Основные элементы систем нефтегазосбора.

1. Добывающие, нагнетательные, поглощающие, контрольные и другие виды скважин (кусты скважин), пробуренные на те или иные горизонты в соответствии со своим функциональным назначением. На добывающих скважинах кроме насосных установок могут устанавливаться компрессоры для отбора затрубного газа, дозаторы деэмульгаторов.

2. Групповые замерные установки (ГУ). По заданной программе осуществляют замер количества и качества (обводненность, газовый, фактор, плотность и т.д.) добываемых нефти, газа и воды из каждой или групп скважин и передают информацию на диспетчерский пункт для опера­тивного контроля.

3. Дозаторные установки. В соответствии с заданным режимом вводят в продукцию скважин реагенты де эмульгаторы, для разрушения эмуль­сии в процессе транспортирования по трубопро­водам ингибиторы коррозии и другие необходи­мые химикаты. Устанавливаются на групповых установках дожимных насосных установках, кустах скважин и отдельных (по технологиче­ским показаниям) скважинах, удобных для обслуживания и других объектах.

4. Путевые нагреватели. Нагревательные печи (газовые, электрические). Осуществляют нагрев продукции скважин для снижения вязкости продукции скважин и обеспечение ее транспортабельности, разруше­ния эмульсии в процессе движения по трубопро­водам, осуществления предварительного сброса воды и улучшения процесса сепарации газа по технологическим показаниям устанавливаются на отдельных скважинах, ГУ, ДНС.

5. Сепаратор газа должны работать: на I стадии - как двухфазные системы (нет воды!); на II стадии - как трехфазные с предварительным сбросам чистой воды или допускать применение блоков очистки воды; на III стадии - функции сепарации газа ослаб­лены, зато возрастают функции по предваритель­ной очистки воды. Самоочищающий потенциал добываемой жидко­сти не должен быть утерян, причем нельзя сбрасывать воду из сепараторов, не используя при этом для очистки воды энергию растворен­ного в воде и загрязнениях газа, способного, расширяясь, увеличивать размеры, капель нефти и флотировать частицы из воды.

6. Дожимные насосные станции в зависимости от режима работы должны обеспечивать:

-совместный транспорт нефти, газа и воды на другие промысловые объекты;

- раздельно при давлении сепарации части сепарированного газа на ГПЗ и частично газированной нефти вместе с водой на объекты подготовки нефти;

- сброс, очистку и перекачку пластовой воды на кустовые станции системы ППД для закачки в продуктивные горизонты.

7. Установки подготовки нефти обеспечивают: обезвоживание и обессиливание нефти, снижение содержания в ней механических примесей до допустимого уровня.

8. Очистные сооружения по воде предназначены для очистки до установленных норм промливне­вых стоков, технологических потоков воды, а так же пластовой воды из технологических аппара­тов всех типов (отстойники, электродегидраторы, резервуары, трехфазные сепараторы, узлы пред­варительного сброса).

9. Резервуарные парки должны:

-обеспечивать прием и хранение сырой (посту­пающей с промыслов) нефти для стабильной работы при временных отключениях скв-н на промыслах;

-создавать приемные и запасные емкости для подготовленной до установленных норм по содержанию солей, воды и мехпримесей нефти для ее сдачи транспортным организациям и на случай выполнения аварийных работ на трубо­проводах, временного неприема нефти на НПЗ и т.д.

10. Компрессорные станции и системы улавливания паров нефти (УЛФ). Принимают газ из сетей газосбора аппаратов и резервуаров низкого и. среднего давления, дожимают его до давления, обеспечивающего транспортирование газа до ГПЗ или до магист­рального газопровода высокого давления. Компримированию могут сопутствовать - первичная очистка газа от паров воды, углекислого газа; конденсата.

11. Блоки очистки газа от сероводорода. Применяются на ГУ и ДНС для очистки небольших объемов газа с превращением сероводорода в элементарную серу с помощью каталитических абсорбентов.

12. Головные сооружения. Резервуарные парки и насосные станции, предназначенные для приема обработки последующей транспортировки нефти на НПЗ из различных НГДУ.

13. Система ППД. Очистные сооружения, водозаборы, насосные станции (компрессорные станции) и система трубопроводов, обеспечи­вающая доставку и закачку воды (газа) в про­дуктивные (поглощающие) пласты для поддер­жания пластового давления на заданном, уровне. Несмотря на многообразие герметизированных систем сбора, в основу их заложены следующие принципы:

-максимальное использование пластовой энергии или напора, создаваемого скважинными насо­сами для сбора и транспортирования продукции скважин до ЦППН, а также обеспечения прохож­дения обрабатываемой;

-продукции через технологические узлы (блоки) установки подготовки нефти;

-максимально возможное использование однотрубного сбора нефти и газа в пределах отдель­ных месторождений. Когда пластовой энергии или напора скважинных насосов недостаточно, газонасыщенными или частично разгазированные нефти перекачивают насосами на ЦППН;

-применение ступенчатой сепарации нефти с последующим бескомпрессорным транспортированием газа после I ступени сепарации до потребителя - ГПЗ.

В любой момент существующая система сбора и подготовки продукции должна обеспечивать:

1) герметизированный сбор продукции всех добывающих скважин с изменяющимися во времени нормами отбора;

2) измерение дебитов отдельных скважин и групп скв-н;

3} подготовку ежесуточной продукции добывающих скважин;

4) требуемое качество товарной продукции: нефти, газа, воды, возвращаемой в пласт ч/з систему подготовки;

5) подключение новых и отключение нерентабельных скважин;

6} рациональное использование избыточной энергии потока, поступающего из недр на поверхность через добывающие скважины;

7) возможность совмещения технологических операций сбора и подготовки нефти, газа и воды в трубопроводах, товарных парках и другом оборудовании;

8) укрупнение и централизацию технологических объектов, а при необходимости раздельный сбор продукции скважин, смешение которых по каким-либо причинам нежелательно;

9) учет и использование особенностей рельефа местности и климатических условий;

10) автоматизацию и телемеханизацию основных технологических процессов;

11) возможный минимум капитальных затрат и эксплуатационных расходов;

12) охрану окружающей среды и предотвращение вредного влияния на недра.

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.