Конструктивные особенности различных систем сбора нефти

Продукция нефтяных скважин, представляющая собой смесь неф­ти, газа, воды и различных примесей, является сырьем. Для получе­ния товарных продуктов (нефти и нефтяного газа) необходимо собрать продукцию всех скважин, рассредоточенных по площади нефтяного месторождения, разделить нефть и газ, удалить воду и побочные при­меси.

Универсальной системы сбора нефти, газа и воды, приемлемой для использования на любом нефтяном месторождении, не сущест­вует, поскольку каждое месторождение имеет свои особенности, свя­занные с природно-климатическими условиями, размещением скважин, способами, объемами добычи и физико-химическими свойства­ми нефти, газа и воды. Однако оборудование и сооружения любой системы сбора нефти, газа и воды должны обеспечить возможность:

• измерять продукцию (дебит) каждой скважины (в отдельных слу­чаях группы скважин участка месторождения);

• транспортировать продукцию скважин за счет энергии пласта или давления, создаваемого скважинными насосами, до пунктов подготовки нефти, газа и воды (при недостаточном давлении на устье скважин продукцию скважин доставляют на пункты под­готовки с использованием насосов и компрессоров на промежу­точных сборных пунктах);

• отделить газ от нефти и транспортировать газ до пункта его под­готовки или до потребителей;

• отделять от продукции скважин свободную воду (при добыче высокообводненной нефти);

• раздельно собирать и транспортировать продукцию скважин, существенно отличающуюся по обводненности, физико-хими­ческим свойствам (например по содержанию сероводорода и других агрессивных компонентов), давлению, если смешение разносортной продукции нецелесообразно по технико-экономи­ческим соображениям;

• подогревать продукцию скважин в случае невозможности ее сбо­ра и транспортирования при обычных температурах.

5.1. Системы сбора нефти на промыслах.

В настоящее время известны следующие системы промыслового сбо­ра: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.

При самотечной двухтрубной системе сбора (рис. 5.1) продук­ция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющий­ся при этом газ под собственным давлением транспортируется до ком­прессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального пункта сбора (ЦПС).

Рис. 5.1. Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора: 1 — скважины; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3 — регулятор давления типа «до себя»; 4 — газопровод; 5 — сепаратор 2-й ступени; 6 — резервуары; 7 — насос; 8 — нефтепровод; УКПН — установка комплексной подготовки нефти; ЦПС — центральный пункт сбора

За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты элек­троэнергии на ее транспортировку. Однако данная система сбора имеет ряд существенных недостатков:

1) при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет увеличения обводненности, например) система требует рекон­струкции;

2) для предотвращения образования газовых скоплений в трубо­проводах требуется глубокая дегазация нефти;

3) из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание тру­бопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности;

4) из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использова­нием газов 2-й ступени сепарации потери углеводородов при данной системе сбора достигают 2...3% от общей добычи нефти.

По этим причинам самотечная двухтрубная система сбора в настоя­щее время существует только на старых промыслах.

Высоконапорная однотрубная система сбора (рис. 5.2) пред­ложена в Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной осо­бенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6...7 МПа) устьевых давлений.

Рис. 5.2. Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора: 1 — скважины; 2 — нефтегазопровод; 3 — сепа­ратор 1-й ступени; 4 — сепаратор 2-й ступени; 5 — регулятор давления; 6 — резервуары

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отка­заться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести опера­ции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокраща­ется металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства нефтеперкачивающих и компрессорных станций на тер­ритории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90% по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контроль­но-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

Рис. 5.3. Принципиальная схема напорной системы сбора: 1 — скважины; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3 — регулятор давления типа «до себя»; 4 — газопровод; 5 — насосы; 6 — нефтепровод; 7 — сепаратор 2-й ступени;

8 — резервуар; ДНС — дожимная нефтеперекачивающая станция

Напорная система сбора (рис. 5.3), разработанная институтом Гипровостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоя­нии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенной нефти в однофазном состоянии до ЦПС на расстояние 100 км и более.

Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной неф­теперекачивающей станции (ДНС), где при давлении 0,6...0,8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транс­портируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепа­раторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Вы­делившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепарато­ров 2-й ступени 10... 12 м) в сырьевые резервуары.

Применение напорной системы сбора позволяет:

• сконцентрировать на ЦПС оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;

• применять для этих целей более высокопроизводительное обору­дование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и экс­плуатационные расходы;

• снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора, бла­годаря отказу от строительства на территории промысла компрес­сорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления;

• увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязко­сти нефти, содержащей растворенный газ.

Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуа­тационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦПС и соответственно большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищен­ной пластовой воды до месторождений для использования ее в систе­ме поддержания пластового давления.

В настоящее время в развитых нефтедобывающих регионах при­меняют системы сбора, лишенные указанных недостатков (рис. 5.4).

Рис. 5.4. Принципиальные схемы современных систем сбора нефти: а — с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦПС; б — с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КПС; 1 — скважины; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3 — регулятор давления типа «до себя»; 4 — газопровод; 5 — насосы; 6 — нефте­провод;

7 — сепаратор 2-й ступени; 8 — резервуар; ДНС — дожимная нефтеперекачивающая станция

Система, изображенная на рис. 5.4а, отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплекс­ной подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее.

Особенностью схемы, изображенной на рис. 5.4б, является то, что установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется ком­плексным сборным пунктом (КСП).

Рассмотрим далее современные системы с точки зрения их конст­руктивных особенностей, состава и компоновки сооружений и обо­рудования.

Начнем с ранее широко распространенной, а теперь существую­щей только на старых промыслах самотечной системы, основанной на принципе индивидуального разделения (сепарации) продукции каждой скважины. Принципиальная технологическая схема самотеч­ной системы приведена на рис. 5.1, а принципиальная схема соору­жений – на рис. 5.5.

Наибольшее распространение получила напорная герметизирован­ная система сбора нефти и газа (рис. 5.6) и высоконапорная герме­тизированная система сбора нефти и газа (рис. 5.7). Принципиаль­но новым и главным в этих системах является способ транспортиро­вания газонасыщенной нефти.

Рис. 5.5. Принципиальная схема сооружений самотечной системы сбора нефти и газа: 1 — индивидуальная сепарационно-замерная установка; 2 — фонтанные скважины и скважины, оборудованные насосами; 3 — групповая сепарационно-замерная установка; 4 — компрессорная установка; 5 — сборный пункт; 6 — сброс воды в поглощающие скважины; 7 — товарный парк и установка комплекс­ной подготовки нефти; 8 — газопроводы;

9 — нефтепроводы

Рис 5.6. Принципиальная схема сооружений напорной герметизированной системы сбора нефти и газа (разработчик — Гипровостокнефть) 1 — групповая замерная установка; 2 — участковая сепарационная установка;

3 — участковая сепарационно-дожимная установка; 4 — концевые сепарационные установки на центральном сборном пункте

По напорной системе продукция скважин поступает на групповые замерные установки, на которых периодически замеряют только дебиты скважин. Далее нефтегазовая смесь по одной трубе поступает на участковые сепарационные установки, где осуществляется первая ступень сепарации. Давление в сепараторах первой ступени прини­мается из условия бескомпрессорного транспорта выделяющегося газа на газоперерабатывающий завод или другим потребителям.

После отделения части газа в сепараторах первой ступени нефть с оставшимся в ней растворенным газом транспортируется под дав­лением в сепараторах или насосами до центрального пункта сбора, где осуществляются вторая и третья ступени сепарации. Отсепарированный газ подается на газоперерабатывающий завод, а нефть – на тех­нологические установки для дальнейшей ее подготовки.

Рис. 5.7. Принципиальная схема сооружений высоконапорной системы сбора нефти и газа (разработчик — Грозненский нефтяной институт): 1 — централизованная сепарационная установка; 2 — выкидные линии от скважин; 3 — установка первой ступени сепарации; 4 — холодильная установка; 5 — сепаратор после холодильной установки; 6 — компрессор; 7 — установка второй ступени сепарации; 8 — центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦПС); 9 — сборник товарной нефти; 10 — нефтеперекачивающая станция; УПН — установка подготовки нефти; УПВ — установка подготовки воды; КНС — кустовая нефтеперекачивающая станция; ГПЗ — газоперерабатывающий завод

5.2. Дожимные нефтеперекачивающие станции.

Дожимные нефтеперекачивающие станции (ДНС) применяются при обустройстве месторождений тогда, когда пластовой энергии не хватает для транспорта продукции скважин до ЦПС. На дожимных неф­теперекачивающих станциях производится первая ступень сепарации нефти от газа в целях дальнейшего разделения транспорта жидкости центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В настоя­щее время применяются блочные ДНС заводского изготовления.

Замерное оборудование. В зависимости от конкретных условий для замера дебитов скважин в системе сбора нефти и газа применя­ются различные автоматизированные замерные установки: ЗУГ — за­мерная установка групповая, АГУ – автоматизированная групповая установка, АГЗУ — автоматизированная групповая замерная установ­ка, блочные автоматизированные замерные установки типа «Спут­ник» и пр.

Все эти установки обеспечивают автоматическое переключение скважин на замер, автоматическое измерение дебита, контроль за работой скважин по поступлению продукции, а также автоматическую блокировку скважин при аварийном состоянии установки. Принцип Действия групповых замерных установок аналогичен. Установки различаются по рабочему давлению, числу подключаемых скважин максимальным измеряемым дебитам скважин. Наибольшее распро­странение получили блочные автоматизированные замерные установки типа «Спутник», главная отличительная особенность которых — блочное исполнение и комплектная поставка.

Сепарационные установки в технологической системе сбора нефти и газа обеспечивают разделение продукции на газовую и жидкую фазы, измерение количества жидкости и газа, бескомпрессорную подачу газа на газоперерабатывающий завод или другим потребителям, а также подачу нефти с оставшимся в ней растворенным газом под давлением установки или насоса на центральный пункт подготовки нефти, газа и воды.

Применяемые нефтегазовые сепараторы, как правило, выполня­ются в блочном исполнении и их можно классифицировать по сле­дующим основным признакам:

• расположению основных элементов – на вертикальные и гори­зонтальные;

• конструктивному исполнению – на одноемкостные (все секции заключены в одной емкости) и двухъемкостные (секции разме­щены в двух емкостях, расположенных одна под другой;

• технологическому назначению – на двухфазные (разделяют продукцию скважин на жидкую и газовую фазы), трехфазные – разделяют поток на нефть, газ и воду.

Для окончательной сепарации нефти, поступающей на централь­ный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды и для предваритель­ного сброса пластовой воды применяются концевые совмещенные сепарационные установки КССУ (рис. 5.8). Пропускная способность этих установок по нефти составляет 1000, 2000 и 5000 м³/сут.

Нефтегазоводяная смесь поступает на установку через приемный патрубок (6) и попадает в раздаточный коллектор (5), в котором имеются от­верстия, пропускающие одинаковое количество жидкости за счет уве­личения их диаметра по длине коллектора. Из этих отверстий нефтега­зоводяная смесь с большой скоростью поднимается через водяную подушку, в которую в необходимых случаях добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ). Происходит разделение смеси на нефть, газ и воду, которые по отдельным линиям (2,11 и 12) отводятся из сепаратора.

Рис. 5.8. Схема концевой совмещенной сепарационной установки (КССУ): 1 — корпус сепаратора; 2 — газоотводящий коллектор; 3 — регулятор давления «до себя»; 4 — люк; 5 — распределительный коллектор; 6 — ввод жидкости; 7,8 — исполнительные механизмы соответственно для сброса воды и нефти; 9 — поплавок;

10 — двухфазный поплавок «вода—нефть»; 11, 12 — дренажные линии соответственно для нефти и воды

5.3. Центральные пункты сбора нефти. Основные характеристики ЦПС.

Центральные пункты сбора нефти являются заключительным зве­ном в каждой системе сбора нефти и газа. В каждом нефтедобываю­щем районе, как правило, располагается один пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Система подготовки нефти на ЦПС включает в себя комплекс тех­нологического оборудования и сооружений, предназначенных для получения товарной нефти, ее учета и дальнейшего транспорта, для очистки сточных вод, первичной подготовки газа концевых ступеней сепарации к транспорту.

Как правило, центральные пункты сбора размещают на базовом месторождении, добыча на котором составляет 40% и более общей добычи района в период его максимального развития, независимо от направления магистрального транспорта нефти. При отсутст­вии в районе базового месторождения ЦПС размещают на место­рождении, ближайшем к начальной точке магистрального нефте­провода.

Дата добавления: 2014-01-14