Установки для подготовки нефти

Рис. 4.3. Дожимная насосная станция (ДНС)

Рис. 4.2. Схема централизованного сбора и подготовки нефти

1,6,10 – контуры месторождений; 2 – станция очистки воды; 3 – открытый водозабор; 4,8 – насосные станции первого подъёма воды; 5,9 – кольцевые водоводы; 7 – скважины подруслового сбора воды; 11 – нефтяные скважины; 12 – скважины для закачки воды в пласт; АГЗУ – автоматизированная групповая замерная установка; КНС – кустовая насосная станция; КСП – комплексный сборный пункт; ЦППН – центральный пункт подготовки нефти; ГПЗ – газоперерабатывающий завод; ГНПС – головная насосная перекачивающая станция; НПЗ – нефтеперерабатывающий завод; РТН – резервуары товарной нефти; НС – насосная станция.

К первому относятся ДНС на базе сепарационных установок с блочной насосной (БН). Разработано 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9 до БН-2000-26. Шифр блока: БН – блочная насосная; первое число – подача насоса по жидкости, м³/сут.; второе – давление нагнетания, МПа. Из блоков компонуются дожимные насосные станции различных подачи и напора. Станция состоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа. Технологический блок включает технологическую ёмкость и гидроциклоны, один из которых резервный.

Ко второму типу относятся ДНС-7000; ДНС-14000; ДНС-20000, где число указывает на подачу насосных агрегатов, м³/сут. Давление нагнетания насосов 1,9 – 2,8МПа. Технологическая единица состоит из блока буферной емкости (где осуществляется сепарация газа) и блока насоса 8НД-9х3. В каждой из указанных ДНС имеется соответственно две, три, четыре технологических единицы, причём одна технологическая единица на станции является резервной. Помимо этого, ДНС включает: блоки сбора и откачки утечек нефти, низковольтную аппаратуру и контрольно-измерительные приборы и автоматику (КИПиА), а также распределительное устройство и свечу аварийного сброса газа.

К основным характеристикам системы сбора относят давление и способ транспортировки продукции.

Различают самотечные и высоконапорные системы; по способу транспортировки – раздельные и совместные.

Рис. 4.4. Схема самотечной двухтрубной системы сбора продукции скважин

1 – скважины; индивидуальные замерно-сепарационные установки (ИЗУ или групповые ГЗУ); 3 – газопроводы; 4 – выкидные самотечные линии; 5 – сборный газопровод; 6 – участковый негерметизированный резервуар; 7 – сырьевой насос; 8 – сборный коллектор; 9 – сырьевой резервуар; УКПН – установка комплексной подготовки нефти.

Рис. 4.5. Высоконапорная система сбора

1 – выкидные линии от скважин; 2 – групповая замерная установка; 3 – сборные коллекторы; 4 – сепаратор; 5 – дожимная насосная станция (ДНС); 6 – сборный коллектор нефти; 7 – сборный коллектор газа; 8 – сепаратор-делитель; 9 – установка подготовки воды (УПВ); 10 – установка подготовки нефти; 11 – водопровод для сточной воды; 12 – насос подачи воды; 13 – резервуары товарной нефти; 14 – подпорный насос; 15 – трубопровод возврата нефти на УКПН; 16 – автоматизированная установка сдачи товарной нефти; 17 – подпорный насос; 18 – ГПЗ.

Самотечные системы сбора нефти предусматривают расположение устройств для замера и сепарации нефти в непосредственной близости от скважин, от которых нефть и вода за счёт разности геодезических отметок самотёком поступают на сборный пункт. Сборный пункт обслуживает несколько скважин, от него нефть и воду насосами перекачивают к установкам подготовки нефти. Если газ и нефть транспортируются по отдельным трубопроводам, то подобный способ называют раздельным (двухтрубным). На рис. 4.4. представлена схема самотечной двухтрубной системы сбора продукции скважин.

В настоящее время на нефтяных месторождениях используется чаще всего высоконапорная однотрубная система сбора продукции скважины (рис. 4.5.).

С использованием высоконапорной системы продукцию скважины можно транспортировать на значительные расстояния под устьевым давлением порядка 6МПа.

Высоконапорные однотрубные системы сбора позволяют:

- полностью устранить потери лёгких фракций нефти, доходящие до 3%;

- снизить металлоёмкость;

- сократить эксплуатационные расходы.

Состав объектов сбора и подготовки нефти для каждого или нескольких месторождений индивидуально в зависимости от состава добываемой продукции и расстояния между месторождениями.

Примерно 70% всей нефти добывается в обводнённом состоянии. На разных стадиях разработки нефтяных месторождений содержание воды в нефти колеблется от практически безводной до 98-99%. При движении нефти и воды по стволу скважины и трубопроводам происходит их взаимное перемешивание и образование эмульсии из-за наличия в нефти особых смолистых веществ – природных эмульгаторов (асфальтены, смолы и т.д.). Вода, соли, механические примеси вызывают непроизводительную загрузку трубопроводов. При транспорте загрязнённой нефти засоряются транспортные коммуникации, оборудование, аппаратура, резервуары, снижается производительность технологических установок нефтепереработки, нарушается технологический режим работы отдельных установок и аппаратов, ухудшается качество нефтепродуктов. Особенно опасно содержание солей в сернистых нефтях: сероводород с хлористым водородом являются особо коррозионными. Поэтому добываемую нефть необходимо освободить от воды, солей и механических примесей как можно раньше, с момента образования эмульсии.

С целью подготовки нефти к дальнейшему трубопроводному транспорту на УКПН выполняют дегазацию, обезвоживание, обессоливание и стабилизацию нефти.