Системы сбора и подготовки нефти и газа

           Существующие системы сбора и подготовки нефти и газа.

 Под системой сбора и транспорта продукции нефтяных скважин понимают систему оборудования и трубопроводов, построенных для сбора продукции скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти (ЦППН). Из пункта подготовки нефть направляется на нефтеперерабатывающий завод, газ – в основном на газоперерабатывающий завод, а пластовая вода, добытая вместе с нефтью, - к нагнетательным скважинам.

         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. 

  • Продукция скважины (нефть, газ, вода и механические примеси) по выкидной линии попадает в сепарационно-замерную установку СЗУ, где происходят сепарация газа и частично воды и механических примесей от нефти, а также замер их количества. Абсолютное давление в этой установке составляет 0,15 – 0,20 Мпа. 
  • Затем газ под собственным давлением через общую газосборную систему поступает на газоперерабатывающий завод ГПЗ или на компрессорную станцию КС, а отсюда  - ГПЗ, а нефть – на нефтесборный пункт НСП, а отсюда на установку подготовки нефти УПН, где происходят стабилизация, обезвоживания и обессоливание ее. 
  • На нефтесборном пункте устанавливают несколько резервуаров.

         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. 

  • Эта система относится линиям в общие сборные коллекторы. Эта система относится к однотрубной напорной. 
  • Напорной называется система, при которой перемещение нефти осуществляется под действием напора, создаваемого насосом или пластовой энергией. 
  • В данном случае продукция фонтанных скважин транспортируется под воздействием напора пластовой энергии, компрессорных – под действием  повышения давления в компрессорных и насосных – под воздействием увеличения нагрузки и насосы.

         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)

 

направляется в сборный коллектор, а затем  попадает на централизованную сепарационную установку ЦСУ, расположенную на одной территории с установкой подготовки нефти УПН, товарным парком ТП и в отдельных случаях газоперерабатывающим заводом ГПЗ. Все эти объекты представляют нефтегазовый комплекс НГК. На ЦСУ происходят трех или четырехступенчатая сепарация при давлениях в Мпа: I ступень - 5,5; II ступень – 4; III ступень – 1,6 и  IV ступень – 0,1.

         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. 

Здесь на концевой централизованной установке происходит окончательная многоступенчатая сепарация нефти и газа. Газ после I, II, III, IV


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: 

  • Продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповые сепарационно-замерные установки ГСЗУ, где периодически замеряют дебиты нефти и газа, а затем по общему сборному трубопроводу – на участковые сепарационные установки   УСУ. 
  • На этих установках в газосепараторах  первой ступени Г при абсолютном давлении 0,6 Мпа газ отделяется от нефти и направляется на газоперерабатывающий завод


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/м3…..           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 1500 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.    

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога