Двухтрубная самотечная система сбора
При самотечной системе сбора нефть от устьев скважин транспортируется по выкидным линиям до сборных пунктов за счет давления, создаваемого разностью геодезических отметок. При самотечной системе сбора объем продукции каждой отдельной скважины можно измерить как в индивидуальных, так и в групповых замерно-сепарационных установках.
На рис.1.1,а показана схема индивидуальной замерно-сепарационной установки (ИЗУ) самотечной системы, а на рис. 1.1,б – групповая замерно-сепарационная установка (ГЗУ). На рис. 1.2,а,б показаны оборудование и приборы, используемые соответственно в индивидуальных и групповых замерно-сепарационных установках самотечной системы сбора нефти, газа и воды.
Индивидуальная замерно-сепарационная установка самотечной системы сбора (рис. 1.1,а) работает следующим образом. Нефть и газ от скважин поступают в ИЗУ 2, расположенную в непосредственной близости от устья скважин 1. Отделившиеся от газа в ИЗУ нефть и вода поступают в самотечные выкидные линии 4, а затем в участковые негерметизированные резервуары 5 сборного пункта СП. Из резервуаров 5 нефть забирается насосом 6 и подается по сборному коллектору 7 в сырьевые резервуары УПН 8. При соответствующем рельефе местности иногда сборный коллектор 7 также делают самотечным. Отстоявшаяся от нефти вода в резервуарах 5 сбрасывается в канализацию или вместе с нефтью (в виде эмульсии) транспортируется до сырьевых резервуаров УПН 8. Отсепарированный от нефти газ в трапе ИЗУ 2 под собственным давлением транспортируется по сборному газопроводу 3 на ГПЗ (если он имеется) или на КС (если площадь месторождения большая), которая подает его также на ГПЗ или на собственные нужды промысла.
Рис. 1.1. Схема самотечной двухтрубной системы сбора нефти: а – индивидуальная замерно-сепарационная установка (ИЗУ): 1 – скважины; 2 – индивидуальные замерные установки (ИЗУ); 3 – газопроводы; 4 – выкидные самотечные линии; 5 – участковые негерметизированные резервуары; 6 – насос; 7 – сборный коллектор; 8 – сырьевые резервуары; б – групповая замерно-сепарационная установка (ГЗУ): 1 – скважины; 2 – выкидные самотечные линии; 3 – групповая замерная установка; 4 – сборный самотечный коллектор; 5 – участковые негерметизированные резервуары; 6 – насос; 7 – сборный коллектор; 8 – сырьевые резервуары; 9 – сборный газопровод
ГЗУ самотечной системы сбора 3, в отличие от ИЗУ, располагается вдали от скважин 1 (см. рис. 1.1, б) и работает следующим образом. Нефть, газ и вода, добываемые из скважины 1, по выкидным самотечным линиям 2 длиной от 1 до 2 км направляются под давлением на устьях скважин на ГЗУ 3, где они разделяются и измеряются их объемы. После ГЗУ 3 нефть и вода по сборному самотечному трубопроводу 4 поступают в участковые негерметизированные резервуары 5 сборного пункта, а из них насосом 6 подаются по сборному коллектору 7 в сырьевые резервуары 8 (УПН). Отсепарированный в трапах газ на ГЗУ 3 под собственным давлением по сборному газопроводу 9 транспортируется на ГПЗ (если он имеется) или на компрессорную станцию КС. К сборному газопроводу 9 можно подключить несколько ГЗУ 3.
На рис. 1.2, а представлена самотечная схема индивидуально-замерной сепарационной установки ИЗУ, а на рис. 1.2, б – групповая замерно-сепарационная установка ГЗУ.
На индивидуально-замерной сепарационной установке (рис. 1.2, а) в непосредственной близости от скважины монтируется трап 1 и на основнии 7 мерник 2, служащий для измерения количества нефти и воды, поступающих из скважины. При гористой местности мерник 2 можно устанавливать на поверхности земли, а при ровной местности – на высоком основании 7, создающем условия для движения нефти и воды по самотечной выкидной линии 8 к участковому сборному пункту промысла.
На групповую замерную установку 3 (рис. 1.2, б) в отличие от ИЗУ поступает продукция нескольких скважин, которая через распределительную батарею 2 направляется в трап первой ступени 3, а из него перепускается в трап второй ступени 4. Газ, выделившийся из нефти в трапе 3, в котором поддерживается давление до 0,6 МПа, проходит регулятор давления "до себя" 10 и направляется в общую газосборную сеть 9 (см. рис. 1.1,б). Газ, выходящий из трапа второй ступени 4, обычно используется для отопления или сжигается в факелах. Объемы нефти и воды, поступающие от отдельных скважин на ГЗУ, измеряются путем переключения задвижек на распределительной батарее 2 в замерном трапе 8 или мернике 6, а газа – при помощи диафрагмы 9 и самопишущего прибора.
Анализ работы самотечной системы сбора нефти как с индивидуальным, так и групповым замерно-сепарационным оборудованием приводит к следующим выводам.
Рис. 1.2. Схема замерно-сепарационной установки самотечной системы сбора нефти: а – индивидуальная замерно-сепарационная установка: 1 – трап (сепаратор); 2 – мерник; 3 – регулятор уровня; 4 – предохранительный клапан; 5 – регулятор давления "до себя"; 6 – заглушка для пропарки выкидной линии и трапа от парафина; 7 – основание для мерника; 8 – выкидная самотечная линия; б – групповая замерно-сепарационная установка: 1 – выкидные линии; 2 – распределительная батарея; 3 – трап первой ступени; 4 – трап второй ступени; 5 – самотечный коллектор; 6 – мерник; 7 – регулятор уровня; 8 – замерный трап; 9 – замерная диафрагма; 10 – регулятор давления "до себя"
1. Самотечные нефтепроводы (рис. 1.1, поз. 2, 4) работают за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок в начале и в конце нефтепровода, поэтому мерник 2 (рис. 1.2, а) должен быть поднят над уровнем земли, а в условиях гористой местности необходимо выбрать соответствующую трассу нефтепроводов, чтобы обеспечить нужный напор, а, следовательно, и их пропускную способность.
2. При самотечной системе необходимо осуществлять глубокую сепарацию нефти от газа для предотвращения возможного образования в нефтепроводах газовых "мешков", существенно снижающих пропускную способность нефтепроводов.
3. Самотечные выкидные линии и сборные коллекторы не рассчитаны на увеличение дебитов скважин или сезонные изменения вязкости нефти в связи с их ограниченной пропускной способностью.
4. В самотечных системах скорость потока жидкостей низкая, поэтому происходит отложение механических примесей, солей и парафина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов, а, следовательно, уменьшается и их пропускная способность.
5. Потери нефти от испарения легких фракций и газа при самотечной системе достигают 3% от общего объема добычи нефти. Основные источники потерь нефти при самотечной системе сбора нефти – негерметизированные мерники и резервуары, устанавливаемые у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках.
6. Самотечные системы сбора нефти трудно поддаются автоматизации.
7. При самотечной системе сбора нефти требуется большое количество обслуживающего персонала (операторов, лаборантов).
Преимущество самотечной системы сбора нефти, газа и воды – сравнительно точное измерение объемов продукции каждой скважины, осуществляемое при помощи мерников или трапов, и газа – при помощи расходомера. Перечисленные недостатки самотечной системы сбора нефти, газа и воды настолько существенны, что на новых промыслах она не используется, а на старых площадях реконструируется.
Рассмотрим принцип действия различных герметизированных высоконапорных систем сбора нефти, газа и воды.
Имеется несколько разновидностей высоконапорных герметизированных систем сбора и подготовки нефти. При разработке и проектировании высоконапорных герметизированных систем сбора и подготовки нефти необходимо учитывать: 1) величину и расположение нефтяного месторождения; 2) рельеф местности; 3) физико-химические свойства нефти и пластовой воды; 4) местонахождение месторождения (суша или море). В зависимости от этих факторов используется та или иная герметизированная система сбора подготовки нефти.
1.2.2 Герметизированные системы сбора, зависящие от величины и расположения нефтяного месторождения
Нефтяные месторождения по площади можно подразделить на большие (30х60 км), средние (10х20 км) и малые (до 10 км2). Месторождения могут быть вытянутыми (рис. 1.3, а), иметь круглую (рис. 1.3, б) или эллиптическую (рис. 1.3, в) форму. В зависимости от площади и формы нефтяного месторождения система сбора нефти, газа и воды может существенно изменяться.
На рис. 1.3, а показана схема расположения трубопроводов, оборудования и установок подготовки нефти, воды и газа для месторождений, имеющих большую площадь и сильно вытянутую форму; на рис. 1.3, б приведена схема для месторождений, имеющих небольшую площадь и близкую к кругу форму, а на рис. 1.3, в – большую площадь и эллиптическую форму. Анализ этих схем показывает, что набор трубопроводов, оборудования и установок один и тот же, но расположены они по-разному. Поэтому опишем только схему движения нефти, газа и воды от скважин до потребителя, приведенную на рис. 1.3, в.
Продукция эксплуатационных скважин 1, под собственным давлением направляется в выкидные линии 2, а из них – в АГЗУ "Спутник" 3. В "Спутнике" 3 по очереди измеряются количества нефти, газа и воды, получаемые от
Рис. 1.3.Схема герметизированной однотрубной, высоконапорной системы сбора нефти, газа и воды. Месторождение: а – большое по площади, сильно вытянутое; б – малое по площади и близкое по форме к кругу; в – большое по площади и близкое по форме к эллипсу. 1 – эксплуатационные скважины; 2 – выкидные линии; 3 – АГЗУ "Спутник"; 4 – сборный коллектор; 5 – УПВ; 6 – УПН; 7 – автоматизированная замерная установка товарной нефти; 8 – КНС; 9 – нагнетательные скважины; 10 – коллектор товарной нефти; 11 – парк товарных резервуаров; 12 – головная насосная станция; 13 – магистральный нефтепровод; 14 – сборный газопровод; 16 – дожимная насосная станция (ДНС)
каждой подключенной скважины, затем эта продукция смешивается и направляется в сборный коллектор 4. Из сборного коллектора 4, также под собственным давлением, нефть, газ и вода поступают в сепараторы первой ступени, смонтированные на площадке ДНС 16. Газ из сепараторов ДНС по газопроводу 14 подается на ГПЗ 15, а нефть и вода насосами по сборному коллектору 4 направляются на УПН 6, находящуюся на значительном расстоянии от ДНС (10 – 20 км). На УПН 6 окончательно разделяются нефть, газ и вода. Вода с УПН 6 поступает па УПВ 5, из которой насосами подается на кустовую насосную станцию КНС 8. Насосы высокого давления 8 нагнетают отделенную от нефти воду в нагнетательные скважины 9. Газ с УПН 6 подается по сборному газопроводу 14 на ГПЗ 15, а товарная нефть направляется через автоматизированную замерную установку 7 сначала в трубопровод товарной нефти 10, а из него в парк товарных резервуаров 11. Из товарных резервуаров нефть подается на прием насосов головной насосной станции 12, а оттуда – в магистральный нефтепровод 13. Если товарная нефть, проходящая через замерную установку 7, окажется некондиционной (завышенное содержание солей или воды), то она будет снова подана на УПН.
1.2.3 Герметизированные системы сбора нефти, зависящие от рельефа местности
Если рельеф местности месторождения ровный, то систему сбора продукции скважин принимают аналогичной системам, приведенным на рис. 1.3. Если же рельеф местности месторождения гористый, или всхолмленный, то в этом случае существенным изменениям подвергается трубопровод для сбора добываемой продукции (рис. 1.3, а, б, в, поз.4)
Чаще всего рекомендуется вместо одного трубопровода большого диаметра укладывать два трубопровода меньшего диаметра равновеликих по площади большому. Это важно для получения высоких скоростей потоков (1,5 – 2,5 м/с), предотвращающих образование в повышенных местах рельефа местности так называемых "газовых мешков", которые приводят к значительным пульсациям давления в системе сбора и к срыву нормального режима работы сепарационных установок, УПН и УПВ (рис.1.4).
Рис.1.4.Схема герметизированной двухтрубной высоконапорной системы сбора нефти, газа и воды для сильно гористой (всхолмленной) местности. 1 –16 см. обозначения на рис. 1.3.
В трубопроводе большого диаметра (рис. 1.5.) вследствие пониженной скорости потока (0,2 – 0,3 м/с) в повышенных местах газ выделяется из жидкости (сепарация), а в трубопроводе малого диаметра вследствие большой скорости потока выделения газа из жидкости в повышенных местах местности не происходит.
Рис. 1.5. Поток газожидкостной смеси в сборном коллекторе большого и малого диаметра
1.2.4 Герметизированные системы сбора парафинистой нефти
Нефти по содержанию парафинов по массе классифицируются на:
- малопарафинистые – не менее 1,5 %
- парафиновые –от 1,5 до 6%
- высокопарафинистые – более 6%
Высокопарафиновые нефти с содержанием парафина 25% и выше при незначительной потере теплоты в процессе добычи быстро теряют подвижность. Так, например, нефть Узеньского месторождения, содержащая более 25% смол и парафина, при температуре 30 0С теряет свою текучесть. Для сбора и подготовки такой нефти к транспортировке приходится устанавливать на нефтепроводах путевые подогреватели различных конструкций
На рис. 1.6 приведена герметизированная схема сбора высокопарафиновой нефти с прежними цифровыми обозначениями оборудования и установок (см. рис. 1.3, в) кроме буквы П, обозначающей места установки путевых подогревателей.
Рис. 1.6. Схема герметизированной системы сбора парафинистой нефти: П1, П2, П3 – соответственно путевые подогреватели на выкидных линиях, сборных коллекторах и магистральном нефтепроводе; 1 – 16 см. обозначения рис. 1.3
Путевые подогреватели, как правило, устанавливаются на выкидных линиях 2 (П1), на сборных коллекторах 4 (П2) и на магистральных трубопроводах 13 (П3). На магистральных трубопроводах 13 путевые подогреватели П3 устанавливают через каждые 100 – 150 км трассы. По тепловой мощности путевые подогреватели П1 < П2 < П3.
1.2.5 Герметизированные системы сбора нефти на морских месторождениях
Для бурения скважин, сбора и подготовки нефти, газа и воды к транспортированию на морских месторождений строят морские основания с надводными эстакадами и приэстакадными площадками. С площадок бурят скважины, а эстакады, соединяющие эти площадки, служат основанием для строительства дорог, по которым движется транспорт, а также обслуживающий персонал этих площадок. В зависимости от назначения морские основания и площадки могут предназначаться для одной скважины (индивидуальные), а также для группы скважин (кустовые).
При разработке морских месторождений с целью экономии средств на сооружение площадок применяют в основном многоствольное наклонно-направленное бурение скважин.
Сущность разработки и эксплуатации морских месторождений эстакадным способом заключается в том, что на разведанной залежи сооружают металлические или железобетонные эстакады с прилегающими к ним приэстакадными площадками для бурения и эксплуатации скважин, сбора и подготовки нефти, газа и воды, а также для других производственных, административных и культурно-бытовых объектов.
Эстакады бывают двух типов: 1) прибрежные, расположенные вблизи от берега и имеющие с ним надводную связь; 2) открытые морские эстакады, расположенные вдали от берега и не имеющие с ним надводной связи.
Для прибрежных морских месторождений система сбора нефти, газа и воды весьма проста и заключается в подаче их по выкидным линиям, проложенным по эстакаде, на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), расположенные на суше. От АГЗУ нефть, газ и вода по одному или двум сборным коллекторам транспортируются на УПН.
На рис. 1.7 приведена герметизированная система сбора нефти газа и воды для прибрежных морских месторождений, a на рис. 1.8 – для морских месторождений, расположенных вдали от берега.
Рис. 1.7. Схема герметизированной системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вблизи от берега. 1– 15 - см. обозначения рис. 1.3
Морские месторождения разбуриваются наклонными скважинами с приэстакадных площадок. Число скважин на приэстакадной площадке (кусте) может изменяться от 4 до 6.
На прибрежных морских месторождениях расположение нефтепроводов, оборудования и установок практически не отличается от схемы, описанной выше (см. рис. 1.3, в и рис. 1.4).
Сбор нефти, газа и воды на морских месторождениях, удаленных от берега, проводится следующим образом (см. рис. 1.8). Нефтегазовая смесь из скважин 1 под собственным давлением подается в короткие выкидные линии 2, из которых направляется в автомат, понижающий устьевое давление (АПУД) 3. Из АПУД нефть и вода по сборным коллекторам 4, проложенным по морскому дну, поступают на нефтесборный пункт (НСП) в сырьевые резервуары 5. Из сырьевых резервуаров 5 НСП нефть и вода могут транспортироваться на сушу или при помощи нефтеналивных судов, или, как показано на рис. 8, сначала сырьевым насосом 6 по сборному нефтепроводу 10 на УПН 11. На УПН 11 нефть отделяется от воды и газа: вода направляется на УПВ 13, а газ – на собственные нужды. С УПВ 13 вода поступает на КНС 14, откуда центробежными насосами высокого давления подается в нагнетательные скважины 19. Товарная нефть, обезвоженная и обессоленная на УПН 11, через автоматизированную замерную установку 12 по нефтепроводу 15 подается в товарные резервуары 16. Из товарных резервуаров 16 нефть забирается насосами головной насосной станции 17 и по нефтепроводу 18, проложенному по морскому дну, подается на НПЗ.
Рис. 1.8.Схема герметизированной системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега
Газ из сепараторов, установленных на приэстакадных площадках, идет на ДКС 7, затем по подводному газопроводу 9 также подается на сушу.
В начальной стадии разработки морского нефтяного месторождения, когда нефть практически необводнена, экономически выгодно транспортировать ее на сушу из сырьевых резервуаров 5 при помощи нефтеналивных судов. По мере разработки таких месторождений, когда вместе с нефтью на поверхность извлекается значительное количество пластовой воды, нефть необходимо обезвоживать и обессоливать непосредственно на месторождении, а отделенную от нефти воду закачивать в нагнетательные или специально пробуренные поглощающие скважины.
Преимущества рассмотренных герметизированных систем сбора нефти, газа и воды следующие.
1. Полное устранение потерь легких фракций нефти, доходящих до 3% от объемов добычи нефти в негерметизированных системах.
2. Значительное уменьшение возможности образования и отложения парафина на стенках труб.
3. Снижение металлоемкости системы.
4. Сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание системы.
5. Возможность полной автоматизации сбора, подготовки и контроля за качеством товарной нефти.
6. Возможность в некоторых случаях транспортировки нефти, газа и воды по всей площади месторождения за счет давлений на устьях скважин.
Однако указанные системы сбора и подготовки нефти имеют и некоторые недостатки, основные из которых: 1) невысокая пока точность измерения дебита нефти и воды по отдельным скважинам, осуществляемая при помощи автоматов, установленных на установках "Спутник"; 2) повышение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при глубиннонасосной эксплуатации скважин; 3) преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержании высокого давления на устье, так как потенциальная энергия сжатого газа используется неполностью; 4) при бескомпрессорном и компрессорном способах добычи нефти – необходимость увеличения подачи газа в затрубное пространство (на 20 – 40%) для подъема одного и того же количества нефти, если давление на устье скважин вместо обычных 0,3 – 0,4 МПа поддерживать на уровне 1,0 – 1,5 МПа.
Например, если считать процесс расширения газа в скважине при движении его от забоя к устью изотермическим, то формулу для энергии свободного газа можно записать следующим образом:
где R0 – газовый фактор, приведенный к нормальным условиям, м3/т; р0 – давление при нормальных условиях, Па (р0=760 мм рт. ст., t=0 0С); рзаб, руст – соответственно давление на забое и на устье, Па.
Из формулы видно, что чем ниже устьевое давление, тем больше энергия расширяющего газа. Поэтому при фонтанном и бескомпрессорном способах добычи нефти на устьях скважин целесообразно поддерживать пониженное давление.
Дата добавления: 2016-03-27; просмотров: 5435;