Сбор и внутри промысловый транспорт скважинной продукции
Продукциянефтяных скважин представляет собой сложную смесь из нефти, газа, воды,взвешенных веществ. Эта продукция, поднятая на поверхность черезрассредоточенные по площади месторождения скважины должна бытьь собрана иподготовлена к дальнейшему транспорту и переработке.
Под системойсбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают всё оборудование исистему трубопроводов, построенные для сбора продукции отдельных скважин,доставки её до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦППН).
Единой,универсальной системы сбора не существует, так как каждое месторождение имеетсвои особенности: природно-климатические условия, сетку размещения, способы иобъём добычи нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовыхжидкостей.
Основныефакторами, учитываемыми при проектировании системы внутрипластового сбора (с учётом динамики обводненияместорождения), являются:
- начальноедавление в системе сбора, группирование скважин
- взаимодействие ссистемами воздействие на залежь
- совместныйраздельный сбор продукции скважин, выбор места сепарации газа,взаиморасположение узлов замера, сепарации, откачки
- выбор местасоздания центрального пункта сбора подготовки нефти, газа и воды, с учётомрасположения месторождения в группе или нефтедобывающем районе
- совмещение системпромыслового сбора и транспортирования с процессами подготовки нефти
Дляобоснования и проектирования рациональной системы сбора и предварительной подготовкипродукции нефтяных скважин и выбора необходимого оборудования необходимыследующие исходные данные:
- состав ифизико-химические свойства продукции скважин
- состав ипроизводительность существующих сооружений
- план ввода новыхнефтяных скважин и их дебит
- действующий фонднефтяных скважин
- план добычинефти, газа и воды по месторождению
- план развитиямощностей на прирост объёмов добычи нефти, газа и воды
- расстояние отместорождений до центральных пунктов подготовки нефти, размеры месторождений,сетка скважин
- характеристикарельефных условий местности
- суммагеодезических подъёмов на 1 км трассы, природно-климатические условия и т.д.
Основныефункции системы промыслового сбора:
- измерениепродукции каждой скважины или при необходимости группы скважин
- транспортированиепродукции скважин с использованием энергии нефтяного пласта или насосногооборудования при механическом способе добычи до пунктов подготовки, а принедостаточном давлении – с использованием ДНС
- сепарация нефти игаза под давлением, обеспечивающим дальнейший бескомпрессорный транспорт
- при добычевысокообводнённой нефти – отделение при сравнительно низких температурах основноймассы воды с качеством пригодным для её закачки в пласт
- раздельный сбор итранспортирование до центральных нефтесборных пунктов продукции отдельныхскважин, смешивание которой нежелательно
- устьевой ипутевой подогрев продукции нафтяных скважин, если невозможен сбор и транспортпри обычных температурах
Продукцияскважин по выкидным линиям поступает на замерную установку для определениядебита каждой отдельной скважины, далее на промежуточный сборный пункт илидожимную насосную станцию, откуда направляется на центральный пункт сбора иподготовки нефти, газа и воды. Товарная нефть перекачивается в товарныерезервуары нефтепроводных управлений для дополнительного транспорта. Газ послесоответствующей подготовки поступает потребителю или обратно на месторождениедля подачи на газлифтные скважины. Отделившаяся вода после подготовки поводопроводу закачивается в продуктивные пласты или поглощающие горизонты.При разработке залежи, работающей на естественном режиме продукциюфонтанных скважин, имеющих на устье давление 0,6Мпа, предварительно пропускаютчерез сепараторы высокого и среднего или только среднего давления откудажидкость поступает на ГЗУ, а газ – на ГПЗ.
Приразработке залежи механическим способом с поддержанием пластового давления отделившаяся водазакачивается в продуктивные горизонты, а выделившийся затрубный газ при помощиподвесных компрессоров подаётся в выкидные линии или его сбор осуществляетсявакуум-компрессором
Всесуществующие системы сбора и транспорта продукции скважин подразделяются на негерметизированныесамотёчные и герметизированные напорные.
Негерметизированныесамотёчные системы
Продолжаютэксплуатироваться на старых месторождениях. Движение жидкости в нихосуществляется за счёт разности геодезических отметок. Продукция скважинзамеряется в индивидуальных (ИЗУ) или групповых (ГЗУ) замерных установках.
ИЗУ располагается вблизи устья скважины.Нефть и вода, отделённые от газа поступают в самотёчные выкидные линии, а затем– в участковые негерметизированные резервуары сборного пункта (СП). Из нихнефть забирается центробежными насосами и подаётся по сборному коллектору всырьевые резервуары УПН. Отстоявшаяся вода утилизируется или транспортируется ввиде эмульсии до сырьевых резервуаров. Газ под собственным давлением попадает наГПЗ или на компрессорную станцию.
ГЗУ в отличие от ИЗУ располагается вдалиот скважин. На неё поступает продукция нескольких скважин. Измерение дебитаиндивидуальных скважин по жидкости производят переключением задвижек нараспределительной батарее в замерном трапе или мернике, а газа – при помощидиафрагмы и самопишущего прибора ДП-430
Отличительныеспособности самотёчных негерметизированных систем
- работа под напором, создаваемымразностью геодезических отметок в начале и конце трубопровода, поэтому мерникдолжен быть поднят, а в гористой местности необходимо изыскивать такую трассу,чтобы обеспечить нужный напор и пропускную способность
- при этой системе необходима глубокаясепарация нефти от газа для предотвращения образования газовых мешков, могущихсущественно снизить пропускную способность нефтепроводов
- самотёчные выкидные линии не могутбыть приспособлены к возможному увеличению дебитов скважин или к сезоннымизменениям вязкости нефти и эмульсий в связи с их ограниченной пропускнойспособностью
- в самотёчных системах скорость потокажидкости низкая, поэтому происходит отложение механических примесей, солей,парафина и уменьшается пропускная способность
- потери нефти за счёт испарения лёгкихфракций достигают 3% от общей добычи. Основными источниками потерь являютсянегерметизированные мерники и резервуары
- системы трудно поддаютсяавтоматизации
- требует большого количестваобслуживающего персонала
Принципиальнаясхема получения товарной нефти в НГДУ при различных режимах разработки.
Учитываянедостатки самотёчных систем руководством отрасли было принято решение опереходе к герметичным напорным системам сбора и внутрипромысловоготранспорта продукции скважин. Существуют различные вариации герметичных систем:Бароянца – Везирова, Грозненского нефтяного института Гиировостокнефти. Внастоящее время выделено 9 обобщающих вариантов схем. В основу их работызаложены единые принципы:
С учётом этихпринципов могут быть выделены три основные схемы обустройства месторождений:
- однотрубное транспортированиепродукции скважин
- бескомпрессорноетранспортирование газа и перекачка газонасыщенной нефти после предварительногосброса воды
- бескомпрессорноетранспортирование газа и перекачка газонасыщенной обводнённой нефти
Приоднотрубном транспортировании рекомендуется держать давление на устье скважин:
— фонтанно-механизированный способ эксплуатации — 1,5МПа
— механизированный — до 2,5Мпа
На начальнойстадии разработки целесообразно припенять раздельный сбор обводнённой ибезводной продукции, т.к. отпадает необходимость деэмульсации всего добываемогообъёма нефти. Раздельный сбор применяют и в случае нежелательности смешиваниянефтей разных горизонтов с различным содержанием агрессивных компонентов.
Внутритрубнаядеэмульсация сокращает затраты на подготовку нефти за счёт не толькопредварительного сброса воды, но и применения технологии путевого обессоливаниямалообводнённой нефти.
Системасбора Бароянна – Везирова(1946г.)
Предусматриваетоднотрубный сбор с использованием энергии пласта до ГЗУ и далее по общемуколлектору до участковых пунктов сбора где сепарируют нефть в две ступени ипредварительно обезвоживают.
Газ I ступениотделяется при давлении 0,4-0,5МПа и транспортируется к потребителю за счётдавления в сепараторах или при помощи компрессоров.
Газ IIступени отделяется при давлении 0,1МПа; его отбирают вакуумными насосами,осушают и закачивают в напорный газопровод.
Деэмульгатордозируют на устье, либо на ГЗУ, либо перед I ступенью сепарации. В сырьевыерезервуары УПС поступает дегазированная обводнённая, обработаннаядеэмульгатором нефть; отстаивается и подаётся на УПН.
Ограничиваетобласть применения необходимость строительства большого числа мелких пунктовсбора с резервуарным парком, НС и КС.
ВысоконапорнаяГрозненская система сбора
Предусматриваеттранспортирование всей продукции под устьевым давлением 6-7МПа на большиерасстояния, чем система Бароянна – Везирова.
На каждойплощади стоится лишь одна центральная сепарационная установка с одноступенчатойсепарацией под давлением до 5 Мпа. Отделившийся газ направляется в холодильнуюустановку, для максимального отделения конденсата, а затем под собственнымдавлением — на ГПЗ.
Эмульсионнуюнефть с оставшимся растворённым газом и газоконденсатом по одному трубопроводупод собственным давлением транспортируют на ЦППН
Внедрениесистемы сдерживается из-за пульсаций давлений, приводящих к вибрациитрубопроводов, возможным прорывам по сварным соединениям.
Напорнаясистема сбора Гиировостокнефти
Основныеотличительные особенности:
- ступенчатая сепарация нефти, причём Iступень проходит на групповых или участковых сепарационных установках придавлениях, достаточных для безкомпрессорного транспортирования газа до ГПЗ
- возможность транспортирования нефти счастью растворённого газа от сепараторов до ЦППУ за счёт давления сепараторовили, при больших расстояниях при помощи ДНС
- Расчётное определение уровня давленияв системе сбора с учётом давления сепарации исходя из условий оптимальногоиспользования пластовой энергии как для добычи, так и для сбора
- II и III ступень сепарации какправило осуществляется на ЦППН
- Укрупнение пунктов сбора и подготовкинефти, газа и воды вплоть до одного ЦППН, обслуживающего группу промыслов,расположенных в радиусе 50-100км
- Недостаток системы – большие эксплуатационныерасходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦППН ибольшой расход энергии и материалов на обратное транспортирование очищеннойпластовой воды до месторождений для систем ППД
Системысбора на месторождениях Западной Сибири
Спецификавсех систем сбора в З.С. определяется кустовым способом разбуривания скважин.Сепарация в 2-3 ступени: I – при давлении 0,4-0,8МПа перед ДНС или накомплексных сборных пунктах (КСП). Газ после I стадии может транспортироватьсяна 100км и далее.
В зависимостиот того, какие процессы идут на КСП системы сбора З.С. классифицируют в 2группы:
- I группа — системы сбора, где всю собранную нефть окончательно подготавливают на ЦППН. Вэтом случае I ступень сепарации осуществляется на КСП, ввод деэмульгатора –перед сепараторами. Обезвоживание частичное, без подогрева.Частичнообезвоженную нефть перекачивают на ЦППН, где находятся II и III ступенисепарации при давлениях 0,25 и 0,105МПа и происходит окончательноетермохимическое обезвоживание
- II группа –системы сбора, где на КСП проводят полное обезвоживание нефти и I ступеньсепарации. На НКТ имеются аппараты (напорные) предварительного сброса, блочныеили стационарные нагреватели и отстойники (электродегидраторы) для глубокогообезвоживания
В этих схемахгорячую воду и деэмульгатор подают в трубопровод перед I ступенью сепарации.Частично обезвоженная нефть под давлением сепарации проходит блок нагрева,трубопровод каплеобразователь и окончательно обезвоживается в отстойниках.Затем потоки газонасыщенной обезвоженной нефти сливаются и подаются наЦППН насосами. Здесь происходит сепарация II и III ступени и нефть подаётся вмагистральные трубопроводы. Газ либо используется на собственные нужды, либоподаётся на ГПЗ.
Унифицированныетехнологические схемы сбора и подготовки РД 39-1-159-72
РазработаныГиировостокнефтью и ВНИИСПТнефть на основании анализа и обобщения последнихдостижений и научных исследований в этой области.
В основе –совмещение в системе сбора гидродинамических и физико-химических процессов дляподготовки продукции скважин, для её разделения в специальном оборудованииповышенной производительности при максимальном концентрировании основногооборудования по подготовке на ЦНСП. Это даёт возможность реализации мероприятийпо комплексной автоматизации нефтепромысловых объектов с наименьшимикапиталовложениями и эксплуатационными расходами.
Существует 2варианта унифицированных систем сбора:
По 1 вариантуI стадия сепарации и дожимная станция с предварительным обезвоживанием располагаетсяна месторождении. Процесс предварительного обезвоживания проводится придавлении сепарации. Качество сбрасываемой воды необходимо обеспечить таким,чтобы оно удовлетворяло требованиям по закачке её в пласт, трещиновато-пористыеколлекторы.
По 2 вариантуна месторождении нет сброса воды, располагается лишь сепарационная установка снасосной откачкой.
При выбореварианта схемы учитываются следующие показатели:
- энергетические возможностиместорождения в основной период разработки
- способ эксплуатации скважин
- физико-химические свойства нефти инефтяной эмульсии
- рельеф местности, которыйхарактеризуется суммой геодезических подъёмов (параметр Sh)