Сбор и транспорт нефти

Нефть, добытую из месторождения, необходимо доставить на нефтепереработку. При этом качество нефти должно соответствовать определенным требованиям. Так, содержание воды в нефти должно составлять 0.5-1.0%, содержание солей 100-300 г/м³, механических примесей не более 0.05%. Давление насыщенных паров нефти не должно превышать 66650 Па.

Поступающая на поверхность из скважин нефтяного месторождения продукция содержит помимо нефти в больших количествах воду и попутный газ. В начальный период эксплуатации месторождения добываемая жидкая фаза состоит практически из одной нефти, в последние годы эксплуатации она на 70¸90% состоит из воды. Следовательно, чтобы обеспечить требуемое качество товарной нефти, она должна быть соответствующим образом подготовлена.

Подготовка нефти включает: разгазирование (стабилизацию), обезвоживание и обессоливание.

К системам сбора и подготовки предъявляются следующие требования:

· высокая экономичность;

· отсутствие потерь нефти и газа в процессе сбора и подготовки;

· возможность ввода в эксплуатацию участков промысла до окончания строительства всего комплекса сооружений;

· возможность автоматизации и телемеханизации всей системы;

· высокая надежность функционирования.

Так как экономически нецелесообразно производить подготовку нефти у устья каждой скважины, то продукция скважин по сборным коллекторам подается на групповые пункты. Каждому процессу подготовки соответствует различная степень обобщения продукции скважин. Таким образом, продукцию скважин в процессе сбора транспортируют на десятки километров.

На старых месторождениях широко применяются негерметизированные двухтрубные самотечные системы сбора. Характерной особенностью самотечной системы является то, что жидкость после сепарации движется за счет разности геодезических отметок начала и конца трубопровода, сырая нефть поступает в резервуары, что приводит к высоким потерям нефти от испарения (до 3¸5%).

Все новые месторождения обустраивают герметизированными системами сбора, подготовки и транспорта продукции скважин, позволяющими полностью исключить потери легких фракций нефти (рис. 1). В этом случае в резервуары нефть попадает только после полной ее стабилизации, подготовленная к транспорту на нефтеперерабатывающие предприятия.

Продукция скважин по выкидным линиям поступает в автоматические групповые замерные установки (АЗГУ), где производится поочередное измерение количества добываемых из каждой скважины нефти, газа и воды. Затем по сборному коллектору 3 совместно продукция скважин направляется в дожимную насосную станцию (ДНС). На этом этапе давление нефти снижается от 1,0¸1,5 МПа на устье скважин до 0,7 МПа на входе в ДНС. На ДНС производится первая ступень сепарации до 0,3 МПа. Отсепарированный газ под собственным давлением направляется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а газонасыщенная нефть и вода по сборному коллектору 5 насосами перекачиваются на центральный пункт сбора (ЦПС). Здесь в установках комплексной подготовки нефти (УКПН) происходит окончательная стабилизация нефти и ее обезвоживание и обессоливание.

Рис. 1. Схема сбора и транспорта нефти

1- скважины, 2 – выкидные линии, 3 – сборный коллектор, 4 – газосборный

коллектор, 5 – нефтесборный коллектор, 6 - водопровод

Товарная нефть собирается в товарном резервуарном парке (РП). Вода, пройдя установку подготовки воды (УПН), закачивается в пласт для поддержания в нем давления. Газ поступает на ГПЗ, где из него выделяются тяжелые углеводороды и “сухой” газ. Газ компрессорами подается в магистральный газопровод. Жидкая часть разделяется на сжиженный углеводородный газ (СУГ) и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), которые по магистральным нефтепродуктопроводам или по железной дороге направляются потребителям.