Система промыслового сбора и подготовки нефти

Система промыслового сбора и подготовки нефти – это сложная, разветвленная сеть трубопроводов и разнообразного технологического оборудования, предназначенная для сбора, замера продукции скважин и подготовки товарной нефти к транспорту по магистральному нефтепроводу потребителям.

Технологическое оборудование на промысле, предназначенное для выполнения какой-то одной задачи, называется технологической установкой. Технологическая установка – комплекс автоматизированного оборудования и аппаратов, в которых последовательно и непрерывно происходят процессы подготовки нефти, газа и воды (обезвоживания, обессоливания, сепарации нефти, очистки пластовой воды и т.д.).

На промыслах применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), установки предварительного сброса воды (УПСВ), установки подготовки нефти (УПН), установки подготовки воды (УПВ), установки подготовки газа (УПГ), установки измерения количества и качества нефти и др.

Кроме этого, нефтепромысловое оборудование объединяется в такие объекты, как дожимная насосная станция (ДНС), кустовая насосная станция (КНС), компрессорная станция (КС), центральный пункт подготовки нефти (ЦППН), товарный парк и др.

Первые построенные системы промыслового сбора нефти были негерметизированными, двухтрубными, в большинстве случаев самотечными. Двухтрубной системой она называется потому, что нефть и газ после разделения на устьях скважин или на сборных пунктах транспортируются отдельно каждый по своему трубопроводу до центрального пункта сбора (ЦПС). Самотечной эта система называется потому, что движение нефти осуществляется за счет разности геодезических отметок. Единственным преимуществом самотечной системы является сравнительно точное измерение по каждой скважине расхода нефти и газа. Недостатки самотечной системы следующие:

1. Трудности с обеспечением разности геодезических отметок в холмистой или гористой местности.

2. Из-за невысокого давления в нефтепроводе высока вероятность образования газовых мешков.

3. Самотечные линии имеют ограниченную пропускную способность и не приспособлены к увеличению дебитов скважин и изменению вязкости водонефтяной эмульсии.

4. В самотечных системах скорость потока низкая, что способствует отложениям на внутренних стенках труб механических примесей, солей, твёрдых парафинов. Это приводит к снижению пропускной способности нефтепроводов.

5. Из-за негерметичности системы потери нефти от испарения достигают 3%.

6. Эти системы плохо автоматизируются и требуют больше обслуживающего персонала.

Поэтому самотечные негерметизированные системы больше не проектируют и не строят.

Современные системы промыслового сбора и подготовки нефти – это герметизированные, напорные, автоматизированные системы. Они зависят от формы и площади месторождения, рельефа местности, физико-химических свойств нефти, климатических условий данного региона.

Система сбора и подготовки нефти должна обеспечить оптимальную централизацию объектов технологического комплекса в районе наиболее крупного месторождения нефтедобывающего района.

Месторождения по площади могут быть большими (30х60 км), средними (10х20 км.) и малыми (до 10 км²). По форме месторождения бывают вытянутые, круглые и эллиптические.

На рис. 7.1 приведена схема герметизированной высоконапорной системы промыслового сбора и подготовки нефти для большого по площади месторождения. Эксплуатационные скважины 1 располагают кустами вблизи внешнего контура нефтеносности и параллельно ему. На рис. 7.1 показана только часть эксплуатационных скважин залежи.

Рис. 7.1. Схема герметизированной высоконапорной системы

промыслового сбора и подготовки нефти:

I – выкидная линия от скважины; II – сборный коллектор для продукции куста скважин; III – попутный нефтяной газ с ДНС; IV – нефть с ДНС; V – пластовая вода с УПСВ; VI – попутный нефтяной газ на ГПЗ; VII – пластовая вода с УПН; VIII – вода с УПВ; IX – вода с КНС; X – нефть с УПН; XI – некондиционная нефть; XII – товарная нефть; 1 – эксплуатационные скважины; 2 – автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ); 3 – дожимная насосная станция (ДНС) и установка предварительного сброса воды (УПСВ); 4 – насос; 5 – установка подготовки нефти (УПН); 6 – резервуары; 7 – насос; 8 – автоматизированная установка измерения количества и качества нефти; 9 – товарные резервуары; 10 – насос; 11 – установка подготовки воды (УПВ); 12 – насос; 13 – кустовая насосная станция (КНС); 14 – нагнетательные скважины; 15 – компрессорная станция (КС); 16 – внешний контур нефтеносности

Куст скважин – это специальная площадка территории месторождения с расположенными на ней устьями скважин. Количество скважин в кусте не должно превышать 24. Кусты должны быть удалены друг от друга на расстояние не менее 50 м. Суммарный дебит одного куста скважин должен быть не более 4 тыс. м³ в сутки по нефти, а газовый фактор – не более 200 м³/м³. Устья скважин в кусте должны располагаться на одной прямой на расстоянии не менее 5 м друг от друга. В Западной Сибири допускается размещение скважин отдельными группами с числом скважин в одной группе не более четырёх. Расстояние между группами скважин должно быть не менее 15 м.

Продукция скважин под устьевым давлением направляется в выкидные линии I диаметром 100…150 мм и длиной 0,8…3,0 км. Из выкидных линий продукция скважин поступает на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) 2 типа «Спутник», «Биус» или других модификаций. На АГЗУ производится отделение попутного нефтяного газа от жидкости и автоматическое поочерёдное измерение количества продукции каждой скважины отдельно по газу и отдельно по жидкости (нефти с водой). К АГЗУ можно подключить до 24 скважин.

После АГЗУ продукция всех подключенных скважин снова смешивается и единым потоком (газ, нефть, вода) по сборному коллектору II диаметром от 200 до 500 мм и длиной до 8 км под собственным давлением поступает на дожимную насосную стацию (ДНС) 3. Таким образом, давление на устье скважин должно обеспечить однотрубный герметизированный транспорт нефти через АГЗУ до ДНС. На месторождении строят несколько ДНС, на рис. 7.1 показана только одна.

На ДНС производится первая ступень сепарации нефти, как правило, при давлении 0,6 МПа. Отделившийся попутный нефтяной газ III под собственным давлением транспортируется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). При отсутствии условий подачи газа на ГПЗ он может использоваться как сырьё газотурбинных электростанций или, в худшем случае, сжигаться в факелах высокого давления (ФВД).

Когда обводнённость пластовой нефти достигает 15…20% масс., на ДНС устанавливают установки предварительного сброса воды (УПСВ).

Это связано, во-первых, с необходимостью снижения энергозатрат на транспорт балластной воды вместе с нефтью до центрального пункта подготовки нефти (ЦППН), расстояние до которого может составлять несколько десятков километров. И, во-вторых, с целью снижения расходов на транспорт пластовой воды в обратном направлении от ЦППН до нагнетательных скважин.

Содержание воды в нефти после УПСВ не должно превышать 5…10% масс. Технология отделения пластовой воды на УПСВ должна предусматривать возможность закачки воды в нагнетательные скважины без дополнительной её очистки. Вода V с УПСВ должна под собственным давлением поступать на кустовую насосную станцию (КНС) 13 или на установку подготовки воды (УПВ) 11.

Производительность ДНС по выходу нефти после УПСВ не должна превышать 3 млн. т в год.

Частично дегазированная нефть далее насосами 4 подаётся по коллектору IV на расстояние до нескольких десятков километров на ЦППН (или ЦПС – центральный пункт сбора). На ЦППН собирается нефть со всех ДНС, расположенных на месторождении. ЦППН размещают на базовом месторождении, добыча которого составляет 40% и более от общей добычи района. Если в районе нет базового месторождения, то ЦППН размещают на ближайшем к начальной точке магистрального нефтепровода месторождении.

На ЦППН также может подаваться нефть с АГЗУ ближайших эксплуатационных скважин, минуя ДНС. Для небольших месторождений, по форме приближающихся к кругу, ДНС обычно не строят, так как нефть способна под собственным устьевым давлением дойти по трубопроводу до ЦППН.

На ЦППН производится окончательная подготовка нефти, приём и учёт товарной нефти, подача товарной нефти на сооружения магистрального транспорта, подготовка и утилизация пластовой воды, подготовка попутного газа к транспорту.

Основное звено ЦППН – установка подготовки нефти (УПН), на которой и производится глубокое обезвоживание нефти, обессоливание и стабилизация. Мощность одной УПН не должна превышать 3 млн. т в год по товарной нефти, поэтому на ЦППН может быть несколько параллельно работающих УПН. Для нефтей с высоким содержанием С₁–С₅ может быть предусмотрена установка стабилизации ректификацией.

Кроме УПН, в структуре ЦППН находятся: установка подготовки воды (УПВ), установка учёта количества и качества нефти, товарный (иногда и сырьевой) парк, компрессорная станция (КС), реагентное хозяйство, факельное хозяйство и др.

Если попутный газ не направляется на ГПЗ, а подготавливается до требований стандарта на ЦППН, предусматривают установку подготовки газа (УПГ). В Западной Сибири, как правило, весь попутный газ с месторождений подаётся на ГПЗ.

Нефть с ДНС 3 поступает на УПН 5. Отделившийся на УПН попутный нефтяной газ имеет невысокое давление, поэтому он поступает на компрессорную станцию (КС) 15, где он сжимается и вместе с газом с ДНС подаётся на ГПЗ. Часть попутного газа используется на ЦППН для собственных нужд в качестве топлива. При отсутствии возможности собственной подготовки газа или подачи его на ГПЗ газ сжигают в факелах высокого и низкого давления.

Отделившаяся после обезвоживания и обессоливания вода VII с УПН подаётся на УПВ 11. Очистка пластовой воды необходима для сохранения «чистоты» призабойной зоны, сохранения приёмистости нагнетательных скважин; для предотвращения коррозии в напорных трубопроводах и в эксплуатационных колоннах нагнетательных скважин.

С УПВ насосами 12 очищенная подготовленная вода VIII подаётся на кустовую насосную станцию (КНС) 13. С КНС насосами высокого давления вода под давлением 15…20 МПа подаётся в нагнетательные скважины 14 для поддержания пластового давления. Таким образом, вода, поступившая вместе с нефтью из пласта, снова закачивается в пласт. Так происходит замкнутый цикл её движения.

Нефть с УПН 5 поступает далее в два попеременно работающих герметизированных резервуара 6 типа РВС (резервуар вертикальный стальной), где нефть дополнительно отстаивается. Затем насосом 7 нефть X подаётся на автоматизированную установку замера количества и качества нефти 8 типа «Рубин».

Если качество нефти не соответствует требованиям ГОСТ, то такая некондиционная нефть XI возвращается на УПН для повторной подготовки.

Если нефть соответствует требованиям ГОСТ, она поступает в резервуары 9 товарного парка, откуда насосами 10 товарная нефть XII подаётся в магистральный нефтепровод.

Преимущества герметизированных напорных систем сбора и подготовки нефти следующие.

1. Устранение потерь лёгких фракций.

2. Значительное уменьшение возможности отложений механических примесей, солей, твёрдых парафинов на внутренних стенках труб.

3. Возможность полной автоматизации системы.

4. Возможность транспортирования нефти за счёт давления на устье скважины.

5. Снижение мощностей насосов ДНС, так как нефть транспортируется в газонасыщенном состоянии с меньшей плотностью (удаляется только часть газа на первой ступени сепарации).

6. Более низкие металлоёмкость и эксплуатационные расходы.

К недостаткам этих систем относятся:

1. Преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержании высокого давления на устье. Это ведёт к более раннему переходу на механизированную добычу и к увеличению необходимой мощности глубинных насосов.

2. При поддержании более высокого устьевого давления приходится увеличивать подачу газа (бескомпрессорный и компрессорный способ добычи) для подъёма одного и того же количества нефти.