Назвать основные причины кольматации призабойной зоны скважин. 85.Системы сбора нефти и ее промысловая подготовка

85.Системы сбора нефти и ее промысловая подготовка. Промысловая подготовка нефти. Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и механических примесей (песка, окалины и пр.). В таком виде транспортировать про­дукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам нель­зя. Во-первых, вода — это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти, газа и воды име­ют место значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. Кроме того, велико сопро­тивление, создаваемое газовыми шапками, защемленными в верши­нах профиля и скоплений воды в пониженных точках трассы. В-третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы механических примесей — абразивный износ оборудования.

Целью промысловой подготовки нефти является: дегазация; обезвоживание; обессоливание; стабилизация. Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от неф­ти. Аппарат, в котором это происходит, называется сепаратором, а сам процесс разделения — сепарацией.

Сепараторы бывают: вертикальные; горизонтальные; гидроциклонные.

Обезвоживанием называется процесс отделения воды от нефти. При извлечении из пласта, движении по насосно-компрессорным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды образуется водонефтяная эмульсия — механическая смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей. В эмульсиях принято различать дисперсионную (внешнюю, сплош­ную) среду и дисперсную (внутреннюю, разобщенную) фазу. По ха­рактеру дисперсионной среды и дисперсной фазы различают два типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмуль­сии, в основном, зависит от соотношения объемов фаз, а также от тем­пературы, поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и др. Одной из важнейших характеристик эмульсий является диаметр ка­пель дисперсной фазы, так как от него зависит скорость их осаждения. Для разрушения эмульсий применяются следующие методы: гравитационное холодное разделение; внутритрубная деэмульсация; термическое воздействие; термохимическое воздействие; электрическое воздействие; фильтрация; разделение в поле центробежных сил.

Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмуль­сию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При сме­шении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается. При обессоливании содержание солей в нефти доводится до вели­чины менее 0, 1%. Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких (пропан- бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке. Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагрева­ют до температуры 40...80 °С, а затем подают в сепаратор. Выделяющие­ся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направ­ляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конден­сируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод. При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной ста­билизационной колонне под давлением и при повышенных темпера­турах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки. К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38 °С не должно превы­шать 0, 066 МПа (500 мм рт. ст.).

1. Системы сбора нефти на промыслах В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная, напорная.При самотечной двухтрубной системе сбора продук­ция скважин сначала разделяется при давлении 0, 6 МПа. Выделяющий­ся при этом газ под собственным давлением транспортируется до ком­прессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального пункта сбора (ЦПС).За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты элек­троэнергии на ее транспортировку. Однако данная система сбора имеет ряд существенных недостатков: 1) при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет увеличения обводненности, например) система требует рекон­струкции; 2) для предотвращения образования газовых скоплений в трубо­проводах требуется глубокая дегазация нефти; 3) из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание тру­бопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности; Высоконапорная однотрубная система сбора Ее отличительной осо­бенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6...7 МПа) устьевых давлений. Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отка­заться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести опера­ции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокраща­ется металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства нефтеперкачивающих и компрессорных станций на тер­ритории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90% по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контроль­но-измерительной аппаратуры. Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

Напорная система сбора разработанная институтом Ги-провостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоя­нии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенной нефти в однофазном состоянии до ЦПС на расстояние 100 км и более.Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной неф­теперекачивающей станции (ДНС), где при давлении 0, 6...0, 8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транс­портируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепа­раторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Вы­делившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепарато­ров 2-й ступени 10...12 м) в сырьевые резервуары.

Применение напорной системы сбора позволяет: сконцентрировать на ЦПС оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км; применять для этих целей более высокопроизводительное обору­дование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и экс­плуатационные расходы; снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора, бла­годаря отказу от строительства на территории промысла компрес­сорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления; увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязко­сти нефти, содержащей растворенный газ.

Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуа­тационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦПС и соответственно большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищен­ной пластовой воды до месторождений для использования ее в систе­ме поддержания пластового давления.