4.1. Сбор и подготовка нефти на промысле.

Нефть на поверхность поступает из недр Земли по специально пробуренным до продуктивных нефтяных пластов эксплуатационным скважинам. Вместе с нефтью на поверхность поднимаются различные механические примеси (частицы породы, цемент), растворённый в нефти газ (попутный), вода, минеральные соли в виде кристаллов в нефти и раствора в воде. Присутствие воды с растворёнными минеральными солями в нефти приводит к удорожанию транспорта, а также к усилению коррозии металла трубопроводов и оборудования, затрудняет переработку нефти. Наличие механических примесей вызывает абразивный износ труб и нефтеперекачивающего оборудования. Лёгкие фракции нефти (попутный газ) являются ценным сырьём для нефтехимической промышленности. Поэтому необходимо стремиться не только к снижению потерь лёгких фракций из нефти, но и к сохранению всех углеводородов, извлекаемых из недр., для последующей переработки. На всех вновь сооружаемых нефтяных промыслах используют централизованную схему сбора и подготовки нефти. Продукция собирается от группы скважин, называемых кустами, на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу диаметром 76-114мм на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой, где ведётся учёт количества поступившей от каждой скважины пластовой жидкости.

Пластовая жидкость вместе с газом поступает далее на дожимную насосную станцию (ДНС), или на центральный пункт сбора (ЦПС), или (другое название) центральный пункт подготовки нефти (ЦППН). Обычно на одном нефтяном месторождении устанавливают один ЦППН.

Единой универсальной схемы промыслового сбора, транспорта и подготовки нефти не существует. Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и природных условий. На небольших по площади месторождениях АГЗУ и ЦППН могут быть расположены на одной площадке. В ряде случаев один ЦППН устраивают для нескольких месторождений с размещением его на наиболее крупном. В этих случаях на отдельных месторождениях можно сооружать комплексные сборные пункты (КСП), где частично проводится обработка нефти.

На ЦППН сосредоточены установки по подготовки нефти (УПН) и воды (УПВ). На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по её подготовке, такие установки называют комплексными (УКПН).

Рис. 4.1. Центральный пункт сбора нефти «Северная нефть»

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем через ДНС – на головную насосную перекачивающую станцию магистрального нефтепровода (ГНПС МН).

В случае если для перемещения нефти от АГЗУ до ЦППН пластового давления оказывается недостаточно, то между АГЗУ и ЦППН размещают насосную станцию, которая дожимает поток нефти.

На дожимных насосных станциях могут быть установлены сепараторы первой ступени в целях дальнейшего раздельного транспорта нефти центробежными насосами, а газа – под давлением сепарации. Дожимные насосные станции выпускаются в блочном исполнении двух типов.

Рис. 4.2. Схема централизованного сбора и подготовки нефти

1,6,10 – контуры месторождений; 2 – станция очистки воды; 3 – открытый водозабор; 4,8 – насосные станции первого подъёма воды; 5,9 – кольцевые водоводы; 7 – скважины подруслового сбора воды; 11 – нефтяные скважины; 12 – скважины для закачки воды в пласт; АГЗУ – автоматизированная групповая замерная установка; КНС – кустовая насосная станция; КСП – комплексный сборный пункт; ЦППН – центральный пункт подготовки нефти; ГПЗ – газоперерабатывающий завод; ГНПС – головная насосная перекачивающая станция; НПЗ – нефтеперерабатывающий завод; РТН – резервуары товарной нефти; НС – насосная станция.

К первому относятся ДНС на базе сепарационных установок с блочной насосной (БН). Разработано 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9 до БН-2000-26. Шифр блока: БН – блочная насосная; первое число – подача насоса по жидкости, м³/сут.; второе – давление нагнетания, МПа. Из блоков компонуются дожимные насосные станции различных подачи и напора. Станция состоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа. Технологический блок включает технологическую ёмкость и гидроциклоны, один из которых резервный.

Ко второму типу относятся ДНС-7000; ДНС-14000; ДНС-20000, где число указывает на подачу насосных агрегатов, м³/сут. Давление нагнетания насосов 1,9 – 2,8МПа. Технологическая единица состоит из блока буферной емкости (где осуществляется сепарация газа) и блока насоса 8НД-9х3. В каждой из указанных ДНС имеется соответственно две, три, четыре технологических единицы, причём одна технологическая единица на станции является резервной. Помимо этого, ДНС включает: блоки сбора и откачки утечек нефти, низковольтную аппаратуру и контрольно-измерительные приборы и автоматику (КИПиА), а также распределительное устройство и свечу аварийного сброса газа.

Рис. 4.3. Дожимная насосная станция (ДНС)

К основным характеристикам системы сбора относят давление и способ транспортировки продукции.

Различают самотечные и высоконапорные системы; по способу транспортировки – раздельные и совместные.

Рис. 4.4. Схема самотечной двухтрубной системы сбора продукции скважин

1 – скважины; индивидуальные замерно-сепарационные установки (ИЗУ или групповые ГЗУ); 3 – газопроводы; 4 – выкидные самотечные линии; 5 – сборный газопровод; 6 – участковый негерметизированный резервуар; 7 – сырьевой насос; 8 – сборный коллектор; 9 – сырьевой резервуар; УКПН – установка комплексной подготовки нефти.

Рис. 4.5. Высоконапорная система сбора

1 – выкидные линии от скважин; 2 – групповая замерная установка; 3 – сборные коллекторы; 4 – сепаратор; 5 – дожимная насосная станция (ДНС); 6 – сборный коллектор нефти; 7 – сборный коллектор газа; 8 – сепаратор-делитель; 9 – установка подготовки воды (УПВ); 10 – установка подготовки нефти; 11 – водопровод для сточной воды; 12 – насос подачи воды; 13 – резервуары товарной нефти; 14 – подпорный насос; 15 – трубопровод возврата нефти на УКПН; 16 – автоматизированная установка сдачи товарной нефти; 17 – подпорный насос; 18 – ГПЗ.

Самотечные системы сбора нефти предусматривают расположение устройств для замера и сепарации нефти в непосредственной близости от скважин, от которых нефть и вода за счёт разности геодезических отметок самотёком поступают на сборный пункт. Сборный пункт обслуживает несколько скважин, от него нефть и воду насосами перекачивают к установкам подготовки нефти. Если газ и нефть транспортируются по отдельным трубопроводам, то подобный способ называют раздельным (двухтрубным). На рис. 4.4. представлена схема самотечной двухтрубной системы сбора продукции скважин.

В настоящее время на нефтяных месторождениях используется чаще всего высоконапорная однотрубная система сбора продукции скважины (рис. 4.5.).

С использованием высоконапорной системы продукцию скважины можно транспортировать на значительные расстояния под устьевым давлением порядка 6МПа.

Высоконапорные однотрубные системы сбора позволяют:

- полностью устранить потери лёгких фракций нефти, доходящие до 3%;

- снизить металлоёмкость;

- сократить эксплуатационные расходы.

Состав объектов сбора и подготовки нефти для каждого или нескольких месторождений индивидуально в зависимости от состава добываемой продукции и расстояния между месторождениями.