1305

максимальная и минимальная температура воздуха, глубина про­ мерзания почвы;

10)структурная карта месторождения с контуром нефтеносности, водоносности и расположением скважин;

11)продвижение водо-нефтяного контакта и изменение обводнен­

ности скважин по годам;

12)источники воды, электроэнергии, наличие железных и шос­ сейных дорог;

13)топографическая карта.

§ 3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ РАЗЛИЧНЫХ СИСТЕМ СБОРА НЕФТИ И ГАЗА

И СХЕМ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ ИХ К ТРАНСПОРТУ

Для разработки рациональных проектов обустройства площадей нефтяных месторождений требуется, как отмечено в § 2 данной главы, знание многих переменных факторов, учесть которые в полной мере практически не представляется возможным. Поэтому проектная организация, разрабатывающая проект обустройства площади неф­ тяного месторождения, делает по укрупненным показателям расчеты нескольких вариантов применения оборудования, средств автома­ тики и телемеханики, систем сбора нефти и газа и подготовки их к транспорту, затем, сопоставляя эти варианты, рекомендует для внедрения тот из них, который дает минимальную стоимость товар­ ной продукции. При этом важно иметь в виду, что оптимальный вариант проекта обустройства должен обеспечивать сбор, транспорт и обработку запланированных объемов добычи нефти и газа, преду­ смотренных проектом разработки.

Для сопоставления различных вариантов проекта обустройства площади нефтяногс^ месторождения и выбора оптимального из них проектная организация учитывает следующие вопросы:

1) расположение групповых замерных установок на месторожде­ нии и определение рационального числа подключенных к каждой установке эксплуатационных скважин, т. е. выбор оптимальной длины выкидных линий; в некоторых случаях может оказаться выгодным совмещение групповых замерных установок с централь­ ной установкой подготовки нефти (рис. 1);

2)выбор оборудования, аппаратуры и средств автоматики, раз­ мещаемых на групповых замерных установках и предназначенных для контроля и измерения нефти, газа и воды по каждой подключен­ ной скважине;

3)выбор энергии и оборудования для транспорта нефти и пласто­ вой воды с групповых замерных установок до централизованных

установок подготовки нефти; 4) выбор системы сборных коллекторов нефти и газа (лучевые,

кольцевые, линейные);

11

5)месторасположение установки подготовки нефти и газа к даль­ нему транспорту, оборудование для этой установки и средства авто­ матики;

6)методы разложения нефтяных эмульсий и технико-экономи­ ческое обоснование строительства стабилизационных установок для получения целевых продуктов;

7)источники пресной воды, трасса и форма водоводов (лучевые, кольцевые, линейные), оборудование для заводнения нефтяных

пластов с целью поддержания давления; 8) методы очистки пластовых вод, используемых для поддержа­

ния пластового давления; 9) расчеты технологических режимов работы оборудования с

с целью обеспечения плановых заданий по товарной продукции (нефти и нефтяного газа);

10) эксплуатационные расходы, связанные с обслуживанием системы нефтегазоводосбора и технологических установок.

На основе комплексного решения всех этих вопросов проектная организация выбирает оптимальный вариант проекта обустройства той или иной площади нефтяного месторождения.

§ 4. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ СИСТЕМ

СБОРА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НА ПЛОЩАДЯХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

К числу основных требований, предъявляемых к организации сбора и подготовки нефти, газа и воды на площади нефтяного место­ рождения, относятся: 1) точный замер нефти, газа и воды по каждой

нефтепровода; 3) доведение нефти и газа на технологических уста­ новках до норм товарной продукции; учет этой продукции и передача ее товаротранспортным организациям; 4) обеспечение высоких эко­ номических показателей по капитальным затратам, снижению металлоемкости и эксплуатационных расходов; 5) возможность ввода в эксплуатацию части месторождения с полной утилизацией нефтяного газа до окончания строительства всего комплекса соору­ жений; 6) надежность в эксплуатации технологических установок и возможность полной их автоматизации; 7) изготовление основных узлов и оборудования индустриальным способом в блочном и мобиль­ ном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса; 8) универсальность системы сбора нефти, газа и воды, а также тех­ нологических установок, позволяющая применять их на площадях месторождений с различными климатическими условиями.

Нефтяные месторождения в нашей стране расположены в раз­

12

нисколько не мешает созданию и промышленному изготовлению основных узлов и оборудования в блочном и мобильном исполнении, которые полностью бы отвечали указанным выше требованиям.

В нефтегазодобывающих предприятиях, где организация произ­ водства отвечает всем современным требованиям, предъявляемым к автоматизированному производству, технология сбора, подготовки нефти, газа и воды состоит из пяти следующих один за другим про­ цессов:

1) совместный транспорт нефти, газа и пластовой воды (если последняя имеется) по напорной выкидной линии 1 (см. рис. 1) от каждой скважины и передача этой продукции на автоматизиро­ ванную групповую замерную установку 2 (АГЗУ);

2)разделение продукции скважины на газ и жидкость (нефть + -г вода) в сепараторе, установленном на автоматизированной группо­ вой замерной установке, и определение количества их по" каждой скважине;

3)совместный транспорт нефти, газа и воды с автоматизирован­ ной групповой замерной установки в сепараторы первой ступени 3

(см. рис. 1), расположенные на той же площадке, что и АГЗУ; 4) нефтяной газ, выделившийся в сепараторах первой ступени, где перепад давления не должен превышать (19,6 -г- 39,2) • 104 Н/м12 (2 -г- 4кГ/см2) х, под собственным давлением подается на местные нужды или дальним потребителям, а нефть и вода вместе с растворен­ ным газом поступают в сепараторы второй ступени 4 — концевую совмещенную сепарационную установку (КССУ); в КССУ, где давле­

и предварительное отделение ее от пластовой воды. Газ из КССУ направляется на прием компрессоров, а из компрессорной — на ГБЗ; 5) нефть вместе с эмульгированной водой забирается из КССУ насосом и подается в сепаратор-деэмульсатор 5, где она доводится до товарных кондиций 2. Газ, вышедший из сепаратора-деэмуль­

сатора, также подается под собственным давлением на ГБЗ.

В зависимости от местных условий в различных нефтедобывающих районах нашей страны, особенно на больших месторождениях, могут применяться и другие варианты сбора нефти, газа и воды и, в част­ ности, такой, когда установка 5 по подготовке нефти к транспорту располагается не на одной площадке с АГЗУ, а на расстоянии 8— 15 км и более от них. В этом случае между АГЗУ, к которой под­ ключается от 14 до 60 скважин, и установкой подготовки нефти

1 При герметизированной системе нефтегазоводосбора штуцеры для сни­ жения давления струи потока следует устанавливать перед сепараторами второй ступени. В особых случаях, когда давление на устьях скважин превышает 5,88 МН/м3 (60 кГ/см2), штуцеры можно устанавливать или на минифольдах фонтанной арматуры, или перед первой ступенью сепаратора.

2 Согласно ГОСТ 9965-62, товарная нефть должна содержать воды 0,1—0,2% , солей 40 мг/л, механических примесей 0,005%. В настоящее время указанный ГОСТ пересматривается.

13

прокладывают два коллектора: один для обводненной и второй для чистой нефти. Коллекторы целесообразно прокладывать разных диа­ метров. Газ из сепаратора первой ступени сепарации 2 (см. рис. 1,6), устанавливаемого в данном случае на территории АГЗУ или дожим­ ной насосной станции ДНС, под собственным давлением направляется в кольцевой 3 или лучевой коллектор, из которого поступает на собственные нужды нефтегазодобывающего предприятия или через компрессорную станцию (КС) — дальним потребителям 7.

На пятом этапе описанных выше схем, являющемся самым важным и сложным в технологической цепочке, сырая нефть подвергается очистке от пластовой воды и растворенных в ней минеральных солей, а также стабилизации для сокращения потерь легких фракций при транспорте нефти до нефтеперерабатывающих заводов. Выделив­ шиеся из нефти газы на второй ступени сепарации и в сепараторедеэмульсаторе 5 транспортируются на ГБЗ для получения из них сжиженных углеводородов (пропана и бутана) и нестабильного бензина.

Таким образом, сбор и подготовка нефти и газа на площадях месторождений к дальнему транспорту представляют собой единый технологический процесс, начинающийся у устьев скважин и закан­ чивающийся на установках подготовки нефти, газа и воды.

§ 5. СИСТЕМЫ СБОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН НА ПЛОЩАДЯХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

На площадях нефтяных месторождений применяется сравни­ тельно много различных технологических установок (схем) по подготовке нефти, газа и воды, которые подробно рассматриваются в § 10 главы VI. Однако по сбору нефти, газа и воды на площадях наших месторождений широкое распространение получили всего лишь четыре системы: самотечная, Бароняна и Везир'ова, грознен­ ская и система института Гипровостокнефть.

1.Самотечная система сбора. Самотечная система (или двух­

трубная), предназначенная для раздельного сбора нефти и газа, в основном применяется на восточных месторождениях Советского Союза.

При самотечной системе сбора нефти продукцию скважины можно замерять в индивидуальных замерно-сепарационных емкостях, установленных на устье каждой скважины, а также в емкостях, установленных на групповом замерном пункте и рассчитанных на прием продукции из нескольких скважин.

Рассмотрим самотечную систему сбора с групповым замерносепарационным оборудованием (рис. 2).

Самотечная система сбора нефти работает следующим образом. Нефть, добываемая из фонтанных скважин Ф вместе с водой, если последняя имеется, по выкидной линии длиной до 2 км направляется в распределительную батарею 5, а затем поступает в трап первой

14

самотечной "системы подключено шесть скважин, которые путем переключения задвижек на распределительной батарее 5 можно поочередно подсоединять для замера дебита жидкости в замерном трапе 3 или мернике 4. Измерение количества газа по каждой сква­ жине осуществляется также в замерном трапе 3 при помощи диа­ фрагмы 8 и самопишущего расходомера ДП-430 (не показанного на

рисунке).

На рис. 4 приведена схема замерно-сепарационного оборудования для обслуживания одной скважины. Индивидуальные замерно-сепа-

Рнс. 3. Групповая эамерно-сспарационная установка самотечной системы сбора нефти, газа и воды.

1 — трап первой ступени; 2 — трап второй ступени; 3 — замерный

рационные установки, как отмечалось выше, широкое распростране­ ние имели на нефтяных месторождениях восточных районов нашей страны, где применяется разреженная сетка скважин (более 600 м), -а в нефти содержится сравнительно большой процент парафина (5—10%), который при снижении давления и температуры (особенно в зимнее время) выпадает в выкидных линиях, существенно ослож­ няя нормальную эксплуатацию скважин.

Индивидуальная замерно-сепарационная схема работает следу­ ющим образом. Нефть, газ и вода по выкидной линии поступают

кольцевую или лучевую газосборную систему и под собственным давлением 0,393 мН/м2 (4 кГ/см2) подается на компрессорную стан­

16

цию. Нефть и вода по самотечному коллектору поступают на участ­ ковый сборный пункт, откуда насосами перекачиваются на централь­ ную установку подготовки нефти.

Для устранения отложений парафина в нефтяных линиях при этой системе сбора нефти предусмотрены патрубки с заглушками 6, к которым периодически подсоединяют паропроводы передвижных паровых установок (ППУ) и производят депарафинизацию этих линий. Расплавленный парафин сбрасывается в специальную яму у устья скважины.

Рио. 4. Индивидуальная замсрно-сспарацнонная установка самотечной системы сбора нефти, газа и воды.

1 — рабочий трап; 2 — мерник; 3 — регулятор уровня; 4 — предо­ хранительный клапан; 5 — регулятор давления «до себя»; 6 — заглуш­ ки для пропарки линий и трапов от парафина; 7 — выкидная линия; 8 — нефтесборный коллектор.

Преимуществом индивидуальных замерно-сепарационных уста­ новок является более точный замер продукции скважины. Однако монтаж индивидуальной замерно-сепарационной установки на устье каждой скважины связан с повышенным расходом металла, увели­ чением протяженности газопроводов, начинающихся у устьев сква­ жин, дополнительным расходом материальных и денежных средств на автоматизацию оборудования скважин, рассредоточенных на больших расстояниях; усложняется также обслуживание большого числа индивидуальных установок.

Анализ работы самотечной системы сбора нефти как с индиви­ дуальным замерно-сепарационным оборудованием, установленным на устье каждой скважины, так и с оборудованием для обслуживания нескольких скважин приводит к следующим выводам.

1. Самотечные нефтепроводы работают за счет напора, создавае­ мого разностью геометрических отметок в начале и в конце нефте­ провода, поэтому мерник (см. рис. 4) должен быть поднят над уров­ нем земли, а в условиях гористой местности необходимо изыскание соответствующей трассы нефтепроводов, чтобы обеспечить нужный напор, а следовательно, и их ~<утпг.г>бттпг.тт.2

2. При самотечной системе необходима глубокая сепарация нефти от газа для предотвращения возможного образования в нефте­ проводах (см. позицию 9 на рис. 2) газовых мешков, могущих суще­ ственно снизить пропускную способность нефтепроводов.

3. Самотечные выкидные линии и сборные коллекторы не могут быть приспособлены к возможному увеличению дебитов скважин или к сезонным изменениям вязкости нефти в связи с их ограничен­ ной пропускной способностью.

Рис. 5. Принципиальная схема сбора.нефти н газа Баронпна — Всзироиа.

4.В самотечных системах скорость потока жидкостей низкая, поэтому происходит отложение механических примесей, солей и пара­ фина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов, а сле­ довательно, уменьшается к их пропускная способность.

5.Для строительства самотечной системы требуются большие затраты металла на сепараторы и мерники для каждой скважины или группы скважин.

6.Потери нефти от испарения легких фракций и газа при само­ течной системе достигают 2—3% от общей добычи нефти.

Перечисленные недостатки самотечной системы сбора и транс­ порта нефти настолько существенны, что в настоящее время от при­ менения ее отказались.

2.Однотрубная напорная система сбора Бароняна — Везирова.

Однотрубная напорная система с групповым герметизированным замерно-сепарационным оборудованием впервые была предложена бакинскими инженерами Ф. Г. Бароняном и С. А. Везировым в 1946 г. Применялась она в основном на площадях нефтяных месторождений южных районов.

Основные особенности этой системы (рис. 5) следующие:

1) групповые замерные установки обслуживают несколько сква­ жин с разными способами эксплуатации;

18

2)продукция фонтанных скважин проходит двухступенчатую сепарацию;

3)газ фонтанных скважин, выделившийся в первой ступени сепарации, под собственным давлением транспортируется дальним потребителям или используется для компрессорной эксплуатации;

4)перед замером продукция скважин разделяется на газ и жид­ кость, которые после замера вновь направляются в один сборный коллектор;

5)продукция любой, скважины поступает на замерно-сепара- ционную установку по одному трубопроводу;

6)затрубный газ насосных скважин отбирается подвесными, компрессорами, приводимыми в действие балансиром станка-качалки,

иподается в сборный коллектор;

7)продукция всех скважин транспортируется до сборного пункта

врезультате отделения от нее воды и механических примесей;

9)для сбора выделившихся из нефти легких фракций в водо­

отделителях и резервуарах предусматриваются вакуумные линии и вакуум-компрессоры.

Преимущества системы Бароняна и Везирова следующие: сокращается сеть газосборных трубопроводов и ликвидируется

промысловая сеть вакуумных газопроводов; сооружения по очистке нефти от воды и песка сосредоточи­

ваются на участковом сборном пункте, в результате чего улучшается их обслуживание и сокращается канализационная система;

резко уменьшаются потери газа и паров нефти; улучшается и удешевляется обслуживание установок, располо­

женных на центральном сборном пункте. К недостаткам системы относятся:

сложность осуществления герметизации большого количества участковых сборных пунктов;

ограниченная протяженность участков однотрубного сбора про­ дукции скважин, осуществляемого за счет энергии пласта;

необходимость строительства на площади нефтяного месторожде­ ния большого числа мелких участковых пунктов сбора с очистными сооружениями, парком резервуаров, насосными и компрессорными станциями.

3. Грозненская система сбора. Отличительной особенностью гроз­ ненской системы нефтегазоводосбора, разработанной Грозненским нефтяным институтом совместно с объединением Грознефть и впервые примененной в 1958 г., является осуществление совместного транс­ порта нефти и газа на расстояние двух-трех десятков километров под устьевым давлением 5,88 ч- 6,87 МН/м2 (60 ч- 70 кГ/см2). При этом совместный транспорт газа и нефти возможен с самого начала разработки месторождения при использовании резерва пропускной способности нефтепровода.

Грозненская система сбора исключает необходимость строитель­ ства насосных и компрессорных станций, так как нефть и газ по­ даются потребителям под собственным давлением, т. е. за счет рационального использования энергии пласта. Эта принципиальна новая система сбора нефти и газа отличается максимальной концен­ трацией технологических объектов, в результате чего резко сокра­ щается расход металла и денежных средств на обустройство площа­ дей нефтяных месторождений. В отличие от самотечной системы

Рис. 6. Грозненская высоконапорная система нсфтегазосбора.

1 — выкидные линии от скважин; 2 — сепаратор -первой ступени (высокого давления); 3 — сепаратор после холодильной установки; 4 — газосборный коллектор; S — нефтегазосОорный

новка подготовки нефти; Г Б З — газобензиновый завод.

и системы Бароняна и Везирова, для которых характерны много­ численные мелкие объекты нефтепромыслового хозяйства, грознен­ ская система основана на организации крупных централизованных сепарационных сборных пунктов, значительно сокращающей расход средств на обслуживание и сооружение системы. Устранение в системе сбора и транспорта нефти и газа многочисленных промежуточных технологических объектов приводит к большей герметичности ее, а следовательно, к сокращению потерь ценного сырья для нефте­ химического синтеза. В результате применения высокопроизводи­ тельных сепараторов значительно сокращается и расход* металла.

При грозненской системе сбора нефти и газа (рис. 6) на каждой разрабатываемой площади сооружается централизованная сепарационная установка, на которой осуществляется одноступенчатая сепарация под высоким давлением — до 4,90 МН/м2 (50 кГ/см2). Отделившийся в сепараторе 2 газ направляется в холодильную уста­

20