Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 [ 26 ] 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84

Для подготовки нефти и газа. Такая система редко бывает экономичной.

Ко второй группе относится наиболее часто применяемая система, в которой продукция нескольких скважин поступает в единую групповую замерную установку. На рис. 6.6-1 показана схема групповой системы сбора. Скважины / на месторождении связаны с групповой установкой 2. Продукция скважин поступает на групповую установку по индивидуальным выкидным линиям для замера дебита по нефти, тазу и воде. Затем или вся продукция направляется на центральный пункт сбора 3 месторождения, или газ после сепарации поступает в газосборную сеть, а нефть -на центральный пункт сбора.

К третьей группе относится система сбора, в которой продукция нескольких скважин поступает в общую выкидную линию (рис. 6.6-2). Дебиты индивидуальных сква.ж.ин по нефти, газу и воде измеряются периодически с помощью небольших замерных установок, устанавливаемых около скважин. Все остальное оборудование по подготовке продукции скважин располагается на центральном пункте сбора.

Из перечисленных систем сбора наиболее широко распространена групповая система. В дальнейшем ограничимся рассмотрением этой системы.

6.6.1. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ СБОРА С ГРУППОВЫМИ ЗАМЕРНЫМИ УСТАНОВКАМИ

В процессе проектирования системы сбора продукции необходимо исходить из следующих принципов.

1. Давление на устье скважин должно быть наименьшим (до экономически приемлемого уровня). При этом должно быть обеспечено следующее: увеличение периода фонтанирования скважин; меньший удельный расход газа в газлифтных скважинах; высокая производительность насосных скважин на последней стадии разработки месторождения.

2. Потери углеводородов в системе сбора должны быть минимальными.

3. Простота обслуживания системы, в первую очередь, это относится к средствам контроля и управления, что позволяет легко управлять процессом добычи продукции и устранять аварийные ситуации.

4. Измерение продукции отдельных скважин, а также общей продукции по нефти, газу и воде должно обеспечиваться с необходимой точностью.

5. При проектировании объема нефтяных резервуаров необходимо учитывать ожидаемые Объемы откачиваемой нефти, возможные перерывы в откачке из-за аварий. Одновременно следует учитывать время, необходимое для удаления воды и механических примесей.

6. При расширении установки в случае подключения новых скважин существующая технологическая схема не должна подвергаться большим изменениям.

7. Удельные капвложения на единицу объема добытой нефти или газа и эксплуатационные расходы должны быть по возможности минимальными.

8. Должны быть учтены все требования по созданию безопасных условий работы.

При реализации этих принципов могут возникнуть следующие, отчасти противоречивые, положения.

al) Потери давления в выкидной линии между скважиной и сепаратором должны быть минимальными. Отсюда необходимо избегать резких поворотов выкидных линий и перегибов в них. Диаметр выкидной линии, ее длина, а также трасса для ее прокладки должны быть выбраны с учетом обеспечения минимальных гидравлических потерь. Если нефть иарафинистая или содержит песок, необходимо принять меры по предотвращению отложения парафина в выкидных линиях или фитингах. Для снижения гидравлических потерь при сборе высоковязких или высокопарафинистых нефтей можно использовать устьевые и путевые нагреватели. Кроме того, в таких случаях применяют различные реагенты. Если вода легко отделяется из потока, рекомендуется устанавливать аппараты для предварительного сброса воды около каждой скважины.

а2) Давление сепарации должно быть минимальным. Для поддержания такого давления сепараторы на групповых установках рекомендуется устанавливать выше резервуаров, чтобы нефть в резервуары поступала самотеком. Чем меньше перепад давления в газосборной сети от сепаратора до компрессорной станции, тем лучше условия работы системы сбора газа. Это можно обеспечить за счет применения газосборной сети с малым гидравлическим сопротивлением потоку (большой диаметр, участки небольшой длины, эффективное удаление жидкости или применение скрубберов) и использования компрессоров низ кого давления на приеме.

61) Продукция фонтанных скважин, имеющих высокие давления на устье, должна направляться в сепаратор высокого давления; рекомендуется ступенчатая сепарация.

62) Резервуары должны быть герметизированы.

63) Потери от испарения в открытых резервуарах и утечки нефт» и газа должны быть сведены к минимуму.

в) Определенное внимание следует уделять сосредоточению всего оборудования на групповой установке или центральном пункте сбора. Особенно это касается систем с ручным управлением или со средствами местной автоматики. В случае применения систем дистанционного контроля и управления необходимо обеспечить быструю передачу необходимой информации. Информация должна передаваться как людям, работающим на месторождении, так и на центральный диспетчерский пункт.

г1) Число замерных сепараторов на групповой установке должно обеспечивать измерение продукции отдельных скважин по нефти, газу и воде с интервалом от 4 до 7 суток.

г2) Каждая ступень групповых сепараторов для общей продукции скважин должна обвязываться отдельно. Число сепараторов определяется по производительности одного сепаратора.

гЗ) Измерение расхода газа при помощи шайбных расходомеров допустимо с точностью ±1-2%. Расход газа, нагнетаемого в маги-

стральный газопровод, по возможности, следует определять с большей точностью.

г4) Если измерение продукции осуществляется в резервуарах на групповой установке, дебиты скважин, измеренные в замерных сепараторах, должны соответствовать объему продукции, поступающей в резервуары. Число резервуаров на групповой установке, используемых для измерения общего объема поступающей на групповую установку продукции, должно быть не менее двух.

г5) Измерение количества нефти в пределах промысла должно производиться с точностью до 0,5%. Количество нефти, поступающей за пределы промысла, желательно измерять с точностью до 0,2%.

д) Оптимальный объем резервуаров для хранения нефти может колебаться в широких пределах в зависимости от принятых проектных решений по сбору, сепарации и транспорту. Обычно объем резервуаров принимается из расчета обеспечения двух-трехсуточной добычи.

е) Групповые установки должны быть запроектированы так, чтобы отключение от них скважин, подключение новых скважин, замена сепараторов, резервуара и замерных сепараторов проводились без остановки действующего оборудования. Все оборудование и фитинги на групповой установке должны быть унифицированы.

ж1) Переход на механизированный способ добычи нефти должен быть во времени определен проектом разработки, чтобы удельные эксплуатационные расходы были минимальными за весь период жизни месторождения.

ж2) Газ из скважин, имеющих высокие давления на устье, должен транспортироваться до компрессорной станции с минимальным перепадом давления в газосборных сетях. В этом случае можно временно получить экономию за счет отказа от одной или двух ступеней компри-мирования.

жЗ) Число групповых установок и их расположение, а также расположение центрального пункта сбора следует выбирать из расчета сведения к минимуму общих затрат.

ж4) Временные трубные обвязки должны быть на быстросъемных соединениях.

ж5) Перевод замерных установок, рассчитанных на ручное управление на период эксплуатации месторождения, или на автоматизированное управление, должен осуществляться с возможно минимальной передвижкой существующего оборудования.

Более предпочтителен монтаж системы безрезервуарной сдачи нефти с самого начала разработки месторождения.

6.6.2. ГРУППОВЫЕ УСТАНОВКИ С РУЧНЫМ УПРАВЛЕНИЕМ

При выборе наиболее приемлемой конструкции групповой установки может быть рассмотрено несколько вариантов в зависимости от физико-химических свойств продукции скважин, от технологических решений по компоновке оборудования центральных пунктов и от климатических условий данного района. На рис. 6.6-3, а показана групповая