Краткая характеристика систем сбора продукции скважин применяемых в Западной Сибири

Месторождения Западной Сибири отличаются следующими особенностями:

высокие темпы роста добычи и обводненности нефти;

заболоченность территории;

кустовой способ бурения скважин;

сравнительно невысокие давления на устье скважин.

Эти особенности обусловили принцип систем сбора продукции скважин, который состоит в следующем.

Продукция скважин поступает на групповую замерную установку (ГЗУ) типа «Спутник», которую монтируют непосредственно на кусте скважин. На ГЗУ периодически измеряется автоматически дебит каждой скважины. После ГЗУ продукция скважин по общему коллектору подается на сборный пункт. От ГЗУ до сборного пункта прокладывают два коллектора для раздельного сбора обводненной и безводной нефти.

Сборные пункты функционально подразделяются на центральные сборные пункты (ЦСП), дожимные насосные станции (ДНС) и комплексные сборные пункты (КСП).

На ЦСП сырая нефть проходит полный цикл обработки, включающий двухили трехступенчатую сепарацию, обезвоживание и обессоливание. Нефтяной газ, отделяемый от нефти при сепарации, подается на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а пластовая вода, отделяемая на установке подготовки нефти, входящей в состав ЦСП, проходит очистку на очистных сооружениях, также входящих в состав ЦСП, и поступает в систему поддержания пластового давления (ППД).

Дожимные насосные станции предназначены для сообщения дополнительной энергии жидкой продукции скважин, чтобы подать ее на ЦСП. На ДНС проводят первую ступень сепарации при давлении 0,3−0,8 МПа, после чего жидкость поступает на прием насосов. Отделившийся нефтяной газ под собственным давлением направляется на ГПЗ. Комплексные сборные пункты отличаются от ДНС тем, что на них ведут не только первую ступень сепарации, но и обезвоживание нефти.

Система нефтегазосбора Западно-Сургутского месторождения (рис.4). (Подобные же системы применены на Федоровском, Мамонтовском, Усть-Балыкском, Советско-Соснинском и других месторождениях.) В данной системе осуществляется раздельный сбор безводной и обводненной нефти. Нефть из скважин, пройдя групповую замерную установку, поступает на первичный сборный пункт (дожимную насосную станцию (ДНС), в который входят устройство предварительного отбора газа (УПО), сепаратор I ступени, каплеуловитель и дожимной насос. После разгазирования нефть откачивают на ЦСП, а газ при давлении 0,3−0,35 МПа направляют на компрессорную станцию и далее — на Сургутскую ГРЭС. На ЦСП безводная нефть (см. рис. 5.4, а) проходит II и III (концевую) ступени сепарации и после товарного резервуара ее откачивают насосом на головные сооруже-ния магистральных трубопроводов. Обводненная нефть (см. рис. 5.4, б) после подачи в нее реагента-деэмульгатора проходит II (концевую) ступень сепарации и после сырьевого резервуара ее насосом подают в нагреватель. После нагревателя нефть проходит через устройство разрушения эмульсии и затем обезвоживается в отстойнике. Из товарного резервуара нефть откачивают насосом на головные сооружения.

Рис. 5.4. Система нефтегазосбора Западно-Сургутского месторождения для безводной нефти (а) и для обводненной нефти (б). 1 — скважина; 2 — групповая замерная установка; 3 — устройство предварительного отбора газа; 4 — сепаратор I ступени; 5 — каплеуловитель; б, 10, 15 — дожимной насос; 7 — сепаратор II ступени; 8 — сепаратор III ступени; 9 — сырьевой резервуар; 11 — нагреватель; 12 — устройство для разрушения эмульсии; 13 — отстойник; 14 — резервуар; 16 — линия рециркуляции дренажной воды; 17 — линия рециркуляции нагретой нефти; 18 — насос повторной рециркуляции дренажной воды; I, II, III — газ после сепарации; IVреагент; Vдренажная вода; VIтоварная нефть; VIIконденсат

Для интенсификации процессов предварительного и окончательного обезвоживания нефти в системе предусмотрена подача дренажной воды и нагретой частично обезвоженной нефти в поток сырья, поступающего с ДНС, а также повторная подача дренажной воды в поток нефти перед устройством для разрушения эмульсии.

В системе сбора Самотлорского месторождения, по которой нефть и газ проходят через все технологическое оборудование установок подго-товки нефти без применения промежуточных насосов, нефть деэмульси-руется в газонасыщенном состоянии (рис. 5.5).

Рис. 5.5. Система сбора Самотлорского месторождения с подготовкой нефти в газонасышенном состоянии: 1 — скважина; 2 — замерная установка; 3 — устройство предварительного отбора газа; 4 — сепаратор I ступени; 5 — каплеуловитель; 6 — аппарат для предварительного сброса воды; 7 — печь; 5 — промежуточный сепаратор; 9 — электродегидратор; 10 — дожимной насос; 11 — сепаратор концевой ступени; 12 — насос товарной нефти; 13 — насос дренажной воды; I, II, III — газ после сепарации; IVреагент; V — дренажная вода; VI — товарная нефть; VII — конденсат

Продукция скважин, пройдя групповую замерную установку, поступа-ет на узел I ступени сепарации, расположенный на КСП. Узел включает в себя устройство для предварительного отбора газа (УПО), нефтегазовые сепараторы и каплеуловитель. Отсепарированный газ I ступени, пройдя очистку в каплеуловителе, направляется под собственным давлением (0,5−0,6 МПа) на ГПЗ, а нефть поступает в аппарат для предварительного сброса воды. Нагретая в печи частично обезвоженная нефть проходит промежуточный сепаратор, где газ отделяется при давлении 0,4 МПа, и окон-чательно обезвоживается в электродегидраторе. Из электродегидратора обезвоженную нефть с остаточным растворенным газом откачивают на ЦСП, где расположены концевые сепарационные установки и узлы учета и сдачи товарной нефти.

Преимуществами газонасыщенной подготовки нефти являются:

централизация объектов по сбору и переработке газа концевых ступе-ней на площадке ЦСП, что позволяет повысить степень утилизации газа;

снижение потерь давления при перекачке нефти и уменьшение затрат на деэмульсацию в результате снижения вязкости при растворении в нефти газа.