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.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.

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

Рисунок 1 – Схема самотечной двухтрубной системы сбора продукции скважин

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. 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.

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

Рисунок 2 – Групповая замерно-сепарационная установка:

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.