Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти введение в специал

10. СБОР И ПОДГОТОВКА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ НА ПРОМЫСЛАХ

Для промыслового сбора и транспорта нефти используется однотрубная герметизированная напорная система сбора. Технологическая схема добычи, сбора и подготовки нефти приведена на рис. 43. Продукция скважин поступает по выкидным линиям на групповые замерные установки, где производится замер дебита скважин по жидкости и газу.

Добываемая из скважины нефть (нефть с водой) должна быть измерена, то есть должен быть определен дебит скважины по нефти и по жидкости. Необходимо также измерять газовый фактор скважины: количество попутного газа, добываемого из скважины с 1 т или с 1 м3 нефти. Измерения производятся с помощью АГЗУ в автоматизированном режиме. На АГЗУ в тот или иной период времени на замере находится одна скважина, если на выкидных линиях каждой скважины не установлен свой расходомер. Другие скважины в это время работают в рабочую линию без измерения продукции. После АГЗУ по одному нефтепроводу продукция данной группы скважин поступает в сепараторы 1-й ступени сепарации для отделения попутного газа. Давление в этих сепараторах несколько ниже, чем на устьях добывающих скважин, обычно оно составляет 0,4–0,6 МПа. Отделяемый газ по газопроводу направляется на газокомпрессорную станцию, которая нагнетает газ в магистральный газопровод (МГ).

Из сепараторов 1-й ступени нефть (нефть с водой) с помощью дожимной насосной станции подается по нефтесборному коллектору на промысловый сборный пункт, где в сепараторах второй ступени снова отделяется от нефти попутный газ. При высокой обводненности нефти она поступает на установку предварительного сброса воды, затем на установку промысловой подготовки неф-

121

ти, где путем деэмульсации (разделения водонефтяной эмульсии на нефть и воду) происходит обезвоживание и обессоливание нефти, а при необходимости и ее стабилизация (отделение легкоиспаряющихся легких фракций нефти). Нефть с УППН поступает в резервуары товарного парка, затем – в магистральный нефтепровод.

Рис. 43. Унифицированная технологическая схема комплекса сбора и подготовки нефти, газа и воды: 1 – скважина; 2 – автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ); 3 – блок подачи деэмульгатора; 4 – сепаратор 1-й ступени; 5 – отстойник предварительного сброса воды; 6 – печь для нагрева эмульсии; 7 – каплеобразователь; 8 – отстойник глубокого обезвоживания и 2-я ступень сепарации; 9 – смеситель для ввода пресной воды; 10 – электродегидратор для обессоливания; 11 – сепаратор 3-й (горячей) ступени сепарации; 12 – резервуар товарной нефти; 13; 16; 19 – насос; 14 – узел учета нефти; 15 – резервуар некондиционной нефти; 17 – блок очистки воды; 18 – резервуар очищенной воды; 20 – блок дегазатора воды с насосом; 21 – узел замера расхода воды; 22 – блок приема и откачки уловленной нефти; 23 – емкостьшламонакопитель; 24 – блок приема и откачки стоков; 25 – мультигидроциклон для отделения от стоячей (дождевой) воды механических примесей; I – товарный нефтяной газ; II – товарная нефть; III – очищенная вода на КНС; IV – пресная вода; V – промысловые ливневые стоки; VI – газ на свечу; узлы: ГЗУ – групповая замерная установка; ДНС – дожимная насосная станция; УПГ – установка подготовки газа; УПН – установка подготовки нефти; УПВ – установка подготовки воды; УПШ – установка подготовки шлама или

механических примесей

122

Отделяемая от нефти на УПСВ и УППН сточная вода очищается от мехпримесей и захваченной ею нефти на установке водоподготовки и направляется на блочную кустовую насосную станцию. С помощью БКНС вода поступает по напорным водоводам на водораспределительные пункты и нагнетательные скважины.

Групповые замерные установки

Предназначены для измерения дебита жидкости при совместном сборе нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости, а также для блокировки скважин при возникновении аварийных ситуаций (рис. 44).

Рис. 44. Групповая замерная установка «Спутник-А»: 1 – выкидные линии; 2 – специальные обратные клапаны; 3 – многоходовой переключатель скважин ПСМ; 4 – каретка роторного переключателя скважин; 5 – замерный патрубок; 6 – гидроциклонный сепаратор; 7 – заслонка; 8 – турбинный

Принцип работы. Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепарационную емкость, а продукция ос-

123

тальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепарационной емкости происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ проходит через турбинный преобразователь расхода счетчика «АГАТ» или аналог [19]. Газ, измеренный счетчиком, поступает в общий трубопровод. Жидкость накапливается в сепараторе. Поплавок через систему рычагов перекрывает заслонку на газовой линии, и давление в сепараторе начинает повышаться. При достижении перепада давления между сепаратором и выходным трубопроводом в пределах 0,08–0,12 МПа клапан регулятора расхода открывается и жидкость под избыточным давлением выдавливается в общий трубопровод. При перепаде давления в пределах 0,02–0,03 МПа клапан регулятора расхода закрывается. При работе устройства регулирования расхода в зависимости от уровня жидкости в сепараторе могут наблюдаться следующие положения заслонки и регулятора расхода:

1)Заслонка и клапан регулятора расхода закрыты. При этом положении уровень жидкости в сепараторе высокий, идет дополнительное накопление жидкости и создание избыточного давления внутри сепаратора.

2)Заслонка закрыта, а клапан регулятора расхода открыт. При этом положении уровень жидкости в сепараторе также высокий.

Жидкость под воздействием избыточного давления внутри сепаратора пропускается через счетчики. Продолжительность истечения жидкости через счетчики зависит от количества поступающей продукции со скважины. При понижении уровня жидкости ниже половины диаметра нижней емкости заслонка начинает открываться и пропускать накопившийся газ в общий коллектор. Вследствие понижения давления газа в сепараторе клапан регулятора расхода закрывается и вновь происходит накопление жидкости. Накопившаяся в нижней части сепарационной емкости жидкость проходит через турбинный счетчик жидкости ТОР, затем направляется в общий трубопровод. Устройство регулирования расхода в замерном сепараторе обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик ТОР с постоянной скоростью, что

124

позволяет осуществлять измерение в широком диапазоне дебита скважин с малой погрешностью. Управление переключателем скважин осуществляется БМА по установленной программе или по системе телемеханики. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий: дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и других условий. В установке предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР. В технологическом блоке имеется освещение, обогреватели, естественная вентиляция.

Дожимная насосная станция

Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в случаях, когда пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до центрального пункта сбора. Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации.

Дожимная насосная станция состоит из буферной емкости, насосного блока, свечи аварийного сброса газа и блока сбора и откачки утечек.

Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов, сепарации нефти от газа, поддержания постоянного подпора порядка 0,3–0,6 МПа на приеме насосов.

Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

125

Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС.

Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4–12 м3, оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.

Принцип работы ДНС. Газожидкостная смесь от групповых замерных установок поступает в буферные емкости и сепарируется. Затем жидкость подается на прием рабочих насосов и далее в трубопровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией [11].

126

Установки предварительного сброса сточных пластовых вод

В последние годы в нефтепромысловой практике нашли достаточно широкое применение установки предварительного сброса пластовой воды (УПСВ), которые вписываются в систему добычи нефти, с одной стороны, и в систему ППД – с другой.

Эти установки могут работать по различным схемам. По схеме на рис. 45 продукция непосредственно через групповые замерные установки нефтяных скважин поступает на УПСВ двумя потоками. Первый представлен трехфазной (нефть, вода, газ) средой, подаваемой непосредственно с групповых замерных установок на трехфазный делитель фаз (ТДФ) – основной элемент УПСВ, в котором осуществляются сепарация газа и предварительный сброс воды. Ввод деэмульгатора осуществляется по возможности в начальных точках технологической цепочки, т.е. либо в трубопроводе ГЗУ УПСВ, либо на самой групповой замерной установке или в скважине. При вводе реагента в непосредственной близости от трехфазного делителя фаз дозатор снабжается дополнительным устройством для его диспергирования в потоке.

Рис. 45. Установка предварительного сброса воды УПСВ: 1 – добывающая скважина; 2 – групповая замерная установка; 3 – дозатор; 4 – трехфазный делитель; 5 – аппарат-разделитель; 6 – влагоотделитель; 7 – накопитель нефти; 8 – нефтяной насос; 9 – сбросный резервуар; 10 – водяной насос; 11 – накопитель воды; 12 – дожимная насосная станция

127

Процессу равномерного распределения способствует наличие газовой фазы в потоке.

Второй поток формируется из продукции скважин, который находится на значительном удалении от УПСВ. В этом случае на УПСВ подается двухфазный (нефть-вода) поток через дожимную насосную станцию (ДНС). Оба потока смешиваются перед подачей в аппарат-разделитель, который является вторым основным элементом УПСВ.

Попутный газ, отделенный в трубном делителе фаз направляется во влагоотделитель и далее в газовый коллектор к потребителю. Нефть с остаточным содержанием воды до 10 % из аппаратаразделителя поступает в емкость-накопитель, а затем нефтяным насосом откачивается на установку подготовки нефти.

Отделенная (сброшенная) в трубном делителе фаз и аппаратеотстойнике вода поступает в буферную емкость, из которой водяным насосом откачивается на дожимную насосную станцию системы ППД. К этому же потоку воды при необходимости присоединяется подошвенная вода из нефтяной емкости-накопителя.

Рис. 46. Совмещенная технологическая схема сепарации и предварительного сброса воды: 1 – узел распределения; 2 – успокоительный коллектор; 3 – узел предварительного распределения; 4 – газоводоотделитель; 5 – газовый сепаратор; 6 – отстойник воды; 7 – буферная емкость для нефти; 8 – ДНС; 9–11 – узлы замеров газа; нефти и воды соответственно; 12 – насосная станция для воды; 13 – блок нагрева; 14 – буферная емкость для воды; 15 – дренажная емкость; 16 – блок для реагента; н – нефть; в – вода; г – газ: д – дренаж; т – теплоноситель; у – уравнительная линия газа; РУМ –

регулятор межфазного уровня

128

Для нережимных и аварийных ситуаций в состав УПСВ включается дополнительный резервуар для воды и нефти вмести-

мостью 1000–2000 м3.

Получили развитие и некоторые другие схемы предварительного сброса сточной пластовой воды. На рис. 46 приведена схема, внедряемая на промыслах Урало-Поволжья.

Вцехе добычи нефти и газа (ЦДНГ) № 3 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

в2011 г. построена установка предварительного сброса пластовой воды – одна из крупнейших на предприятии. На данный момент УПСВ, расположенная на территории Москудьинского месторождения, уже принимает на обработку нефть с трех месторождений Прикамья. Главное

предназначение объекта – разделение добываемой жидкости на нефть и воду. В год установка способна принимать порядка 2,4 млн м3 нефте-

содержащей жидкости. При этом производительность составит порядка 0,8 млнм3 по нефти. Новая УПСВ позволила на 1 млн м3 в год сократить потребление цехом пресной воды, используемой для поддержания пластового давления. Кроме того, повышен процент утилизации попутно

добываемого газа – для работы путевых подогревателей будет расходоваться 3,5 млн м3 газа в год. А исключение двойной перекачки жидкости существенно снизило энергозатраты цеха.

Установка подготовки нефти

На разных стадиях разработки нефтяных месторождений содержание воды в нефти колеблется от практически безводной до 98–99 %. При движении нефти и воды по стволу скважины и трубопроводам происходит их взаимное перемешивание, в результате чего образуются эмульсии ввиду наличия в нефти особых веществ – природных эмульгаторов (асфальтенов, смол и т.д.). Кроме высокоминерализованной воды в нефти во взвешенном состоянии могут содержаться кристаллики солей. Вода, соли и механические примеси загрязняют нефть и вызывают непроизводительную загрузку трубопроводного транспорта. При транспорте загрязненной нефти засоряются транспортные коммуникации, оборудование, аппаратура, резервуары и, кроме того, уменьшается полезный объ-

129

ем трубопроводов и резервуаров. При содержании в нефти воды и солей снижается производительность технологических установок нефтепереработки, нарушается технологический режим работы отдельных установок и аппаратов, ухудшается качество нефтепродуктов. Особенно опасно содержание солей в сернистых нефтях – сероводород с хлористым водородом особо коррозионно активны. Поэтому добываемую нефть необходимо освободить от воды, солей и механических примесей как можно раньше, с момента образования эмульсии, не допуская ее старения.

Для обезвоживания и обессоливания нефтей используют установки подготовки нефти (УПН). Кроме того, на этих установках проводятся мероприятия по снижению способности нефти к испарению (с целью уменьшения потерь легких углеводородов), т.е. осуществляется стабилизация нефти.

Процесс разрушения нефтяных эмульсий заключается в слиянии капель диспергированной в нефти воды в присутствии деэмульгатора и осаждении укрупнившихся капель.

Деэмульгаторы – это поверхностно-активные вещества, которые адсорбируются на поверхности глобул воды и образуют адсорбционный слой со значительно меньшей механической прочностью, что облегчает слияние капель и способствует разрушению нефтяных эмульсий.

Деэмульгатор должен выполнять следующие требования: быть высокоактивным при малых удельных его расходах; хорошо растворяться в воде или нефти; быть дешевым и транспортабельным; не ухудшать качества нефти; не менять своих свойств при изменении температуры. Эффект деэмульсации зависит от интенсивности перемешивания деэмульгатора с эмульсией и температуры смеси. Подача деэмульгаторовпроводится дозировочнымнасосами.

Основные способы обезвоживания и обессоливания: 1) холодный отстой; 2) термохимические; 3) электрические.

Холодный отстой заключается в том, что в нефть вводят деэмульгатор и в результате отстоя в сырьевых резервуарах из нефти выпадает свободная вода.

130