Лекция 5.

Принципиальная технологическая схема получения товарной нефти. Описание и принципиальная технологическая схема подготовки нефти, газа, воды. 

            Унифицированные системы  комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов разработаны институтами  Гипровостокнефть и ВНИИСПТнефть на основании анализа и обобщения последних достижений и научных исследований в этой области, а также отечественного и зарубежного опыта проектирования, строительства и эксплуатации нефтяных месторождений.

            Все вышеописанные  системы могут быть  изложены в виде унифицированной технологической схемы, которая используется при проектировании обустройства нефтяного месторождения, с учетом специфических особенностей данного месторождения и предусматривает:

·      полную герметизацию процессов сбора и транспорта нефти, газа и воды;

·      разделение на АГЗУ продукции скважин на газ и жидкость и измерение их количества по каждой скважине;

·      совместное или раздельное транспортирование обводненной и необводненной нефти;

·      использование нефтесборных коллекторов для подготовки продукции скважин к ее дальнейшей обработке;

·      качественная сепарация газа от нефти;

·      подготовка нефти до товарных кондиций (обезвоживание и обессоливание);

·      подготовка сточных вод и передача их в систему ППД;

·      точные автоматизированные измерения количества и качества товарной нефти.

            Применение тех или иных технологических процессов в конкретных условиях разработки обосновывается проектной организацией технологическими и экономическими расчетами.

На рис. 5.1. представлен основной вариант унифицированной технологической схемы. 

             Комплекс сооружений для подготовки нефти (УПН):

С-1 - сепаратор 1-й ступени

С-2  - сепаратор 2-й ступени;

С-3- горячий сепаратор 3-й ступени (концевой сепаратор);

О-1 - отстойник предварительного обезвоживания;

О-2 - отстойник глубокого обезвоживания (часто С-2 и О-2  совмещаются          в одном аппарате  О,С-2);

П-1- печь для нагрева эмульсии;

К - каплеобразователь;

С - смеситель для перемешивания обезвоженной нефти  с пресной водой для ее предварительного обессоливания;

 

Рис. 5.1. Унифицированная технологическая схема. 

 

Э - электродегидратор для глубокого обессоливания;

Р-1 - резервуары для приема товарной нефти;

А - автомат по измерению количества и качества нефти;

НН- насосы для откачки нефти.

Комплекс сооружений для подготовки воды (УПВ) и подготовки шлама (УПШ):

БО - Блок отстоя  воды, поступившей от УПН;

БОН- блок приема отловленной нефти;

МГЦ- мультигидроциклон для отделения от сточной (дождевой) воды мехпримесей;

БОС- блок приема и откачки стоков от буферной емкости;

ЕШ - емкость для шлама;

БДВ- блок дегазации воды;

УЗР - узел замера расхода воды;

Р-2 - резервуар чистой пластовой воды;

НВ- насосы для откачки чистой воды.

            Обозначения трубопроводов:

Н₁  - нефть после первой ступени сепарации;

Н₂ - нефть после 2-й ступени сепарации;

Н₃ - некондиционная нефть;

Н₄ - товарная нефть.

Г₁ - газ 1-й ступени сепарации;

Г₂ - газ 2-й ступени сепарации;

Г₃  - газ 3-й ступени сепарации;

Г₄  - газ на свечу;

Г₅  - товарный нефтяной газ.

В - вода пресная;

В₁ - очищенная вода после УПВ;

В₂ - вода после предварительного обезвоживания;

В₃ - вода после глубокого обезвоживания и обессоливания;

В₄ - загрязненные сточные (дождевые)  воды  на очистку.

Ш- шламопровод.

Рассмотренные  герметизированные системы сбора имеют следующие преимущества:

·      полное устранение потерь легких фракций нефти;

·      автоматизированный учет продукции скважин;

·      уменьшение образования и отложения парафина на стенах трубопроводов;

·      снижение металлоемкости;

·      сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание системы;

·      возможность полной автоматизации сбора, подготовки и контроля за качеством и количеством товарной нефти;

·      возможность транспортировки нефти, газа и воды за счет давлений на устьях скважин.

Однако указанные системы сбора и подготовки нефти имеют и некоторые недостатки:

·      невысокая точность измерение дебита нефти и воды по отдельным скважинам;

·      при насосной эксплуатации увеличение утечек в зазоре между плунжером и цилиндром;

·      при фонтанной эксплуатации преждевременное прекращение фонтанирования из-за поддержания высокого давления на устье;

·      при бескомпрессорном и компрессорном способах эксплуатации необходимость увеличения подачи газа в затрубное пространство  (на 20 - 40%)  для подъема одного и того же количества нефти, если давление на устье скважин вместо обычных 0,3-0,4 МПа поддерживать на уровне 1-1,5 МПа.

 

Осн: 1[55-60].

Доп: 2[8-21].

 

Контрольные вопросы:

1.      Какие операции предусмотрены унифицированной технологической схемой?

2.      Преимущества и недостатки унифицированной технологической схемы?

3.      Как производится обессоливание нефти ?

4.      Расшифровать следующие сокращения УПН, УПВ, УПГ.