Обустройство морских месторождений

Для эксплуатации морских месторождений строят специальные морские основания с надводными эстакадами и приэстакадными площадками. С площадок бурят скважины (в основном кустовые) и располагают на них технологическое оборудование, производственные, административные и культурно – бытовые объекты. Эстакады соединяют площадки между собой и служат основой для трубопроводного и иного транспорта. Эстакады бывают двух типов:

1. Прибрежные, расположенные вблизи берега и имеющие с ним надводную связь;

2. Открытые, расположенные вдали от берега и не имеющие с ним надводной связи.

Для первого случая подготовка нефти, газа и воды осуществляется на берегу. Для второго случая на первой стадии разработки подготовку продукции так же выгодно осуществлять на берегу; а на последних стадиях разработки (при высокой обводнённости) подготовка осуществляется на приэстакадных площадках. Связь с берегом осуществляется либо с помощью подводных трубопроводов, либо с помощью танкерного флота.

Вышеописанное обустройство морских месторождений проиллюстрировано рис.6.

Рис.6. Схема обустройства морских нефтяных месторождений

Месторождение «А», расположенное вблизи берега, эксплуатируется индивидуальными (1) или кустовыми (2) скважинами, расположенными на приэстакадных площадках (3), имеющих с берегом надводную связь (4). Продукция скважин по выкидным линиям, проложенным надводно по эстакадам, поступает на береговую ГЗУ (5), а оттуда под собственным давлением на трёхступенчатую сепарацию в сепараторы 6, 7 и 8.

Отсепарированная нефть накапливается в сырьевых резервуарах (9) откуда подаётся на УКПН (10). Доведённая до требований нормативных документов, нефть накапливается в резервуарах товарного парка (11), а затем после автоматического контроля качества на устройстве (16), сбрасывается в сырьевые резервуары (19) ГСМН (20) и потоком I направляется потребителю.

Газ первой ступени сепарации эжектирует в устройствах (21 и 22) газы последующих ступеней сепарации и одним потоком поступает на УКПГ (23) и ГСМГ (24) после чего потоком II направляется потребителю.

Сточная вода с УКПН поступает на УКПВ (12), затем на КНС (13) и по водоводам высокого давления (14), проложенным надводно, подаётся в нагнетательные скважины (15).

Продукция месторождения «Б», расположенного вдали от берега, после замера дебита на ГЗУ (5) подаётся на так называемое автоматическое устройство снижения пластового давления (25), на котором осуществляется глубокое однократное разгазирование продукции. Жидкая фаза накапливается в сырьевых резервуарах (26) и на первых стадиях разработки либо откачивается ДНС (27) по подводному трубопроводу на берег для подготовки, либо потоком III направляется на заполнение танкеров. На более поздних стадиях разработки жидкость непосредственно из резервуаров (26) подаётся на УКПН (28), смонтированную на отдельной приэстакадной площадке. Подготовленная нефть накапливается в резервуарах товарного парка (31) и через автоматическое устройство контроля качества продукции (32) откачивается в сырьевые резервуары (35) ГС нефтепровода (36), откуда поступает либо по подводному трубопроводу на ГСМН (20), расположенным на берегу, либо идёт на заполнение танкерного флота.

Газ однократного разгазирования с (25) на самой ранней стадии разработки сжигается в факеле (37). На более поздних стадиях КС (38) направляет газ на УКПГ (23), расположенную на берегу по подводному трубопроводу. На ещё более поздних стадиях разработки подготовка газа осуществляется на УКПГ (39), сооруженных к этому времени на отдельной приэстакадной площадке. Подготовленный газ поджимается на КС (40) и по подводному трубопроводу подаётся на ГСМГ (24).

2.7.Особенности обустройства месторождений за рубежом

В Западном мире принято различать месторождения, принадлежащие мелким собственникам, и месторождения, принадлежащие крупным нефтедобывающим компаниям.

В первом случае, территория месторождения расчленяется на несколько участков, принадлежащих различным владельцам. Добыча нефти на этих участках обычно осуществляется сравнительно небольшим числом скважин (вплоть до 1 – 2) и не превышает нескольких десятков или сотен тонн в сутки. Владелец участка продаёт свою нефть нефтепроводным компаниям, имеющим свои системы трубопроводов и резервуарных парков, расположенных либо на территории участков, либо вблизи от них. Качество продаваемой нефти должно соответствовать требованиям, указанным в контракте, в противном случае, участок отключается от сборного коллектора. Это вынуждает владельцев участков осуществлять весь цикл подготовки продукции даже от одной малодебитной скважины. Разумеется, в таких условиях централизованные системы сбора невозможны, а технологические схемы подготовки продукции характеризуются исключительным многообразием.

Во втором случае, особенно характерном для стран Ближнего и Среднего Востока, схемы сбора выполнены по лучевой или групповой схеме, но подготовка продукции в подавляющем большинстве случаев полностью осуществляется на промысловых сборных пунктах или даже у отдельных скважин, а на ЦПС подготовке подвергается лишь нефть, сбрасываемая из резервуаров при их очистке, причём, в целом, технологические схемы не стандартны.

Так на месторождениях Среднего Востока, разрабатываемых такими гигантами как «Стандарт ойл», «Ройял датч» и «Бритиш петролеум» основными объектами обустройства являются так называемые групповые установки, обслуживающие обычно 8 – 12 скважин, в радиусе 8 – 10 км. На них кроме замера дебита осуществляется многоступенчатая сепарация (число ступеней до 7, что обеспечивает не только качественное отделение нефти от газа, но и стабилизацию нефтей), очистка нефти от растворённого сероводорода, очистка газа от сероводорода и откачка продукции. Характерной особенностью является отсутствие процессов обезвоживания и обессоливания ибо в подавляющем количестве продукции месторождений Среднего Востока вода отсутствует даже после 50 – 60 лет эксплуатации, что объясняется целым рядом причин. Производительность подобных групповых установок порядка 25 тыс.т./сутки, а стоимость около 1 млн.долларов.

Вопрос № 3. Технологическое оформление систем сбора продукции скважин для газовых и газо – конденсатных месторождений.

3.1. Особенности обустройства мелких и средних месторождений

3.1.1. Обустройство месторождений, находящихся в многолетней эксплуатации

Принято различать индивидуальную и групповую систему сбора. Индивидуальная бывает трёх типов: линейная – все скважины подключены к одному общему коллектору, по которому продукция доставляется на газосборный пункт (ГСП); лучевая – все скважины подключаются к нескольким коллекторам, подходящим к ГСП в виде лучей; кольцевая – газосборный коллектор выполнен в виде кольца. Особенность индивидуальных схем состоит в необходимости сооружения у каждой скважины объектов, предназначенных для замера дебита и очистки газа. А отсюда, большое количество оборудования, рассредоточенного по площади месторождения, что связано со значительными капитальными и эксплуатационными затратами.

Более совершенна групповая система, которая позволяет осуществлять замер дебитов и подготовку газа на ГСП, расположенных в центре группы скважин. В зависимости от размеров месторождения ГСП может быть несколько. Различают групповую систему децентрализованную и централизованную. Если весь комплекс сооружений по подготовке газа расположен на центральном ГСП, а на групповых СП проводят лишь замер дебита и первичную сепарацию – то это централизованная система. При этом, ЦГСП часто совмещают с ГСМГ. Если весь комплекс по подготовке газа размещается на ГСП – это децентрализованная система. Как правило, на ГСМГ поступает газ сразу с нескольких месторождений по отдельным трубопроводам.

Отделённый конденсат по отдельному трубопроводу направляется на газохимический комплекс (ГХК), а вода утилизируется на месте. В этом случае, при истощении отдельных месторождений, освобождающиеся мощности УКПГ в дальнейшем не используются, а если и используются, то только в случае перевода истощенных горизонтов на режим подземного хранилища газа (ПХГ).

Описанное обустройство месторождений проиллюстрировано рис.7.

Рис.7. Обустройство мелких и средних месторождений, находящихся в многолетней эксплуатации

Газоконденсатное месторождение «А» обустроено по централизованной групповой схеме. Продукция скважин (1) по выкидным линиям (2) поступает на ГСП где осуществляется замер дебита скважин с помощью ГЗУ (3) и первичная сепарация газа от конденсата в сепараторе (4). Отделённый газ по отдельному трубопроводу поступает на ЦГСП на УКПГ (5), совмещённую с ГСМГ (6) и потоком I направляется потребителю.

Сточная вода с УКПГ подаётся на УКПВ (7), КНС (8) и закачивается в нагнетательные скважины (10).

Конденсат с помощью ДНС (9) потоком II направляется на ГХК.

Газоконденсатное месторождение «В» по децентрализованной групповой схеме. В этом случае УКПГ (5), УКПВ (7), КНС (8) и ДНС (9) смонтированы на каждом ГСП.

Газовое месторождение «С» обустроено по индивидуальной линейной схеме. В этом случае, около устья каждой скважины смонтирована индивидуальная замерная установка (ЗУ) – (3) и УКПГ (5). Подготовленный газ с помощью сборного коллектора (12) доставляется на КС (11) и на ГСМГ (6).

Газовое месторождение «Д» обустроено по лучевому индивидуальному принципу, отличающимс наличием нескольких сборных коллекторов (12-а, 12-б, 12-в).

Газовое месторождение «Е» обустроено по индивидуальной кольцевой схеме, отличающейся тем, что сборные коллектора для газа и конденсата выполнены в форме кольца.

3.1.2. Обустройство месторождений, вводящихся в эксплуатацию в настоящее время.

Принято различать так называемую перспективную и альтернативную схему. Первая представляет собой разновидность групповой схемы в которой после замера дебита вся продукция подаётся на ЦГСП по однотрубному высоконапорному коллектору. Подготовка продукции сосредоточена исключительно на ЦГСП, что позволяет не только более рационально использовать технологическое оборудование, но и применять на УКПГ более современные технологии, обеспечивающие глубокое извлечение всех ценных компонентов. Правда, однотрубные высоконапорные коллектора подвержены парафиноотложению и гидратообразованию, с которыми борются с помощью соответствующих ингибиторов.

Альтернативная схема основана на применении так называемых малогабаритных установок (МГБУ), которых известно несколько вариантов (см.табл.2). Они выпускаются в блочно – комплексном исполнении, размещаются непосредственно около скважин и сразу выдают товарную продукцию. После завершения эксплуатации месторождения МГБУ могут быть перебазированы в другое место.

Табл.2.

Основные показатели работы некоторых перспективных малогабаритных установок

3.2. Обустройство крупных месторождений

3.2.1. Обустройство месторождений, находящихся в многолетней эксплуатации

На Уренгойском, Ямбургском и других подобных месторождениях подготовка газа и конденсата осуществляется на УКПГ производительностью 20 – 27 млрд.м³/год, расположенных непосредственно на территории месторождения. Отделённая вода утилизируется на месте, а газ и конденсат по отдельным внутрипромысловым системам протяженностью до 100 км подаётся на ГСМК и ГСМГ соответственно.

3.2.2. Обустройство месторождений, вводящихся в эксплуатацию в настоящее время.

Сейчас на самом крупном месторождении Ямала – Баваненковском:

1. Мощность УКПГ увеличивается до 60 – 120 млрд.м³/год;

2. Резко сокращается длина участка УКПГ – ГСМГ;

3. Сильно увеличиваются газосборные сети на участке скважина – УКПГ.

Такой подход позволяет сократить размеры производственных площадей на промысле и объединить однотипные технологические процессы в одном месте, что ведёт к значительной экономии капитальных вложений и эксплуатационных расходов на обустройство и эксплуатацию месторождения. При этом:

1. Скважины должны быть расположены кустовым методом и разрабатывать различные горизонты (число скважин в кусте до 10);

2. На УКПГ из газа должны извлекаться все целевые компоненты, вплоть до этана;

3. При падении добычи в следствии истощения месторождения высвобождающиеся мощности должны догружаться подключением мелких месторождений – сателлитов;

4. На УКПГ должны применяться только энергосберегающие технологии, использующие холод окружающей среды.

3.2.3. Обустройство морских месторождений.

При подводном заканчивании скважин возможны три варианта системы сбора:

1. Пластовый флюид в двухфазном состоянии транспортируется по подводным трубопроводам к платформам, где расположены УКПГ;

2. В подводном модуле пластовые флюиды делятся на газ и жидкость и по разным трубопроводам поступают на платформы, где расположены соответствующие установки подготовки;

3. Пластовые флюиды через подводную станцию замера двухфазной продукции по однотрубной транспортной системе подаются к соответствующим береговым сооружениям.

Последний вариант в России считается самым перспективным.

Всё вышеизложенное проиллюстрировано на рис.8.

Рис.8. Обустройство крупных газовых и газоконденсатных месторождений

Относительно небольшие газоконденсатные месторождения «А», «В» и «С» вводятся в эксплуатацию по перспективной схеме, согласно которой на месторождениях осуществляется только замер дебита скважин (1), продукция которых по выкидным линиям (2) подаётся на ГЗУ (3), а затем по однотрубной системе сбора транспортируется на ЦПСГ где и осуществляется разделение и подготовка газа до необходимых кондиций на УКПГ)4). Подготовленный газ сбрасывается на ГСМГ (9) и потоком I направляется потребителю. Конденсат с помощью головной насосной станции (5) потоком II направляется на ГХК для разделения и переработки. Сточная вода после подготовки на УКПВ (6) с помощью КНС (7) направляется для утилизации в скважины (8).

Относительно небольшое газо – конденсатное месторождение «Д» введено в эксплуатацию по альтернативной схеме 1 –А, согласно которой продукция скважин после замера дебита на ГЗУ (3) поступает на глубокую сепарацию в сепаратор (10). Отделившиеся жидкие углеводороды с помощью ДНС (11) откачиваются на головную насосную станцию (5), а газовая фаза поступает на МГБУ (12). Отделённые этан, пропан и бутан с помощью отдельных КС (14, 15 и 16) по самостоятельным трубопроводам потоками III, IV и V направляется потребителям или на ГХК. Оставшийся метан с помощью КС (13) сбрасывается на ГСМГ (9). В последнее время, конденсат, перед перекачкой на ГХК, особенно если он находится на значительном расстоянии, стабилизируют, т.е.разделяют на две части: нефтяную (тяжелую) и так называемую широкую фракцию лёгких углеводородов (ШФЛУ), перекачиваемых по отдельным трубопроводам. Нефтяную часть обычно сбрасывают в нефтепровод, а на ГХК нправляют (под гораздо большим давлением) только ШФЛУ, в которую добавляют продукты стабилизации товарных нефтей (так называемый нестабильный бензин).

Небольшое газовое месторождение «Е» введено в эксплуатацию по альтернативной схеме 3-В, согласно которой продукция скважин после замера дебита на ГЗУ (3) поступает на МГБУ (17). Отделённый метан с помощью КС (19) сбрасывается на ГСМГ (9). Выделенный азот (поток VII) через свечу рассеивания стравливается в атмосферу. Этан, пропан, бутан и высшие углеводороды (поток III, IV и VI) с помощью КС (18) смешиваются и одним потоком VIII направляются в линию ШФЛУ.

Крупное газо – конденсатное месторождение «К» имеет собственные установки УКПВ (6), УКПГ (4) и УКПКонденсата (УКПК) – (20) на которые продукция доставляется от ГЗУ по сборному коллектору. На УКПГ осуществляется многоступенчатая сепарация и подготовка газа, который затем с помощью собственного ГСМГ (21) потоком I направляется потребителю. Отделённый в сепараторах конденсат попадает на установку подготовки конденсата (20), где проходит стабилизацию и потоком II направляется потребителю. Нестабильный бензин с установки подготовки конденсата (поток Х) и газовый бензин с УКПГ (4) (поток XI) образуют ШФЛУ, которая отдельным потоком IX с помощью ДНС (22) откачивается на НХК.

Морское месторождение (газо – конденсатное) разрабатывается по схеме, признанной в России перспективной и не нуждающейся в пояснениях.

3.3. Основные рекомендации по выбору типа системы сбора и расположения объектов для подготовки углеводородного сырья на газо – конденсатных месторождениях.

1. Крупные объединённые центры по подготовке газа и конденсата эффективны на месторождениях с большим запасом пластовой энергии и небольшим количеством жидкости в потоке (рабочее давление в системе сбора более 7 МПа, содержание жидкости в потоке до 20 г/м³);

2. При обустройстве месторождений с небольшим запасом энергии (рабочее давление до 7 МПа и содержание жидкости в потоке свыше 100 г/м³) целесообразно использовать децентрализованные системы сбора и подготовки, ибо потери на трение при транспортировании подобного двухфазного потока настолько возрастают, что собственного давления явно не хватит для транспорта при иной системе.

3. Малогабаритные установки должны использоваться на месторождениях с малым запасом пластовой энергии; при давлении в системе сбора менее 2,5 МПа;

4. При любой схеме желательно чтобы разделение газа и конденсата начиналось уже в системе сбора, а для этого необходимо прежде всего использовать охлаждение продукции до температуры окружающей среды.

Лекция № 5

Поиск по сайту: