14. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа

14.1. Системы сбора нефти и газа

Известны несколько систем промыслового сбора нефти и газа: самотечная, Бароняна и Везирова, института Гипровостокнефть, Грозненская и др.

В настоящее время проекты промыслового обустройства разрабатываются, как правило, с применением высоконапорных (до 1,0 МПа и более 10 кгс/см²) герметизи­рованных систем, почти полностью исключающих потери легких фракций нефти и легко поддающихся комплексной автоматизации.

На рис. 65 приведена система сбора и подготовки нефти для больших по площади месторождений. Нефть, газ и вода, поступившие на поверхность из скважин, под усть­евым давлением по выкидным линиям 1 направляются в автоматизированную замерную установку (АГЗУ) 2. Продукция замеряемой скважины через замерную линию и многоходовый переключатель поступает в замерный сепаратор, где замеряются дебит жидкости и газа. Продукция остальных скважин в это время смешивается в переключателе и через выходную линию поступает в общий сборный коллектор 3, куда направляются нефть и газ после замера. Из сборного коллектора (протяженностью иногда в несколько километров) газожидкостная смесь поступает на дожимную насосную станцию (ДНС). На ДНС установлены сепараторы первой ступени, в которых газ отделяется от жидкости. После этого продукция "по отдельным" трубопроводам 6 и 5 транспортируется до газоперерабатывающего завода 13 и сепаратора-делителя 7 (вторая ступень сепарации), расположенного рядом с установкой подготовки нефти (УПН) 8. Основное назначение сепаратора-делителя — регулирование подачи нефтяной эмульсии в сепараторы-подогреватели (УДО-2М, УДО-3 и т. д.). На установке подготовки нефти происходит подогрев нефтяной эмульсии, отделение нефти от воды и обессоливание нефти, после чего нефть поступает на автоматизированную установку 16 для сдачи товарной нефти, а пластовая вода — на установку подготовки воды (УПВ) 9.

Рисунок 65. Система сбора, не совмещенная с УПН, для больших по площади месторождений

1 — выкидные линии; 2 — автоматизированная замерная установка продукции скважин (АГЗУ) Спутник; 3 — сборный коллектор для нефтегазоводяной смеси; 4 — дожимная насосная станция (ДНС; 5 — коллектор для нефтеводяной смеси; 6 — газопровод; 7 — сепаратор-делитель; 8 — сепараторы деэмульсаторы (подогреватели) установки подготовки нефти (УПН); 9 — установка подготовки сточной воды (УПВ); 10 — коллектор сточной воды; 11 — коллектор товарной нефти; 12 — компрессорная станция (КС); 13 — газоперерабатывающий завод (ГПЗ); 14 — попеременно работающие герметизированные резервуары; 15 — подпорный насос; 16 — автоматизированием установка сдачи товарной нефти Рубин-2; 17 — возврат некондиционной нефти на доочистку; 18 — насосная товарной нефти; 19 — магистральный нефтепровод; 20 — насос для перекачки сточной воды к кустовой насосной станции (КНС)

Если нефть, поступающая с УПН, окажется некондиционной по содержанию воды и солей, то она автоматически направляется по трубопроводу 17 в сепаратор-делитель 7, из которого снова поступает на УПН для доведения ее качества до нормы. При сильно обводненной продукции скважин предварительный сброс пластовой воды осуществляется на дожимной насосной станции, от которой вода специальными насосами подается в нагнетательные или поглощающие скважины.

Описанная принципиальная схема герметизированной системы сбора и подготовки нефти не стандартная и может существенно изменяться в зависимости от конкретных условий: в первую очередь от размера площади месторождения, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и т. д.

При использовании системы сбора нефти, не совмещенной с УПН (рис. 66), для сравнительно небольших площадей продукция всех скважин после поочередного измерения на автоматизированной замерной установке (АГЗУ) направляется в сепараторы первой ступени, расположенные на той же площадке, что и АГЗУ. Нефтяной газ, выделившийся в этих сепараторах, под собственным давлением подается на местные нужды или дальним потребителям, а нефть и вода вместе с растворенным газом поступают в сепараторы второй ступени — концевую совмещенную сепарационную установку (КССУ), где давление поддерживается 0,1—0,12 МПа. Здесь происходит «холодное» разгазирование нефти и предварительное отделение ее от пластовой воды. Газ из КССУ направляется на прием компрессоров в КС, а затем на ГПЗ.

Затем нефть с помощью насоса забирается из КССУ и подается через теплообменники сначала в сепаратор 7, затем в сепаратор-деэмульсатор (подогреватель) 8, где качество ее доводится до товарных норм, т. е. она обезвоживается и обессоливается. Обезвоженная и обессоленная горячая нефть поступает в теплообменники и, отдав свое тепло сырой нефти, направляется в попеременно работающие герметизированные резервуары 14, откуда забирается подпорным насосом 15 и транспортируется через автоматическое устройство для сдачи товарной нефти (Рубин-2) 16 в насосную внешней перекачки.

Рисунок 66. Система сбора, не совмещенная с УПН, для небольших по площади месторождений

1— выкидные линии; 2 — автоматизированная замерная установка Спутник; 3 — сепаратор первой ступени; 4 — сепаратор второй ступени (КССУ); 5 — насос для нефти; 6 — теплообменники для нефти; 7 — сепаратор-делитель: 8 — сепаратор-деэмульсатор (подогреватель) УПН; 9 — попеременно работающие герметизированные товарные резервуары; 10 — подпорный насос; 11 — автоматизированная установка по сдаче товарной нефти Рубин-2; 12 — возврат некондиционной нефти в УПН; 13 — установка подготовки воды; 14 — насос для откачки сточной воды к нагнетательным скважинам

Если нефть окажется некондиционной по содержанию солей и воды, устройство «Рубин-2» автоматически переключает эту нефть по линии 17 на повторное обезвоживание и обессоливание — сначала в сепаратор-делитель 7, а затем в сепаратор-подогреватель 8.

Газ из сепаратора 8 направляется под собственным давлением на ГПЗ, а горячая пластовая нефть поступает в КССУ для предварительного разрушения эмульсии. Излишки пластовой воды из сепаратора 8 могут сбрасываться на установку подготовки воды.

Основные преимущества описанных систем сбора и подготовки нефти следующие: 1) полностью ликвидируются потери легких фракций нефти, достигающие 2—3% от добытой нефти в негерметизированных системах; 2) значительно уменьшается возможность отложения парафина, на стенках труб; 3) снижается металлоемкость систем 4) уменьшаются эксплуатационные расходы на обслуживание; 5) появляется возможность полной автоматизации сбора, подготовки и контроля качества товарной нефти.

Однако указанные системы имеют и некоторые недостатки.

Основные из них: 1) невысокая точность измерения дебита нефти и воды по отдельным скважинам; 2) увеличение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при глубиннонасосной эксплуатации скважин); 3) при поддержании высокого давления на устье происходит преждевременное прекращение фонтанирования скважин, так как потенциальная энергия сжатого газа используется при этом не полностью.