3. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ПРИМЕНЯЕМЫХ В СИСТЕМАХ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

Учитывая объемы добываемой жидкости и значительную удаленность новых кустов скважин в северной части месторождения, рекомендуем ввести новый объект подготовки и сбора - УПСВ-2 производительностью 2,3 млн.т. жид/год. Мощностей существующей ДНС-1 недостаточно, потребуется ее увеличение в два раза.

На рисунке 3.1 представлена рекомендуемая схема сбора продукции скважин Биттемского месторождения. Сбор продукции скважин рекомендуется осуществлять по традиционной напорной, однотрубной схеме; газожидкостная смесь под устьевым давлением поступает на ГЗУ, где осуществляется замер дебита скважин по жидкости, нефти и газу и далее на УПСВ-2 и УПСВ-1. Диаметры и протяженность трубопроводов рекомендуемой системы сбора продукции скважин Биттемского месторождения представлены в таблице 3.1

Таблица 3.1- Диаметры и протяженность трубопроводов системы сбора продукции скважин

Обводненная газонасыщенная нефть со скважин Биттемского месторождения под устьевым давлением 1,5 МПа поступает на замерные установки, где осуществляется замер дебита скважин. После замерных установок нефтяная эмульсия подается на дожимную насосную станцию в сепараторы первой ступени сепарации.

Рисунок 3.1 - схема сбора продукции скважин Биттемского месторождения

Первая ступень сепарации осуществляется в нефтегазовых сепараторах объемом 50 м³ (2 шт) при давлении 0,53МПа.

Нефтяной газ после первой ступени сепарации проходит осушку от капельной жидкости в газосепараторе объемом 50м³, при давлении 0,5-0,52 МПа. После осушки нефтяной газ используется на собственные нужды промысла - котельную, нагреватель - водоотделитель. Основной объем газа подается на ГТЭС для получения электроэнергии.

Для утилизации попутного газа на выработку электроэнергии в 2004 году на месторождении построена газотурбинная электростанция (ГТЭС) установленной мощностью 36 МВт, подключенная к шинам ПС 110/35/6 кВ «Биттемская».

Частично разгазированная нефтяная эмульсия после сепараторов первой ступени далее подается на установку предварительного сброса воды (УПСВ) типа Хиттер-Тритер - 1 аппарат. В аппарате предварительного сброса воды осуществляется нагрев нефтяной эмульсии, сброс воды до остаточного содержания воды в нефти - 5-10%.

Дренажная вода из сепаратора - водоотделителя подается на очистные сооружения в резервуары РВС - объемом 3000 м³. после резервуаров - отстойников дренажная вода поступает на кустовую насосную станцию и далее закачивается в систему ППД.

Частично обезвоженная нефть после предварительного сброса воды поступает в нефтегазосепараторы - буферы объемом 50м³ (2шт), где при давлении 0,14 МПа осуществляется вторая ступень сепарации. После сепараторов-буферов нефтяная эмульсия поступает на оперативный узел учета и долее насосами ДНС откачивается на Алехинский ЦПС, где проходит полный цикл подготовки до товарных кондиций соответствующих ГОСТ 51858-2002.

ДНС «Биттемская оборудована технологическим резервуаром РВС-5000м³, работающая в технологическом и аварийном режимах. При работе РВС в технологическом режиме подтоварная вода сбрасывается на очистные сооружения, а нефть откачивается насосами ДНС на подготовку на ЦПС.

Производительность существующей ДНС - «Биттемская» по установленному емкостному оборудованию - 5,0 тыс.м³/сут. по жидкости.

Производительность УПСВ - 10,0тыс./м³ по жидкости.

Сепарационные мощности ДНС в настоящее время перегружены на 80%.

Действующие мощности предварительного сброса воды загружены на 90%. Резерв мощностей - 5-10% от установленных.

Товарная подготовка нефти Биттемского месторождения осуществляется на Центральном пункте сбора и подготовки нефти НГДУ «Нижнесортымскнефть» совместно с нефтью других месторождений этого НГДУ. Определение необходимости развития мощностей по подготовке нефти на ЦПС не входит в рамки данной работы. Транспорт обводненной нефти с Биттемского месторождения в направлении Алехинского ЦПС осуществляется по действующим нефтепроводам диаметром 273 и 426 мм, протяженностью 26.9 и 74,1 км соответственно.

При развитии системы разработки на месторождении и увеличении объемов добычи углеводородного сырья потребуется расширение системы внешнего транспорта. Для экономических расчетов в составе данной работы принята дополнительная нитка трубопровода диаметром 273 мм, протяженностью 27 км. Однако при выполнении проектных работ требуется проведение гидравлических расчетов с учетом структуры всей системы и динамики поступления жидкости с Западной группы месторождений.

Добываемый совместно с нефтью попутный газ Биттемского месторождения будет использоваться на собственные нужды нефтедобычи:

- котельные на ДНС месторождения;

- установки предварительного сброса пластовой воды на УПСВ-1 и УПСВ-2;

- газотурбинную электростанцию, которая введена в эксплуатацию;

При увеличении объемов добычи углеводородного сырья и строительстве УПСВ-2 потребуется строительство газопровода диаметром 219 мм, протяженностью 7,5 км в направлении Биттемской ГТЭС.

4. ОСЛОЖНЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМ

Засорение выкидных линий и нефтесборных коллекторов, проложенных на территории нефтяного месторождения, происходит по следующим причинам.

1) Ввиду недостаточной скорости потока твердые частицы, выносимые из скважин вместе с нефтью на поверхность, оседают в нефтепроводе, уменьшая его проходное сечение.

2) При определенных термодинамических условиях из совместного потока нефти, газа и воды могут выпадать соли и асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), создающие твердый, трудно разрушаемый осадок.

3) При интенсивной коррозии разрушаются внутренние стенки трубопроводов, аппаратов, оборудования, в результате образовавшиеся продукты коррозионных процессов при низких скоростях потока жидкости оседают в трубопроводах и уменьшают проходное сечение.