Описание технологической схемы системы сбора и подготовки нефти применяемой на Федоровском нефтяном месторождении

Газо-водонефтяная эмульсия из системы нефтесбора поступает через устройство предварительного отбора газа (УПОГ) в сепараторы I ступени сепарации ДНС, где сепарируется от попутного нефтяного газа и направляется в сепараторы-буферы. Из сепараторов-буферов нефть откачивается насосами внешней перекачки на УПСВ или УПН. В связи с высокой коррозионной агрессивностью обводненой нефти в напорный коллектор ДНС дозировочными насосами блока реагента (БР) подается ингибитор коррозии. В случае невозможности внешней откачки предусмотрено поступление нефти из сепараторов-буферов в аварийный резервуар (РВС).

Газ, выделившийся из газо-водонефтяной эмульсии в УПОГ и сепараторах I ступени сепарации, через газосепаратор направляется в газопровод на компрессорные станции (КС), газоперерабатывающий завод (ГПЗ) или Сургутскую ГРЭС. Газ, выделившийся из нефти в сепараторах-буферах, направляется на компрессор низких ступеней для последующей утилизации. Выделившийся в газосепараторе, конденсат отводится на вход сепараторов-буферов.

На УПСВ разгазированная водонефтяная эмульсия из сепаратора I ступени сепарации поступает на печи трубчатые для нагрева и далее на отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Нефть из отстойников направляется в сепараторы-буферы и далее насосами внешней перекачки откачивается на УПН. Выделившаяся в отстойниках из эмульсии, подтоварная вода поступает в очистные РВС, где происходит подготовкаподтоварной воды к утилизации в систему поддержания пластового давления (ППД). Очищенная вода с содержанием нефтепродуктов до 100 мг/л из очистных РВС насосами подтоварной воды подается на вход кустовой насосной станции (КНС) системы ППД. Нефтяная пленка из очистных РВС через сливной стояк отводится в аварийный РВС. Для ускорения процесса разделения эмульсии на нефть и воду производится подача деимульгатора в газо-водонефтяную эмульсию на входе УПСВ дозировочными насосами блока реагента.

В настоящее время широко эксплуатируются УПСВ с аппаратами типа «Хитер-Тритер», в которых процессы нагрева и разделения эмульсии на нефть и воду происходят в трехфазном аппарате. Для нагрева эмульсии используется часть попутного газа, выделяющегося в самом аппарате.

На УПН, предварительно подготовленная на УПСВ, нефть после первичного подогрева в печи I ступени и разгазирования в сепараторе I ступени поступает в отстойники, где происходит дальнейшее разделение эмульсии на нефть и воду. Нефть из отстойников после подогрева в печи II ступени и разгазирования в сепараторе II ступени поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание нефти до остаточного содержания воды не более 1%. Из электродегидраторов нефть через сепараторы-буферы поступает в товарные РВС, откуда насосами внешней перекачки откачивается на коммерческий узел учета нефти.

Выделившийся в отстойниках и электродегидраторах, подтоварная вода поступает в очистные РВС, где происходит отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде. Подготовленная вода из очистных РВС насосами подтоварной воды подается на вход кустовой насосной станции (КНС) системы поддержания пластового давления. Нефтяная пленка из очистных РВС через сливной стояк насосами внутренней перекачки подается на вход УПН. Для ускорения процесса отделения нефти от подтоварной воды производится подача деимульгатора на входе УПН дозировочными насосами блока реагента.

Газ, выделившийся из нефти в сепараторах I и II ступеней и сепараторах-буферах, направляется на компрессор низких ступеней для последующей утилизации.

На Федоровском месторождении в первоначальном варианте была запроектирована система раздельного сбора безводной и обводненной нефти.

В последних проектах применена герметизированная система сбора нефти и газа с совместным сбором безводной и обводненной продукции скважин с предварительным сбросом пластовой воды на УПСВ ДНС.

В связи с ростом объемов добычи нефти пласта АС₄₋₈ Тюменским филиалом института СургутНИПИнефть была выполнена «Схема генерального обустройства Федоровского нефтегазового месторождения с учетом ввода в разработку пласта АС₄₋₈». Этой схемой предусматривалось сбор нефти со скважин пластов АС₄₋₈ осуществлять по самостоятельной системе нефтегазопроводов, что обусловлено, возможно, высоким буферным давлением и особыми реологическими свойствами нефти пластов АС₄₋₈. Добывающие скважины пластов АС₄₋₈ подключаются к существующим и вновь проектируемым дожимным насосным станциям, с учетом наличия свободных мощностей и условий прокладки коммуникаций.

В соответствии с выполненной схемой скважины пластов АС₄₋₈ подключаются к десяти дожимным насосным станциям (ДНС-4, ДНС-9, ДНС-10, ДНС-11, ДНС-12, ДНС-15, ДНС-16, ДНС-17, ДНС-18, УПСВ при ЦПС).

В связи с высоким газосодержанием и повышенной устойчивостью нефти пластов АС₄₋₈ разработана схема реконструкции ДНС. В соответствии с принципиальной схемой реконструкции ДНС нефть с большим газосодержанием поступает на ДНС самостоятельным потоком во входной сепаратор специальной конструкции, где отбирается основной объем свободного газа. Далее жидкость поступает в сепаратор первой ступени, после чего направляется на вход нагревателя или комбинированного аппарата типа «хитер-тритер». Газ из входного сепаратора и сепаратора первой ступени подается в газосепаратор специальной конструкции.

После нагрева и отстоя нефть поступает в буферную емкость (аварийную КСУ), откуда через аварийный резервуар, работающий в подключенном режиме, подается на прием откачивающего насоса.

Вода после отстойников («хитера-тритера») очищается и насосом подается в систему ППД.

В соответствии с современными требованиями, предъявляемыми к очистным сооружениям, на промыслах рекомендуется применять герметизированную схему очистки воды с использованием напорного оборудования.

В соответствии с допустимыми нормами содержания примесей в воде, закачиваемой в пласт, с целью поддержания пластового давления для пласта АС₄₋₈ Федоровского месторождения, 35 мг/л твердых взвешенных веществ и 50 мг/л нефтепродуктов, в качестве технологических аппаратов можно использовать отстойники типа: ОВ-200, ОВ-100.

Для реализации предложенной схемы использованы две блочно-комплектные установки (УПН-5, УПН-6) после проведения их реконструкции, которая предусматривает проектирование и строительство дополнительного оборудования в составе каждой УПН: нагревателя на ступени предварительного обезвоживания (печь ПТБ-10) и одного отстойника.

В соответствии с проектом газ, выделившийся при сепарации на ДНС, подается компрессорными станциями на Сургутские ГРЭС-1, 2.

По состоянию на 01.01.2000 г. на Федоровском месторождении сбор продукции скважин осуществляется по напорной герметизированной схеме на десять ДНС: ДНС-2, ДНС-3, ДНС-4, ДНС-9, ДНС-10, ДНС-11, ДНС-12, ДНС-15, ДНС-16, ДНС-17. ДНС-1 находится в составе ЦПС.

Предварительный сброс воды осуществляется на всех ДНС Федоровского месторождения, за исключением ДНС-10.

Сепарация нефти на ДНС осуществляется в две ступени при давлениях на первой ступени 1,1−0,85 МПа и на второй 0,75−0,3 МПа. Предварительное обезвоживание нефти на ДНС-2, ДНС-3, ДНС-4, ДНС-11 (рис. 3.2.-3.3.) осуществляется при естественной температуре поступающего сырья методом холодного отстоя в герметизированных отстойниках по следующей схеме. Продукция скважин под устьевым давлением поступает на площадке ДНС в устройство предварительного отбора газа, затем в сепаратор первой ступени сепарации.

Разгазированная нефть обезвоживается в отстойнике предварительного сброса воды и поступает в сепаратор-буфер, из которого насосами внешней откачки, через оперативный узел учета нефти, откачивается на ЦПС для товарной подготовки. Выделившийся газ подается на компрессорную станцию. Вода подается на очистные сооружения.

Для интенсификации процесса предварительного обезвоживания перед узлом первой ступени сепарации подается реагент-деэмульгатор.

На ДНС-9, ДНС-15 предварительное обезвоживание осуществляется с подогревом нефти по следующей схеме. Продукция скважин, поступающая на ДНС под устьевым давлением, разгазируется в узле первой ступени сепарации, затем нагревается в нагревателе (типа ПТБ-10) до необходимой температуры, разгазируется в сепараторе «горячей» ступени и поступает в отстойник предварительного обезвоживания, где производится отделение основной массы попутно-добываемой воды. Частично обезвоженная нефть поступает в сепараторы-буферы и далее насосами внешней откачки откачивается через оперативный узел учета на ЦПС для товарной подготовки.

Выделившийся на ДНС газ подается на компрессорную станцию. Отделяемая в отстойниках предварительного сброса вода поступает на очистные сооружения. Перед узлом первой ступени сепарации на входе ДНС подается реагент-деэмульгатор.

На ДНС-12, ДНС-16, ДНС-17 предварительное обезвоживание производится с применением комбинированных аппаратов нагревателей-водоотделителей («хитер-тритер»).

Продукция скважин разгазируется в устройстве предварительного отбора газа и сепараторе первой ступени и далее поступает в нагреватель-водоотделитель, где отделяется основная масса попутно добываемой воды. Частично обезвоженная нефть поступает в сепаратор-буфер, откуда насосами внешней откачки подается на ЦПС.

Выделившийся газ подается в газопровод. Отделившаяся в аппаратах «хитер-тритер» вода подается на очистные сооружения и далее в систему ППД.

На ЦПС сырая нефть поступает двумя потоками. Первый поток — высокообводненная газонасыщенная нефть непосредственно со скважин цехов добычи нефти (1 и 8) проходит последовательно две ступени сепарации и подготавливается в технологических резервуарах объемом 10 000 м³ каждый (5 шт), откуда поступает в два товарных резервуара объемом 5000 м³. Второй поток нефти поступает с ДНС и подготавливается на двух УПН ГДР. Вся подготовленная нефть откачивается на пункт конечной подготовки нефти (Федоровская КСУ).

На первой ступени Федоровской КСУ газ не отбирается. Из КСУ газ направляется в четыре газосепаратора, а нефть в резервуары (2 нефтяных и 1 буферный) и сдается нефтепроводному управлению.

Подготовка воды, отделившейся в отстойниках Федоровского ЦПС, осуществляется в резервуарах объемом 5000 м³ (4 шт) с дальнейшей ее откачкой в буферные резервуары объемом 5000 м³ (3 шт).

Вода, отделившаяся от нефти первого потока ЦПС, также поступает в другую группу резервуаров объемом 5000 м³ (2 шт). Вода, подготовленная в этих резервуарах, откачивается на КНС.

Технологические параметры подготовки нефти приведены в таблице 5.2.

Основными параметрами процесса, по которым планируется оценивать изменения устойчивости, поступающей на подготовку эмульсии, с ростом доли пласта АС₄₋₈ являются: удельный расход деэмульгатора, глубина сброса воды на ступени предварительного обезвоживания нефти, качество товарной нефти после УПН и резервуаров, необходимый температурный режим, поддерживаемый на ступени глубокого обезвоживания нефти.

Таблица 5.2. Основные технологические параметры подготовки нефти на Федоровском ЦПС.