Сбор и подготовка нефти газа и воды к транспорту

новку (УХ) для снижения температуры газа и максимального извле­ чения конденсата, а затем поступает в газопровод для подачи его на ГБЗ. Нефть же с оставшимся в ней растворенным газом по одному трубопроводу под собственным давлением транспортируется на ко­ нечный сборный пункт, на котором осуществляются окончательная сепарация нефти от газа, подготовка нефти к транспорту и газа

кпереработке на ГБЗ.

Вгрозненской системе нефтегазоводосбора продукция скважин замеряется на центральном пункте с применением автоматизирован­ ных мобильных станций, называемых «Спутниками-В» (см. рис. 14).

Таким образом, грозненская система сбора нефти имеет следующие достоинства:

осуществление однотрубного транспорта нефтегазовой смеси по трубам большого диаметра на значительные расстояния обеспечи­ вает большую экономию металла для труб и создает возможность подключения новых эксплуатационных скважин за счет резерва пропускной способности коллектора;

рационально используется пластовая энергия, обеспечивающая подачу нефти и газа потребителям под собственным давлением; на крупных сборных пунктах (какими являются отдельные пло­ щади нефтяных месторождений М х, М 2) имеется возможность отде­ лять нефть от воды и использовать последнюю для закачки в пласт

с целью поддержания давления; применение однотрубной системы транспорта нефти и газа и орга­

низация централизованных пунктов сбора создают условия для объединения отдельных площадей нефтяных месторождений в более крупные административно-хозяйственные единицы — нефтегазодобы­ вающее управление (НГДУ), которые предусматриваются новой структурой управления.

К недостаткам высоконапорной системы сбора нефти, газа и воды относятся:

возможность возникновения на некоторых режимах течения смеси значительных пульсаций давления и неравномерности потока вследствие образования по длине нефтегазосборного коллектора 5 газовых и жидкостных пробок;

под действием пульсаций давления коллекторы начинают вибри­ ровать, что может вызвать нарушение сварных соединений и привести к аварии;

неравномерность потока смеси в коллекторах вызывает неравно­ мерную подачу газонефтяной струи в сепараторы, вследствие чего создаются кратковременные перегрузки сепараторов по нефти, достигающие иногда 200 %;

для обеспечения нормальной сепарации в этих случаях требуется дополнительно устанавливать сепараторы, и число их в 1,5—2 раза превышает расчетное.

4. Напорная система сбора института Гипровостокнефть. Одной из разновидностей системы Бароняна — Везирова является напорная однотрубная система сбора нефти и газа, разработанная институтом

21

полная герметизация системы сбора продукции скважин; возможность бескомпрессорного транспорта газа на ГПЗ под

давлением первой ступени сепарации; газ из сепаратора второй ступени сепарации, находящегося на

территории расположения УКПН, которая обслуживает несколько площадей нефтяных месторождений, собирается в одной компрессор­ ной станции и также подается на ГПЗ;

в результате транспорта нефти после первой ступени сепарации вместе с растворенным в ней газом значительно снижается ее вяз­ кость, а следовательно, уменьшаются и затраты энергии, потребля­ емой насосами.

К недостаткам этой системы нефтегазоводосбора относятся: совместный транспорт аефти и пластовой воды на значительные

расстояния, достигающие 100 км, в связи с чем существенно увели­ чиваются эксплуатационные расходы, особенно в период повышенной обводненности скважин;

возможность образования стойких нефтяных эмульсий (см. § 2, гл. VI)5в связи с большими расстояниями совместного транспорта нефти и пластовой воды;

большой расход энергии и труб на сооружение системы для обрат­ ного транспорта пластовой воды, получаемой на УКПН, до тогоместорождения, где она должна использоваться для закачки в пласт.

§ 6. СИСТЕМЫ СБОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН, ПРИМЕНЯЕМЫЕ НА МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Для сбора нефти, газа и пластовой воды на площадях морских месторождений прокладываются нефтепроводы и строятся надвод­ ные эстакады.

Эстакады на морских нефтяных месторождениях бывают двух типов: 1) прибрежные, когда они расположены вблизи берега и имеют с ним надводную связь, и 2) открытые морские эстакады, располо­ женные вдали от берега и не имеющие с ним надводной связи.

Для первых, т. е. прибрежных, морских месторождений система сбора нефти и газа, поступающих из скважин, весьма проста и заклю­ чается в подаче их по выкидным линиям, проложенным по эстакаде, на групповые замерные пункты, расположенные на суше. От группо­ вых замерных пунктов нефть, газ и вода транспортируются по одномуили двум коллекторам на установку подготовки нефти.

Существенно отличается от первой вторая система сбора нефти и газа, т. е. для морских месторождений, не имеющих надводной связи с берегом. Здесь при наличии морской эстакады сооружают приэстакадные площадки, на которых располагаются устья эксплуа­ тационных скважин, нефтесборные пункты (НСП), насосные станции и другие объекты системы сбора нефти, газа и воды.

В настоящее время на морских нефтяных месторождениях широ­ кое распространение получила система сбора нефти, газа и воды, приведенная на рис. 8. При этой системе сбора на каждом кустовом

2$

основании устанавливают два сепаратора — один рабочий 5, дру­ гой замерный 2, одну замерную распределительную батарею 1 и один автомат, понижающий устьевое давление (АПУД).

К сепараторам, установленным на площадке кустового основания, через короткие выкидные линии (10—20 м) могут подсоединяться пять-шесть скважин, а от кустового сборного пункта до нефтесбор­ ного пункта (НСП) прокладывается по морскому дну два 100-мм трубопровода — один рабочий, другой запасной. Число скважин,

8 — верхний клапан; 9 и 13 — обратные клапаны; 10, 11, 14 и 15 — 100-нм задвижки; 12 — камера РУКЦ; 16 — 100-мм коллекторы; 17 — регулятор воздуха низкого давления; 18 — нижний рабочий клапан.

подключаемых к НСП, определяется числом обслуживаемых кусто­ вых площадок, на которых расположены устья эксплуатационных скважин с сепарационным оборудованием и автоматами АПУД. Основным назначением АПУД является максимальное снижение устьевого давления и продление срока естественного фонтанирования скважин.

АПУД состоит из двух баллонов 7, рассчитанных на давление 4,90 МН/м2 (50 кГ/см2), высотой 1,5 ми диаметром 3,5 м; приемной А и выкидной Б арматуры; регулятора уровня 5 РУКЦ-365-40; мем­ бранно-исполнительного механизма МИМ; распределительной сети воздухопроводов и измерительных приборов.

Баллоны предназначены для приема жидкости из газосепарато-

высоким давлением в 100-мм коллекторы 16. Один баллон является рабочим, предназначенным для приема жидкости от всех скважин, второй — запасным. Приемная А и выкидная Б арматура связывает

24

баллоны друг с другом, что позволяет использовать запасной баллон в качестве рабочего или направлять продукцию скважин в оба баллона одновременно.

Регулятор уровня РУКЦ-365-40 5 состоит из пневмоустройства ПР-8 6 и камеры 12. Регулятор уровня предназначается для подачи импульса к мембранно-исполнительным механизмам верхнего 8 и нижнего 18 рабочих клапанов, а также для предотвращения попа­ дания (прорыва) газа из сепараторов 2 и 3 в автомат АПУД. Верхний клапан 8 предназначен для герметизации баллонов во время продавливания жидкости и для разрядки баллонов после продавливания. Через нижний клапан 18 в баллон автоматически подается воздух под высоким давлением для продавливания жидкости в кол­ лектор.

Распределительная сеть воздухопроводов состоит из медных трубок диаметром 8 x 1 мм. Питание воздухом осуществляется от воздухораспределительной будки ВРБ.

Автомат АПУД работает следующим образом.

Продукция скважины поступает в замерный сепаратор 2, где происходит сепарация газа от нефти при давлении 4,9 • 104 ч- ч- 7,85 • 104 Н/м2. Отсепарированный газ проходит регулятор давле­ ния «до себя» 4 и направляется в вакуумную газосборную сеть, а нефть поступает в рабочий баллон 7 и заполняет его при открытом клапане 9 приемной арматуры А. Рабочий баллон заполняется при атмосферном давлении, при этом обратный клапан 13 выкидной арматуры находится в закрытом состоянии. После заполнения рабо­ чего баллона на 2/з высоты срабатывает пневмоустройство ПР-8, подающее сжатый воздух на верхний 8 и нижний 18 клапаны; при этом верхний клапан, а также обратный клапан 9 закрываются, а нижний клапан 18 открывается и впускает сжатый воздух в баллон. Под действием сжатого воздуха нефть выдавливается в 100-мм кол­ лектор 16. При определенном снижении уровня нефти в баллоне 7 срабатывает пневмоустройство, закрывая нижний клапан 18, и да­ вление на мембранной головке верхнего клапана#снижается, в резуль­ тате чего поступление сжатого воздуха в баллон прекращается, а верхний клапан 8 под действием давления внутри баллона остается закрытым. Когда давление внутри баллона сравняется с давлением, на которое рассчитана пружина верхнего клапана, последний откры­ вается и выпускает воздух в атмосферу. В это время обратный кла­ пан 13 закрывается под действием противодавления в линии, а обрат­ ный клапан 9 открывается для очередного доступа жидкости в бал­ лон. Так заканчивается полный рабочий цикл автомата. При изме­ нении количества жидкости, потупающей в АПУД, автоматически меняется продолжительность рабочего цикла автомата. Рабочий сепаратор 3 служит как для отделения газа от нефти, так и для приема продукции скважины во время вытеснения нефти из баллона.

Зная объем вытесненной за один цикл жидкости и число этих

25

Г Л А В А II

УЧЕТ НЕФТИ, ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ, ГАЗА И МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ ПО СКВАЖИНАМ

§ 1. УЧЕТ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИНЫ

Учет продукции скважин, имеющий исключительно важное значение для контроля и регулирования разработки месторождения, ведется в разных нефтедобывающих предприятиях по-разному.

1. При самотечной системе сбора нефти как с индивидуальным, так и с групповым замерно-сепарационным оборудованием учет продукции скважин выполняют операторы, обслуживающие это оборудование.

Количество нефти и воды, поступающих из скважин в Индиви­ дуальную сепарационно-замерную установку, измеряется или в за­ мерном сепараторе или в открытом цилиндрическом мернике (см. рис. 4). Продукцию скважины в мернике оператор замеряет рейкой с делениями и реже при помощи водомерного стекла, установленного на мернике.

Количество газа на индивидуальных установках замеряется несистематически. На групповых замерно-сепарационных установ­ ках количество газа замеряют при помощи стандартных диафрагм и расходомеров ДП-430, устанавливаемых на газовой линии после сепаратора (см. рис. 3).

Нефть и воду по скважинам замеряют периодически — от одного раза в сутки до одного раза в три-пять дней — в зависимости от режима работы скважины (спокойный, пульсирующий).

Учет производительности скважин по изменению уровней нефти и воды в мернике сводится к следующему. Мерник освобождают от находящейся в нем жидкости до уровня, например, h0 по водомер­ ному стеклу. После этого ручным регулированием задвижек направ­ ляют продукцию скважины в мерник и одновременно отсчитывают время по часам. После того как уровень в мернике достиг опреде­ ленной высоты й2, регулированием тех же задвижек направляют продукцию скважины в общий коллектор. Момент прекращения

27

поступления продукции скважины в мерник также фиксируют по часам. Затем некоторое время выжидают, пока в мернике не произой­ дет разделения нефти от воды, после чего по водомерному стеклу или рейке отсчитывают уровень воды hx.

Тогда высота столба нефти определится как

hH—h%— hi,

а высота столба воды, поступившей в мерник вместе с нефтью, будет

Если наполнение мерника длилось £МнН, то суточная производи-

Из формул (а) и б) видно, что погрешность замера продукции скважин в мернике уменьшается с уменьшением диаметра его и с уве­

фиксации времени наполнения; 2) режима работы скважины (пуль­ сирующий, спокойный); 3) отложения солей и парафина в мернике; 4) эллиптичности мерника. В зависимости от этих условий возможны существенные погрешности в определении суточной производитель­ ности скважин.

2. Измерение продукции скважин при герметизированной системе сбора долгое время осуществлялось путем переключения задвижек,

28

размещенных на распределительных батареях. Поэтому одной из причин, сдерживавших внедрение герметизированной напорной системы сбора нефти, было отсутствие надежных замерных устройств, позволяющих сравнительно точно определять количество газа и жидкости по каждой скважине. Теперь такие устройства у нас имеются (они рассматриваются в § 4 данной главы).

§ 2. ОТБОР ПРОБ НЕФТИ В СКВАЖИНАХ И ВЫКИДНЫХ ЛИНИЯХ

На большинстве нефтегазодобывающих предприятий пока отсут­ ствуют автоматические устройства по определению содержания пла­ стовой воды в потоке нефти. Для определения содержания воды

внефти сравнительно широко пользуются отбором проб в скважинах

ив выкидных линиях.

При подготовке нефти к транспорту содержание воды в ней определяют дважды: один раз для контроля за обводненностью продукции скважины и второй раз — при передаче нефти, прошед­ шей установки подготовки нефти, товарно-транспортным организа­ циям (см. гл. VIII, § 1). Для определения количества воды и механи­ ческих примесей, выносимых вместе с нефтью на поверхность и на­ правляемых в герметизированную напорную систему, отбирают пробы нефти в скважинах или чаще — в выкидных линиях. Отбор проб нефти является ответственной операцией, особенно отбор из выкидных линий. Отбирать пробы нефти из выкидных линий следует через краники или игольчатые вентили, установленные в трех точ­ ках: нижней, верхней и средней. Затем эти пробы должны быть перемешаны и переданы на анализ. Приспособления для отбора проб из выкидных линий по соображениям удобства обслуживания лучше всего устанавливать на подходе этих линий к автоматизированной групповой замерной установке на горизонтальном участке трубы. Отбор проб на разных объектах нефтегазодобывающего предприятия нормируется по ГОСТ.

§ 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ В НЕФТИ ВОДЫ, МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ И СОЛЕЙ

1. Количество воды, содержащейся в пробе нефти, отобранной из выкидной линии, с достаточно высокой точностью определяется при помощи колбы Дина — Старка, описание и рисунок которой приводятся в § 2 главы VIII. Однако этим методом нельзя вести непрерывный контроль за обводненностью нефти. Поэтому возникла необходимость в изыскании такого метода, который позволял бы непрерывно определять содержание воды в нефтяном потоке.

Наибольшее распространение в СССР и за рубежом получил один из косвенных методов измерения обводненности нефти, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств ее компонентов. Безводная нефть, как известно, является хорошим диэлектриком и имеет диэлектрическую

29

проницаемость е = 2,1 -т- 2,5, тогда как диэлектрическая проницае­ мость минерализованных вод достигает 80. Такая разница в диэлек­ трической проницаемости воды и нефти позволяет создать влагомер сравнительно высокой чувствительности. Принцип действия такого влагомера заключается в измерении емкости конденсатора, образо­ ванного двумя электродами, опущенными в анализируемую водонефгяную смесь.

Рис. 9. Принципиальная схема измерительных блоков влагомера УВН-2.

1 — индуктивный^мост; 2 — детектор усилителя высокой частоты; 3 — выходной каскад; 4 — модулятор; 5 — мост температурной компенсации; в — реле времени; 7 — термодатчик; С — емкостный датчик; У В Ч — усилитель высокой частоты; УН Ч — усилитель низкой ча­ стоты; Р Д — реверсивный электродвигатель выходного каскада.

Емкость конденсатора определяется по формуле

где F — поверхность обкладок конденсатора; е — диэлектрическая проницаемость среды между обкладками; I — расстояние между обкладками.

Таким образом, если площадь F обкладок конденсаторов, опу­ щенных в анализируемую водонефтяную смесь, и расстояние I между ними — неизменны, то емкость конденсатора С будет зави­ сеть от изменения е, т. е. от изменения содержания воды в нефти.

Конструкторское бюро объединения Саратовнефтегаз разрабо­ тало основанный на принципе измерения диэлектрической постоян­ ной нефтеводяной смеси унифицированный влагомер для нефти (УВН), позволяющий непрерывно контролировать и фиксировать объемное содержание воды в потоке сырой или товарной нефти с погрешностью от 2,5 до 4%. Влагомер выпускается промышлен­ ностью в двух модификациях: УВН-1 — для нефти с содержанием воды от 0 до 60% и УВН-2 (рис. 9) — для нефти с содержанием воды от 0 до 3%.

Влагомеры питаются от сети переменного тока напряжением 220 в. Показания влажности нефти записываются на ленточную диаграмму шириной 300 мм.

30