически открывается, в результате, нефть возвращается на УКПН (8/1) для повторной подготовки.

На месторождении «Б» добывается продукция совместимая с продукцией месторождения «А», поэтому подготовка её на ЦПС осуществляется на той же первой технологической линии УКПН, но само месторождение обустроено по дополнительному варианту унифицированной технологической схемы, согласно которого первая ступень сепарации (5/2) расположена непосредственно на месторождении с подачей газа высокого давления по отдельному трубопроводу бескомпрессорным методом непосредственно на УКПГ (23/1).

Оставшаяся после осуществления первой ступени сепарации продукция проходит под собственным давлением установку предварительного сброса вод (УПСВ) – (14) и с помощью ДНС – (15) направляется на вторую ступень сепарации первой технологической линии УКПН, расположенной на ЦПС – 1.

Отделившаяся на УПСВ сточная вода, как правило, без всякой подготовки поступает на КНС (10/2), а затем по водоводам высокого давления (12/2) в нагнетательные или поглощающие скважины (13/1).

Продукция месторождения «В» несовместима с продукцией месторождений «А» и «Б», например, по высокому содержанию сероводорода (на первых двух месторождениях сероводород отсутствует). Поэтому, на ЦПС – 1 для подготовки данной продукции сооружена вторая технологическая линия УКПН, полностью аналогичная первой линии за исключением способа утилизации попутного газа. В данном случае выбран второй вариант его подготовки, согласно которого и газ высокого давления и газ низкого давления подготавливаются на одной УКПГ (23/3) с последующей бескомпрессорной подачей его на ГСМГ (27). Разумеется, для подачи газа второй и третьей ступени сепарации на УКПГ (23/3) он предварительно поджимается на КС (24/3) и (25/3) соответственно.

Само же месторождение «В» обустроено по основному варианту унифицированной технологической схемы.

На ЦПС – 2, обслуживающим совершенно другую группу месторождений, утилизация попутного газа осуществляется по третьему варианту, согласно которого на ГСМГ (27) подаётся только газ высокого давления (поток III), а газ низкого давления (поток IV) утилизируется на месте, в данном случае сжигается в факеле.

На ЦПС – 3, обслуживающем третью группу месторождений, вследствии непосредственной территориальной близости потребителя попутного газа (ГПЗ) его утилизация сводится к подаче без какой – либо подготовки газа высокого и низкого давления по отдельным трубопроводам (поток V и VI соответственно) непосредственно на ГПЗ.

Достоинства технологических схем сбора на современных нефтяных месторождениях:

1. Возможность безнасосного транспортирования газонасыщенной продукции с отдельных месторождений до ЦПС на расстояние до 100 км и более;

2. Максимальное использование энергии пласта или давления, создаваемого скважинными насосами, для бескомпрессорного транспорта газа первой ступени сепарации;

3. Полное устранение потерь лёгких фракций, вследствии 100 % герметичности системы;

4. Уменьшение возможности отложения парафина вследствии газонасыщенности водосодержащей продукции и высоких линейных скоростей;

5. Обеспечение на длительный период полной и стабильной загрузки объектов по подготовке нефти и газа с учётом неодновременного ввода в разработку месторождений нефтяного района, что достигается за счет максимальной централизации пунктов сбора;

6. Снижение капитальных вложений в обустройство отдельных месторождений, по сравнению с другими системами сбора в 2 – 2,5 раза вследствии значительного сокращения металлоёмкости;

7. Снижение эксплуатационных затрат в 2 – 3 раза по сравнению с другими схемами сбора вследствии возможности полной автоматизации и резкого сокращения обслуживающего персонала.

Недостатки технологических схем сбора на современных нефтяныхместорождениях:

1. Невысокая точность замера дебита по отдельным скважинам вследствии особенностей работы групповых замерных установок;

2. Повышение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при глубиннонасосной эксплуатации скважин вследствии противодавления;

3. Преждевременное прекращение фонтанирования по той же причине;

4. Нерациональные затраты на транспортирование пластовой воды;

5. Недоиспользование тепла продукции скважин.

Лекция № 2

2.2. Обустройство старых месторождений, находящихся в многолетней эксплуатации

На подавляющем большинстве старых месторождений были реализованы системы сбора:

1. Бароняна – Везирова;

2. ГипроГрознефти;

3. Гипровостокнефти.

Все эти схемы, основанные на принципах негерметичности, двухтрубности и самотечности, подвергались неоднократной реконструкции с целью их модернизации. В результате, в своём чистом виде подобных схем практически не осталось.

Поэтому на рис.2 мы рассмотрим только одну схему, представляющую собой некую условную комбинацию всех вышеназванных схем, но сохраняющую все их основные черты.

А пока отметим, что под принципом негерметичности понимается замер дебита скважин в специальных негерметичных устройствах – трапах и в некоторых случаях хранение сырой нефти в открытых хранилищах.

Под принципом двухтрубности понимается раздельное движение газа и жидкости по отдельным трубопроводам начиная от ГЗУ и даже от отдельных скважин.

Под принципом самотёчности понимается организация при малейшей возможности безнапорного течения жидкой фазы за счёт разности геодезических отметок.

При этом, кроме ЦПС на каждом месторождении сооружался свой сборный пункт (СП), а обустраиваться месторождение может по индивидуальной или групповой схеме. В первом случае каждая скважина снабжается индивидуальной установкой для замера дебита и разгазирования продукции, а во втором случае подобная установка обслуживает группу скважин.

Рис.2. Схема сбора продукции скважин на старых нефтяных месторождениях

Месторождение «А» обустроено по индивидуальной схеме. Продукция скважин (1) по выкидным линиям (2), достигающим 2 км, подаётся в индивидуальные замерные установки (3), на которых кроме определения дебита производится глубокая одноступенчатая сепарация нефти от газа до давления порядка 0,4 МПа.

Отделившийся газ преимущественно под собственным давлением по отдельному трубопроводу подаётся на первую технологическую линию УКПГ (6/1), расположенную на ЦПС, территориально совпадающим с месторождением «В». Если собственного давления газа недостаточно для его самотёчной подачи на УКПГ, то он поджимается дожимной компрессорной станцией (ДКС) – (5/1) до необходимого давления. Подготовленный газ поступает на ГСМГ (21) и потоком II направляется потребителю.

Жидкость, отделённая от газа в замерных устройствах, по самотёчным трубопроводам (4/1) поступает в резервуары (7/1) сборного пункта СП – 1 месторождения «А». Резервуары на СП могут быть и негерметичными, т.е.без крыш. По мере надобности накопленная жидкость забирается насосами ДНС (8/1) и по коллектору откачивается в сырьевые резервуары (9/1) первой технологической линии УКПН (10/1), расположенной на ЦПС.

Сточная вода, отделённая на УКПН, сбрасывается на УКПВ (11/1). После подготовки она с помощью насосов по водоводу низкого давления (12/1) подаётся на КНС (13/1), а затем по водоводам высокого давления (14/1) в нагнетательные или поглащающие скважины (15/1) и (16) соответственно.

Подготовленная до требований нормативных документов нефть после УКПН накапливается в резервуарах товарного парка (17/1), откуда она по мере надобности перекачивается насосами в сырьевые резервуары (18) ГСМН (19) и затем потоком I направляется потребителю.

Месторождение «Б», продукция которого не совместима с продукцией месторождения «А», обустроено по групповой схеме, согласно которой продукция нескольких добывающих скважин подаётся на ГЗУ (20/2), на которой как и на индивидуальной замерной установке, кроме определения дебита каждой скважины осуществляется глубокая одноступенчатая сепарация нефти от газа. Дальнейшая судьба газа и жидкой фазы полностью аналогична соответствующим потокам продукции месторождения «А», за тем лишь исключением, что подготовка газа и нефти, вследствии их несовместимости с продукцией месторождения «А», осуществляется на отдельной второй технологической линии установок УКПН и УКПГ.

Сточная вода, также несовместимая со сточной водой месторождения «А», поступает на отдельную УКПВ (11/2), затем на отдельную КНС (13/2) и в нагнетательные скважины (15/2). Вода, отделившаяся в резервуарах (7/2) СП – 2, выполняющих в данном случае роль установки предварительного сброса воды, без всякой подготовки сбрасывается на КНС (13/2).

Месторождение «В», продукция которого аналогична продукции месторождения «А», так же обустроено по групповой схеме; но вследствии того, что ЦПС расположен непосредственно на его территории, и газ и жидкая фаза после ГЗУ подаются в соответствующие технологические линии с месторождения «А» исключительно по самотёчным трубопроводам без применения насосов и компрессоров.

Наконец, самое удалённое и небольшое месторождение «Г», продукция которого совместима с продукцией месторождения «А», обустроено по индивидуальной схеме. Вследствии экономической нецелесообразности транспортирования газовой и жидкой фаз по отдельным трубопроводам на ЦПС, последняя, не смотря на несовместимость, после небольшого дожатия маломощными насосами (8/4) сбрасывается в проходящий по близости коллектор с продукцией месторождения «Б». Подобное решение допустимо если доля жидкости с месторождения «Г» невелика и при смешении с продукцией месторождения «Б» это не приводит к катастрофическим последствиям (например, массовому выпадению обильного осадка). Небольшие объёмы попутного газа, вследствии отсутствия КС, сжигаются на факеле (22).

Достоинства схем сбора продукции скважин, применяемых на старых месторождениях:

1. Возможность всестороннего наблюдения за работой каждой скважины (при индивидуальном варианте обустройства);

2. Максимально длинный период фонтанной эксплуатации в связи с небольшим давлением сепарации.

Недостатки схем сбора продукции скважин, применяемых на старых месторождениях:

1. Энергия пласта или давление скваженных насосов теряются непосредственно у скважины. Поэтому необходимы значительные затраты на сооружение и эксплуатацию насосных и компрессорных станций, без которых невозможно транспортирование продукции до сборных пунктов; либо приходится изыскивать или создавать такую трассу, чтобы напор, создаваемый разностью геодезических отметок, мог обеспечить необходимую пропускную способность трубопровода по жидкости;

2. Глубокая одноступенчатая сепарация, необходимая для предотвращения образования газовых мешков при транспортировании нестабильной жидкости под невысоким давлением, приводит, при прочих равных условиях, к уменьшению выхода товарной нефти на 4 – 5 % по сравнению с многоступенчатой сепарацией.

3. Самотёчные линии не могут быть приспособлены к возможному увеличению дебитов скважин и к сезонным изменениям свойств продукции скважин;

4. Скорость течения жидкости по слабонапорным или вообще самотёчным трубопроводам невелика, поэтому вероятность образования различных отложений существенно возрастает;

5. Значительные потери (до 3 % мас.) вследствии испарения ценных лёгких углеводородов, в связи с негерметичностью системы;

6. Большие затраты на сооружение объектов вследствии их металлоёмкости, сложность их обслуживания и автоматизации.

2.3.Обустройство месторождений с термическим воздействием на пласт

Любое термическое воздействие на пласт приводит к изменению структуры и прочности коллекторов. В результате, на поверхность выносится большое количество твёрдых частиц различного фракционного состава. Самые крупные частицы диаметром от 0,01 до 0,1 мм собираются в отстойных аппаратах и трубопроводах, образуя пробки и снижая объём рабочей зоны. Более мелкие частицы существенно повышают стойкость водо – нефтяных эмульсий.

Попутный газ таких месторождений не только содержит, как правило, большое количество агрессивных компонентов (H₂S; SO₂; CO; CO₂; NO₂ и др.), но и способствует сильному пенообразованию (особенно при использовании внутрипластового горения). Сепарация газа из такой смеси в герметичной системе сбора протекает довольно медленно, что способствует образованию газовых пробок в системе сбора и подготовки нефти, а так же существенно затрудняет процесс осаждения механических примесей.

Применение теплового воздействия на пласт, особенно паротеплового, вызывает увеличение обводнённости продукции скважин на более ранней стадии эксплуатации, что, в свою очередь, приводит к преждевременному образованию аномально устойчивых водо – нефтяных эмульсий.

Наконец, целевая продукция подобных месторождений, как правило, обладает высокой вязкостью (более 1000 мПа^.с), что существенно затрудняет её сбор.

Проведённые ВНИИПИНефтью исследования показали, что для получения с подобных месторождений конкурентноспособной товарной нефти не ниже 1 группы (согласно существующей классификации) уже в системе сбора необходимо осуществлять не только предварительное разгазирование, но и отделение механических примесей и возможно большего количества воды от продукции скважин, используя все доступные средства интенсификации отстоя.

Типичное оформление подобных схем приведено на рис.3.

Продукция скважин (1) по выкидным линиям (2) поступает в специальный переключатель (3), направляющий её либо в сборный коллектор (4), либо в сборный коллектор (5). По коллектору (4) продукция попадает в газосепаратор (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.3. 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.

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.

В следствии высокой вязкости продукции, затрудняющей дегазацию, выделение газа из смеси может продолжаться и в 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).

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

В большинстве 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.

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).

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 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.

Лекция № 3

Поиск по сайту: