5. Грозненская система сбора.

Отличительной особенностью этой системы является осуществление совместного транспорта НГиВ на расстояние 20..30 км под устьевым давлением около 6 Мпа. В отличие от самотечной системы, для которой характерны многочисленные мелкие объекты нефтепромыслового хозяйства, Грозненская система имеет крупные централизованные сепарационные сборные пункты. Газ, отделившийся в сепараторе 2, направляется в газопровод 4 и под собственным давлением транспортируется на ГПЗ. Нефть же с оставшимся в ней растворённым газом и водой по одному трубопроводу 5 также под собственным давлением, транспортируется на УПН, на которой осуществляется окончательная сепарация нефти от газа, подготовка нефти к транспорту и газа к переработке на ГПЗ. Грозненская система имеет следующие достоинства:

• осуществление однотрубного транспорта нефтегазоводяной смеси по выкидным линиям на значительные расстояния (до 15 км), что даёт большую экономию металла;

• рационально используется пластовая энергия, обеспечивающая подачу нефти и газа потребителям под собственным давлением;

• на крупных сборных пунктах имеется возможность отделять нефть от воды и использовать последнюю для закачки в пласт с целью поддержания давления.

К недостаткам относятся:

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

• возможное нарушение сварных соединений в коллекторах от вибрации под действием пульсаций давления, что может привести к аварии;

• неравномерность потока смеси в коллекторах, что создаёт неравномерную подачу газонефтяной струи в сепараторы и вызывает кратковременные перегрузки сепараторов по нефти, достигающие 200%. Для обеспечения нормальной сепарации в этих случаях требуется дополнительная установка сепараторов.

6. Система сбора Гипровостокнефть.

Применительно к нефтяным месторождениям Урало-Поволжья и Западной сибири институтом Гипровостокнефть была разработана напорная система сбора нефти и газа, которая в настоящее время применяется на многих месторождениях страны.

Сущность которой состоит в следующем: продукция скважин 1 по выкидным линиям на трапно-замерной узел 2,где замеряется дебит скважин. Отбор газа на трапно-замерном узле не производится. К трапно-замерному узлу обычно подключаются 3-4 скважины (иногда и более). Измерение дебита каждой скважины осуществляется путём переключения её на распределительном коллекторе на замерной трап. Распределительный коллектор монтируется рядом с замерным трапом. В замерном трапе газ отделяется от нефти и количество нефти (или жидкости) определяется по уровнемерному стеклу или по счетчику. В период измерения продукции данной скважины остальные скважины работают в общий сборный коллектор. После трапно-замерного узла нефть и газ снова смешиваются и нефтегазовый поток направляется в общий сборный коллектор. Из трапно-замерного узла продукция скважин поступает на дожимную насосную станцию 3, которая служит и первой ступенью сепарации газа. На ДНС сепарация газа осуществляется под давлением 0,5..0,6 Мпа. Дальнейший транспорт нефти и газа осуществляется раздельно до центрального пункта сбора и подготовки. На центральном пункте 6 нефть проходит последующие ступени сепарации и после концевых сепарационных установок поступает на установку подготовки нефти.

Описанная система без значительного увеличения металлоёмкости сооружений позволяет осуществлять на месторождениях раздельный сбор обводнённой и необводнённой нефти. В этом случае нефтесборные линии от трапно-замерных узлов до основных коллекторов и далее до ЦППН прокладываются из труб разных диаметров, суммарная пропускная способность которых несколько выше расчётного максимального объёма добываемой жидкости. Это позволяет организовать раздельный сбор продукции скважин в течение продолжительного периода эксплуатации месторождения.

В начальный период эксплуатации безводная нефть может транспортироваться по обоим трубопроводам. Затем по мере обводнения отдельных скважин они могут быть подключены к трубопроводу меньшего диаметра, и продукции их, не смешиваясь с продукцией безводных скважин, будет поступать в центральный пункт. По мере увеличения обводнённости продукции скважин чистую нефть, объём которой к этому времени может значительно уменьшится, можно транспортировать по трубопроводу меньшего диаметра, а трубопровод большего диаметра использовать для сбора обводнённой нефти. Аналогично эти трубопроводу можно использовать для раздельного транспорта двух сортов нефти, смешение которых из-за природных свойств может оказаться нецелесообразным.

При раздельном сборе обводнённой и необводнённой продукции скважин уменьшается потребная производительность установок по подготовке нефти, так как безводная нефть не требует подготовки.

Бескомпрессорный транспорт газа после ДНС и транспорт газонасыщенной нефти можно осуществлять на значительное расстояние. В связи с этим данная система позволяет осуществлять централизованный сбор нефти и газа в укрупнённые пункты, вплоть до одного центрального пункта, обслуживающего несколько месторождений, расположенных в радиусе 50...100 км и более. В центральном пункте сбора осуществляется окончательная сепарация нефти от газа. Центральный пункт обычно размещается на площадках, расположенных поблизости от газобензинового завода и сооружений головных насосных станций нефтепроводного управления.

При такой системе сбора на периферийных месторождениях отсутствуют газасборные сети низкого давления, компрессорные станции, сборные пункты и технологические установки по подготовке нефти. На них сооружается минимальное число объектов.