Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды

На основании обобщения опыта эксплуатации и научных исследований в отрасли разработаны унифицированныетехнологические схемы по сбору и подготовке нефти, газа и воды.В основу этих схем положено совмещение в системе герметизированного нефтегазосбора процессов транспорта иподготовки 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:

1. 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;

2. 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.Основной вариант унифицированной схемы комплекса нефтедобывающего района приведен на рисунке 2.8. Продукция нефтяных скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку 2 типа «Спутник», где измеряют дебит нефти,газа и воды. На групповой установке в поток газоводонефтяной смеси с помощью блока подачи реагента 3 вводят реагент-деэмульгатор для разрушения нефтяной эмульсии в промысловых трубопроводах. От групповых замерных установок по нефтегазосборным коллекторам продукция скважин поступает на центральный пункт сепарации (ЦПС), в котором происходят все операции по разделению и подготовке нефти, газа и воды. Подача продукции скважин на ЦПС и через все его технологические блоки осуществляется, как правило, за счет энергетических возможностей продуктивных пластов или установок механизированнойдобычи нефти.

Рисунок 8 — Унифициорванная 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.Окончательноеразгазирование 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 подготовкигаза 13.Кондиционная нефть из концевого сепаратора 11 поступает на прием насосов 12 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 15 – 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 таблице 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 (таблица 1), а затем нефть и выделившийся из нее газ транспортируют отдельно. Для этого предварительно разделяют нефтегазовый (нефтеводогазовый) поток на два — нефтяной (водонефтяной) и газовый.

ДОПУСТИМАЯ ПРОТЯЖЕННОСТЬ ОДНОТРУБНОГО ТРАНСПОРТА В ЗАВИСИМОСТИ ОТ РЕЛЬЕФА ТРАСС ТРУБОПРОВОДОВ И ВЯЗКОСТИ ПРОДУКЦИИ, КМ

Таблица 1

Технологические схемы процессов подготовки нефти выбирают в зависимости от физико-химических свойств продукции скважин.

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. Основной вариант схемы предусматривает подготовку нефтяных газов первой ступени сепарации методомнизкотемпературной конденсации (НТК). Нефтяной газ концевых ступеней сепарации после компримирования подвергается воздушному охлаждению, после чего осуществляется совместный транспорт газов первой и концевых ступеней сепарации. При этом для большей части нефтей конденсат в газопроводах не выделяется. Далее нефтяной газ проходит очистку от Н₂S и СО₂ абсорбцией аминами и поступает на установку осушки нефтяного газа, где он охлаждается в воздушном холодильнике и поступает в сепаратор, в котором происходит отделение от газа углеводородного конденсата. Отделяемый углеводородный конденсат насосом подается либо в нефть перед сепаратором первой ступени, либо в товарную нефть. Нефтяной газ после удаления углеводородного конденсата и свободной воды поступает в абсорбер, где его осушают раствором этиленгликоля.Нефть, прошедшая установки подготовки, называется товарной. Нефти различных месторождений отличаются по химическому составу и товарным свойствам. Из некоторых нефтей можно получить без дополнительной обработки высокооктановый бензин; другие, например, мангышлакская, содержат в большом количестве парафины, являющиеся ценным химическим сырьем. Схема переработки нефти на заводе зависит от качества нефти. Например, при переработке сернистыхнефтей в состав завода включаются установки по очистке продукции от серы, при переработке парафинистыхнефтей – установки депарафинизации. 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. По магистральному трубопроводу в пределах определенного региона перекачивается типовая нефть. 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 нефтесмесь, типа усть-балыкской, содержащая больше масляных фракций — по топливно-масляной схеме.