Промысловый сбор и подготовка нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Промысловый сбор и подготовка нефти и газа

Федорова Валентина Владимировна

Тюменский Индустриальный Университет

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые газ и нефть. Из скважин вместе с нефтью поступают вода пластовая, газ попутный (нефтяной), твердые частицы механических примесей (затвердевшего цемента,горных пород).

Экономически и технически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, дегазации, обезвоживания, удаления твердых частиц.

Системы сбора скважинной продукции

скважинный нефть высоконапорный магистральный

В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: высоконапорная однотрубная и напорная, самотечная двухтрубная.

При самотечной двухтрубной системе сбора (Рисунок 5.1) продукция скважин разделяется сначала при давлении 0.6 МПа. Выделяющийся при этом газ под давлением собственным транспортируется сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости или до компрессорной станции. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).

Рис.21.Принципиальная схема двухтрубной самотечной системы сбора.

1 -- скважины; 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; ЦСП -- центральный сборный пункт

За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии на ее транспортировку. Однако система сбора имеет ряд существенных недостатков:

• для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти;

• при увеличении вязкости жидкости (за счет увеличения обводненности, например) или дебита скважин система требует реконструкции;

• возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности, из-за низких скоростей движения

• потери углеводородов при данной системе сбора достигают 2 ... 3 % от общей добычи нефти из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газов 2-й ступени сепарации .

• По этим причинам самотечная двухтрубная система сбора и настоящее время существует только на старых промыслах.

Высоконапорная однотрубная система сбора (Рисунок 5.2) предложена в Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин за счет высоких (до 6 ... 7 МПа) устьевых давлений . на расстояние в несколько десятков километров.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты и отказаться от сооружения участковых сборных пунктов . Благодаря этому достигается сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Рис.22. 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

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место массовый расход жидкости и газа и значительные пульсации давления . Это нарушает устойчивость трубопроводов, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб,.

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

Напорная система сбора (Рисунок 5.3), разработанная институтом Гипровостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более.

Рис.23.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

Продукция скважин сначала подается 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 бескомпрессорным способом. Затем нефть 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.

Применение напорной системы сбора позволяет:

• сконцентрировать на ЦСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;

• уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы. применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование;

• благодаря отказу от строительства на территории газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления и промысла компрессорных станций снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора;

• вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей растворенный газ увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты мощности на перекачку.

• Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождений для использования ее в системе поддержания пластового давления.

Список использованной литературы:

1. Лутошкин Г.С. «Сбор и подготовка нефти, газа и воды»

2. В. Х. Шаймарданов «Процессы и аппараты технологий сбора и подготовки нефти и газа на промыслах» Москва 2013г.

3. Пронин Сергей «Промысловый сбор и подготовка нефти, воды и газа»

4. Промысловая подготовка нефти, Тронов В.П., 2000.

Размещено на Allbest.ru