Промысловый сбор и подготовка скважинной продукции

    - очистка и ингибирование пластовой  воды;

    - отделение продукции некоторых  скважин от продукции других  скважин;

    - подогрев продукции.

    Выбор системы сбора определяется условиями  добычи нефти и газа на данном месторождении: состав и свойства продукции, давление, температура, газовый фактор. Способ эксплуатации, сетка скважин, рельеф местности и другие.

    К системам сбора и подготовки предъявляется ряд требований:

    - автоматическое измерение количества  продукции в каждой скважине;

    - обеспечение герметизированного  сбора продукции на всем пути  ее движения;

    - доведение продукции на технологических  установках до норм товарной продукции, автоматический учет этой продукции передача ее транспортным предприятиям;

    - обеспечение высоких технологических  показателей по капиталозатратам, низкая металлоемкость и эксплуатационный  расход;

    - возможность ввода в эксплуатацию  части месторождения с полной утилизацией нефтяного газа до окончания строительства всего комплекса сооружений;

    - надежность эксплуатации технологических  установок и возможность их  полной автоматизации;

    - изготовление промышленных узлов  в блочном и мобильном исполнении с полной автоматизацией технологических процессов;

    - эффективное использование рельефа  местности;

    - охрана недр.

    Раньше  все системы сбора и транспортировки  были негерметизированными, двухтрубными, в большинстве случаев самотечными. Двухтрубной системой ее называли потому, что нефть и газ, разделенные в сепараторах, установленных на устье скважины, транспортировались по двум трубам. А самотечная система потому, что движение нефти по выкидным линиям или сборным коллекторам осуществлялось за счет разности геодезических отметок. При такой системе существовали индивидуальные замерные установки и групповые.

    Недостатками  данной системы являются:

    - самотечные нефтепроводы работают  под напором из-за разности  геодезических отметок в начале  и конце нефтепровода;

    - при эксплуатации необходима глубокая сепарация для устранения образования газовых мешков;

    - возникновение осложнений из-за  сезонных колебаний температуры;

    - скорость потока низкая, вследствие, в сборных коллекторах откладываются  механические примеси, соли и АСПО;

    - потери нефти из-за испарения  легких фракций;

    - нет автоматизации. 

    Преимуществом же данной системы является точность замеров по каждой скважине. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

5. Классификация  и назначение промысловых сборных трубопроводов

      Трубопроводы, транспортирующие продукцию скважин на площадях нефтяных месторождений, делятся:

1. по назначению – на нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы и водороводы;
2. по характеру напоров – напорные и безнапорные;
3. по рабочему давлению – на трубопроводы высокого давления (6,4 МПа) и низкого (0,6 МПа) давления;
4. по способу прокладки – на подземные, наземные и подводные;
5. по функции – на выкидные линии, идущие от устьев скважин до групповой замерной установки; нефтяные, газовые, водяные и нефтегазоводяные сборные коллекторы; товарные нефтепроводы;
6. по гидравлической схеме работы – простые трубопроводы, не имеющие ответвлений и сложные трубопроводы, имеющие ответвления;

      Трубопроводы, транспортирующие воду к нагнетательным скважинам с целью поддержания  пластового давления, делятся на:

    а)  магистральные водопроводы, начинающиеся у насосных станций второго подъема;

    б)  подводящие водопроводы, прокладываемые от магистральных водопроводов до кустовых насосных станций (КНС);

    в)  разводящие водоводы, прокладываемые от КНС до нагнетательных скважин.

    Все перечисленные трубопроводы по напору делятся на трубопроводы с полным заполнением трубы жидкостью  и трубопроводами с неполным заполнением  трубы жидкостью.

    Трубопроводы  с полным заполнением сечения  трубы называют напорными, а трубопроводы с неполным заполнением сечения могут быть как напорными, так и безнапорными.

      Выкидные  линии и нефтесборные коллекторы обычно не полностью заполнены нефтью, т.е. часть сечения выкидных линий  или коллектора занята газом, выделившимся или в процессе движения нефти  по ним, или увлеченным нефтью из сепараторов в связи с из плохой работой.

    В самотечных нефтепроводах нефть  движется под действием гравитационных сил, обусловленных разностью вертикальных отметок в начале и в конце  нефтепровода. Если при этом в нефтепроводе нефть и газ движутся раздельно, то такой нефтепровод называют свободно-самотечным или безнапорным, а при отсутствии газовой фазы – напорно-самотечным.

    Нефть и её примеси транспортируются по выкидным линиям до АГЗУ за счет перепада давления между устьем скважины и АГЗУ. Выкидные линии в зависимости от дебита скважины принимаются диаметром от 75 до 150 мм и прокладывается под землей. Протяженность выкидных линий определяется технико-экономическими расчетами и может достигать 4 км.

    От  АГЗУ (характеристики АГЗУ сведены в таблице 5) к которой по выкидным линиям подводится продукция 14-56 скважин (в зависимости от числа Спутников, определяемых технико-экономическими расчетами), до ДНС или УПН обычно прокладывается сборный коллектор диаметром от 200 до 500 мм и протяженностью от 2 до 10 км.

      Для сбора нефтяного газа и передачи его потребителям на площадях нефтяных месторождений сооружают сборные  газопроводы.

     
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 5.      Характеристика групповых замерных установок

 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

6. Осложнения при  эксплуатации промысловых  трубопроводов и  методы борьбы с этими явлениями

        5.1. Предупреждение засорения нефтепроводов  и методы удаления отложений.

    Засорение выкидных линий и нефтесборных коллекторов, проложенных на территории нефтяного  месторождения, происходит по следующим  причинам:

1. ввиду недостаточной скорости потока твердые частицы, выносимые из скважин вместе с нефтью на поверхность, оседают в нефтепроводе, уменьшая его проходное сечение;
2. при определенных термодинамических условиях из совместного потока нефти, газа и воды могут выпадать различные соли и парафин, создающие твердый, трудно разрушаемый осадок;
3. при интенсивной коррозии разрушаются внутренние стенки трубопроводов, в результате образовавшаяся окалина при низких скоростях потока жидкости может оседать в трубопроводах и уменьшать их живое сечение.

    При сборе и транспортировании парафинистых нефтей на площадях месторождений особые затруднения вызывает выпадение  и отложение парафинов от С₁₇Н₃₆ до С₃₆Н₇₄.

    На  образование парафиновых отложений  на стенках труб влияет:

1. состояние поверхности трубы, соприкасающейся с нефтью (шероховатая, гладкая, полированная). Шероховатые стенки труб способствуют отложению парафина, так как шероховатость при развитом турбулентном режиме движения интенсифицирует перемешивание потока, а следовательно, и выделение газа и парафина из нефти непосредственно у стенок труб;
2. способность нефти растворять парафины.

Практикой установлено, что чем тяжелее  нефть, тем хуже она растворяет парафин  и тем, следовательно, интенсивнее  будет выпадать из такой нефти  парафины и отлагаться на стенках труб;

3. концентрация парафиновых соединений в нефти. Этот фактор играет исключительную при образовании парафиновых отложений на стенках труб, т.е. чем выше эта концентрация, тем интенсивнее будут отложения при прочих равных условиях;
4. темп снижения давления в потоке нефти. Чем больше перепад давления, тем интенсивнее происходит образование и выделение из нефти новой фазы – газа, сопровождающейся понижением температуры нефтегазового потока. Кроме того, разгазирование нефти влечет за собой прежде всего легких фракций, являющихся наилучшими растворителем парафиновых соединений;
5. скорость нефтегазового потока. Этот фактор также играет не последнюю роль при образовании парафиновых отложений в трубах: чем ниже скорость потока, т.е. чем меньше дебит скважин, тем интенсивнее отлагается парафин и наоборот.

      Нефтегазодобывающие предприятия применяют различные  методы предотвращения и устранения отложений парафина и солей на стенках труб. Основные методы, применяемые  на предприятиях:

1. применение высоконапорной (0,981-1,47 МПа) герметизированной системы сбора нефти и газа значительно снижает разгазирование нефти и предотвращает выпадение и отложение парафина;
2. использование паропередвижных установок (ППУ), высокотемпературный пар которых направляется в запарафиненные трубы. Под действием высокой температуры пара отложения парафина плавятся и затем удаляется из трубопроводов;
3. покрытие внутренней поверхности трубопроводов различными лаками, эпоксидными смолами и стеклопластиками, существенно снижающими шероховатость труб;
4. применение поверхностно-активных веществ, подаваемых на забои или устья скважин в поток обводненной нефти. Подача ПАВ в продукцию обводненных скважин полностью предотвращает образование нефтяной эмульсии, в результате чего стеки выкидных линий и сборных коллекторов контактируют не с нефтью, способствующей адгезии (прилипанию) твердых частиц парафина, а с пластовой водой, разрушающей отложения парафина. Кроме того, введенные в поток нефти ПАВ, адсорбируясь на твердых частиц парафина, тормозят или полностью прекращают рост его кристаллов, в результате чего существенно затрудняются отложения парафина из потока нефти и образование твердых отложений. К положительным сторонам этого метода относится также и то, что расход ПАВ небольшой и составляет лишь 10-12 г\т; кроме того, ПАВ, введенные в поток нефти на забое или устье скважины, предотвращают образование и «старение» нефтяных эмульсий;
5. применение теплоизоляции, способствующей сохранению высокой температуры нефти, которая одновременно являлась бы также и противокоррозионным покрытием;
6. применение резиновых шаров (торпед), периодически вводимых (по мере накопления парафина) в выкидные линии устьев скважины и извлекаемых на групповых замерных установках.

      Из  всех перечисленных методов борьбы с парафиновыми отложениями в нефтепроводах наиболее широко в настоящее время применяют лишь первый и второй: первый -  преимущественно на вновь обустраиваемых площадях нефтедобывающих предприятий, второй – на старых площадях с самотечной системой сбора нефти и газа.

      Второй  метод борьбы с отложениями парафина эффективен, но дорог.