Схемы сбора и транспорта нефти и газа

Продукция нефтяных скважин представляет собой смесь нефти, газа и пластовой минерализованной воды. Очень часто нефть и вода при интенсивном перемешивании образуют эмульсию — смесь, в которой мелко раздробленные капли воды находятся в нефтяной среде во взвешенном состоянии и поэтому не отстаиваются и не сливаются друг с другом.

В продукции газовых скважин, кроме газа, может содержаться жидкая фаза в виде капелек и паров воды, а в газо-конденсатных скважинах также и жидкие углеводороды. Кроме газа и жидкости, в продукции скважин содержатся механические примеси: частицы песка и глины, выносимые из пласта.

Для сбора нефти и газа, их транспортирования, отделения друг от друга и освобождения от посторонних примесей, а также для замеров добываемой продукции на территории нефтяных промыслов строится система трубопроводов, аппаратов и сооружений, в которых выполняются следующие опе-рации:

1) сбор и замер продукции скважин;

2) отделение (сепарация) нефти от газа;

3) освобождение нефти и газа от воды и механических примесей;

4) транспорт нефти от сборных и замерных установок до промысловых резервуарных парков и газа до компрессорных станций или газораспределительных узлов;

5) обезвоживание (деэмульсация) нефти и в ряде случаев ее обессоливание и стабилизация, т. е. удаление из нее легких углеводородов;

6) удаление из газа ненужных примесей и отбензинивание его;

7) учет добычи нефти и газа и их сдача транспортным организациям.

Единой универсальной схемы промыслового сбора, транспорта и обработки нефти и газа не существует. Все имеющиеся схемы видоизменяются в зависимости от местных условий: географического расположения промысла, расстояния между скважинами, объема добычи, способа эксплуатации скважин, качества добываемой нефти, ее обводненности и т. п.

Тем не менее современные схемы сбора, транспорта и обработки нефти и газа должны отвечать общему основному принципу — предупреждению потерь легких фракций, недопущению контакта нефти с атмосферой и обеспечению наиболее полного отделения от нефти газа, воды и механических примесей.;

Этим принципам наиболее полно отвечают напорные системы с централизованной многоступенчатой сепарацией на нефтесборных пунктах, рассчитанных на обслуживание нефтяных скважин одного или нескольких месторождений данного нефтяного района. При этой системе продукция скважин под действием давления на устье (от 0,6 до 1,0 МПа и выше) через групповую сепарационно-замерную установку ГСЗУ (при необходимости) направляется в сборный коллектор, а затем попадает на централизованную сепарационную установку ЦСУ, расположенную на одной территории с установкой подготовки нефти УПН, товарным парком ТП и в отдельных случаях с газоперерабатывающим заводом ГПЗ. Все эти объекты представляют нефтегазовый комплекс НГК. На ЦСУ происходит трех- или четырехступенчатая сепарация.

Газ из сепараторов I ступени после охлаждения направляется в газопровод и до мест потребления транспортируется под собственным давлением, а газ последующих ступеней поступает на газоперерабатывающий завод ГПЗ.

На рис. 110 приведена одна из схем промыслового сбора нефти и газа, которая в случае необходимости может быть видоизменена или приспособлена к условиям эксплуатации скважин и разработки месторождения. Например, она может быть использована для сбора и транспортирования по самостоятельным каналам обводненной и необводненной нефтей или нефтей двух различных сортов, дополнена установками подготовки газа при газлифтной эксплуатации скважин и т. п. На схеме нефть из скважин 1 по выкидным трубопроводам направляется в групповые замерные установки 2, где производится индивидуальный замер дебита нефти и газа по отдельным скважинам. Во время замера дебитов по какой-либо скважине продукция остальных скважин по обводному трубопроводу направляется в сборный коллектор, по которому смесь нефти и газа транспортируется до сепарационных установок 3 или дожимных насосных станций За (ДНС) — те же сеперационные установки с принудительной откачкой нефти. ДНС применяют в тех случаях, когда давление в системе недостаточно для дальнейшей транспортировки нефти до концевых сепараторов.

Концевые сепараторы 5 располагаются непосредственно на территории центрального пункта подготовки нефти (ЦППН). В них происходит окончательное отделение нефти от газа при давлении, близком к атмосферному. Нефть из концевых сепараторов поступает на установки по подготовке нефти 6, откуда в товарные резервуары 7 и далее в автоматизированную установку по сдаче товарной нефти 8. Если в товарных резервуарах нефть оказалась некондиционной, то она из установки 8 автоматически направляется на повторную обработку в установку 6. Газ из сепарационных установок поступает на прием компрессоров компрессорной станции 9, откуда перекачивается на газобензиновый завод //.

Рис. 110. Напорная система промыслового сбора и подготовки нефти и газа:

/ — нефтепроводы; 2 — газопроводы; 3 — трубопроводы сточной воды; 4 — условные границы технологических элементов системы сбора

 

Промышленные воды из сепарационных установок, установок по подготовке нефти и резервуаров собираются и по дренажным линиям направляются в установки по подготовке воды 10, откуда очищенные от механических примесей и нефти закачиваются в нагнетательные скважины.

По технологическим признакам всю схему сбора и подготовки нефти, газа и воды можно разбить на следующие элементы: / — первичные сборно-замерные установки; // — сепа-рационные установки первой ступени и дожимные насосные станции; /// — центральный пункт сбора подготовки и сдачи нефти, включающей в себя концевые сепараторы второй и третьей ступеней (если это требуется по технологическому циклу), установки подготовки нефти, резервуарный парк, установки для автоматической сдачи нефти; IV — компрессорные станции для сбора газа и газобензиновый завод; V — пункт подготовки воды для заводнения пластов.

Сепарационные установки в технологической системе сбора нефти и газа применяют для отделения жидкости от газа! измерения расхода жидкой и газовой фаз, бескомпрессорной по-

Рис. 111. Устройство гидроциклонного сепаратора с одной буферной емкостью: 1 — нефтегазовая смесь от скважин; 2 — входной патрубок; 3 — направляющий патрубок; 4 — корпус гидроциклона; 5 — секция перетока; 6 — сливные полки; 7 — механический регулятор уровня; 8 — выход нефти; 9 — заслонка; 10 — люк; 11 — пеноотбойник; 12 — корпус; 13 — каплеотбойники; 14 — решетки; 15 — выход газа

дачи газа на газоперерабатывающий завод и другим потребителям, а также для подачи газонасыщенной нефти под давлением установки или насосов на центральный пункт сбора и подготовки нефти и газа.

Разработано несколько типов сепарационных установок первой ступени сепарации и концевых сепарационных установок.

На рис. 111 показано устройство гидроциклонного сепаратора с одной буферной емкостью. Газовый поток направляется в верхнюю часть буферной емкости, где находится кассета, состоящая из каплеотбойников 13 и двух распределительных решеток 14. Решетки в верхней части буферной емкости предназначены для выравнивания скорости газового потока путем распределения его по всему сечению аппарата и вместе с кап-леотбойниками выполняют функцию по дополнительному улавливанию капелек жидкости.

Газонасыщенная нефть поступает на сливные полки 6 и далее по стенке в нижнюю часть емкости. Сливные полки обеспечивают равномерное поступление нефти в емкость, что уменьшает пенообразование. Движение нефти тонким слоем по полкам способствует отделению нефти от газа. В емкости монтируется механический регулятор уровня 7, связанный с исполнительным механизмом-заслонкой 9, установленной после сепаратора на нефтяной линии. Регулятор обеспечивает в емкости необходимый уровень жидкости, предотвращающий прорыв свободного газа в нефтяной коллектор.

Гидроциклонная головка (рис. 112) - основной элемент сепаратора— представляет собой аппарат с тангенциальным вводом / нефтегазовой смеси, устанавливаемый строго вертикально. Корпус гидроциклона состоит из цилиндрической части 2 и отвода 3, соединенных фланцами 4. Внутри отвода 3 расположены отбойник 5 и козырек 6.

Рис. 112. Гидроциклонная головка

 

Отделение газа от нефти в гидроциклонной головке происходит следующим образом. Газонефтяной поток, подведенный тангенциально по входному патрубку, приобретает вращательное движение вокруг направляющего патрубка 7 и осевое движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть, имеющая большую плотность, чем газ, центробежной силой прижимается к стенкам гидроциклона, а газовый вихрь, вращаясь, движется в центре. Под действием центробежной силы происходит интенсивное выделение из пленки нефти газовой фазы и одновременно очистка ее от жидкости.

В нижней части гидроциклона находится секция перетока 8, которая препятствует смешиванию газа с нефтью при изменении движения потоков с вертикального направления на горизонтальное. Одна часть нефти при своем движении вниз проходит мимо отбойника 5 и непосредственно меняет направление с вертикального на горизонтальное. Другая часть попадает на козырек 6 и по нему перетекает в нижнюю часть отвода. Отбойник 5 препятствует попаданию нефти в газ при движении ее по козырьку.

Газовый поток проходит внутри отбойника и также меняет направление движения с вертикального на горизонтальное. Из гидроциклонной головки уже разделенные газовый и нефтяной потоки поступают в буферную емкость.

Кроме гидроциклонных сепараторов с одной буферной емкостью в системах сбора нефти и газа используются двухем-костные сепараторы, состоящие из двух емкостей — верхний и нижний. В этом случае гидроциклонная головка врезается в верхнюю емкость.

Все одноемкостные и двухемкостные сепараторы имеют несколько типоразмеров с параметрами по производительности от 750 до 5000 м³/сут жидкости и по давлению сепарации — от 0,6 до 4 МПа.

Во всех типах газосепараторов предусмотрены: автоматическое регулирование уровня жидкости; автоматическое отключение установки при аварийном повышении уровня и давлении; 'передача аварийных сигналов на диспетчерский пункт (при наличии системы телемеханики).

Для замера расхода жидкости, проходящей через сепаратор, применяют в основном тахометрические или турбинные счетчики.