Технология сбора и подготовки скважинной продукции

Нефть со скважин по выкидным линиям поступает на площадку манифольда и далее — в трехфазовый сепаратор С-102 В. Всего на эксплуатационном манифольде предусмотрены восемь подключений для выкидных линий от существующих скважин, и скважин, которые будут буриться на следующих этапах развития месторождения. На эксплуатационном манифольде предусмотрена установка предохранительного клапана, сброс с которого при аварийном превышении давлении осуществляется в дренажную емкость Е-300.

С площадки манифольда нефтегазовая смесь подается в коллектор подачи нефтегазовой смеси в трехфазовый сепаратор С-102 В.

На линии эксплуатационный манифольд — трехфазовый сепаратор С-102 В установлены секции подогрева нефти типа «труба в трубе» для подогрева нефтегазовой смеси, подаваемой в трехфазовый сепаратор С-102 В.

В трехфазовом сепараторе С-102 В происходит процесс сепарации поступающего потока при давлении 0,6 МПа и температуре 20−30С. Выделившийся газ с трехфазового сепаратора частично используется на собственные нужды, а излишки направляются на факел для сжигания. Факельные коллекторы рассчитаны с учетом расширения на производительность 70 млн. м³ в год по попутному нефтяному газу.

Нефть с трехфазового сепаратора поступает на концевую сепарационную установку КСУ-1,2. Давление в трехфазовом сепараторе С-102 В поддерживается регулировочным клапаном, установленном на выходном газопроводе. Сброс с ППК осуществляется в дренажную емкость Е-300. Дренаж с трехфазового сепаратора осуществляется в дренажную емкость Е-302.

Рисунок 2.1-Cхема сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Тенгиз (вариант 2Б опытно-промышленной разработки) Трехфазовый сепаратор С-102 В оснащен змеевиком, для которого теплоноситель подается из блока котельной. В качестве теплоносителя используется смесь воды и диэтиленгликоля (ДЭГ). В качестве топлива для котельной используется попутный нефтяной газ. Сепаратор оснащен также предохранительным клапаном, давление открытия 8 атм.

Выделившийся газ с концевой сепарационной установки КСУ-1,2 направляется в факельную систему низкого давления. Разгазированная нефть с концевой сепарационной установки КСУ-1,2 поступает в резервуарный парк товарной нефти. Дренаж с концевой сепарационной установки осуществляется в дренажную емкость Е-302.

Из дренажных емкостей Е-300, Е-302 продукты дренирования направляются либо в коллектор подачи нефтегазовой смеси в трехфазовый сепаратор С-102 В, либо на утилизацию. Газ из дренажных емкостей Е-300, Е-302 направляется в факельную систему низкого давления.

Технологические трубопроводы выполнены в надземном исполнение, трубы приняты бесшовные горячедеформированные по ГОСТ 8732–78, В20 ГОСТ 8732–74.

Теплоизоляция трубопроводов и сепаратора принята минераловатными матами с покрытием из стального оцинкованного листа.

Установка подготовки нефти (УПН)

Состав сооружений и выбор оборудования определился исходя из требуемой мощности установки и технологической схемы.

Состав сооружений:

площадка манифольда;

площадка трехфазового сепаратора С-102В;

площадка концевой сепарационной установки КСУ-1,2;

резервуарный парк товарной нефти;

площадка дренажной емкости;

площадка насосов налива нефти в автоцистерны;

площадка факельных сепараторов;

площадка совмещенного факела высокого и низкого давления;

площадка налива нефти в автоцистерны;

площадка газобаллонной установки для розжига факела.

Площадка манифольда.

Площадка манифольда предназначена для сбора продукции скважин. Площадка состоит из эксплуатационного манифольда на восемь подключений, семь — рабочие, одно — резервное. Дренаж с эксплуатационного манифольда по трубопроводу Ду50 мм производится в дренажную емкость Е-302. Предусмотрена пропарка дренажной линии.

Тепловая изоляция трубопроводов — шнур теплоизоляционный из минеральной ваты толщиной 60 мм для трубопроводов диаметром 100 мм, маты из минеральной ваты толщиной 60 мм для трубопроводов диаметром 200 мм и 500 мм. Тепловая изоляция сепараторов — маты из минерального волокна толщиной 60 мм. Обшивка — алюминиевые листы.

Площадка трехфазового сепаратора С-102 В.

Площадка трехфазового сепаратора (С-102В) предназначена для сепарации нефти и сброса свободной пластовой воды, поступающей на установку подготовки нефти и сепарации газа при давлении 0,6 МПа. На начальном этапе развития месторождения пластовый флюид не содержит воды, поэтому линия сброса пластовой воды заглушена.

Нефтегазовый поток с площадки манифольда поступает в трехфазовый сепаратор (С-102В).

В сепараторе проводится процесс сепарации нефти от газа. Выделившийся газ поступает в факельную линию высокого давления.

Нефтегазовая жидкость с площадки трехфазового сепаратора поступает на площадку концевой сепарационной установки КСУ-1,2. Сброс газа с предохранительного клапана трехфазового сепаратора производится в закрытую дренажную систему сбросов с предохранительных клапанов в дренажную емкость Е-300. Дренаж с сепаратора производится в дренажную емкость (Е-302). Предусмотрена пропарка дренажной линии. Сепаратор снабжен системой контроля и регулирования по давлению и аварийному уровню в аппаратах. Характеристика аппарата представлена в таблице 2.2.

Таблица 2.2.

Характеристика трехфазного сепаратора.

Площадка концевой сепарационной установки КСУ-1,2.

Площадка КСУ предназначена для предварительного отстоя товарной нефти и окончательного отделения газа в сепараторе горизонтального типа (КСУ-1,2).

Нефть от трехфазового сепаратора по коллектору диаметром 200 мм поступает на КСУ-1,2. Выделившийся газ по трубопроводу диаметром 80 мм поступает в сборный коллектор факельной системы низкого давления диаметром 100 мм.

Сброс с предохранительного клапана по трубопроводу диаметром 80 мм осуществляется в факельную систему низкого давления. Нефть по трубопроводу диаметром 200 мм поступает в резервуарный парк товарной нефти.

Дренаж по трубопроводу диаметром 50 мм поступает в общий сборный коллектор диаметром 200 мм и далее направляется в дренажную емкость (Е-302). Предусмотрена пропарка дренажной линии.

Характеристика аппарата представлена в таблице 2.3.

Таблица 2.3.

Характеристика концевого сепаратора.

Площадка дренажной емкости.

Площадка дренажной емкости предназначена для сбора дренажа с технологического оборудования и предохранительных клапанов.

В дренажную емкость (Е-300) поступают сбросы с предохранительных клапанов установленных на площадке манифольда, на трехфазовом сепараторе С-102 В и на КСУ-1,2.

В дренажную емкость (Е-302) поступает дренаж от площадки манифольда, трехфазового сепаратора С-102 В, КСУ-1,2и резервуарного парка товарной нефти.

Дренажные трубопроводы выполнены с уклоном в сторону дренажной емкости. Уловленная нефть и конденсат погружными насосами (Н-301/2,6) откачивается в коллектор подачи нефтегазовой жидкости в трехфазовый сепаратор С-102 В, также предусмотрена откачка продуктов дренирования из дренажной емкости Е-302 на утилизацию. Выделившийся газ с дренажных емкостей поступает в факельную систему низкого давления.

Дренажные емкости снабжены системами контроля по уровню жидкости.

Антикоррозийное покрытие подземных трубопроводов — масляно-битумное, ОСТ 6−10−426−79, в два слоя по грунту ГФ-021, ГОСТ 25 129–82.

Антикоррозийное покрытие дренажных емкостей — изоляция в два слоя, ГОСТ 10 296–79 по холодной изольной мастике МРБ-Х-Т15, ТУ 21−27−37−74.

Площадка факельных сепараторов.

Площадка факельных сепараторов V=12м³ предназначена для сбора конденсата с коллекторов факельных систем высокого и низкого давления.

В факельные сепараторы (Е-306/1,2) поступает конденсат, образующийся в газовых расширителях (ГР-301 и ГР-302). С факельных сепараторов конденсат откачивается погружными насосами (Н-301/3,4) в дренажную емкость Е-302. Газ поступает на площадку совмещенного факела высокого и низкого давления.

Характеристика емкости представлена в таблице 2.4.

Таблица 2.4.

Характеристика емкости.

Площадка совмещенного факела высокого и низкого давления.

Площадка совмещенного факела высокого и низкого давления (Ф-301) предназначена для сжигания газа, поступающего с трехфазового сепаратора С-102 В, с КСУ и дренажных емкостей.

Совмещенный факел состоит из двух стволов: высокого и низкого давления, объединенных в один общий оголовок.

В ствол факела высокого давления газ с трехфазового сепаратора С-102 В после улавливания конденсата в газовом расширителе (ГР-301) высокого давления.

В ствол факела низкого давления подается газ с КСУ и дренажных емкостей, после улавливания конденсата в газовом расширителе ГР-302 низкого давления.

На линии подачи газа на каждом стволе предусматривается установка огнепреградителей.

Розжиг газа — дистанционный, автоматический, осуществляется за счет подачи на запальную горелку топливного газа с газобаллонной установки.

Территория вокруг факельной установки в радиусе 50 м ограждена забором высотой 1.6м из сетки по металлическим столбам.

Площадка газобаллонной установки для розжига факела.

Площадка газобаллонной установки для розжига факела предназначена для снабжения совмещенного факела топливным газом для розжига и представляет собой газобаллонную установку с 2-мя баллонами вместимостью 50л, наполненными сжиженным пропаном и размещаемыми в металлическом шкафу.

Газобаллонная установка снабжена общим отключающим устройством, регулятором давления газа, показывающим манометром, сбросным предохранительным клапаном.

Тепловая изоляция трубопроводов — шнур теплоизоляционный из минеральной ваты толщиной 60 мм. Обшивка — оцинкованные листы.

Назначение нефтегазовых сепараторов Нефтегазовые сепараторы предназначены для разделения продукции скважин на жидкую и газовую фазы и служат для:

• · Получение нефтяного газа, выделавшегося из нефти при ее движении по стволу скважины, выкидной линии и сборному коллектору для использования в качестве ценного химического сырья и топлива;
• · Уменьшения перемешивания нефтегазоводяного потока и снижения гидравлических сопротивлений в трубопроводах;
• · Разложения и отделения от нефти образовавшейся пены;
• · Предварительного отделения воды от нефти при добыче нестойких или разрушенных в трубопроводе эмульсий;
• · Уменьшения пульсаций при транспортировании нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки газа.

Все применяемые нефтегазовые сепараторы можно классифицировать по следующим признакам:

• 1. по назначению — замерно-сепарирующие и сепарирующие;
• 2. по геометрической форме и положению в пространстве — цилиндрические, сферические, вертикальные горизонтальные и наклонные;
• 3. по характеру проявления основных сил — гравитационные, инерционные и центробежные ;
• 4. по рабочему давлению — высокого (6,4МПа), среднего (2,5МПа) и низкого (0,6МПа) давления;
• 5. по числу ступеней сепарации — первой, второй, и т. д. ступеней сепарации;
• 6. по технологическому назначению — двухфазные и трехфазные;
• 7. по конструкции устройств ввода нефтегазового потока —

бутана, пентана) и в нефти остаётся большое число не выделившихся тяжёлых углеводородов. В случае применения двух — трёхступенчатой сепарации (при том же устьевом давлении) в сепараторах происходит резкое снижение давления и интенсивное выделение газа, при этом в газовую фазу переходит большое количество тяжёлых углеводородов. Поэтому многоступенчатая сепарация является более эффективной по сравнению с трёхступенчатой, однако при использовании многоступенчатой сепарации в негерметизированных системах сбора нефти, все тяжёлые углеводороды постепенно испаряются из нефти и эффект сепарации сводится к нулю. Поэтому как многоступенчатая, так и трёхступенчатая сепарация должны применяться только в герметизированных системах сбора и транспорта нефти.

При двухступенчатой сепарации в газовую фазу переходит большое количество тяжёлых углеводородов, представляющих собой ценное сырьё, поэтому целесообразно направлять их на газоперерабатывающую установку для получения из них сжиженного газа (пропан-бутана) и газового бензина.

Из вышеизложенного следует, что при сборе и транспортировке нефти на площадях месторождений можно применять как многоступенчатую, так и двухступенчатую сепарацию. Однако с точки зрения экономии металла, удобства обслуживания и наличия газоперерабатывающего завода целесообразно применять трёхступенчатую сепарацию. Газ, выделившийся на первой ступени, под собственным давлением направляется на местные нужды: в котельные, для отопления жилых и производственных зданий и т. д. Газ, получаемый на второй и третьей ступенях сепарации, будет жирным, т. е содержащим большое количество тяжёлых компонентов, поэтому после сжатия в компрессорах компрессорных станций направляется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Рекомендуемые давления для трёхступенчатой сепарации: на первой ступени — 0,6 МПа, на второй 0,15−0,25 МПа, на третьей — 0,02 МПа, а иногда и вакуум. Третья ступень сепаратора — концевая является исключительно важной, поскольку после неё нефть поступает в парк товарных резервуаров, где, согласно нормативов, она должна находиться с упругостью паров 0,06 МПа, чего практически можно достигнуть только при горячей концевой ступени сепарации или созданием вакуума на третьей ступени.

Сепарационные установки

В настоящее время на нефтяных месторождениях применяются разнообразные сепараторы, существенно отличающиеся по своим конструктивным признакам и особенностям. Вертикальные сепараторы позволяют достоверно определить объём жидкости, их рекомендуется применять при наличии песка в продукции скважин. В горизонтальных сепараторах, которые получили в последнее время широкое распространение, обеспечивается более высокое качество разделения фаз. Промышленностью выпускаются двухфазные горизонтальные сепараторы типа НГС, блочные сепарационные установки типа УБС и трехфазные сепараторы типа УПС. Перечисленные сепарационные установки служат в качестве технологического оборудования центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦПС). В тех случаях, когда пластовой энергии недостаточно для транспортирования нефтегазовой смеси до ЦПС применяют сепарационные установки с насосной откачкой типа БН или дожимные насосные станции (ДНС).

Сепараторы типа НГС предназначаются для отделения газа от продукции нефтяных скважин на первой и последующих ступенях сепарации, включая горячую сепарацию на последней ступени. Сепараторы типа НГС выпускаются на пропускную способность по жидкости от 2000 до 30 000 т/сут. В цифрах сепарационных установок типа НГС первая цифра означает рабочее давление (кгс/см2), вторая — диаметр сепаратора в мм. В таблице 2.5 приведены технические данные сепарационных установок типа НГС. Для сепарации нефти от газа на первой ступени хорошо зарекомендовал себя сепаратор с предварительным отбором газа типа УБС. Процесс сепарации разделяется на следующие стадии:

Таблица 2.5.

Технические данные сепарационных установок типа НГС.

• · Предварительное разделение и расслоение газожидкостной смеси в депульсаторе;
• · Разделение жидкости и газа в сепарационной ёмкости;
• · Очистка газа от капельной жидкости в каплеотбойнике.

В шифре установок приняты следующие обозначения: УБС — установка блочная сепарирующая, первая цифра — пропускная способность по жидкости, вторая — допустимое рабочее давление. Выпускаются сепараторы на пропускную способность по жидкости от 1500 до 16 000 м3/сут и на давление 0,6 и 1,6 МПа при газовом факторе 120м3/т.

На входе в сепаратор (рисунок 2.2.) установлен депульсатор и выделен каплеуловитель 8. В депульсаторе происходит расслоение структуры газожидкостной смеси и уменьшаются пульсации расхода и давления.

Газожидкостная смесь из сборного коллектора подводится к наклонным 1 и 2 трубопроводам. Из трубопровода 2 в верхней части производится отбор газа по газоотводным трубкам 3 в газосборный коллектор депульсатора 5, по которому газ подводится в выносной каплеуловитель (каплеотбойник) 8, в котором устанавливается перфорированная перегородка 6 и жалюзийная кассета 7. Из каплеуловителя газ направляется в эжектор 9 и далее в газопровод на ГПЗ. Капельки нефти стекают в сепаратор. В сепараторе установлены сплошная перегородка 14, успокоитель уровня 13 и две наклонные плоскости 10, увеличивающие путь движения нефти и способствующие выделению окклюдированных пузырьков газа, не успевших выделится в наклонном трубопроводе 2. Газ, выделившийся на наклонных плоскостях, поступает в эжектор 9 и транспортируется также на ГПЗ. Для вывода нефти из сепаратора имеется датчик уровнемера поплавкового типа 11 исполнительным механизмом 12.

Рисунок 2.2 Схема сепаратора первой ступени с предварительным отбором газа типа УБС В данном сепараторе неудовлетворительное разделение нефти и газа происходит в случае средней (3 мПа*с) и высокой (100 мПа*с) вязкости нефти, а также при поступлении в сепаратор стойкой эмульсии, имеющей, как правило, высокую вязкость.

Для отделения нефти от воды и газа при высокой степени обводнённости продукции применяют трёхфазные сепараторы или установки с предварительным сбросом воды УПС. Эти сепараторы работают под давлением 0,6−1,16 МПа и устанавливаются либо на ДНС, либо на УПН, обеспечивая транспортирование выделившегося газа до ГПЗ под собственным давлением. Они предназначены для сброса свободной пластовой воды и сепарации газа перед подачей её на установки подготовки нефти с одновременным учётом количества обезвоженной нефти и воды, выходящих из установки. Особенностью таких установок (рисунок 2.3.) является наличие в ёмкости двух отсеков: сепарационного и отстойного, которые сообщаются между собой через каплеобразователь 12. Смесь нефти, воды и газа поступает по патрубку 1 в сепарационный отсек 3, в котором поддерживается постоянное давление с помощью регулятора давления «до себя» 2. Отсепарированный газ подаётся на ГПЗ, а смесь нефти и воды с небольшим количеством газа по каплеобразователю 12 перетекает в отстойный отсек, где нефть отделяется от воды и через дырчатый сборник нефти 6 и верхний патрубок 7 отводится на УПН. Вода через исполнительный механизм 9, который работает за счёт регулятора уровня поплавкового типа 8, сбрасывается из сепаратора в резервуар-отстойник на УПВ.

Рисунок 2.3 Трехфазный сепаратор типа УПС Если в сепаратор поступает стойкая эмульсия, то в каплеобразователь подводится из УПН горячая отработанная вода, содержащая поверхностно-активные вещества (ПАВ) для разрушения этой эмульсии. В корпусе сепаратора имеется дырчатый распределитель эмульсии 11, предназначенный для равномерного распределения эмульсии по аппарату. Установки типа УПС выпускают на пропускную способность по жидкости 3000−10 000 м3/сут при газовом факторе 120м3/т и рабочем давлении до 1,6 МПа. Выпускаются установки в антикоррозийном исполнении (допускается содержание в газе до 6% H2S и до 10% СО2).

На замерных установках «Спутник» применяются гидроциклонные (центробежные) двухёмкостные сепараторы, которые обеспечивают эффективную сепарацию нефти от газа в следствие изменения направления потока и применения механических каплеуловителей газа (рисунок 2.4.).

Нефтегазовая смесь поступает тангенциально в гидроциклонную головку 2, где за счёт центробежной силы нефть отбрасывается на стенку этой головки, а газ, как более лёгкий сосредотачивается в центральной её части. За счёт козырька 1 газ и нефть из гидроциклонной головки поступаю отдельно. Нефть по сливной полке 4 самотёком направляется на разбрызгиватель 6, выполненный в виде уголков, а затем поступает в нижнюю ёмкость 14 на сливную полку 12 и стекает с неё с левой стороны успокоителя уровня 13. перетекая через кромку успокоителя уровня, нефть скапливается в нижней ёмкости 14. Уровень нефти в нижней ёмкости поднимается до тех пор, пока заслонка 8 с помощью тяги 10 не повернётся на нужный угол и не перекроет сброс газа в газовую линию. После чего давление в верхней и нижней частях сепаратора повысится и нефть пройдёт через открытый исполнительный механизм 11. для контроля количества нефти применяют объёмный расходомер (ТОР).

Рисунок 2.4 Гидроциклонный (центробежный) двухёмкостной сепаратор Выделившийся из нефти газ проходит в верхней ёмкости уголковые каплеуловители 5 и жалюзийную кассету 7, обеспечивающей эффективную очистку газа от капелек нефти.

После гидроциклонного сепаратора «Спутник» газ направляется снова в сборный коллектор, перемешивается с нефтью и транспортируется с ней по коллектору до первой ступени сепарации.

После установки подготовки нефти (УПН) на последнюю ступень сепарации нефть, как правило, поступает с высокой температурой (40−60°С), в выделяющихся из неё газах содержится много пентановых и гексановых (бензиновых) фракций, которые при нормальных условиях являются жидкостями. Газ, выделившийся из нефти на концевой ступени сепарации, имеет ценные сырьевые качества, высокую калорийность, но из-за низкого давлении (не превышающего 0,05 МПа) при отсутствии компрессоров для его сжатия, сжигается в факелах или идёт на бытовые нужды. После концевых сепараторов горячая нефть поступает в товарные резервуары, не имеющих плавающих крыш и понтонов. Если в ней будут содержаться в окклюдированном или растворённом виде лёгкие углеводороды (от этана до бутана), то это может вызвать загазованность территории товарного парка, возможность пожаров, а при наличии сероводорода — отравление людей.

Конечная ступень сепарации должна обеспечить давление насыщенных паров в пункте сдачи нефти, но не более 0,66 МПа. Получение стабильной нефти, практически не испаряющейся в атмосферу, называют стабилизацией нефти. Отбор наиболее летучих углеводородов осуществляют горячей сепарацией на концевой ступени сепарации в т.н. концевых сепарационных установках (рисунок 2.5.).

Товарная нефть после УПН по нефтепроводу 1 подаётся в раздаточный коллектор 2 с форсуночными разбрызгивателями 3, предназначенными для диспергирования (дробления) капель нефти с целью увеличения их поверхности контакта с газовой средой. Мелкодисперсионные капельки нефти, оседая в газовой среде, попадают на каплеуловительную сетку (жалюзи) 4 и стекают с неё в виде струек или крупных капель. Дегазированная нефть из концевого сепаратора в товарные резервуары отводится самотёком по нефтепроводу 12 при срабатывании датчика поплавкового типа и открытии исполнительного механизма 11.

Рисунок 2.5 Концевой сепаратор Как указывалось выше, в концевой ступени сепарации из-за высоких температур в газ переходит большое количество ценных бензиновых фракций, много таких фракций содержится и в газе второй ступени сепарации, который по газопроводу 6 подводится к эжектору 7, который, в данном случае, служит в качестве компрессора. Газ после второй ступени сепарации имеет давление около 0,3 МПа и, выходя из сопла с большой скоростью, создаёт условия (вакуум) для дополнительного выделения из нефти газа и засасывает его в эжектор по отводу 8. Из эжектора смесь газов в холодильник 9, температура в котором поддерживается на уровне 0 °C. При этой температуре пентаны и гексаны конденсируются и вместе с лёгкими углеводородами (С1-С4) поступают в сепаратор 10, где происходит их разделение.

Сепараторы такого типа успешно работают на нефтях не склонных к пенообразованию (наличие смол, асфальтенов и парафинов может приводить к пенообразованию при диспергировании нефти в разбрызгивателях). Исполнительные механизмы и уровнемеры поплавкового типа из-за отложений парафина также работают нечётко, поэтому концевые сепараторы поднимают над поверхностью земли на высоту до 15 м при максимальном уровне нефти в резервуарах товарного парка 11−12м, что позволяет использовать работу сливных трубопроводов из концевых сепараторов на самоизливе.