Исходная нефтегазовая смесь из скважин 1 под устьевым давлением направляется в выкидные линии 2, которые представляют собой трубы диаметром 100…150 мм, длиной от 0,8 до 3 м. из этих выкидных линий продукция скважин поступает на автоматизированную установку 3, на которой происходит отделение нефтяного газа от жидкости (нефти и воды), автоматическое отделение количества жидкости по каждой скважине. После замерной установки нефтегазовая смесь направляется по сборному коллектору 4, который представляет собой трубу диаметром 200..500 мм, и длиной менее 8 км. Далее смесь направляется на дожимную насосную станцию 5, на которой устанавливаются сепараторы для отделения нефти от газа, и в последующем от воды. Отделенный газ отправляется на ГПЗ 25 по газопроводу 23, проходя эжектор 24. С установки 5 частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору 6 и попадает на установку переработки нефти 7. Отделение газа на ДНС является первой ступенью сепарации, вторая и третья происходят вторая и третья стадии отделения нефти от газа, а также обессоливание и обезвоживание. Отделившийся газ отправляется на ГПЗ, а дренажная вода подается УПВ 17, с которых насосам 18 по водоводам 19 перекачивается на кустовые насосные станции 20, на котрых расположены насосы высокого давления 21, которые предназначены для закачивания очищенной воды под давление 15…20 МПа в нагнетательные скважины 22, предназначенные для вытеснения остатков нефтяных залежей. Обезвоженная и обессоленная нефть на УПН далее поступает в два попеременно работающих герметизированных резервуара (8), из которых насосами забирается и направляется на автоматизированную установку (10) по измерению качества и количества нефти. С этой установки товарная нефть по товарным трубопроводам поступает в товарные резрвуары 14, в которых некоторое время нефть может храниться, и в дальнейшем из них по магистральным нефтепроводам перекачивается на НПЗ.

Герметизированные системы сбора и транспортирования нефти, зависящие от рельефа местности.

Если рельеф местности, где находится месторождение, гористый либо низменный, то принимается схема сбора, подобная предыдущей, за исключением сборного коллектора, который подвергается существенным изменениям. Чаще всего, на практике, вместо одного большого сборного коллектора (диаметром 400 мм) укладывают два коллектора меньших диаметров, но равновеликих по площади большому коллектору (d1 = 200 мм, d2 = 330 мм, т.е. площадь малых будет несколько больше, чем площадь одного большого). Два сборных коллектора устанавливают для:

1)раздельного сбора обводненной и необводненной нефти (этот фактор уменьшает затраты на транспортировку нефти)

2)для получения высоких скоростей (w=2,5..3,5 м/с); эта скорость позволяет предотвратить образование в повышенных местах рельефа так называемых "газовых мешков".

Структура нефтегазового потока в рельефных сборных коллекторах большого (А) и малого (Б) диаметров при одинаковой подаче в них нефтегазовой смеси.

Рис. На листе

Из данного рисунка видно, что в коллекторе большего диаметра А вследствие пониженной скорости происходит гравитационное разделение газа от жидкости (сепарация), а в коллекторе малого диаметра Б вследствие значительной скорости потока гравитационного разделения не происходит. Образование газовых мешков в коллекторе большого диаметра приводит к разрыву сплошности нефтегазового потока, в результате чего получается неравномерная подача продукции, и как следствие, пульсирующая работа коллектора. Для переливания частично отсепарированной нефти из одной части коллектора в другую необходимо создавать дополнительное давление для сжатия газового мешка. Создание дополнительных давлений для транспортировки нефтегазовой смеси по рельефным трупопроводам приводит к большим пульсациям давления (перепад до 5 МПа), которые могут повлечь:

1)разрыв трупопровода вследствие вибраций

2)нарушение тех режима работы контрольно-измерительных приборов, ДНС, УПН, УПВ

3)ухудшение режима работы сепарационных установок, предназначенных для отделения газов

Способы ликвидации пульсации давления.

1. Сепарация газа от нефти в непосредственной близости от устьев скважин или на сборных пунктах.

2. Вместо одного большого коллектора прокладывается два меньших диаметров.

3. При одной либо трех перевальных точках большого коллектора устанавливаются специальные устройства (эжекторная катушка).

Первый способ является не выгодным по технико-экономическим обоснованиям, т.е. требуются наибольшие металлозатраты. Второй способ можно рекомендовать к использованию на большинстве месторождений, если учитывать при этом большую продолжительность безводного периода эксплуатации скважины. Третий способ

относительно новый и имеет широкую перспективу использования на реальефных месторождениях.

Рельефный сборный коллектор с эжектором.

Рис.2 на листе

Вследствие незначительного сужения нефтегазовой струи в эжекторе, заключенном в катушку Б в сечении С-С получаются повышенные скорости смеси. В результате этого в газоотводной трубке А, соединенной одним концом с эжектором, а другим с самой высокой точкой трубопровода, образуется пониженное давление (разряжение), т.е. происходит подсос газовых скоплений из газового мешка и,тем самым, он увлекается в нижнюю часть коллектора (эжекторную катушку).