8 Нефтегазосборы, их характеристика

Каждое нефтяное месторождение имеет свои особенности (свойства нефти, условия эксплуатации скважин, климат, характер местности и другое). Поэтому единой унифицированной системы нефтегазосбора не существует. По степени герметизации выделяют системы сбора открытые, смешанные (частично герметизированные), герметизированные, по числу сборных трубопроводов для транспорта продукции скважин –одно-, двух-, и трехтрубные , по величине напора–самотечные, напорные (низко и высоконапорные) по типу замер носепарационных установок – с индивидуальными и групповыми установками. Эти критерии классификации по разному сочетаются а применяемых системах.

На ранних этапах развития нефтяной промышленности применяется открытый способ добычи, сбора и хранения нефти. Нефтяной газ и легкие фракции нефти улетучиваются в атмосферу.

Бакинская (самотечная) система сбора.

Первой более совершенной системой была Бакинская смешанная, самотечная двухтрубная система сбора, которую продолжают применять на давно разрабатываемых месторождениях (рис. 9). В этой системе совместное герметизированное низконапорное транспортирование нефти осуществляется из скважины 1 до индивидуальных 2 (ИЗУ) или групповых 3 (ГЗУ) замерных установок, расположенных на расстоянии от устья не более 500 м. К ГЗУ подключают выкидные линии 5-8 скважин (фонтанные, газлифтных, насосных). На ИЗУ и ГЗУ происходит сепарация (разделение фаз) в трапах (сепараторах) 2 при давлении 0,11-0,15 МПа

Нефть вместе с водой из трапов самотеком (благодаря естественным уклонам на местности) по нефтесборному трубопроводу поступает в резервуары группового сборного пункта (ГСП), из них перекачивается насосами в сырьевые резервуары промыслового парка на центральном сборном пункте (ЦПС) и дальше насосами на установку подготовки нефти (УПН) или на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) Раньше вода из трапов сбрасывалась в канализационную сеть.

Газ из трапа по газопроводу поступает на прием компрессорной станции 9 и дальше подается на газоперерабатывающий (газобензиновый) завод (ГПЗ). Иногда в зависимости от давления на устье скважин применяют две ступени сепарации и предусматривают две газосборные линии (низкого и высокого давлений).

Нефть и воду замеряют путем переключения через распределительную батарею 10 в замерном трапе или мернике 4, а газ – с помощью диафрагменного прибора.

Потери нефти вследствие испарения из негерметизированных мерников и резервуаров достигает 3% от общей добычи. С 50-х годов начали внедрять однотрубные герметизированные системы нефтегазосбора.

Система сбора Бароняна-Везирова.

Предложенная Бакинскими инженерами ФГ Бароняном и СА Везировым в 1946 году. Эта система предусматривает однотрубный, высоконапорный сбор всей продукции скважин под действием устьевого давления 0,4-0,5 МПа через ГЗУ до группового сборного пункта, расположенного на расстоянии 3-8 км.

На ГСП производят сепарацию газа в две ступени: отделяют газ в сепараторе при давлении 0,4-0,5 МПа и отбирают вакуумным компрессором при давлении 0,1 МПа из отстойников и сборных резервуаров. Газ черезгазосушитель подают на компрессорную станцию и дальше через маслоотделитель на газлифтные скважины или ГПЗ.

Продукция фонтанных скважин проходит дополнительную сепарацию в сепараторах высокого давления (0,4-,0,6 МПа) расположенных у скважин или на ГЗУ Отделившийся газ направляют в сборный газопровод и дальше на ГПЗ или для газолифтной эксплуатации.

Дегазированная обводненная нефть из сепаратора поступает в отстойники, где отделяется вода и песок которые сбрасываются в систему очистки сточных вод Частично обезвоженную нефть из сборных резервуаров насосами подают в сырьевые резервуары ЦСП и на УПН

Система нефтегазосбора Бароняна –Везирова не ликвидирует потери нефти от испарения только в сырьевых резервуарах. Она широко распространена на месторождениях юга страны, а также в Туркмении.

Высоконапорная система сбора Гипровостокнефти.

Эта система с 1960 года начала внедряться на месторождениях Куйбышевской области. Она предусматривает перекачку газонасыщенной нефти от месторождений всего нефтепромыслового района на ЦСП, на котором сосредоточены все мощности по подготовке нефти и переработке газа.

Продукция скважин под действием устьевого давления поступает через ГЗУ, обслуживающую 6-12 скважин, или на участковую дожимную насосную станцию (ДНС) или на участковую сепарационную установку (УСУ) ДНС сооружают на промыслах или участках промыслов, удаленных на значительное расстояние от ЦСП (обычно более 10 км) УСУ- для нефтесбора с участков, расположенных вблизи ЦСП.

На ДНС (или УСУ) осуществляют первую ступень сепарации при давлении 0,6-0,7 МПа, которое обеспечивает бескомпрессорное транспортирование газа до ГПЗ, расположенного на площадке ЦСП и перекачку газонасыщенной нефти центробежными насосами (рис. 5) 21 на ЦСП на расстоянии до 100 км и более.

На ЦСП осуществляют вторую и, если требуется, третью ступени сепарации, подготовку нефти и очистку воды.

При этой системе достигается высокая степень централизации технологических объектов, их количество на месторождениях сводится к минимуму, отсутствуют отстойники и компрессорные станции, практически полностью утилизируются нефтяной газ. Такие системы с некоторыми видоизменениями использованы при обустройстве месторождений Западной Сибири.

Другие системы нефтегазосбора.

Институт Татнефтепроект разработал вариант напорной системы, при которой на дожимной насосно-компрессорной станции (ДНКС) совмещенной с ГЗУ, давление газонефтяной смеси повышают до 1,6-2 МПа и перекачивают на УСУ. Однако система не нашла широкого применения из-за отсутствия экономически выгодных и надежных в работе газожидкостных нагнетателей (винтовых насосов, насосов-компрессоров).

Институт Башнефтепроект разработал вариант герметизированной самотечной системы с использованием эжекторных установок, устанавливают на ГЗУ. Газ 1 ступени соответственно корректирует газ 2 ступени и при давлении 0,2-0,5 МПа транспортирует по газопроводу на ГПЗ. Нефть по нефтетрубопроводу самотеком поступает на сборный пункт. Большая металлоемкость и отсутствие централизации объектов ограничивает применение этой системы.

Грозненским институтом в 60- е годы разработана высоконапорная система нефтегазосборов при давлении до 6-7 МПа за счет использования пластовой энергии. На месторождении сооружаются только ГЗУ. Продукция скважин направляется в общий сектор и транспортируется за счет пластовой энергии на ЦСУ (централизованную стационарную установку) которая размещается на территории УПН и отдалена от ГЗУ на расстояниях, измеряемых десятками километров.

Предложенная также бесколлекторная (лучевая) система, в основе которой лежит совместный отток нефти и газа от каждой скважины до крупных, обслуживающих до ста сборных пунктов. На сборном пункте осуществляется подготовка нефти, а газонасыщенная нефть перекачивается насосами (рис. 6) на ЦСП всего месторождения.

Анализ применения герметизированных систем сбора, выполненный ВНИИСПТНЕФТЬЮ, позволяет выделить девять обобщающих вариантов. Из них наибольшее применение нашли такие системы, включающие а) только ГЗУ (Удельный вес применения 23,1% , б) ГЗУ и ДНС с отбором газа только на ДНС (33%) в) ГЗУ и ДНС с отбором ДНС (24,7%). Удельный вес применения остальных вариантов колеблется от 0,5 до 7,6 %.

Рассмотренные системы применительно к конкретным условиям совершенствовались Тенденция их развития - максимальная централизация нефтепромысловых объектов, автоматизация и телемеханизация.

Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов.

Они разработаны Гипровостокнефтью и ВНИИСПТ нефтью на основании обобщения научных достижений, а также отечественного и зарубежного опыта. В основу этих схем положено совмещение процессов сбора и подготовки при максимальном концентрировании основного технологического оборудования на ЦСП. На месторождении размещаются только ГЗУ. В связи с разнообразием условий конкретных месторождений комплекс может иметь два варианта технологической схемы размещения дополнительного оборудования на месторождений:

I ступень сепарации с ДНС и с предварительным обезвоживанием нефти, причем качество воды должно удовлетворять требованиям закачки в трещиновато – пористый пласт.

I ступень сепарации с насосной откачкой без сброса воды.

Нефть, газ и вода под давлением до 1,5 – 3 МПА из скважин 1 по выкидным трубам (шлейфам) диаметром 75 – 150 мм, длиной 0,8 – 4 км направляются в автоматизированные групповые замерные установки 2 (типа ,,Спутник”), где происходит отделение газа от жидкости ( нефти, воды) и автоматическое поочередное (поскважинное) измерение расходов жидкости и газа.

После замерной установки нефть, газ и вода снова смешиваются и транспортируются по сборному коллектору диаметром 200 – 500 мм, длиной до 7 – 70 км под собственным давлением до УПН. Допустимые пределы однотрубного транспортирования в зависимости от рельефа местности, вязкости и расхода продукции, диаметром трубопровода и давления на его входе можно выбрать по таблице Гипровостокнефти. Для внутритрубной де эмульсии с помощью блока 3 вводится в поток дезмульгатор.

На УПН осуществляют последовательно сепарацию I ступени 4, предварительное обезвоживание 5, нагрев эмульсии 6, укрупнение капель воды 7, глубокое обезвоживание и сепарацию II ступени 8, ввод пресной воды в поток 9, обессоливание 10 и сепарацию III ступени (стабилизацию). Обезвоженная и обессоленная нефть из сепараторов // самотеком поступает в два попеременно работающих герметизированных резервуаров 12 на кратковременное хранение. Из них нефть забирается подпорным насосом 13 и подается на автоматизированную замерную установку количества и качества товарной нефти 14 (типа ,,Рубин’’). Если нефть отвечает кондициям, то она направляется в парк товарных резервуаров и далее в магистральный нефтепровод и на НПЗ. Если нефть окажется некондиционной по содержанию воды (более 0,5%) и солей (более 100 г/л), то задвижка на входе в товарный резервуар автоматически закрывается и открывается задвижка для возврата нефти снова на обезвоживание и обессоливание. Необводненная нефть минует часть узлов в УПН и поступает сразу в концевые сепараторы III ступени //, где смешивается с обезвоженной и обводненной нефтью.

Отделившийся газ по сборным газопроводам поступает на УПШ. Весь комплекс оборудования, которого называют газобензиновым заводом. Обычно УПГ монтируют для большой группы месторождений, где имеются большие запасы нефтяного газа. На промысле (месторождении) подготовка газа не осуществляется.

Отделившаяся в отстойниках и электродегидраторе вода самотеком поступает на УПВ. Там она проходит, блоки очистки 17 и дегазации 20 и через узел замера 21 подается на кустовые насосные станции (КНС) для закачки в пласт. Уловленная в блоке 22 нефть откачивается на УПН.