|
Сбор и внутри промысловый транспорт скважинной продукции
Продукция нефтяных скважин представляет собой сложную смесь из нефти, газа, воды, взвешенных веществ. Эта продукция, поднятая на поверхность через рассредоточенные по площади месторождения скважины должна бытьь собрана и подготовлена к дальнейшему транспорту и переработке.
Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают всё оборудование и систему трубопроводов, построенные для сбора продукции отдельных скважин, доставки её до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦППН).
Единой, универсальной системы сбора не существует, так как каждое месторождение имеет свои особенности: природно-климатические условия, сетку размещения, способы и объём добычи нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей.
Основные факторами, учитываемыми при проектировании системы внутрипластового сбора
(с учётом динамики обводнения месторождения), являются:
- начальное давление в системе сбора, группирование скважин
- взаимодействие с системами воздействие на залежь
- совместный раздельный сбор продукции скважин, выбор места сепарации газа, взаиморасположение узлов замера, сепарации, откачки
- выбор места создания центрального пункта сбора подготовки нефти, газа и воды, с учётом расположения месторождения в группе или нефтедобывающем районе
- совмещение систем промыслового сбора и транспортирования с процессами подготовки нефти
Для обоснования и проектирования рациональной системы сбора
и предварительной подготовки продукции нефтяных скважин и выбора необходимого оборудования необходимы следующие исходные данные:
- состав и физико-химические свойства продукции скважин
- состав и производительность существующих сооружений
- план ввода новых нефтяных скважин и их дебит
- действующий фонд нефтяных скважин
- план добычи нефти, газа и воды по месторождению
- план развития мощностей на прирост объёмов добычи нефти, газа и воды
- расстояние от месторождений до центральных пунктов подготовки нефти, размеры месторождений, сетка скважин
- характеристика рельефных условий местности
- сумма геодезических подъёмов на 1 км трассы, природно-климатические условия и т.д.
Основные функции системы промыслового сбора:
- измерение продукции каждой скважины или при необходимости группы скважин
- транспортирование продукции скважин с использованием энергии нефтяного пласта или насосного оборудования при механическом способе добычи до пунктов подготовки, а при недостаточном давлении – с использованием ДНС
- сепарация нефти и газа под давлением, обеспечивающим дальнейший бескомпрессорный транспорт
- при добыче высокообводнённой нефти – отделение при сравнительно низких температурах основной массы воды с качеством пригодным для её закачки в пласт
- раздельный сбор и транспортирование до центральных нефтесборных пунктов продукции отдельных скважин, смешивание которой нежелательно
- устьевой и путевой подогрев продукции нафтяных скважин, если невозможен сбор и транспорт при обычных температурах
Продукция скважин по выкидным линиям поступает на замерную установку для определения дебита каждой отдельной скважины, далее на промежуточный сборный пункт или дожимную насосную станцию, откуда направляется на центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды. Товарная нефть перекачивается в товарные резервуары нефтепроводных управлений для дополнительного транспорта. Газ после соответствующей подготовки поступает потребителю или обратно на месторождение для подачи на газлифтные скважины. Отделившаяся вода после подготовки по водопроводу закачивается в продуктивные пласты или поглощающие горизонты. При разработке залежи,
работающей на естественном режиме
продукцию фонтанных скважин, имеющих на устье давление 0,6Мпа, предварительно пропускают через сепараторы высокого и среднего или только среднего давления откуда жидкость поступает на ГЗУ, а газ – на ГПЗ.
При разработке залежи механическим способом
с поддержанием пластового давления отделившаяся вода закачивается в продуктивные горизонты, а выделившийся затрубный газ при помощи подвесных компрессоров подаётся в выкидные линии или его сбор осуществляется вакуум-компрессором
Все существующие системы сбора
и транспорта продукции скважин подразделяются на негерметизированные
самотёчные и герметизированные
напорные.
Негерметизированные самотёчные системы
Продолжают эксплуатироваться на старых месторождениях. Движение жидкости в них осуществляется за счёт разности геодезических отметок. Продукция скважин замеряется в индивидуальных (ИЗУ) или групповых (ГЗУ) замерных установках.
ИЗУ
располагается вблизи устья скважины. Нефть и вода, отделённые от газа поступают в самотёчные выкидные линии, а затем – в участковые негерметизированные резервуары сборного пункта (СП). Из них нефть забирается центробежными насосами и подаётся по сборному коллектору в сырьевые резервуары УПН. Отстоявшаяся вода утилизируется или транспортируется в виде эмульсии до сырьевых резервуаров. Газ под собственным давлением попадает на ГПЗ или на компрессорную станцию.
ГЗУ
в отличие от ИЗУ располагается вдали от скважин. На неё поступает продукция нескольких скважин. Измерение дебита индивидуальных скважин по жидкости производят переключением задвижек на распределительной батарее в замерном трапе или мернике, а газа – при помощи диафрагмы и самопишущего прибора ДП-430
Отличительные способности самотёчных негерметизированных систем
- работа под напором, создаваемым разностью геодезических отметок в начале и конце трубопровода, поэтому мерник должен быть поднят, а в гористой местности необходимо изыскивать такую трассу, чтобы обеспечить нужный напор и пропускную способность
- при этой системе необходима глубокая сепарация нефти от газа для предотвращения образования газовых мешков, могущих существенно снизить пропускную способность нефтепроводов
- самотёчные выкидные линии не могут быть приспособлены к возможному увеличению дебитов скважин или к сезонным изменениям вязкости нефти и эмульсий в связи с их ограниченной пропускной способностью
- в самотёчных системах скорость потока жидкости низкая, поэтому происходит отложение механических примесей, солей, парафина и уменьшается пропускная способность
- потери нефти за счёт испарения лёгких фракций достигают 3% от общей добычи. Основными источниками потерь являются негерметизированные мерники и резервуары
- системы трудно поддаются автоматизации
- требует большого количества обслуживающего персонала
Принципиальная схема получения товарной нефти в НГДУ при различных режимах разработки.
Учитывая недостатки самотёчных систем руководством отрасли было принято решение о переходе к герметичным напорным
системам сбора и внутрипромыслового транспорта продукции скважин. Существуют различные вариации герметичных систем: Бароянца – Везирова, Грозненского нефтяного института Гиировостокнефти. В настоящее время выделено 9 обобщающих вариантов схем
. В основу их работы заложены единые принципы:
С учётом этих принципов могут быть выделены три основные схемы обустройства месторождений:
- однотрубное транспортирование продукции скважин
- бескомпрессорное транспортирование газа и перекачка газонасыщенной нефти после предварительного сброса воды
- бескомпрессорное транспортирование газа и перекачка газонасыщенной обводнённой нефти
При однотрубном транспортировании рекомендуется держать давление на устье скважин:
- фонтанно-механизированный способ эксплуатации - 1,5МПа
- механизированный - до 2,5Мпа
На начальной стадии разработки целесообразно припенять раздельный сбор обводнённой и безводной продукции, т.к. отпадает необходимость деэмульсации всего добываемого объёма нефти. Раздельный сбор применяют и в случае нежелательности смешивания нефтей разных горизонтов с различным содержанием агрессивных компонентов.
Внутритрубная деэмульсация сокращает затраты на подготовку нефти за счёт не только предварительного сброса воды, но и применения технологии путевого обессоливания малообводнённой нефти.
Система сбора Бароянна – Везирова(1946г.)
Предусматривает однотрубный сбор с использованием энергии пласта до ГЗУ и далее по общему коллектору до участковых пунктов сбора где сепарируют нефть в две ступени и предварительно обезвоживают.
Газ I ступени отделяется при давлении 0,4-0,5МПа и транспортируется к потребителю за счёт давления в сепараторах или при помощи компрессоров.
Газ II ступени отделяется при давлении 0,1МПа; его отбирают вакуумными насосами, осушают и закачивают в напорный газопровод.
Деэмульгатор дозируют на устье, либо на ГЗУ, либо перед I ступенью сепарации. В сырьевые резервуары УПС поступает дегазированная обводнённая, обработанная деэмульгатором нефть; отстаивается и подаётся на УПН.
Ограничивает область применения необходимость строительства большого числа мелких пунктов сбора с резервуарным парком, НС и КС.
Высоконапорная Грозненская система сбора
Предусматривает транспортирование всей продукции под устьевым давлением 6-7МПа на большие расстояния, чем система Бароянна – Везирова.
На каждой площади стоится лишь одна центральная сепарационная установка с одноступенчатой сепарацией под давлением до 5 Мпа. Отделившийся газ направляется в холодильную установку, для максимального отделения конденсата, а затем под собственным давлением - на ГПЗ.
Эмульсионную нефть с оставшимся растворённым газом и газоконденсатом по одному трубопроводу под собственным давлением транспортируют на ЦППН
Внедрение системы сдерживается из-за пульсаций давлений, приводящих к вибрации трубопроводов, возможным прорывам по сварным соединениям.
Напорная система сбора Гиировостокнефти
Основные отличительные особенности:
- ступенчатая сепарация нефти, причём I ступень проходит на групповых или участковых сепарационных установках при давлениях, достаточных для безкомпрессорного транспортирования газа до ГПЗ
- возможность транспортирования нефти с частью растворённого газа от сепараторов до ЦППУ за счёт давления сепараторов или,при больших расстояниях при помощи ДНС
- Расчётное определение уровня давления в системе сбора с учётом давления сепарации исходя из условий оптимального использования пластовой энергии как для добычи, так и для сбора
- II и III ступень сепарации как правило осуществляется на ЦППН
- Укрупнение пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды вплоть до одного ЦППН, обслуживающего группу промыслов, расположенных в радиусе 50-100км
- Недостаток системы – большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦППН и большой расход энергии и материалов на обратное транспортирование очищенной пластовой воды до месторождений для систем ППД
Системы сбора на месторождениях Западной Сибири
Специфика всех систем сбора в З.С. определяется кустовым способом разбуривания скважин. Сепарация в 2-3 ступени: I – при давлении 0,4-0,8МПа перед ДНС или на комплексных сборных пунктах (КСП). Газ после I стадии может транспортироваться на 100км и далее.
В зависимости от того, какие процессы идут на КСП системы сбора З.С. классифицируют в 2 группы:
- I группа - системы сбора, где всю собранную нефть окончательно подготавливают на ЦППН. В этом случае I ступень сепарации осуществляется на КСП, ввод деэмульгатора – перед сепараторами. Обезвоживание частичное, без подогрева.Частично обезвоженную нефть перекачивают на ЦППН, где находятся II и III ступени сепарации при давлениях 0,25 и 0,105МПа и происходит окончательное термохимическое обезвоживание
- II группа – системы сбора, где на КСП проводят полное обезвоживание нефти и I ступень сепарации. На НКТ имеются аппараты (напорные) предварительного сброса, блочные или стационарные нагреватели и отстойники (электродегидраторы) для глубокого обезвоживания
В этих схемах горячую воду и деэмульгатор подают в трубопровод перед I ступенью сепарации. Частично обезвоженная нефть под давлением сепарации проходит блок нагрева, трубопровод каплеобразователь и окончательно обезвоживается в отстойниках. Затем потоки газонасыщенной
обезвоженной нефти сливаются и подаются на ЦППН насосами. Здесь происходит сепарация II и III ступени и нефть подаётся в магистральные трубопроводы. Газ либо используется на собственные нужды, либо подаётся на ГПЗ.
Унифицированные технологические схемы сбора и подготовки РД 39-1-159-72
Разработаны Гиировостокнефтью и ВНИИСПТнефть на основании анализа и обобщения последних достижений и научных исследований в этой области.
В основе – совмещение в системе сбора гидродинамических и физико-химических процессов для подготовки продукции скважин, для её разделения в специальном оборудовании повышенной производительности при максимальном концентрировании основного оборудования по подготовке на ЦНСП. Это даёт возможность реализации мероприятий по комплексной автоматизации нефтепромысловых объектов с наименьшими капиталовложениями и эксплуатационными расходами.
Существует 2 варианта унифицированных систем сбора:
По 1 варианту I стадия сепарации и дожимная станция с предварительным обезвоживанием располагается на месторождении. Процесс предварительного обезвоживания проводится при давлении сепарации. Качество сбрасываемой воды необходимо обеспечить таким, чтобы оно удовлетворяло требованиям по закачке её в пласт, трещиновато-пористые коллекторы.
По 2 варианту на месторождении нет сброса воды, располагается лишь сепарационная установка с насосной откачкой.
При выборе варианта схемы учитываются следующие показатели:
- энергетические возможности месторождения в основной период разработки
- способ эксплуатации скважин
- физико-химические свойства нефти и нефтяной эмульсии
- рельеф местности, который характеризуется суммой геодезических подъёмов (параметр Sh)
|
