Влияние волн и течений

Поскольку райзеры находятся на большой глубине ниже поверхно­сти моря, они не «ощущают» волны с периодом менее 7 с. Качка элемента плавучести зависит от высоты и периода волны. В случае очень большого периода волн элемент плавучести обычно перемещается вместе с волной, в то время как при периоде волн приблизительно 12 с (что характерно для волн при сильном урогане) перемещение элемента плавучести составляет примерно только 1/3 волнового движения.

Следовательно, достоинство конструкции NSCсостоит в том, что развивающиеся под прямым воздействием волн усталостные напряжения не существенны и экстремальные смещения системы под воздействием ураганных волн будут довольно малыми.

Другим соображением является вертикальная составляющая силы волнового воздействия. В связи с уменьшением волнового давления с глубиной вертикальные составляющие динамических нагрузок на элемен­ты плавучести и райзеры под воздействием воли невелики. Следователь­но, изменения в натяжении райзера будут незначительными и проблема потери эффективного натяжения у основания райзера вообще может не рассматриваться. Например, волна высотой 22 м и периодом 12 с приве­дет к изменению растягивающего усилия менее чем на 130 кН (для двой­ной амплитуды).

Система NSCнаиболее восприимчива к воздействию сильных те­чений. В глубоководных районах Мексиканского залива возможны так называемые круговые течения, для которых характерны значительные со­противления в верхней части столба воды.

Для того чтобы проиллюстрировать благоприятное поведение рай­зера в системе NSC, оценено воздействие на элемент плавучести наихуд­шей комбинации - характерных волн высотой 11,9 м и течения со ско­ростью 6 км/ч. Даже в исключительно неблагоприятных условиях по­ведение райзера вполне приемлемо.

357

Глава 7. Системы сбора и первичной подготовки пластовой продукции

Технология сбора и первичной подготовки пластовой продукции морских месторождений отличается от аналогичных работ на суше, одна­ко существо проблемы - то же: доведение кондиции нефти до показателей товарной продукции, накопление (хранение) её" с последующей транспор­тировкой к пунктам переработки (потребления).

Технологический процесс сбора и обработки нефти и газа заклю­чается в последовательном изменении состояния продукции нефтяной скважины и отдельных её составляющих (нефть и газ), завершающийся получением товарной продукции. Тогда технологический поток после разделения продукции скважины может состоять из нефтяного и газового потоков. Под нефтяным материальным потоком понимается нефть после предварительного отделения от нее пластовой воды на замерной установ­ке или нефть с примесью пластовой воды.

Технология сбора и обработки нефти и газа состоит из трех после­довательных этапов:

1) разделение;

2)сбор;

3) доведение нефти и газа до нормированных свойств, устанавли­ваемых для товарной продукции.

В последнем случае нефтяной поток подвергается очистке от пла­стовой воды и минеральных солей, а также извлечению из него углеводо­родов (стабилизация) для того, чтобы придать нефти стабильность, позво­ляющую уменьшить потери углеводородов на всем пути ее движения к пункту переработки. Газовый поток подвергается отбензиниванию с це­лью получения товарного газа и сжиженных углеводородов. Следователь­но, третий этап является завершающим этапом сбора нефти и газа. Этот этап называется обработкой нефти или газа.

Процесс обработки газа не следует смешивать с процессом его пе­реработки, при котором происходят глубокие изменения его химического состава и физических свойств.

Местом обработки нефти служит нефтесборный пункт; газа -газобензиновый завод или газобензиновая установка.

Перемещение нефти и газа от замерных установок к пунктам их обработки называют сбором нефти или сбором газа, в отличие от процесса перемещения товарной продукции за пределами промысла, который на­зывают транспортом нефти или транспортом газа.

Система сбора и обработки нефти и газа представляет комплекс взаимосвязанных аппаратов, механизмов, машин и сооружений, обеспе­чивающих выполнение условий, предусмотренных проектом.

358

Оценка удачного выбора технологической схемы системы сбора и обработки нефти и газа (по проекту и при его реализации) оценивается технико-экономическими показателями, к которым относятся:

а) удельная себестоимость сбора и обработки нефти и газа;

б) удельный расход металла;

в) степень автоматизации системы;

г) удельное количество обслуживающего персонала;

д) удельный расход электроэнергии и т.д.

Для разработки проекта технологической схемы и последующей ситемы сбора и обработки нефти и газа необходимо использовать сле­дующие исходные данные.

1. Динамика добычи нефти, газа и пластовой воды по годам до конца разработки нефтяного месторождения.

2. Динамика количества скважин по способам добычи нефти по годам до конца разработки нефтяного месторождения.

3. Динамика давления на головках фонтанных скважинах по годам за период разработки.

4. Динамика пластовых давления и температуры в течение периода разработки.

5. Глубины забоев и фильтров скважин.

6. Изменение температуры по стволу фонтанных и насосных скважин.

7. Состав пластовой нефти, ее плотность и вязкость в фактических пределах температур, содержание парафина, смол, асфальтенов, темпера­тура застывания и влияние на нее термообработки, температура вспышки, кислотность.

8. Динамика газового фактора при атмосферных условиях раз гази­рования пластовой нефти, состав газа и его плотность.

9. Данные исследования многоступенчатой сепарации газа из неф­ти фонтанных скважин, а также сепарации газа под вакуумом из нефти, приведенной к атмосферным условиям.

10. Вязкость нефтяной эмульсии в зависимости от температуры и от отношения ее фаз, свойства эмульсии. Изменение вязкости и свойств эмульсии на пути от скважины до пункта сбора нефти.

11. Ионный состав пластовой воды, ее плотность, щелочность, коррозионность и др.

12. Климатические и метеорологические данные за последние годы и др. Основной частью разработки проекта системы сбора и обработки

нефти и газа является анализ и оценка исходных параметров.

При создании систем сбора, подготовки и транспорта нефти в ка­честве исходных данных для расчетов принимают условно постоянные показатели, отнесенные к определенному периоду разработки месторож­дения. Поэтому они эффективно работают лишь в период совпадения фактических и проектных показателей, а в остальное время недогружены или перегружены. Показатели процесса разработки месторождения изме-

359

няются во времени, порой в значительных пределах. Универсальной сис­темы сбора и транспорта на весь период разработки месторождений не существует.

Применительно к разработке морских месторождений системы сбора и обработки нефти и газа имеют самое разнообразное оформление: эти процессы (частично или полностью) осуществляются в условиях моря (на установках эксплуатации конкретного пласта, на специально постро­енных для этого платформах) или в местах доставки углеводородов - на суше.

Поэтому после определённого времени разработки возникает не­обходимость изменений в системе сбора, подготовки и транспорта нефти и газа.

Основными факторами, оказывающими существенное влияние на систему сбора и транспорта, являются:

1. энергетические возможности месторождения, начальное давле­ние в системе сбора, группирование скважин;

2. взаимодействие с системами воздействия на залежь;

3. применяемый способ сбора и транспорта продукции скважин;

4. совмещенность систем промыслового сбора и транспорта с под­готовкой продукции скважин;

5. месторасположение установок сепарации и подготовки продук­ции скважин.

Принципиальная технологическая схема сбора и транспорта нефти выбирается в соответствии со способом добычи нефти, обеспечивающим проектные показатели разработки нефтяного месторождения.

Системы сбора, подготовки, транспорта нефти и газа, очистки сточных вод предназначены для выполнения следующих операций:

1. измерение количества жидкости (нефти и воды) и газа, посту­пающих из каждой скважины;

2. транспорт нефти и газа, воды от скважин к сборным пунктам;

3. сепарация нефти и газа;

4. подготовка (обезвоживание) и отгрузка нефти;

5. подготовка газа;

6. очистка и утилизация сточной воды.

В случае добычи нефтей с высокой температурой застывания не­обходимо улучшение транспортабельных свойств, т.е. подготовка нефти к транспорту.

Из комплекса задач, решаемых при освоении отдаленных глубоко­водных нефтяных и газовых структур, организация сбора, транспорта и хранения нефти представляется задачей не менее сложной, чем организа­ция бурения самих скважин.

Создание надводных нефтехранилищ или прокладка до суши под­водных трубопроводов большой длины экономически не всегда оправда-

360

ны. Возникает необходимость в создании подводного комплекса соору­жений по сбору и обработке нефти с организацией налива ее в танкеры.

Решению этой сложной проблемы уделяется самое серьезное вни­мание, и достигнутые успехи позволяют говорить о зарождении нового направления в освоении океанских богатств.

Под организацией сбора нефти, газа и воды (при наличии послед­ней) подразумевается осуществление системы газонефтепроводов, по ко­торым углеводороды и вода транспортируются от скважин до технологи­ческих установок подготовки нефти, газа и воды. Технологические уста­новки - это комплекс оборудования и аппаратов, в которых непрерывно и последовательно осуществляются физико-химические процессы, обеспе­чивающие получение товарной (в соответствии с действующим стандар­том) продукции, т.е. «чистых» нефти, газа, воды. В установках происхо­дит разрушение водонефтяных эмульсий; производится осушка (от паров воды) и очистка (от механических примесей, IbSи С0₂) газа и выделение углеводородного конденсата. Известны несколько вариантов подготовки газа; один из них - адсорбция сероводорода водной эмульсией двухва­лентного железа, что исключает возможность образования элементарной серы на всех стадиях с получением газообразного сероводорода высокой концентрации с последующей переработкой его в товарную серу.

Разделение водонефтяных эмульсий осуществляется путем исполь­зования различных физико-химических процессов; принимаются меры по депарафинизации нефти, газа и газоконденсата; используются различные химические реагенты (метанол и др.) для предупреждения гидратных от­ложений и т.д. Для подготовки нефти начинают использовать электроаку­стические поля и другие физико-химические методы.

Непосредственно в условиях моря осуществляются не все приня­тые в нефтегазопромысловой практике технологические операции по под­готовке пластовой продукции. В целом направление работ сводится к соз­данию комплекса отдельных подводных сооружений, включающих под­водные устьевые системы, подводные нефтехранилища, устанавливаемые в центре нефтеносной структуры, с подведением к ним трубопроводов от скважин стационарных буровых платформ либо от подводной устьевой системы.

За последние годы появились интересные конструктивные реше­ния глубоководных сооружений, в которых подводные нефтехранилища совмещены со стационарными многокустовыми буровыми платформами.

Технологические схемы сбора, хранения и транспорта углеводоро­дов изменяются в зависимости от климатических условий, предыстории развития морского промысла, размеров залежи, свойств углеводородов, расстояния до суши и многих других.

Проследим за технологической схемой сбора, хранения и транс­порта, принятой на успешно работающей в течение многих лет МТ СП «Вьетсовпетро». Месторождение обустраивалось морскими стационар­ными платформами (МСП), предназначенными для бурения куста сква-

361

жин, добычи, замера и сбора продукции, сепарации и откачки нефти. На МСП применяется механизированный способ добычи нефти, внедряется газлифт.

Залежь обладает большим запасом пластовой энергии, достаточным для совместного сбора продукции скважин в виде газожидкостной смеси в пределах месторождения. Это позволило использовать блок-кондукторы, предназначенные для бурения скважин с помощью СПБУ, добычи и замера продукции. Нефтегазовая сместь с блок-кондукторов поступает по подвод­ным трубопроводам на центральную технологическую платформу (ЦТП-2), где сепарируется от газа, а в перспективе будет проходить полный цикл, включая обезвоживание нефти и очистку дренажной воды.

Система сбора представляет собой разветвленную сеть технологи­ческих трубопроводов и оборудования, предназначенного для сбора про­дукции отдельных скважин, доставки ее до пунктов сепарации, подготов­ки и хранения нефти. Широкое распространение получил прогрессивный способ сбора продукции скважин - совместный транспорт нефти и газа.

Построено десять МПС с номерами 1,3-11, которые в основном расположены в северной и восточной частях месторождения. МСП после­довательно соединены трубопроводами диаметром 216x16 и 325x16мм.

Трубопроводы используются для сбора и перекачки сепарирован­ной нефти на УБН и при необходимости для перераспределения газожид­костной смеси между сепарационными установками МПС. Соединения трубопроводов осуществляется на МПС, за исключением двух подводных манифольдов (PLEM), установленных около установок беспричального налива (УБН). PLEMс северной части месторождения связан двумя тру­бопроводами с МПС-8 и МСП-6, aPLEMв южной части - двумя с ЦТП-2 и одним с МСП-1.

Проектная производительность трубопроводов по нефти составля­ет 2000, 5000, 7500 т/сут. Испытательное давление большинства трубо­проводов 4,0 МПа. Есть трубопроводы и с меньшим испытательным дав­лением после ремонта, и трубопроводы, соединенные с PLEM. Расстояние между МСП обычно не превышает 3 км. Наибольшую длину (до 7,5 км) имеют трубопроводы, соединяющие МСП южной и северной частей ме­сторождения и используемые для перераспределения сепарированной нефти между УБН и для подачи газожидкостной смеси с БК на сепарационные мощности МСП. Все трубопроводы не имеют тепловой изоляции и не заглублены в дно, в нарушение правил строительства подводных тру­бопроводов. В наиболее ответственных местах для перераспределения по­токов система сбора имеет дополнительные трубопроводные связи: МСП-4 - МСП-6 - УБН - 2, МСП-4 -МСП-8 - УБН-2.

Система сбора сепарированой нефти и подачи ее на УБН строится по линейному принципу, согласно которому МСП подают нефть в сбор­ный трубопровод. Пропускная способность трубопроводов зависит и от параметров насосов, напор которых ограничен рабочим давлением трубо­проводов. Большая нагрузка по давлению приходится на насосы, распо-

362

ложеные на наиболее удаленных от УБН МСП-9-11, Для снижения давле­ния откачки построен трубопровод УБН МСП-9-МСП-8.

На МСП в основном установлены насосные агрегаты НПС с еди­ничной производительностью по 35 и 65 т/час и напором соответственно 400 и 500 м столба перекачиваемой жидкости. Суммарная производитель­ность насосов НПС с напором 500 м столба перекачиваемой жидкости со­ставляет 34320 т/сут, с напором 400 м - 8400 т/сут. На МСП, ближайших к установкам беспричального налива нефти, установлены и высокопроизво­дительные низконапорные насосы типа НК. В трубопроводе создаются условия для образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Для перекачки нефти с МСП-7 и МСП-11 разработана техноло­гия и подобраны депрессаторы для улучшения реологических свойств высокопарафинистых нефтей.

Совместный транспорт смеси нефти и газа в ряде случаев осущест­вляется на месторождении при температуре ниже температуры застыва­ния нефти, что приводит к повышению перепада давления в системе сбо­ра. Отмечено образование плотных АСПО на внутренней поверхности трубопроводов.

Сепарация нефти. По физико-химическим свойствам нефти под­разделяются на различные группы. По плотности нефти месторождения классифицируются как легкие (фундамент и нижний олигоцен) и средние (нижний миоцен). По вязкости относятся к группе легких и средних толь­ко при температуре выше 40°С, так как при низких температурах, вслед­ствие увеличения вязкости, их относят к тяжелым. Нефти имеют среднее газосодержание и не склонны к пенообразованию.

Нефть проходит трехступенчатую сепарацию, из которых первая и вторая ступени на МСП, третья - на УБН. Пропускная способность сепа­ратора нефтегазовой смеси определяется путем согласованного расчёта пропускной способности по жидкости и газу на основании базисного вре­мени пребывания жидкости в сепараторе, рабочего давления, степени за­полнения аппарата и максимально допустимой скорости движения газа.

Сепарация нефти осуществляется на ЦТП-2 и на всех МСП. На МСП на первой ступени применяются сепараторы типа НГС объемом 12,5 и 25 м . Давление сепарации изменяется от 0,4 до 1,6 МПа. На второй сту­пени сепарация нефти осуществляется в аппаратах объемом 100 м³, вы­полняющих и роль буферных емкостей.

Давление на ступенях сепарации нефти определяется из условия обеспечения максимального выхода жидких углеводов и возможностей бескомпрессорного сбора газа. Нефть добывается из различных объек­тов разработки. Буферные давления скважин различны, а возможности по распределению продукции скважин по ступеням сепарации ограни­чены. Поэтому значения давлений на первой ступени определяются не­обходимостью обеспечения фонтанирования скважин с низким буфер­ным давлением.

363

Суммарная проектная производительность сепараторов первой ступени, установленных на МСП, составляет 29800 т/сут по жидкости. Загрузка большинства сепараторов меньше проектной.

Производительность сепарационных установок на большинстве платформ составляет 2400 т/сут. На МСП-1 после реконструкции она уве­личена до 5600 т/сут, а на МСП-9 - до 5000 т/сут. На ЦТП-2 установлено 2 двухфазных сепаратора НГС объемом на 25 м\ и один трехфазный се­паратор объемом 80 м³, с общей производительностью 15000 т/сут по неф­ти. Такой набор оборудования позволяет производить раздельную сепара­цию обводненной и безводной продукции.

Суммарная производительность сепарационного оборудования со­ставляет около 45000 т/сут, а размещение их не соответствует распреде­лению добычи нефти по объектам обустройства. Основной объем нефти добывается на юге месторождения, а МСП с сепарационным оборудова­нием расположены, в основном, в северной и восточной частях месторож­дения. Одной из задач совершенствования системы сбора является более равномерное распределение добычи нефти по объектам сепарации. Вне­дрение газлифтного способа эксплуатации скважин создаст дополнитель­ную нагрузку на сепарационное оборудование. Но внедрение газлифта позволит поднять давление на первой ступени сепарации, что увеличит пропускную способность сепараторов по газу. Определять пропускные способности сепараторов можно по конкретной загрузке после получения планируемых отборов и внедрения газлифта.

Обезвоживание и отгрузка нефти, очистка сточной воды. Об­водненность добываемой нефти постоянно увеличивается. Особенно ве­лико содержание воды в нефти, добываемой на МСП-3, 4, 6. В северной его части обводненность выше, чем в южной, но средняя по месторожде­нию обводненность нефти невелика. Товарная нефть должна содержать не более 0,5 % воды вместе с механическими примесями, что достигается путем обезвоживания. Для разрушения эмульсии в продукцию скважин на МПС подается реагент-деэмульгатор.

Обезвоживание производится на УБН с танкерами-хранилищами и на ЦТП-2. Производительность ЦТП-2 по нефти составляет 5,48 млн. т/год (15000 т/сут), по воде номинальная 2,9 млн. т/год (8000 т/сут), мак­симальная до 4,38 млн. т/год (12000 т/сут).

Утилизация сточной воды на ЦТП-2 и на УБН осуществляется пу­тем сброса ее за борт, что и определяет требования к степени очистки во­ды от нефти (не более 15 мг/л).

Установки беспричального налива (УБН) предназначены для приема, подготовки (обезвоживания), хранения и отгрузки товарной неф­ти, а также для очистки подтоварной воды и сброса ее за борт. УБН со­стоит из трех основных частей: монобуя с цепями, гибкими шлангами и PLEM, танкера с дополнительным технологическим оборудованием и швартовой системой комплекса. Монобуй удерживает танкер в заданной точке. PLEMпредназначен для закрепления узла стыковки подводных

364

трубопроводов, по которым нефть поступает с месторождения, с гибкими шлангами, соединенными с танкером.

На танкере предусмотрены системы приема и учета сырой нефти, замера температуры, количества нефти и воды в танках, подогрева сырой нефти на входе и в танках, обезвоживания нефти с распределением товар­ной нефти по грузовым танкам, дозирования химреагентов, очистки под­товарной и балластной воды с контролем ее качества, отгрузки нефти в челночные танкеры с коммерческим узлом учета.

Кормовая швартовая система служит для удержания челночных танкеров во время отгрузки нефти с УБН. Четыре грузовых насоса УБН имеют производительность от 2000 до 3000 м7час, обеспечивают пере­качку нефти по танкам, откачку нефти при отгрузке из любого танка.

На танкерах имеются 3 0-13 грузовых танков, 1-2 технологических для обезвоживания нефти. Рабочая максимальная вместимость каждого из них составляет 98% от общего объема танка. Для приема нефти имеются два аварийных танка и другие сервисные танки для хранения мазута, диз-топлива и воды. Все УБН имеют однотипные монобуи, что обеспечивает их взаимозаменяемость при перестановке танкеров с одной точки на дру­гую. На УБН имеются установки по очистке сточной воды. УБН различа­ются по некоторым показателям, в частности по объему танков и вмести­мости их (табл. 7.1).

Таблица 7.1 Некоторые характеристики УБН

№	Показатели	Чиланг	Чилинь	Бави
1	Год постройки	1976	1974	1976
2	Срок сертификата (ремонт на класс)	До 2003	До 2002	До 2000
3	Дедвейт, т	157000	150500	154000
4	Объем танков, м3:100% заполнения 98% заполнения	183556 179880	188686 184913	183660 179897
5 6	Объем технологических танков, м3 : 100% заполнения 98% заполнения	41890 41052	22415 23668	41890 41052
	Вместимость товарных танков, т	159927	162954	159927
7	Технологический остаток, т	21953	21953	21953
8	Максимальная разовая отгрузка, т	80000	80000	80000
9	Производительность по приему жидкости, т/сут	15000	15000	15000
10	Допустимая обводнённость, %	10	20	10
11	Содержание газа в нефти, нм3/м3	ДоЗ	ДоЗ	ДоЗ
12	Обводнённость товарной нефти, %	0,5	0,5	0,5
13	Содержание нефти в сбрасываемой в море воде (не более), мг/л	15	15	15
14	Производительность откачки товарной нефти, т/час	2000- 5000	2000- 5000	2000- 5000
15	Дедвейт танкеров накопителей, т	110000	110000	110000
16	Максимальное давление в шлангах от PLEMдо танкера, МПА	1,0	1,0	1,0

365

Каждый из танков требует переосвидетельствования на класс с пе­риодичностью в 5 лет.

Переосвидетельствование танкеров совмещается с их ремонтом и пе­реоборудованием. Эти работы выполняются в два этапа: 1 - на плаву, 2-е постановкой в сухой док в третьей стране. Общая продолжительность ре­монтов, с учетом погодных условий по снятию и постановке танкеров на точку, составляет один год.

Максимальное количество нефти, которое может хранить один танкер, составляет от 134000 до 130000 т, в том числе технологический остаток. В соответствии со сложившейся мировой практикой и дейст­вующим положением по отгрузке нефти челночные танкеры должны ста­виться под загрузку в течение трёх суток. По условиям отгрузки на УБН должно быть не менее 100000 т подготовленной нефти. При суточном по­ступлении нефти с месторождения в количестве 15000 т/сут возникают осложнения с приёмом нефти. С учетом существующей на месторожде­нии системы сбора и транспорта нефти, погодных условий, периодично­сти подхода, швартовки, отгрузки нефти и отхода челночных танкеров одна установка беспричального налива в состоянии обеспечить отгрузку 4,8 млн. т/год.

Сбор и утилизация газа. Для бескомпрессорного сбора попутного газа необходимо иметь оптимальное давление на первой ступени сепара­ции (как основном источнике газа) и минимальное число ступеней сепа­рации (для уменьшения числа источников газа с разными давлениями). Одновременно удовлетворить этим требованиям невозможно. Поэтому в каждом случае необходимо технико-экономическое обоснование системы сбора газа на месторождении.

Существующая на месторождении система сбора, сепарации и транспорта продукции скважин не рассчитана на сбор и использование всего объема попутного газа и, в основном, решает задачи по добыче неф­ти. Необходимость подачи газа на берег оказывает влияние на дальнейшее развитие системы сбора продукции скважин, сепарации нефти, сбора и транспорта газа.

На месторождении утилизация попутного газа сводилась в основ­ном к его сжиганию. В южной части месторождения на ЦТП-2 попутный газ после установки подготовки газа поступает в специальную факельную систему производительностью до 3 млн. м³газа в сутки (2,4 млн. м³/сут газа первой ступени сепарации и 0,6 млн. м³/сут газа второй ступени). На каждой МСП имеются факельные системы производительностью до 300 тыс. м³/сут. Для сжигания избыточного количества газа первой ступени сепарации ряд МСП связаны газопроводами друг с другом и с факельной системой МСП-6 (производительность 1,7 млн. м³/сут). Газ низкого дав­ления на всех МСП сжигается на собственных факельных системах.

Суммарная производительность двух специальных факельных сис­тем на МСП-6 и на ЦТП-2, а также штатных факельных систем на 10

366

МСП составляет около 7,7 млн. м³/сут. Однако распределение объемов добываемого попутного газа на месторождении неравномерное.

Утилизация попутного газа. На береговые электростанции с по­мощью бескомпрессорного транспорта подан газ в объеме до 0,85 млн. м³/сут. Продукция скважин фундамента с высоким буферным давлением сепарируется в нефтегазовом сепараторе при давлении 3,7 МПа и посту­пает для охлаждения в трубопровод ЦТП-2-БК-3-ЦТП-2. Охлажденный до 24-26°С газ очищается от выделившегося конденсата и капельной нефти в газовом сепараторе, а затем под давлением 3,3-3,4 МПа поступает в газо­провод ЦТП-2 - берег.

При разработке технологических процессов сбора, подготовки и транспорта пластовой продукции необходимо придерживаться следую­щих принципов:

- максимальное использование пластовой энергии для сбора и транспорта продукции скважин;

• совместный транспорт продукции скважин на необходимые рас­стояния;

• ступенчатая сепарация нефти с последующим транспортом газа по возможности без применения компрессоров;

• совмещение технологических процессов (сбор продукции сква­жин и обработка ее реагентами, предварительное разделение, обезвожи­вание и очистка сточных вод);

• обеспечение герметичности всей системы:

• максимальная централизация объектов и уменьшение их числа;

• максимальное использование и утилизация извлеченных углево­дородов;

• раздельный сбор обводненной и безводной продукции.

Система сбора продукции скважин. Основными факторами, ока­зывающими существенное влияние на систему сбора и транспорта нефти являются:

1. энергетические возможности объектов разработки, начальное давление в системе сбора, возможность группирования скважин;

2. взаимодействие с системами воздействия на залежь;

3. применяемый способ сбора и транспорта продукции скважин;

4. совмещение систем сбора и транспорта с подготовкой продук­ции скважин;

5. месторасположение установок сепарации и подготовки продук­ции скважин.

Пропускная способность и диаметры трубопроводов, предназна­ченных для транспорта нефтегазовых смесей и нефтей в условиях мор­ской добычи, определяются по допустимым значениям скорости движе­ния потока и перепада давления.

Гидравлический расчёт трубопроводов выполняется на макси­мальную, за весь период эксплуатации, производительность и вязкость обводненной продукции, или на максимальную вязкость и соответствую-

367

щую ей производительность, с учетом потерь давления на местных сопро­тивлениях. Во избежание возможных осложнений к максимальной произ­водительности перекачки применяется «надбавочный» коэффициент: -1,2, если трубопроводы могут быть использованы для транспорта продукции с других объектов обустройства (транзит продукции других МСП или БК). Рекомендации ограничивают скорость движения смеси или нефти, удель­ный перепад давления, а остальное определяют исходя из физико-химических свойств нефтей, реальных условий и инженерной практики.

Решение проблемы состоит в применении мероприятий по сниже­нию потерь давления в системе сбора, что можно достичь различными способами.

1. Путём строительства дополнительных трубопроводов, соеди­няющих БК с ЦТП-2, что потребует строительства специального опорного блока для монтажа большого количества стояков на ЦТП-2.

2. Применением двухфазных насосов для перекачки газожидкост­ной смеси. Транспорт ГЖС в условиях месторождения (высокое газосо­держание пластовых смесей, применение газлифта, термобарические ус­ловия) осуществляется при расходном газосодержании Р > 0,9. Для пере­качки такой смеси потребуются насосы большой производительности с высоким удельным расходом электроэнергии.

3. Путем изменения свойств продукции - снижения расходного га­зосодержания, переход на транспорт газонасыщенной нефти.

Для снижения расходного газосодержания рекомендуется на БК отделить газ в устройствах предварительного отбора газа (УПОГ). В УПОГ продукция скважин разделяется на газ и газонасыщенную нефть и транспортируется по отдельным трубопроводам. Для совершенствования системы сбора продукции скважин на месторождении в зависимости от изменения условий необходимо применять различные технологии сбора продукции скважин: транспорт газонасыщенной нефти, транспорт ГЖС с пониженным газосодержанием за счет энергии пласта или использование двухфазных насосов.

Сепарация нефти. Сепарация как технологический процесс раз­деления продукции скважин на газовую и жидкую фазы должна обеспе­чить:

• максимальное получение жидких углеводородов (это достигается числом ступеней и параметрами сепарации, нормированием уноса ка­пельной жидкости);

• снижение упругости нефти (давления насыщенных паров) до ве­личины, обеспечивающей допустимые технологические потери при под­готовке, транспорте и хранении нефти;

• обеспечение условий для сбора попутного газа.

По физико-химическим свойствам, влияющим на эффективность сепарации, нефти подразделяют на следующие группы:

а) по плотности (ρ) и вязкости (μ): легкие (ρ < 850 кг/м³, μ < 10 мПа·с); средние (ρ< 890 кг/м³, μ< 45 мПа·с); тяжелые (ρ> 890 кг/м³, μ> 45 мПа·с);

368

б) по склонности к пенообразованию: непенистые; пенистые;

в) по обводненности: безводные, обводненные;

г) по газосодержанию G: низкое (G< 100 м³/м³ ); среднее (100 ≤ G≤ ≤ 400 м³/м³); высокое (G> 400 м³/м³).

Для получения максимального выхода жидких углеводородов применяется многоступенчатая сепарация продукции скважин, при кото­рой нефть обогащается высококипящими компонентами, а с газом отво­дится наиболее легкая часть пластовой смеси. Выход жидкости больше и давление насыщенных паров нефти ниже, чем при однократной сепара­ции. На месторождении добываются нефти из нескольких объектов с раз­личными физико-химическими свойствами. Энергетические показатели скважин различны, что ограничивает давление сепарации. Поскольку в условиях морской добычи отсутствуют площади для размещения техно­логического оборудования при добыче нефти с объектов с различными энергетическими показателями, выполнение оптимальных условий сепа­рации не всегда экономически целесообразно. Для обустройства приме­няются МПС с заданным набором технологического оборудования.

В трехфазных сепараторах совмещены процессы сепарации и предварительного обезвоживания нефти. Эффективность работы нефтега­зовых сепараторов оценивают по степени очистки газа от капельной жид­кости (< 0,0134 мл/м³).

Основной объем сепарационных мощностей (двухфазные сепара­торы) находится на МПС, расположенных в северной и восточной частях месторождения, а большая часть добычи приходится на южную часть.

Поэтому по всем вариантам разработки месторождения нефти, до­бываемые на МСП, полностью обеспечены двухфазными сепараторами, в то время как для нефтей, добываемых на БК, их недостаточно. В системе сбора осуществляется перераспределение нефтегазовой смеси с БК на МСП для более равномерной загрузки существующего оборудования без ввода новых мощностей по сепарации.

Обезвоживание нефти. Вне зависимости от обводненности добы­ваемой продукции товарная нефть не должна содержать воды более 0,5%. Для обезвоживания нефти устанавливаются электродегидраторы, рассчи­танные на определенную производительность.

Принципиальная технологическая схема подготовки нефти на МСП должна включать в себя ряд процессов. Дозирование деэмульгаторов и предварительное обезвоживание нефти (до обводненности не более 10%), которое обычно осуществляют в трехфазных сепараторах, и обез­воживание нефти до товарной кондиции в электродегидраторах. В зави­симости от температуры продукции скважин возможно потребуется дог-рев предварительно обезвоженной нефти до 55-60°С.

Пластовая вода, добываемая на месторождении СП «Вьетсовпетро», очищается от нефти и сбрасывается в море. Способ утилизации воды

369

определяет уровень очистки ее от нефти до остаточного содержания не более 15 мг/л.

Транспорт сепарированной нефти. Отгрузка товарной нефти осуществляется через УБН, расположенные непосредственно в районе ме­сторождения.

Система сбора и транспорта сепарированной нефти с МСП по­строена полинейному принципу. С морских стационарных платформ нефть откачивают в сборный трубопровод и далее перекачивают на УБН-2 (за исключением МСП-1, которая откачивает нефть на УБН-1). Имеется возможность изменения направления откачки нефти на УБН-1 по трубо­проводам МСП-З-МСП-1, МСП-4-МСП-1 и МСП-8-МСП-1.

На ЦТП-2 установлены две группы насосов: высокопроизводи­тельные низконапорные для перекачки нефти непосредственно на УБН-1 по двум нефтепроводам диаметром 325x16 мм, и высоконапорные, пред­назначенные для перекачки нефти через МСП-1, МСП-8 на УБН-2 и на УБН-3.

Технология перекачки нефти с ЦТП-2 на УБН-3 по нетеплоизолированному трубопроводу предусматривает применение депрессатов и пе­рекачку с производительностью не менее 2500 т/сут.

Система трубопроводов для перекачки сепарированной нефти должна обеспечить бесперебойную работу месторождения в период замен и ремонта танкеров.

После сепарации и очистки нефть отгружается с установок бес­причального налива нефти, где она до отгрузки хранится в танках.

370