книги / Освоение малых морских месторождений

Система сбора и подготовки нефти

Общее описание. В данном разделе представлено основное и вспомогательное оборудование для сбора и подготовки нефти, применяемое на малых месторождениях Северного моря. Это обо­ рудование позволяет осуществлять следующие операции:

сепарацию нефти, газа и воды {рис. 1.2); обработку нефти и ее перекачку по подводному трубопроводу

(рис. 1.3); сброс и очистку попутно добываемой воды (рис. 1,4);

сепарацию и компримирование нефтяного газа, предназначен­ ного для использования в качестве топлива (рис. 1.5);

сброс излишков газа в атмосферу через факельную систему (рис. 1.6);

обработку морской воды с последующей закачкой в пласт для поддержания пластового давления (рис. 1.7).

Система трехступенчатой сепарации выдает сырую нефть с низ­ ким давлением паров по Рейду. Первоначально добываемая жид­ кость поднимается из пласта за счет пластового давления. Одна­ ко впоследствии ее подъем осуществляется посредством погруж­ ных насосов или газлифта. Сырая нефть перекачивается в подвод­ ный трубопровод. Если температура застывания нефти высокая, то может понадобиться закачка депрессаторов.

Попутно добываемая вода после сепараторов попадает в очист­ ную установку флотационного или коалесцентного типа, где из нее извлекаются остатки нефти, после чего вода сбрасывается в море.

Газ из сепараторов попадает в установку для получения топ* ливного газа. Там газ сжимается, очищается, фильтруется и стано­ вится пригодным для использования в качестве топлива для га­ зовых турбин. Излишки газа через факельную систему выбра­ сываются в атмосферу. После сжатия газ можно закачать в пласт, но на малых месторождениях это нецелесообразно.

Система обработки морской воды обеспечивает подготовку морской воды к закачке в пласт для восстановления давления. В систему сбора и подготовки нефти входит также необходимое

вспомогательное оборудование {рис. 1.8).

Подготовка нефти включает сепарацию нефти, газа и воды, де­ гидрирование сырой нефти, перекачку и измерение количества товарной нефти.

Сепарация. Добываемая жидкость через коллектор поступает в сепарационную систему. На первой ступени сепарации из сме­ си извлекается большая часть воды, которая затем при помощи регулятора уровня направляется на установку по подготовке во­ ды.

Газ после сепарации поступает в компрессор, а нефть — на вторую ступень сепарации. При необходимости повышают темпе­ ратуру нефти на второй и третьей ступенях сепарации с целью со­ ответствия упругости паров по Рейду установленной норме. На

13

Рис, 1.2. Принципиальная блок-схема сбора продукции нефтяных скважнн:

/ — эксплуатационные скважины; 2 — ингибиторы коррозии; 3 — газ для газлифта; 4 ~ лротнвалениые ц деэмульгирующие агенты; 5 — замерный сепаратор; 6 — сепарации продукции скввжнк; 7 — основные

нефтеперекачивающие насосы Ступенчатая сепарация: 2-я ступень — 100‘ упругость паров по Рейду; З-и ступень — 10* упругоетн* паров ло Рейду,

второй ступени сепарации осуществляется дальнейшее разделе­ ние смеси на воду и газ. Вода после второй и третьей ступени се­ парации при помощи регуляторов уровня направляется на уста­ новку по подготовке воды, а нефть после второй ступени — на тре­ тью ступень сепарации, на которой осуществляется дальнейшее извлечение воды, а при необходимости — обработка эмульсии.

a x ix z ;

Рис. 1.3. Принципиальная блок-схема транспорта нефти:

14

Рис. 1.9. Принципиальная блок-схема сбора продукции газовых скважин:

/ — димерный сепаратор, ?•—добывающие скважины; 3 — аакачкз ингибитора коррозии; 4 — адкачка кета нали; 5 — обработка добываемого газа; 6 — сепарация продукции гккажнн; 7 — обработка конденсата; 8 — обработки попутно добиваемой воды

Топливный.

газ

Р ис, 1Л0. Блок-схема обработки газа:

/ — кои аримкропание; 2 — дегидрирование

Высокая скорость движения газа у стенок забоя служит при* чиной привнесения в газ твердых частиц, которые могут быть из* влечены устьевой песколовушкой, давление в которой равно или почти равно устьевому с минимальным падением давления на шту­ цере.

Технологическое оборудование в основном состоит из одно­ ступенчатого сепаратора для извлечения конденсата» Дальней* шая обработка газа обычно заключается в дегидрировании* но в некоторых случаях проводится извлечение диоксида углерода или сероводорода. После измерения газ отводится из системы под от­ носительно высоким давлением (10,4 МПа) (рис. 1.9), На поздней

4=0

стадии разработки пласта необходимое давление поддерживается за счет компримирования газа.

Система сброса и подготовки газа включает оборудование для осуществления таких операций, как сепарация конденсата, газа и воды, дегидрирование газа и конденсата, сжатие газа, а также измерение газа и конденсата (рис. 1.10—1.12).

Сепарация. Перед проведением одноступенчатой сепарации, предполагающей отделение свободной воды и конденсата, может возникнуть необходимость в извлечении из смеси песка.

По мере падения давления на устье скважины уменьшается охлаждающий эффект Джоуля — Томпсона, обусловленный рас­ ширением газа, в результате может потребоваться дополнитель­ ное охлаждение газа с целью сведения к минимуму нагрузки на колонну дегидрирующей системы. Система должна проектиро­ ваться с учетом колебаний нагрузки со стороны жидкости, посколь­ ку в период сжатия эта нагрузка возрастает до максимума. Прежде чем установить оборудование для дегидрирования и за­ качки гликоля, следует оценить возможности гидратообразования во всех частях системы и образования парафиновых отложе^ ний, обусловленного природой конденсата. Поскольку при высо­ ком давлении даже небольшое содержание диоксида углерода может привести к значительной коррозии, следует внимательно подойти к выбору материалов для строительства системы.

Компримирование газа. Сложность выбора компрессора обу­ словливается падением давления всасывания и уменьшением рас­ хода. Обычно на каком-то этапе эксплуатации компрессоры за­ меняют или модифицируют. При разработке малых морских мес­ торождений трудность в выборе компрессоров объясняется воз­ можностью относительно низких дебитов.

Компрессорная система включает всасывающие, промежуто­ чные и нагнетательные клапаны, а также охлаждающее вспомога­ тельное оборудование.

Дегидрирование, Дегидрирование достигается за счет традици­ онного контакта с триэтиленгликолем с последующей регенера­ цией, которой в технологической цепочке отводится место после компримирования. Это снимает проблемы, связанные с колеба­ ниями рабочего давления.

Обработка конденсата. При разработке месторождений су­ хого газа конденсат получают в малых количествах. Этот продукт транспортируют вместе с газом посредством обратной закачки его в газовый поток. Потребность в обработке конденсата носит, таким образом, номинальный характер и сводится к дегидриро­ ванию.

Дегидрирование обычно осуществляется за счет механичес­ кой сепарации или коалесценции. Возможно мгновенное выделе­ ние незначительных количеств газа, однако его улавливание не­ целесообразно с экономической точки зрения. При обработке не­ которых конденсатов возникают проблемы, связанные с темпера­ турой застывания и образованием парафиновых отложений или

18

эмульсий. Они обычно сводятся к минимуму за счет применения химических добавок.

Технологическое оборудование газодобывающей платформы аналогично применяемому на нефтедобывающих платформах. Разработка пласта на истощение идет с падением давления, поэтому в закачке морской воды нет необходимости.

На небольших платформах могут возникнуть проблемы, свя­ занные с проектированием и размещением горелочного устрой­ ства, что объясняется выделением большого количества тепло­ ты при сжигании газа на факеле.

Система сбора и подготовки конденсата

Введение. В данном разделе рассматривается основное и вспо­ могательное оборудование, предназначенное для разработки ги­ потетического конденсатного месторождения в Северном море. При этом берутся три возможных дебита:

Конденсатные месторождения можно, с одной стороны, рас­ сматривать как месторождения газовые, а с, другой стороны, — как месторождения нефти с высоким газовым фактором. Во втором варианте схема движения потока из конденсатных скважин, в ос­ новном такая же, как при добыче жидкого газа (рис. 1ЛЗ)

Чтобы получить максимальное количество углеводородов в процессе добычи, продукцию скважин следует подвергнуть обра­ ботке с целью извлечения конденсата, а газ снова закачать в пласт для поддержания пластового давления на возможно более высоком уровне. На более позднем этапе пласт можно разрабаты­ вать в режиме истощения. Этот метод разработки имеет два крупных недостатка. Один из них заключается в том, что для получения стабильного конденсата и обратной закачки в пласт газа требуются значительные технологические мощности. Вто­ рой недостаток состоит в том, что получение доходов от добыва-

Рнс. 1.13. Блок-схема сбора и подготовки продукции:

а — обработка попутно добываемой коды

смого газа откладывается по времени. Обычно этот способ раз­ работки оправдывает себя только на больших конденсатных мес­ торождениях.

В качестве альтернативного варианта можно с самого нача­ ла рассматривать месторождение как месторождение жидкого газа и разрабатывать его без искусственного поддержания дав­ ления. Трудность при этом заключается в необходимости одновре­ менного отбора газа и конденсата, причем часто в количествах, недостаточных для того, чтобы оправдать существование двух линий трубопровода. Можно воспользоваться одной линией для обоих продуктов, при этом они образуют либо двухфазный поток, либо однофазный поток при критических параметрах.

Рассмотренная простая схема иллюстрирует транспорт двух­ фазно": смеси при сравнительно низком давлении в трубопрово­ де. Эта схема позволяет сократить до минимума оборудование верхних строений и ускорить получение прибыли, однако при этом снижается степень углеводородоотдачи пласта.

При высоких дебитах возможен отдельный транспорт конден­ сата, но при этом нужно, чтобы поблизости была платформа (трубопровод), способная принять конденсат с высокой упру­ гостью паров, или дополнительные сооружения для стабилизации конденсата и загрузки его в танкеры. В этом случае подго­ товка конденсата должна включать его сепарацию и стабили­ зацию.

В простом варианте, когда двухфазная смесь идет по одному трубопроводу, основные требования к технологическому процессу аналогичны тем, которые рассматривались ранее применительно к обработке газа. Принципиальные схемы процессов представ­ лены на рис. 1.14—1.16.

ПОДВОДНЫЕ СИСТЕМЫ СВОРА

И ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

Введение

Для традиционных эксплуатационных систем с использованием опорных блоков ферменного типа характерны большие массы, что является существенным недостатком (табл. 1.1—1.6). Кроме того, масса опорного блока ферменного типа находится в слож­ ной зависимости от способа строительства, массы верхних строе­ ний и глубины волы. Масса верхних строений не оказывает заметного влияния на массу опорного блока; что касается глу­ бины, то с ее увеличением масса опорного, блока резко воз­ растает. Можно рассмотреть несколько вариантов уменьшения массы верхних строений. Один из вариантов — предваритель­ ное бурение скважин. Однако оно приводит к определенным затруднениям при обслуживании скважин в ходе эксплуатации платформы, а также к увеличению сроков обустройства место­ рождения, если программой предусмотрено бурение большого

2)