Технологический комплекс системы промыслового сбора, подготовки и учета продукции скважин

Технологический комплекс системы промыслового сбора, подго­товки и учета продукции скважин приведен на рис. 12.1.4.

Сооружения, располагаемые на месторождениях и центральных пунктах сбора (ЦПС) продукции скважин, образуют технологический комплекс, который включает в себя следующие сооружения:

Рис. 12.1.4. Технологический комплекс обустройства нефтедобывающего района. Промысловый сбор, транспорт и учет продукции скважин: С-1-4 — сепараторы I-IV ступеней сепарации; О-1 — отстойник предварительного обезвоживания; О-2 — отстойник II ступени обезвоживания; Э-2 — электродегидратор; ГС-3,4 — газовые сепараторы; ГЗУ — групповая замерная установка; КС — компрессорная станция; Н-1 — насос подачи сырой нефти; Н-3 — насос подачи товарной нефти; Н-4 — насос подачи воды в систему ППД; Н-5 — насос подачи возвратной нефти; УОГ — установка очистки газа от H₂SO₄; ГЦ — гидроциклон; П-1,2 — лечи трубчатые; БРГ — блок регенерации гликоля; БР — блок реагента; БИ — блок индикатора; А-1 — абсорбер; БЕ — буферная емкость; Р-1 — резервуар для приема нефти; а — анализатор качества; БО — блок-отстойник для очистки воды; БОН — блок-дегазатор; БОС — блок откачки стоков; Р-2 — резервуар пластовой воды; Е-2 — шламонакопитель

Глава 12. Объекты и сооружения сбора и подготовка нефти к транспорту 373

на месторождениях:

• выкидные линии;

• замерные установки;

• устьевые подогреватели (при необходимости);

• сепараторы первой ступени сепарации;

• узлы предварительного обезвоживания;

• блоки учета продукции скважин;

• дожимные нефтеперекачивающие станции;

• дозаторы ингибитора коррозии;

• путевые подогреватели;
на ЦПС:

 

• сепарационные блоки первой и последующих ступеней сепара­
ции нефти;

• блоки предварительного обезвоживания;

• блоки нагрева;

• блоки подготовки нефти, воды и газа;

• вспомогательные сооружения;

• инженерные коммуникации.

ЦПС рассмотрены в п. 12.2. В настоящем разделе дадим характе­ристику основным сооружениям и оборудованию на месторождении в системе сбора и подготовки.

Дожимные нефтеперекачивающие станции (ДНС) применяются при обустройстве месторождений тогда, когда пластовой энергии не хватает для транспорта продукции скважин до ЦПС. На дожимных неф­теперекачивающих станциях производится первая ступень сепарации нефти от газа в целях дальнейшего разделения транспорта жидкости центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В настоя­щее время применяются блочные ДНС заводского изготовления.

Замерное оборудование. В зависимости от конкретных условий для замера дебитов скважин в системе сбора нефти и газа применя­ются различные автоматизированные замерные установки: ЗУГ — за­мерная установка групповая, АГУ — автоматизированная групповая установка, АГЗУ — автоматизированная групповая замерная установ­ка, блочные автоматизированные замерные установки типа «Спут­ник» и пр. Технические характеристики групповых замерных уста­новок приведены в табл. 12.1.1

Все эти установки обеспечивают автоматическое переключение скважин на замер, автоматическое измерение дебита, контроль за работой скважин по поступлению продукции, а также автоматическую блокировку скважин при аварийном состоянии установки. Принцип действия групповых замерных установок аналогичен. Установки

374

Часть II. Объекты и сооружения подготовки и транспорта...

различаются по рабочему давлению, числу подключаемых скважин, максимальным измеряемым дебитам скважин. Наибольшее распро­странение получили блочные автоматизированные замерные установки типа «Спутник», главная отличительная особенность которых — блочное исполнение и комплектная поставка.

Сепарационные установки в технологической системе сбора нефти и газа обеспечивают разделение продукции на газовую и жидкую фазы, измерение количества жидкости и газа, бескомпрессорную подачу газа на газоперерабатывающий завод или другим потребителям, а также подачу нефти с оставшимся в ней растворенным газом под давлением установки или насоса на центральный пункт подготовки нефти, газа и воды.

Основные технологические процессы сепарации и принципиаль­ные схемы сепараторов приведены в главе 2 п. 2.3.

Применяемые нефтегазовые сепараторы, как правило, выполня­ются в блочном исполнении и их можно классифицировать по сле­дующим основным признакам:

• расположению основных элементов — на вертикальные и гори-
* зонтальные;

• конструктивному исполнению — на одноемкостные (все секции заключены в одной емкости) и двухъемкостные (секции разме­щены в двух емкостях, расположенных одна под другой;

• технологическому назначению — на двухфазные (разделяют
продукцию скважин на жидкую и газовую фазы), трехфазные —
разделяют поток на нефть, газ и воду.

Для окончательной сепарации нефти, поступающей на централь­ный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды и для предваритель­ного сброса пластовой воды применяются концевые совмещенные

Глава 12. Объекты и сооружения сбора и подготовки нефти к транспорту 375

сепарационные установки КССУ (рис. 12.1.5). Пропускная способность этих установок по нефти составляет 1000, 2000 и 5000 м³/сут.

Нефтегазоводяная смесь поступает на установку через приемный пат­рубок (6) и попадает в раздаточный коллектор (5), в котором имеются от­верстия, пропускающие одинаковое количество жидкости за счет уве­личения их диаметра по длине коллектора. Из этих отверстий нефтега­зоводяная смесь с большой скоростью поднимается через водяную подушку, в которую в необходимых случаях добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ). Происходит разделение смеси на нефть, газ и воду, которые по отдельным линиям (2,11 и 12) отводятся из сепаратора.

Рис. 12.1.5. Схема концевой совмещенной сепарационной установки (КССУ): 1 — корпус сепаратора; 2 — газоотводящий коллектор; 3 — регулятор давления «до себя»; 4 — люк; 5 — распределительный коллектор; 6 — ввод жидкости; 7,8 — исполнительные механизмы соответственно для сброса воды и нефти; 9 — поплавок; 10 — двухфазный поплавок «вода — нефть»; 11, 12 — дренажные линии соответственно для нефти и воды

12.2. ЦЕНТРАЛЬНЫЕ ПУНКТЫ СБОРА НЕФТИ