Работа системы сбора и подготовки нефти на примере в НГДУ "Федоровскнефть" Федоровского нефтяного месторождения

На рисунке 4.3 приведена технологическая схема «Спутника БМ-40-14-400».

Рис 4.3. Технологическая схема «Спутника БМ-40-14-400»: 1-обратные клапаны; 2-задвижки; 3-переключатель .скважин многоходовой (ПCM); 4-роторный переключатель скважин: 5-замерная линия; б-общая линия; 7-отсекатели потока; 8- коллектор обводненной нефти; 9 и 12-задвижки закрытые; 10 и 11- задвижки открытые; 13- гидроциклонный сепаратор;14- регулятор перепада давления; 15- расходомер газа; 16 и 16а- золотники; 17- датчик уровнемера поплавкового типа;18- расходомер жидкости «TOP-1»;19- поршневой клапан; 20- влагомер;21- гидропривод;22- электродвигвтель;23- сборный коллектор;m- выкидные линии от скважин

Жидкость любой скважины «m», поставленной на замер, направляется в многоходовой переключатель скважин (ПСМ) 4, а затем-в гидроциклонный сепаратор 13. На выходе газа из сепаратора установлен регулятор перепада давления 14, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и расходомером газа 15. Постоянный перепад давления передается золотниковыми механизмами 16 и 16а на поршневой клапан 19.

Количество жидкости измеряется по скважинам следующим образом. Когда датчик поплавкового уравнемера 17 находится в крайнем нижнем положении, верхняя вилка поплавкового механизма нажимает на верхний выступ золотника 16, в результате чего повышенное давление от регулятора 14 передается на правую часть поршневого клапана 19 и прикрывает его, подача жидкости прекращается и турбинный расходомер 18 перестает работать С этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается. Как только уровень жидкости в сепараторе достигнет крайнего верхнего положения и нижняя вилка поплавкового механизма нажмет а выступ золотника 16а, повышенное давление от регулятора 14 действует на левую часть поршневого клапана 19 и открывает его, начинается течение жидкости в системе и турбинный расходомер отсчитывает количество прошедшей через него жидкости. Для определения обводненности нефти на «Спутнике» установлен влагомер 20, через который пропускается вся продукция скважины. Турбинные расходомеры ТОР-1, устанавливаемые на «Спутниках» предназначаются для измерения жидкости вязкостью не более 8010^-5 м³/с. Расходомеры ТОР-1 обеспечивают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА.

На установке предусмотрена возможность подачи химреагентов в коллектор обводненной нефти. Для этой цели в замерно-переключающем блоке смонтирован дозировочный насос типа НД-05Р 10/100 с блоком для реагента.

Установка «Спутник Б» оснащена приборами контроля, управления и автоматического регулирования, поставляемыми комплектно с установкой-манометром ОБМ, электроконтактным манометром ВЭ-1116руб, регуляторами уровня и расхода, счетчиком нефти турбинным ТОР-1, счетчиком газа турбинным АГАТ-Ш, влагомером УВН-2МС, гидравлическим приводом ГП-1, соленоидным клапаном КСП-4, поршневым разгруженным клапаном КПР-1, блоком управления и индикации БУИ.

Комплекс приборов обеспечивает:

* автоматическое измерение количества жидкости, нефти и газа;

* контроль за работой скважин по подаче жидкости;

* раздельный сбор обводненной и необводненной нефти;

* подачу реагента в поток;

* автоматическую блокировку скважин и установки при отклонении давления от нормального в общем коллекторе или по команде с диспетчерского пульта.

При отклонений давления в сборном коллекторе от допустимого отсекающие клапаны по команде с БУИ перекрывают замерную и рабочую линии. При этом обеспечивается пилотный клапан КСП-4 гидропривода и отсекающие клапаны под действием пружин перекрывают сечения указанных коллекторов. При срабатывании отсекателей в выкидных линиях скважин повышается давление, и скважина останавливаются:

фонтанные - отсекателями, установленными на выкидной линии, механизированные - за счет отключения электропривода.

Системой автоматизации установки предусмотрена аварийная сигнализация на диспетчерский пункт (ДП) при блокировке групповой установки, отсутствии подачи скважины, отключении электроэнергии и неисправностях в системе измерения скважин. Кроме того, на ДП передаются результаты измерения дебита отдельных скважин. Связь с ДП осуществляется телемеханическим каналом при помощи соответствующий аппаратуры телемеханики, размещенной на ДП и групповой установке.

Установка позволяет измерять нефть со следующими характеристиками:

- вязкость нефти, мПа*с, не более - 80

- массовая доля воды в нефти не более - 0,6

- массовая доля парафина, не более - 0,07

погружным насосом 12НА9*4, который подает стоки из дренажной емкости на ввод насосов ДНС.

4.4.2 Нефтегазовые сепараторы

Назначение и классификация нефтегазовых сепараторов. Сепарация - это процесс отделения от нефти легких углеводородов и сопутствующих газов Он происходит при снижении давления и повышении температуры нефти, а также вследствие молекулярной диффузии углеводородных и других компонентов, содержащихся в нефти.

Сосуд, в котором происходит отделение газа от жидкой продукции скважин, называют сепаратором (трапом). В нем может происходить и отделение нефти от воды.

Отделяют нефть от газа и воды в различных сепараторах для получения нефтяного газа, используемого как химическое сырье или как топливо, уменьшения потерь нефти и газа при их дальнейшем транспортировании и отделения воды от нефти при добыче нестойких эмульсий.

Сепараторы, применяемые на нефтяных месторождениях, можно условно подразделить на следующие основные типы:

по назначению - замерные и рабочие;

по геометрической форме и положению в пространстве - цилиндрические, сферические, вертикальные, горизонтальные и наклонные;

по принципу действия - гравитационные, центробежные, ультразвуковые и др.;

по рабочему давлению - высокого давления (2,5 МПа и выше), среднего (от 0,6 до 2,5 МПа), низкого (от 0 до 0,6 МПа), вакуумные;

по месту положения в системе сбора - I, II, концевой ступеней сепарации и т. д.

В сепараторе любого типа различают четыре секции:

основную сепарационную, служащую для отделения нефти от газа;

осадительную, в которой происходит дополнительное выделение пу-зырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции;

секцию отбора нефти, предназначенную для сбора и вывода нефти из сепаратора;

каплеуловительную, расположенную в верхней части сепаратора и служащую для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа в газосборный трубопровод.

Эффективность работы сепаратора любого типа зависит от количества капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции, и количества окклюдированного газа, уносимого потоком нефти из секции сбора нефти. Чем ниже эти показатели, тем эффективнее работа сепаратора.

Вертикальные гравитационные сепараторы применяют для обустройства промыслов в основном при двух-трубных системах сбора и устанавливают на I, П и последующих ступенях сепарации на скважинах или групповых сборных пунктах. Сепараторы имеют две основные модификации: ГТ - с тангенциальным вводом и ГЩ - с щелевым вводом. Основные технические данные сепараторов (трапов) с тангенциальным вводом (рис. 4.4) приведены в таблице 4.3.

Рис.4.4. Трап с тангенциальным вводом: 1 - ввод жидкости; 2 - выход газа; 3 - выход жидкости; 4 - отстойник; 5 - корпус

В результате исследования процесса сепарации в вертикальных гравитационных трапах в промысловых условиях сделаны следующие выводы.

1. С увеличением производительности сепараторов гравитационного типа по жидкости увеличивается унос газа в окклюдированном состоянии из-за отсутствия равновесия фаз.

2. При увеличении площади контакта фаз (поверхности аппарата или сливных полок) в 5-6 раз допол-нительное выделение газа из нефти составляет только 10-15 % от общего количества, остающегося в нефти.

3. Время пребывания нефти в вертикальном гравитационном трапе не оказывает существенного влияния на выделение растворенного газа, остающегося в ней из-за отсутствия фазового равновесия.

Таблица 4.3. Основные технические данные сепараторов (трапов) с тангенциальным вводом

Гидроциклонный сепаратор Гипровостокнефти. В данном сепараторе в результате использования центробежных сил обеспечивается наиболее высокая степень отделения газа от нефти.

В технологической емкости газ очищается от капелек жидкости, а нефть - от пузырьков и механических примесей. В емкости предусмотрены устройства для уменьшения ценообразования.

Гидроциклонные сепараторы предназначены для работы на I -ступени сепарации. По конструктивному исполнению технологические емкости разделяются на двух- и одноемкостные.

В двухемкостном сепараторе (рис.4.5) нефтегазовая смесь поступает в центробежный дегазатор, где идет процесс разделения нефти и газа на самостоятельные потоки. Нефть из центробежного дегазатора по сливной полке поступает в уголковый разбрызгиватель, в котором поток нефти разбивается на множество отдельных струек. Далее нефть через штуцер попадает на сливную полку и по ней стекает в нижнюю емкость.

Рис.4.5. Двухемкостной гидроциклонный сепаратор: .1 - нижняя технологическая емкость;2 - штуцер; 3 - верхняя технологическая емкость; 4 - газоочиститель; 5 - уголковый разбрызгиватель; 6 - перфорированные перегородки; 7,9- сливные полки; 8 - центробежный дегазатор; 10 - вертикальная перегородка

Газ, отделившийся от нефти в дегазаторе, проходит по верхней части емкости, где под действием гравитационных сил из газа выпадают наиболее крупные капли жидкости. Перфорированные перегородки служат одновременно для очистки газа и выравнивания объемной скорости газа. Зона перфорированных перегородок отделена от зоны уголкового разбрызгивателя нефти горизонтальной перегородкой, предотвращающей попадание брызг в газовую зону при прохождении нефти через разбрызгиватель. Окончательная очистка газа завершается в газоочистителе жалюзийного типа. Принцип работы одноемкостного сепаратора аналогичен.

Двухемкостные гидроциклонные сепараторы производительностью (по нефти) 400 м³ /сут нашли широкое промышленное применение в составе серийно выпускаемых блочных замерных установок типа ЗУГ-5, "Импульс", "Спутник".

Производительность по нефти, по данным Гипровостокнефти, может достигать 1000-1200 м^з/cyт при сохранении приведенной к условиям сепарации скорости входа газонефтяного потока 10-30 м/с.

Техническая характеристика гидроциклонных сепараторов приведена в табл. 4.4.

Таблица 4.4. Техническая характеристика гидроциклонных сепараторов

Нефтегазовые сепараторы конструкции Центрального конструкторского бюро нефтеаппаратуры (ЦКБН). Проектная производительность сепараторов 2000, 5000, 10000,20000 и 30000 т/сут по нефти при объемах емкостей соответственно 8, 14, 28, 56 и 80 м³, давлениях - 0,6; 1,6; 2,5; 4,0; 6,4 МПа и температурах от 0 до +100° С. Они предназначены для отделения газа от нефти на I ступени сепарации и качественной очистки газа перед подачей его в выходной трубопровод.

Сепаратор (рис. 4.6.) представляет собой горизонтальный аппарат, внутри которого непосредственно у вводного штуцера смонтированы сливные полки, обеспечивающие выделение основного количества газа. У штуцера выхода газа смонтированы вертикальный и горизонтальный фильтры очистки газа. Штуцер выхода нефти оборудован устройством, предотвращающим образование воронки.

Нефтегазовая смесь поступает через вводной штуцер на сливные полки, где и происходит основное выделение газа. Далее нефть движется по аппарату, занимая по высоте приблизительно половину диаметра, при этом из нефти выделяется газ, не успевший выделиться ранее. Выделившийся газ вместе с частицами нефти, которые находятся во взвешенном состоянии, поступает на фильтры грубой и тонкой очистки газа. Очищенный газ через штуцер выхода газа выводится из аппарата. Дегазированная нефть через штуцер выхода нефти, расположенный в нижней части, также выводится из сепаратора.

Следует отметить, что фактическая производительность сепараторов ЦКБН, эксплуатируемых на месторождениях Западной Сибири, меньше проектной в 3-4 раза. Для увеличения производительности данных сепараторов непосредственно на промыслах устанавливают устройства предварительного отбора газа, предложенные институтом СибНИИНП.

Полочный сепаратор Грозненского нефтяного института (рис.4.7.) имеет наклонные полки для увеличения поверхности контакта газ - жидкость и для предотвращения ценообразования при сливе жидкости из верхних секций сепаратора в нижнюю, накопительную.

Рис. 4.6. Нефтегазовый сепаратор ЦКНБ: 1 - вводный штуцер; 2 -сливные полки; 3 - фильтр газа грубой очистки; 4 -штуцер выхода газа; 5 - фильтр газа тонкой очистки; б - штуцер выхода нефти; 7 - корпус; 8 - люк-лаз

Работает сепаратор следующим образом: газонефтяная смесь поступает в приемный отсек А под слой жидкости через входной патрубок, опущенный почти до низа сепаратора. Отделившаяся жидкость перетекает через перегородку в отсек Б, снабженный решетками для гашения пены. Разрушение пены способствует лучшему выделению газа из жидкости. Далее жидкость через горизонтальную щель перетекает в отсек В, где она разливается по полке, а с нее перетекает на полки, расположенные ниже. При движении жидкости тонким слоем по полкам создаются благоприятные условия для выделения газа из жидкости и массообмена между газом и жидкостью, так как площадь раздела фаз в таком сепараторе очень велика. Выделившийся газ поднимается в верхнюю часть сепаратора через газоходы, предусмотренные в полках.

Рис.4.7. Полочный сепаратор Грозненского нефтяного института: 1 -входной патрубок; 2 - перегородка; 3 - пеногасительные решетки; 4 - полка; 5 - газоходы; 6 - перегородка; 7 - каплеотделители; 8 - регулятор уровня; А, Б, В, Г - отсеки сепаратора

Камера отбора жидкости Г отделена от отстойника отсека перегородкой для предотвращения возмущающих явлений в зоне отстоя. Отделив-шийся газ из всех отсеков проходит через каплеотделители, которые изготавливают из проволочной коалесцирующей набивки. Уровень жидкости в сепараторе в отборном отсеке поддерживается поплавковым регулятором уровня, соединенным с заслонкой на нефтяной линии.

Управление технологическим режимом в сепараторах автоматизировано. Предусмотрена сигнализация на диспетчерский пункт о количестве поступающей жидкости и изменении давления в аппарате.

Производительность сепараторов по жидкости составляет 5000 т/сут, рабочее давление 1,6-6,4 МПа, газовый фактор от 100 до 500 м³ /м³.

Блочная сепарационная установка УБС ТатНИИнефтемаша предназначена для I ступени сепарации нефти с одновременным оперативным учетом продукции в системах герметизированного сбора и транспортирования нефти и газа.

В настоящее время разработан нормальный ряд установок УБС на производительность по жидкости от 2 до 16 тыс. м³сут и давление от 0,4 до 1,6 МПа. В таблице 4.5. приведены технологическая характеристика и описание установки УБ С-16000/16.

Таблица 4.5. Технологическая характеристика УБС-16000/16.

Установка блочная сепарационная с предварительным отбором газа УБС-16000/16 выполнена в моноблоке (рис.4.8.) и состоит из устройства предварительного отбора газа, технологической емкости, каплеотбойника, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и управления.

Устройство предварительного отбора газа расположено на нисходящем участке трубы. Такая компоновка обеспечивает наилучшее качество разделения нефти и газа. Устройство для отбора газа представляет собой трубу диаметром 700 мм, длиной 15м, установленную под углом 3°.

Рис.4.8. Установка блочная сепарационная с предварительным отбором газа УБС-16000/16: 1- устройство предварительного отбора газа; 2 - технологическая емкость; 3 - задвижка; 4 - лоток; 5 - предохранительный клапан; б- труба для установки датчиков и регулятора уровня; 7 - каплеотбойник; 8 - перегородка; 9 - полка

Технологическая емкость - цилиндрический сосуд диаметром 3000 мм и длиной 11,4 м. С наружной части емкость имеет патрубки для ввода нефтегазовой смеси, газа, выхода нефти, газа, для пропарки, дренажа и системы контроля и управления. Для профилактического осмотра и ремонта имеются по торцам два люка-лаза. Внутри технологической емкости находятся лоток для распределения поступающей продукции, полки и система перегородок для более полной сепарации нефти от нефтяного газа.

Для предотвращения недопустимого повышения давления в емкости установлены четыре предохранительных клапана. Для исследования эффективности работы сепаратора в различных режимах предусмотрены пробоотборники и штуцеры для установки контрольно-измерительных приборов.

На сепараторе с помощью опор установлен каплеотбойник, представляющий собой емкость с внутренним диаметром 1600 мм и длиной 3100 мм, в котором установлены два сетчатных отбойника. Для слива отделившей-ся нефти и для ввода газа, выделившегося в технологической емкости, в нижней части каплеотбойника имеются два патрубка диаметром 100 мм и один патрубок диаметром 450 мм. На емкости оборудуют площадку для обслуживания. Сам аппарат устанавливают горизонтально на двух опорах на высоте 800 мм от земли.

Работает установка следующим образом. Газожидкостная смесь от скважин поступает в устройство предварительного отбора газа, в котором происходит разделение жидкости и газа. Отделившийся газ отводится по вертикальному стояку в каплеотбойник, где очищается от капельной жидкости и направляется в газопровод.

Нефть из устройства предварительного отбора газа поступает в технологическую емкость и по лотку и полке, где происходит дополнительная сепарация нефти и газа, затем нефть стекает в ее нижнюю часть. Наличие лотка с направляющими пластинами и заслонкой способствует гашению пульсации, а полки - увеличению свободной поверхности.

Газ, выделившийся в емкости, через каплеотбойник направляется в газопровод, разгазированная нефть - в нефтепровод.

На газовой линии между каплеотбойником и устройством предварительного отбора газа имеются две задвижки для направления газа из устройства предварительного отбора газа в каплеотбойник или в нефтегазовый сепаратор.

Преимущества и недостатки различных сепараторов

Часто перед проектировщиками встает вопрос, сепаратор какого типа запроектировать к установке УПН или ДНС.

Вертикальные сепараторы имеют то преимущество, что они позволяют достоверно определить объем жидкости, что обуславливает применение более простых средств для регулирования его работы. Процесс очистки таких сепараторов прост, поэтому их рекомендуется использовать тогда, когда в продукции скважин содержится песок.

В горизонтальном сепараторе такого же объема, что и в вертикальный, производительность по газу больше, поскольку площадь его в диаметральном сечении в несколько раз больше площадь горизонтального сепаратора. Поверхность раздела фаз газ-жидкость в горизонтальном сепараторе велика, поэтому требуется меньше времени для всплытия пузырьков газа и жидкости. Горизонтальные сепараторы монтировать и обслуживать намного проще, чем вертикальные, но они требуют большей площади, что является существенным недостатком, когда месторождение расположено в море или на болоте.

У сферических сепараторов первоначальные капитальные вложения на единицу пропускной способности по газу наименьшие, что является основным их преимуществом. Однако существенный недостаток- трудность в изготовлении, связанная с необходимостью штамповки отдельных заготовок (лепестков), а затем их сварки.

В таблице 4.6. проведено сравнение основных преимуществ и недостатков сепараторов различных типов. Меньшая цифра показывает большие преимущества.

Таблица 4.6. Преимущества и недостатки различных сепараторов

Предварительный сброс воды на УПСВ может быть осуществлен по традиционной технологии и с использованием трехфазных сепараторов (хитер-тритер). Оба этих варианта используются на Федоровском месторождении. Преимуществом второго варианта является уменьшение набора технологического оборудования в составе УПСВ, т.к. нагрев, сепарация и отделение воды осуществляется в одном аппарате вместо трех.

Аппарат фирмы "Sivalls" оборудован коалесцирующим устройством.

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Система сбора и подготовки скважинной продукции

Современные системы нефтегазосбора - это сложные комплексы объектов и сооружений, технологически связанных между собой. Наиболее совершенные из них - это герметизированные напорные системы, предусматривающие совместное транспортирование нефти и газа по одному трубопроводу. Вначале совместное транспортирование осуществлялось только до групповых замерных установок (ГЗУ), расположенных на расстоянии не более 500 м от устья скважин. После ГЗУ нефть обычно направляли в открытые емкости сборных пунктов, откуда ее перекачивали насосами на установку товарной подготовки, а газ компрессорами подавали на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Такие нефтегазосборные систе-мы получили название систем раздельного сбора и транспортирования нефти и газа или двухтрубных систем (рис. 5.1).

В этих системах продукция скважин по трубопроводам поступает в трапы, расположенные у скважин или на групповых установках. Сепарацию в трапах ведут при давлении 0,11-0,15 МПа. Нефть из трапов под давлением подается в открытые мерники, где она полностью разгазируется и самотеком (благодаря естественным уклонам на местности) по нефтесборным коллекторам поступает в промежуточные сборные пункты, а газ -на прием компрессорных станций. Из промежуточных сборных пунктов нефть насосами перекачивают в промысловые резервуарные парки и далее на установки товарной подготовки.

Рис. 5.1 Самотечная система сбора нефти и газа: 1.- скважина; 2 - трап; 3 - групповая трапная установка; 4 - мерник; 5 - резер-вуар промежуточного сборного пункта; б - компрессор; 7 - насос; 8 - резервуары промыслового парка; 9 - батарея задвижек

Самотечная система сбора обладает серьезными недостатками: необходимость сооружения большого числа рассредоточенных по территории промысла технологических установок с разветвленной сетью нефтяных и газовых трубопроводов, требующих больших затрат металла и средств на их возведение и эксплуатационное обслуживание; путь движения продукции скважин до установок товарной подготовки негерметизирован, что является причиной потерь легких углеводородов, величина которых возрастает пропорционально объему добываемой нефти и увеличению давления в газосборных коллекторах. С увеличением давления растет остаточ- ная газонасыщенность нефти, поступающей из сепарационных установок в открытые мерники и резервуары, где происходит ее разгазирование при атмосферном давлении.

Начиная с 50-х гг., на нефтяных месторождениях Советского Союза начали внедрять однотрубные системы нефтегазосбора , т. е. совместные сбор и транспортирование продукции нефтяных скважин при повышенном давлении (0,6-0,7 МПа) до сборного пункта, расположенного на расстоянии 3-8 км; Протяженность трубопроводов, транспортирующих совместно нефть и газ, измеряется в настоящее время десятками километров, а рабочее давление достигает 6 МПа. Наибольшее распространение получили следующие системы сбора.

Система сбора Бароняна-Везирова (рис. 5.2) предусматривает двухступенчатую сепарацию нефти при давлении 0,4 МПа на I ступени и атмосферном давлении или вакууме на II. Герметизация обеспечивается тем, что всю продукцию скважин (нефть, газ, вода и песок) с давлением 0,4-0,6 МПа на устье (независимо от способа эксплуатации скважин) направляют по выкидным линиям через групповые замерные установки в общий трубопровод и далее на сборный пункт. Система сбора, за исключением отстойников и сборных резервуаров, работает при повышенном давлении и при больших скоростях движения продукции скважин. Сепарация газа и очистка нефти от воды и песка происходит на сборном пункте.

Газ из затрубного пространства насосных скважин собирают с помощью компрессоров или центральных вакуум-компрессорных станций, утилизирующих газ II ступени разгазирования (отстойников и сборников нефти). Продукцию фонтанных скважин высокого и среднего давления направляют предварительно в трапы высокого и среднего давления, сооружаемые около групповых установок. Отделившийся в трапах газ направляют на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) или в газлифтные скважины, а нефть - на групповые замерные установки, где она смешивается с продукцией всех остальных скважин.

В системе сбора Бароняна-Везирова сбор и транспортирование продукции под давлением позволяют значительно повысить кпд. компрессорных станций, так как на прием компрессоров газ поступает под давлением, поддерживаемым на I ступени разгазирования, т.е. до 0,4 МПа.

Преимуществом данной системы сбора является: централизация пунктов измерения дебита скважин на групповых установках и узлов сепарации газа, воды и механических примесей от нефти на сборных пунктах;

однотрубное транспортировние продукции скважин до центральных промысловых сооружений за счет энергии пласта и скважинных насосов, что уменьшает стойкость эмульсий.

Однако в этой системе сбора не сокращаются потери легких углеводородов от испарения в сырьевых резервуарах и отстойниках.

Рис.5.2. Система сбора Бароняна-Везирова: 1 - скважина; 2 - сепаратор высокого давления; 3 - групповая замерная установка; 4 - батарея задвижек; 5 - нефтегазовый сепаратор; б - газоосушитель; 7 -отстойник; 5 - компрессор; 9 - газовый сепаратор; 10 - сборные резервуары для нефти; 11 - сырьевые резервуары; 12 - насос

Рис.5.3. Напорная система Гипровостокнефти: 1 - скважина; 2 - батарея задвижек; 3 - групповая замерная установка; 4 - сепа-ратор I ступени; 5 - сепаратор II ступени; 6 - сепаратор III ступени; 7 - сырьевые резервуары.

Напорная система сбора Гипровостокнефти (рис.5.3). В этой системе I ступень разгазирования осуществляется в индивидуальных или групповых сепарационных установках при давлении 0,6-0,7 МПа, которое обеспечивает бескомпрессорное транспортирование газа потребителю.

Из сепарационных установок нефть вместе с растворенным газом под давлением сепараторов или давлением, развиваемым насосами, транспортируют до дожимных насосных станций (ДНС) или непосредственно до центральных промысловых сооружений, где происходит разгазирование на II (и III, если требуется) ступени. После концевой сепарационной установки нефть поступает в сырьевые резервуары установки по подготовке товарной нефти или, минуя их, непосредственно на установку. Газ II и III ступеней сепарации подают на прием компрессоров ГПЗ, находящихся на общей территории центральных промысловых сооружений.

К преимуществам напорной системы сбора можно отнести:

объединение промысловых пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды в единый центральный пункт, обслуживающий группы нефтяных месторождений или целый нефтяной район в радиусе до 100 км и более; это достигается сокращением протяженности (участков) однотрубного сбора продукции скважин и применением большого числа сборно-сепарационных индивидуальных и групповых установок с дожимными насосами;

герметизацию пути движения нефти и газа от устья скважин до центральных промысловых сооружений, исключающую потерю легких фракций, что можно осуществить при подаче сырой нефти и газа с концевой ступени сепарации или на установку товарной подготовки, минуя буферные резервуары открытого типа, или на прием компрессоров ГПЗ, входящих в состав центральных промысловых сооружений;

бескомпрессорное транспортирование газа I ступени разгазирования потребителю.

Такие системы с некоторыми видоизменениями использованы при обустройстве месторождений Западной Сибири. Отличительная особенность их - высокая степень централизации технологических объектов. Производительность комплексных и центральных сборных пунктов достигает здесь 100 - 200 тыс. м³сут и более нефти. Высокая степень централизации технологических объектов, кустовой способ разбуривания и небольшие буферные давления предопределили применение на большинстве месторождений Западной Сибири аналогичных напорных систем сбора.

5.1.2 Краткая характеристика систем сбора продукции скважин применяемых в Западной Сибири

5.2 Обзор существующей системы сбора и подготовки скважинной продукции в НГДУ Федоровскнефть

Процесс подготовки добываемой газонефтяной эмульсии заключается в отделении от нефти и утилизации попутно добываемого нефтяного газа, подтоварной воды и получении нефти товарной кондиции в соответствии с требованиями ГОСТ №9965-76. Подготовка поступившей по нефтесбору жидкости, осуществляется в несколько технологических ступеней и зависит от содержания попутного нефтяного газа и стойкости газо-водонефтяной эмульсии к отделению подтоварной воды, а также физических свойств.