Система сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды

Полезная модель относится к нефтяной промышленности, в частности к системе сбора, транспорта водогазонефтяной (многофазной) продукции скважин за счет устьевого давления скважин до 6,4 МПа включительно и подготовки нефти, газа и воды. Технический результат заключается в обеспечении безнасосного сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды на более далекое расстояние от добывающих скважин, при одновременном повышении производительности за счет исключения мешающего фактора в виде промслоев и стойких водонефтяных эмульсий (уловленной нефти) в голове процесса, обеспечении высокого качества подготовки нефти и воды, снижении эксплуатационных и капитальных затрат за счет приближения этапа подготовки пластовой воды к скважинам и за счет исключения потребности в компрессорном оборудовании 1 и 2 ступеней компремирования на всем протяжении технологического цикла. Сущность: система содержит сеть сборных трубопроводов 1 многофазной продукции от добывающих скважин 2, напорный трубопровод, обеспечивающий ее транспорт до установок подготовки нефти и воды. Также система содержит в голове процесса установку предварительного сброса воды УПСВ (фиг.1), работающую при линейном давлении в безнасосном режиме. УПСВ снабжена пробкоуловителем 3 и последовательно соединенным с ним трехфазным сепаратором (ТФС) 4. Пробкоуловитель 3 снабжен линией 5 отвода части газа в количестве 80-92% объема отделившегося газа на блок 6 подготовки газа с УПСВ и линией 7 отвода оставшегося газа в поток нефтяной жидкости, направляемой на установку подготовки нефти (УПН), и трубопроводом 8 подачи частично дегазированного потока жидкости на ТФС 4 с узлом 9 введения в указанный трубопровод 8 деэмульгатора. ТФС 4 снабжен линией 10 отвода газа на предварительный газосепаратор (на чертеже не показан) для его осушки и для последующего нагрева частично дегазированного потока жидкости. ТФС 4 снабжен также линией 11 отвода нефтяной жидкости на УПН (фиг.2) и линией 12 отвода воды на блок подготовки пластовой воды в составе УПСВ. Блок подготовки пластовой воды содержит последовательно соединенные гидроциклон 13, флотационную установку (ФУ) 14, фильтр 15 тонкой очистки и трубопровод 16 отвода воды. Гидроциклон 13 и ФУ 14 снабжены линиями 17 и 18 соответственно отвода уловленной нефти в линию 11 отвода нефтяной жидкости, направляемой на УПН. УПН содержит пробкоуловитель 19, ТФС 20, электродегидратор (ЭДГ) 21, теплообменник 22 и концевую сепарационную установку (КСУ) 23. Причем пробкоуловитель 19 снабжен линией 24 подачи нефтяного потока через теплообменник в ТФС 20 и линией 25 отвода газа на блок 42 подготовки газа с УПН. Линия 24 отвода нефтяного потока в ТФС дополнительно содержит узел 26 подачи деэмульгатора. Указанный ТФС 20 оборудован патрубками 27, 28 и 29 соответственно вывода газа, направляемого на блок 42 подготовки газа с УПН, нефти, направляемой на ЭДГ 21, и отделившейся воды, направляемой на блок подготовки подтоварной воды. Указанный блок состоит из последовательно соединенных ФУ 30, гидроциклона 31 и фильтра 32 тонкой очистки. ФУ 30 и гидроциклон 31, а также ЭДГ 21 снабжены отводами 33, 34 и 35 соответственно уловленной нефти в блок 36 подготовки уловленной нефти, который в свою очередь снабжен патрубком 37 отвода подготовленной уловленной нефти в поток обезвоженной нефти, направляемой после ЭДГ 21 на КСУ 23, и линией 38 отвода отделившейся воды на ФУ 30. Патрубок 28 отвода нефти с ТФС 20 на ЭДГ 21 содержит врезной трубопровод 39 подачи горячей пресной воды с узла 40 в указанную нефть. 1 н.п. ф-лы; 2 ил.

Полезная модель относится к нефтяной промышленности, в частности к системам внутрипромыслового сбора и транспорта водогазонефтяной (многофазной) продукции скважин за счет устьевого давления, и подготовки нефти, газа и воды.

Сбор, транспорт и подготовка нефти, газа и воды при предложенной схеме происходит за счет энергии добывающих скважин, с сохранением термобарических характеристик этих скважин. Основная проблема при других известных технологиях сбора транспорта и подготовки нефти, газа и воды - это утилизация газа. При значительных газовых факторах 150-300 м3/м3 количество газа, поступающее на низкие ступени сепарации при давлениях 0,1 МПа, должно быть сжато до давления утилизации газа: на собственные нужды 0,6 МПа, транспорт в систему 4-7 МПа, закачка в газовую шапку 28-30 МПа.

При этом в известных системах сбора и транспортирования поступающий газ при давлении 2-2,5 МПа (приблизительно 90% от общего объема) с пробкоуловителя после осушки направляется на 2-3 ступень компремирования компрессорной станции высокого давления.

Наиболее близким к заявляемой полезной модели по совокупности признаков является унифицированная технологическая система сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды (сайт «Сбор и транспортировка», Унифицированная технологическая схема комплекса сбора и подготовки нефти, газа и воды, раздел 3; 05.04.2009 [он-лайн] [найдено 2012-04-08]; найдено на http//Sborpodgotovka.blogspot.com/2009/04/1.html). Указанная известная система включает сеть сборных трубопроводов многофазной продукции от добывающих скважин, напорный трубопровод, обеспечивающий ее транспорт до центрального пункта сбора (далее ЦПС), устройство предварительного разделения нефти и воды с узлом введения реагента-деэмульгатора и линией подачи горячей воды от аппаратов глубокого обезвоживания и обессоливания.

Устройство предварительного разделения нефти и воды соединено с сепаратором первой ступени, с патрубком вывода нефтяного газа на установку подготовки газа и линией отвода жидкой продукции в емкость предварительного сброса воды, в которой от нефти отделяется свободная пластовая вода. Указанная емкость соединена трубопроводом подачи нефти со ступенью глубокого обезвоживания и обессоливания, состоящей из печи, каплеобразователя, отстойника, смесителя, в котором нефть смешивается с чистой водой, и электродегидратора.

Каплеобразователь представляет собой систему трубопроводов, в которых подбором определенных турбулентных режимов течения достигается укрупнение мелких капель за счет их слияний при столкновениях под действием турбулентных пульсаций.

Электродегидратор снабжен линией вывода обезвоженной и обессоленной нефти в концевой сепаратор. Нефтяной газ, отделяемый от нефти в отстойнике, электродегидраторе и концевом сепараторе, по соответствующим трубопроводам направляется на установку подготовки газа. Концевой сепаратор снабжен линией отвода кондиционной нефти на прием насосов, которые содержат выводы на узел учета нефти, включающий влагомер. Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар товарной нефти. Часть горячей воды, отделяемой от нефти на установке глубокого обезвоживания и обессоливания нефти, по трубопроводу насосом закачивается в поток газоводонефтяной смеси, поступающей на ЦПС. Остальная вода из установки глубокого обезвоживания и обессоливания нефти по соответствующему трубопроводу вместе с пластовой водой, отделяемой в емкости предварительного сброса воды, поступает на установку подготовки воды, содержащей блок очистки, в котором от нее отделяется капельная (представляет собой высокостойкую водонефтяную эмульсию с наличием промслоя) нефть, блок подачи ингибитора, блок дегазатора с насосом и узел замера расхода воды. Причем последний содержит линию отвода воды на кустовую насосную станцию для использования в системе поддержания пластового давлении.

Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар пластовой воды и насос. Уловленная в блоке очистки капельная нефть, пройдя блок приема и откачки уловленной нефти и резервуар некондиционной нефти, посредством насоса подается в поток нефти, поступающей на установку подготовки нефти. Установка подготовки воды в известной системе также включает узел подготовки сточных вод, состоящий из блока приема и откачки стоков, емкости шламонакопителя и мультигидроциклона.

К недостаткам известной системы можно отнести то, что она обеспечивается сбор и транспортировку продукции скважин только на ограниченное расстояние, не превышающее 30 км. Для сбора с удаленных объектов в известной системе требуется использование дожимных насосных станций (ДНС) и/или наличие многофазных насосных установок (МФНУ).

Кроме того, известная система характеризуется большими эксплуатационными затратами при закачке отделенной пластовой воды на объектах добычи, т.к. пластовая вода отделяется и готовится практически ближе к концу технологической цепочки, а значит на более далеком расстоянии от скважин.

В известной системе практически весь газ поступает на установку подготовки нефти и сепарируется при давлениях 1-0,1 МПа с последующим компремированием до необходимых давлений 0,6; 2; 6; 28 МПа, что влечет необходимость в наличии дополнительного компрессорного оборудования 1 и 2 ступеней компремирования.

Вместе с этим следует указать, что известная система не может обеспечить подготовку воды соответствующего качества, т.к. представленная известная система обеспечивает подготовку воды до 20-30 млг/л по мехпримесям и нефтяному числу главным образом из-за отсутствия блока напорной фильтрации.

Осложнения в подготовке нефти при работе известной системы возникают в основном из-за образования повышенного количества капельной нефти, а вернее - «промежуточного слоя» (промслоя) в ней, снижающего производительность установки. Причина образования этого промслоя - ввод в поток обводненной нефти в начало и перед печами нагрева капельной нефти, т.е. фактически грязной воды с нефтью.

Технический результат, достигаемый предлагаемой полезной моделью, заключается в обеспечении безнасосного сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды на более далекое расстояние от добывающих скважин, при одновременном повышении производительности за счет снижения влияния мешающего фактора в виде промслоев и стойких водонефтяных эмульсий (уловленной нефти) в голове процесса, обеспечении высокого качества подготовки нефти и воды, снижении эксплуатационных и капитальных затрат за счет приближения этапа подготовки пластовой воды к скважинам и за счет исключения потребности в компрессорном оборудовании 1 и 2 ступеней компремирования на всем протяжении технологического цикла.

Указанный технический результат достигается предлагаемой системой сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды, включающей сеть сборных трубопроводов многофазной продукции от добывающих скважин, напорный трубопровод, обеспечивающий ее транспорт до установок подготовки нефти и воды, при этом новым является то, что система дополнительно содержит в голове процесса установку предварительного сброса воды УПСВ, работающую при линейном давлении в безнасосном режиме, и блок подготовки уловленной нефти в составе установки подготовки нефти УПН, при этом УПСВ снабжена пробкоуловителем и последовательно соединенным с ним трехфазным сепаратором, причем пробкоуловитель снабжен линией отвода части газа в количестве 80-92% объема отделившегося газа на блок подготовки газа с УПСВ и линией отвода оставшегося газа в поток нефтяной жидкости, направляемой на установку подготовки нефти, и трубопроводом подачи частично дегазированного потока жидкости на трехфазный сепаратор с узлом введения в указанный трубопровод деэмульгатора, при этом указанный трехфазный сепаратор снабжен линией отвода газа на предварительный газосепаратор для его осушки и для последующего нагрева частично дегазированного потока жидкости, линией отвода нефтяной жидкости на установку подготовки нефти, и линией отвода воды на блок подготовки пластовой воды в составе УПСВ, блок подготовки пластовой воды содержит гидроциклон, флотационную установку, фильтр тонкой очистки и трубопровод отвода воды, а указанные гидроциклон и флотационная установка снабжены линиями отвода уловленной нефти в линию отвода нефтяной жидкости, направляемой на установку подготовки нефти, установка подготовки нефти содержит последовательно соединенные пробкоуловитель, трехфазный сепаратор, электродегидратор, теплообменник и концевую сепарационную установку, причем пробкоуловитель снабжен линией подачи нефтяного потока через теплообменник в трехфазный сепаратор и линией отвода газа на блок подготовки газа с УПН, линия отвода нефтяного потока в трехфазный сепаратор дополнительно содержит узел подачи деэмульгатора, а указанный трехфазный сепаратор оборудован патрубками вывода газа, направляемого на блок подготовки газа с УПН, нефти, направляемой на электродегидратор, и отделившейся воды, направляемой на блок подготовки подтоварной воды, состоящий из флотационной установки, гидроциклона и фильтра тонкой очистки, причем указанные флотационная установка и гидроциклон, а также электродегидратор снабжены отводами уловленной нефти в блок подготовки уловленной нефти, а последний - патрубком отвода подготовленной уловленной нефти в поток обезвоженной нефти, направляемой после электродегидратора на концевую сепарационную установку, и линией отвода отделившейся воды на флотационную установку блока подготовки подтоварной воды, при этом патрубок отвода нефти с трехфазного сепаратора на электродегидратор содержит врезной трубопровод подачи горячей пресной воды в указанную нефть.

Достижение поставленного технического результата обеспечивается за счет предложенной компоновки узлов системы, их взаимного размещения друг относительно друга и их взаимосвязи по распределению потоков.

Указанный технический результат достигается за счет следующего.

Предложенная система может быть применена на месторождениях, которые характеризуются совокупностью или по отдельности нижеуказанными характеристиками, например: наличием массивной газовой шапки, нефтеносной частью и водоносной частью, аномально низким пластовым давлением, давлением насыщения близким к пластовому давлению. При этом на указанных месторождениях отсутствует или слаборазвита газотранспортная система, отсутствуют газоперерабатывающие заводы. Указанные условия предполагают разработку месторождений с заданным забойным давлением с обеспечением необходимого устьевого давления. При этом с применением цепочки: автоматизированные системы управления работой скважин (например, «интеллектуальная скважина») - максимально совместимая система работы пласта - скважинного насоса - системы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды, обеспечивается режим разработки месторождения и дальнейший цикл движения нефти. Предпочтительно использовать интеллектуальную скважину, которая имеет возможность обеспечивать добычу нефти при заданном забойном давлении, регулировать дебит от возможности скважины как в меньшую так и в большую сторону, поддерживать необходимое устьевое давление. В качестве скважинного насоса предпочтительно использовать установку электроцентробежного насоса с частотным регулированием, приводом с контролем параметров продукции скважин: давления на приеме насоса, затрубного давления, динамического уровня, забойного давления, расхода, температуры, обводненности, газосодержания и прочее. Указанная система предотвратит не контролируемое снижение забойного давления, излишнее разгазирование нефти в призабойной зоне пласта, аварийный рост газового фактора и прорыв газа в добывающую скважину.

Основное отличие заявляемого объекта от известных технических решений того же назначения заключается в том, что вся система сбора, транспорта и подготовки работает без насосов, дожимных насосных станций (ДНС) и/или многофазных насосных установок (МФНУ).

Кроме того, благодаря тому, что установка предварительного сброса воды (УПСВ) в предлагаемой системе находится в голове процесса, т.е. размещена на оптимальном расстоянии от объектов добычи нефти, обеспечивается снижение капитальных и операционных затрат, ввиду близости к объектам закачки пластовых вод в скважины для поддержания пластового давления, и отсутствием необходимости перегонять воду вместе с нефтью на далекие расстояния. А кроме того, «грязная» вода в повышенных количествах с нефтью гарантированно не будет поступать в нефть на установке подготовки нефти (УПН), в результате чего будет значительно снижено образование промслоя и уловленной нефти. В рамках настоящей заявки под термином «уловленная нефть» понимается стойкая трудноразрушаемая водонефтяная эмульсия, в том числе, с наличием промслоя.

Благодаря предлагаемой компоновке узлов и блоков в УСПВ обеспечивается разделение многофазной продукции скважин на газ, нефтяную жидкость и воду, причем последнюю подвергают многократной очистке, в результате чего получают воду соответствующего качества и направляют ее на кустовую насосную станцию (КНС).

В результате того, что отвод газа из пробкоуловителя УПСВ производится в виде двух потоков (один в количестве 80-92% от объема отделившегося газа направляется в блок подготовки газа с УПСВ, а второй в количестве 8-20% от объема отделившегося газа - в поток нефтяной жидкости, направляемой на установку подготовки нефти), обеспечивается дополнительное газирование нефтяной жидкости, благодаря чему установка подготовки нефти и другие возможные объекты на нефтепромысле (например, энергоблок, мини нефтеперерабатывающий завод, котельные и т.п.) будут обеспечиваться топливным газом.

Доказательством того, что количества 8-20% от объема отделившегося газа будет достаточно для указанных нужд, подтверждается следующим расчетом:

Для условия 3-5 года эксплуатации месторождения (пример условный, предполагающий самое минимальное количество оборудования, требующее обеспечение топливным газом):

- % воды - 20;

- газовый фактор 250 м3/тн;

- содержание метана в попутном газе 90%;

- теплотворность газа - 40,6 Мдж/м3;

Затраты мощности на одну тонну нефти:

- добыча - 0,34 кВт;

- подогрев нефти на 15 градусов при добыче и транспорте - 0,34 кВт;

- система поддержания пластового давления (ППД) - 0,4 кВт;

- нагрев на УПСВ - 0,76 кВт;

- подготовка нефти - 0,97 кВт;

- внешний транспорт нефти - 0,15 кВт;

Всего: электропривод и электроподогрев - 1,2 кВт; газопривод компрессоров - 0,8 кВт; печи нагрева - 1,74 кВт:

Теплотворная способность 250 м3 газа - 10,15 Гдж;

Тепловая мощность при сжигании 250 м3 газа - 117,5 кВт;

Тепловая мощность при получении электроэнергии с кпд 33% - 3,76 кВт;

Тепловая мощность при газоприводе с кпд 60% - 1,33 кВт;

Тепловая мощность на печах нагрева с кпд 60% - 2,89 кВт;

Всего - 7,98 кВт, что составляет 7% от имеющегося ресурса газа, а с учетом возможных потерь, эта цифра приближается к 8%.

Таким образом, количества отделившегося газа в размере 8-20% будет достаточно для энергоснабжения (даже с учетом возможных потерь и с учетом дополнительного оборудования, требующего энергоснабжения). Выбор конкретного количества отделившегося газа будет определяться в зависимости от набора оборудования, требующего энергоснабжения.

Наличие на УПСВ трехфазного сепаратора (далее ТФС) частично обеспечивает разделение дегазированного потока жидкости, поступающего потока из пробкоуловителя, в который одновременно подают деэмульгатор, марка которого зависит от физико-химических свойств нефти, на газ, воду и нефтяную жидкость. Благодаря тому, что отделившийся в указанном сепараторе газ используют для нагрева (ориентировочно до температуры 60-80°С) поступающего в указанный сепаратор частично дегазированного потока жидкости, обеспечивается высокая эффективность ее разделения с отводом нефтяной жидкости на установку подготовки нефти, а воду - на блок подготовки пластовой воды, размещенный в составе УПСВ.

Благодаря тому, что блок подготовки пластовой воды является принадлежностью УПСВ, появилась возможность готовить воду для целей поддержания пластового давления в непосредственной близости от скважин, что исключает непроизводительную перекачку ее на далекие расстояния и ведет к экономии эксплуатационных затрат, а также обеспечивает снижение количества промслоя и стойкой эмульсии.

На указанном блоке очистка воды производится в три этапа:

- гидроциклон обеспечивает очистку сточной воды от крупных капель нефти и крупных механических примесей;

- флотационная установка обеспечивает очистку от мелких капель нефти и мехпримесей;

- фильтры тонкой очистки обеспечивают подготовку сточной воды до требуемых кондиций.

Гидроциклон работает от перепада давления поступающей воды с ТФС с 2-3 МПа до давления 1 МПа, обеспечивая очистку от нефти до уровня 40-60 млг/л.

Флотационная установка работает за счет энергии растворенного газа в поступающей жидкости: при снижении давления с 1 до 0,6 МПа нефтяные пузырьки всплывают, за счет разгазирования растворенного газа, в верхнюю часть, где улавливаются и отводятся в буферную емкость. Часть механических примесей уносится вместе нефтью, часть (более крупные частицы 30-50 мкм) улавливаются в нижней части флотатора. Флотационная установка (еще называется установкой тонкой очистки) обеспечивает степень очистки по нефтяному числу 20 млг/м и 20 мкм по размеру частиц мехпримесей.

Установка тонкой очистки представляет собой, преимущественно, две ступени фильтров, через которые при давлении 0,6 МПа пропускается вода и поступает в буферный резервуар воды. Благодаря указанной схеме узлов блока подготовки пластовой воды в составе УПСВ и последовательности операций в предлагаемом способе по очистке, обеспечивается степень подготовки воды до 5 млг/л по нефтяному числу и 2-5 мкм по размеру частиц.

Назначение установки подготовки нефти (далее УПН), выполненной в предлагаемой системе, заключается в подготовке нефти до требований ГОСТа. На входе на УПН нефтяная жидкость с обводненностью приблизительно 10-15% при давлении 1 МПа поступает в пробкоуловитель, где происходит сепарация газа, направляемого на собственные нужды, например, для обеспечения работы электростанции, нагрев нефтяной жидкости на трехфазном сепараторе УПН, нагрев пресной воды на обессоливание и на другие собственные нужды.

Далее нефтяной поток поступает на трехфазный сепаратор (ТФС) типа «хитер-тритер», где при давлении 0,6 МПа происходит сепарация газа, отстой воды и сброс ее на флотационную установку блока подготовки подтоварной воды. Нефтяной поток после ТФС с обводненностью 2-5% поступает в электродегидратор (далее ЭДГ), причем перед ЭДГ в нефтяной поток через смеситель подается горячая вода, например, с температурой 50-60°С для обессоливания. В электродегидраторе при давлении 0,4 МПа происходит дополнительная сепарация газа и глубокое обезвоживание нефти. Далее нефть поступает в теплообменник и концевую сепарационную установку (КСУ), где происходит дегазация нефти при давлении, близком к атмосферному. После КСУ нефть поступает на пункт сдачи нефти или на хранение в резервуар. Газ, выделившийся на ТФС, ЭДГ и КСУ отводится на блок подготовки газа с УПН, который традиционно состоит, например, из сепаратора, холодильника, осушителя, блока очистки от кислых газов. Также в качестве указанного блока может использоваться, например, блок, описанный в патентах РФ 2432536, 2451253 и других. Вода с ТФС УПН поступает на флотационную установку (далее ФУ) блока подготовки подтоварной воды (в составе УПН), где растворенный газ в капельках нефти при снижении давления до 0,01 МПа вспенивает нефть и поднимает к приемному коллектору ФУ, через который нефть отводится на блок подготовки уловленной нефти (далее БПУН). Очищенная до 30 млг/л по нефтяному числу вода насосом при давлении, например, 2 МПа подается на гидроциклон, где происходит дополнительная очистка воды от нефти и механических примесей. Отделенная при этом уловленная нефть отводится на БПУН, а песок отводится в шламонакопитель. А очищенная вода с содержанием 20 млг/л по нефти и мехпримесям поступает на фильтры тонкой очистки (ФТО), где обеспечивается степень подготовки воды до 5 млг/л по нефтяному числу и 2-5 мкм по размеру частиц.

Благодаря тому, что в состав УПН входит блок подготовки уловленной нефти, и его размещение выполнено ближе к концу технологического процесса, обеспечивается повышение производительности предлагаемой системы, т.к. уловленная нефть (фактически является трудноразрушаемой ловушечной эмульсией с промслоем) при таком расположении не вызывает образование большого количества ловушечной эмульсии и промслоя в подготавливаемой нефти. В прототипе же все дренажи и подрезки с уловленной нефтью (или «грязной» воды с нефтью) направляются в голову и в середину схемы подготовки нефти, что приводит к увеличению в нефти количества промслоя и стойкой водонефтяной эмульсии. К их образованию приводит то, что тяжелая нефть с грязью при смешении с водой (а они в прототипе двигаются совместно, т.к. вода не сбрасывается в достаточном объеме в голове процесса, как в предлагаемой системе) «наматывают» на себя эмульсию, и образуется промслой с высокой агрегативной устойчивостью. И как следствие, это приводит к снижению производительности известной установки подготовки нефти на 20-30%, вплоть до полной остановки.

БПУН традиционно состоит из приемной емкости, емкости разрушения эмульсии, циркуляционного насоса, диспергатора эмульсии, трубопровода горячей воды, блока дозирования реагента, блока нагрева нефти, емкости готовой нефти (последнее не обязательно). Конструкция подобного блока и способ его работы описаны, например, в патенте РФ 1833405. При этом уловленная нефть по известной технологии готовится на БПУН до товарного качества и подается в поток готовой нефти на выход в КСУ. Уловленная нефть содержит, как правило, промежуточный слой, устойчивые эмульгаторы в оболочке капельной нефти. При наличии промежуточного слоя, внедрение уловленной нефти в голову процесса подготовки (как в прототипе) приводит к увеличению эмульсионного слоя и, как следствие, к снижению производительности аппаратов подготовки нефти, а зачастую и к срыву работы всей известной системы. Подготовка же уловленной нефти отдельным потоком в блоке подготовки уловленной нефти, как предлагается в заявляемой системе, не приводит к увеличению общего объема высокопрочной трудноразрушаемой эмульсии, которая так и остается на уровне 1-2 об.% от общего объема нефти, которая и была в первоначальной продукции скважин. Это позволяет вести подготовку нефти в предлагаемой системе с максимальной производительностью без срыва технологического процесса.

Таким образом, заявляемая система обеспечивает безнасосный режим работы при одновременном повышении производительности и снижении эксплуатационных и капитальных затрат.

Предлагаемое техническое решение иллюстрируется чертежами, где на фиг.1 представлена технологическая схема установки предварительного сброса воды, входящая в состав предлагаемой системы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды; на фиг 2 - технологическая схема установки подготовки нефти, входящая в состав заявляемой системы.

Предлагаемая система сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды содержит сеть сборных трубопроводов 1 многофазной продукции от добывающих скважин 2, напорный трубопровод, обеспечивающий ее транспорт до установок подготовки нефти и воды. Также система содержит в голове процесса установку предварительного сброса воды УПСВ (фиг.1), работающую при линейном давлении в безнасосном режиме. УПСВ находится на оптимальном расстоянии от объектов добычи нефти, что определяется технико-экономическим расчетом по капитальным и операционным затратам, как минимальная затратная часть на срок эксплуатации объекта. УПСВ предназначена для подготовки свободной и связанной воды для системы поддержания пластового давления (ППД) в соответствии с требованиями технологической схемы разработки месторождения (проекта разработки). УПСВ снабжена пробкоуловителем 3 и последовательно соединенным с ним трехфазным сепаратором 4. Пробкоуловитель 3 снабжен линией 5 отвода части газа в количестве 80-92% объема отделившегося газа на блок 6 подготовки газа с УПСВ (блок подготовки газа с УПСВ может быть многовариантным, а именно: традиционно состоять, например, из сепаратора, холодильника, осушителя, блока очистки от кислых газов. Также в качестве указанного блока может использоваться, например, блок, описанный в патентах РФ 2432536, 2451253 и других. Вместе с этим, указанный блок может быть снабжен газосепаратором для осушки газа и его последующего отвода на компрессорную станцию и т.д.) и линией 7 отвода оставшегося газа в поток нефтяной жидкости, направляемой на установку подготовки нефти, и трубопроводом 8 подачи частично дегазированного потока жидкости на трехфазный сепаратор 4 с узлом 9 введения в указанный трубопровод 8 деэмульгатора. Трехфазный сепаратор 4 снабжен линией 10 отвода газа на предварительный газосепаратор (на чертеже не показан) для его осушки и для последующего нагрева частично дегазированного потока жидкости. ТФС 4 снабжен также линией 11 отвода нефтяной жидкости на установку подготовки нефти (фиг.2) и линией 12 отвода воды на блок подготовки пластовой воды в составе установки предварительного сброса воды. Блок подготовки пластовой воды содержит последовательно соединенные гидроциклон 13, флотационную установку 14, фильтр 15 тонкой очистки и трубопровод 16 отвода воды. Гидроциклон 13 и флотационная установка 14 снабжены линиями 17 и 18 соответственно отвода уловленной нефти в линию 11 отвода нефтяной жидкости, направляемой на установку подготовки нефти.

Установка подготовки нефти содержит пробкоуловитель 19, трехфазный сепаратор 20, электродегидратор 21, теплообменник 22 и концевую сепарационную установку 23. Причем пробкоуловитель 19 снабжен линией 24 подачи нефтяного потока через теплообменник в трехфазный сепаратор 20 и линией 25 отвода газа на блок 42 подготовки газа с УПН. Линия 24 отвода нефтяного потока в трехфазный сепаратор дополнительно содержит узел 26 подачи деэмульгатора. Указанный трехфазный сепаратор 20 оборудован патрубками 27, 28 и 29 соответственно вывода газа, направляемого на блок 42 подготовки газа с УПН, нефти, направляемой на электродегидратор 21, и отделившейся воды, направляемой на блок подготовки подтоварной воды. Указанный блок подготовки подтоварной воды состоит из последовательно соединенных флотационной установки 30, гидроциклона 31 и фильтра 32 тонкой очистки. Флотационная установка 30 и гидроциклон 31, а также электродегидратор 21 снабжены отводами 33, 34 и 35 соответственно уловленной нефти в блок 36 подготовки уловленной нефти, который в свою очередь снабжен патрубком 37 отвода подготовленной уловленной нефти в поток обезвоженной нефти, направляемой после электродегидратора 21 на концевую сепарационную установку 23, и линией 38 отвода отделившейся воды на флотационную установку 30. Патрубок 28 отвода нефти с трехфазного сепаратора 20 на электродегидратор 21 содержит врезной трубопровод 39 подачи горячей пресной воды с узла 40 в указанную нефть.

Работа предлагаемой системы осуществляется следующим образом. Многофазная газоводонефтяная продукция нефтяных скважин 2 через групповые замерные установки 41 по сети сборных трубопроводов 1 подается на установку предварительного сброса УПСВ, работающую при линейном давлении в безнасосном режиме. Многофазный поток при давлении 2-3 МПа поступает в пробкоуловитель 3, где происходит сепарация газа. Отсепарированный газ по двум патрубкам делится на два потока, причем 80-92% объема отделившегося газа направляют в блок 6 подготовки газа с УПСВ, а остальную часть газа без подготовки подают в поток нефтяной жидкости на выходе с УПСВ (в линию 11). При этом частично дегазированный поток жидкости с выхода пробкоуловителя 3 подают в трехфазный сепаратор 4, в который одновременно подают деэмульгатор посредством узла 9, для разделения указанного потока на газ, воду и нефтяную жидкость. В трехфазном сепараторе 4 под воздействием температуры и деэмульгатора происходит разрушение частично дегазированного потока жидкости с выделением воды. Отделившийся в трехфазном сепараторе 4 газ используется для прямого нагрева указанного потока жидкости или для нагрева промежуточного теплоносителя для нагрева потока. Способ нагрева зависит от физико-химических свойств нефти. Отделившуюся в сепараторе 4 нефтяную жидкость по линии 11 направляют на установку подготовки нефти, а отделившуюся воду по линии 12 - на блок подготовки пластовой воды, размещенный в составе УПСВ, где ее подвергают очистке на гидроциклоне 13, флотационной установке 14 и фильтре 15 тонкой очистки с последующим отводом на кустовую насосную станцию (КНС). Подготовка воды на УПСВ производится в три этапа: гидроциклон 13 обеспечивает очистку сточной воды от крупных капель нефти; флотационная установка 14 обеспечивает очистку от мелких капель нефти и мехпримесей; фильтры 15 тонкой очистки обеспечивают подготовку сточной воды до требуемых кондиций.

С указанных гидроциклона 13 и флотационной установки 14 отделившуюся уловленную нефть отводят по линиям 17 и 18 соответственно в поток нефтяной жидкости, направляемой по линии 11 на установку подготовки нефти. В зависимости от объема перерабатываемой продукции скважин, уловленная нефть может собираться в буферной емкости и только потом перекачиваться насосом в линию 11. Но возможна работа системы и без упомянутых аппаратов.

На установке подготовки нефти (УПН) поток нефтяной жидкости с обводненностью 10-15% при давлении 1 МПа, пришедший по линии 11 с УПСВ, предварительно пропускают через пробкоуловитель 19 с отделением газа, направляемого на блок 42 подготовки газа с УПН для собственных нужд, на энергоблок и т.п., и нефтяного потока, который после введения в него деэмульгатора с узла 26 и нагрева посредством пропускания по линии 24 через теплообменник 22 вводят в трехфазный сепаратор 20 типа «хитер-тритер», где при давлении 0,6 МПа происходит сепарация газа, направляемого посредством патрубка 27 на блок 42 подготовки газа с УПН, нефти и отделившейся воды, направляемой на блок подготовки подтоварной воды Указанный блок входит в состав УПН.

Нефть после трехфазного сепаратора 20 с обводненностью 2-5% поступает на ступень глубокого обезвоживания и обессоливания, а именно, в электродегидратор 21 для обессоливания и окончательного обезвоживания и далее - на концевую сепарационную установку (КСУ) 23. При этом в поток нефти (в линию 28) подается горячая пресная вода с узла 40. В электродегидраторе 21 при давлении 0,4 МПа происходит дополнительная сепарация газа и глубокое обезвоживание нефти. При этом происходит отмыв солей и сброс воды на блок 36 подготовки уловленной нефти. Далее нагретая обезвоженная и обессоленная нефть после цикла рекуперации поступает на концевую ступень сепарации 23. Тепло нефтяного потока после глубокого обезвоживания и обессоливания в электродегидраторе 21 отводится через теплообменник 22 нефтяному потоку на входе трехфазного сепаратора 20. После КСУ 23 нефть поступает в товарный резервуар или сразу на пункт сдачи нефти.

Отсепарированный на электродегидраторе 21 газ отводят в блок 42 подготовки газа для собственных нужд, на энергоблок и т.п..

Вода с трехфазного сепаратора 20 поступает на блок подготовки подтоварной воды, на которой отделившуюся воду пропускают через флотационную установку 30, гидроциклон 31 и фильтр 32 тонкой очистки с последующим отводом на кустовую насосную станцию (КНС). При этом сущность явления следующая: растворенный газ в капельках нефти при снижении давления до 0,01 МПа вспенивает нефть и поднимает к приемному коллектору флотационной установки 30, через который уловленная нефть отводится на блок 36 подготовки уловленной нефти. Очищенная до 30 млг/л по нефтяному числу вода насосом при давлении 2 МПа подается на гидроциклон 31, где происходит дополнительная очистка воды от нефти и механических примесей. Уловленная нефть также отводится на блок 36, а песок отводится в шламонакопитель (на чертеже не показан). Очищенная вода с содержанием 20 млг/л по нефти и мехпримесям поступает на фильтры тонкой очистки 32, где обеспечивается степень подготовки воды до 5 млг/л по нефтяному числу и 2-5 мкм по размеру частиц.

Уловленную нефть с флотационной установки 30 и гидроциклона 31 подают в блок 36 подготовки уловленной нефти. Туда же поступает «подрезка» с электродегидратора 21 - нефть с водой. Уловленная нефть на блоке 36 подготовки уловленной нефти проходит цикл подготовки до товарного качества, и дальше насосом подается в поток нефти перед КСУ 23. Подтоварная вода с блока 36 подается на флотационную установку 30. Очищенная подтоварная вода с блока подготовки подтоварной воды утилизируется в систему ППД или поглощающие скважины.

Для доказательства того, что при работе предлагаемой системы образуется меньшее количество промслоя (трудноразрушаемой эмульии), чем в прототипе, приводим ориентировочный условный расчет:

- объем продукции скважин, поступающий в пробкоуловитель 3 составляет 10000 м3/ сут;

- % воды на входе (обводненность) - 20%. Свободной воды нет.

- содержание агрегативно устойчивой эмульсии (уловленной нефти, промслоя) 1-2%. При удалении уловленной нефти при работе предлагаемой системы в объеме 1-2%, выход с заявляемой системы составляет приблизительно 7840-7920 м3/сут по нефти и примерно 2000 м3/с по воде.

При работе же известной по прототипу унифицированной системы на входе в нее продукции скважин при вышеуказанных первоначальных условиях, за счет подачи горячей воды с нефтью с электродегидратора на вход установки увеличивается объем агрегативно устойчивой эмульсии за счет уловленной нефти с электродегидратора на 2-3% к первоначальному количестве этой уловленной нефти. Кроме того, дальнейшая подача уловленной нефти в известной системе на вход печи также способствует увеличению объема стойкой эмульсии с промслоем на 3-5% и в итоге известная по прототипу система работает с агрегативно устойчивой эмульсией уже в объеме 6-10%. И как результат, увеличивается объем «подрезок» с отстойников и электродегидратора на 20-30%. Как итог, производительность известной системы по нефти снижается на этот объем - 2-3 тысячи м3/сут. При этом требуется более производительное оборудование и большие мощности.

Исходя из вышеизложенного, предлагаемая система обладает следующими преимуществами перед известным решением по прототипу:

- обеспечивает стабильный и непрерывный режим сбора, транспортирования и подготовки в безнасосном режиме любых объемов продукции нефтяных скважин с любым газовым фактором;

- обеспечивает повышение производительности работы за счет снижения влияния мешающего фактора в виде промслоя и трудноразрушаемой эмульсии в голове процесса и за счет снижения его количества;

- снижает эксплуатационные и капитальные затраты за счет приближения этапа подготовки пластовой воды к скважинам, а также за счет исключения необходимости в компрессорном оборудовании на всем протяжении технологического цикла.

Система сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды, включающая сеть сборных трубопроводов многофазной продукции от добывающих скважин, напорный трубопровод, обеспечивающий ее транспорт до установок подготовки нефти и воды, отличающаяся тем, что система дополнительно содержит в голове процесса установку предварительного сброса воды УПСВ, работающую при линейном давлении в безнасосном режиме, и блок подготовки уловленной нефти в составе установки подготовки нефти УПН, при этом УПСВ снабжена пробкоуловителем и последовательно соединенным с ним трехфазным сепаратором, причем пробкоуловитель снабжен линией отвода части газа в количестве 80-92% объема отделившегося газа на блок подготовки газа с УПСВ и линией отвода оставшегося газа в поток нефтяной жидкости, направляемой на установку подготовки нефти, и трубопроводом подачи частично дегазированного потока жидкости на трехфазный сепаратор с узлом введения в указанный трубопровод деэмульгатора, при этом указанный трехфазный сепаратор снабжен линией отвода газа на предварительный газосепаратор для его осушки и для последующего нагрева частично дегазированного потока жидкости, линией отвода нефтяной жидкости на установку подготовки нефти и линией отвода воды на блок подготовки пластовой воды в составе УПСВ, блок подготовки пластовой воды содержит гидроциклон, флотационную установку, фильтр тонкой очистки и трубопровод отвода воды, а указанные гидроциклон и флотационная установка снабжены линиями отвода уловленной нефти в линию отвода нефтяной жидкости, направляемой на установку подготовки нефти, установка подготовки нефти содержит последовательно соединенные пробкоуловитель, трехфазный сепаратор, электродегидратор, теплообменник и концевую сепарационную установку, причем пробкоуловитель снабжен линией подачи нефтяного потока через теплообменник в трехфазный сепаратор и линией отвода газа на блок подготовки газа с УПН, линия отвода нефтяного потока в трехфазный сепаратор дополнительно содержит узел подачи деэмульгатора, а указанный трехфазный сепаратор оборудован патрубками вывода газа, направляемого на блок подготовки газа с УПН, нефти, направляемой на электродегидратор, и отделившейся воды, направляемой на блок подготовки подтоварной воды, состоящий из флотационной установки, гидроциклона и фильтра тонкой очистки, причем указанные флотационная установка и гидроциклон, а также электродегидратор снабжены отводами уловленной нефти в блок подготовки уловленной нефти, а последний - патрубком отвода подготовленной уловленной нефти в поток обезвоженной нефти, направляемой после электродегидратора на концевую сепарационную установку, и линией отвода отделившейся воды на флотационную установку блока подготовки подтоварной воды, при этом патрубок отвода нефти с трехфазного сепаратора на электродегидратор содержит врезной трубопровод подачи горячей пресной воды в указанную нефть.