ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ ЗА СЧЕТ ПЕРЕВОДА УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА БЕЗРЕЗЕРВУАРНУЮ ПОДГОТОВКУ НА ПРИМЕРЕ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Месторождения Западной Сибири отличаются следующими особенностями: высокие темпы роста добычи жидкости и обводненности нефти; заболоченность территории; кустовой способ бурения скважин; сравнительно невысокие давления на устье скважин; сосредоточивание всех объектов подготовки на единых площадочных объектах; большая протяженность нефтепромысловых трубопроводов; изношенностью систем сбора и трубопроводного транспорта до 50–80 %. Все эти особенности определили формирование принципиальной схемы системы сбора нефти на месторождениях Западной Сибири (рисунок 1.).

1 - скважины; 2 - групповая замерная установка; 3 - блок дозирования деэмульгатора; 4 - сепаратор первой ступени; 5 - установка предварительного сброса воды и отбора газа; 6 - дожимная насосная станция; 7 - центральный сборный пункт; 8 - газоперерабатывающий завод.

 

 

Рисунок  1. Принципиальная схема системы сбора нефти на месторождениях Западной Сибири.

 

Продукция скважин поступает на групповую замерную установку 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.

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

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 на расстояние 100км и более.

Комплексные сборные пункты отличаются от ДНС тем, что на них ведется не только первая ступень сепарации, но и обезвоживание нефти. В обводненную продукцию на КСП вводят деэмульгатор.

На ЦСП сырая нефть проходит полный цикл обработки, включающий двух- или трехступенчатую сепарацию, обезвоживание и обессоливание. Нефтяной газ, отделяемый от нефти при сепарации, подается на 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 ППД.

Унифицированной системы сбора нефти, газа и воды не существует, так как каждое месторождение имеет свои особенности: размеры, формы, рельеф местности, природно-климатические условия, сетку размещения скважин, способы и объемы нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей и другие.

С изменением показателей разработки месторождения, происходит так же и изменения условий эксплуатации системы сбора и подготовки скважинной продукции. При этом для постоянного поддержания высокого уровня эффективности работы системы в целом необходимо ее адаптировать под текущий условия путем реконструкций, оптимизаций и совершенствования.

Рассмотрим на примере Самотлорского месторождения один из вариантов оптимизации системы сбора скважинной продукции за счет перевода Установок подготовки нефти (УПН) на безрезервуарную подготовку.

Разработка Самотлорского месторождения ведется с 1969 года. Большие размеры площадей нефтеносности объектов и, как следствие, длительность процесса их изучения и освоения, обусловили определенную стадийность в проектировании и трансформацию начальных систем разработки, что характерно для всех крупных месторождений.

Характерная особенность Самотлорского месторождения является  укрупнение и централизации систем сбора и подготовки скважинной продукции. Так на промысле наблюдается высокая концентрация производственных мощностей, с созданием крупных площадок по подготовке нефти с единичной мощностью по жидкости до 120000 м3/сутки.

На текущий момент на месторождении функционирует 22 объектов подготовки нефти,  включая ДНС, КСП, ЦТП. Перечень площадочных объектов подготовки нефти в пределах Самотлорского лицензионного участка приведен в таблице 1.

Таблица 1.

Перечень площадочных объектов подготовки нефти в пределах Самотлорского лицензионного участка.

ДНС	КСП	ЦТП	Объекты ликвидации (консервации)
4, 39, 1, 28, 19, 27, ДНС «М» 13, 26, 32, 24; УПСВ-1	5, 21, 3, 9, 23, 6, 10, 11, 16 14	НЦТП, БЦТП	ДНС 2, ДНС 17, ДНС 22, ДНС 33, ДНС 34, УПСВ-31.

 

Дожимные насосные станции по Самотлорскому месторождению изначально имели одну принципиальную схему, отличающуюся по разным объектом незначительными деталями. Принципиальная схема ДНС Самотлорского месторождения с резервуарной подготовкой нефти представлена на рисунке 2.

Нефтяная эмульсия со скважин поступает на ДНС, КСП (куда подается реагент - деэмульгатор, способствующий разрушению эмульсии) и далее направляется через устройства предварительного отбора газа (УПОГ) на первую ступень сепарации в нефтегазосепараторы (НГС). Подача реагента-деэмульгатора производится перед первой ступенью сепарации. На технологических площадках цехов   подготовки   и перекачки   нефти    применяются    различные     реагенты. Дозировка реагентов составляет от 10 до 70 г/тн, в зависимости от используемого реагента, качества нефти и времени года.

 

Рисунок 2. Принципиальная схема ДНС Самотлорского месторождения с резервуарной подготовкой нефти.

 

Разгазированная в сепараторах НГС жидкость поступает в отстойники предварительного сброса воды ОГ, откуда вода подается на очистные сооружения: резервуары (РВС), а нефть поступает в аппараты концевой сепарационной установки (КСУ) или буферные емкости (БЕ) для окончательной дегазации.  Далее нефть на ДНС накапливается в резервуарном парке. Подготовленная нефть с резервуарного парка, насосами внешней откачки через оперативный узел учета (УУН) и БККН откачивается на ЦТП. Пластовая вода очищается от нефтепродуктов и механических примесей в очистных резервуарах. С очистных сооружений, насосами подтоварной воды (НПВ) жидкость направляется, через узел учета на кустовую насосную станцию (КНС). Уловленная в РВС очистных сооружений нефть, через отборные стояки поступает на прием насосов уловленной нефти и подается во входной коллектор площадки для повторной подготовки.

Попутный нефтяной газ, отделяемый от нефти в сепараторах первой ступени сепарации КСП, ДНС через узлы учета газа поступает в газопроводы внутрипромыслового сбора и транспорта газа. Газ второй и третьей ступеней сепарации с использованием ВКС дожимается и подается в газопровод.

С переходом Самотлорского месторождения на позднюю стадию разработки, характеризующейся форсированным отбором жидкости и интенсивным ростом обводненности продукции скважин произошло изменение условии эксплуатации системы сбора и подготовки скважинной продукции.  Объемы подготавливаемой нефти на ДНС существенно сократились, в результате чего загрузка по технологическим РВС снизилась в среднем ниже 30%. Обратная ситуация была по РВС очистных сооружений загрузка выросла выше проектных значений, параллельно росту обводненности скважинной продукции поступающей на ДНС с промысла. Данные изменения   вызвали необходимость выработки оптимизационного решения для повышения эффективности работы системы в целом.

Так на Самотлорском месторождении был применен один из вариантов оптимизации системы сбора скважинной продукции за счет перевода Дожимных насосных станций на безрезервуарную подготовку. Была выполнена программа по реконструкции 8 Дожимных насосных станции, с один принципиальным решением. Принципиальная схема ДНС Самотлорского месторождения с безрезервуарной подготовкой нефти приведена на рисунке 3.

Рисунок 3.  Принципиальная схема ДНС Самотлорского месторождения с безрезервуарной подготовкой нефти.

 

По программе реконструкции ДНС неэффективно работающие технологические резервуары были исключены из технологической цепочки подготовки нефти. Нефть с концевых сепарационных установок или буферных емкостей напрямую перенаправили на прием насосов внешней откачки в Центральный товарный парк. Так же это позволило сократить технологические потери легких углеводородов возникающие при эксплуатации нефтяных вертикальных резервуаров. Высвободившиеся мощности резервуарного парка переводились под очистные сооружения, что позволило существенно повысить качество подготовки подтоварной воды закачиваемой в систему ППД.  Еще одним преимуществом данной оптимизации является низкие капитальные вложения требуемые для реализации. Это обусловлено тем, что требуемое для реализации данной схемы оборудование является существующим, а экономический эффект достигается за счет перенаправления потоков воды и нефти. 

Таким образом на примере оптимизации системы сбора и подготовки скважинной продукции Самотлорского месторождения за счет перевода Дожимных насосных станций на безрезервуарную подготовку  очевидно, что данное решение является очень эффективным с экономической и технической сторон.

Основная дальнейшая стратегия по объектам системы сбора и подготовки скважинной продукции Самотлорского месторождения направлена на формирование сбалансированного производственного процесса, нацеленного на достижение максимального уровня экономической отдачи. Для поддержания оптимального и безаварийного технологического режима работы установок требуется постоянно актуализировать программу оптимизации площадочных объектов системы сбора и подготовки в соответствии с планами по разработке месторождения.