ИТС 28-2017 Добыча нефти

     2.2.3 Транспортировка продукции скважин

После извлечения из пласта и подъема к устью скважины нефтегазоводяную жидкость подвергают очистке на ряде установок. Устье скважины соединено с установками подготовки нефтегазоводяной смеси системой нефтепроводов, позволяющих собирать нефтегазоводяную смесь для дальнейшей обработки.

Системы сбора скважинной продукции включают в себя следующие элементы: кусты скважин; выкидные линии; замерные установки; трубопроводы (внутрипромысловые, межпромысловые, технологические); узлы ввода реагентов; дожимные насосные станции для транспорта нефти; установки предварительного сброса пластовой воды; компрессорные станции для транспорта газа; установки комплексной подготовки нефти и газа; нагреватели для транспорта высоковязкой среды и емкости для хранения нефти и газа. В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная (рисунки 2.9-2.11) [27].

Рисунок 2.9 - Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора:

1 - скважина; 2 - сепаратор 1-й ступени; 3 - регулятор давления типа "до себя"; 4 - газопровод; 5 - сепаратор 2-й ступени; 6 - резервуары; 7 - насос; 8 - нефтепровод; УСП - участковый сборный пункт; ЦПС - центральный пункт сбора

Рисунок 2.10 - Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора:

1 - скважины; 2 - нефтегазопровод; 3 - сепаратор 1-й ступени; 4 - сепаратор 2-й ступени; 5 - регулятор давления; 6 - резервуары

Рисунок 2.11 - Принципиальная схема напорной системы сбора:

1 - скважины; 2 - сепаратор 1-й ступени; 3 - регулятор давления типа "до себя"; 4 - газопровод; 5 - насосы; 6 - нефтепровод; 7 - сепаратор 2-й ступени; 8 - резервуар; ДНС - дожимная насосная станция

При самотечной двухтрубной системе сбора продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефтегазоводяная смесь самотеком поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального пункта сбора (ЦПС).

Отличительной особенностью высоконапорной однотрубной системы сбора является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6...7 МПа) устьевых давлений. Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефтегазоводяной смеси на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность рационального использования попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90% по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры. Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высоким пластовым давлением.

Напорная система сбора предусматривает однотрубный транспорт нефтегазоводяной смеси на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт нефтегазоводяной смеси в однофазном состоянии до ЦПС на расстояние 100 км и более. Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6...0,8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ и другим потребителям бескомпрессорным способом. Затем нефтегазоводяная смесь с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10...12 м) - в сырьевые резервуары.

Выбор конкретной системы сбора продукции скважины зависит от условий месторождения и производится на основании технико-экономического расчета.

Также в настоящее время применяются системы сбора, лишенные недостатков традиционных систем сбора (рисунок 2.12).

     
Рисунок 2.12 - Схемы современных систем сбора

а) с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на центральном сборном пункте

б) с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на комплексном сборном пункте

Система сбора с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦПС отличается (рисунок 2.12, а))* отличается от традиционной напорной:

_________________