Способ сбора и подготовки продукции нефтяных скважин

Способ сбора и подготовки продукции нефтяных скважин

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при промысловой подготовке сырой нефти.

Известен способ подготовки сырой нефти, примененный в системе сбора продукции скважин Бароняна-Везирова, где предусматривается ступенчатая сепарация нефти для скважин высокого и низкого давлений, компримирование отсепарированного газа низкого давления и подача его на газоперерабатывающий завод или в газлифтные скважины (Маринин Н.С., Савватеев Ю.Н. Разгазирование и предварительное обезвоживание нефти в системах сбора. - М., "Недра", 1982, с.5-6).

Недостатком этого способа является большие безвозвратные потери с отсепарированным газом легких фракций нефти.

Известен также способ подготовки сырой нефти, включающий многоступенчатую сепарацию нефти несколькими потоками и заключающийся в том, что компримированный газ одного потока подают на ступени сепарации других потоков (А.С. СССР 923567, кл. В01D 19/00, 1982 г.).

Недостатком известного способа является низкая степень извлечения из газа и перевода в нефть ценных углеводородных компонентов С₃, C₄, С₅, С_6+в, являющихся исходным сырьем для получения товарных продуктов при дальнейшей переработке нефти (пропан-бутановая фракция, стабильный конденсат, бензины и др.), а также большие материальные и энергетические затраты, связанные с компримированием газа.

Задачей изобретения является увеличение выхода углеводородной продукции за счет сохранения ее остаточной газонасыщенности, а также снижение материальных и энергетических затрат.

Поставленная задача решается тем, что в способе сбора и подготовки нефти к транспорту, включающем высоконапорный коллектор, низконапорный коллектор, установку предварительной сепарации нефти, установку подготовки нефти, печи подогрева нефти, концевую ступень сепарации, подачу водогазонасыщенной нефти из скважин по высоконапорному нефтесборному коллектору на установку предварительной сепарации нефти, где происходит отделение попутного нефтяного газа высокого давления (порядка 2,2 МПа), который в свою очередь подготавливается на установку комплексной подготовки газа (УКПГ) с последующей подачей его в межпромысловый коллектор (МПК). Водонефтяная смесь с установки предварительной сепарации нефти смешивается с водогазонасыщенной нефтью, поступающей по низконапорному нефтесборному коллектору, и поступает на установку подготовки нефти, где происходит дальнейшая ее дегазация и обезвоживание. Далее, дегазированная и обезвоженная нефть с остаточной газонасыщеностью подается в буферную емкость (резервуар избыточного давления) для сохранения в составе товарной нефти ценных углеводородов C₁ и С₂ с последующей подачей в нефтепровод, а далее на завод стабилизации конденсата (ЗСК) для переработки.

На фиг.1 представлена технологическая схема реализации способа. Технологическая схема включает высоконапорный нефтесборный коллектор (ВНК) 1, низконапорный нефтесборный коллектор (ННК) 2, сепараторы 4 установки предварительной сепарации нефти (УПСН) 3, печи подогрева 5, 6 и 19, установку предварительного отбора газа (УПО) 7, сепараторы первой ступени 8, газовые сепараторы 9, газоотделители 10 и 11, отстойники нефти 12 и 13, резервуар пластовой воды 14, насосы внешней перекачки 15, установку учета нефти 16, резервуары аварийного сброса нефти 17, резервуар, работающий под давлением (буферная емкость) 18, конденсатопровод 20.

Способ осуществляется следующим образом.

Водогазонасыщенная нефть из высоконапорных скважин поступает по высоконапорному нефтесборному коллектору 1 на установку предварительной сепарации нефти 3, где проходит отделение попутного нефтяного газа высокого давления (порядка 2,2 МПа) в сепараторах 4, который направляется для подготовки на УКПГ. Сырье от низконапорных скважин поступает по низконапорному нефтесборному коллектору 2, где объединяется с потоком водонефтяной смеси, поступающей через печи подогрева 5, из УПСН 3 и подается на УПО 7.

Нефть через УПО 7 поступает в сепараторы первичной ступени 8. Выделившейся газ в УПО 7 и сепараторах 8 поступает на очистку от капельной жидкости в газовые сепараторы 9. Жидкость, отделившаяся в газовых сепараторах 9, поступает, соответственно, в поток выхода нефти из сепараторов 8.

Нефть после сепараторов 8 и 9 выводится в общий трубопровод и из него поступает на печи подогрева 6 и далее в газоотделитель 10. Отсепарированная от газа нефтяная эмульсия из газоотделителя 10 поступает в отстойник 12 для обезвоживания путем гравитационного отстоя, происходящего за счет разности плотностей пластовой воды и нефти. Из верхней части аппарата выводится нефть, а из нижней части - вода. Нефть из отстойника 12 поступает в газоотделитель 11, а затем в отстойник 13 для дальнейшего обезвоживания. Пластовая вода из отстойника 13, объединяясь с потоком воды из отстойника 12, выводится в резервуары-отстойники 14, очищается и утилизируется закачкой в поглощающие скважины.

Нефть с остаточной газонасыщенностью из отстойника 13 поступает в цилиндрические или шаровые резервуары, работающие под давлением, так называемые буферные емкости 18 для обеспечения постоянного наличия жидкости на приеме насоса 15, далее через установку учета нефти 16 и печи подогрева 19. Резервуары 17 служат для аварийного сброса нефти.

Нефть с остаточным содержанием метана и этана направляется по нефтепроводу на переработку и извлечение этих углеводородов.

Изменение технологии подготовки нефти по данному способу обеспечивает требования ТУ на нефть по воде и содержанию суммы углеводородов C₁ и C₂.

Способ сбора и подготовки продукции нефтяных скважин, включающий подачу водогазонасыщенной нефти из скважин по высоконапорному и низконапорному нефтесборным коллекторам, трехступенчатую сепарацию, обезвоживание в отстойнике и дегазацию на установке предварительной сепарации нефти и установке подготовки нефти, компримирование отсепарированного газа на компрессорной станции, отличающийся тем, что дегазированную и обезвоженную нефть с остаточной газонасыщенностью подают в буферную емкость избыточного давления, с сохранением ценных углеводородов С₁ и С₂ и последующим направлением по нефтепроводу на переработку.