Антонова Е

4.1.1. Старые негерметизированные системы нефтегаюводосбора

На старых месторождениях продолжают применять негерметизированные двухтрубные самотечные системы сбора и транспортирования нефти, газа и воды. Двухтрубными эти системы называются потому, что нефть и газ, разделенные в сепараторах, расположенных у устья скважин, или на групповых сборных пунктах, транспортируются по своим трубопроводам до центрального пункта сбора, а самотечной — потому, что движение нефти по выкидным линиям, а также по сборным коллекторам осуществляется за счет разности геодезических отметок.

Самотечные системы сбора продукции скважин функционируют на тех месторождениях, где местность гористая или всхолмленная, позволяющая выбирать трассы трубопроводов, в которых жидкость (нефть + вода) транспортируется за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок местности. На месторождениях с ровным рельефом местности продукция отдельных скважин транспортируется за счет давления на устье или с помощью насосов, устанавливаемых у скважин или на групповых замерных пунктах.

Продукцию каждой скважины можно измерять как в индивидуальных, так и в групповых замерно-сепарационных установках.

На рис. 4.1 показана схема индивидуальной замерно-сепарационной установки самотечной системы, принцип действия которой следующий. Продукция из скважины может поступать в замерный трап 1 (сепаратор) или в мерник 2, предназначенный для измерения количества нефти и воды, поступающих из скважины. Если при подъеме на поверхность нефти и воды не образуется стойкая эмульсия, то их количество определяют по водомерному стеклу в трапе 1 или с помощью специальной размеченной рейки в мернике 2. Для этого закрывают задвижку на выкидной линии и определяют высоту подъема уровня в трапе или мернике с одновременным отсчетом времени по секундомеру.

Из трапа 1 и мерника 2 нефть и вода направляются по выкидной самотечной линии 7 на групповой сборный пункт (на рисунке не показан), на котором расположены два-три негерметизированных резервуара и насосная станция, подающая продукцию пяти-восьми скважин на установку подготовки нефти (УПН). Выделившийся газ из нефти в трапе 1 под собственным давлением (0,4 — 0,6 МПа) через регулятор давления 5 направляется по газопроводу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) или используется на собственные нужды.

Рис. 4.1. Индивидуальная замерная установка самотечной системы сбора нефти:

/ — замерный трап (сепаратор); 2 — мерник; 3 — поплавок с исполнительным механизмом; 4 — предохранительный клапан; 5 — регулятор давления «до себя»; б — заглушки для проходки выкидных линий от парафина; 7 — самотечная выкидная линия

На рис. 4.2 показана групповая замерная установка (ГЗУ) самотечной системы сбора нефти, газа и воды. В отличие от индивидуальной замерно-сепарационной установки на ГЗУ по выкидным линиям поступает продукция нескольких скважин,

Рис. 4.2. Групповая замерная установка самотечной системы сбора нефти:

1,2 — трапы первой и второй ступени; 3 — трап для измерения жидкости и газа; 4 — мерник; 5 — распределительная батарея; 6 — объемный расходомер для жидкости; 7 — регулятор давления «до себя»; 8 — диафрагма для измерения газа по перепаду давления; 9 — сборный коллектор

которая через распределительную батарею 5 направляется в трап первой ступени 1, а из него перепускается в трап второй ступени 2. Газ, выделившийся из нефти в трапе 1, в котором поддерживается давление 0,6 МПа, проходит регулятор давления «до себя» 7 и направляется в общую газосборную сеть. Газ, выходящий из трапа второй ступени 2, обычно используется для отопления или сжигается в факелах. Измерение количества нефти и воды по отдельным скважинам на ГЗУ производится путем переключения задвижек на распределительной батарее 5 в замерном трапе 3 или в мернике 4, а газа — при помощи диафрагмы 8 и самопишущего прибора. Нефть и вода из трапов и мерников направляются на УПН по самотечному сборному коллектору 9, если позволяет рельеф местности, или на насосную станцию, а оттуда — также на УПН.

Самотечной системе присущи следующие недостатки.

1. Нефть по самотечной выкидной линии 7 (см. рис. 4.1) транспортируется за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок в начале и конце нефтепровода, поэтому мерник 2 устанавливают над уровнем земли. В условиях гористой местности необходимо изыскивать соответствующую трассу нефтепроводов, чтобы обеспечить необходимый напор, а следовательно, и их пропускную способность.

2. Необходима глубокая сепарация нефти от газа для предотвращения возможного образования в нефтепроводах (особенно при всхолмленной местности) газовых пробок, существенно снижающих пропускную способность нефтепроводов. При этом в связи с ограниченной пропускной способностью самотечные выкидные линии и сборные коллекторы нельзя использовать при возможном увеличении дебитов скважин или при сезонных изменениях вязкости нефти.

3. Вследствие низкой скорости потока жидкостей в системе происходит отложение механических примесей, солей и парафина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов, а следовательно, снижается и их пропускная способность.

4. На обустройство промыслов и месторождений при самотечной системе сбора расходуется больше металла, чем при герметизированной системе.

5. Потери нефти от испарения легких фракций и газа достигают 3 % от общей добычи нефти. Основные источники потерь нефти: негерметизированные мерники и резервуары, установленные у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках.

6. Трудность автоматизации процесса, в результате чего требуется большое число обслуживающего персонала (операторов, лаборантов).

Единственное преимущество самотечной системы нефтегазоводосбора — сравнительно точное измерение по каждой скважине нефти и воды в мерниках и газа — расходомерами.

Перечисленные недостатки самотечной системы настолько существенны, что в настоящее время ее вновь нигде не строят, но на старых площадях эта система еще долго может находиться в эксплуатации.

Содержание