Системы сбора продукции нефтяных скважин.

Основные требования, предъявляемые к проектированию систем сбора нефти, газа и воды:

1. Точный замер нефти, газа и воды по каждой скважине для выбора необходимого оборудования контроля и регулирования процессов подготовки;

2. Обеспечение герметизированного процесса сбора нефти, газа и воды на всем протяжении от установок добычи до магистральных трубопроводов;

3. Обеспечение показателей качества нефти в соответствии с их стандартами;

4. Учет количества продукции нефтяных скважин;

5. Обеспечение высоких экономических показателей и минимум метеллозатрат;

6. Возможность ввода в эксплуатацию части скважин месторождения с полной утилизацией нефтяного газа до окончания строительства всего комплекса сооружений;

7. Надежность технологических установок и возможность полного контроля технологических процессов;

8. Возможность автоматизации и телемеханизации всей системы в целом.

В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора продукции нефтяных скважин:

1. самотечная двухтрубная;

2. высоконапорная двухтрубная;

3. напорные системы.

1. Самотечная двухтрубная система сбора.

Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора.

1 – скважина;

2 – сепаратор первой ступени;

3 – сепаратор второй ступени;

4 – регулятор давления;

5 – резервуары;

6 – насос;

УСН – участковый сборный пункт;

ЦСП – центральный сборных пункт;

ГПЗ – газоперерабатывающий завод;

УКПН – установка комплексной подготовки нефти.

Сепарация нефти осуществляется пари давлении 0,6 МПа в сепараторе – 2. Выделившийся при этом газ под собственным давлением транспортируется на ГПЗ. На второй ступени сепарации разгазирование происходит при давлении 0,4 МПа, а газ при этом может поступать либо в газопровод, либо на собственные нужды.

Нефть самотеком поступает в резервуары УСП, откуда подается насосом на ЦСП. За счет самотечного движения нефти уменьшаются затраты электроэнергии на ее транспортировку.

Данная система имеет следующие недостатки:

1. При увеличении дебета скважин или вязкости жидкости (в случае роста обводненности) система требует реконструкции;

2. Для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводе требуется глубокое разгазирование нефти;

3. Из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности;

4. Из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газа второй ступени сепарации, потери углеводородов при данной системе составляют 2-3 % от общей добычи нефти.

Такая схема существует только на старых промыслах.

2. Высоконапорная однотрубная система сбора предусматривает совместный транспорт нефти, газа и вода на расстояние до нескольких десятков километров за счет высоких устьевых давлений скважин (6 – 7 МПА).

Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора.

Преимущества системы:

1. Исключение УСП и концентрация технологического оборудования на установке подготовки, которая объединяет и укрупняет сборные пункты;

2. Сокращает металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается строительство насосных станций на территории промысла;

3. Обеспечивается возможность утилизации попутного газа с самого начала разработки месторождения.

Недостатки:

1. Из-за высокого содержания газа в смеси (до 90%) п объему в технологических трубопроводах имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа;

2. Из-за пульсаций наблюдается большое число циклов нагружения и разгрузки металла труб, что отрицательно влияет на работу сепараторов и КИП.

3. Напорные системы предусматривают однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более.

Принципиальная схема напорной системы сбора.

1 – скважина;

2 – сепаратор первой ступени;

3 – насос;

4 – регулятор давления;

5 – сепаратор второй ступени;

6 – резервуарный парк;

ДНС – дожимная насосная станция.

Нефть подается от скважин на площадку ДНС, где при давлении 0,6 МПА происходит разделение нефти и газа в сепараторе первой ступени. Нефть с оставшимся попутным газом насосами подается на площадку ЦСП, где происходит окончательное разгазирование и подача нефти в сырьевые резервуары.

Применение напорной системы сбора дают следующие преимущества:

1. Концентрация на ЦСП оборудования по подготовке нефти для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;

2. Возможность применение высокопроизводительного оборудования, уменьшение металлозатрат и эксплутационных расходов;

3. Увеличение пропускной способности нефтепровода снижение затрат мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащий растворенный газ.

Недостатком такой системы является сооружение трубопроводов для обратного транспорта очищенной пластовой воды до месторождений для использования ее в системе поддержания пластового давления.