Техника и технология внутрипромыслового сбора и подготовки скважинной продукции - Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

1.3.3.1 Система сбора и замера дебитов скважинной продукции

Система внутрипромыслового сбора месторождения предназначена для сбора продукции всех скважин, индивидуального замера дебитов продукции каждой скважины и промыслового транспорта всей добываемой продукции к установке подготовки для дальнейшей ее подготовки до товарной кондиции. Система внутрипромыслового сбора включает в себя:

    - устья добывающих скважин, - систему шлейфов (газовых скважин) / выкидных линий, - замерные установки, - систему промысловых коллекторов для сбора продукции от замерных установок до установок подготовки добываемой продукции.

Действующая в настоящее время на месторождении Карачаганак система внутрипромыслового сбора включает в себя устья эксплуатационных скважин и систему шлейфов газовых скважин, соединяющих скважины с блоком входных манифольдов действующей установки комплексной подготовки газа (УКПГ-3). Промысловые замерные установки отсутствуют, замер дебитов продукции скважин осуществляется в тестовом сепараторе, расположенном на УКПГ-3.

Для замера дебита газа и конденсата в блоке входных манифольдов (БВМ) осуществляется переключение потока скважины на тестовую линию, где расположен тестовый сепаратор установки подготовки УКПГ-3.

Замер дебитов газа и конденсата в тестовом сепараторе осуществляется по следующей технологии: поток исследуемого пластового газа направляется на тестовую линию и поступает в подогреватель. Перед подогревателем установлен клапан-отсекатель (в случае превышения давления выше установленного клапан-отсекатель закрывается с сигнализацией предельных значений на щите в операторной). Температура газа на входе и на выходе подогревателя контролируется термометрами, регулируется клапанами с помощью регулятора и регистрируется на панели в операторной. Из подогревателя газ через расходный клапан поступает в тестовый сепаратор. На панели в операторной проводится регистрация расхода.

Расход конденсата и газа замеряется счетчиками и регистрируется на панели в операторной. На панели в операторной регистрируется также давление и температура выходящего газа. После замера потоки конденсата и газа поступают на одну из технологических линий УКПГ-3 для дальнейшей совместной с промысловым потоком подготовки.

Время проведения замера дебитов газа и конденсата скважины - 1 сутки.

1.3.3.1 .1 Технология сбора и замера дебитов продукции скважин на манифольдной станции

Скважины подключаются к эксплуатационному манифольду манифольдной станции по индивидуальным выкидным линиям по территориальному признаку. Расстояния от скважин до манифольдных станций изменяются в пределах от 500 м до 6 км.

После замера, который производится при рабочих термобарических условиях, продукция замеряемой скважины объединяется с общим потоком остальных скважин и по эксплуатационному сборному коллектору направляется на сателлитную установку.

Замер с помощью мультифазного расходомера, в отличии от тестового сепаратора, не требует времени для стабилизации потока, поэтому тестирование скважин может осуществляться достаточно быстро с промежутком времени между замерами около часа.

Использование мультифазного расходомера для замера продукции скважины позволяет иметь оперативную информацию по дебиту газа, нефти (конденсата) и воды каждой скважины. Для обеспечения возможности проведения исследований и отбора проб газовой и жидкой фаз продукции каждой скважины для дальнейшей ее рекомбинации предусмотрен тестовый коллектор от манифольдной станции до тестового сепаратора сателлитной установки, уложенный параллельно с эксплуатационным сборным коллектором. В этом случае, поток переключается на тестовую линию манифольдной станции, где установлен мультифазный расходомер, и далее, по тестовому коллектору направляется на тестовый сепаратор сателлитной установки. Поток остальных скважин после манифольдной станции направляется на сателлитную установку по эксплуатационному коллектору. При подключении манифольдных станций в общую систему внутрипромыслового сбора учитывается их территориальная принадлежность: манифольдные станции и отдельные скважины, близко расположенные от установок подготовки добываемой продукции подключаются к ним напрямую, минуя сателлитную установку. Расстояния от манифольдных станций до сателлитной установки в целом по месторождению изменяется в пределах от 1 км до 9 км.

1.3.3.1 .2 Технология сбора и замера дебитов продукции скважин на сателлитной установке

Потоки газожидкостной смеси от манифольдных станций по сборным коллекторам и от устьев близлежащих скважин по индивидуальным выкидным линиям поступает на эксплуатационный манифольд сателлитной установки.

Для замера дебита продукции скважины выкидная линия переключается на тестовую линию. Перед замером продукция предварительно нагревается до температуры 50ЄС в теплообменнике, где в качестве теплоносителя используется смесь диэтиленгликоля с водой.

Замер дебита продукции скважины производится в тестовом трехфазном сепараторе.

После замера потоки газа и нефти смешиваются, объединяются с потоком остальных скважин и транспортируются на установку подготовки. Выделившаяся в тестовом сепараторе сточная вода отводится в дегазатор. Газ дегазации направляется в факельный сепаратор. Из факельного сепаратора газ отводится на факел высокого давления, выделившиеся жидкие углеводороды откачиваются насосом в трубопровод основного потока продукции скважин для дальнейшего транспорта к объекту подготовки добываемой продукции. Дегазированная сточная вода поступает в резервуар сточной воды, в газовое пространство которого подается затворный газ. Жидкость из резервуара откачивается насосом в автоцистерны и отправляется на установку подготовки газа для дальнейшей утилизации. Дренаж из резервуара производится в отстойник нефтесодержащих сточных вод. Для полного опорожнения оборудования предусмотрена продувка закрытой дренажной системы топливным газом.

Вода, закачиваемая в оборудование для промывки и гидроиспытаний, сбрасывается в отстойник нефтесодержащих сточных вод для разделения воды и нефтепродуктов. Жидкость из отстойника с помощью погружного насоса откачивается в автоцистерну для отправки на установку подготовки газа и дальнейшей утилизации.

После сателлитной установки продукция скважин по системе промыслового транспорта (трем промысловым эксплуатационным коллекторам) поступает на установку подготовки газа УКПГ-3.

1.3.3.2 Система подготовки добываемой продукции

Подробное описание технологий подготовки продукции на УКПГ-3 и УКПГ-2 представлены в разделе 1.4. данной дипломной работы. Ниже приведено описание подготовки товарной нефти/конденсата на КПК.

1.3.3.2.1 Технологическая линия подготовки товарной нефти/конденсата на КПК

Процесс подготовки смеси нефти/конденсата до товарной кондиции включает в себя следующие процессы:

    * Обезвоживание и обессоливание жидких углеводородов; * Стабилизация жидких углеводородов; * Отделение газолиновой фракции и ее демеркаптанизация;

После входного сепаратора низкого давления жидкие углеводороды при давлении 1,71МПа и при температуре 28ЄС поступают на установку обезвоживания и обессоливания, состоящую из последовательно расположенных накопительной емкости установки, отстойника, электродегидратора, стабилизационной колонны.

Газ, выделившийся из накопительной емкости установки, выводится из аппарата и направляется на компремирование. Жидкие углеводороды отводятся из аппарата, нагреваются в теплообменнике до температуры 68ЄС и поступают в отстойник с давлением 1,6 МПа. На вход в поток подается пресная вода для промывки и деэмульгатор для эффективного отделения воды. Выделившийся в емкости газ отводится из аппарата и, объединившись с потоком газа из накопительной емкости установки, направляется на компремирование. Выделившаяся вода отводится и направляется на очистку. Частично обезвоженные и обессоленные жидкие углеводороды при температуре 65ЄС поступают в электродегидратор для глубокого обезвоживания и обессоливания. В поток на входе перед ним также подается пресная вода и деэмульгатор. После промывки высокоминерализованная вода отводится из аппаратов и направляется на очистку с последующей дальнейшей рециркуляцией. Обезвоженные и обессоленные жидкие углеводороды направляются в стабилизационную колонну, в которой происходит разгазирование за счет повышения температуры процесса при давлении в колонне 0,9 МПа. Для поддержания температуры процесса предусмотрен отвод потока жидких углеводородов с различных уровней колонны для подогрева в теплообменниках за счет встречного горячего потока жидких углеводородов со дна разделительной колонны, расположенной после стабилизационной колонны, и дополнительного ребойлера. После нагрева каждый поток возвращается в колонну, где происходит дальнейшее разгазирование. Газ стабилизации отводится из верхней части стабилизационной колонны, охлаждается и поступает в емкость орошения, где происходит выделение сконденсировавшихся жидких углеводородов, увлеченных газовым потоком, которые возвращаются в верхнюю часть колонны для орошения выходящего потока. Газ после емкости орошения компремируется и направляется на технологическую линию подготовки газа низкого давления для дальнейшей подготовки.

Для подготовки жидких углеводородов до товарного качества поток жидких углеводородов предварительно направляется в разделительную колонну демеркаптанизации. Поток жидких углеводородов со дна стабилизационной колонны с температурой 159ЄС направляется в среднюю часть разделительной колонны, предварительно нагреваясь в теплообменнике за счет горячего встречного потока со дна разделительной колонны до температуры 165ЄС. Отделение газолиновой фракции в разделительной колонне происходит при давлении 0,37МПа. Выделившаяся из верхней части колонны газолиновая фракция охлаждается и направляется в емкость орошения разделительной колонны. Часть потока газолина после емкости орошения возвращается в разделительную колонну для орошения, основной поток газолина направляется на установку демеркаптанизации газолина.

Поток тяжелой фракции жидких углеводородов со дна разделительной колонны с температурой 220ЄС направляется в теплообменники стабилизационной колонны, где, охлаждаясь, нагревает потоки жидких углеводородов с различных уровней стабилизационной колонны для поддержания в ней температуры. Далее, поток направляется в теплообменник, где, охлаждаясь, нагревает поток жидких углеводородов перед отстойником. После охлаждения до температуры 45ЄС поток тяжелой фракции жидких углеводородов направляется в товарные резервуары, предварительно объединившись с потоком очищенного от меркаптанов газолина.

Демеркаптанизация газолиновой фракции жидких углеводородов осуществляется с помощью процесса Мерокс.

Поток газолина после разделительной колонны охлаждается до температуры 45ЄС и направляется в экстракционную колонну, где с помощью щелочи происходит очистка от растворимых в ней меркаптанов. Очищенный газолин выводится из верхней части колонны и через песчаные фильтры направляется в товарный парк, предварительно объединившись с потоком тяжелой фракции жидких углеводородов. Щелочной раствор, насыщенный меркаптанами, выводится из нижней части экстракционной колонны и поступает в окислительную колонну, где в присутствии катализатора и воздуха происходит превращение меркаптанов в дисульфиды. После окислительной колонны поток поступает в сепаратор, где происходит отделение дисульфидов из щелочи: регенерированный поток щелочного раствора возвращается в экстракционную колонну, поток дисульфидов направляется к песчаным фильтрам, объединяясь предварительно с потоком очищенного газолина.

1.3.3.2 .2 Технологическая линия подготовки топливного газа

Часть газового потока после входных сепараторов направляется на технологическую линию подготовки топливного газа.

Подготовка топливного газа включает в себя следующие процессы:

    - аминовая очистка от кислых компонентов (включая регенерацию амина), - адсорбционная осушка очищенного газа.

Очистка газа происходит в абсорбционной колонне (абсорбере), где компоненты H2S и CO2, абсорбируются раствором тощего (регенерированного) амина, поступающим в верхнюю часть абсорбера с температурой 40ЄС с установки регенерации амина. При движении потока тощего амина вниз, происходит, в основном, поглощение H2S и CO2, а также некоторых легких углеводородов. Очищенный газ из верхней части колонны разделяется на два потока, один из которых отводится на установку адсорбционной осушки, другой - на ГТЭС для выработки электроэнергии.

Амин, насыщенный кислыми компонентами, отводится из нижней части колонны и направляется на установку регенерации амина. Температура потока насыщенного амина составляет 57ЄС, т. к. процесс поглощения проходит с выделением тепла. Для очистки раствора амина от увлеченных потоком углеводородов после абсорбера установлен сепаратора мгновенного испарения амина, где процесс сепарации происходит при температуре 57ЄС и давлении 0,58 МПа. На вход сепаратора наряду с основным потоком амина после абсорбера поступает жидкость, выделившаяся из сепаратора, расположенного на выходе абсорбционной колонны. Выделившийся в сепараторе мгновенного испарения газ отводится на компремирование. Поток насыщенного амина, очищенного от углеводородов, направляется в десорбер на регенерацию. Перед входом в десорбер поток нагревается до температуры 106ЄС, проходя через теплообменник насыщенный амин/ регенерированный амин.

Поток насыщенного амина поступает в верхнюю часть десорбера - отпарной колонны. Процесс регенерации происходит при противотоке насыщенного раствора амина и поднимающегося пара отгонки. Газы отгонки (кислые компоненты) отводятся из верхней части колонны, охлаждаются и поступают в емкость орошения. Поток кислых компонентов после емкости орошения направляется на компремирование и, далее, совместно с газами мгновенного испарения в системе регенерации амина и в системе регенерации гликоля установок осушки газа объединяется с газами стабилизации для дальнейшей подготовки на технологической линии подготовки газа низкого давления для закачки в пласт.

1.3.3.2 .3 Осушка очищенного газа

Осушка очищенного газа производится адсорбционным методом на молекулярных ситах.

Установка состоит из коадисцирующего фильтра и 4 адсорберов, работающих циклично по схеме адсорбер-горячая регенерация-холодная регенерация. В режиме адсорбера одновременно работают два аппарата, остальные два - соответственно в режиме холодной и горячей регенерации. Очищенный от кислых компонентов газ с температурой 45єС через коалисцирующий фильтр направляется в два параллельно работающих адсорбера для осушки. После адсорберов осушенный газ общим потоком направляется в систему топливного газа для обеспечения всех объектов месторождения и на продажу в топливную систему г. Аксай.

Часть потока после коалисцирующего фильтра перед адсорберами отделяется от основного потока и направляется в адсорбер, затем этот газ после нагрева в теплообменнике и подогревателе до температуры 300єС поступает в качестве газа регенерации в адсорбер. После горячей регенерации адсорбента газ, насыщенный адсорбируемыми компонентами, поступает в теплообменник, далее, охлаждается в холодильнике и поступает в сепаратор. Сюда же поступает кондесат, выделившийся в коалисцирующем фильтре. Газ, выделившийся в сепараторе, возвращается в голову процесса, выделившийся конденсат направляется в сепаратор мгновенного испарения, откуда выделившийся газ направляется в систему топливного газа, конденсат - на технологическую линию подготовки жидких углеводородов.

Похожие статьи




Техника и технология внутрипромыслового сбора и подготовки скважинной продукции - Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

Предыдущая | Следующая