2 Сбор и внутрипромысловый транспорт скважинной продукции

Промысловое обустройство требует большого объема капитальных вложений, значительная доля которых приходится на сооружение системы сбора и транспорта продукции скважин. Поэтому совершенствование и упрощение систем сбора и транспорта нефти и газа имеет первостепенное значение как для снижения капитальных затрат и эксплуатационных расходов, так и для сокращения сроков обустройства и, следовательно, для ускорения ввода в действие новых нефтяных месторождений.

Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды.

Единой универсальной системы сбора нефти, газа и воды не существует, т.к. каждое месторождение имеет свои особенности: размеры, форму, рельеф местности, природно-климатические условия, сетку размещения скважин, способы и объемы добычи нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей и т. д.

Любая система сбора нефти, газа и воды должна обеспечить возможность осуществления следующих операций:

• измерение продукции каждой скважины;

• транспортировка продукции скважин за счет энергии пласта или насосов до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды;

• отделение газа от нефти и транспортировка его до пункта подготовки или до потребителя;

• отделение свободной воды от продукции скважин до установок подготовки нефти (в случае добычи обводненной нефти);

• раздельный сбор и транспорт продукции скважин, существенно отличающейся по обводненности или физико-химическим свойствам;

• подогрев продукции скважин, если невозможно ее собирать и транспортировать при обычных температурах.

Системы сбора нефти и газа постоянно совершенствуются.

Организация крупных централизованных сборных пунктов для подготовки продукции значительно упрощает схемы нефтегазосбора отдельных промыслов и создает благоприятные условия для их объединения в более крупные административно-хозяйственные единицы. Разделение нефти и газа и соответствующая их обработка на крупных централизованных пунктах более выгодны, чем на разбросанных мелких объектах. Такая централизация позволяет снизить потери легких фракций нефти, улучшить подготовку нефти, осуществить более глубокую переработку газа и обеспечить максимальное извлечение сырья для химической промышленности.

2.1. Системы сбора и транспорта нефти и газа

Совместное движение нефти и газа по трубопроводам сначала осуществлялось только до сепарационно-замерных установок, расположенных на расстоянии 200—300 м от устья скважин. При этом отдельные скважины или небольшие группы скважин оборудовались индивидуальной установкой. После разделения при давлении 0,6 МПа и замера количеств нефти и газа движение их продолжалось раздельно по самостоятельным трубопроводным коммуникациям. 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 самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участковых сборных пунктов и далее насосами перекачивается в сырьевые резервуары центрального сборного пункта (рис.2.1).

С

Рис.2.1. 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; УСП - участковый сборный пункт; ЦСП - центральный сборный пункт.

оответствующие этим признакам нефтегазосборные системы получили название самотечных двухтрубных систем сбора нефти и газа и относятся к системам раздельного сбора и транспорта нефти и газа. Они характеризуются низким давлением в нефтегазосборных трубопроводах; низкими скоростями движения, вследствие чего возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности; многочисленностью промежуточных технологических объектов и, как следствие этого, большой металлоемкостью, нерациональным использованием избыточной энергии пласта и из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газов 2-й ступени сепарации - значительными потерями газа и легких фракций нефти, достигающими 2-3% от общей добычи нефти; для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти.

В

Рис.2.2. Система сбора нефти и газа Бароняна – Везирова

1,12,13 – скважины, 2 – нефтегазовый сепаратор, Р=0,5-0,6 МПа, 3 – замерная установка, 4 – осушитель газа, 5 – сепаратор второй ступени, Р=0,1 МПа, 6 – отстойники, 7 – резервуары, 8 – очистка воды, 9, 11 – компрессор, 10 – сепаратор.

1948 г. на промыслах объединения Азнефть стала внедряться первая герметизированная система сбора нефти и газа, предложенная инженерами Ф. Г. Бароняном и С. А. Везировым. Основой этой схемы является совместный сбор и транспорт продукции всех нефтяных скважин (насосных, компрессорных и фонтанных) до промыслового сборного пункта под повышенным давлением порядка (5-6) * 10⁵ н/м², которое достаточно для транспортирования продукции не только до групповой замерной установки, но и до сборного пункта на расстояние до 10 км. Система нефтегазосбора Бароняна и Везирова по сравнению с раздельной системой сбора нефти и газа обеспечила более высокую степень использования энергии пласта, централизацию сбора нефти и газа на одном промысловом сборном пункте, что дает возможность автоматизации технологического процесса, значительное уменьшение потерь нефти и газа благодаря герметизации системы и сокращение расхода металла и денежных средств (рис.2.2).

Идея совместного сбора и транспорта продукции нефтяных скважин получила свое дальнейшее развитие в работах Грозненского нефтяного института, где была разработана высоконапорная однотрубная система сбора (рис.2.3). Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6 - 7 МПа) устьевых давлений.

П

Рис.2.3. Принципиальная схема высоконапорной одноторубной системы сбора

1 – скважины, 2 – нефтегазопровод, 3 - сепаратор первой ступени, 4 - сепаратор второй ступени, 5 – регулятор давления, 6 – резервуары.

рименение 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, более полно используется естественная энергия пласта и исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, появляется возможность увеличить число ступеней сепарации и обеспечить утилизацию 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 и требует особого внимания к выбору режимов перекачки, обеспечивающих малые потери напора и малые пульсации давления.

И

Рис.2.4. Принципиальная схема напорной системы сбора.

1 – скважины, 2 – сепаратор первой ступени, 3 – регулятор давления типа «до себя», 4 – газопровод, 5 – насос, 6 – нефтепровод, 7 – сепаратор второй ступени, 8 - резервуар, ДНС – дожимная насосная станция.

нститутом Гипровостокнефть разработана напорная система сбора нефти и газа с целью наибольшего укрупнения и централизации объектов разделения продукции скважин и подготовки нефти и газа к магистральному транспорту в условиях, когда пластовые давления не обеспечивают высоких значений устьевых давлений на скважинах. Эта система нефтегазосбора предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа до участковых сепарационных установок, расположенных на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние до 100 км и более.

Этой системой предусматривается использование энергии пласта или напора, создаваемого глубинными насосами, для бескомпрессорного транспортирования газа первой ступени сепарации на большие расстояния. Давление на устье скважин поддерживается от 1,0 до 1,6 МПа. Продукция нефтяных скважин проходит групповые замерные установки, на которых периодически замеряются дебиты скважин. Далее эта продукция по одному трубопроводу подается в сепараторы первой ступени, сгруппированные на участковых сепарационных пунктах. После сепарации первой ступени при давлении 0,5-0,6 МПа газ за счет давления в сепараторе направляется к потребителям, а нефть с оставшимся растворенным газом — на центральный сборный пункт. На этом пункте осуществляются окончательная сепарация нефти и газа, подготовка нефти к сдаче потребителю, переработка газа всех ступеней сепарации и подготовка сточных вод к закачке в пласты (рис.2.4).

Применение напорной системы сбора позволяет:

• сконцентрировать на ЦСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе100 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 ЦСП 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 применяют системы сбора, лишенные некоторых из указанных недостатков.

С

Рис.2.5. Принципиальные схемы современных систем сбора.

а) – с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦСП;

б) - с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КСП.

истема, изображенная на рис.2.5 а, 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.2.5 б, является то, что установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется комплексным сборным пунктом.