В настоящее время известно большое число систем сбора нефти, газа и воды, которые использовались и продолжают эксплуатироваться. Различие в схемах этих систем обусловлено: уровнем техники в момент создания проекта и его внедрения; особенностями проекта разработки и обустройства месторождения; реальными возможностями промышленности, обеспечивающей изготовление и поставку оборудования.
К основным характеристикам системы сбора относятся давление, действующее в ней, и способ транспортирования продукции. По давлению различаются самотечные и высоконапорные системы. По способу транспортирования продукции – раздельная или совместная.
Самотечные системы сбора нефти предусматривают расположение устройств для замера и сепарации нефти в непосредственной близости от скважин, от которых нефть и вода за счет разности геодезических отметок самотеком поступают на сборный пункт. Сборный пункт обслуживает несколько скважин, и от него вода и нефть насосами перекачиваются к установкам подготовки нефти. Если газ и нефть с водой транспортируются по отдельным трубопроводам, то подобный способ называется раздельным. В самотечных системах сбора обычно используется раздельная (или двухтрубная) система сбора.
|
|
В высоконапорных системах продукция скважин может транспортироваться на значительные расстояния под устьевым давлением порядка 6 МПа. При этом на сборные пункты поступает пластовая жидкость от большого числа скважин.
В подобных системах после предварительной обработки продукции скважин и отделения газа она поступает под собственным давлением на установку подготовки нефти.
Высоконапорные однотрубные системы сбора позволяют:
полностью устранить потери легких фракций нефти, доходящие до 3 % в негерметизированных системах;
снизить металлоемкость системы сбора;
сократить эксплуатационные расходы на обслуживание системы;
автоматизировать основные операции подготовки и контроля качества пластовой жидкости;
упростить в ряде случаев систему сбора за счет исключения ряда насосных станций в тех случаях, когда продукцию скважин можно транспортировать за счет устьевого давления;
упростить очистку трубопроводов от парафина и отложения солей.
Вместе с тем эти системы имеют ряд недостатков, основными из которых являются:
снижение точности замеров дебитов отдельных скважин автоматами по сравнению с мерниками;
сокращение периода фонтанирования скважин из-за увеличения буферного давления;
необходимость увеличения подачи газа в скважины, эксплуатируемые компрессорным способом;
увеличение нагрузки на элементы насосного оборудования, обусловленное увеличением устьевых давлений.
|
|
Самотечная система сбора продукции скважин
Самотечная (или двухтрубная) система сбора продукции скважин использовалась на старых месторождениях. На вновь обустраиваемых месторождениях система не строится, но в ряде мест применяется и в настоящее время, поскольку основная часть оборудования, обеспечивающего ее функционирование, работоспособна.
Эта система предусматривает раздельный сбор нефти и газа. Продукция скважин, обслуживаемых данной системой, может измеряться с помощью индивидуальных замерно-сепарационных установок (ИЗУ) либо групповых замерно-сепарационных установок (ГЗУ).
Схема самотечной системы (рис. 16.1) включает в себя выкидные линии, соединяющие устья скважин 1, эксплуатируемых насосным способом или фонтаном, с распределительной батареей, от которых продукция скважин поступает к ГЗУ 10. Продукция скважин может поступать также и к индивидуальным замерно-сепарационным установкам 2. В ГЗУ и ИЗУ пластовая жидкость отделяется от газа. От замерно-сепарационных установок жидкость по трубопроводам 4 поступает на сборные пункты, оборудованные резервуарным парком 6. Резервуары 6 не герметизированы. Из них нефть и вода центробежными насосами 7 подается по трубопроводу на установку подготовки нефти УПН, откуда на газоперерабатывающий завод ГПЗ. Газ, отделенный от жидкости в ГЗУ или ИЗУ, по отдельному трубопроводу 5 направляется на ГПЗ.
Рисунок 16.1 – Схема самотечной двухтрубной системы сбора продукции скважин:
I – с применением индивидуальных замерно-сепарационных установок (ИЗУ): II – с применением групповых замерно-сепарационных установок (ГЗУ)
1 – скважины; 2 – индивидуальные замерные установки ИЗУ; 3 – газопроводы;
4 – выкидные самотечные линии; 5 – сборный газопровод; 6 – участковый негерметизированный резервуар; 7 – сырьевой насос; 8 – сборный коллектор; 9 – сырьевой резервуар; 10 – групповая замерная установка
Индивидуальные замерно-сепарационные установки (ИЗУ) работают следующим образом. По короткому трубопроводу выкидной линии нефть поступает от скважины в трап, где отделяется от газа. Из трапа газ под собственным давлением направляется в трубопровод газосборной сети, а жидкость – в мерник, установленный на высоком основании либо на естественном возвышении таким образом, чтобы обеспечить переток жидкости из него на сборный пункт. Подобная конструкция ИЗУ обеспечивает минимальное противодавление на устье, которое в основном определяется разностью геодезических отметок устья и уровня жидкости в мернике.
Трап и мерник обвязаны трубопроводами и имеют несколько задвижек, регулятор давления, заглушки и другое оборудование для эксплуатации и ремонтно-профилактических работ.
Групповые замерно-сепарационные установки (рис. 16.2} работают следующим образом. Пластовая жидкость по относительно длинным (до 2 км) выкидным линиям поступает в распределительную батарею 8, представляющую собой ряд задвижек для отключения скважин, направления их продукции через специальные коллекторы в трап первой ступени, замерный трап, подключения к заглушке и т. п.
Рисунок 16.2 – Групповая замерно-сепарационная установка:
1 – вентиль; 2 – трап второй ступени; 3 – самотечный коллектор; 4 – мерник; 5 – регулятор уровня; 6 – замерный трап; 7 – распределительная батарея; 8 – внешние линии от скважин; 9 – замерная диафрагма; 10 – трап первой ступени
Из распределительной батареи пластовая жидкость направляется в трап первой ступени 10, где от нее отделяется газ, и перепускается в трап второй ступени 2. Газ, выделяющийся в трапе 10, пройдя через регулятор давления, направляется в газосборную сеть, а газ из трапа 2 обычно используется для технологических нужд в непосредственной близости от ГЗУ или сжигается в факеле.
|
|
Из трапа нефть с водой направляется в мерник 4 и поступает в самотечный сборный коллектор 3, по которому подается в негерметизированные резервуары сборного пункта. Из резервуаров жидкость перекачивается центробежным насосом на установку подготовки нефти УПН.
Дебит отдельных скважин замеряется в мернике 6, а количество газа – расходомером, состоящим из диафрагмы 9 и самопишущего прибора.
Общим для всех самотечных систем сбора является следующее.
Противодавление на устье скважины при работе системы минимально и практически не оказывает влияния на работу внутрискважинного оборудования.
Мерники замерно-сепарационных установок располагаются таким образом, чтобы обеспечить достаточный гидростатический напор для перетока жидкости к СП. Трасса трубопровода должна быть проложена с учетом этого требования.
Точность замера дебитов отдельных скважин достаточно высока, так как обусловлена измерением объема жидкости, накопившейся в мернике за определенный интервал времени. Она мало зависит от дебита скважины.
Достаточно глубокая сепарация газа, исключающая образование в нефтепроводах газовых «мешков».
Повышенная пропускная способность трубопроводов для обеспечения перекачки продукции при увеличении дебитов отдельных скважин и при увеличении вязкости жидкости при сезонных изменениях температуры.
Частая очистка трубопроводов от парафина, солей и механических примесей, отложение которых на стенках трубопровода достаточно интенсивно из-за низкой скорости течения жидкости.
Потери легких фракций нефти и газа достигают 3 %, они происходят в негерметизированных мерниках и резервуарах.
Высоконапорные системы сбора
Все вновь вступающие в разработку месторождения обустраиваются с применением высоконапорных систем сбора.
Существует несколько основных схем, отличающихся друг от друга числом обслуживаемых скважин и перечнем выполняемых операций.
Для сбора продукции большого числа скважин используется схема (рис. 16.3). Она включает в себя выкидные линии от скважин, ГЗУ, сборные коллекторы, дожимные насосные станции ДНС, сборные коллекторы нефти и газа, сепараторы-делители, УПН, установки подготовки воды УПВ, компрессорные станции КС, газоперерабатывающий завод ГПЗ, герметизированные резервуары, автоматические установки сдачи товарной нефти и т. д.
|
|
Рисунок 16.3 – Высоконапорная система сбора продукции скважин на больших месторождениях:
1 – выкидные линии от скважин; 2 – групповая замерная установка (ГЗУ); 3 – сборные коллекторы; 4 – дожимная насосная станция (ДНС); 5 – сборный коллектор нефти;
6 – сборный коллектор газа; 7 – сепаратор-делитель; 8 – установка подготовки нефти (УПН); 9 – установка подготовки воды (УПВ); 10 – водопровод для сточной воды;
11 – трубопровод товарной нефти; 12 – компрессорная станция (КС);
13 – газоперерабатывающий завод (ГПЗ); 14 – герметизированные резервуары товарной нефти; 15 – подпорный насос; 16 – автоматизированная установка сдачи товарной нефти;
17 – трубопровод возврата нефти на УПН; 18 – насосная станция; 19 – магистральный нефтепровод к нефтеперерабатывающему заводу; 20 – насос подачи воды на КНС
Схема сбора работает следующим образом. Продукция скважин под устьевым давлением 1,0 – 1,4 МПа по выкидным линиям поступает в автоматизированные групповые замерные установки 2 типа «Спутник», которые включают в себя сепаратор, отделяющий газ от жидкости и измеряющий их расход от каждой скважины в отдельности. Каждая ГЗУ обслуживает до 14 скважин, продукция которых смешивается и транспортируется по коллектору 3 до ДНС 4. Там происходит разделение газа и жидкости, и далее – до газоперерабатывающего завода 13 и сепаратора-делителя 7 они транспортируются по разным трубопроводам.
Сепаратор-делитель 7 служит для обеспечения равномерной подачи нефтяной эмульсии в сепараторы-подогреватели, расположенные на установке подготовки нефти УПН 8. На этой установке отделяется вода и обессоливается нефть, после чего она поступает в установку сдачи товарной нефти 16. Пластовая жидкость направляется в УПВ 9.
Установка сдачи товарной нефти контролирует содержание воды и солей в продукции и при увеличении их выше нормы направляет некондиционный продукт по трубопроводу 17 в сепаратор-делитель 7, откуда он поступает в УПН и доводится там до нормы.
Предварительно вода может отделяться и на ДНС. На небольших месторождениях может использоваться система сбора, совмещенная с установкой подготовки нефти. Обычно она располагается в центре площади, на которой находятся обслуживаемые ею скважины. Продукция скважин поступает по выкидным линиям к автоматизированной замерной установке, от которой направляется в сепаратор первой ступени. Отделенный в ней газ либо используется для собственных нужд, либо направляется по трубопроводу к дальним потребителям. Вода с нефтью и остатками растворенного газа направляется в сепараторы второй ступени – концевую совмещенную сепарационную установку (КССУ), где происходит «холодное» разгазирование нефти и предварительное отделение пластовой воды. Отделенный газ направляется к компрессорной станции КС, а оттуда на ГПЗ.
Из КССУ сырая нефть подается насосом через теплообменники в сепаратор-делитель, далее в сепаратор-подогреватель, где обезвоживается и обессоливается. Доведенная до товарной кондиции нагретая нефть поступает в теплообменники, где нагревает сырую нефть. Из теплообменников нефть направляется в попеременно работающие герметизированные резервуары, откуда насосом подается в автоматическое устройство по передаче товарной нефти и поступает в насосную внешней перекачки.
Газ, отделенный от жидкости в сепараторе-подогревателе, под собственным давлением поступает на ГПЗ, пластовая вода – в КССУ и используется для предварительного разрушения эмульсии. Часть горячей пластовой воды из сепаратора-подогревателя может направляться на установку подготовки воды (УПВ).