Системы совместного сбора и транспорта нефти и газа

Совместное движение нефти и газа по трубопроводам неразрывно связано с равитием закрытой системы эксплуатацииместорождений. Сначала оно осуществлялось только до сепарационно-замерных установок, расположенных на расстоянии 200 - 300 м от устья скважин. При этом отдельные скважины или небольшие группы скважин оборудовались индивидуальной установкой. После разделения при давлении 0.6 МПа и замера количеств нефти и газа движение их продолжалось раздельно по самостоятельным трубопроводным коммуникациям. 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 используется на собственные нужды. Нефть самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участковых сборных пунктов и далее насосами перекачивается в сырьевые резервуары центрального сборного пункта (рисунок 1).

Рисунок 1 — Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора.

1 — скважины; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3 — регулятор давления типа "до себя"; 4 — газопровод; 5 — сепаратор 2-й ступени; 6 — резервуары; 7 — насос; 8 — нефтепровод; УСП — участковый сборный пункт; ЦСН — центральный сборный пунтк

Соответствующие этим признакам нефтегазосборные системы получили название самотечных двухтрубных систем сбора нефти и газа и относятся к системам раздельногосбора и транспорта нефти и газа. Они характеризуются низким давлением внефтегазосборных трубопроводах; низкими скоростями движения, вследствие чего возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности; многочисленностью промежуточных технологических объектов и, как следствие этого, большой металлоемкостью, нерациональным использованием избыточной энергии пласта и из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газов 2-й ступени сепарации — значительными потерями газа и легких фракций нефти, достигающими 2 – 3 % от общей добычи нефти; для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти.В 1948 году на промыслах объединения Азнефть стала внедряться первая герметизированная система сбора нефти и газа, предложенная инженерами Ф.Г. Бароняном и С.А. Везировым. Основой этой схемы является совместный сбори транспорт продукции всехнефтяных скважин (насосных, компрессорных и фонтанных) до промыслового сборного пункта под повышенным давлением порядка (5 - 6) * 10⁵ н/м², которое достаточно для транспортирования продукции не только до групповой замерной установки, но и до сборного пункта на расстояние до 10 км. Система нефтегазосбора Бароняна и Везирова по сравнению с раздельной системой сбора нефти и газа обеспечила более высокую степень использования энергии пласта, централизацию сборат нефти и газа на одном промысловом сборном пункте, что дает возможность автоматизации технологического процесса, значительное уменьшение потерь нефти и газа благодаря герметизации системы и сокращение расхода металла и денежных средств (рисунок 2).

Рисунок 2 — Система сбора нефти и газа Бароняна – Везирова

1, 12, 13 — скважины; 2 — нефтегазовый сепаратор, Р=0.5 – 0.6 МПа; 3 — замерная установка; 4 — осушитель газа; 5 — сепаратор второй ступени, Р=0.1 МПа; 6 — отстойники; 7 — резервуары; 8 — очистка воды; 9, 11 — компрессор; 10 — сепаратор

К недостаткам данной системы сбора можно отнести:

· сепарацию нефти от газа в одну ступень, т.к. при этом уменьшается объем отсепарированной нефти и ухудшаются ее товарные качества по сравнению с многоступенчатой сепарацией;

· возможность запарафинивания труб при добыче парафинистой нефти.

Идея совместного сбора и транспорта продукции нефтяных скважин получила свое дальнейшее развитие в работахГрозненского нефтяного института, где была разработана высоконапорная однотрубная система сбора(рисунок 3). Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6 - 7 МПа) устьевых давлений.

Рисунок 3 — Принципиальная схема высоконапорной одноторубной системы сбора

1 — скважины; 2 — нефтегазопровод; 3 — сепаратор первой ступени; 4 — сепаратор второй ступени; 5 — регелятор давления; 6 — резервуары

В 1958 году на промыслах объединения Грознефть был осуществлен первый промышленный эксперимент по совместной перекачкенефти и газапо трубопроводу диаметром 0.075 м и длиной 18 км с замером всех необходимых параметров. Диаметры трубопроводов, по которым осуществляется совместный транспорт нефти и газа, стали достигать 0.5 м, а их протяженность 20 – 30 км. На промыслах объединения Казахстаннефть был осуществлен еще больший по своим масштабам эксперимент в условиях равнинной местности. Впервые в СССР нефть и газ транспортировались по одному трубопроводу диаметром 0.3 м на расстояние 100 км.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, более полно используется естественная энергия пласта и исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, появляется возможность увеличить число ступеней сепарациииобеспечить утилизацию попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.Расчет экономической эффективности применения высоконапорной системы на одном из месторождений объединения Грознефть показал, что после внедрения этой системы себестоимость нефти снизилась на 2.5 %, а газа — на 30 %. Аналогичные схемы были внедрены на месторождениях Ставропольского края, Дагестана, Туркмении, Казахстана и других районов страны.Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборномтрубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивостьтрубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовымидавлениями и требует особого внимания к выбору режимов перекачки, обеспечивающих малые потери напора и малые пульсации давления.Институтом Гипровостокнефть разработана напорнаясистема сбора нефти и газа с целью наибольшего укрупнения и централизации объектов разделения продукции скважин и подготовки нефти и газа к магистральному транспорту в условиях, когда пластовые давления не обеспечивают высоких значений устьевых давлений на скважинах. Эта система нефтегазосборапредусматривает 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 ЦСП на расстояние до 100 км и более.Кроме того, этой системой предусматривается использование энергии пласта или напора, создаваемого глубинными насосами, для бескомпрессорного транспортирования газа первой ступени сепарации на большие расстояния. Давление на устье скважин поддерживается от 1.0 до 1.6 МПа. Продукция нефтяных скважин проходит групповые замерные установки, на которых периодически замеряются дебиты скважин. Далее эта продукция по одному трубопроводу подается в сепараторы первой ступени, сгруппированные на участковых сепарационных пунктах. После сепарации первой ступени при давлении 0.5 – 0.6 МПа газ за счет давления в сепараторе направляется к потребителям, а нефть с оставшимся растворенным газом — на центральный сборный пункт. На этом пункте осуществляются окончательная сепарация нефти и газа, подготовка нефти к сдаче потребителю, переработка газа всех ступеней сепарации и подготовка сточных вод к закачке в пласты (рисунок 4).

Рисунок 4 — Принципиальная схема напорной системы сбора.

1 — скважины; 2 — сепаратор первой ступени; 3 — регулятор давления типа «до себя»; 4 — газопровод; 5 — насос; 6 — нефтепровод; 7 — сепаратор второй ступени; 8 — резервуар; ДНС — дожимная насосная станция

Применение напорной системы сбора позволяет:

· сконцентрировать на ЦСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе100 км;

· применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения иэксплуатационные расходы;

· снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора, благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопроводов 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 с месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождений для использования ее в системе поддержания пластового давления.

В настоящее время применяют системы сбора, лишенные указанных недостатков.Система изображенная на рисунке 5, а, отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент-деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплексной подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее.Особенностью схемы, изображенной на рисунке 2.5, б, является то, что установка комплексной подготовки нефтиперенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется комплексным сборным пунктом.

Рисунок 5 — Принципиальные схемы современных систем сбора.

а) — с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦСП;

б) — с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КСП

Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к комплексному сборному пункту (КСП).Таким образом, по величине рабочего давления системы промыслового сбора нефти можно классифицировать как:

· самотечная двухтрубная;

· высоконапорная однотрубная;

· напорная.