Материал подготовка экзамен для нефтьгаз. 1. Нефтяные залежи и месторождения
 Скачать 0.77 Mb.
|
|
2.2. Режимы работы залежей В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: 1. Жёстководонапорный. Источник энергии – напор подошвенных (краевых) вод. Её запасы пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоёмов. Поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности непрерывно перемещается и сокращается. В начальный период давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти не следует производить слишком быстро, иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать.  Рис. 2.1. Схема жёстководонапорного режима работы залежи Когда краевые воды достигают забоя скважин, находящихся в наиболее высоких частях пласта, вместо нефти пойдет вода, эксплуатацию этих скважин прекращают. На практике обычно из-за неоднородности пласта по проницаемости, более низкой вязкости воды, происходит прорыв пластовой воды к забою скважин, при этом одновременно с нефтью добывается вода. При этом режиме обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пласта, равный 0,5…0,8. Газовый фактор остается низким и постоянным, если не нарушать баланс между отбором нефти и поступлением воды и если давление в пласте не падает ниже давления насыщения. 2. Упруговодонапорный режим. Основной источник пластовой энергии – упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. По мере извлечения нефти давление в пласте падает, снижается и дебит скважин. Отличительная особенность этого режима заключается в том, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной. Границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более. Несмотря на то, что расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте незначительно, тем не менее, при огромных объёмах залежи и питающей её водоносной части, таким образом можно извлечь до 15% нефти от промышленных запасов. Коэффициент нефтеотдачи также может достигать 0,8. 3. Газонапорный режим. Источник энергии для вытеснения нефти – давление газа, сжатого в газовой шапке.  Рис. 2.2. Схема газонапорного режима работы залежи Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. Чем больше размер газовой шапки, тем дольше снижается давление в ней. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности, и их эксплуатация прекращается, иначе расходование энергии расширения газа будет нерациональным. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме составляет 0,4…0,6. Дебиты скважин и пластовое давление остаются почти постоянными, если не нарушать баланс между отбором нефти и скоростью продвижения границы газ-нефть. 4. Режим растворенного газа. Источник энергии – давление газа, растворенного в нефти.  Рис. 2.3. Схема работы залежи в режиме растворённого газа По мере снижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь, пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин. Дебит и пластовое давление при этом режиме непрерывно снижаются. Коэффициент нефтеотдачи самый низкий и составляет 0,15…0,3, так как запас энергии газа истощается раньше, чем успевают отобрать значительные объёмы нефти. 5. Гравитационный режим. Когда давление в пласте снизилось до атмосферного, нефть не содержит газа, она стекает в скважину под действием силы тяжести и откачивается механизированным способом.  Рис. 2.4. Гравитационный режим работы залежи Различают напорно-гравитационный режим и режим со свободным зеркалом нефти. Первый наблюдается при высокой проницаемости пород и крутом наклоне пласта. Дебит в данном случае может быть высокий. Второй режим наблюдается у пологих пластов с плохой проницаемостью. Нефть в этом случае собирается с площади, находящейся в зоне расположения скважины, дебит скважин низкий. Если в залежи нефти одновременно действуют различные движущие силы, то такой режим её работы называется смешанным. При разработке газовых месторождений гравитационный режим и режим растворённого газа отсутствуют. В любом случае, потенциальная энергия пласта не обеспечивает полноты отбора нефти из залежи. Этому препятствуют силы трения, силы поверхностного натяжения, капиллярные силы. 3. Устройство нефтяной скважины Процесс сооружения скважины путём разрушения горных пород называется бурением. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в неё людей, у которой длина во много раз больше диаметра.  Рис. 3.1. Основные элементы скважины Верхняя часть скважины, расположенная на земле, называется устьем, дно скважины забоем, боковая поверхность стенкой, а пространство, ограниченное стенкой, стволом скважины (рис. 3.1). Длина скважины – это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина – проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин, а для наклонных и искривлённых скважин не совпадают. Крепление ствола скважины осуществляется при помощи колонн обсадных труб разного диаметра, концентрически расположенных одна в другой (рис. 3.2). Так как устье скважины обычно лежит в зоне легкоразмываемых пород, его необходимо укреплять. Для этого сначала бурят шурф – колодец длиной 4…8 м до глубины залегания устойчивых горных пород. В колодец устанавливают трубу, а пространство между трубой и стенкой породы заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором. Этот участок называется направлением.  Рис. 3.2. Схема крепления ствола скважины колоннами обсадных труб: 1 – направление; 2 – кондуктор; 3 – промежуточная колонна; 4 – эксплуатационная колонна; 5 – нефтяной пласт Далее бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют с помощью колонны обсадных труб, которую называют кондуктор. Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора перекрываются верхние водоносные горизонты, а также неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения. После установки кондуктора не всегда удаётся пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых сложных горизонтов или из-за необходимости изолирования продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют ещё одну колонну обсадных труб, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной. Последняя, самая длинная колонна обсадных труб называется эксплуатационной колонной. Она предназначена для перекрывания продуктивного пласта, для поступления нефти внутрь эксплуатационных труб. Во избежание перетока нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты, пространство между эксплуатационной колонной и стенкой скважины также заполняют цементным раствором. Для извлечения нефти из пласта применяют различные методы. В большинстве случаев (более 90%) скважину бурят до подошвы продуктивного пласта. Затем производится вскрытие пласта.  Рис. 3.3. Схема поступления нефти в ствол скважины после вскрытия пласта: 1 – эксплуатационная колонна; 2 – цементное кольцо; 3 – нефтяной пласт; 4 – подошва пласта Для этого в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в нефтяном пласте, с помощью специальных аппаратов-перфораторов простреливают ряд отверстий в стенке трубы и цементном кольце. Эти отверстия служат каналами для поступления нефти внутрь эксплуатационных труб (рис. 3.3). Если нефтяной пласт сложен плотными породами, то призабойную зону не цементируют или эксплуатационную колонну опускают только до кровли пласта (открытый забой). Скважины, предназначенные для добычи нефти и газа, называются эксплуатационными. При поиске, разведке и разработке нефтяных месторождений применяются и другие виды скважин. Для закачки в пласт воды, газа применяют нагнетательные скважины. Опорные скважины предназначены для изучения состава и возраста пород. Параметрические скважины закладываются для уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности района. Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению Поисковые скважины бурят с целью открытия новых залежей. Разведочные скважины бурятся для изучения размеров и строения залежи, для подсчёта запасов нефти и газа и проектирования её разработки. Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей. 4. Способы добычи нефти Принципиально существует два способа добычи нефти: скважинный и шахтный. Основной способ добычи нефти, залегающей на высоких глубинах (более 200-300 метров) средней и низкой вязкости (до 50 мПа*с) - фонтанный и механизированный (рис. 4.1).  Рис. 4.1. Способы добычи нефти Фонтанный способ самый дешёвый и наименее трудоёмкий. Применяется он в начальный период разработки месторождений, когда нефть поднимается до устья скважины за счёт потенциальной энергии пласта. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину. Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Для добычи нефти фонтанным способом внутрь эксплуатационной колонны опускают ещё одну колонну насосно-компрессорных труб (НКТ). Внутренний диаметр НКТ составляет 40…100 мм и подбирается опытным путём в зависимости от ожидаемого дебита и глубины скважины, пластового давления и условий эксплуатации. НКТ предохраняют обсадные эксплуатационные трубы от эрозии, выноса твёрдых частиц с забоя, обеспечивают возможность использования межтрубного пространства для различных технологических операций (введение ингибиторов коррозии, поверхностно-активных веществ, глушение скважины и т.д.). Нефть из пласта через перфорированные отверстия в стенке эксплуатационных труб поступает внутрь скважины. Затем через башмак, который находится на нижнем конце НКТ, нефть поступает внутрь насосно-компрессорных труб и далее по ним поднимается к устью скважины (рис. 4.2).  Рис. 4.2. Схема поступления нефти из пласта в насосно-компрессорные трубы: 1 – эксплуатационные трубы; 2 – цементное кольцо; 3 – нефтяной пласт; 4 – подошва пласта; 5 – насосно-компрессорные трубы (НКТ); 6 – башмак Верхний конец НКТ соединяется с оборудованием устья скважины, которое предназначено для герметизации межтрубного пространства, отвода продукции скважины, проведения различных технологических операций, ремонтных и других работ. При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном способах добычи нефти устье скважины оборудуется колонной головкой и фонтанной арматурой. Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной ёлки (рис. 4.3).  Рис. 4.3. Схема оборудования устья скважины: I – колонная головка; II – трубная головка; III – фонтанная ёлка; 1 – кондуктор; 2 – эксплуатационная колонна; 3 – насосно-компрессорные трубы; 4 – коренная задвижка; 5 – задвижка с пневмоприводом; 6 – рабочая задвижка; 7 – резервная задвижка; 8 – буферная задвижка; 9 – манометр Колонная головка предназначена для соединения верхних концов всех обсадных колонн, кроме эксплуатационной (кондуктора, промежуточной колонны), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Трубная головка служит для обвязки насосно-компрессорных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и НКТ, для проведения различных технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы предназначены для замера давления, отбора газа, закачки в межтрубное пространство воды, ингибиторов коррозии и гидратообразования, глинистого раствора при глушении скважины. Монтируется трубная головка на колонной головке. Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. На рис. 4.3 приведена схема крестовой ёлки. Фонтанная ёлка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, для установки манометров, термометров и других приспособлений, служащих для спуска и подъёма глубинных приборов. Ёлка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают две задвижки: рабочую 6 и резервную (ближайшую к стволу) 7. На стволе устанавливается коренная (главная, центральная) задвижка 4 и буферная задвижка 8. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров. Один боковой отвод является рабочим, второй – резервным. Фонтанная арматура изготавливается на рабочее давление в пределах 7…105 МПа с диаметром проходного сечения ствола от 50 до 150 мм. Тройниковая ёлка имеет также два отвода, но расположенных по высоте ствола один над другим. Верхний отвод является рабочим, нижний резервным. Такое расположение связано с тем, что тройниковая ёлка применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. При абразивном разрушении верхнего тройника скважина переводится на работу через нижний отвод, а верхний отвод подвергается ремонту. Крестовая ёлка компактнее, имеет меньшую высоту, её проще обслуживать. Продукция скважины по рабочему отводу фонтанной ёлки поступает далее в манифольд, который представляет собой систему труб и отводов с задвижками или кранами (на рис. 4.3 не показано). Манифольд служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ). Манифольд имеет штуцер регулирования расхода продукции скважины, вентили для отбора проб жидкости и газа, устройство для сброса продукции на факел, предохранительный клапан. Аналогичный манифольд имеется и у резервного отвода фонтанной ёлки. Постепенно, по мере эксплуатации месторождения, пластовое давление снижается и наступает момент, когда потенциальной энергии пласта становится недостаточно для подъёма нефти на поверхность. В этом случае применяют механизированные способы добычи нефти. В зависимости от вида затрачиваемой внешней энергии механизированный способ нефти делится на насосный и добычу с помощью энергии сжатого газа. Добыча нефти с помощью энергии сжатого газа заключается в искусственном уменьшении веса столба нефти, заполняющей скважину, за счёт смешения нефти с газом, подаваемым извне под давлением. В результате значительного снижения гидростатического давления столба нефти происходит её подъём на поверхность за счёт оставшейся потенциальной энергии пласта. Этот способ делится на компрессорный и бескомпрессорный. Компрессорный способ заключается в сжатии газа на специальной компрессорной стации последующим его нагнетании в скважину, где он смешивается с нефтью, уменьшая её плотность. Самый простой путь для этого – подача сжатого (до 5 МПа) газа в кольцевое пространство между эксплуатационными и насосно-компрессорными трубами. По современной технологии в скважину внутрь эксплуатационных труб опускают две соосные трубы. Внутренняя труба, по которой нефтегазовая смесь поднимается наверх, называется подъёмной, а внешняя – воздушной. Подъёмная труба короче воздушной, газ подается в кольцевое пространство между этими трубами (рис. 4.4).  Рис. 4.4. Схема добычи нефти с помощью энергии сжатого газа: I – сжатый газ; II – газонефтяная смесь; 1 – подъёмная труба; 2 – воздушная труба; 3 – эксплуатационная труба При закачке газа нефть сначала полностью вытесняется из кольцевого пространства в подъёмную трубу, затем в эту трубу проникает закачиваемый газ и смешивается с нефтью. Плотность смеси в подъёмной трубе становится значительно меньше плотности нефти. Чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 2 и 3, столб смеси в трубе 1 удлиняется и достигает поверхности земли. В зависимости от того, какой газ под давлением закачивается в скважину, различают два способа компрессорной добычи нефти. Если закачивают попутный нефтяной или природный газ – это газлифт. Если закачивают воздух – эрлифт. Эрлифт применяют редко, так как при контакте с воздухом нефть окисляется и осмоляется. Для закачки газа строят специальные газлифтные компрессорные станции. Если в скважину подают газ без дополнительного сжатия (при наличии на месторождении газовых пластов высокого давления), такой способ называется бескомпрессорным лифтом. При большом падении давления в пласте извлечь нефть невозможно с помощью энергии сжатого газа. В этом случае применяют насосный способ. Все применяемые насосы можно разделить на две группы: штанговые и бесштанговые. Штанговый насос – плунжерный насос, привод которого осуществляется станком-качалкой с поверхности с помощью штанги (рис. 4.5). В нижней части имеется всасывающий клапан 1. Плунжер насоса, снабженный нагнетательным клапаном 2, подвешивается на насосной штанге 3. Станок-качалка сообщает возвратно-поступательное движение штанге. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан 2 закрывается, так как на него действует давление вышележащего столба жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая нефть на поверхность. Одновременно открывается всасывающий клапан 1 и нефть поступает в цилиндр насоса 4. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, нагнетательный клапан открывается и через полый плунжер нефть выдавливается из цилиндра насоса в насосную трубу 5. При непрерывной работе насоса в результате подкачки нефти её уровень поднимается до устья скважины. В настоящее время около 75% действующих скважин в мире эксплуатируются с помощью штанговых насосов. Недостатками этих насосов являются громоздкость, возможный обрыв штанг, ограниченность применения в наклонных и сильнообводнённых скважинах, недостаточно высокая производительность (до 500 м3 в сутки), небольшие глубины эксплуатации (до 2,5 км). В связи с этим, все шире применяют добычу нефти с помощью бесштанговых насосов, в качестве которых можно использовать погружные электроцентробежные, винтовые, диафрагменные, гидропоршневые, струйные насосы.  Рис. 4.5. Схема добычи нефти штанговым насосом: 1 – всасывающий клапан; 2 – нагнетательный клапан; 3 – штанга; 4 – цилиндр насоса; 5 – насосная труба Недостатками электроцентробежных насосов являются низкая эффективность в малодебитных скважинах, падение подачи, напора и КПД для вязких нефтей и при увеличении содержания газа на приёме насоса. При добыче высоковязких нефтей эффективны погружные винтовые насосы. 6. Физико-химические требования к товарной нефти Нефть, выходя из скважины, содержит пластовую воду, попутный нефтяной газ, механические примеси, различные соли. Данная так называемая пластовая жидкость не является товарным продуктом и поэтому подвергается подготовке на промысле перед подачей нефти в магистральный нефтепровод. По магистральному нефтепроводу товарная нефть поступает на нефтеперерабатывающий завод. Товарная нефть с промыслов должна соответствовать ГОСТ Р 51858. В соответствии с данным стандартом в зависимости от физико-химических свойств и степени подготовки нефти подразделяются на классы, типы, группы и виды. В зависимости от содержания серы нефть подразделяется на классы (табл. 6.1). Таблица 6.1 Классы нефти
В зависимости от плотности, содержания светлых фракций и твёрдых парафинов нефть подразделяется на типы (табл. 6.2). Таблица 6.2 Типы нефти
Если нефть не поставляется на экспорт, то достаточно для определения её типа определить только плотность. При поставке нефти на экспорт необходимо определение выхода светлых фракций и твёрдых парафинов. Нефти типов 3 и 4 при приёме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт должны также содержать твёрдых парафинов не более 6 % масс. Если нефть по одному из показателей (плотности или выходу фракций) относится к типу с меньшим номером, а по другому – к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером. В зависимости от степени подготовки на промыслах нефть подразделяется на группы (табл. 6.3). Таблица 6.3 Группы нефти
В зависимости от содержания сероводорода и лёгких меркаптанов нефть подразделяется на два вида (табл. 6.4). Таблица 6.4 Виды нефти
Условное обозначение товарной нефти состоит из четырёх цифр (класс, тип, группа, вид) и номера ГОСТа. Например: «Нефть 1.2.1.2 ГОСТ Р 51858». При поставке на экспорт к цифре типа добавляется нижний индекс «э», например: «Нефть 1.2Э.1.2 ГОСТ Р 51858». Нефть при приёме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт должна соответствовать первой группе и первому или второму виду. Качество подготовки нефти на промыслах (номер группы) зависит от степени обезвоживания и разгазирования нефти, удаления механических примесей и хлористых солей. Необходимость обезвоживания нефти объясняется следующими причинами. 1. Вода является балластом, содержание которого может доходить до 90% и более на завершающих стадиях разработки месторождений. Это приводит к увеличению затрат на транспорт нефти. 2. Вода с нефтью образует эмульсию, вязкость которой обычно выше вязкости чистой нефти. Так, увеличение содержания воды в нефти с 5 до 20% приводит к повышению вязкости эмульсии почти два раза. Это также приводит к увеличению энергозатрат на транспорт более вязкой нефти. В среднем, увеличение содержания воды на 1% приводит к повышению транспортных расходов на 3…5%. 3. Вода может явиться причиной повышенной коррозии нефтетранспортной системы. При низких температурах и высоком содержании воды в трубопроводах могут образоваться ледяные пробки, осложняющие транспорт нефти. Необходимость обессоливания нефти связана с двумя причинами. 1. Соли способствуют стабилизации водонефтяных эмульсий, а чем устойчивее эмульсия, тем больше затраты на обессоливание и обезвоживание нефти. 2. Хлориды щелочноземельных металлов являются причиной высокой кислотной коррозии оборудования, механизм которой заключается в следующем. В любой нефти есть какое-то количество сероводорода Н2S, но значительно больше его образуется при нагреве (особенно сернистой нефти) за счёт разложения меркаптанов и сульфидов. Нагрев нефти – одна из обычных стадий технологии подготовки нефти. Сероводород вступает в реакцию взаимодействия с поверхностным слоем железа нефтепромыслового оборудования:  Если хлористых солей в нефти мало или совсем нет, то коррозия на этом останавливается, так как сульфид железа FeS – нерастворимая в промысловой воде соль и образует защитную плёнку на поверхности металла, предохраняя оборудование от более глубокого взаимодействия со средой. Но в любой нефти имеются хлориды металлов, которые подвергаются гидролизу с образованием хлорида водорода НСl. Хлорид кальция СаCl2 может гидролизоваться до 10%, хлорид магния МgCl2 гидролизуется на 90% даже при низких температурах:  При нагреве нефти процесс гидролиза ускоряется. Хлорид водорода далее взаимодействует с сульфидом железа с образованием растворимой соли хлорида железа:  Хлорид железа растворяется в пластовой воде, оголяя новый поверхностный слой металла для взаимодействия с сероводородом. Так происходит цепная реакция кислотной коррозии оборудования. Перед началом переработки нефти на НПЗ нефть ещё раз подвергают более глубокому обессоливанию и обезвоживанию до содержания хлористых солей не более 3…5 мг/л и воды не более 0,1% масс. Это связано с тем, что на НПЗ применяется более сложное и дорогостоящее оборудование, чем на промыслах, и оно должно быть максимально защищено от кислотной коррозии. Необходимость удаления механических примесей при подготовке нефти объясняется следующим. 1. Механические примеси (частицы песка, глины, известняка, другой породы) способствуют стабилизации водонефтяных эмульсий, что затрудняет обезвоживание нефти. 2. Механические примеси при транспорте нефти оказывают абразивное воздействие на внутренние стенки труб, что приводит к преждевременному их износу. Особенно высоким абразивным воздействием обладают частицы песка, в состав которого входит оксид кремния SiO2. Одна из основных технологических стадий при промысловой подготовке нефти – это отделение попутного газа. Процесс разгазирования нефти называется сепарацией. Глубина разгазирования определяется давлением насыщенных паров (ДНП) нефти. Нефть, имеющая ДНП не более 66,7 кПа (500 мм рт.ст.), называется стабильной. Необходимость стабилизации нефти связана со следующими причинами. 1. При транспорте нестабильной нефти происходит образование газовых пробок (или газовых мешков) в нефтепроводе. Это приводит к разрыву сплошности потока, неравномерной подаче, пульсирующей работе нефтепровода. Для передавливания газового мешка приходится создавать дополнительное давление, которое может привести к разрыву трубопровода из-за вибрации, нарушению режима работы контрольно-измерительных приборов, временному прекращению фонтанирования скважин. Кроме этого, попадание газовых пробок на всас центробежных насосов вызывает их кавитацию и возможный выход из строя. 2. При хранении нестабильных нефтей происходит самопроизвольное выделение газов из резервуаров. Испаряясь, эти газы захватывают с собой лёгкие углеводороды бензиновых фракций, что приводит к потерям бензина до 5%. Кроме этого, возникает высокая загазованность, повышенная пожаро- и взрывоопасность товарных парков. 7. 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. 8. Сепарация нефти от газа В процессе подъема нефти из пласта и транспорта ее до ЦППН постепенно снижается давление, и газ выделяется из нефти. Объем газа по мере снижения давления увеличивается, и поток нефти будет двухфазным или нефтегазовым. В случае расслоения воды и нефти поток может быть трёхфазным. Объём газа при нормальных условиях обычно в несколько десятков раз больше объёма жидкости, поэтому совместный транспорт нефти и газа осуществляют под давлением на экономически целесообразные расстояния (до ДНС), а затем выделившийся при данных условиях газ отделяют и транспортируют отдельно. Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором это происходит, называется нефтегазовым сепаратором, или двухфазным сепаратором. Если в сепараторе производится ещё и отделение пластовой воды – это трёхфазный сепаратор. Все групповые замерные установки (ГЗУ) оснащены нефтегазовыми сепараторами с целью раздельного измерения дебита по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются в один поток и под собственным давлением поступают на ДНС. Отвод отсепарированного газа осуществляется на ДНС и УПН ступенчато, постепенно, с понижением давления. Ступеней сепарации может быть несколько, и окончательное отделение газа происходит в концевых сепараторах или резервуарах при давлении, близким к атмосферному. Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Но при этом увеличиваются капитальные затраты. Первую ступень сепарации осуществляют на ДНС при давлении 0,6 МПа. Сепараторы на первой ступени называются сепараторами высокого давления. В них отделяется в основном метан и этан – это так называемый сухой газ. Он может транспортироваться на ГПЗ под собственным давлением без дополнительного сжатия компрессорами. Следующие ступени сепарации осуществляются на УПН в сепараторах среднего и низкого давления. Обычно достаточно трёх ступеней сепарации. Количество ступеней и давление сепарации определяется с учётом энергии пласта, физико-химических свойств нефти и схемы подготовки нефти. В общем случае, необходимый диаметр и объём сепаратора с уменьшением давления увеличиваются, так как при этом увеличивается объём газа. Конструктивно сепараторы бывают вертикальные и горизонтальные. Все сепараторы состоят условно из четырёх секций: 1. Основная сепарационная секция – это зона, куда непосредственно поступает нефть из узла ввода сырья. Здесь происходит отделение основной массы газа от нефти. В этой секции необходимо быстро отделить газ, удалить основную массу жидкости и извлечь крупные капли из газового потока. На это влияет способ ввода сырья (радиальный; тангенциальный) и использование насадок – диспергаторов. 2. Осадительная секция, предназначенная для дополнительного отделения пузырьков газа из нефти. Для этого нефть направляют тонким слоем по наклонным плоскостям с большой площадью поверхности испарения. 3. Секция сбора дегазированной нефти. Обычно располагается в нижней части аппарата. 4. Каплеуловительная секция, служащая для улавливания мельчайших капелек нефти, уносимых потоком газа. Располагается в верхней части аппарата. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||