Подготовка нефти на УПН на федоровском месторождении. Подготовка нефти на упн на федоровском месторождении по дисциплине Сбор и подготовка скважинной продукции
 Скачать 1.14 Mb.
|
2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ2.1. Система сбора и подготовки скважинной продукцииСистемы сбора и подготовки скважинной продукции предназначенны для выполнения следующих операций: Измерение количеств нефти и газа, поступающих из каждой скважины в единицу времени (расходов или дебитов); Транспорт нефти, газа и воды от скважин к сборным пунктам; Сепарация нефтяного газа от нефти; Отделение от нефти свободной пластовой воды; Деэмульсация (обезвоживание) и обессоливание нефти; Стабилизация нефти; Очистка и осушка нефтяного газа; Очистка и ингибирование пластовой воды. Системы сбора и подготовки нефти и газа состоят из разветвленной сети трубопроводов, замерных установок, сепарационных пунктов, резервуарных парков, установок комплексной подготовки. 2.1.1. Краткая характеристика систем сбора и транспорта скважинной продукции применяемых в отраслиСовременные системы нефтегазосбора – это сложные комплексы объектов и сооружений, технологически связанных между собой. Наиболее совершенные из них – это герметизированные напорные системы, предусматривающие совместное транспортирование нефти и газа по одному трубопроводу. Вначале совместное транспортирование осуществлялось только до групповых замерных установок (ГЗУ), расположенных на расстоянии не более 500 м от устья скважин. После ГЗУ нефть обычно направляли в открытые емкости сборных пунктов, откуда ее перекачивали насосами на установку товарной подготовки, а газ компрессорами подавали на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Такие нефтегазосборные системы получили название систем раздельного сбора и транспортирования нефти и газа или двухтрубных систем (рис. 2.1). В этих системах продукция скважин по трубопроводам поступает в трапы, расположенные у скважин или на групповых установках. Сепарацию в трапах ведут при давлении 0,11–0,15 МПа. Нефть из трапов под давлением подается в открытые мерники, где она полностью разгазируется и самотеком (благодаря естественным уклонам на местности) по нефтесборным коллекторам поступает в промежуточные сборные пункты, а газ -на прием компрессорных станций. Из промежуточных сборных пунктов нефть насосами перекачивают в промысловые резервуарные парки и далее на установки товарной подготовки.  Рис. 2.1 Самотечная система сбора нефти и газа: 1.- скважина; 2 – трап; 3 – групповая трапная установка; 4 - мерник; 5 – резервуар промежуточного сборного пункта; б – компрессор; 7 – насос; 8 – резервуары промыслового парка; 9 – батарея задвижек Самотечная система сбора обладает серьезными недостатками: необходимость сооружения большого числа рассредоточенных по территории промысла технологических установок с разветвленной сетью нефтяных и газовых трубопроводов, требующих больших затрат металла и средств на их возведение и эксплуатационное обслуживание; путь движения продукции скважин до установок товарной подготовки негерметизирован, что является причиной потерь легких углеводородов, величина которых возрастает пропорционально объему добываемой нефти и увеличению давления в газосборных коллекторах. С увеличением давления растет остаточ- ная газонасыщенность нефти, поступающей из сепарационных установок в открытые мерники и резервуары, где происходит ее разгазирование при атмосферном давлении. Начиная с 50-х гг., на нефтяных месторождениях Советского Союза начали внедрять однотрубные системы нефтегазосбора , т. е. совместные сбор и транспортирование продукции нефтяных скважин при повышенном давлении (0,6–0,7 МПа) до сборного пункта, расположенного на расстоянии 3-8 км; Протяженность трубопроводов, транспортирующих совместно нефть и газ, измеряется в настоящее время десятками километров, а рабочее давление достигает 6 МПа. Наибольшее распространение получили следующие системы сбора. Система сбора Бароняна-Везирова (рис. 2.2) предусматривает двухступенчатую сепарацию нефти при давлении 0,4 МПа на I ступени и атмосферном давлении или вакууме на II. Герметизация обеспечивается тем, что всю продукцию скважин (нефть, газ, вода и песок) с давлением 0,4-0,6 МПа на устье (независимо от способа эксплуатации скважин) направляют по выкидным линиям через групповые замерные установки в общий трубопровод и далее на сборный пункт. Система сбора, за исключением отстойников и сборных резервуаров, работает при повышенном давлении и при больших скоростях движения продукции скважин. Сепарация газа и очистка нефти от воды и песка происходит на сборном пункте. Газ из затрубного пространства насосных скважин собирают с помощью компрессоров или центральных вакуум-компрессорных станций, утилизирующих газ II ступени разгазирования (отстойников и сборников нефти). Продукцию фонтанных скважин высокого и среднего давления направляют предварительно в трапы высокого и среднего давления, сооружаемые около групповых установок. Отделившийся в трапах газ направляют на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) или в газлифтные скважины, а нефть – на групповые замерные установки, где она смешивается с продукцией всех остальных скважин. В системе сбора Бароняна-Везирова сбор и транспортирование продукции под давлением позволяют значительно повысить кпд. компрессорных станций, так как на прием компрессоров газ поступает под давлением, поддерживаемым на I ступени разгазирования, т.е. до 0,4 МПа. Преимуществом данной системы сбора является: централизация пунктов измерения дебита скважин на групповых установках и узлов сепарации газа, воды и механических примесей от нефти на сборных пунктах; однотрубное транспортировние продукции скважин до центральных промысловых сооружений за счет энергии пласта и скважинных насосов, что уменьшает стойкость эмульсий. Однако в этой системе сбора не сокращаются потери легких углеводородов от испарения в сырьевых резервуарах и отстойниках.  Рис.2.2. Система сбора Бароняна-Везирова: 1 – скважина; 2 – сепаратор высокого давления; 3 – групповая замерная установка; 4 – батарея задвижек; 5 – нефтегазовый сепаратор; б - газоосушитель; 7 -отстойник; 5 – компрессор; 9 – газовый сепаратор; 10 – сборные резервуары для нефти; 11 – сырьевые резервуары; 12 – насос  Рис.2.3. Напорная система Гипровостокнефти: 1 - скважина; 2 - батарея задвижек; 3 - групповая замерная установка; 4 - сепаратор I ступени; 5 - сепаратор II ступени; 6 - сепаратор III ступени; 7 – сырьевые резервуары. Напорная система сбора Гипровостокнефти (рис.2.3). В этой системе I ступень разгазирования осуществляется в индивидуальных или групповых сепарационных установках при давлении 0,6–0,7 МПа, которое обеспечивает бескомпрессорное транспортирование газа потребителю. Из сепарационных установок нефть вместе с растворенным газом под давлением сепараторов или давлением, развиваемым насосами, транспортируют до дожимных насосных станций (ДНС) или непосредственно до центральных промысловых сооружений, где происходит разгазирование на II (и III, если требуется) ступени. После концевой сепарационной установки нефть поступает в сырьевые резервуары установки по подготовке товарной нефти или, минуя их, непосредственно на установку. Газ II и III ступеней сепарации подают на прием компрессоров ГПЗ, находящихся на общей территории центральных промысловых сооружений. К преимуществам напорной системы сбора можно отнести: объединение промысловых пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды в единый центральный пункт, обслуживающий группы нефтяных месторождений или целый нефтяной район в радиусе до 100 км и более; это достигается сокращением протяженности (участков) однотрубного сбора продукции скважин и применением большого числа сборно-сепарационных индивидуальных и групповых установок с дожимными насосами; герметизацию пути движения нефти и газа от устья скважин до центральных промысловых сооружений, исключающую потерю легких фракций, что можно осуществить при подаче сырой нефти и газа с концевой ступени сепарации или на установку товарной подготовки, минуя буферные резервуары открытого типа, или на прием компрессоров ГПЗ, входящих в состав центральных промысловых сооружений; бескомпрессорное транспортирование газа I ступени разгазирования потребителю. |