Сбор и подготовка скважинной продукции
ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВЫСОКОНАПОРНЫХ СИСТЕМ СОВМЕСТНОГО СБОРА И ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА В РОССИИ
жүктеу/скачать 3.83 Mb.
|
- Бұл бет үшін навигация:
- 3.5. ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ СИСТЕМЫ СБОРА, ТРАНСПОРТА И ПОДГОТОВКИ ПРОМЫСЛОВОЙ ПРОДУКЦИИ
3.4. ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВЫСОКОНАПОРНЫХ СИСТЕМ СОВМЕСТНОГО СБОРА И ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА В РОССИИВ настоящих услови?? значительно возрастает роль технико-экон?????????? анализа различных вариантов обустройства промыслов, основанного на комплексном рассмотрении вопросов разработки и эксплуатации месторождения, сбора, транспорта и промысловой подготов?? продукции скважин. Если учесть целесообразность переработки газа без дополнительного компремирования, преи???????? подготовки нефти под давлени?? и возмож????? уменьшения диаметров нефтегазопроводов, то бывает целесообразно повысить давление в нефтегазосборно? си?????, в том чи??? и при механи?????????? добыче нефти. Преимущества высоконапорных си???? были доказаны институтами Татнефтепроект и ТатНИИ в последующи? техни??-экономически? анализах. Из краткого рассмотрени? проектируемых и действующих нефтегазосборных систе? в России видно, что высоконапорные си????? со????????? сбора и транспорта нефти и газа имеют существенные пре????????? перед низконапорными системами раздельного сбора и транспорта нефти и газа. Эти преимущества заключаются не только в э??????? затрат на сооружени? трубопроводов, но и, главным образом, в укрупнени? и централизаци? объе???? нефтепромыслового хозяйства. При этом создаются благоприятные условия для автоматизаци? и телемеханизации производственных проце????, раци????????? использовани? и????????? энергии пласта, сокращени? потерь нефти и газа, повышения эффективности технологических процессов и др. Опыт внедрения систем совместного сбора и транспорта нефти и газа показывает, что неблагоприятными условиями для этих систем являются таки?, при которых наблюдаются образование стойких эмульсий, отложени? парафина и солей на внутренней поверхности трубопроводов, вынос из скважин большого коли?????? породы и малый запас пластовой энергии. Однако, и при наличии таки? условий применени? си???? совместного сбора и транспорта нефти и газа чаще всего является рациональным. Последни?? работами установлено, что борьба с образовани?? эмульсий или разрушение образовавшейся эмульси? с помощью поверхностно-активных веществ достаточн? эффективно может вестись непосредственно в трубопроводах. И???????????? путевой деэмульсации для предвари???????? разрушения эмульсий приводи? к тому, что проблема деэмульсаци? при совместном сборе и транспорте не??? и газа станови??? обычной, т. е. как и при любой другой нефтегазосборной системе. При значительном же содержани? воды в нефти в ряде случаев может оказаться рациональным сооружение для обводненной нефти самостоятельной сборной системы. О возможности отложени? парафи?? надо отмети?? следующее. Подсче?? инсти???? Гипровостокнефть показали, что, несмотря на расходы по борьбе с парафинизацией оборудования, от внедрени? новой схе?? совместного сбора нефти и газа был получен значите????? экономический эффект. Установлено, что даже пр? таком несовершенном способе борьбы с отложениями парафи??, как пропарка, применение напорных си???? совме?????? трансп???? не??? и газа чаще всего це???????????. Все сказанное говорит о необходимости нового подхода к разработке нефтяных месторождений, при котором наземный нефтегазопровод до ц???????????????? сборного пункта должен рассматриваться как элемент единой гидрогазодинамической системы пласт — скважи?? — нефтегазопровод. С развитием глубокого бурени? будет увели???????? число месторождени?, характеризующи??? большим запасом избыточн?? энерги? пласта, и, следовательно, будут улучш????? услови? для внедрени? и повышени? техни??-экономически? показателей высоконапорных си???? совместного сбора и транспорта нефти и газа. Эффекти?????? си???? совместного сбора и транспорта нефти и газа значи?????? повышается после внедрени? поточных дебитомеров вместо существующи? громоздких и дороги? замерных установок сепарационного ти??. Замер деби?? скважи? н?????????????? в потоке даст возможность полностью ликвиди?????? промежуточные технологические объекты, без которых нефтегазосборная си????? станет предельно просто?, представляющей со??? си????? нефтегазопроводов, соединяющи? скважи?? с централизованной сепарационной установкой. Значительные результаты будут достигнуты и вследстви? при??????? новых ти??? высокопроизводи??????? сепараторов, обеспечивающи? повышени? эффективности работы централи???????? сепарационных установок. Следует заметить, что принцип максимальной централизации объектов сбора и подготовки нефти, принятый за основу на начальных стадиях освоения месторождений, в частности в Западной Сибири, безусловно, сыграл положительную роль в то время. В настоящее время он должен сохраняться только в отношении объектов подготовки нефти. В условиях, когда с каждой тонной нефти на поверхность поднимается 3-5 т воды, транспортировать ее на УПН вместе с нефтью, а затем обратно до нагнетательных скважин - невыгодно и с экономической точки зрения, и из-за коррозионной агрессивности воды. Поэтому попутно добываемая вода должна быть отделена от нефти как можно ближе к месту ее добычи.
Технологическая модель современной системы сбора промысловой продукции, транспорта и подготовки нефти и воды состоит из девяти элементов, которые представлены на рис.6. Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции. Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды. Элемент 3. ДНС—газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации. Элемент 4. ДНС — УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)». Элемент 5. ДНС — установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества. Элемент 6. УПСВ – КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт. 
Рис.6. Схема сбора и подготовки продукции на промысле 1-продуктивный пласт; 2-насос; 3-НКТ; 4-обсадная колонна; 5- устье добывающей скважины; 6-ГЗУ; 7-КНС; 8-УПСВ; 9-ДНС; 10-газосборная сеть; 11-нефтесборный коллектор; 12-УКПН; 13-узел подготовки воды; 14-нагнетательный трубопровод; 15-обсадная колонна нагнетательной скважины; 16-НКТ; 17-пакер; 18-пласт Элемент 7. УКПН – установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к.одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая – для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка. Элемент 8. Установка подготовки воды – КНС. Вся водная фаза ( как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции. Элемент 9. КНС – нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт. На основании обобщения передового опыта эксплуатации и научных исследований в отрасли разработаны унифицированные технологические схемы по сбору и подготовке нефти, газа и воды. В основу этих схем положено совмещение в системе герметизированного нефтегазосбора процессов транспорта и подготовки продукции скважин для ее последующего разделения в специальном оборудовании при максимальном концентрировании основного оборудования по подготовке нефти, газа и воды на центральных нефтесборных пунктах (ЦНП). Это дает возможность автоматизировать промысловые объекты с наименьшими капитальными вложениями. Существует несколько вариантов унифицированных технологических схем. Например:
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 (табл. 2), а затем нефть и выделившийся из нее газ транспортируют отдельно. Для этого предварительно разделяют нефтегазовый (нефтеводогазовый) поток на два - нефтяной (водонефтяной) и газовый. Таблица 2 Допустимая протяженность однотрубного транспорта в зависимости от рельефа трасс трубопроводов и вязкости продукции, км Объем прдук-ции, тыс. т/годДавление в начале трубо-прово-да, МпаВнутренний диаметр трубо-прово-да, мВязкость продукции скважин (нефть, газ, вода), м2/с10-58 * 10-52 * 10-4Относительная сумма подъемов трассы трубопровода, м/км1530401530401530401001,50,25521,611,88,320,011,58,217,310,37,33000,35721,011,68,219,411,38,018,010,67,410000,50919,711,38,117,910,87,816,310,07,21002,00,25536,719,614,634,019,014,329,117,012,53000,35735,719,414,533,318,714,130,017,412,710000,50933,718,914,230,618,013,727,816,712,41003,00,25570,038,133,863,837,432,054,631,725,03000,35766,337,933,564,837,032,356,432,625,610000,50965,537,232,260,035,631,553,531,525 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.
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.
|