что понимается под системой сбора нефти газа и воды
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Системы сбора и подготовки нефти и газа
Существующие системы сбора и подготовки нефти и газа.
Наиболее типовые системы сбора и транспорта продукции нефтяных скважин: самотечная, Бороняня – Везирова, высоконапорная, Гипровостокнефти и лучевая.
Самотечная система (рис.1)
– движение продукции скважины происходит под влиянием гравитационных сил, т.е. геометрической разности высот начальных и конечных пунктов ее сбора.
Сущность самотечной системы заключается в следующем.
Система Ф.Г. Бороняна – С. А. Везирова (рис.2)
Предусматривает совместный сбор продукции нефтяных скважин независимо от способа эксплуатации ( фонтанный, насосный, компрессорный) до нефтесборного пункта под давлением на устье 0,5 –0,6 Мпа, которая затем направляется по выкидным линиям в общие сборные коллекторы.
Высоконапорная система с централизованной многоступенчатой сепарацией (грозненская).
Отличительная особенность этой системы заключается в совместном сборе и транспорте продукции скважин на несколько десятков километров под давлением 6-7 Мпа.
При этой системе продукция скважины под действием устьевого давления через групповую сепарационно-замерную установку ГСЗУ (при необходимости)
Газ из сепараторов I ступени после охлаждения направляется в газопровод и до мест потребления транспортируется под воздействием собственного давления, а газ последующих ступеней поступает на газоперерабатывающий завод ГПЗ. В зависимости от конкретных условий предусматривают различное число групповых сепарационно-замерных установок ГСЗУ.
Применяют также высоконапорную систему с централизованной одноступенчатой сепарацией на отдельных месторождениях при окончательной сепарации на нефтегазовом комплексе НГК (рис.3.1). По этой схеме продукция скважины под действием устьевого давления поступает на ГСЗУ (в случае необходимости) и дальше по сборному коллектору на центральную сепарационную установку ЦСУ. Здесь происходит одноступенчатая сепарация высокого давления до 6 Мпа. Отделившийся в сепараторе газ направляется в газопровод для реализации, а остальная продукция под давлением сепарации транспортируется на нефтегазовый комплекс НГК, обслуживающий несколько месторождений.
ступеней сепарации подается на ГПЗ, а нефть после установки подготовки нефти УПН – в товарный парк ТП- и далее – на НПЗ.
Система Гипровостокнефти
предусматривает однотрубный транспорт продукции скважины до участковых сепарационных установок, расположенных на расстоянии до 7км от скважин, и транспорт нефтегазовой смеси до центрального нефтесборного пункта ЦНСП на расстояние до 100 км и более (рис.4)
Сущность этой системы состоит в следующем:
ГПЗ или к другим потребителям, а нефть с оставшимся в ней растворенным газом транспортируется до центрального нефтесборного пункта ЦНСП, где осуществляется окончательная двухступенчатая сепарация газа.
Если ЦНСП расположен на значительном расстоянии от УСУ или рельефные условия неблагоприятные, перекачка нефтегазовой смеси от участковых сепарационных установок до ЦНСП осуществляется при помощи дожимных насосно- компрессорных станций, расположенных около УСУ.
Таким образом, буферное давление будет использовано только частично для подачи продукции от скважины до дожимной станции.
Лучевая система (рис.5)
Сущность ее заключается в следующем (рис.5). Продукция сважины по выкидным линиям направляется на групповую сепарационно-замерную установку ГСЗУ, которая рассчитана на обслуживание до ста скважин.
На этой установке замеряют компоненты продукции скважины и происходит первичная сепарация. Здесь же расположено насосное хозяйство для дальнейшего транспорта газонасыщной нефти на центральный нефтесборный
пункт и установку подготовки нефти. При этом замер, и первичная сепарация нефти осуществляется раздельно (для обводненной и необводненной нефти). С этой целью прокладывают два коллектора. Газ после первичной сепарации поступает в газосборный коллектор.
Эта система наиболее полно отвечает условиям месторождений Западной Сибири. Недостаток ее – наличие линейных сборных нефтепроводов и газопровода.
Таким образом, основными технологическими узлами всех перечисленных систем являются:
1. сепарационно-замерные установки для замера дебита нефти, газа и воды по каждой скважине;
2. сепарационные установки для разделения компонентов продукции скважины;
3. насосные станции для перекачки нефти внутри участка, месторождения и за их пределы;
4. компрессорные станции для перекачки газа до газоперерабатывающих заводов или к другим потребителям;
5. резервуарные парки для хранения нефти;
6. установки подготовки нефти для доведения ее до товарной продукции.
Все эти узлы соединены трубопроводами для транспортирования нефти и газа.
Способы защиты трубопроводов от наружной коррозии подразделяются на пассивные и активные.
Пассивные способы защиты предусматривают изоляцию наружной поверхности трубы от контакта с грунтовыми водами и от блуждающих электрических токов, которая осуществляется с помощью противокоррозионных диэлектрических покрытий, обладающих водонепроницаемостью, прочным сцеплением с металлом, механической прочностью. Для изоляции промысловых трубопроводов применяют покрытие на битумной основе и на основе полимеров.
Битумная мастика для покрытий содержит минеральный наполнитель или резиновую крошку для повышения ее вязкости в горячем состоянии и увеличения механической прочности покрытия.
Для повышения прочности и долговечности битумных покрытий используют бризол и стекловолокнистые материалы.
Покрытия на основе полимеров представляют собой полиэтиленовые и полихлорвиниловые пленки с применением клея. Ленту пленки наматывают на очищенный и загрунтованный трубопровод.
При длительной эксплуатации трубопроводов, защищенных только изоляционным покрытием, возникают сквозные коррозионные повреждения уже через 5-8 лет после укладки трубопроводов в грунт вследствие почвенной коррозии, так как изоляция со временем теряет прочностные свойства и ее трещинах начинаются интенсивные процессы наружной коррозии.
Способы предупреждения внутренней коррозии трубопроводов подразделяют на механические, химические и технологические.
К механическим способам относится покрытия внутренней поверхности трубопроводов различными лаками, эпоксидными смолами, цинко-силикатными покрытиями.
Химический способ – применение ингибиторов коррозии. Наиболее эффективные ингибиторы коррозии И-1-А и ИКСГ –1. Эффективность их защитного действия составляет 92-98%. В южных районах используют ингибитор корозиии ИКНС – АзНИПИнефть. Его эффективность составляет 95-98%. В промысловых условиях скорость коррозии определяют по образцам, вводимым в поток газоводонефтяной смеси. Расход ингибитора коррозии зависит от скорости коррозии.
Скорость коррозии, мм/год ….. До 0,55 0,55 – 1,1 1,1
Расход ингибитора, г/м 3 ….. 50-70 80-100 120-150
Кроме того, используют ингибиторы коррозии ОЭДФ, ПАФ, ИСБ-1.
Реагент ОЭДФ представляет собой фосфорорганическое соединение; это паста белого цвета, с содержание воды до 5%. Реагент не летуч, хорошо растворим в воде, спирте и других полярных растворителях, нерастворим в неполярных органических соединениях (бензин, керосин, солярка). При нагревании до 150 0 С реагент разлагается.
Реагент ПАФ – это вводный раствор темно- коричневого цвета, с содержанием основного вещества не менее 22%. Хорошо растворим в воде, нерастворим в органических растворителях и нефти. Оптимальная концентрация реагента в попутно добываемой пластовой воде 10-15 мг/л, в зависимости от интенсивности отложения солей. Ингибитор не взрывоопасен, негорюч, температура застывления ниже – 150С, его применяют для предупреждения отложения сульфата и карбоната кальция.
Реагент ИСБ-1 – бесцветный кристаллический порошок, хорошо растворим в воде, кислотах, щелочах, нерастворим в органических растворителях и нефти. Предупреждение отложений сульфата и карбоната кальция достигается при добавлении 1-5 мг/л ИСБ-1
Блочные автоматизированные установки для приготовления и дозировки деэмульгаторов и ингибиторов коррозии типа БР-2,5, БР-10, ИБР-25 могут быть использованы в любой точке трубопровода промысловой системы сбора и подготовки нефти на участке от скважин до установки комплексной подготовки нефти.
Дозировочным насосам непрерывно подают реагент в технологический трубопровод. Размер дозы регулируют вручную поворотом лимба регулировочного механизма. Установки оснащены центробежным вентилятором и шибером для обеспечения приточно-вытяжной вентиляции. Аппаратура системы контроля, управления и аварийной защиты установки смонтирована в отсеке системы контроля и управления.
Вопрос 1.5: Назначение и состав систем сбора.
Система сбора нефти, газа и воды должна обеспечивать:
измерение количества продукции, получаемой из каждой скважины:
максимальное использование пластовой энергии или энергии, создаваемой скважинными насосами, для транспортировки продукции скважин до пунктов ее подготовки:
сепарацию нефти и газа и подачу газа на пункты его подготовки или потребителям;
отделение от продукции скважин свободной воды;
раздельный сбор продукции скважин, существенно отличающейся по содержанию воды, физико-химическим параметрам, давлению и иным признакам, если смешение продукции нецелесообразно;
подогрев продукции скважин в случае невозможности ее сбора и транспорта при обычных температурах;
транспорт продукции от скважин к сборным пунктам;
доведение нефти до норм товарной продукции;
очистка и осушка нефтяного газа;
очистка и ингибирование пластовой воды.
Системы сбора и подготовки состоят из разветвленной сети трубопроводов, замерных установок, сепарационных пунктов, резервуарных парков, установок комплексной подготовки нефти, установок подготовки воды и газа, насосных и компрессорных станций.
Вопрос 1.6: Факторы, влияющие на выбор системы сбора нефти и газа.
-величина площади и конфигурация нефтяного месторождения;
-физико-химические свойства нефти, нефтяных эмульсий, нефтяного газа;
-климатические условия месторождения;
-устьевые давление и температура;
-изменение устьевого давления в процессе разработки;
-сетка расположения скважин и их число на каждом продуктивном горизонте;
-объемы добычи нефти, нефтяного газа и пластовой воды по каждому продуктивному горизонту;
-источники воды и электроэнергии;
-наличие железных и шоссейных дорог;
Имея все эти данные, проектная организация может запроектировать к внедрению одну из систем сбора нефти, нефтяного газа и пластовой воды.
Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды
Поступающую из скважин нефть и газ нужно очистить.
Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный нефтяной газ (ПНГ), твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).
Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод (МНП) подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.
На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти.
Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ).
От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой.
На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, ПНГ и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).
Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:
Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию МНП.
Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы:
Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание.
Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек).
Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты.
В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки.
В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый.
Сбор и внутрипромысловый транспорт скважинной продукции
Сбор и внутри промысловый транспорт скважинной продукции
Продукция нефтяных скважин представляет собой сложную смесь из нефти, газа, воды, взвешенных веществ. Эта продукция, поднятая на поверхность через рассредоточенные по площади месторождения скважины должна бытьь собрана и подготовлена к дальнейшему транспорту и переработке.
Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают всё оборудование и систему трубопроводов, построенные для сбора продукции отдельных скважин, доставки её до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦППН).
Единой, универсальной системы сбора не существует, так как каждое месторождение имеет свои особенности: природно-климатические условия, сетку размещения, способы и объём добычи нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей.
Основные факторами, учитываемыми при проектировании системы внутрипластового сбора (с учётом динамики обводнения месторождения), являются:
— начальное давление в системе сбора, группирование скважин
— взаимодействие с системами воздействие на залежь
— совместный раздельный сбор продукции скважин, выбор места сепарации газа, взаиморасположение узлов замера, сепарации, откачки
— выбор места создания центрального пункта сбора подготовки нефти, газа и воды, с учётом расположения месторождения в группе или нефтедобывающем районе
— совмещение систем промыслового сбора и транспортирования с процессами подготовки нефти
Для обоснования и проектирования рациональной системы сбора и предварительной подготовки продукции нефтяных скважин и выбора необходимого оборудования необходимы следующие исходные данные:
— состав и физико-химические свойства продукции скважин
— состав и производительность существующих сооружений
— план ввода новых нефтяных скважин и их дебит
— действующий фонд нефтяных скважин
— план добычи нефти, газа и воды по месторождению
— план развития мощностей на прирост объёмов добычи нефти, газа и воды
— расстояние от месторождений до центральных пунктов подготовки нефти, размеры месторождений, сетка скважин
— характеристика рельефных условий местности
— сумма геодезических подъёмов на 1 км трассы, природно-климатические условия и т.д.
Основные функции системы промыслового сбора:
— измерение продукции каждой скважины или при необходимости группы скважин
— транспортирование продукции скважин с использованием энергии нефтяного пласта или насосного оборудования при механическом способе добычи до пунктов подготовки, а при недостаточном давлении – с использованием ДНС
— сепарация нефти и газа под давлением, обеспечивающим дальнейший бескомпрессорный транспорт
— при добыче высокообводнённой нефти – отделение при сравнительно низких температурах основной массы воды с качеством пригодным для её закачки в пласт
— раздельный сбор и транспортирование до центральных нефтесборных пунктов продукции отдельных скважин, смешивание которой нежелательно
— устьевой и путевой подогрев продукции нафтяных скважин, если невозможен сбор и транспорт при обычных температурах
Продукция скважин по выкидным линиям поступает на замерную установку для определения дебита каждой отдельной скважины, далее на промежуточный сборный пункт или дожимную насосную станцию, откуда направляется на центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды. Товарная нефть перекачивается в товарные резервуары нефтепроводных управлений для дополнительного транспорта. Газ после соответствующей подготовки поступает потребителю или обратно на месторождение для подачи на газлифтные скважины. Отделившаяся вода после подготовки по водопроводу закачивается в продуктивные пласты или поглощающие горизонты. При разработке залежи, работающей на естественном режиме продукцию фонтанных скважин, имеющих на устье давление 0,6Мпа, предварительно пропускают через сепараторы высокого и среднего или только среднего давления откуда жидкость поступает на ГЗУ, а газ – на ГПЗ.
При разработке залежи механическим способом с поддержанием пластового давления отделившаяся вода закачивается в продуктивные горизонты, а выделившийся затрубный газ при помощи подвесных компрессоров подаётся в выкидные линии или его сбор осуществляется вакуум-компрессором
Все существующие системы сбора и транспорта продукции скважин подразделяются на негерметизированные самотёчные и герметизированные напорные.
Негерметизированные самотёчные системы
Продолжают эксплуатироваться на старых месторождениях. Движение жидкости в них осуществляется за счёт разности геодезических отметок. Продукция скважин замеряется в индивидуальных (ИЗУ) или групповых (ГЗУ) замерных установках.
ИЗУ располагается вблизи устья скважины. Нефть и вода, отделённые от газа поступают в самотёчные выкидные линии, а затем – в участковые негерметизированные резервуары сборного пункта (СП). Из них нефть забирается центробежными насосами и подаётся по сборному коллектору в сырьевые резервуары УПН. Отстоявшаяся вода утилизируется или транспортируется в виде эмульсии до сырьевых резервуаров. Газ под собственным давлением попадает на ГПЗ или на компрессорную станцию.
ГЗУ в отличие от ИЗУ располагается вдали от скважин. На неё поступает продукция нескольких скважин. Измерение дебита индивидуальных скважин по жидкости производят переключением задвижек на распределительной батарее в замерном трапе или мернике, а газа – при помощи диафрагмы и самопишущего прибора ДП-430
Отличительные способности самотёчных негерметизированных систем
— работа под напором, создаваемым разностью геодезических отметок в начале и конце трубопровода, поэтому мерник должен быть поднят, а в гористой местности необходимо изыскивать такую трассу, чтобы обеспечить нужный напор и пропускную способность
— при этой системе необходима глубокая сепарация нефти от газа для предотвращения образования газовых мешков, могущих существенно снизить пропускную способность нефтепроводов
— самотёчные выкидные линии не могут быть приспособлены к возможному увеличению дебитов скважин или к сезонным изменениям вязкости нефти и эмульсий в связи с их ограниченной пропускной способностью
— в самотёчных системах скорость потока жидкости низкая, поэтому происходит отложение механических примесей, солей, парафина и уменьшается пропускная способность
— потери нефти за счёт испарения лёгких фракций достигают 3% от общей добычи. Основными источниками потерь являются негерметизированные мерники и резервуары
— системы трудно поддаются автоматизации
— требует большого количества обслуживающего персонала
Принципиальная схема получения товарной нефти в НГДУ при различных режимах разработки.
С учётом этих принципов могут быть выделены три основные схемы обустройства месторождений:
— однотрубное транспортирование продукции скважин
— бескомпрессорное транспортирование газа и перекачка газонасыщенной нефти после предварительного сброса воды
— бескомпрессорное транспортирование газа и перекачка газонасыщенной обводнённой нефти
При однотрубном транспортировании рекомендуется держать давление на устье скважин:
На начальной стадии разработки целесообразно припенять раздельный сбор обводнённой и безводной продукции, т.к. отпадает необходимость деэмульсации всего добываемого объёма нефти. Раздельный сбор применяют и в случае нежелательности смешивания нефтей разных горизонтов с различным содержанием агрессивных компонентов.
Внутритрубная деэмульсация сокращает затраты на подготовку нефти за счёт не только предварительного сброса воды, но и применения технологии путевого обессоливания малообводнённой нефти.
Система сбора Бароянна – Везирова(1946г.)
Предусматривает однотрубный сбор с использованием энергии пласта до ГЗУ и далее по общему коллектору до участковых пунктов сбора где сепарируют нефть в две ступени и предварительно обезвоживают.
Газ I ступени отделяется при давлении 0,4-0,5МПа и транспортируется к потребителю за счёт давления в сепараторах или при помощи компрессоров.
Газ II ступени отделяется при давлении 0,1МПа; его отбирают вакуумными насосами, осушают и закачивают в напорный газопровод.
Деэмульгатор дозируют на устье, либо на ГЗУ, либо перед I ступенью сепарации. В сырьевые резервуары УПС поступает дегазированная обводнённая, обработанная деэмульгатором нефть; отстаивается и подаётся на УПН.
Ограничивает область применения необходимость строительства большого числа мелких пунктов сбора с резервуарным парком, НС и КС.
Высоконапорная Грозненская система сбора
Предусматривает транспортирование всей продукции под устьевым давлением 6-7МПа на большие расстояния, чем система Бароянна – Везирова.
Эмульсионную нефть с оставшимся растворённым газом и газоконденсатом по одному трубопроводу под собственным давлением транспортируют на ЦППН
Внедрение системы сдерживается из-за пульсаций давлений, приводящих к вибрации трубопроводов, возможным прорывам по сварным соединениям.
Напорная система сбора Гиировостокнефти
Основные отличительные особенности:
— ступенчатая сепарация нефти, причём I ступень проходит на групповых или участковых сепарационных установках при давлениях, достаточных для безкомпрессорного транспортирования газа до ГПЗ
— возможность транспортирования нефти с частью растворённого газа от сепараторов до ЦППУ за счёт давления сепараторов или,при больших расстояниях при помощи ДНС
— Расчётное определение уровня давления в системе сбора с учётом давления сепарации исходя из условий оптимального использования пластовой энергии как для добычи, так и для сбора
— II и III ступень сепарации как правило осуществляется на ЦППН
— Укрупнение пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды вплоть до одного ЦППН, обслуживающего группу промыслов, расположенных в радиусе 50-100км
— Недостаток системы – большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦППН и большой расход энергии и материалов на обратное транспортирование очищенной пластовой воды до месторождений для систем ППД
Системы сбора на месторождениях Западной Сибири
Специфика всех систем сбора в З.С. определяется кустовым способом разбуривания скважин. Сепарация в 2-3 ступени: I – при давлении 0,4-0,8МПа перед ДНС или на комплексных сборных пунктах (КСП). Газ после I стадии может транспортироваться на 100км и далее.
В зависимости от того, какие процессы идут на КСП системы сбора З.С. классифицируют в 2 группы:
— II группа – системы сбора, где на КСП проводят полное обезвоживание нефти и I ступень сепарации. На НКТ имеются аппараты (напорные) предварительного сброса, блочные или стационарные нагреватели и отстойники (электродегидраторы) для глубокого обезвоживания
В этих схемах горячую воду и деэмульгатор подают в трубопровод перед I ступенью сепарации. Частично обезвоженная нефть под давлением сепарации проходит блок нагрева, трубопровод каплеобразователь и окончательно обезвоживается в отстойниках. Затем потоки газонасыщенной обезвоженной нефти сливаются и подаются на ЦППН насосами. Здесь происходит сепарация II и III ступени и нефть подаётся в магистральные трубопроводы. Газ либо используется на собственные нужды, либо подаётся на ГПЗ.
Унифицированные технологические схемы сбора и подготовки РД 39-1-159-72
Разработаны Гиировостокнефтью и ВНИИСПТнефть на основании анализа и обобщения последних достижений и научных исследований в этой области.
В основе – совмещение в системе сбора гидродинамических и физико-химических процессов для подготовки продукции скважин, для её разделения в специальном оборудовании повышенной производительности при максимальном концентрировании основного оборудования по подготовке на ЦНСП. Это даёт возможность реализации мероприятий по комплексной автоматизации нефтепромысловых объектов с наименьшими капиталовложениями и эксплуатационными расходами.
Существует 2 варианта унифицированных систем сбора:
По 1 варианту I стадия сепарации и дожимная станция с предварительным обезвоживанием располагается на месторождении. Процесс предварительного обезвоживания проводится при давлении сепарации. Качество сбрасываемой воды необходимо обеспечить таким, чтобы оно удовлетворяло требованиям по закачке её в пласт, трещиновато-пористые коллекторы.
По 2 варианту на месторождении нет сброса воды, располагается лишь сепарационная установка с насосной откачкой.
При выборе варианта схемы учитываются следующие показатели:
— энергетические возможности месторождения в основной период разработки
— способ эксплуатации скважин
— физико-химические свойства нефти и нефтяной эмульсии
— рельеф местности, который характеризуется суммой геодезических подъёмов (параметр Sh)