2. Существующие системы нефтегазосбора (самотечная, Бароняна-Вазирова, Гипровостокнефть, Грозненская, Западной Сибири, унифицированная, совмещенная).

Самотечная система сбора.

Самотечная система (или двухтрубная), пред­назначалась для раздельного сбора нефти и газа, в основном применялась на восточных месторо­ждениях Советского Союза. При самотечной системе сбора нефти продукцию скважин можно замерять в индивидуальных замерно-сепарационных емкостях, установлен­ных на устье каждой скважины, а также в емкостях, установленных на групповом замерном пункте и рассчитанных на прием продукции из

нескольких скважин.

Рис1.1 Самотечная система сбора нефти, газа и воды: Ф и Н – скважины фонтанная и насосная; I – трап первой ступени; 2- трап второй ступени; замерный трап; 4-мерник; 5- распределительная батарея; 6- компрессорная; 7- регулятор давления «до себя»; 8- газобензиновый завод; 9-самотеч­ные сборные коллекторы (нефть + вода); 10-участковые резервуары; 11- центробежный насос; 12- сборный коллектор (нефть + вода); 13- сырьевые резервуары; 14- установка подготовки нефти (УПН).

Анализ работы самотечной системы сбора нефти как с индивидуальным замерно - сепарационным оборудованием, установленным на устье каждой скважины, так и с оборудованием для обслужи­вания нескольких скважин приводит к следую­щим выводам:

1. Самотечные нефтепроводы работают за счет напора, создаваемого разностью геометрических отметок в начале и в конце нефтепровода, поэтому мерник должен быть поднят над уров­нем земли, а в условиях гористой местности необходимо изыскание соответствующей трассы нефтепроводов, чтобы обеспечить нужный напор, а следовательно, и их пропускную способность.

2. При самотечной системе необходима глубокая сепарация нефти от газа для предотвращения возможного образо­вания в нефтепроводах газовых мешков, могущих существенно снизить пропускную способность нефтепрово­дов.

3. Самотечные выкидные линии и сборные коллекторы не могут быть приспособлены к возможному увеличению дебитов скважин или к сезонным изменениям вязкости нефти в связи с их ограниченной пропускной способностью.

4. В самотечных системах скорость потока жидкостей невелика, поэтому происходят отложения механических примесей, солей и парафина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов, а следова­тельно, уменьшается и их пропускная способ­ность.

5. Для строительства самотечной системы тре­буются большие затраты металла на сепараторы и мерники для каждой скважины или группы скважин.

6. Потери нефти от испарения при самотечной системе достигали 2-3% от общей добычи нефти.

Перечисленные недостатки самотечной системы сбора и транспорта нефти настолько сущест­венны, что в настоящее время от применения ее отказались.

Однотрубная напорная система сбора Бароняна-Везирова.

Рис 1.2 Принципиальная схема нефти и газа Бароняна-Везирова:1- фонтанная скважина; 2- сепаратор высокого давления; 3- станок-качалка с подвесным компрессором; 4- компрессорная скважина; 5- групповая замерная установка; 6- замерный трап; 7 – сепаратор газа; 8- отстойники; 9-сборники нефти; 10- насос; 11- сырьевые резервуары установки подготовки нефти; 12- вакуум-компрессор;13-компрессоры;14-маслоот­делитель.

Преимущества системы Бароняна-Вазирова:

–сокращается сеть газосборных трубопроводов и ликвидируется промысловая сеть вакуумных газопроводов;

–сооружения по очистке нефти от воды и песка сосредоточиваются на участковом сборном пункте, в результате чего улучшается их обслу­живание и сокращается канализационная сис­тема;

– резко уменьшаются потери газа и паров нефти;

улучшается и удешевляется обслуживание установок, расположенных на центральном сборном пункте.

К основным недостаткам системы относятся:

– сложность осуществления герметизации боль­шого количества участковых сборных пунктов;

– ограниченная протяженность участков одно­трубного сбора продукции скважин, осуществ­ляемого за счет энергии пласта;

– необходимость строительства на площади нефтяного месторождения большого числа мелких участковых пунктов сбора с очистными сооружениями, парком резервуаров, насосными и компрессорными станциями. Отсутствие системы предварительного сброса и очистки воды, а так же УЛФ в резервуарных парках.

Грозненская система сбора

Рис 1.3 Грозненская высоконапорная система нефтегазосбора:1-выкидные линии от скважин;2-сепаратор первой ступени (высокого давления); 3- сепаратор после холодильной установки; 4- газосборный коллектор; 5- нефтегазосборный коллектор; 6- сепараторы второй ступени на цен­тральной установке подготовке нефти. УХ - установка холодильная; М1, М2, М3, М4 – нефтяные месторождения; УПН – установка подготовки нефти; ГБЗ-газобензиновый завод.

Грозненская система сбора нефти имеет следую­щие достоинства:

– осуществление однотрубного транспорта нефтегазовой смеси по трубам большого диа­метра на значительные расстояния обеспечивает большую экономию металла для труб и создает возможность подключения новых эксплуатаци­онных скважин за счет резерва пропускной способности коллектора;

– рационально используется пластовая энергия, обеспечивающая подачу нефти и газа потребите­лям под собственным давлением;

- на крупных сборных пунктах (какими являются отдельные площади нефтяных месторождений М1, M2) имеется возможность отделять, нефть от воды и использовать последнюю для закачки в пласт с целью поддержания давления;

– применение однотрубной системы транспорта нефти и газа и организация централизованных пунктов сбора создают условия для объединения отдельных площадей нефтяных месторождений в более крупные административно-хозяйственные единицы - нефтегазодобывающее управление (НГДУ), которые предусматриваются новой структурой управления. К недостаткам высоко­напорной системы сбора нефти, газа и воды относятся:

– система применима на месторождениях с высоким пластовым давлением;

– возможность возникновения на некоторых режимах течения смеси значительных пульсаций давления и неравномерности потока вследствие образования по длине нефтегазосборного коллек­тора 5 газовых и жидкостных пробок;

– отсутствие системы предварительного сброса пластовой воды и др.;

– под действием пульсаций давления коллекторы вибрируют, что может вызвать нарушение сварных соединений и привести к аварии;

– возможность образования стойких эмульсий;

– неравномерность потоки смеси в коллекторах вызывает неравномерную подачу газонефтяной струи в сепараторы, вследствие чего создаются кратковременные перегрузки сепараторов по нефти, достигающие иногда 200 %.

Напорная система сбора института Гипровостокнефть.

Рис 1.4 Напорная система сбора нефти и вод института Гипровостокнефть:

1- выкидные линии; 2- гидроциклонный сепара­тор; 3-расходомер жидкости; 4- сборный напор­ный коллектор; 5- сепаратор первой ступени; 6- центробежные насосы; 7-сепаратор второй ступени; 8-сепаратор третей ступени; 9-сырьевые станции. КС-компрессорные станции; ГПЗ – газоперерабатывающий завод.

Основными преимуществами напорной системы Гипровостокнефти являются:

– полная герметизация системы, сбора продук­ции скважин;

– возможность бескомпрессорного транспорта газа на ГПЗ под давлением первой ступени сепарации;

– газ из сепаратора второй ступени-сепарации, находящегося на территории расположения УКПН, которая обслуживает несколько площа­дей; нефтяных месторождений, собирается в одной компрессорной станции и также подается на ГПЗ;

– в результате транспорта нефти после первой ступени сепарации вместе с растворенным в ней газом значительно снижается ее вязкость, а следовательно, уменьшаются и- затраты энергии, потребляемой насосами.

К основным недостаткам этой системы нефтегазоводосбора относятся:

– совместный транспорт нефти и пластовой воды на значительные расстояния, достигающие 100 км, в связи с чем существенно увеличива­ются эксплуатационные расходы, особенно в период повышенной обводненности скважин;

– возможность образования стойких нефтяных эмульсий в, связи с большими расстояниями совместного транспорта нефти и пластовой воды;

– большой расход энергии и труб на сооружение систему для обратного транспорта пластовой воды, получаемой на УКПН, до того месторож­дения, где она должна использоваться для за­качки в пласт;

– потери паров нефти из резервуаров в связи с отсутствием системы УЛФ;

– отсутствие предварительного сброса пластовой воды.

Системы сбора на месторождениях Западной Сибири

Рис 1.5 Схема сбора на месторождениях Запад­ной Сибири: 1-скважины; 2- замерные установки; 3- блоки дозирования деэмульгатора; 4- сепара­торы I ступени; 5- аппараты предварительного сброса; 6-отстойники (электродегидратор); 7- блоки нагрева; 8-дожимные насосные станции; 9,10- сепараторы II и III ступени сепарации; 11- де­эмульсаторы; I- газ на ГБЗ; II- вода на КНС; III- газ потребителю IV-товарная нефть.

Унифицированная технологическая схема сбора и подготовки нефти

рис 1.6. Унифицированная технологическая схема сбора нефти, газа и воды нефтедобывающих районов:

1-скважина; 2-группо­вая замерная установка (спутник); 3- блок подачи реагента; 4-сепаратор I ступени; 5-емкость предваритель­ного сброса воды; 6-печь; 7- каплеобразователь; 8-отстойнойник; 9-смеситель; 10- электродегидра­тор;11-сепаратор горячей ступени; 12-насос; 13- установка подготовки газа; 14- узел учета товар­ной нефти; 15- узел качества; 16-резервуар товарной нефти; 17-резервуар некондиционной нефти; 18- резервуар пластовой воды; 19- узел замера расхода воды; 19 – узел замера расхода воды; 20 – блок дегазатора с насосом; 21- блок приема и откачки стоков; 22- емкость шламона­копитель; 23-мультигидроциклон; 24-блок приема и откачки уловленной нефти; 25-блок очистки; 26- блок подачи ингибитора; 27 – септик.

Совмещенная технологическая схема сбора и подготовки продукции скважин с минимальным набором оборудования

рис 1.7 Принципиальные совмещенные схемы подготовки сернистых (а) и девонских (б) неф­тей:

1- скважина; 2-реагент; 3-ГЗУ; 4- технологический трубопровод; 5-КДФ; 6- сепаратор-УПС; 7-насос; 8-линейный каплеобразователь; 9- УПС; 10-печь; 11-секционный каплеобразователь; 12,15-отстой­ник (электродегидратор); 13-пресная вода; 14-смеситель; 16-технологический резервуар (бу­лит); 27-гидрофобный фильтр; 28- трубный аппарат; 19-блок стабилизации.

Основными отличительными технологическими и техническими элементами являются:

1. Подача де эмульгатора 2 на начальных участках сборных трубопроводов, разрушение эмуль­сии на 70-80% путем увеличения техно­логического времени до 120 и более минут и доведение размера глобул пластовой воды перед установками предварительного сброса пластовых вод (УПС) до 100-200 мкм.

2. Монтаж перед УПС в условиях дожимной насосной станции (ДНС) или установки подго­товки нефти (УПН) концевых делителей фаз (КДФ) 5 для расслоения газированного потока эмульсии на нефть, газ и воду.

3. Применение линейных и секционных каплеоб­разоватедей 8, 11 перед отстойниками 9, 12 и 15.

4. Безштуцерный ввод расслоенного потока в отстойные аппараты 9, 12, 15.

5. Возврат опресненной воды после отстойных аппаратов 15 на прием насоса 7.

6. Возврат дренажной воды после аппаратов 12 на прием УПС перед КДФ 5.

7. Применение регулируемых смесителей 14 для подачи пресной воды 13.

8. Монтаж в аппаратах 9, 12, 15 внутренних лучевых распределительных устройств, исклю­чающих накопление стойких промежуточных слоев.

9. Монтаж на очистных сооружениях трубчатых аппаратов 16 позволяющих использовать для глубокой очистки воды поверхностные и флота­ционные эффекты.

10. Использование резервуаров 9 и 17 в качестве гидрофильных и гидрофобных фильтров путем монтажа соответствующих внутренних уст­ройств. 11. Порционный ввод пресной воды 13 (не менее чем в двух точках).

12. Использование трубопроводов между аппара­тами 15, 19 в качестве технологических для разрушения малодисперсной эмульсии.

13. Монтаж системы улавливания легких фрак­ций (УЛФ) в резервуарах 6, 9 и 19.

14. Рециркуляция газа второй ступени на I ступень сепарации.