4. техническая часть

    4.1. Общие сведения 

   Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенных для сбора продукции  отдельных скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды.

   Единой  универсальной системы сбора  нефти, газа и воды не существует, т.к. каждое месторождение имеет свои особенности: размеры, формы, рельеф местности, природно-климатические условия, сетку  размещения скважин, способы и объемы нефти, газа и воды, физико-химические  свойства пластовых жидкостей и т.д.

   Любая система сбора нефти, газа и воды должна обеспечить возможность осуществления  следующих операций:

• измерение продукции каждой скважины;
• транспортировка продукции скважин за счет энергии пласта или насосов до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды;
• отделение газа от нефти и транспортировка его до пункта подготовки или до потребителя;
• отделение свободной воды от продукции скважин до установок подготовки нефти (в случае добычи обводненной нефти);
• раздельный сбор и транспорт продукции скважин, существенно отличающейся по обводненности или физико-химическим свойствам;
• подогрев продукции скважин, если невозможно ее собирать и транспортировать при обычных температурах.

   Системы сбора нефти и газа постоянно  совершенствуются.

   Организация крупных централизованных сборных пунктов значительно упрощает схемы нефтегазосбора отдельных промыслов и создает благоприятные условия для их объединения в более крупные административно-хозяйственные единицы. Разделение нефти и газа и соответствующая их обработка на крупных централизованных пунктах более выгодны, чем на разбросанных мелких объектах. Такая централизация позволяет снизить потери легких фракций нефти, улучшить подготовку нефти, осуществить более глубокую переработку газа и обеспечить максимальное извлечение сырья для химической промышленности.

   Разработан  ряд принципиально новых герметизированных систем нефтегазосбора, в основу которых положен прогрессивный метод совместного транспорта нефти и газа как в двухфазном, так и однофазном состояниях (транспорт газонасыщенной нефти) на большие расстояния, измеряемые десятками километров, под давлением, достигающим 70*10⁵ н/м² (Па). Это позволило значительно улучшить технико-экономические показатели нефтепромыслового хозяйства в целом.

     4.2. Система сбора  продукции скважин  в Западной Сибири

 

   Месторождения Западной Сибири отличаются следующими особенностями:

• высокие темпы роста обводненности нефти;
• заболоченность территории;
• кустовой способ бурения скважин;
• невысокие давления на устьях скважин.

   Эти особенности обусловили применение линейной напорной герметизированной системы нефтегазосбора. Продукция скважин поступает на групповую замерную установку (ГЗУ) типа «Спутник», которую монтируют непосредственно на кусте скважин и с помощью которой периодически автоматически измеряется дебит каждой скважины. Как правило, используют «Спутник–Б», позволяющий измерять раздельно обводненную и необводненную нефть и направлять ее в две разные по диаметру нефтесборные линии. После ГЗУ продукция скважин по общему коллектору подается на сборный пункт.

   Сборные пункты функционально подразделяются на центральные сборные пункты (ЦСП), дожимные насосные станции (ДНС) и комплексные  сборные пункты (КСП).

   На  ЦСП сырая нефть проходит полный цикл обработки, включающий двух- или трехступенчатую сепарацию, обезвоживание и обессоливание. Нефтяной газ, отделяемый от нефти при сепарации, подается на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а пластовая вода, отделяемая на установке подготовки нефти, входящей в состав ЦСП, проходит очистку на очистных сооружениях, также входящих в состав ЦСП, и поступает в систему поддержания пластового давления (ППД).

   Дожимные  насосные станции предназначены  для сообщения дополнительной энергии жидкой продукции скважин, чтобы подать ее на ЦСП в тех случаях, когда расстояние от кустов скважин и ГЗУ велико и устьевого давления не достаточно для транспортирования газожидкостной смеси. На ДНС проводят первую ступень сепарации при давлении 0.3 – 0.8 МПа, обусловленном гидравлическими потерями при транспорте, а также давлением, которое должно поддерживаться в конце газопровода, в частности перед ГПЗ, для его нормальной работы. После сепарации жидкость поступает на прием насосов, а отделившийся нефтяной газ под собственным давлением направляется на ГПЗ.

   Комплексные сборные пункты отличаются от ДНС  тем, что на них ведут не только первую ступень сепарации, но и обезвоживание  нефти. В настоящее время в  связи с высокой обводненностью продукции на одной площадке с ДНС или отдельно монтируются установки предварительного сброса воды (УПСВ). Т.е. на КСП полностью подготавливают нефть в газонасыщенном состоянии.

   В одном из новых вариантов обустройства нефтяных месторождений реализуется  принцип децентрализации системы сбора и подготовки воды. При этом на территории месторождений создаются локальные пункты сбора продукции скважин (микро-ДНС) с кустов-сателлитов. Схема сбора нефти и закачки воды представлена на рисунке 4.1. На микро-ДНС осуществляются: предварительное обезвоживание нефти; осушка попутного нефтяного газа; подготовка и закачка воды в нагнетательные скважины; утилизация всех промышленных и дождевых стоков.

   Транспорт продукции до центральной ДНС  осуществляется в виде малообводненной  нефти (максимальное содержание воды до 5 %), что резко снижает опасность разрушения трубопровода перекачки нефти вследствие внутренней коррозии. Газ под собственным давлением поступает на центральную ДНС и затем на ГПЗ. 

   

   Рис. 4.1. — Схема сбора нефти и закачки воды с использованием микро-ДНС

   НВГ — продукция скважин; НГ — нефтегазовая смесь; В — вода  в нагнетатепьные скважины; Н — нефть в ЦТП; Г — газ на ГПЗ 

   На  ЦДНС предусматривается выполнение следующих технологических операций: сепарация нефти и ее перекачка, осушка газа, а в зимнее время и отбензинивание.

   4.3. Принципиальная схема  сбора и подготовки  нефти, газа и  воды

 

   Технологическая модель современной системы сбора  промысловой продукции, транспорта и подготовки нефти и воды состоит из девяти элементов, которые представлены на рисунке 4.2.

   Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.

   Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной  водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды.

   Элемент 3. ДНС — газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации. 

   

   Рис. 4.2. — Схема сбора и подготовки продукции на промысле

   1 — продуктивный пласт; 2 — насос; 3 — НКТ; 4 — обсадная колонна; 5 — устье добывающей скважины; 6 — ГЗУ; 7 — КНС; 8 — УПСВ; 9 —  ДНС; 10 — газосборная сеть; 11 —  нефтесборный коллектор; 12 — УКПН; 13 — узел подготовки воды; 14 — нагнетательный трубопровод; 15 — обсадная колонна нагнетательной скважины; 16 — НКТ; 17 — пакер; 18 — пласт 

   Элемент 4. ДНС — УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».

   Элемент 5. ДНС — установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества.

   Элемент 6. УПСВ – КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.

     Элемент 7. УКПН — установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к. одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая – для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка.

   Элемент 8. Установка подготовки воды — КНС. Вся водная фаза (как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.

   Элемент 9. КНС — нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.

   Технологические схемы процессов подготовки нефти  выбирают в зависимости от физико-химических свойств продукции скважин.

Таблица 4.1.

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

5. Специальная часть

5.1. Анализ системы сбора на Убинском месторождении

   Проектом  № 890 Гипротюменнефтегаза на обустройство Убинского месторождения предусматривалась  и реализована напорная герметизированная  система с раздельным сбором и транспортом  безводной и обводненной нефти с осуществлением первой ступени сепарации на дожимных насосных станциях и дальнейшей сепарации на Шаимском ЦПС.

   Продукция скважин месторождения под устьевым давлением поступает на групповые замерные установки и далее, после замера дебита - на Убинскую ДНС. После предварительного отбора газа осуществляется первая ступень сепарации под давлением 0.28  МПа. Дальнейшая сепарация осуществляется в буферной емкости объемом 200 м³ под давлением 0.15   МПа. Сюда же поступает газожидкостная смесь с Даниловской ДНС и часть продукции месторождений, работающих на Ловинский ЦПС.  Из буферной емкости жидкость поступает на прием насосов ЦНС-300-480 насосной внешней перекачки,. а затем по напорному нефтепроводу “ЦПС Ловинка -ТХУ” транспортируется на термохимическую установку. Функцию установки предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) выполняют два резервуара РВС-700 (емкостью 700 м³ каждый). Подтоварная вода с УПСВ насосом ЦНС 300-360 подается на прием насосов БКНС-15. Отсепарированный газ  Убинской ДНС  сжигается на факеле, несмотря  на потребности трех котельных месторождения 3-4 млн.м³ газа в год. Этот объем газа (отбензиненного и осушенного) поступает из газопровода “Красноленинский ГПЗ - Сухой бор”. 

   5.2. Совершенствование системы сбора и подготовки продукции 

   В ближайшем будущем система сбора  и подготовки продукции  месторождения  может развиваться по двум различным  направлениям:

   - с применением многофазных насосов,  которые позволяют при минимальных затратах  электроэнергии перекачивать стопроцентные жидкость, газ и газожидкостные смеси любой концентрации. При этом многофазный насос (в отличие от ЦНС) не увеличивает вязкость перекачиваемой среды, поскольку не нарушает структуры потока. Это позволяет снизить давление в напорном нефтепроводе и исключить изменения давления, сопровождающие режимы откачки и накопления жидкости, что положительно сказывается на надежности и долговечности трубопровода. Автоматика насосных агрегатов поддерживает постоянное давление на приеме насосов благодаря преобразователю частоты вращения электродвигателя. Снижение давления в нефтесборах и поддержание постоянного давления повышает долговечность работы глубиннонасосного оборудования, уменьшает утечки через СУСГ, что улучшает экологическую обстановку на месторождении. Возможность транспорта газа совместно с жидкостью позволяет экономить на сооружении газопровода. Утилизация сернистого газа значительно снижает вредное воздействие на окружающую среду. Область применения многофазных насосов в системе сбора практически не ограничена. Кроме автономной работы многофазных насосных агрегатов “из трубы в трубу” возможно модернизировать существующие ДНС. Чтобы обеспечить необходимое давление в напорном трубопроводе обычно устанавливают ЦНС повышенной подачи, что приводит к частым пускам и остановкам насосов, а также к преждевременному их выходу из строя. В то же время эти насосы взбивают мелкодисперсную устойчивую высоковязкую эмульсию, что еще более усложняет перекачку продукции скважин  по трубопроводу. Нередки случаи, особенно в зимнее время, когда продукция скважин в сепараторах не успевает расслаиваться на газ и жидкость, поэтому на прием насосов попадает газированная нефть, пена или газ, что неизбежно приводит к срыву подачи. Замена ЦНС многофазным насосом исключит указанные недостатки.