Материал: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

логических процессов, когда сбор совмещается с подготовкой нефти. Современная система нефтегазосбора и подготовки — это сложный комплекс трубопроводов, блочного автоматизиро­ ванного оборудования и аппаратов, технологически связанных между собой. Она должна также обеспечить: 1) предотвраще­ ние потерь нефтяного газа и легких фракций нефти от испаре­

разливами нефти и воды; 3) надежность функционирования каждого звена и системы в целом; 4) высокие технико-эконо­ мические показатели работы.

На сооружение объектов и коммуникаций системы сбора и подготовки нефти расходуется около 50 % капитальных вложе­ ний, выделяемых нефтяной промышленности. Использование оборудования в блочно-комплектном исполнении сокращает за­ траты почти в 2 раза, ускоряет ввод в разработку месторожде­ ния на 3—4 года, позволяет избежать потерь нефтяного газа и некондиционной нефти. Оно обеспечивает также возможность полной автоматизации технологического процесса, гибкость и маневренность в наращивании или сокращении мощностей (мон­ таж и демонтаж отдельных блоков) для учета динамики до­ бычи нефти и жидкости, обводненности продукции во времени (см. § 1.5, 4.1). Уменьшить затраты можно еще рациональным выбором числа и размещением замерных и других установок, трасс трубопроводов с учетом характера местности (рельеф, реки, озера, овраги, система землепользования, застроенность и т. д.), диаметров труб, укрупнением и централизацией техно­ логических объектов, совмещением процессов сбора и подготовки нефти (внутритрубная деэмульсация нефти с подачей деэмуль­ гаторов, предварительный отбор газа, предварительный сброс и очистка воды и др.). Важно также рационально использовать избыточную энергию, поступающую из скважин. Эти и другие положения учитываются при проектировании промыслового обустройства месторождения, когда совместно рассматриваются различные варианты системы кустования скважин (при наклон­ но направленном бурении), сбора и подготовки нефти, поддер­ жания пластового давления, электроснабжения, подъездных ав­ томобильных дорог и др. Совместное рассмотрение этих слож­ ных систем стало возможным на базе использования ЭВМ по методике, сочетающей экономико-математические модели с опы­ том проектировщика. Оптимизация промыслового обустройства обеспечивает уменьшение капитальных вложений на 10—15%.

§ 11.2. КЛАССИФИКАЦИЯ СИСТЕМ НЕФТЕГАЗОСБОРА, ИХ ХАРАКТЕРИСТИКА

Каждое нефтяное месторождение имеет свои особенности (свой­ ства нефти, условия эксплуатации скважин, климат, характер местности и др.). Поэтому единой универсальной системы нефтегазосбора не существует.

По степени герметизации выделяют системы сбора открытые, смешанные (частично герметизированные), герметизированные; по числу сборных трубопроводов для транспорта продукции скважин — одно-, двух- и трехтрубные; по величине напора — самотечные, напорные (низко- и высоконапорные); по типу за- мерно-сепарационных установок — с индивидуальными и груп­ повыми установками. Эти критерии классификации по-разному сочетаются в применяемых системах.

На ранних этапах развития нефтяной промышленности при­ менялся открытый способ добычи, сбора и хранения нефти. Нефтяной газ и легкие фракции нефти улетучивались в атмо­ сферу.

Бакинская (самотечная) система сбора

Первой более совершенной системой была бакинская смешан­ ная, самотечная двухтрубная система сбора, которую продол­ жают применять на давно разрабатываемых месторождениях (рис. 11.1, а). В этой системе совместное герметизированное низ­ конапорное транспортирование нефти осуществляется от сква­ жин 1 до индивидуальных 2 (ПЗУ) или групповых 3 (ГЗУ) за­ мерных установок, расположенных на расстоянии от устья не более 500 м. К ГЗУ подключают выкидные линии 5—8 скважин (фонтанных, газлифтных, насосных). На ПЗУ или ГЗУ про­ исходит сепарация (разделение фаз) в трапах (сепараторах) 2 при давлении 0,11—0,15 МПа.

Нефть вместе с водой из трапов самотеком (благодаря есте­ ственным уклонам на местности) по нефтесборному трубопро­ воду поступает в резервуары 5 группового сборного пункта (ГСП), из них перекачивается насосами 6 в сырьевые резер­ вуары 7 промыслового парка на центральном сборном пункте (ЦПС) и дальше насосами 8 на установку подготовки нефти (УПН) или на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). Раньше вода из трапов сбрасывалась в канализационную сеть.

Газ из трапа по газопроводу поступает на прием компрес­ сорной станции 9 и дальше подается на газоперерабатывающий (газобензиновый) завод (ГПЗ). Иногда в зависимости от дав­ ления на устье скважин применяют две ступени сепарации и предусматривают две газосборные линии (низкого и высокого давлений).

На ГСП производят сепарацию газа в две ступени: отде­ ляют газ в сепараторе 12 при давлении 0,4—0,5 МПа и отби­ рают вакуумным компрессором 16 при давлении 0,1 МПа из отстойников УЗ и сборных резервуаров 14. Газ через газоосушитель 17 подают на компрессорную станцию 18 и дальше через маслоотделитель 19 на газлифтные скважины или ГПЗ.

Продукция фонтанных скважин проходит также дополни­ тельную сепарацию в сепараторах 11 высокого давления (0,4— 0,6 МПа), расположенных у скважин или на ГЗУ. Отделив­ шийся газ направляют в сборный газопровод и дальше на ГПЗ или для газлифтной эксплуатации.

Дегазированная обводненная нефть из сепаратора 12 посту­ пает в отстойники 13, где отделяются вода и песок, которые сбрасываются в систему очистки сточных вод. Частично обезво­ женную нефть из сборных резервуаров 14 насосами 6 подают в сырьевые резервуары 15 ЦСП и на УПН.

Система нефтегазосбора Бароняна — Везирова не ликвиди­ рует потери нефти от испарения только в сырьевых резервуа­ рах 15. Она широко распространена на месторождениях юга страны, а также в Туркмении.

Высоконапорная система сбора Гипровостокнефти

Эта система (рис. 11.1, в) с 1960 г. начала внедряться на место­ рождениях Куйбышевской области. Она предусматривает пе­ рекачку газонасыщенной нефти от месторождений всего нефте­ промыслового района на ЦСП, на котором сосредоточены все мощности по подготовке нефти и переработке газа.

Продукция скважин под действием устьевого давления посту­ пает через ГЗУ, обслуживающую 6—12 скважин, или на участ­ ковую дожимную насосную станцию (ДНС), или на участковую сепарационную установку (УСУ). ДНС сооружают на промыс­ лах или участках промыслов, удаленных на значительные рас­ стояния от ЦСП (обычно более 10 км), УСУ — для нефтесбора с участков, расположенных вблизи ЦСП.

На ДНС (или УСУ) осуществляют первую ступень сепара­ ции при давлении 0,6—0,7 МПа, которое обеспечивает бескомпрессорное транспортирование газа до ГПЗ, расположенного на площадке ЦСП, и перекачку газонасыщенной нефти цен­ тробежными насосами 21 на ЦСП на расстояние до 100 км и

более.

На ЦСП осуществляют вторую и, если требуется, третью ступени сепарации, подготовку нефти и очистку воды.

При этой системе достигается высокая степень централиза­ ции технологических объектов, их количество на месторождении сводится к минимуму, отсутствуют отстойники и компрессорные

станции, практически полностью утилизируется нефтяной газ. Такие системы с некоторыми видоизменениями использованы при обустройстве месторождений Западной Сибири.

Системы сбора на месторождениях Западной Сибири

Применяют несколько разновидностей напорных систем нефтегазосбора, специфика которых в основном связана с кустовым размещением скважин, наклонно и направленна пробуренных на продуктивный пласт (рис. 11.2). В этих системах нашли применение комплексные сборные пункты (КСП), на которых происходит частичная подготовка нефти и ее откачка на ЦСП, называемый еще центральным пунктом подготовки нефти (ЦППН).

Сепарация газа осуществляется в две-три ступени. Cenapaция I ступени происходит при давлении 0,4—0,8 МПа перед ДНС или КСП, а газ поступает на ГПЗ, удаленный на расстоя­ нии 100 км и более. В обводненную продукцию на КСП вводят деэмульгатор. В зависимости от того, какие технологические процессы ведут на КСП, выделяют три варианта систем.

Рис. 11.2. Системы нефтегазосбора на месторождениях Западной Сибири