Старые негерметизированные системы нефтегаюводосбора

СИСТЕМЫ СБОРА НЕФТИ

ПРОМЫСЛОВЫЙ СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГА3А К ТРАНСПОРТУ

Нефть, газ и вода от устьев скважин, рассредоточенных по площади месторождения, направляются по выкидным ли­ниям в систему сбора и транспортирования [42].

Под системой сбора и транспортирования нефти, газа и воды понимают разветвленную сеть трубопроводов, проло­женных на площади месторождения под или над землей, а также под или над водой (для морских месторождений). Для разных по площади нефтяных месторождений сеть трубопро­водов бывает различной как по протяженности, так и по размерам диаметров. Например, для Ромашкинского место­рождения Татарии общая длина всех трубопроводов, проло­женных подземно, превышает 30 тыс. км. Диапазон диамет­ров этих трубопроводов колеблется в широких пределах от 100 до 1020 мм.

Все трубопроводы, по которым транспортируются как од­нофазные (нефть, газ или вода), так и многофазные жидко­сти (нефть + газ или нефть + газ + вода), рассчитывают на про­пускную способность, а также на механическую прочность.

На старых месторождениях продолжают применять негерметизированные двухтрубные самотечные системы сбора и транспортирования нефти, газа и воды. Двухтрубными эти системы называются потому, что нефть и газ, разделенные в сепараторах, расположенных у устья скважин, или на груп­повых сборных пунктах, транспортируются по своим трубо­проводам до центрального пункта сбора, а самотечной — потому, что движение нефти по выкидным линиям, а также по сборным коллекторам осуществляется за счет разности геодезических отметок.

Самотечные системы сбора продукции скважин функцио­нируют на тех месторождениях, где местность гористая или всхолмленная, позволяющая выбирать трассы трубопроводов, в которых жидкость (нефть + вода) транспортируется за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок мес­тности. На месторождениях с ровным рельефом местности продукция отдельных скважин транспортируется за счет дав­ления на устье или с помощью насосов, устанавливаемых у скважин или на групповых замерных пунктах.

Продукцию каждой скважины можно измерять как в ин­дивидуальных, так и в групповых замерно-сепарационных установках.

На рис. 4.1 показана схема индивидуальной замерно-сепарационной установки самотечной системы, принцип действия которой следующий. Продукция из скважины может посту­пать в замерный трап 1(сепаратор) или в мерник 2, предназначенный для измерения количества нефти и воды, поступа­ющих из скважины. Если при подъеме на поверхность нефти и воды не образуется стойкая эмульсия, то их количество определяют по водомерному стеклу в трапе 1 или с помощью специальной размеченной рейки в мернике 2. Для этого зак­рывают задвижку на выкидной линии и определяют высоту подъема уровня в трапе или мернике с одновременным от­счетом времени по секундомеру.

Из трапа 1 и мерника 2 нефть и вода направляются по выкидной самотечной линии 7 на групповой сборный пункт (на рисунке не показан), на котором расположены два-три негерметизированных резервуара и насосная станция, подаю­щая продукцию пяти-восьми скважин на установку подготов­ки нефти (УПН). Выделившийся газ из нефти в трапе 1 под собственным давлением (0,4 — 0,6 МПа) через регулятор давле­ния 5 направляется по газопроводу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) или используется на собственные нужды.

Рис. 4.1. Индивидуальная замерная установка самотечной системы сбора нефти: / — замерный трап (сепаратор); 2 — мерник; 3 — поплавок с исполнитель­ным механизмом; 4 — предохранительный клапан; 5 — регулятор давления «до себя»; б — заглушки для проходки выкидных линий от парафина; 7 — самотечная выкидная линия

На рис. 4.2 показана групповая замерная установка (ГЗУ) самотечной системы сбора нефти, газа и воды. В отличие от индивидуальной замерно-сепарационной установки на ГЗУ по выкидным линиям поступает продукция нескольких скважин,

Рис. 4.2. Групповая замерная установка самотечной системы сбора нефти:

1,2 — трапы первой и второй ступени; 3 — трап для измерения жидкости и газа; 4 — мерник; 5 — распределительная батарея; 6 — объемный расхо­домер для жидкости; 7 — регулятор давления «до себя»; 8 — диафрагма для измерения газа по перепаду давления; 9 — сборный коллектор

которая через распределительную батарею 5 направляется в трап первой ступени 1, а из него перепускается в трап второй ступени 2. Газ, выделившийся из нефти в трапе 1, в котором поддерживается давление 0,6 МПа, проходит регулятор давле­ния «до себя» 7 и направляется в общую газосборную сеть. Газ, выходящий из трапа второй ступени 2, обычно использу­ется для отопления или сжигается в факелах. Измерение коли­чества нефти и воды по отдельным скважинам на ГЗУ произ­водится путем переключения задвижек на распределительной батарее 5 в замерном трапе 3 или в мернике 4, а газа — при помощи диафрагмы 8 и самопишущего прибора. Нефть и вода из трапов и мерников направляются на УПН по самотечному сборному коллектору 9, если позволяет рельеф местности, или на насосную станцию, а оттуда — также на УПН.

Самотечной системе присущи следующие недостатки.

1. Нефть по самотечной выкидной линии 7 (см. рис. 4.1) транспортируется за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок в начале и конце нефтепровода, по­этому мерник 2 устанавливают над уровнем земли. В услови­ях гористой местности необходимо изыскивать соответствую­щую трассу нефтепроводов, чтобы обеспечить необходимый напор, а следовательно, и их пропускную способность.

2. Необходима глубокая сепарация нефти от газа для пре­дотвращения возможного образования в нефтепроводах (осо­бенно при всхолмленной местности) газовых пробок, суще­ственно снижающих пропускную способность нефтепрово­дов. При этом в связи с ограниченной пропускной способно­стью самотечные выкидные линии и сборные коллекторы нельзя использовать при возможном увеличении дебитов сква­жин или при сезонных изменениях вязкости нефти.

3. Вследствие низкой скорости потока жидкостей в системе происходит отложение механических примесей, солей и пара­фина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов, а следовательно, снижается и их пропускная способность.

4. На обустройство промыслов и месторождений при са­мотечной системе сбора расходуется больше металла, чем при герметизированной системе.

5. Потери нефти от испарения легких фракций и газа дости­гают 3 % от общей добычи нефти. Основные источники потерь нефти: негерметизированные мерники и резервуары, установ­ленные у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках.

6. Трудность автоматизации процесса, в результате чего требуется большое число обслуживающего персонала (опера­торов, лаборантов).

Единственное преимущество самотечной системы нефтегазоводосбора — сравнительно точное измерение по каждой скважине нефти и воды в мерниках и газа — расходомерами.

Перечисленные недостатки самотечной системы настолько существенны, что в настоящее время ее вновь нигде не стро­ят, но на старых площадях эта система еще долго может находиться в эксплуатации.

4.1.2. ВЫСОКОНАПОРНЫЕ ГЕРМЕТИЗИРОВАННЫЕ И АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ [9, 38]

Принципиальная схема высоконапорной системы сбора и подготовки нефти, газа и воды, применяемая на крупных месторождениях, приведена на рис. 4.3. В зависимости от площади месторождений, а также от климатических условий и физико-химических свойств нефти, газа и воды применяют несколько схем.

Нефть, газ и вода, поступившие на поверхность, под усть­евым давлением (≈1,5 МПа) по выкидным линиям 1 направ­ляются в автоматизированные групповые замерные установ­ки (АГЗУ) 2, в качестве которых широко применяют установ­ки «Спутник-А, Б и В». В сепараторе установки газ отделяет­ся от нефти и воды и измеряются их количества по каждой скважине с автоматической записью. Затем нефть, газ и вода смешиваются и транспортируются по сборным коллекторам 3, 4 (длиной до 10 км) до блочной дожимной насосной стан­ции (БДНС). На БДНС установлены сепараторы первой сту­пени 5 (для обводненной нефти) и 6 (для чистой нефти), в которых отделяются газ от жидкости. Отделившийся в сепа­раторах от жидкости газ под собственным давлением направ­ляется по газопроводу 9, через эжектор 16 на газоперераба­тывающий завод 1 7.

Обводненная сырая нефть из сепаратора 5 забирается сырьевыми насосами 7, 8 и подается по трубопроводам 10, 11 на УПН в сепараторы-подогреватели 1 2, в которых произво­дится нагрев эмульсии и ее разрушение. Затем разрушенная эмульсия поступает в теплоизолированные отстойники 13, где происходит ее разделение на чистую нефть и воду. Обезво­женная и обессоленная в отстойниках 1 3 нефть направляется через штуцер 1 4 в концевые сепараторы 1 5, в которых под­держивается давление 1 МПа. Газ из сепараторов 15 направ­ляется в эжектор 16 и транспортируется на ГПЗ 17, а обез­воженная и обессоленная нефть из этих же сепараторов попадает самотеком в два попеременно работающих гермети­зированных резервуара 18 на кратковременное хранение. Из резервуаров 18 нефть забирается подпорным насосом 19 и подается на автоматизированную замерную установку каче­ства и количества товарной нефти типа «Рубин-2» 20.

Если товарная нефть оказалась кондиционной, то она че­рез открытую задвижку 23 направляется в парк товарных резервуаров 24 и далее насосом 25 в магистральный нефте­провод. Если нефть окажется некондиционной, то задвижка 23 автоматически закрывается, а задвижка 22 на линии 21 открывается и нефть снова поступает на обессоливание и обезвоживание 32, а стоки в ливневую канализацию 31.

Отделившаяся от нефти в отстойниках 13 вода направля­ется самотеком в установку очистки воды (УОВ) 26, из кото­рой она забирается двумя насосами. Насос 27 подает эту воду на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) 30, откуда она транспортируется с помощью насосов высокого давления в нагнетательные скважины (показаны на схеме в виде черных точек), а насос 28 забирает воду из УОВ и по водоводу 29 подает ее в поток эмульсии перед сепаратором 5, расположенным на БДНС. Это делается для того, чтобы горя­чая вода, содержащая ПАВ, способствовала предварительно­му разрушению эмульсии непосредственно в сепараторе 5.

Для месторождений, меньших по площади, обычно БДНС не строится и вся продукция скважин транспортируется на УПН под давлением на устьях скважин.

Как видно из схемы, нефть нигде не контактирует с возду­хом и потери ее от испарения сведены до минимума (0,2 %).

Дата добавления: 2014-11-06