Материал: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

Анализ применения герметизированных систем сбора, выпол­ ненный ВНИИСПТнефтью, позволил выделить девять обобщаю­ щих вариантов. Из них наибольшее применение нашли три си­ стемы, включающие: а) только ГЗУ (удельный вес применения 23,1 %); б) ГЗУ и ДНС с отбором газа только на ДНС (33%); в) ГЗУ и ДНС с отбором на ГЗУ и ДНС (24,7%). Удельный вес применения остальных вариантов колеблется от 0,5 до 7,6 %.

Рассмотренные системы применительно к конкретным усло­ виям совершенствовались, модернизировались. Тенденция их развития — максимальная централизация нефтепромысловых объектов, автоматизация и телемеханизация.

Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов

Они разработаны Гипровостокнефтью и ВНИИСПТнефтью на основании обобщения научных достижений, а также отечествен­ ного и зарубежного опыта. В основу этих схем положено сов­ мещение процессов сбора и подготовки при максимальном кон­ центрировании основного технологического оборудования на ЦСП. На месторождении размещаются только ГЗУ. В связи с разнообразием условий конкретных месторождений комплекс может иметь два варианта технологической схемы размещения дополнительного оборудования на месторождении:

I ступень сепарации с ДНС и с предварительным обезво­ живанием нефти, причем качество воды должно удовлетворять требованиям закачки в трещиновато-пористый пласт;

I ступень сепарации с насосной откачкой без сброса воды. Унифицированная технологическая схема показана на рис. 11.3. В схеме можно выделить пять узлов-установок за­ мера продукции скважин (ГЗУ), подготовки газа (УПГ), нефти (УПН), воды (УПВ) и шлама или механических примесей

(УПШ).

Нефть, газ и вода под давлением до 1,5—ЗМПа из скважин 1 по выкидным трубам (шлейфам) диаметром 75—150 мм, дли­ ной 0,8—4 км направляются в автоматизированные групповые замерные установки 2 (типа «Спутник»), где происходит отде­ ление газа от жидкости (нефти, воды) и автоматическое пооче­ редное (поскважинное) измерение расходов жидкости и газа.

После замерной установки нефть, газ и вода снова смешива­ ются и транспортируются по сборному коллектору диаметром 200—500 мм, длиной до 7—70 км под собственным давлением до УПН. Допустимые пределы однотрубного транспортирования в зависимости от рельефа местности, вязкости и расхода про­ дукции, диаметра трубопровода и давления-иа его входе можно выбрать по таблице Гипровостокнефти. Для внутритрубной де-

400

часть узлов УПН и поступает сразу в концевые сепараторы Ш ступени 11, где смешивается с обезвоженной и обессоленной

нефтью.

Отделившийся газ по сборным газопроводам поступает на УПГ, весь комплекс оборудования которого называют газобен­ зиновым заводом. Обычно УПГ монтируют для большой группы месторождений, где имеются большие запасы нефтяного газа. На промысле (месторождении) подготовка газа не осуществля­

ется.

Отделившаяся в отстойниках и электродегидраторе вода са­ мотеком поступает на УПВ. Там она проходит через блоки очистки 17 и дегазации 20 и через узел замера 21 подается на кустовые насосные станции (КНС) для закачки в пласт. Улов­ ленная в блоке 22 нефть откачивается на УПН.

Шлам, который отделяется от нефти и воды на УПН и УПВ, поступает в емкость-шламонакопитель 23 УПШ. Вода из ем­ кости 23 и сточная вода из промысла поступают в блок стоков 24, откуда откачиваются в мультигидроциклон 25 для отделения шлама. Шлам собирается в емкости 23, а вода подается на вход УПН. Газы дегазации воды поступают на свечу для сжи­ гания.

При такой схеме сбора и подготовки потери углеводородов сведены до минимума (0,2%).

Некоторые особенности технологических схем в конкретных условиях

Высокопарафинистые (6—25 %) и высокосмолистые нефти при сравнительно высокой температуре (20—30 °С) теряют свою под­ вижность. При снижении температуры вязкость существенно возрастает. Это затрудняет пуск нефтепровода после его оста­ новки, требует применения насосов, рассчитанных на высокие давления. Для облегчения транспортирования таких высоковяз­ ких и застывающих нефтей (эмульсий) их подогревают или вво­ дят реагенты, понижающие вязкость пристенных слоев нефти. Блочные автоматизированные печи подогрева нефти устанавли­ вают на выкидных линиях (устьевые нагреватели типов УН и ПТТ), на сборных коллекторах (печи подогрева типа ПП и по­ догреватель трубопроводный типа ПТ) и на магистральных тру­ бопроводах. Нефтяной газ сжигают в печах, которые обеспечи­ вают нагрев до 70 °С при рабочем давлении до 1,6—16 МПа. Подогреватели типов ПП и ПТ можно использовать при деэмульсации нефти, а также для подогрева газа и воды при газ­ лифтной эксплуатации и поддержании пластового давления.

Трубопроводы рассчитывают на максимальные расходы про­ дукции, соответствующие второй стадии процесса разработки (см. § 1.5). В периоды других стадий они работают с большой

402