Основная технологическая схема систем сбора и подготовки продукции скважинДо недавнего времени большинство нефтяных площадей обустраивалось негерметизированными двухтрубными самотечными системами сбора нефти, газа и воды, которые и до сих нор используются на старых площадях. В настоящее время все площади нефтяных месторождений, вступающих в разработку, обустраиваются, как правило, высоконапорными (1 - 1,5 МПа) герметизированными и автоматизированными системами сбора нефти, газа и воды. Существует несколько разновидностей герметизированных систем сбора нефтегазовых смесей: - системы сбора, зависящие от величины и конфигурации нефтяного месторождения; - системы сбора, зависящие от рельефа местности (ровная, гористая); - системы сбора, зависящие от физико-химических свойств нефти и нефтяных эмульсий, а также от климатических условий данного месторождения; - системы сбора нефти, газа и воды, применяемые на морских месторождениях.
2.1 Двухтрубная самотечная система сбора При самотечной системе сбора нефть от устьев скважин транспортируется по выкидным линиям до сборных пунктов за счет давления, создаваемого разностью геодезических отметок. При самотечной системе сбора объем продукции каждой отдельной скважины можно измерить как в индивидуальных, так и в групповых замерно-сепарационных установках. На рисунке 2.1.1(а) показана схема индивидуальной замерно-сепарационной установки (ИЗУ) самотечной системы, а на рисунке 2.1.1(б) - групповая замерно-сепарационная установка (ГЗУ). На рис. 2.1.2(а) (б) показаны оборудование и приборы, используемые соответственно в индивидуальных и групповых замерно-сепарационных установках самотечной системы сбора нефти, газа и воды. Индивидуальная замерно-сепарационная установка самотечной системы сбора (рисунок 2.1.1(а)) работает следующим образом. Нефть и газ от скважин 1 поступают в ИЗУ 2, расположенную в непосредственной близости от устья скважин 1. Отделившиеся от газа в ИЗУ нефть и вода поступают в самотечные выкидные линии 4, а затем в участковые негерметизированные резервуары 5 сборного пункта СП. Из резервуаров 5 нефть забирается насосом 6 и подается по сборному коллектору 7 в сырьевые резервуары УПН 8. При соответствующем рельефе местности иногда сборный коллектор 7 также делают самотечным. Отстоявшаяся от нефти вода в резервуарах 5 сбрасывается в канализацию или вместе с нефтью (в виде эмульсии) транспортируется до сырьевых резервуаров УПН 8. Отсепарированный от нефти газ в трапе ИЗУ 2 под собственным давлением транспортируется по сборному газопроводу 3 на ГПЗ (если он имеется) или на КС (если площадь месторождения большая), которая подает его также на ГПЗ или на собственные нужды промысла. ГЗУ самотечной системы сбора 3, в отличие от ИЗУ, располагается вдали от скважин 1 (рисунок 2.1.1(б)) и работает следующим образом. Нефть, газ и вода, добываемые из скважины 1, по выкидным самотечным линиям 2 длиной от 1 до 2 км направляются под давлением на устьях скважин на ГЗУ 3, где они разделяются и измеряются их объемы.
Рисунок 2.1.1 Схема самотечной двухтрубной системы сбора нефти а - индивидуальная замерно-сепарационная установка (ИЗУ): 1 - скважины; 2 - индивидуальные замерные установки (ИЗУ); 3 - газопроводы; 4 - выкидные самотечные линии; 5 - участковые негерметизированные резервуары; 6 - насос; 7 - сборный коллектор; 8 - сырьевые резервуары; б - групповая замерно-сепарационная установка (ГЗУ): 1 - скважины; 2 - выкидные самотечные линии; 3 - групповая замерная установка; 4 - сборный самотечный коллектор; 5 - участковые негерметизированные резервуары; 6 - насос; 7 - сборный коллектор; 8 - сырьевые резервуары; 9 - сборный газопровод
После ГЗУ 3 нефть и вода по сборному самотечному трубопроводу 4 поступают в участковые негерметизированные резервуары 5 сборного пункта, а из них насосом 6 подаются по сборному коллектору 7 в сырьевые резервуары 8 (УПН). Отсепарированный в трапах газ на ГЗУ 3 под собственным давлением по сборному газопроводу 9 транспортируется на ГПЗ (если он имеется) или на компрессорную станцию КС. К сборному газопроводу 9 можно подключить несколько ГЗУ. На рисунке 2.1.2(а) представлена самотечная схема индивидуально-замерной сепарационной установки ИЗУ, а на рисунке 2.1.2(б) - групповая замерно-сепарационная установка ГЗУ. На индивидуально-замерной сепарационной установке (рисунок 2.1.2(а)) в непосредственной близости от скважины монтируется трап 1 и на основании 7 мерник 2, служащий для измерения количества нефти и воды, поступающих из скважины. При гористой местности мерник 2 можно устанавливать на поверхности земли, а при ровной местности - на высоком основании 7, создающем условия для движения нефти и воды по самотечной выкидной линии 8 к участковому сборному пункту промысла. На групповую замерную установку 3 (рисунок 2.1.2(б)) в отличие от ИЗУ поступает продукция нескольких скважин, которая через распределительную батарею 2 направляется в трап первой ступени 3, а из него перепускается в трап второй ступени 4. Газ, выделившийся из нефти в трапе 3, в котором поддерживается давление до 0,6 МПа, проходит регулятор давления "до себя" 10 и направляется в общую газосборную сеть 9 (рисунок 2.1.1(б)). Газ, выходящий из трапа второй ступени 4, обычно используется для отопления или сжигается в факелах. Объемы нефти и воды, поступающие от отдельных скважин на ГЗУ, измеряются путем переключения задвижек на распределительной батарее 2 в замерном трапе 8 или мернике 6, а газа - при помощи диафрагмы 9 и самопишущего прибора.
Рисунок 2.1.2 Схема замерно-сепарационной установки самотечной системы сбора нефти а - индивидуальная замерно-сепарационная установка: 1 - трап (сепаратор); 2 - мерник; 3 - регулятор уровня; 4 - предохранительный клапан; 5 - регулятор давления "до себя"; 6 - заглушка для пропарки выкидной линии и трапа от парафина; 7 - основание для мерника; 8 - выкидная самотечная линия; б - групповая замерно-сепарационная установка: 1 - выкидные линии; 2 - распределительная батарея; 3 - трап первой ступени; 4 - трап второй ступени; 5 - самотечный коллектор; 6 - мерник; 7 - регулятор уровня; 8 - замерный трап; 9 - замерная диафрагма; 10 - регулятор давления "до себя" Анализ работы самотечной системы сбора нефти как с индивидуальным, так и групповым замерно-сепарационным приводит к следующим выводам - Самотечные нефтепроводы (рисунок 2.1.1, позиция 2, 4) работают за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок в начале и в конце нефтепровода, поэтому мерник 2 (рисунок 2.1.2, а) должен быть поднят над уровнем земли, а в условиях гористой местности необходимо выбрать соответствующую трассу нефтепроводов, чтобы обеспечить нужный напор, а, следовательно, и их пропускную способность. - При самотечной системе необходимо осуществлять глубокую сепарацию нефти от газа для предотвращения возможного образования в нефтепроводах газовых "мешков", существенно снижающих пропускную способность нефтепроводов. - Самотечные выкидные линии и сборные коллекторы не рассчитаны на увеличение дебитов скважин или сезонные изменения вязкости нефти в связи с их ограниченной пропускной способностью. - В самотечных системах скорость потока жидкостей низкая, поэтому происходит отложение механических примесей, солей и парафина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов, а, следовательно, уменьшается и их пропускная способность. - Потери нефти от испарения легких фракций и газа при самотечной системе достигают 3% от общего объема добычи нефти. Основные источники потерь нефти при самотечной системе сбора нефти - негерметизированные мерники и резервуары, устанавливаемые у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках. - Самотечные системы сбора нефти трудно поддаются автоматизации. - При самотечной системе сбора нефти требуется большое количество обслуживающего персонала (операторов, лаборантов). Преимущество самотечной системы сбора нефти, газа и воды - сравнительно точное измерение объемов продукции каждой скважины, осуществляемое при помощи мерников или трапов, и газа - при помощи расходомера. Перечисленные недостатки самотечной системы сбора нефти, газа и воды настолько существенны, что на новых промыслах она не используется, а на старых площадях реконструируется. Имеется несколько разновидностей высоконапорных герметизированных систем сбора и подготовки нефти. При разработке и проектировании высоконапорных герметизированных систем сбора и подготовки нефти необходимо учитывать: 1) величину и расположение нефтяного месторождения; 2) рельеф местности; 3) физико-химические свойства нефти и пластовой воды; 4) местонахождение месторождения (суша или море). В зависимости от этих факторов используется та или иная герметизированная система сбора подготовки нефти.
|
