Сбор нефти на промысле

В настоящее время известны следующие способы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная герметизированные.

При самотечной двухтрубной системе сбора нефти (рисунок 1) продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделившийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используют на собственные нужды. Нефть с водой самотеком за счет разности геодезических высот поступает в резервуары участкового сборного пункта (УСП), откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).

1 – скважины, 2 – сепаратор І cтупени, 3 – регулятор давления, 4 – газопровод, 5 - сепаратор ІІ cтупени, 6 – резервуары, 7 – насос, 8 – нефтепровод, УСП – участковый газосборный пункт, ЦСП – центральный газосборный пункт, УКПН – установка комплексной подготовки нефти

^ Рисунок 1 Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора
За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии на ее транспорт. Однако данная система сбора нефти имеет ряд существенных недостатков:

- при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет увеличения обводненности скважин, например) система требует реконструкции;

- для предотвращения образования газовых скоплений (мешков) в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти;

- из-за низких скоростей движения возможно запарафинирование трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности;

- из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газа ІІ cтупени сепарации потери углеводородов при данной системе сбора достигают 2-3% от общей добычи нефти.

По этим причинам самотечная двухтрубная система сбора нефти в настоящее время существует только на «старых» промыслах.

^ Высоконапорная однотрубная система сбора (рис. 2) предложена в Грозненском нефтяном институте (РФ). Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 7 МПа) устьевых (рабочих) давлений.

1 – скважины, 2 – нефтегазопровод, 3 – сепаратор І cтупени, 4 - сепаратор ІІ cтупени, 5 – регулятор давления, 6 - резервуары

^ Рисунок 2 Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора
Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на ЦСП. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождения.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90% по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагрузки и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная система сбора может применяться только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

^ Напорная система сбора (рисунок 3), разработанная институтом Гипровостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважины, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более.

1 – скважины, 2 – сепаратор І cтупени, 3 – регулятор давления, 4 – газопровод, 5 – насосы, 6 – нефтепровод, 7 - сепаратор ІІ cтупени, 8 – резервуар, ДНС – дожиманая насосная станция

^ Рисунок 3 – Принципиальная схема напорной системы сбора
Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6-0,8 МПа в сепараторах І cтупени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах ІІ cтупени происходит окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов ІІ cтупени – 10-12 метров) в сырьевые резервуары.

Применение напорной системы сбора позволяет:

- сконцентрировать на ЦСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;

- применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшить металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы;

- снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопровода для транспортировки нефтяного газа низкого давления;

- увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей растворенный газ.

Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды от месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождения для ее использования в системе поддержания пластового давления.

Если что, задачи –

Основные задачи, рассматриваемые в проектах обустройства нефтяного месторождения включают:
1) обеспечение сбора и подготовки запланированного количества нефти и газа к дальнейшему транспорту;
2 )совместный сбор и транспортировка по выкидным линиям, идущей от каждой скважины, нефти, газа и воды до установок сбора нефти;
3) измерение количества нефти, газа и воды по каждой в отдельности скважине;
4) совместная или раздельная транспортировка обводненной или необводненной нефти по сборным коллекторам от установки сбора до установки подготовки нефти;
5) подготовка нефти, газа и пластовой воды до товарных кондиций и передача нефти и газа в магистральную сеть или товарнотранспорной организации для дальнейшей реализации.

Из товарной нефти на нефтеперерабатывающем заводе получают бензин, керосин, дизельное топливо, масла и др. Из нефтяного газа на газоперерабатывающем заводе производят в основном сжиженные газы и бензин, а пластовая вода, добытая вместе с нефтью из недр, транспортируется к нагнетательным скважинам того же или соседнего месторождения для закачивания в пласт с целью поддержания давления.

Сбор нефти, газа и воды осуществляется системой нефтегазопроводов, по которым эти продукты транспортируются от скважин до установок сбора, и от установок сбора до установок подготовки.

Под технологическими установками подготовки нефти, газа и воды понимается комплекс оборудования и аппаратов, в которых непрерывно и последовательно осуществляется физико-химические процессы разрушения эмульсий, завершающие получением товарных продуктов, т.е. чистой нефти, чистой пластовой воды и очищенного и осушенного газа.