2.2. Оборудование головных сооружений нефтепроводов

2.2.1. Сбор и подготовка нефти к дальнейшей транспортировке 2.2.1.1. Сбор и подготовка нефти на промысле

Нефть на поверхность поступает из недр Земли по специально пробурен­ным до продуктивных нефтяных пластов эксплуатационным скважинам. Вместе с нефтью на поверхность поднимаются различные механические примеси (частицы породы, цемент), растворенный в нефти газ (попутный), вода и минеральные соли в виде кристаллов в нефти и раствора в воде. Присутствие воды с растворенными минеральными солями в нефти приводит к удорожанию транспорта, а также к усиленной коррозии металла трубопро­водов и оборудования, затрудняет переработку нефти. Наличие механичес­ких примесей вызывает абразивный износ труб и нефтеперекачивающего оборудования. Легкие фракции нефти (попутный газ) являются ценным сы­рьем для нефтехимической промышленности. Поэтому необходимо стре­миться не только к снижению потерь легких фракций из нефти, но и к сохра­нению всех углеводородов, извлекаемых из недр, для их последующей пе­реработки. На всех вновь сооружаемых нефтяных промыслах используют централизованную схему сбора и подготовки нефти [33, 56. 57, 83].

По этой схеме продукцию собирают от группы скважин, называемых кустами, на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу диамет­ром 76-114 мм на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой.

На АГЗУ проводят учет количества поступившей от каждой скважины пластовой жидкости.

­Пластовая жидкость вместе с газом поступает далее или на дожимную насосную станцию (ДНС), или на центральный пункт сбора (ЦПС), или (дру­гое название) центральный пункт подготовки нефти (ЦГ1ПН). Обычно на од­ном нефтяном месторождении устанавливают один ЦППН.

Единой универсальной схемы промыслового сбора, транспорта и подго­товки нефти не существует.

Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и природных условий. На некоторых месторождениях к дожим- ной насосной станции (ДНС) подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других - на каждой АГЗУ установлен сепаратор первой ступени, и жидкость транспортируется на ЦППН или дожимными насосами, или за счет давления в линии. На небольших по площади месторождениях АГЗУ и ЦППН могут быть расположены на одной площадке. Пример схемы централизованного сбора и подготовки нефти представлен на рис. 2.4.

Но в ряде случаев один ЦППН устраивают для нескольких месторожде­ний с размещением его на наиболее крупном. В этих случаях на отдельных месторождениях можно сооружать комплексные сборные пункты (КСП), где частично проводится обработка нефти.

На ЦППН сосредоточены установки по подготовке нефти (УПН) и воды (УПВ). На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке, в связи с этим ее называют ус­тановкой по комплексной подготовке нефти (УКПН).

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после окончатель­ного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем через ДНС - на головную насосную перекачивающую станцию магистрального нефте­провода (ГНПС МН).

Следует отметить, что для перемещения нефти от АГЗУ до ЦППН на не­которых месторождениях пластового давления оказывается недостаточно. Поэтому между АГЗУ и ЦППН размещают насосную станцию, которая и создает дополнительное давление в сборном коллекторе, как бы дожимая поток нефти.

На дожимных насосных станциях могут быть установлены сепараторы первой ступени сепарации нефти в целях дальнейшего раздельного транспор­та нефти центробежными насосами, а газа - под давлением сепарации.

Дожимные насосные станции выпускаются в блочном исполнении двух типов.

К первому относятся ДНС на базе сепарационных установок с блочной насосной (БН). Разработано 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9 до БН- 2000-26. Шифр блока: БН - блочная насосная; первое число - подача насоса по жидкости. м³/сут; второе - давление нагнетания, МПа. Из блоков компо нуются дожимные насосные станции различных подач и напора. Станция со- стоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи ннирийного сброса газа. Технологический блок включает технологическую емкость и гидроциклоны, один из которых резервный.

Ко второму типу относятся ДНС-7000, ДНС-14000, ДНС-20000, где число указывает на подачу насосных агрегатов, м³/сут. Давление нагнетания насосов 1,9 - 2,8 МПа. Технологическая единица состоит из блока буферной емкости (где осуществляется сепарация газа) и блока насоса 8НД-9хЗ. В указанных ДНС имеются соответственно две, три, четыре технологичес­кие единицы, причем в каждой станции одна технологическая единица резер­вная. Помимо того, ДНС включает: блоки сбора и откачки утечек нефти, низковольтную аппаратуру и контрольно-измерительные приборы и автома­тику (КИПиА), а также распределительное устройство и свечу аварийного сброса газа.