Система сбора нефти и нефтяного газа

 

Система сбора нефти, газа и водына нефтяных месторожде­ниях - это совокупность трубопроводных коммуникаций и обору­дования, предназначенных для сбора продукции отдельных сква­жин и доставки ее до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

Универсальной системы сбора нефти, газа и воды, т. е. такой, которую можно было бы эффективно применять на любом место­рождении, не существует. Каждое месторождение имеет свои осо­бенности, связанные с природно-климатическими условиями, раз­мещением скважин, способами, объемами добычи и физико-хими­ческими свойствами нефти, газа и воды. Поэтому на каждом месторождении применяют такую систему сбора продукции скважин, которая наиболее приемлема для данного месторождения. Любая система сбора нефти, газа и воды должна обеспечивать возможность осуществления следующих операций:

-измерение количества продукции, получаемой из каждой сква­жины (дебита скважины);

-максимальное использование пластовой энергии или давления, создаваемого скважинными насосами, для транспортирования про­дукции скважин до пунктов ее подготовки;

-сепарацию нефти и газа и подачу газа на пункты его подготов­ки или потребителям;

-отделение от продукции скважин свободной воды;

-раздельный сбор продукции скважин, существенно отличающей­ся по обводненности, физико-химическим параметрам (например, по содержанию сероводорода и других агрессивных компонентов), давлению и иным признакам, если смешение разносортной продук­ции нецелесообразно по технико-экономическим соображениям;

-подогрев продукции скважин при невозможности ее сбора и транспортирования при обычных температурах (например, при добыче высокопарафинистой нефти).

Существует ряд типовых решений по организации сбора про­дукции нефтяных скважин.

Раньше наиболее распространенной была самотечная система сбора нефти и газа (рис.3). Основной принцип этой системы состоит в том, что для каждой скважины (или для группы скважин с небольшими дебитами) сооружается индивидуальная установ­ка, состоящая из сепаратора и мерника для определения дебита скважины. Установка располагается в непосредственной близости от скважины. Сепарацию нефти и газа ведут при давлении 0,2— 0,4 МПа. Жидкость направляется самотеком (под давлением се­парации) или с помощью насосов на промысловые сборные пунк­ты и далее в товарный парк. Газ из сепараторов идет на факел или по газосборным линиям подается на компрессорные станции, а затем — потребителям или на переработку. Основные достоинства самотечной системы сбора нефти и га­за — возможность всестороннего наблюдения за работой каждой скважины и максимально длительный период фонтанной эксплуа­тации (в связи с небольшим давлением сепарации, осуществляе­мой в непосредственной близости от скважины).

Рис. 3. Технологическая схема самотечной системы сбора нефти и газа:

1-индивидуальная сепарационно-замерная установка; 2 - фонтанные и глубиннонасосные скважины; 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

Однако эта система имеет следующие недостатки:

-энергия пласта теряется непосредственно у скважины, поэтому необходимы значительные затраты на сооружение и эксплуата­цию насосных и компрессорных станций, без которых невозможно дальнее транспортирование нефти и газа до сборных пунктов;

-применяемая одноступенчатая сепарация нефти и газа позво­ляет получать такое количество нефти, которое при прочих рав­ных условиях на 4—5 % меньше, чем при сепарации в несколько ступеней; при этом товарные качества нефти и газа хуже, чем при многоступенчатой сепарации;

-значительные потери легких углеводородов в связи с негерме­тичностью системы;

большие затраты на сооружение объектов и сложность их об­служивания (число объектов велико и к тому же они разбросаны по всей территории месторождения).

Более совершенная — это система сбора продукции нефтяных скважин Бароняна — Везирова (рис.4). По этой схеме сепарация нефти и газа происходит на промыс­ловом сборном пункте. Дебиты скважин замеряют на групповых замерных установках (ГЗУ), к каждой из которых подключено 8—10 скважин. Продукция каждой скважины может быть направ­лена на замер (через ГЗУ) или, минуя замерный сепаратор, на сборный пункт по напорному трубопроводу, общему для всех сква­жин, подключенных к данной ГЗУ. Продукция скважин с высоки--ми устьевыми давлениями перед поступлением на ГЗУ сепариру­ется в индивидуальных сепараторах высокого давления. Выделен­ный в этих сепараторах газ направляется по отдельной трубе в газосборный коллектор и далее потребителям, а нефть с раство­ренным в ней остаточным газом — в общую систему сбора. На сборном пункте происходит сепарация нефти и газа при давлении 0,2—0,3 МПа. Оставшийся в нефти после сепарации газ, выделяю­щийся затем в герметизированных резервуарах товарного парка, собирают при помощи вакуумных компрессоров и направляют в коллектор. Применение этой системы позволяет более полно использовать энергию пласта (продукция скважин доставляется на сборный пункт за счет этой энергии), сократить потери легких углеводоро­дов (за счет герметизации системы) и уменьшить затраты на об­устройство и эксплуатацию объектов (за счет централизации сбо­ра и однотрубного транспорта нефти и газа). По сравнению с са­мотечной системой сбора нефти и газа данная система ухудшает возможности контроля за работой отдельных скважин.

От скважин

Рис. 4. Принципиальная технологическая схема сбора нефти и газа Бароняна - Везирова:

1- групповая замерная установка; 2 - рабочие газосепараторы сборного пункта; 

3 -осушительный газосепаратор сборного пункта; 4 - нефтесборный резервуар; 5 - нефтяная

насосная станция сборного пункта; 6 — вакуумный компрессор сборного пункта

 

В настоящее время широкое применение получила напорная герметизированная система сбора нефти и газа. По этой системе (рис.5) продукция нефтяных скважин посту­пает на групповые замерные установки и далее по одной трубе на участковые сепарационные установки. Давление сепарации здесь устанавливает­ся из условия бескомпрессорного транспортирования газа до пунктов сдачи его потребителям. Нефть с оставшимся в ней рас­творенным газом транспортируется за счет давления сепарации или с помощью насосов на центральный сборный пункт, где ведут вто­рую и, при необходимости, последующие ступени сепарации. Отсепарированный газ подают на пункты его подготовки или потре­бителю; нефть также направляют на подготовку. Если потреби­тель газа — газоперерабатывающий завод, то его располагают вблизи центрального сборного пункта, который рассчитан на при­ем нефтяного газа и продуктов стабилизации нефти всего нефтя­ного района. Центральный сборный пункт может быть общим для нескольких нефтяных месторождений.

 

 

  От скважин

Рис. 5. Принципиальная схема напорной герметизированной системы сбора нефти и газа Гипровостокнефти:

. 1- групповые замерные установки; 2 — участковая сепарационная установка; 3 — участ­ковая сепарационно-дожимная установка; 4 — концевые сепарационные установка, где осуществляется пер­вая ступень сепарации

     

Основные достоинства напорной системы сбора нефти и газа следующие:

1.. Возможность транспортирования газонасыщенной нефти с отдельных месторождений до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды на расстояние 100 км и более.

2. Максимальное использование энергии пласта или давления, создаваемого скважинными насосами, для бескомпрессорного   транспорта газа первой ступени сепарации.

3. Однотрубное транспортирование продукции нефтяных сква­жин до участковых сепарационных установок.

4. Полная герметизация системы без строительства компрес­сорных станций.

5. Максимальная централизация объектов и возможность за счет этого сокращения затрат на их строительство и эксплуа­тацию.

6. Обеспечение на длительный период полной и стабильной загрузки объектов по подготовке нефти и переработке газа с уче­том неодновременного ввода в разработку месторождений нефтя­ного района. К недостаткам этой системы относятся нерациональная затра­та энергии на транспортирование пластовой воды, недоиспользование тепла продукции скважин, сложность контроля за работой каждой скважины.