Системы сбора продукции скважин на морских нефтяных месторождениях

Для эксплуатации морских месторождений строят специальные морские основания с надводными эстакадами и приэстакадными площадками. С площадок бурят скважины (в основном кустовые) и располагают на них технологическое оборудование, производственные, административные и культурно – бытовые объекты. Эстакады соединяют площадки между собой и служат основой для трубопроводного и иного транспорта. Эстакады бывают двух типов:

1. Прибрежные, расположенные вблизи берега и имеющие с ним надводную связь;

2. Открытые, расположенные вдали от берега и не имеющие с ним надводной связи.

Для первого случая подготовка нефти, газа и воды осуществляется на берегу. Для второго случая на первой стадии разработки подготовку продукции так же выгодно осуществлять на берегу; а на последних стадиях разработки (при высокой обводнённости) подготовка осуществляется на приэстакадных площадках. Связь с берегом осуществляется либо с помощью подводных трубопроводов, либо с помощью танкерного флота.

Вышеописанное обустройство морских месторождений проиллюстрировано рис.6.

Рис.6. Схема обустройства морских нефтяных месторождений

Месторождение «А», расположенное вблизи берега, эксплуатируется индивидуальными (1) или кустовыми (2) скважинами, расположенными на приэстакадных площадках (3), имеющих с берегом надводную связь (4). Продукция скважин по выкидным линиям, проложенным надводно по эстакадам, поступает на береговую ГЗУ (5), а оттуда под собственным давлением на трёхступенчатую сепарацию в сепараторы 6, 7 и 8.

Отсепарированная нефть накапливается в сырьевых резервуарах (9) откуда подаётся на УКПН (10). Доведённая до требований нормативных документов, нефть накапливается в резервуарах товарного парка (11), а затем после автоматического контроля качества на устройстве (16), сбрасывается в сырьевые резервуары (19) ГСМН (20) и потоком I направляется потребителю.

Газ первой ступени сепарации эжектирует в устройствах (21 и 22) газы последующих ступеней сепарации и одним потоком поступает на УКПГ (23) и ГСМГ (24) после чего потоком II направляется потребителю.

Сточная вода с УКПН поступает на УКПВ (12), затем на КНС (13) и по водоводам высокого давления (14), проложенным надводно, подаётся в нагнетательные скважины (15).

Продукция месторождения «Б», расположенного вдали от берега, после замера дебита на ГЗУ (5) подаётся на так называемое автоматическое устройство снижения пластового давления (25), на котором осуществляется глубокое однократное разгазирование продукции. Жидкая фаза накапливается в сырьевых резервуарах (26) и на первых стадиях разработки либо откачивается ДНС (27) по подводному трубопроводу на берег для подготовки, либо потоком III направляется на заполнение танкеров. На более поздних стадиях разработки жидкость непосредственно из резервуаров (26) подаётся на УКПН (28), смонтированную на отдельной приэстакадной площадке. Подготовленная нефть накапливается в резервуарах товарного парка (31) и через автоматическое устройство контроля качества продукции (32) откачивается в сырьевые резервуары (35) ГС нефтепровода (36), откуда поступает либо по подводному трубопроводу на ГСМН (20), расположенным на берегу, либо идёт на заполнение танкерного флота.

Газ однократного разгазирования с (25) на самой ранней стадии разработки сжигается в факеле (37). На более поздних стадиях КС (38) направляет газ на УКПГ (23), расположенную на берегу по подводному трубопроводу. На ещё более поздних стадиях разработки подготовка газа осуществляется на УКПГ (39), сооруженных к этому времени на отдельной приэстакадной площадке. Подготовленный газ поджимается на КС (40) и по подводному трубопроводу подаётся на ГСМГ (24).