Сбор и подготовка скважинной продукции

Система сбора продукции скважин должна соответствовать требованиям РД 39−148 311−605−86 «Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» и должна осуществлять:

• — замер дебита нефти и газа по каждой скважине;
• — однотрубный транспорт;
• — полную герметичность процесса;
• — максимальное использование пластового давления.

Выполнение указанных требований обеспечивает более безопасные условия эксплуатации объектов сбора и, что самое главное, обеспечивает сохранение природной среды.

Наиболее существенными факторами, определяющими параметры процесса промысловой подготовки нефти, являются ее физико-химические свойства, а также фракционный и компонентный состав непосредственно определяющие последовательность и технологические параметры операций при подготовке нефти. Кроме того следует учитывать динамику добычи продукции скважин, определяющую мощность производства и последовательность ее наращивания при стадийном строительстве данных объектов /5/.

В соответствии с РД 39−147 035−207−86 мощности сооружений по сбору и подготовке нефти нефтяного месторождения Тенгиз должны быть рассчитаны на максимальные уровни отборов нефти, газа и воды /6/.

На сегодняшний день на месторождении функционируют 9 замерных установок (ЗУ), оснащенных сепараторами, позволяющими проводить замеры дебита по системе газ-жидкость-вода. Каждая ЗУ подключена к центральному промысловому манифольду (ЦПМ) и далее к центральному пункту сбора. В частности, К ЗУ-5 подходят выкидные линии от 4 скважин, к ЗУ-8 — 5, к ЗУ-9 — 10, к ЗУ-12 — 4, к ЗУ-14 — 5, к ЗУ-15 — 9, к ЗУ-17 — 9, к ЗУ-19 — 5, к ЗУ-20 — 7 (рис. 1.5).

Давление на устье действующих скважин изменяется от 9,3 МПа до 42,4 МПа, а температура от 52 оС до 108 оС при изменении дебита от 118 до 2055 т/сутки. При теплоизоляции сборных трубопроводов из 25 мм полиуретана температура на манифольде завода около 60 оС, а давление около 7 МПа.

Основными факторами определяющими параметры и количество ступеней подготовки нефти до товарного качества, в данном случае являются:

• — аномально высокое давление в системе сбора и значительное газосодержание (потребуют проведения газосепарации в три технологические ступени при появлении воды в количестве более 3ч4% имеется возможность вывода «свободной воды» на I ступени методом трехфазного разделения);
• — высокое содержание в продукции сероводорода до 17% и низших меркаптанов (потребует проведения стабилизации нефти до остаточного содержания не более 20 ррm сероводорода и отделения метили этилмеркаптанов в отпарной колонне с доведением товарной нефти до остаточного давления насыщенных паров ниже 0,066 МПа);
• — наличие в продукции пластовой воды с минерализацией от 110 до 180 г/л по различным источникам (требует включения в технологическую схему электрообессоливания сырья с промывкой пресной промывной водой). Обессоливание ведется в электродегидраторах обычного или электростатического типа, подбираемых по необходимой мощности и необходимому времени пребывания, обеспечивающих остаточное содержание хлористых солей в нефти не более 100 мг/л товарной нефти и менее 0,5% остаточной воды. Дренажные воды ступени используются для распреснения продукции с промысла, либо поступают в секцию водоочистки;
• — реализация товарной нефти месторождения в основном происходит через систему экспортных трубопроводов (КТК) поэтому она должна быть подготовлена до требований для налива в морские танкеры (не ниже 1-ой группы качества ГОСТ 9965–76).
• — стабилизация подготовленной нефти осуществляется в отпарной колонне и ведется при условиях обеспечивающих давления насыщенных паров товарной нефти и допустимые параметры по остаточному содержанию метили этил-меркаптанов соответствующих требованиям отгрузки. Газы этой ступени сепарации очищаются и утилизируются в зависимости от их свойств.

Рисунок 1.6 Блок-схема технологической структуры подготовки продукции скважин при разработке месторождения с поддержанием пластового давления методом закачки газа (вариант 1).

Рисунок 1.7 Блок-схема технологической структуры подготовки продукции скважин при разработке месторождения с поддержанием пластового давления методом заводнения (Вариант 2).

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0,95%), молосмолистая (1,02%), парафиновая (3,92%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 о С — 70%.

Анализ приведенных данных, а также существующей технологии подготовки нефти (КТЛ-1, КТЛ 2, 3) на месторождении показывает, что можно в наиболее общем виде представить процесс промысловой подготовки тенгизской нефти в виде ряда последовательных стадий, представленных схематически на рисунках 1.6−1.7.

К 2021 — 2022 г. г. ожидается увеличение объема газонефтяной смеси протекающей по сборным трубопроводам примерно в три раза. Это приведет к возрастанию перепада давлений по длине сборных трубопроводов также в три раза. Поэтому при проектировании развития системы сбора необходима прокладка новых сборных трубопроводов с учетом снижения давления на устье добывающих скважин.

Как показали реологические исследования нефть Тенгизского месторождения не образует стойких эмульсий «вода в нефти» при температурах в системе сбора продукции скважин. Поэтому возрастание перепадов давлений в сборных трубопроводах за счет этого не ожидается. Вязкость водонефтяных эмульсий будет не выше вязкости безводной нефти при температуре в сборных трубопроводах.