Существующие системы сбора скважинной продукции

В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора скважинной продукции: негерметизированная самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.

Негерметизированные самотечные (рис.2.1) системы продолжают эксплуатироваться на старых месторождениях. Движение жидкости в них осуществляется за счёт разности геодезических отметок положения начала и конца трубопровода. Продукция скважин замеряется в индивидуальных (ИЗУ) или групповых (ГЗУ) замерных установках.

ИЗУ располагается вблизи устья скважины. Нефть и вода, отделённые от газа поступают в самотечные выкидные линии, а затем – в участковые негерметизированные резервуары сборного пункта (СП). Из них нефть забирается центробежными насосами и подаётся по сборному коллектору в сырьевые резервуары УПН. Отстоявшаяся вода утилизируется или транспортируется в виде эмульсии до сырьевых резервуаров. Газ под собственным давлением попадает на ГПЗ или на компрессорную станцию.

Рис. 2.1. Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора:

1– скважины; 2 – сепаратор 1–й ступени; 3 – регулятор давления; 4 – газопровод; 5 – сепаратор 2–й ступени; 6 – резервуары; 7– насос; 8 – нефтепровод; УСП – участковый сборный пункт; ЦСН – центральный сборный пункт

ГЗУ в отличие от ИЗУ располагается вдали от скважин. На неё поступает продукция нескольких скважин. Измерение дебита индивидуальных скважин по жидкости производят переключением задвижек на распределительной батарее в замерном трапе или мернике, а газа – при помощи диафрагмы и самопишущего прибора (типа ДП-430).

Отличительными особенностями самотечных негерметизированных систем являются:

¾ работа под напором, создаваемым разностью геодезических отметок в начале и конце трубопровода, поэтому мерник должен быть поднят, а в гористой местности необходимо изыскивать такую трассу, чтобы обеспечить нужный напор и пропускную способность

¾ при этой системе необходима глубокая сепарация нефти от газа для предотвращения образования газовых мешков, могущих существенно снизить пропускную способность нефтепроводов

¾ самотечные выкидные линии не могут быть приспособлены к возможному увеличению дебитов скважин или к сезонным изменениям вязкости нефти и эмульсий в связи с их ограниченной пропускной способностью

¾ в самотечных системах скорость потока жидкости низкая, поэтому происходит отложение механических примесей, солей, парафина и уменьшается пропускная способность

¾ потери нефти за счёт испарения лёгких фракций достигают 3% от общей добычи. Основными источниками потерь являются негерметизированные мерники и резервуары

¾ системы трудно поддаются автоматизации и требует большого количества обслуживающего персонала

Герметизированная система сбора нефти и газа, предложенная инженерами Ф. Г. Бароняном и С. А. Везировым (рис.2.2) , стала внедряться на промыслах объединения Азнефть в 1948 г. Основой этой схемы является совместный сбор и транспорт продукции всех нефтяных скважин (насосных, компрессорных и фонтанных) до промыслового сборного пункта под повышенным давлением (порядка 0,5 -0,6 МПа).

Рис. 2.2. Система сбора Барояна – Везирова:

1 – скважина; 2 – сепаратор высокого давления, 3 – групповая замерная установка, 4 – батарея задвижек, 5 – нефтегазовый сепаратор, 6 – газоосушитель, 7 – отстойник, , 8 – компрессор, 9 – газовый сепаратор, 10 – сборные резервуары для нефти, 11 – сырьевые резервуары, 12 – насос

Система предусматривает однотрубный сбор с использованием энергии пласта до ГЗУ и далее по общему коллектору до участковых пунктов сбора, где нефть сепарируют в две ступени и частично обезвоживают.

Газ I ступени отделяется при давлении 0,4-0,5 МПа и транспортируется к потребителю за счёт давления в сепараторах или при помощи компрессоров. Газ II ступени отделяется при давлении 0,1 МПа; его отбирают вакуумными насосами, осушают и закачивают в напорный газопровод.

Деэмульгатор дозируют на устье, либо на ГЗУ, либо перед I ступенью сепарации. В сырьевые резервуары участкового сборного пункта (УПС) поступает дегазированная обводнённая, обработанная деэмульгатором нефть; отстаивается и подаётся на УПН.

Система нефтегазосбора Барояна и Везирова по сравнению с раздельной системой сбора нефти и газа обеспечила значительное уменьшение потерь нефти и газа и сокращение расхода металла и денежных средств. Ограничивает область применения системы необходимость строительства большого числа мелких пунктов сбора с резервуарным парком, насосными и компрессорными станциями.

Идея совместного сбора и транспорта продукции нефтяных скважин получила свое дальнейшее развитие в работах Грозненского нефтяного института(рис. 2.3)и распространена на трубопроводы протяженностью в десятки километров, с давлением до 5-7 МПа.

Рис.2.3. Система сбора нефти и газа института Грознефть

На каждой площади строится лишь одна центральная сепарационная установка с одноступенчатой сепарацией под давлением до 5 МПа. Отделившийся газ направляется в холодильную установку, для максимального отделения конденсата, а затем под собственным давлением - на ГПЗ. Эмульсионную нефть с оставшимся растворённым газом и газоконденсатом по одному трубопроводу под собственным давлением транспортируют на центральный пункт подготовки нефти (ЦППН)

Внедрение системы сдерживается из-за пульсаций давления, вызванных выделением свободного газа, приводящих к вибрации трубопроводов, возможным порывам по сварным соединениям.

На базе систем совместного сбора и транспорта газонефтяной смеси на большие расстояния был разработан и внедрен ряд нефтегазосборных систем для различных условий добычи. Эти системы позволяют более рационально решать вопросы обустройства нефтяных промыслов: укрупнить и централизовать технологические объекты, увеличить число ступеней сепарации, более полно использовать естественную энергию пласта и т. д. Примером таких унифицированных систем сбора может служить напорная система сбора института Гипровостокнефть(рис.2.4). Эта система предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа до участковых сепарационных установок, расположенных на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до технологических установок по подготовке нефти и газа.

Ее основные отличительные особенности:

¾ ступенчатая сепарация нефти, причём I ступень проходит на групповых или участковых сепарационных установках при давлениях, достаточных для безкомпрессорного транспортирования газа до ГПЗ;

¾ возможность транспортирования нефти с частью растворённого газа от сепараторов до ЦППН за счёт давления сепараторов или, при больших расстояниях – при помощи дожимных насосных станций (ДНС);

¾ расчётное определение уровня давления в системе сбора с учётом давления сепарации исходя из условий оптимального использования пластовой энергии как для добычи, так и для сбора;

¾ II и III ступень сепарации как правило осуществляется на ЦППН;

¾ укрупнение пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды вплоть до одного ЦППН, обслуживающего группу промыслов, расположенных в радиусе 50-100км.

Рис.2.4. Напорная система сбора Гипровостокнефти:

Сепараторы;1 - I ступени (р=5-6 МПа); 2 - II ступени (р – 3-4 МПа); 3 - III ступени 0,9 МПа); 4 - насосная; 5 - аварийная емкость; 6 - пары сырьевых резервуаров комплексной подготовки нефти; I - продукция скважин; II - нефть после I ступени сепарации; III - нефть после II и III ступени сепарации; IV - газ после I ступени сепарации

Недостаток системы – большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦППН и большой расход энергии и материалов на обратное транспортирование очищенной пластовой воды до месторождений для систем ППД.

Системы сбора на месторождениях Западной Сибири. На разрабатываемых нефтяных месторождениях Западной Сибири применяют несколько разновидностей напорных систем сбора, специфика которых в основном связана с кустовым способом разбуривания скважин (рис. 2.5).

Сепарация нефти осуществляется в две-три ступени. Первая ступень сепарации нефти происходит при давлении 0,4-0,8 МПа перед дожимными насосными станциями (ДНС) или на комплексных сборных пунктах (КСП). Газ первой ступени после сепарационных установок при давлении сепарации может транспортироваться до ГПЗ на расстояние более 100 км.

В зависимости от того, какие технологические процессы ведут на КСП, схемы сбора на месторождениях Западной Сибири классифицируют на две группы.

К первой группе относят схемы сбора, в которых всю обводненную нефть окончательно подготавливают на ЦППН. В том случае на КСП осуществляют I ступень сепарации нефти и ввод деэмульгатора в обводненную нефть до сепараторов. В сепараторах или напорных емкостях, установленных после сепараторов, не только отделяется газ, но и происходит частичное обезвоживание нефти. Этот процесс осуществляется без подогрева обводненной нефти. Частично обезвоженную нефть с растворенным в ней газом по отдельному трубопроводу перекачивают с КСП насосами на ЦППН, где происходит сепарация II и III ступени при давлениях соответственно 0,25-0,105 МПа и ее окончательное термохимическое и термоэлектрохимичеекое обезвоживание.

Рис. 2.5. Схема cбopa на месторождениях Западной Сибири:

1 - скважины; 2 - замерные установки; 3 - блоки дозирования деэмульгатора; 4 - сепараторы I ступени; 5 - аппараты предварительного сброса; 6 - отстойники (электродегидраторы), 7 - блоки нагрева; 8 - дожимные насосные станции; 9, 10 — сепараторы II и III ступеней сепарации; 11 - деэмульсаторы; I - газ на ГБЗ; II - вода на КНС; III - газ потребителю; IV - товарная нефть

Ко второй группе относят схемы сбора, у которых на КСП полностью подготавливают нефть в газонасыщенном состоянии. В этом случае на КСП, кроме сепараторов I ступени и напорных аппаратов предварительного сброса, имеются блочные (или стационарные) нагреватели и отстойники (электродегидраторы) для глубокого обезвоживания нефти. В этих схемах реагент-деэмульгатор и горячую воду из отстойников обезвоживания нефти подают в трубопровод перед сепараторами I ступени. Свободную воду отводят из сепараторов I ступени или аппаратов предварительного сброса, а частично обезвоженная нефть под давлением сепарации проходит блок нагрева, трубопровод-каплеобразователь, и окончательно ее обезвоживают в отстойниках. Затем газонасыщенную обезвоженную нефть смешивают с аналогичным потоком безводной нефти, прошедшей только I ступень сепарации, и откачивают насосами на центральные пункты промыслового сбора (ЦППС), где происходит сепарация нефти II и III ступени перед поступлением ее в магистральные трубопроводы. Газ II и III ступеней на ЦПСС используют на собственные нужды или подают на ГПЗ.

Унифицированные технологические схемы обустройства нефтедобывающих районов. В основу этих схем (рис. 2.6) положено совмещение в системе нефтегазосбора гидродинамических и физико-химических процессов для подготовки продукции скважин: ее разделения на фазы в специальном оборудовании повышенной производительности, при максимальном концентрировании основного оборудования по подготовке на центральных нефтесборных пунктах. Это дает возможность реализации мероприятий по комплексной автоматизации нефтепромысловых объектов с наименьшими капиталовложениями и эксплуатационными расходами, с повышением надежности всей системы в целом.

Рис.2.6. Унифицированная технологическая схема сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов: 1 - скважина; 2 - групповая замерная установка (спутник); 3 - блок подачи реагента; 4 - сепаратор первой ступени; 5 - емкость предварительного сброса воды; 6 - печь; 7 - каплеобразователь; 8 - отстойник; 9 - смеситель; 10 - электродегидратор; 11 - сепаратор горячей ступени; 12 - насос; 13 - установка подготовки газа; 14 - узел учета товарной нефти; 15 - узел качества; 16 - резервуар товарной нефти; 17 - резервуар некондиционной нефти; 18 - резервуар пластовой воды; 19 - узел замера расхода воды; 20 - блок дегазатора с насосом; 21 - блок приема и откачки стоков; 22 - емкость-шламонакопитель; 23 мультигидроциклон; 24 - блок приема и откачки уловленной нефти; 25 - блок очистки; 26 - блок подачи ингибитора; 27 - септик

В связи с разнообразными условиями размещения и разработки месторождений, их энергетических возможностей, физико-химических свойств продукции скважин, а также особых условий отдельных нефтедобывающих районов возможно применение насосов для транспортирования газонасыщенной нефти и безкомпрессорного транспортирования газа I ступени сепарации на центральный нефтесборный пункт. В этом случае комплекс сбора может иметь два варианта технологической схемы.

Вариант I предусматривает размещение на месторождении I ступени сепарации с дожимной насосной станцией (ДНС), с предварительным обезвоживанием нефти. При этом процесс предварительного обезвоживания проводится при давлении I ступени сепарации. При этом лимитирующим показателем эффективности является такое качество сбрасываемой пластовой воды, которое удовлетворяло бы требованиям при закачке ее в трещиновато-пористые коллекторы (как наиболее распространенные).

Вариант 2 предусматривает размещение на месторождении сепарационной установки с насосной откачкой без сброса воды.

При выборе варианта технологической схемы сбора учитывают:

¾ энергетические возможности месторождения в основной период его разработки;

¾ способ эксплуатации скважин;

¾ физико-химические свойства нефти и водонефтяной эмульсии;

¾ рельеф местности, который характеризуется суммой геодезических подъемов на один километр трассы (параметр Sh).

Промысловые трубопроводы