Промысловый сбор и подготовка нефти и газа к транспорту

ПРОМЫСЛОВЫЙ  СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГА3А  К ТРАНСПОРТУ

4.1. СИСТЕМЫ СБОРА НЕФТИ

Нефть, газ и вода от устьев скважин, рассредоточенных по площади месторождения, направляются по выкидным линиям в систему сбора и транспортирования [42].

Под системой сбора и транспортирования нефти, газа и воды понимают разветвленную сеть трубопроводов, проложенных на площади месторождения под или над землей, а также под или над водой (для морских месторождений). Для разных по площади нефтяных месторождений сеть трубопроводов бывает различной как по протяженности, так и по размерам диаметров. Например, для Ромашкинского месторождения Татарии общая длина всех трубопроводов, проложенных подземно, превышает 30 тыс. км. Диапазон диаметров этих трубопроводов колеблется в широких пределах от 100 до 1020 мм.

Все трубопроводы, по которым транспортируются как  однофазные (нефть, газ или вода), так и многофазные жидкости (нефть + газ или нефть + газ + вода), рассчитывают на пропускную способность, а также на механическую прочность.

4.1.1. СТАРЫЕ НЕГЕРМЕТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ  НЕФТЕГАЮВОДОСБОРА

На старых месторождениях продолжают применять  негерметизированные двухтрубные  самотечные системы сбора и транспортирования  нефти, газа и воды. Двухтрубными эти  системы называются потому, что нефть и газ, разделенные в сепараторах, расположенных у устья скважин, или на групповых сборных пунктах, транспортируются по своим трубопроводам до центрального пункта сбора, а самотечной — потому, что движение нефти по выкидным линиям, а также по сборным коллекторам осуществляется за счет разности геодезических отметок.

Самотечные  системы сбора продукции скважин  функционируют на тех месторождениях, где местность гористая или всхолмленная, позволяющая выбирать трассы трубопроводов, в которых жидкость (нефть + вода) транспортируется за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок местности. На месторождениях с ровным рельефом местности продукция отдельных скважин транспортируется за счет давления на устье или с помощью насосов, устанавливаемых у скважин или на групповых замерных пунктах.

Продукцию каждой скважины можно измерять как  в индивидуальных, так и в групповых замерно-сепарационных установках.

На рис. 4.1 показана схема индивидуальной замерно-сепарационной  установки самотечной системы, принцип действия которой следующий. Продукция из скважины может поступать в замерный трап 1 (сепаратор) или в мерник 2, предназначенный для измерения количества нефти и воды, поступающих из скважины. Если при подъеме на поверхность нефти и воды не образуется стойкая эмульсия, то их количество определяют по водомерному стеклу в трапе 1 или с помощью специальной размеченной рейки в мернике 2. Для этого закрывают задвижку на выкидной линии и определяют высоту подъема уровня в трапе или мернике с одновременным отсчетом времени по секундомеру.

Из трапа  1 и мерника 2 нефть и вода направляются по выкидной самотечной линии 7 на групповой сборный пункт (на рисунке не показан), на котором расположены два-три негерметизированных резервуара и насосная станция, подающая продукцию пяти-восьми скважин на установку подготовки нефти (УПН). Выделившийся газ из нефти в трапе 1 под собственным давлением (0,4 — 0,6 МПа) через регулятор давления 5 направляется по газопроводу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) или используется на собственные нужды.

На рис. 4.2 показана групповая замерная установка (ГЗУ) самотечной системы сбора нефти, газа и воды. В отличие от индивидуальной замерно-сепарационной установки  на ГЗУ по выкидным линиям поступает продукция нескольких скважин, 

которая через распределительную батарею  5 направляется в трап первой ступени 1, а из него перепускается в трап второй ступени 2. Газ, выделившийся из нефти в трапе 1, в котором поддерживается давление 0,6 МПа, проходит регулятор давления «до себя» 7 и направляется в общую газосборную сеть. Газ, выходящий из трапа второй ступени 2, обычно используется для отопления или сжигается в факелах. Измерение количества нефти и воды по отдельным скважинам на ГЗУ производится путем переключения задвижек на распределительной батарее 5 в замерном трапе 3 или в мернике 4, а газа — при помощи диафрагмы 8 и самопишущего прибора. Нефть и вода из трапов и мерников направляются на УПН по самотечному сборному коллектору 9, если позволяет рельеф местности, или на насосную станцию, а оттуда — также на УПН.

Самотечной  системе присущи следующие недостатки.

1.  Нефть  по самотечной выкидной линии 7 (см. рис. 4.1) транспортируется за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок в начале и конце нефтепровода, поэтому мерник 2 устанавливают над уровнем земли. В условиях гористой местности необходимо изыскивать соответствующую трассу нефтепроводов, чтобы обеспечить необходимый напор, а следовательно, и их пропускную способность.

2. Необходима  глубокая сепарация нефти от  газа для предотвращения возможного образования в нефтепроводах (особенно при всхолмленной местности) газовых пробок, существенно снижающих пропускную способность нефтепроводов. При этом в связи с ограниченной пропускной способностью самотечные выкидные линии и сборные коллекторы нельзя использовать при возможном увеличении дебитов скважин или при сезонных изменениях вязкости нефти.

3. Вследствие  низкой скорости потока жидкостей  в системе происходит отложение  механических примесей, солей и  парафина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов, а следовательно, снижается и их пропускная способность.

4.  На  обустройство промыслов и месторождений  при самотечной системе сбора расходуется больше металла, чем при герметизированной системе.

5. Потери  нефти от испарения легких  фракций и газа достигают 3 % от общей добычи нефти. Основные источники потерь нефти: негерметизированные мерники и резервуары, установленные у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках.

6.  Трудность  автоматизации процесса, в результате  чего требуется большое число  обслуживающего персонала (операторов, лаборантов).

      Единственное преимущество самотечной системы нефтегазоводосбора — сравнительно точное измерение по каждой скважине нефти и воды в мерниках и газа — расходомерами.

Перечисленные недостатки самотечной системы настолько  существенны, что в настоящее  время ее вновь нигде не строят, но на старых площадях эта система еще долго может находиться в эксплуатации.

4.1.2. ВЫСОКОНАПОРНЫЕ ГЕРМЕТИЗИРОВАННЫЕ  И АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ  СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА  И ВОДЫ [9, 38]

Принципиальная  схема высоконапорной системы сбора  и подготовки нефти, газа и воды, применяемая на крупных месторождениях, приведена на рис. 4.3. В зависимости от площади месторождений, а также от климатических условий и физико-химических свойств нефти, газа и воды применяют несколько схем.

Нефть, газ и вода, поступившие на поверхность, под устьевым давлением (≈1,5 МПа) по выкидным линиям 1 направляются в автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) 2, в качестве которых широко применяют установки «Спутник-А, Б и В». В сепараторе установки газ отделяется от нефти и воды и измеряются их количества по каждой скважине с автоматической записью. Затем нефть, газ и вода смешиваются и транспортируются по сборным коллекторам 3, 4 (длиной до 10 км) до блочной дожимной насосной станции (БДНС). На БДНС установлены сепараторы первой ступени 5 (для обводненной нефти) и 6 (для чистой нефти), в которых отделяются газ от жидкости. Отделившийся в сепараторах от жидкости газ под собственным давлением направляется по газопроводу 9, через эжектор 16 на газоперерабатывающий завод 17.

Обводненная сырая нефть из сепаратора 5 забирается сырьевыми насосами 7, 8 и подается по трубопроводам 10, 11 на УПН в сепараторы-подогреватели 12, в которых производится нагрев эмульсии и ее разрушение. Затем разрушенная эмульсия поступает в теплоизолированные отстойники 13, где происходит ее разделение на чистую нефть и воду. Обезвоженная и обессоленная в отстойниках 13 нефть направляется через штуцер 14 в концевые сепараторы 15, в которых поддерживается давление 1 МПа. Газ из сепараторов 15 направляется в эжектор 16 и транспортируется на ГПЗ 17, а обезвоженная и обессоленная нефть из этих же сепараторов попадает самотеком в два попеременно работающих герметизированных резервуара 18 на кратковременное хранение. Из резервуаров 18 нефть забирается подпорным насосом 19 и подается на автоматизированную замерную установку качества и количества товарной нефти типа «Рубин-2» 20.

Если  товарная нефть оказалась кондиционной, то она через открытую задвижку 23 направляется в парк товарных резервуаров 24 и далее насосом 25 в магистральный нефтепровод. Если нефть окажется некондиционной, то задвижка 23 автоматически закрывается, а задвижка 22 на линии 21 открывается и нефть снова поступает на обессоливание и обезвоживание 32, а стоки в ливневую канализацию 31.

Отделившаяся  от нефти в отстойниках 13 вода направляется самотеком в установку очистки воды (УОВ) 26, из которой она забирается двумя насосами. Насос 27 подает эту воду на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) 30, откуда она транспортируется с помощью насосов высокого давления в нагнетательные скважины (показаны на схеме в виде черных точек), а насос 28 забирает воду из УОВ и по водоводу 29 подает ее в поток эмульсии перед сепаратором 5, расположенным на БДНС. Это делается для того, чтобы горячая вода, содержащая ПАВ, способствовала предварительному разрушению эмульсии непосредственно в сепараторе 5.

Для месторождений, меньших по площади, обычно БДНС не строится и вся продукция скважин  транспортируется на УПН под давлением  на устьях скважин.

Как видно из схемы, нефть нигде  не контактирует с воздухом и потери ее от испарения сведены до минимума (0,2 %).

4.2. ПОДГОТОВКА НЕФТИ К ТРАНСПОРТУ

Начальный период разработки нефтяных месторождений, как правило, характеризуется безводной добычей нефти из фонтанирующих скважин. Однако на каждом месторождении наступает момент, когда из пласта вместе с нефтью поступает вода сначала в малых, а затем все в больших количествах. Примерно 80 % всей нефти добывается в обводненном состоянии, причем на месторождениях Среднего Приобья обводненность добытой нефти составляет 93 %. Пластовые воды, поступающие из скважин различных месторождений, могут значительно отличаться по составу и концентрации растворенных в них минеральных солей, содержанию газа и наличию микроорганизмов. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей (нефти и воды), одна из которых распределяется в объеме другой в виде капель различных размеров. Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспорта в связи с возрастающими объемами транспортируемой жидкости и увеличением ее вязкости. Присутствие в нефти даже 0,1 % воды приводит к ее интенсивному вспениванию в ректификационных колоннах нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), что нарушает технологические режимы переработки и, кроме того, загрязняет конденсационную аппаратуру.

Легкие  фракции нефти (углеводородные газы от этана до пентана) являются ценным сырьем, из которого получают такие продукты, как спирты, синтетический каучук, растворители, жидкие моторные топлива, удобрения, искусственное волокно и другие продукты органического синтеза, широко применяемые в промышленности. Поэтому необходимо стремиться не только к снижению потерь легких фракций из нефти, но и к сохранению всех углеводородов, извлекаемых из нефтеносного горизонта, для последующей их переработки [5,11, 37].

Качество  вырабатываемой продукции во многом зависит от качества исходного сырья, т. е. нефти. Если в недавнем прошлом на технологические установки НПЗ поступала нефть с содержанием минеральных солей 100 — 500 мг/л, то в настоящее время требуется нефть с более глубоким обессоливанием, а часто перед переработкой нефти приходится полностью удалять из нее соли.

Наличие в нефти механических примесей (частиц песка и глины) вызывает абразивный износ трубопроводов, нефтеперекачивающего оборудования, затрудняет переработку нефти, повышает зольность мазутов и гудронов, образует отложения в печах, теплообменниках, что приводит к уменьшению коэффициента теплопередачи и быстрому выходу их из строя. Механические примеси способствуют образованию трудноразделимых эмульсий. Наличие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и раствора в воде вызывает усиленную коррозию металла нефтеперерабатывающего оборудования и трубопроводов, увеличивает стойкость эмульсий, затрудняет переработку нефти.