Технологический комплекс системы промыслового сбора, подготовки и учета продукции скважин приведен на рис. 12.1.4.
Сооружения, располагаемые на месторождениях и центральных пунктах сбора (ЦПС) продукции скважин, образуют технологический комплекс, который включает в себя следующие сооружения:
Рис. 12.1.4. Технологический комплекс обустройства нефтедобывающего района. Промысловый сбор, транспорт и учет продукции скважин: С-1-4 — сепараторы I-IV ступеней сепарации; О-1 — отстойник предварительного обезвоживания; О-2 — отстойник II ступени обезвоживания; Э-2 — электродегидратор; ГС-3,4 — газовые сепараторы; ГЗУ — групповая замерная установка; КС — компрессорная станция; Н-1 — насос подачи сырой нефти; Н-3 — насос подачи товарной нефти; Н-4 — насос подачи воды в систему ППД; Н-5 — насос подачи возвратной нефти; УОГ — установка очистки газа от H2SO4; ГЦ — гидроциклон; П-1,2 — лечи трубчатые; БРГ — блок регенерации гликоля; БР — блок реагента; БИ — блок индикатора; А-1 — абсорбер; БЕ — буферная емкость; Р-1 — резервуар для приема нефти; а — анализатор качества; БО — блок-отстойник для очистки воды; БОН — блок-дегазатор; БОС — блок откачки стоков; Р-2 — резервуар пластовой воды; Е-2 — шламонакопитель
Глава 12. Объекты и сооружения сбора и подготовка нефти к транспорту 373
на месторождениях:
• выкидные линии;
• замерные установки;
• устьевые подогреватели (при необходимости);
• сепараторы первой ступени сепарации;
• узлы предварительного обезвоживания;
• блоки учета продукции скважин;
• дожимные нефтеперекачивающие станции;
• дозаторы ингибитора коррозии;
• путевые подогреватели;
на ЦПС:
• сепарационные блоки первой и последующих ступеней сепара
ции нефти;
• блоки предварительного обезвоживания;
• блоки нагрева;
• блоки подготовки нефти, воды и газа;
• вспомогательные сооружения;
• инженерные коммуникации.
ЦПС рассмотрены в п. 12.2. В настоящем разделе дадим характеристику основным сооружениям и оборудованию на месторождении в системе сбора и подготовки.
Дожимные нефтеперекачивающие станции (ДНС) применяются при обустройстве месторождений тогда, когда пластовой энергии не хватает для транспорта продукции скважин до ЦПС. На дожимных нефтеперекачивающих станциях производится первая ступень сепарации нефти от газа в целях дальнейшего разделения транспорта жидкости центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В настоящее время применяются блочные ДНС заводского изготовления.
Замерное оборудование. В зависимости от конкретных условий для замера дебитов скважин в системе сбора нефти и газа применяются различные автоматизированные замерные установки: ЗУГ — замерная установка групповая, АГУ — автоматизированная групповая установка, АГЗУ — автоматизированная групповая замерная установка, блочные автоматизированные замерные установки типа «Спутник» и пр. Технические характеристики групповых замерных установок приведены в табл. 12.1.1
Все эти установки обеспечивают автоматическое переключение скважин на замер, автоматическое измерение дебита, контроль за работой скважин по поступлению продукции, а также автоматическую блокировку скважин при аварийном состоянии установки. Принцип действия групповых замерных установок аналогичен. Установки
374
Часть II. Объекты и сооружения подготовки и транспорта...
различаются по рабочему давлению, числу подключаемых скважин, максимальным измеряемым дебитам скважин. Наибольшее распространение получили блочные автоматизированные замерные установки типа «Спутник», главная отличительная особенность которых — блочное исполнение и комплектная поставка.
Сепарационные установки в технологической системе сбора нефти и газа обеспечивают разделение продукции на газовую и жидкую фазы, измерение количества жидкости и газа, бескомпрессорную подачу газа на газоперерабатывающий завод или другим потребителям, а также подачу нефти с оставшимся в ней растворенным газом под давлением установки или насоса на центральный пункт подготовки нефти, газа и воды.
Основные технологические процессы сепарации и принципиальные схемы сепараторов приведены в главе 2 п. 2.3.
Применяемые нефтегазовые сепараторы, как правило, выполняются в блочном исполнении и их можно классифицировать по следующим основным признакам:
• расположению основных элементов — на вертикальные и гори-
* зонтальные;
• конструктивному исполнению — на одноемкостные (все секции заключены в одной емкости) и двухъемкостные (секции размещены в двух емкостях, расположенных одна под другой;
• технологическому назначению — на двухфазные (разделяют
продукцию скважин на жидкую и газовую фазы), трехфазные —
разделяют поток на нефть, газ и воду.
Для окончательной сепарации нефти, поступающей на центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды и для предварительного сброса пластовой воды применяются концевые совмещенные
Глава 12. Объекты и сооружения сбора и подготовки нефти к транспорту 375
сепарационные установки КССУ (рис. 12.1.5). Пропускная способность этих установок по нефти составляет 1000, 2000 и 5000 м3/сут.
Нефтегазоводяная смесь поступает на установку через приемный патрубок (6) и попадает в раздаточный коллектор (5), в котором имеются отверстия, пропускающие одинаковое количество жидкости за счет увеличения их диаметра по длине коллектора. Из этих отверстий нефтегазоводяная смесь с большой скоростью поднимается через водяную подушку, в которую в необходимых случаях добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ). Происходит разделение смеси на нефть, газ и воду, которые по отдельным линиям (2,11 и 12) отводятся из сепаратора.
Рис. 12.1.5. Схема концевой совмещенной сепарационной установки (КССУ): 1 — корпус сепаратора; 2 — газоотводящий коллектор; 3 — регулятор давления «до себя»; 4 — люк; 5 — распределительный коллектор; 6 — ввод жидкости; 7,8 — исполнительные механизмы соответственно для сброса воды и нефти; 9 — поплавок; 10 — двухфазный поплавок «вода — нефть»; 11, 12 — дренажные линии соответственно для нефти и воды
12.2. ЦЕНТРАЛЬНЫЕ ПУНКТЫ СБОРА НЕФТИ
