ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ПРОЕКТАМ ОБУСТРОЙСТВА МЕСТОРОЖДЕНИЙ И СИСТЕМАМ СБОРА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
Перекачка нефти и газа от замерных установок к пунктам их подготовки называют сбором нефти или газа.
Выбор системы сбора нефти газа осуществляется на основании следующих исходных данных, необходимых для составления проекта обустройства :
1) размеры и пространственная форма месторождения;
2) динамика количества скважин по способам добычи нефти по годам до конца разработки нефтяного месторождения;
3) сетка размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин и число;
4) динамика добычи нефти, нефтяного газа и пластовой воды по годам, желательно до конца разработки нефтяного месторождения;
5) динамика устьевого давления фонтанных скважин по годам, также желательно на весь период разработки;
6) динамика пластовых давления и температуры в течение периода разработки;
7) структурная карта месторождения с контурами нефтеносности и газоносности и расположением скважин па ней;
8) глубины забоев и фильтров скважин;
9) изменение температуры по стволу фонтанных и насосных скважин;
10) динамика газового фактора при атмосферных условиях разгазирования пластовой нефти, состав газа и его плотность;
11) состав добываемой нефти, плотность и вязкость ее, содержание парафина, смол, асфальтенов, сероводорода и углекислого газа;
12) физико-химическая характеристика пластовых вод (ионный состав, плотность, рН, коррозионная активность);
13) климатические и метеорологические условия района нефтяного месторождения, в частности количество выпадающих осадков, максимальную и минимальную температуру воздуха, глубину промерзания почвы;
14) источники воды, электроэнергии, наличие железных и шоссейных дорог;
15) топографическая карта.
Система сбора и подготовки нефти, газа и воды на нефтяном месторождении, предназначена и должна обеспечивать :
1) автоматическое измерение количества нефти, газа и воды по каждой скважине;
2) герметизированный сбор нефти, газа и воды на всем пути движения - от скважин до магистрального нефтепровода;
3) доведения нефти, газа и пластовой воды на технологических установках до норм товарной продукции, автоматический учет этой продукции и передача ее транспортным организациям;
4) возможность ввода в эксплуатацию части месторождения с полной утилизацией нефтяного газа до окончания строительства всего комплекса сооружений;
5) надежность эксплуатации технологических установок и возможность полной их автоматизации;
6) изготовление основных узлов системы сбора нефти и газа и оборудования технологических установок индустриальным способом в блочном и модульном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса.
Основные задачи, рассматриваемые в проектах обустройства:
1) обеспечение сбора и подготовки запланированного количества нефти и газа к дальнейшей транспортировке;
2) совместный сбор и транспортировка по выкидным линиям, идущим от каждой скважины нефти, газа и воды (если последняя имеется) до автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ);
3) измерение нефти, газа и воды по каждой в отдельности скважине на АГЗУ;
4) совместная или раздельная транспортировка обводненной и необводненной нефти по сборным коллекторам от АГЗУ до установок подготовки нефти (УПН);
5) подготовка нефти, газа и пластовой воды до товарных кондиций и передача нефти и газа через автоматизированные установки транспортной организации (табл.1.1а и 1.1б).
Таблица 1.1а
Нормативные данные по качеству нефти (ГОСТ 9965-76)
Показатель | Группа нефти | ||
I | II | III | |
Максимальное содержание воды, % , не более | 0,5 | 1,0 | 1,0 |
Максимальное содержание хлористых солей, %, не более | |||
Максимальное содержание механических примесей, %, не более | 0,05 | ||
Максимальное давление насыщенных паров (ДНП) при температуре 37,8 0С, кПА, не более | 66,67 | 66,67 | 66,67 |
Пластовая вода, добытая и отделенная от нефти, транспортируется к нагнетательным скважинам месторождения для закачки ее в пласт с целью поддержания пластового давления.
Таблица 1.1б
Нормативные данные по качеству нефти (ГОСТ 51858-2002)
Показатель | Группа нефти | ||
I | II | III | |
Максимальное содержание воды, % , не более | 0,5 | 1,0 | 1,0 |
Максимальное содержание хлористых солей, %, не более | |||
Максимальное содержание механических примесей, %, не более | 0,05 | 0,05 | 0,05 |
Максимальное давление насыщенных паров (ДНП) при температуре 37,8 0С, кПА, не более | 66,7 | 66,7 | 66,7 |
Массовая доля органических хлоридов, млн-1 (ppm) | Не нормируется, определение обязатльно | ||
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | |||
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более |
Сбор и транспортировка нефти, газа и воды осуществляется по системе промысловых нефтепроводов, газопроводов, водоводов. Под технологическими установками подготовки нефти, газа и воды понимается комплекс оборудования и аппаратов, в которых непрерывно и последовательно осуществляются физико-химические процессы разрушения эмульсий, обезвоживание, обессоливания, удаление механических примесей, утилизации отходов. Завершающим этапом использования технологических установок является получение товарной продукции: нефти и газа для отправки в магистральный трубопровод, сточной воды для закачки в пласт. При добыче нефти вместе с ней на поверхность извлекаются большие объемы пластовой высокоминерализованной воды, в нефтяном газе могут содержаться весьма вредные для здоровья людей и окружающей живой природы сероводород и углекислый газ (содержание H2S в воздухе свыше 3 мг/м3 опасно для жизни людей). Сброс пластовых вод без тщательной их очистки в открытые водоемы и реки может привести к уничтожению флоры и фауны. Недопускается также возможность контакта сточных вод при их закачке в пласт с водами, добываемыми для хозяйственных и промышленных нужд. Нефтяной или природный газы, содержащие сероводород и углекислый газ, обрабатываются на специальных очистных установках или получают из него элементарную серу.
1.1 Особенности обустройства объектов и требования к качеству подготовки нефти за рубежом
За рубежом в промысловых условиях, как правило, осуществляется только обезвоживание нефти. Применяемая технология определяется особенностями системы сбора, мощностью оборудования, свойствами и обводненностью нефти, степенью минерализации пластовых вод, способом эксплуатации и условиями разработки нефтяных месторождений, их отдаленностью от нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) и климатическими условиями. Несмотря на крайнее разнообразие технологических схем сбора и промысловой подготовки нефти за рубежом, во всех случаях предусматривается обработка в аппаратах, встроенных в общую систему сбора и транспорта продукции скважин. При обезвоживании нефти на промыслах достигается удаление из нее основного количества воды и растворенных в ней солей, а также механических примесей. Парафин и другие органические вещества считается целесообразным не удалять из нефти. Для этого создаются условия для поддержания этих веществ во взвешенном состоянии и транспортирования на НПЗ. Обезвоживание нефти в небольших объемах (до 1–2 млн. м3/ год) осуществляется в блочных сепараторах-деэмульсаторах и герметизированных резервуарах, встроенных в технологическую схему сбора и транспорта нефти и газа, не выделяемых в самостоятельные объекты и не требующих автономного обслуживания. Обезвоживание нефти в больших объемах (до 6 млн.м3/ год) проводится на центральных сборных пунктах при комплексном использовании резервуаров, нагревателей-деэмульсаторов. На этих объектах процесс обезвоживания нефти в самостоятельную операцию также не выделяется и является одним из большого числа операций по приему и измерению объемов продукции скважин, сепарации газа высокого и низкого давления, горячей сепарации, осушке газа и отбору пропан-бутановых фракций, их откачке или возврату в нефть, компримированию газа, многоступенчатому сбросу и очистке пластовой воды, ее закачке в пласт или сбросу в океан, осуществляемых на сборном пункте. Обслуживает все эти процессы и операции один и тот же технический персонал. Типовые установки подготовки нефти на месторождениях также не применяются, используются типовое блочное оборудование, входящее в различные схемы. При обустройстве площадок как мелких, так и крупных пунктов сбора продукции скважин, сепарации газа, подготовки нефти и очистки воды капитальные здания не строятся. Широко используются каркасные конструкции с теплоизолированными листовыми металлическими панелями. Оборудование, как правило, устанавливают на фундаментах или салазках, технологические площадки бетонных покрытий не имеют, широко применяется гравийная отсыпка. В районах с суровыми климатическими условиями (например, Аляска) применяются технологические блоки-модули, а щитовые конструкции используются для объединения нагревателей-деэмульсаторов в самообогреваемые производственные блоки, в которых размещаются необходимая контрольно-измерительная и регулирующая аппаратура, насосы, дозаторы и другое оборудование.
Многие виды оборудования, в том числе и компрессорные станции, монтируются на открытых площадках, окруженных щитами, нижняя часть которых для улучшения условий работы в летний период удаляется. Тепло компрессорных станций при необходимости утилизируется с помощью воздушных калориферных устройств. Для обогрева вспомогательных помещений на объектах широко используется тепло гликолевых установок, применяемых при осушке газа. Технологические схемы подготовки нефти и набор оборудования определяются большим числом весьма разнообразных факторов: уровнем добычи, качеством добываемой нефти, требованиями со стороны нефтепроводных компаний к качеству нефти, природно-климатическими условиями, отдаленностью от месторождений и начальными извлекаемыми запасами, взаимным расположением месторождений, разрабатываемых одной и той же фирмой и т.д. Теплообменная аппаратура, как правило, не применяется. Обезвоживание нефти на наиболее крупных узлах осуществляется с помощью технологической пары нагреватель-резервуар (Канада, Венесуэла, США, Иран, ФРГ, Нигерия, Франция), причем технологические резервуары оборудованы газовой обвязкой и во многих случаях снабжены малогабаритными сепараторами горячей ступени. На многих мелких месторождениях в качестве отстойной аппаратуры также применяются герметизированные резервуары. Иногда для обезвоживания нефти используют электродегидраторы, но в США и других районах на крупных сборных пунктах отказываются от применения даже уже построенных электродегидраторов и стремятся осуществлять подготовку нефти с использованием резервуаров. В Венесуэле деэмульсаторы служат для нагрева дренажной воды, являющейся теплоносителем, а подготовка нефти осуществляется в резервуарах, в которые поступает эмульсия, разрушенная в коротких участках трубопроводов, подводящих продукцию скважин к резервуарам. В Нигерии обезвоживание нефти проводят в две ступени, причем качественную нефть получают отстаиванием в герметизированных резервуарах, а разрушению в деэмульсаторах подвергают лишь промежуточный слой и концентрированную эмульсию, отбираемые из этих резервуаров. Во Франции подготовка нефти осуществляется по пути ее движения: обезвоживание нефти – на месторождении Луго и обессоливание – на территории месторождения Парантин.
В Алжире нефть, поставляемая на экспорт, имеет содержание воды и солей соответственно около 1% и 60 мг/л. Это достигается обработкой нефти в электродегидраторах и ее последующим отстаиванием в резервуарах в течение суток. Качество нефти по пути ее движения постоянно улучшается за счет сброса воды из промысловых резервуаров, магистральных трубопроводов, резервуаров портовой перевалочной базы. Герметизированные резервуары, из которых всегда отбирается выделившийся газ, используют в качестве второй ступени сепарации, концевой ступени сепарации, технологических резервуаров предварительного сброса пластовой воды, отстойных аппаратов, горячей ступени сепарации, товарных резервуаров. В большинстве случаев резервуары используют комбинированно. Сырьевые резервуары в технологической цепи скважина–система ЛАКТ, как правило, отсутствуют, и нефть из скважин поступает непосредственно в технологические аппараты для сепарации газа и последующей ее деэмульсации. Однако система ЛАКТне исключает строительства и использования резервуаров, в которых нефть после ее подготовки в деэмульсаторах выдерживают значительное время для отбора легких фракций. С целью предотвращения старения эмульсии применяется подача деэмульгатора на устье скважин и головные участки трубопроводов. Сброс воды осуществляется во всех удобных для этой цели точках, включая групповые установки. Единых требований на содержание в нефти различных компонентов , продаваемой нефтепроводным компаниям, не существует. Нефть в основном только обезвоживается, хотя содержание солей в пластовой воде в несколько раз ниже, чем, например, на месторождениях европейской части нашей страны. Так, содержание солей в нефти при одном проценте воды в ней но некоторым месторождениям достигает: Уэйминг (США) – 9–1 мг/л, Кирикири (Венесуэла) – 117 мг/л, Вилмингтон (США) – 234 мг/л, Канзас Уэст (США) – 1232 мг/л, Муф Ко (США) – 1881 мг/л. В Калифорнии (США) считалось допустимым содержанием воды и мехпримесей в нефти до 3%, Мидконтиненте 1–2%, на юге США – 1–2%, на Аляске 0,5%.
Однако все чаще к качеству нефти предъявляются повышенные требования. Для многих месторождений допускаемое содержание воды и мехпримесей в нефти составляет 0,3%. В Канаде существуют единые нормы на содержание воды и мехпримесейв поставляемой нефти, определяемое величиной 0,5%. Содержание солей в нефти не лимитируется. В Европе существуют другие требования к нефтям, которые обусловлены в основном тем обстоятельством, что большое число нефтеперерабатывающих заводов работает на высококачественных нефтях европейского континента, Ближнего и Среднего Востока, практически не содержащих при добыче воду и соли. Здесь допустимое содержание солей в нефти, поступающей на НПЗ, обычно лимитируется 55–85 мг/л. Однако в ФРГ допустимое содержание воды в нефти, поставляемой па НП3, составляет 1%, а солей – 200 мг/кг нефти. При изготовлении электродного кокса вводится дополнительное ограничение на содержание в нефти золы, которое не должно превышать 200 мг/кг нефти. В отдельных случаях на заводы направляется нефть с содержанием солей 10–30 мг/л. В целом нормы на допустимое содержание балласта в нефти определяются технологическими трудностями удаления воды на месторождениях до минимальных значений современными техническими средствами и уровнем затрат для осуществления этого процесса.
Дата добавления: 2016-03-27; просмотров: 3573;