Требования к системам сбора и подготовки

1) Автоматическое измерение количества нефти, газа и воды по каждой скважине;

2) Обеспечение герметизированного сбора нефти, газа и воды по каждой скважине на всем пути движения, так же на старых месторождениях;

3) Доведение нефти, газа и воды на технологических установках до норм товарных продукциях, при этом осуществляют автоматизированный учет товарной продукции и передачи ее товарно-транспортным организациям;

4) Обеспечить высокие экономические показатели по капитальным затратам, низкой металлоемкости и низкими эксплуатационными затратами;

5) Возможность ввода в эксплуатацию части месторождения с полной утилизацией нефтяного газа до окончательного строительства всего комплекса учреждений;

6) Надежность эксплуатации технологических установок и возможности полной автоматизации;

7) Изготовление основных узлов индустриальным способом в блочном и мобильном исполнении с полной автоматизацией автономных установок;

8) Эффективное использование рельефа местности;

9) Охрана недр.

Системы промыслового сбора и транспортирования.

Раньше все системы сбора и транспортирования были негерметизированными двухтрубными, в большинстве случаев самотечными. Такие системы продолжают эксплуатироваться на старых месторождениях.

Двухтрубной система называется потому, что нефть и газ, разделенные в сепараторах, трапах, установленных у устья скважин, транспортировались по двум трубам, самотечной – потому что движение нефти по выкидным линиям осуществляется за счет разности геодезических отметок.

Технологическая модель системы сбора.

Состоит из 9 основных элементов.

Типы систем рассмотреть симметрично

1. Участок от устья доб. Скважины до ГЗУ, в котором по отдельному трубопроводу продукция скважин в виде трехфазного потока проходит узел первичного замера и учета;

2. Участок от ГЗУ до ДНС, где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазу (первая ступень сепарации). На этом участке образуется высокодиспергированная стойкая водонефтяная эмульсия с высокой вязкостью. Ввод диэмульгаторов на этом участке, т.е. снижение m.

3. 7.

Общие сведения о компонентном составе продукции нефтяных скважин.

В начале периода разработки (безводный) продукция скважин состоит из нефти и газа. Основные проблемы в этом периоде – это сепарация газа от нефти и гашение пульсации потоков при совместном транспортировании нефтегазовой смеси. В дальнейшем происходит обводнение продукции и возникают проблемы связанные с предотвращение образований водонефтяных эмульсий. Дальнейшее обводнение приводит к повышению вязкости водонефтяных эмульсий, что приводит к осложнениям в системах перекачки из-за увеличения давления перекачки.

На поздней стадии когда обводненность превышает 60% снижается количество добываемого газа и возникают проблемы связанные с утилизацией сточных вод.

К осложнениям при работе системы сбора и подготовки относится наличие в нефти сероводорода, двуокиси углерода, парафинов, смол.

С точки зрения систем сбора и подготовки нефти можно классифицировать по содержанию в них различных углеводородов

Метановые углеводороды C_nH_2n+2

Половина парафиновых углеводородов имеет нормальное строение, остальная часть представлена разветвленной структурой и замерами (их называют изоалканы) это ценные компоненты бензинов и масел.

Содержание парафинов в нефти колеблется от следов до 20-28%.

Состояние парафинов зависит от давления и температуры.

Наряду с твердыми углеводородами метанового ряда в нефтяных находятся вещества способные кристаллизации имеющие одновременно циклические структуры они входят в состав церизанов.

Если температура плавления парафинов 45-54°С, то церезинов 65-88°С.

Парафины кристаллизуются в виде пластинок, церезины имеют многоигольчатую структуру, которая имеет большую химическую активность, за счет этого церезины входят в состав защитных оболочек водонефтяных эмульсий.

Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) С_nH_2n. Это циклические полиметиленовые углеводороды циклопропан, циклобутан, циклопентан, циклогексан, циклогептан. По свойствам они близки к парафиновым углеводородам, они хорошо растворяют асфальтены и смолы.

Ароматические углеводороды относятся к циклическим непредельным углеводородам бензольного ряда, это бензол, нафталин, антрацен, пирен.

Обладают повышенной растворяющей способностью асфальтосмолистых веществ. Нефти с повышенным содержанием ароматических углеводородов не поддаются деэмульсации.

Кислородные, сернистые и азотистые соединения нефти.

Кислородные соединения – это нафтеновые кислоты, жирные кислоты и фенолы; они являются природными деэмульгаторами нефтяных эмульсий, способствуют снижению межфазного натяжения на границе нефть – вода.

Сернистые соединения – это элементарная сера и сероводород, меркаптаны, сульфиды и циклические производные тиофены, тиофаны. При взаимодействии с кислородом способствуют процессам коррозии.

- Азотистые соединения разделяются на основные, нейтральные и кислые. К кислым относятся порферины.

Сернистые нефти богаты порферинами, представлены на 90% ванадиевыми комплексами. Порферины, обладая высокими поверхностными свойствами, адсорбируются на границе нефть – вода, образуя жесткие пленки.

- Асфальтосмолистые вещества; содержание асфальта и смол может доходить до 20-50%, они являются основными природными стабилизаторами водонефтяных эмульсий, способствуют пенообразованию нефтей.