Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды

Подождите немного. Документ загружается.

присадку к маслам для предупреждения их вспенивания в дви

гателях внутреннего сгорания (добавка 0,002%) и увеличения

их к. п. д. ПМС-200А добавляют в ректификационные колонны

и битумные составы ( I -IO-4—2-10-4 %); используют с успехом

в производстве алкилфенольных присадок МНИИП-22к,

ВНИИНП-360, для гашения пены при наливах битумов в тан

керы, в качестве пеногасителя в процессах вакуумной разгонки

нефти, обезвоживания отгонов нефти и мазутов.

Опыт исследования и успешного практического применения

присадки ПМС-200А имеется в БашНИИНП, Красноводском,

Херсонском и Ухтинском НПЗ.

Глава V

Организация систем внутрипромыслового сбора

и подготовки продукции нефтяных скважин

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

В настоящее время трудно сделать четкие разграничения

между объектами сбора и подготовки нефти на месторождении,

поскольку все чаще на внутрипромысловые системы сбора пе

рекладывают функции по подготовке нефти. От того, как орга

низован сбор и осуществлена предварительная обработка

продукции нефтяных скважин, во многом зависят производи

тельность и эффективность работы сепарационных установок,

аппаратов предварительного обезвоживания нефти, а также

качество обезвоживания и обессоливания нефти.

Система внутрипромыслового сбора должна выполнять и

свои основные функции:

измерение продукции каждой скважины или, в случае необ

ходимости, группы скважин;

транспортирование продукции скважин с использованием

энергии нефтяного пласта или насосного оборудования при ме

ханизированной добыче нефти до пунктов подготовки нефти,

а при недостаточном давлении — с использованием насосов до-

жимных насосных станций (ДНС);

сепарацию нефти и газа под давлением, обеспечивающим

бескомпрессорное транспортирование газа;

при добыче высокообводненной нефти отделение при сравни

тельно низких температурах основной массы воды с качеством,

пригодным для ее закачки в пласт без дополнительной сложной

очистки;

раздельный сбор и транспортирование до центральных неф

тесборных пунктов продукции отдельных скважин, смешение ко

торых нежелательно;

устьевой и путевой подогрев продукции нефтяных скважин,

если невозможны сбор и транспортирование их при обычных

температурах и т. д.

Установлено, что основными факторами, учитываемыми при

проектировании систем внутрипромыслового сбора (с учетом

динамики обводнения месторождения), являются:

начальное давление в системе сбора, группирование сква*

жин;

взаимодействие с системами воздействия на залежь;

совместный и раздельный сбор продукции скважин, выбор

места сепарации газа, взаиморасположение узлов замера, се

парации и откачки;

выбор места создания центрального пункта подготовки неф

ти, газа и воды с учетом расположения месторождения в группе

или в нефтедобывающем районе;

совмещение систем промыслового сбора и транспортирова

ния с процессами подготовки нефти [79, 82].

Исследованиями показано, что выбор величины давления

может быть сделан только в результате технико-экономической

оценки возможного способа механизированной добычи на всех

стадиях разработки месторождения. Например, для Самотлор

ской месторождения начальное давление в системе сбора не

должно превышать I —1,5 МПа несмотря на то, что более эко

номичные решения по системе сбора получаются при более вы

соких значениях начального давления.

Основная цель комплексного проектирования систем сбора

и подготовки с учетом системы разработки месторождений свя

зана с максимальным продлением фонтанного периода работы

скважин.

Появление воды в одной или нескольких скважинах может

привести к тому, что нефть целого участка площади может ока

заться некондиционной.

В связи с этим возникла идея (А. Д. Обносов, 1959 г.) при

менения раздельного сбора безводной и обводненной продукции

нефтяных скважин. Для осуществления раздельного сбора нефти

необходим строжайший контроль за обводненностью нефти по

отдельным скважинам и особенно по участкам и сборным пунк

там. Анализ обводнения 12 площадей Ромашкинского место

рождения показал [82], что если за 5—10-летний период раз

работки площадей обводненность достигла 5—20%, то всего

за этот период было добыто безводной нефти 67 %, а обводнен

ной— 33 %. Мощность установок по подготовке нефти при орга

низации раздельного сбора могла бы быть уменьшена на неко

торых площадях более чем в 3 раза. Особенно большой эконо

мический эффект от внедрения раздельного сбора был получен

на нефтяных месторождениях Западной Сибири [40].

Ранее установки по подготовке нефти проектировали рас

средоточенными по территории нефтяных месторождений, без

увязки с системами сбора, транспортирования и возможностями

использования их для предварительной подготовки эмульсий

к расслоению за счет раннего ввода деэмульгатора, при недо

статочном использовании давления в системе сбора для про

хождения сырья через комплекс всех технологических аппара

тов. С утверждением «Унифицированных технологических схем

комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобы

вающих районов» в проектах разработок месторождений стали

предусматривать совмещение систем промыслового сбора, транс

портирования с процессом подготовки нефти, газа и воды.

Такая система была обоснована в работах [78, 79].

Централизация пунктов подготовки нефти, газа и воды, осу

ществляемая в настоящее время, изменила схему нефтепромыс

ловых коммуникаций. Укрупнились сепарационные установки

по разделению газожидкостной смеси, от которых требуется

большая производительность и высокая эффективность разделе

ния фаз.

При движении продукции скважин до сепарационных уста

новок происходят снижение давления, изменение температуры,

скорости и структуры потоков и т. д. Снижение давления при

водит к зарождению пузырьков газа и их увеличению. Турбули-

зация потока способствует коалесценции газовых пузырьков и

образованию больших газовых скоплений [13]. Отделение газа

от жидкости в сборных нефтегазопроводах не учитывали при

конструировании сепараторов. Если устранить последствия пе

ремешивания разделившихся в трубопроводе фаз перед их^ вво

дом в сепараторы, где происходит их вторичное разделение, то

производительность установок и эффективность их работы резко

возрастают.

Использование разделения фаз в трубопроводах, дифферен

циальный отвод газа или воды из системы и ввод расслоенного

потока без перепада давления, перемешивания, диспергирова

ния в напорную емкость изменяют функции сепаратора или

аппарата предварительного обезвоживания нефти [66, 82]. При

этом в емкости будет происходить лишь механическое отделе

ние газа или воды от нефти. Сам же процесс разрушения дис

персных систем (эмульсий, пен) нефти должен быть осуществ

лен в подводящих трубопроводах [29, 82].

Аналогичным образом должна быть подготовлена к расслое

нию и обводненная продукция нефтяных скважин. Это дости

гается подбором типа и расхода деэмульгатора, определением

оптимальной точки ее ввода в систему сбора, и если это необ

ходимо, применением путевых подогревателей и концевых де

лителей фаз [82].

Примером эффективного использования внутрипромысловых

систем сбора для предварительной подготовки к расслоению

нефтегазоводяных смесей служат проекты обустройства место

рождений Западной Сибири.

Высокая пластовая температура и поэтому высокая эффек

тивность расслоения эмульсионной нефти в трубопроводах со

здали в этих районах условия для отделения основного объема

добываемой вместе с нефтью воды на замерно-дожимных насос

ных станциях. Причем промышленные эксперименты показали,

что процесс расслоения потока эмульсии, движущейся в трубо

проводе, имеет наибольший эффект на первых 300—500 м длины

трубопровода после ввода реагента, а иногда и непосредственно

в сепараторах.

Подобные схемы сбора и предварительной подготовки к рас

слоению продукции нефтяных скважин позволяют не строить

капиталоемких установок подготовки нефти и связанных с ними

сооружений для очистки воды. Кроме того, транспортирование

на значительные расстояния (до 50 км) газонасыщенной нефти

после I ступени сепарации снижает затраты на перекачку

(в связи с меньшими значениями вязкости газонасыщенной

нефти) и сохраняет в нефти наиболее ценные фракции тяжелых

углеводородных газов. Поддержание необходимого давления на

1 ступени сепарации и подбор соответствующих диаметров тру

бопроводов позволяют также осуществить в основном и беском-

прессорное транспортирование газа до ГПЗ.

При предварительном сбросе воды на ДНС (когда не стоит

задача получения товарной нефти) отделяемая вода, кроме раз-

газирования, практически не потребует какой-либо сложной

дополнительной очистки. За счет давления в отстойниках (ап

паратах предварительного сброса) подают сбрасываемую воду

в сепараторы КНС, расположенные на той же площади.

Для обоснования и проектирования рациональной системы

сбора продукции нефтяных скважин и выбора необходимого

оборудования для их первичной подготовки (в районах добычи)

необходимы исходные данные:

состав и физико-химические свойства продукции нефтяных

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 (суще

ствующий и на перспективу);

план развития мощностей на прирост объемов добычи нефти,

газа и воды;

расстояние от месторождений до центральных пунктов под

готовки нефти (ЦППН), размеры месторождений и сетка раз

мещения скважин;

характеристика рельефных условий местности:

сумма геодезических подъемов на I км трассы (параметр

2 Щ, природно-климатические условия и т. д.

Поскольку каждое нефтяное месторождение имеет свои осо

бенности, то единой универсальной системы сбора продукции

нефтяных скважин не существует.

СУЩЕСТВУЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ СБОРА

ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И ПУТИ ИХ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ

В соответствии с «Основными положениями по обустройству

и автоматизации нефтедобывающих предприятий» в отрасли

был осуществлен переход от открытых самотечных систем

сбора к различным вариациям

герметичных систем: Бароня-

на—Везирова [33], Г рознен-

ского нефтяного института [13,

33] и Гипровостокнефти [33].

Анализ применения на ме

сторождениях герметизирован

ных систем сбора, выполнен

ный институтом ВНИИСПТ-

нефть [24], позволил выделить

(рис. 17) девять обобщающих

вариантов схем.

Несмотря на многообразие

герметизированных систем сбо

ра, в основу их заложены еди

ные принципы:

максимальное использова

ние пластовой энергии или на

пора, создаваемого скважин

ными насосами для сбора и

транспортирования продукции

скважин до ЦППН, а также

обеспечения прохождения об

рабатываемой продукции через

технологические узлы (блоки)

установки подготовки нефти

(схема /, V, VII);

максимально возможное ис

пользование однотрубного сбо

ра нефти и газа в пределах от

дельных месторождений. Когда

пластовой энергии или напора скважинных насосов недоста

точно, газонасыщенные или частично разгазированные нефти

перекачивают насосами на ЦППН (схема II, IV, VI, VIII и IX);

применение ступенчатой сепарации нефти с последующим

бескомпрессорным транспортированием газа после I ступени

сепарации до потребителя — ГПЗ (схемы III, IV, V, VI,

VII и IX).

С учетом этих принципов из многообразия рассмотренных

вариантов могут быть выделены три основные схемы обустрой

ства нефтяных месторождений:

однотрубное транспортирование продукции скважин;

бескомпрессорное транспортирование газа и перекачка газо

насыщенной нефти после предварительного сброса;

бескомпрессорное транспортирование газа и перекачка газо

насыщенной обводненной нефти.

При однотрубном транспортировании рекомендуется [13]

держать давление на устье скважин:

г. х=23,1

J О . й ---------------

Ж О

ШО

ш о

го

.зато

M O

ш о

Д л * '33 5 \днс\

----

-*Л-

X =7,6

M T х=2,т -$ .А \—

2 =2^,7

Х=1>6

2 XJt х=0,$ - £-Онс\

----

£ * Г Х=' - 5- Ш с\

~ L 0J / I 4 J 2 L y J j c

‘ C S * Щ ] 5 Ш *

Рис. 17.

Обобщающие варианты систем сбора,

применяемых на нефтяных месторож

дениях:

I — скважина; 2 — групповая замерная

установка; 3 — индивидуальная замерная

установка; 4 — групповая замерная уста

новка с сепарацией и насосом откачки

нефти; 5 — дожимная насосная станция;

6 — удельный вес применения, %

при фонтанно-механизированном способе добычи нефти до

1,5 МПа;

при механизированном способе до 2,5 МПа.

Как уже отмечалось, на некоторых месторождениях в на

чальной стадии разработки целесообразно применять раздельный

сбор продукции безводных и обводненных скважин [13, 33].

При этом продукция безводных скважин, не смешиваясь

с эмульсионными нефтями, поступает на ЦППН. Внедрение

таких систем, особенно на месторождениях с большими объ

емами добываемой продукции и слабой минерализацией пласто

вых вод, значительно облегчает решение проблемы деэмульса

ции нефти, так как отпадает необходимость обработки всего

добываемого объема.

Использование сборных трубопроводов для предварительной

подготовки продукции скважин к расслоению и процессам ее

обработки значительно сокращает затраты на подготовку нефти

за счет не только предварительного сброса воды до ЦППН, но

и применения технологии путевого обессоливания малообвод-

ненной нефти в трубопроводах в интервале скважина — ЦППН

[79, 80, 81, 82].

Раздельный сбор продукции скважин на нефтяных место

рождениях применяют также и в том случае, когда нежела

тельно смешение нефтей разных продуктивных горизонтов, на

пример нефтей, не содержащих и содержащих сероводород.

Если вместо одного коллектора использовать нефтесборные

коммуникации из двух труб по варианту «неравных диаметров»

[79], рассчитанных на ту же пропускную способность, то в про

цессе эксплуатации нетрудно осуществлять не только раздель

ный сбор безводной и обводненной продукции скважин, но и

избежать транспортирования высоковязких эмульсионных си

стем перераспределением продукции.

Система сбора Бароняна—Везирова (рис. 18), разработан

ная азербайджанскими инженерами Ф. Г. Бароняном и С. A. Be-

зировым (1946 г.), предусматривает однотрубный сбор продук

ции скважин с использованием энергии пласта до групповых

замерных установок и далее, по общему коллектору до участко

вых пунктов сбора, где сепарируют нефть в две ступени и при

необходимости ее предварительно обезвоживают.

Газ I ступени сепарации отделяется при давлении около

0,4—0,5 МПа и транспортируется к потребителю за счет давле

ния в сепараторах или. при помощи компрессоров.

Газ II ступени сепарации, отделяющийся при давлении

0,1 МПа, отбирают вакуумными компрессорами, осушают и за

качивают в напорные газопроводы.

В зависимости от стойкости нефтяных эмульсий реагент-

деэмульгатор дозируют на устье скважин, на групповой замер

ной установке или перед I ступенью сепарации. Это приводит

к тому, что обработанная реагентом-деэмульгатором дегазиро-

Рис* 18.

Схема сбора Бароняна—Везирова:

I — фонтанная скважина; 2 — насосная скважина; 3 — компрессорная скважина; 4 — се

параторы-мерники высокого давления; 5 — групповая замерная установка; 6 — сепаратор

нефтесборного пункта; 7 — отстойники; 8 — резервуар буферный; 9 — насосы; 10 — резер

вуары установки подготовки нефти; 11 — компрессоры; 12 — напорный газопровод; 13 —

трубопровод сырой нефти на УПН; 14 — возможные точки дозирования реагента-деэмуль

гатора; 15 — пластовая вода на очистку

ванная обводненная нефть, поступая в сырьевые резервуары

участковых пунктов сбора, легко отстаивается с отделением ос

новного количества воды и песка, которые сбрасывают в си

стему очистки сточных вод. Нефть из резервуаров участковых

нефтесборных пунктов насосами подают на обезвоживающую

установку центрального нефтесборного пункта или (при доста

точной глубине обезвоживания) непосредственно на нефтепере

рабатывающий завод.

Необходимость строительства на промыслах большого числа

мелких пунктов сбора с очистными сооружениями, парком ре

зервуаров, насосными и компрессорными станциями ограничи

вает область применения данной схемы.

Высоконапорная грозненская система сбора (рис. 19), раз

работанная Грозненским нефтяным институтом совместно

с объединением Грознефть, предусматривает транспортирование

продукции скважин (нефти, газа и воды) под устьевым

Рис. 19.

Высоконапорная схема Грозненского нефтяного института:

I —• централизованная сепарационная установка; 2 — выкидные линии; 3 — сепаратор пер

вой ступени; 4 — холодильная установка; 5 — сепаратор после холодильной установки;

S — ЦППН; 7 — сепаратор второй ступени; 8 — компрессор; 9 — сборник товарной нефти;

IQ — наС0Сная станция; / / — место ввода деэмульгатора

Рис. 20.

Напорная схема сбора Гипровостокнефтн.

Сепараторы; / — I ступени (р=5—6 МПа); 2 — II ступени (р—3—4 МПа); 3 — III ступенн

0,9 МПа); 4 ~ насосная; 5 — аварийная емкость; 6 — пары сырьевых резервуаров

комплексной подготовки нефти; I — продукция скважин; IJ — нефть после I ступени се

парации; II I — нефть после II и III ступени сепарации; IV — газ после I ступени сепа-

рации; !/ — газ после II ступени сепарации; Vl ~ газ после III ступени сепарации

давлением 6—7 МПа на большие расстояния, чем система

Бароняна—Везирова.

По этой системе сбора на каждой разрабатываемой площади

(месторождении) сооружают лишь централизованную сепара

ционную установку, на которой проходит одноступенчатая се

парация под высоким давлением до 5 МПа. Отделившийся газ

направляют в холодильную установку для максимального извле

чения конденсата, и затем под собственным давлением его по

дают на ГПЗ.

Эмульсионную нефть с оставшимся растворенным газом

(и конденсатом) по одному трубопроводу под собственным дав

лением транспортируют на ЦППН, где ее окончательно сепари

руют, подготавливают газ и нефть и очищают нефтепромысло

вые сточные воды для использования в системе поддержания

пластового давления.

Внедрение высоконапорной однотрубной системы сбора для

транспортирования на значительные расстояния нефтегазоводя

ной смеси сдерживается из-за пульсаций давления, приводящих

к вибрации трубопроводов и возможным их порывам по свар

ным соединениям.

Напорная система сбора Гипровостокнефти (рис. 20) разра

ботана институтом совместно с объединением Куйбышевнефть.

Основные отличительные особенности этой схемы:

ступенчатая сепарация нефти, причем I ступень проходит на

групповых или участковых сепарационных установках при дав

лении, достаточном для бескомпрессорного транспортирования

газа до ГПЗ или других потребителей;

возможность транспортирования нефти с частью растворен

ного газа от сепарационных установок до ЦППН за счет давле

ния сепараторов или, при больших расстояниях, при помощи

дожимных насосных станций;

расчетное определение уровня давления в системе сбора

в каждом конкретном случае с учетом давления сепарации

проектируемого месторождения, исходя из условия оптималь

ного использования пластовой энергии как для добычи нефти,

так и для сбора продукции скважин;

II и III ступени сепарации нефти, как правило, осуществ

ляют на ЦППН;

укрупнение пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды

вплоть до одного ЦППН, обслуживающего группу промыслов,

расположенных на радиусе 50—100 км и более.

С учетом сложности транспортирования на большие расстоя

ния жирных газов II и III ступеней сепарации и продуктов

стабилизации нефти предлагается газобензиновый завод строить

на одной площадке с ЦППН.

Недостаток системы сбора Гипровостокнефти — большие

эксплуатационные расходы на совместное транспортирование

нефти и воды с месторождений до ЦППН и, соответственно,

большой расход энергии и труб на сооружение системы обрат

ного транспортирования очищенной пластовой воды до место

рождений для использования ее в системе ППД.

Системы сбора на месторождениях Западной Сибири. На раз

рабатываемых нефтяных месторождениях Западной Сибири при

меняют несколько разновидностей напорных систем сбора, спе

цифика которых в основном связана с кустовым способом раз-

буривания скважин (рис. 21).

Сепарация нефти осуществляется в две-три ступени. Пер

вая ступень сепарации нефти происходит при давлении 0,4—

0,8 МПа перед дожимными насосными станциями (ДНС) или

на комплексных сборных пунктах (КСП).

Газ первой ступени после сепарационных установок при дав

лении сепарации может транспортироваться до ГПЗ на расстоя

ние более 100 км. В зависимости от того, какие технологически*

процессы ведут на КСП, схемы сбора на месторождениях З а 

падной Сибири классифицируют на две группы [40]. К первой

группе относят схемы сбора, в которых всю обводненную нефть

окончательно подготавливают на ЦППН. В этом случае на КСП

осуществляют I ступень сепарации нефти и ввод деэмульгатора

в обводненную нефть до сепараторов. В сепараторах или напор

ных емкостях, установленных после сепараторов, не только от

деляется газ, но и происходит частичное обезвоживание нефти.

Этот процесс осуществляется без подогрева обводненной нефти.

Частично обезвоженную нефть с растворенным в ней газом по

отдельному трубопроводу перекачивают с КСП насосами на

ЦППН, где происходит сепарация II и III ступени при давле

ниях соответственно 0,25—0,105 МПа и ее окончательное термо

химическое и термоэлектрохимичеекое обезвоживание. Ко второй