3. Сбор и подготовка нефти на промыслах. Системы промыслового сбора нефти.

Продукция нефтяных скважин представляет собой смесь газа, нефти и пластовой минерализованной воды. Очень часто нефть и вода, интенсивно смешиваясь в процессе движения к устью скважин, образуют эмульсию – смесь, в которой мелко раздробленные капли воды находятся в нефтяной среде во взвешенном состоянии и поэтому не отстаиваются и не сливаются друг с другом.

Кроме газа и жидкости, в продукции скважины могут быть также и механические примеси: частицы песка, глины известняка, выносимые из пласта; продукты ржавчины; крупинки твердых углеводородов (парафина, выделяющегося из нефти).

Нефть, извлекаемая на поверхность из скважин, часто называют «сырой» нефтью. Для получения товарной нефти и нефтяного газа, а также пластовой воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт, применяют специальные технологические установки.

Для транспортирования нефти и газа, отделения их друг от друга и освобождения от посторонних примесей на территории промыслов строится система трубопроводов, аппаратов и сооружений, в которых выполняются следующие операции:

1) разделение газа и жидкости;

2) транспортирование нефти и газа от скважин к резервуарному парку и к компрессорной станции;

3) освобождение нефти от воды и механических примесей;

4) деэмульсация нефти, ее обессоливание и стабилизация, т. е. удаление из нее легких углеводородов.

Вся система, в которой осуществляются эти операции, называется технологической схемой сбора, подготовки и транспорта нефти и газа. Универсальной, единой для всех промыслов технологической схемы не существует. Эти схемы видоизменяются в зависимости от условий эксплуата-ции месторождения, физических свойств нефти, расстояния между скважина-ми, климатических особенностей района и т. п. Более того, технологические схемы могут пересматриваться и реконструироваться в связи с изменяющимся соотношением нефти, газа и воды в продукции скважин.

Система промыслового сбора (СПС) и транспортирования нефти, газа и воды – это разветвленная сеть трубопроводов, проложенных на площадях месторождений подземно, надземно, подводно или надводно.

Для разных по площади месторождений сеть трубопроводов бывает различной. Все трубопроводы, транспортирующие однофазные (нефть, газ или вода), двухфазные (нефть + газ) или многофазные (нефть + газ + вода) жидкости, проверяются на пропускную способность, т. е. на гидравлические сопротивления с учетом или без учета перепада температур, а также на механическую прочность.

Основными элементами системы сбора и подготовки скважинной продукции являются: добывающие скважины; выкидные линии и коллекторы;

автоматизированные замерные установки; дожимные на­сосные станции; центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Для сбора и транспортирования нефти и газа на территории промысла прокладывается система стальных трубопроводов диаметром от 80 до 400 мм и общей протяженностью в несколько десятков километров.

Добываемые флюиды поступают к оборудованию для сбора и промысловой подготовки по выкидной линии – спе­циальному трубопроводу, начинающемуся от фонтанной арматуры или устьевого тройника.

В настоящее время площади нефтяных месторождений обустраи­ваются автоматизированными высоконапорными система­ми сбора нефти, газа и воды.

Схема сбора и подготовки за­висит от площади месторождения, дебитов скважин, свойств перекачиваемых жидкостей и природных условий. В системах сбора и подготовки осуществляются следующие технологические процессы: сепарация; деэмульгация; обессоливание; стабилизация. Необходимое для этого оборудо­вание выпускается в блочном исполнении, что позволяет быстро монтировать его на промыслах.

Существует несколько систем сбора скважинной продук­ции на нефтяных промыслах.

Самотечная двухтрубная система сбора. При её использовании продукция скважин сначала разделяется на жидкую и газообразную фазы при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатываю-щий завод (ГПЗ). Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся из неё газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотёком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, а оттуда насосом перекачивается в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).

За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии на её транспортировку. Однако данная система сбора имеет много существенных недостатков, поэтому в настоящее время она существует только на старых промыслах.

Высоконапорная однотрубная система сбора (рисунок 1) используется при высоких значениях устьевого давления (до 7 МПа). В этом случае продукция скважин транспортирует­ся на расстояние в десятки километров до центрального сборного пункта (ЦСП). При такой системе сбора достигает­ся максимальная концентрация технологического оборудо­вания, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтя­ного газа с самого начала разработки месторождений.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90% по объему) в сборном тру­бопроводе происходят пульсации давления и расхода. Это вызывает усталостное разрушение трубопроводов, отрица­тельно влияет на работу сепараторов и КИА.

1 – скважины; 2 – нефтегазопровод; 3 – сепаратор первой ступени; 4 – се­паратор второй ступени; 5 – регулятор давления; 6 – резервуары; УКПН – установка комплексной подготовки нефти.

Рисунок 1 – Схема высоконапорной однотрубной системы сбора

скважинной продукции

Напорная система сбора предусматривает транспор­тировку продукции скважин на участковые сепарационные установки, расположенные в радиусе до 7 км от скважин (рисунок 2), и дальнейшую подачу нефти до ЦСП на расстоя­ние до 100 км.

1 – скважины; 2 – сепаратор первой ступени; 3 – регулятор давления; 4 – газопровод; 5 – насосы; 6 – нефтепровод; 7 – сепаратор второй ступени; 8 – резервуар; ДНС – дожимная насосная станция.

Рисунок 2 – Схема напорной системы сбора скважинной продукции

Продукция скважин подается на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении около 0,8 МПа в сепараторах первой ступени происходит отделение части газа, который подается на ГПЗ бескомпрессорным спосо­бом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом пере­качивается на площадку ЦСП, где в сепараторах второй ступени происходит окончательное отделение газа. Дегази­рованная нефть самотеком поступает в резервуары.

Недостатком этой системы сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирова­ние нефти и воды до ЦСП, а также большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирова­ния пластовой воды для использования её в системе под­держания пластового давления.

На современных нефтедобывающих промыслах перед сепаратором первой ступени в поток скважинной жидкости вводят деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмуль­сию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС (рисунок 3).

1 – продуктивный пласт; 2 – скважинный насос; 3 – подъемные трубы; 4 – обсадная колонна; 5 – устье добывающей скважины; 6 – групповая замерная установка; 7 – кустовая насосная станция; 8 – установка предварительного сбора воды; 9 – дожимная насосная станция; 10 – газопровод; 11 – трубопро­вод для водонефтяной смеси; 12 – установка подготовки нефти; 13 – уста­новка подготовки воды; 14 – водовод; 15 – нагнетательная скважина.

Рисунок 3 - Принципиальная схема системы сбора скважинной продукции на современном нефтяном промысле