Бакинская (самотечная) система сбора.
Первой более совершенной системой была бакинская смешанная, самотечная двухтрубная система сбора, которую продолжают применять на давно разрабатываемых месторождениях (рис. 11.1, а).
В этой системе совместное герметизированное низконапорное транспортирование нефти осуществляется от скважин 1 до индивидуальных 2 (ИЗУ) или групповых 3 (ГЗУ) замерных установок, расположенных на расстоянии от устья не более 500 м. К ГЗУ подключают выкидные линии 5—8 скважин (фонтанных, газлифтных, насосных). На ИЗУ или ГЗУ происходит сепарация (разделение фаз) в трапах (сепараторах) 2 при давлении 0,11—0,15 МПа.
Рис. Бакинская система нефтегазосбора бакинская.
1 — скважина; 2 — трап; 3 — групповая замерная
установка; 4 — мерник; 5 — сборные резервуары
группового сборного пункта; 6, 8 — насос; 7 — сырьевые резервуары промыслового
парка; 9, 18 — компрессор; 10 — распределительная батарея задвижек.
Нефть вместе с водой из трапов самотеком (благодаря естественным уклонам на
местности) по нефтесборному трубопроводу поступает в резервуары 5 группового
сборного пункта (ГСП), из них перекачивается насосами 6 в сырьевые резервуары 7 промыслового
парка на центральном сборном пункте (ЦПС) и дальше насосами 8 на установку
подготовки нефти (УПН) или на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). Раньше вода из трапов
сбрасывалась в канализационную сеть.
Газ из трапа по
газопроводу поступает на прием компрессорной
станции 9 и дальше подается на газоперерабатывающий (газобензиновый) завод (ГПЗ). Иногда в зависимости
от давления на устье скважин
применяют две ступени сепарации и предусматривают
две газосборные линии (низкого и высокого давлений). Нефть и воду
замеряют путем переключения через распределительную батарею 10 в замерном трапе или мернике 4, а газ — с помощью диафрагменного прибора.
Потери нефти вследствие испарения из негерметизированных мерников и резервуаров достигают 3 % от общей добычи. С 50-х годов начали внедрять однотрубные герметизированные системы нефтегазосбора.