СХЕМЫ СБОРА НЕФТИ И ГАЗА НА ПРОМЫСЛАХ

Продукция нефтяных скважин представляет собой сложную смесь, состоящую из нефти, газа, воды, механических примесей. Продукцию нефтяных скважин, расположенных по всей терри­тории нефтяного месторождения, необходимо собрать на цент­ральные пункты подготовки нефти, газа и воды (ЦПС), где нефть и газ должны быть подготовлены до товарных кондиций.

Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают весь комплекс оборудования и тру­бопроводов, предназначенный для сбора продукции отдельных скважин и транспортировки их по ЦПС.

В зависимости от природно-климатических условий, систем разработки месторождений, физико-химических свойств пласто­вых жидкостей, способов и объемов добычи нефти, газа и воды выбираются различные системы внутри промыслового сбора про дукции скважин.

 

Рис. 6. Принципиальная схема сбора нефти, газа и воды:

1 —скважины, дающие безводную нефть; 2 —скважины, дающие обводненную нефть; 3,4 — выкидные линии; 5 — установка для измерения дебита скважины; 6, 7—нефте-газосборные коллекторы; 8 — ДНС; 9 — ЦПС; 10 — газопровод подачи газа потреби­телям; Я — нефть в магистральный нефтепровод; 12 — трубопровод пластовой воды

 

Однако несмотря на разнообразие системы сбора имеют общие основные принципы, к которым относятся: возможность измерения продукции каждой скважины; возмож­ность транспортировки продукции скважин под давлением, имеющимся на устье скважин, на максимально возможное рас­стояние, при небольших размерах месторождений — до ЦПС; организация сброса пластовой воды на удаленных от ЦПС месторождениях (при добыче высокообводненных нефтей).

При проектировании системы сбора продукции скважин учи­тывается также возможность смешения нефтей различных гори­зонтов, необходимость подогрева продукции скважин в случае добычи высоковязких и высокопарафинистых нефтей.

В общем виде схема сбора продукции скважин представле­на на рис. 6. Продукция скважин поступает на установку 5 для измерения дебита каждой отдельной скважины, далее на проме­жуточный сборный пункт или дожимную насосную станцию 8, откуда направляется на центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды 9. Затем подготовленная нефть перекачи­вается в товарные резервуары нефтепроводных управлений для дальнейшей транспортировки. Газ после соответствующей под­готовки поступает по газопроводу 10 к потребителям.

Отделившаяся на ЦПС пластовая вода после соответствую­щей подготовки по трубопроводу 12 закачивается в продуктив­ные пласты или поглощающие горизонты.

Трубопроводы 3 или 4, прокладываемые на месторождении от скважин до установок, измеряющих продукцию скважин, обычно называются выкидными линиями, а трубопрово­ды 6 и 7 от установок для измерения продукции скважин до меняются и двухтрубные, когда на установке измерения или на ДНС от нефти отделяется газ и по отдельному трубо­проводу подается на ЦПС.

На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продук­цией обводненных скважин, поступает на ЦПС. Так же раз­дельно собирают продукцию скважин, если нежелательно сме­шение нефтей разных горизонтов, например, не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводненных скважин или продукция, которую нежелательно смешивать, по отдель­ным выкидным линиям 4 и нефтегазосборным коллекторам 7 транспортируется до ЦПС.

Ко всем существующим системам сбора нефти и газа предъ­является также одно из важнейших требований — предупреж­дение потерь легких фракций нефти. Для выполнения этого ус­ловия необходима полная герметизация системы от скважины до ЦПС. Наиболее полно это условие соблюдается в напорных однотрубных системах сбора, когда продукция скважин транс­портируется до ЦПС за счет давления на устье. За последние годы однотрубные напорные герметизированные системы сбора нефти, газа и воды получили наибольшее распространение. Од­нако на больших по площади месторождениях не всегда воз­можно доставить продукцию скважин на ЦПС без применения промежуточных насосных станций. В этом случае на удаленных площадях строят дожимные насосные станции и система сбора состоит как бы из двух частей: напорной герметизированной однотрубной (до ДНС) и напорной герметизированной двух­трубной (с раздельным транспортом нефти и газа от ДНС до ЦПС).

В последние годы наметилась тенденция к укрупнению пунк­тов подготовки нефти: продукция с нескольких нефтяных место­рождений (или залежей) поступает на подготовку в один цент­ральный пункт, построенный на одном из месторождений (обыч­но на самом крупном). При этом на остальных месторождениях строят лишь дожимные насосные станции, обеспечивающие по­дачу продукции скважин до ЦПС.

Системы сбора нефти, газа и воды непрерывно совершен­ствуются.

Эти усовершенствования в основном направлены на сниже­ние капиталовложений, эксплуатационных затрат, а также на предотвращение потерь нефти и газа.

Ниже рассмотрены основные схемы сбора нефти и газа, по­лучившие наибольшее распространение на нефтяных месторож­дениях нашей страны.

Самотечная схема сбора нефти и газа раньше была широко распространена на промыслах. При самотечной схеме сбор нефти осуществляется за счет ее свободного слива по тру­бопроводам от мерников, устанавливаемых около скважин. За

 

 

Рис. 7. Принципиальная технологическая схема промыслового сбора и транс­порта нефти и газа Бароняна—Везирова:

1 — газлифтная скважина; 2 — станок-качалка; 3 — фонтанная скважина высокого давления; 4 — газосепаратор высокого давления; 5 — групповая замерная установка; 6 — газоотделитель (сепарация нефти); 7 — осушитель газа; 12 — горизонтальный отстой­ник; 9 — сборники нефти; 10 — насос; 11 — сырьевые резервуары установки подготовки нефти; 12— вакуум-компрессор; 13 — газосепаратор; 14 — компрессоры высокого дав­ления

мер дебита скважин осуществлялся в мерниках объемным способом. В настоящее время эта схема не применяется. В райо­нах, где эта система была внедрена, проведены работы по ре­конструкции и переводу ее на современные герметизированные схемы.

1. Схема Бароняна—Везирова (рис. 7) широко рас­пространена на промыслах Азербайджанской и Туркменской ССР. В ней предусматривается двухступенчатая сепарация неф­ти: первая ступень—при давлении около 0,4 МПа и вторая сту­пень— при давлении 0,1 МПа. Внедряется с 1946 г.

Назначение отдельных аппаратов, входящих в состав систе­мы, следующее:

газосепаратор 4 устанавливают на скважинах, если давле­ние превышает 0,6 МПа;

групповая замерная установка 5 служит для замера дебита скважин, к ней подключается до 8 скважин;

в газоотделителе 6 осуществляется окончательное разгази-рование нефти перед ее поступлением в резервуары;

в горизонтальных отстойниках 8 от нефти отделяются песок, механические примеси;

вакуум-компрессоры 12 служат для отбора газа из сборни­ков нефти 9 и отстойников 8

 

 

Рис. 8. Принципиальная технологическая схема промыслового сбора и транспорта нефти и газа института Гипровостокнефть:

1-нефть и газ со скважин- 2 — групповой замерный трап; 3, 4, 5 — трапы первой, второй

и третьей ступени сепарации нефти; 6 — сырьевые резервуары, установки комплекс­ной подготовки нефти; 7 - газопровод; 8—резервуар аварийного приема нефти на ДНС; 9 —насосы; 10 — нефтегазовый сепаратор на ДНС;11- нефтепровод от групповых замерных установок

Напорная схема сбора нефти и газа институ­та Гипровостокнефть (рис. 8). К особенностям этой схе­мы относятся:

ступенчатая сепарация нефти; I ступень осуществляется на групповых сепарационных установках при давлении, достаточ­ном для бескомпрессорного транспортирования газа до ГПЗили других потребителей;

возможность транспортирования нефти с частью растворен­ного газа от сепарационных установок до ЦПС за счет давле­ния сепарации или, при больших расстояниях, при помощи ДНС;

II и III ступени сепарации нефти (осуществляют на ЦПС);

укрупнение пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды, обслуживающих группу промыслов, расположенных в радиусе 50—100 км.

Из-за сложности транспортирования на большие "расстояния жирных газов второй и третьей ступеней сепарации и продуктов стабилизации нефти предлагается на одной площадке с ЦПС строить газобензиновый завод.

При напорной схеме института Гипровостокнефть давление на устье скважин должно быть достаточным для обеспечения двух- или трехступенчатой сепарации нефти. Первая ступень сепарации осуществляется на групповых замерно-еепарацион-ных установках при давлении 0,6—0,8 МПа, т. е. давлении, достаточном

 

Для бесперебойной подачи газа потребителю или газоперерабатывающие заводы. Затем нефть из сепараторов первой ступени вместе с частью растворенного в ней газа транспортируется до центрального сборного пункта, товарного парка или цельных промысловых сооружений, где осуществляется. Репарация второй и третей, (если требуется) ступени. Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти. Газа и воды нефтедобывающих районов.

 

месторождения разработаны и в настоящее время являются обязательным руководящим документом унифицированные тех-шлогические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов.

В основу этих схем положено совмещение в системе нефте-газосбора гидродинамических и геофизических лля подготовки продукции скважин нефть, газ и вода), для ее разделения на фазы в специальном оборудовании повышенной производительности, при максимальном концентрировании основ­ного оборудования по подготовке нефти, газа и воды на цент­ральных нефтесборных пунктах.

При проектировании обустройства нефтедобывающего пред­приятия унифицированная технологическая схема предусматривают герметизацию процессов сбора и транспортирования

нефти, газа и воды;

изменение продукции по каждой подключенной скважине;

совместное или раздельное после «Спутника» транспортиро­вание обводненной и необводненной нефти и газа; _rtTrtDvn

использование нефтесборных коллекторов для подготовки продукции скважин к дальнейшей обработке;

сепарацию газа от нефти;

подготовку товарной нефти (обезвоживание и обессоли-вание);

подготовку сточных вод до нужных кондиции и передачу их в систему ППД (поддержания пластового давления);

поточные измерения количества и качества товарной нефти и передачу ее управлениям магистральными нефтепроводами.

Указанный технологический комплекс располагается, как правило, на ЦПС.

Основной вариант унифицированной технологической схемы ЦПС представляет собой комплекс сооружений для последова­тельного проведения непрерывных взаимозависимых технологи­ческих процессов и включает следующие сооружения: блок до­зировки реагента для разрушения эмульсии в сборном коллек­торе БР; сепаратор первой ступени С А; отстойник предвари­тельного обезвоживания 0-1; печь для нагрева эмульсии П\\ каплеобразователь /С-1; отстойник глубокого обезвоживания 0-2; смеситель С для перемешивания пресной воды с обезво­женной нефтью для ее предварительного обессоливания; элек-тродегидратор 3-1 для глубокого обессоливания; горячий сепа­ратор третьей ступени С-3, резервуары для приема товарной нефти РА; насосы для откачки товарной нефти Я₃; автомат по измерению качества и количества нефти А.

На площадке ЦПС располагается также установка подго­товки сточной воды, включающая следующие сооружения: блок очистки БО—обычно сырьевой резервуар; блок приема и откач­ки уловленной нефти БОН; мультигидроциклон МГЦ для отде­ления от сточной (дождевой) воды механических примесей; емкости шламонакопителя Е-2; блок приема и откачки стоков БОС буферной емкости ЕА для разгазирования нефти, посту­пившей вместе со сточной водой из аппаратов УПН; резервуар пластовой воды Р-2 и насос откачки чистой воды #5-

На схеме приведены следующие трубопроводы: Hi— нефть после первой ступени сепарации; Нг_ нефть обезвоженная; Hi — нефть обессоленная; #5 — нефть после горячей сепарации;

Н6 — некондиционная нефть; Н?-товарная нефть; Г—газ на свечу; Л — газ первой ступени сепарации; Г_{3 — газ} третьей сту­пени сепарации; Д — газ из аппаратов подготовки нефти; В — вода пресная; В— очищенная вода после ЦПС; В2 _{— вода} п_ос­ ле предварительного обезвоживания; 5_{3 — вода} после аппара­тов глубокого обезвоживания и обессоливания; В$ — загрязнен­ные сточные воды на очистку; Ш— шламопровод.

Преимущества рассмотренных герметизированных систем сбора нефти, газа и воды следующие:

полное устранение потерь легких фракций нефти, доходящих в негерметизированных системах до 3 % от объемов добычи нефти;

значительное уменьшение возможности образования и отло­жения парафина на стенках труб; снижение металлоемкости системы;

сокращение эксплуатационных затрат на обслуживание сис­темы;

возможность полной автоматизации сбора, подготовки и кон­троля за качеством товарной нефти;

возможность в некоторых случаях транспортировки нефти, газа и воды по всей площади месторождения за счет давления на устьях скважин

Однако указанные системы сбора и подготовки нефти име­ют и некоторые недостатки, к основным из которых относятся невысокая точность измерения дебита нефти и воды по отдель­ным скважинам, увеличение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при насосной эксплуатации скважин, преждевременное прекращение фонтанирования сква­жин при поддержании высокого давления на устье.