Сбор и подготовка нефти, газа и воды
Сбор нефти и газа на промыслах — подготовка нефти, газа и воды до такого качества, которое позволяет транспортировать их потребителям. Осуществляется посредством комплекса оборудования и трубопроводов, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и транспортировки их до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦПС).
В зависимости от природно-климатических условий, систем разработки месторождений, физико-химических свойств пластовых жидкостей, способов и объёмов добычи нефти, газа и воды выбираются различные схемы внутрипромыслового сбора продукции скважин. Это даёт возможность измерения продукции каждой скважины и транспорта продукции скважин под давлением, имеющимся на устье скважин, на максимально возможное расстояние, а также максимальная герметизация системы в целях исключения потерь газа и лёгких фракций нефти. При проектировании системы сбора продукции скважин учитывается также возможность смешения нефтей различных горизонтов, необходимость подогрева продукции скважин в случае добычи высоковязких и высокопарафинистых нефтей.
На нефтяных месторождениях в основном применяются однотрубные системы сбора, при которых продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где производится измерение дебитов (производительности) отдельных скважин, затем по трубопроводу нефть в газонасыщенном состоянии (без отделения газа) направляется на ЦПС.
Помимо однотрубных систем сбора применяются и двухтрубные, когда после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где производится сепарация нефти (отделение основного количества газа от нефти). После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, а газ по отдельному газопроводу за счёт давления в сепараторе ДНС (обычно 0,6-0,8 МПа) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяются на больших по площади месторождениях нефти, когда давление на устье скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.
Рис. 9. Технологическая схема установки "Cпутник":
1 - трубопроводы от скважин; 2 - блок переключателя скважин типа ПСМ; 3 - роторный переключатель скважин; 4 - общая линия; 5 - замерная линия; 6 - отсекатели потока; 7 - гидроциклонный нефтегазовый сепаратор; 8 - регулятор давления; 9 - счётчик газа; 10, 10a - золотниковые устройства; 11 - датчик уровнемера; 12 - расходомер жидкости TOP; 13 - поршневой клапан; 14 - влагомер; 15 - гидропривод; 16 - нефтегазосборный коллектор; 17 - блок автоматики.
На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводнённых скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продукцией обводнённых скважин, поступает на ЦПС. Также раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, например не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводнённых скважин или продукция, которую нежелательно смешивать, по отдельным выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам транспортируется до ЦПС.
Наибольшее применение для этих целей получили блочно-комплектные замерные установки типа "Спутник" (рис.9), которые выпускаются на рабочие давления 1,6 МПа, 2,5 МПа и 4 МПа; пределы измерения дебитов скважин до 400 и до 1500 м3/сутки; количество подключаемых к установке скважин от 10 до 24.
В таких установках жидкость любой скважины, поставленной на замер, направляется через многоходовой переключатель скважин (ПСМ) в гидроциклонный сепаратор. На выходе газа из сепаратора установлен регулятор давления, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и счётчиком газа. Постоянный перепад давления передаётся золотниковыми механизмами на поршневой клапан. Когда датчик поплавкового уровнемера находится в крайнем нижнем положении, повышенное давление от регулятора передаётся на правую часть поршневого клапана и прикрывает его, подача жидкости прекращается и турбинный расходомер перестаёт работать. С этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается до крайнего верхнего положения: повышенное давление от регулятора действует на левую часть поршневого клапана и открывает его, начинается течение жидкости в системе и турбинный расходомер типа TOP отсчитывает количество прошедшей через него жидкости. Для определения обводнённости нефти на "Спутнике" установлен влагомер. Расходомер TOP обеспечивает как местный отсчёт показаний, так и передачу показаний на диспетчерский пункт промыслов, для чего в составе установки "Спутник" имеется блок автоматики.