Принципиальная схема напорной системы сбора.

1 – скважина;

2 – сепаратор первой ступени;

3 – насос;

4 – регулятор давления;

5 – сепаратор второй ступени;

6 – резервуарный парк;

ДНС – дожимная насосная станция.

Нефть подается от скважин на площадку ДНС, где при давлении 0,6 МПА происходит разделение нефти и газа в сепараторе первой ступени. Нефть с оставшимся попутным газом насосами подается на площадку ЦСП, где происходит окончательное разгазирование и подача нефти в сырьевые резервуары.

Применение напорной системы сбора дают следующие преимущества:

1. Концентрация на ЦСП оборудования по подготовке нефти для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;

2. Возможность применение высокопроизводительного оборудования, уменьшение металлозатрат и эксплутационных расходов;

3. Увеличение пропускной способности нефтепровода снижение затрат мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащий растворенный газ.

Недостатком такой системы является сооружение трубопроводов для обратного транспорта очищенной пластовой воды до месторождений для использования ее в системе поддержания пластового давления.

Системы сбора продукции газовых скважин.

Основные требования, предъявляемые к проектированию систем сбора газа и конденсата:

1. Точный замер газа и конденсата по каждой скважине для выбора необходимого оборудования контроля и регулирования процессов подготовки;

2. Обеспечение герметизированного процесса сбора газа на всем протяжении от установок добычи до магистральных трубопроводов;

3. Обеспечение показателей качества газа в соответствии с их стандартами;

4. Учет количества продукции газовых скважин;

5. Обеспечение высоких экономических показателей и минимум метеллозатрат;

6. Возможность ввода в эксплуатацию участков промысла до окончания строительства всего комплекса сооружений;

7. Надежность технологических установок и возможность полного контроля технологических процессов;

8. Возможность автоматизации и телемеханизации всей системы в целом.

Одним из основных элементов системы сбора и подготовки газа и конденсата к транспорту на месторождениях являются промысловые газосборные сети. Основным элементом сетей является промысловый газосборный коллектор, к которому подведены трубопроводы-шлейфы. По конфигурации газосборного коллектора различают следующие промысловые газосборные сети:

Лучевая

1 – скважина;

2 – трубопровод-шлейф;

3 – коллектор;

ГСП – газосборный пункт.

Линейная

Групповая

ПГПС – промежуточный газосборный пункт.

1 – скважина;

2 – трубопровод-шлейф;

3 – коллектор;

4 – перемычка.

Кольцевая

Наиболее широко используют групповую систему газосбора. Она наиболее экономична и легче поддается контролю и диагностике. Число ГСП на месторождениях зависит от площади газоносности и может составлять от 1 до 25 ПГСП.

Лучевую и линейную схемы обычно применяют на средних и мелких месторождениях с вытянутой формой залежи.

Кольцевую систему применяют на круговых месторождениях с залежами газа 10·10¹⁰ м³.

Диаметр шлейфов и коллекторов выбирают с учетом металловложений и минимума гидравлических потерь.

Обустройство газоконденсатных месторождений сернистых газов.

Высокосернистые (сернистые) газы содержат такое количество серы, при переработке которых сооружение установок по производству серы целесообразнее, чем утилизации газов.

Можно выделить следующие системы подготовки переработки сернистых газов:

1. централизованная. На одной площадке совмещены промысловая и заводская части комплекса;

2. децентрализованная, при которой удаляют влагу и конденсат из газа на промысле и транспортируют затем продукцию на завод для дальнейшей переработки;

3. смешанная.

Как правило, для очистки газа от серы используются абсорбционные установки, в которых абсорбентом являются аминокислоты.