них нефть и вода центробежными насосами 7 подается по трубопроводу на установку подготовки нефти УПН, откуда на газоперерабатывающий завод ГПЗ.
Газ, отделенный от жидкости в ГЗУ или ИЗУ, по отдельному трубопроводу 5 направляется на ГПЗ.
Рис. 9.1. Схема самотечной двухтрубной системы сбора продукции скважин: I – с применением индивидуальных замерно-сепарационных установок;
II – с применением групповых замерно-сепарационных установок; 1 – скважины; 2 – индивидуальные замерные установки ИЗУ; 3 – газопроводы; 4 – выкидные самотечные линии; 5 – сборный газопровод; 6 – участковый негерметизированный резервуар; 7 – сырьевой насос; 8 – сборный коллектор; 9 – сырьевой резервуар; 10 – групповая замерная установка
Индивидуальные замерно-сепарационные установки работают следующим образом. По короткому трубопроводу выкидной линии нефть поступает от скважины в трап, где отделяется от газа. Из трапа газ под собственным давлением направляется в трубопровод газосборной сети, а жидкость – в мерник, установленный на высоком основании либо на естественном возвышении таким образом, чтобы обеспечить переток жидкости из него на сборный пункт. Подобная конструкция ИЗУ обеспечивает минимальное противодавление на устье, которое в основном определяется разностью геодезических отметок устья и уровня жидкости в мернике.
Трап и мерник обвязаны трубопроводами и имеют несколько задвижек, регулятор давления, заглушки и другое оборудование для эксплуатации и ремонтнопрофилактических работ.
Групповые замерно-сепарационные установки (рис. 9.2) работают следующим образом. Пластовая жидкость по относительно длинным (до 2 км) выкидным линиям поступает в распределительную батарею 8, представляющую собой ряд задвижек для отключения скважин, направления их продукции через специальные коллекторы в трап первой ступени, замерный трап, подключения к заглушке и т.п.
Из распределительной батареи пластовая жидкость направляется в трап первой ступени 10, где от нее отделяется газ, и перепускается в трап второй ступени 2. Газ,
157
выделяющийся в трапе 10, пройдя через регулятор давления, направляется в газосборную сеть, а газ из трапа 2 обычно используется для технологических нужд в непосредственной близости от ГЗУ или сжигается в факеле.
Из трапа нефть с водой направляется в мерник 4 и поступает в самотечный сборный коллектор 3, по которому подается в негерметизированные резервуары сборного пункта. Из резервуаров жидкость перекачивается центробежным насосом на установку подготовки нефти (УПН).
Дебит отдельных скважин замеряется в мернике 6, а количество газа – расходомером, состоящим из диафрагмы 9 и самопишущего прибора (СП).
Общим для всех самотечных систем сбора является следующее. Противодавление на устье скважины при работе системы минимально и
практически не оказывает влияния на работу внутрискважинного оборудования. Мерники замерно-сепарационных установок располагаются таким образом, чтобы
обеспечить достаточный гидростатический напор для перетока жидкости к СП. Трасса трубопровода должна быть проложена с учетом этого требования.
Рис. 9.2. Групповая замерно-сепарационная установка:
1 – вентиль; 2 – трап второй ступени; 3 – самотечный коллектор; 4 – мерник; 5 – регулятор уровня; 6 – замерный трап; 7 – распределительная батарея; 8 – внешние
линии от скважин; 9 – замерная диафрагма; 10 – трап первой ступени
Точность замера дебитов отдельных скважин достаточно высока, так как обусловлена измерением объема жидкости, накопившейся в мернике за определенный интервал времени. Она мало зависит от дебита скважины.
Достаточно глубокая сепарация газа, исключающая образование в нефтепроводах газовых «мешков».
Повышенная пропускная способность трубопроводов для обеспечения перекачки продукции при увеличении дебитов отдельных скважин и при увеличении вязкости жидкости при сезонных изменениях температуры.
Частая очистка трубопроводов от парафина, солей и механических примесей, отложение которых на стенках трубопровода достаточно интенсивно из-за низкой скорости течения жидкости.
158
Потери легких |
фракций нефти и газа достигают 3 %, они происходят в |
негерметизированных |
мерниках и резервуарах [7]. |
9.2. Высоконапорные системы сбора
Все вновь вступающие в разработку месторождения обустраиваются с применением высоконапорных систем сбора.
Существует несколько основных схем, отличающихся друг от друга числом обслуживаемых скважин и перечнем выполняемых операций.
Для сбора продукции большого числа скважин используется схема (рис. 9.3). Она включает в себя выкидные линии от скважин, ГЗУ, сборные коллекторы, дожимные насосные станции (ДНС), сборные коллекторы нефти и газа, сепараторы-делители, УПН, установки подготовки воды (УПВ), компрессорные станции (КС), газоперерабатывающий завод (ГПЗ), герметизированные резервуары, автоматические установки сдачи товарной нефти и т.д.
Рис. 9.3. Высоконапорная система сбора продукции скважин на больших месторождениях:
1 – выкидные линии от скважин; 2 – групповая замерная установка; 3 – сборные коллекторы; 4 – дожимная насосная станция; 5 – сборный коллектор нефти; 6 – сборный коллектор газа; 7 – сепаратор-делитель; 8 – установка подготовки нефти; 9 – установка подготовки воды; 10 – водопровод для сточной воды; 11 – трубопровод товарной нефти; 12 – компрессорная станция; 13 – газоперерабатывающий завод;
14 – герметизированные резервуары товарной нефти; 15 – подпорный насос; 16 – автоматизированная установка сдачи товарной нефти; 17 – трубопровод возврата
нефти на УПН; 18 – насосная станция; 19 – магистральный нефтепровод к нефтеперерабатывающему заводу; 20 – насос подачи воды на КНС
Схема сбора работает следующим образом. Продукция скважин под устьевым давлением 1,0–1,4 МПа по выкидным линиям поступает в автоматизированные групповые замерные установки 2, которые включают в себя сепаратор, отделяющий газ от жидкости и измеряющий их расход от каждой скважины в отдельности. Каждая ГЗУ обслуживает до 14 скважин, продукция которых смешивается и транспортируется по коллектору 3 до ДНС 4. Там происходит разделение газа и жидкости, и далее – до газоперерабатывающего завода 13 и сепаратора-делителя 7 они транспортируются по разным трубопроводам.
Сепаратор-делитель 7 служит для обеспечения равномерной подачи нефтяной эмульсии в сепараторы-подогреватели, расположенные на установке подготовки нефти УПН 8. На этой установке отделяется вода и обессоливается нефть, после чего она
159
поступает в установку сдачи товарной нефти 16. Пластовая жидкость направляется в УПВ 9.
Установка сдачи товарной нефти контролирует содержание воды и солей в продукции и при увеличении их выше нормы направляет некондиционный продукт по трубопроводу 17 в сепаратор-делитель 7, откуда он поступает в УПН и доводится там до нормы.
Предварительно вода может отделяться и на ДНС. На небольших месторождениях может использоваться система сбора, совмещенная с установкой подготовки нефти. Обычно она располагается в центре площади, на которой находятся обслуживаемые ею скважины. Продукция скважин поступает по выкидным линиям к автоматизированной замерной установке, от которой направляется в сепаратор первой ступени. Отделенный в ней газ либо используется для собственных нужд, либо направляется по трубопроводу к дальним потребителям. Вода с нефтью и остатками растворенного газа направляется в сепараторы второй ступени – концевую совмещенную сепарационную установку (КССУ), где происходит «холодное» разгазирование нефти и предварительное отделение пластовой воды. Отделенный газ направляется к компрессорной станции КС, а оттуда на ГПЗ.
Из КССУ сырая нефть подается насосом через теплообменники в сепараторделитель, далее в сепаратор-подогреватель, где обезвоживается и обессоливается. Доведенная до товарной кондиции нагретая нефть поступает в теплообменники, где нагревает сырую нефть. Из теплообменников нефть направляется в попеременно работающие герметизированные резервуары, откуда насосом подается в автоматическое устройство по передаче товарной нефти и поступает в насосную внешней перекачки.
Газ, отделенный от жидкости в сепараторе-подогревателе, под собственным давлением поступает на ГПЗ, пластовая вода – в КССУ и используется для предварительного разрушения эмульсии. Часть горячей пластовой воды из сепаратораподогревателя может направляться на установку подготовки воды [7].
9.3. Оборудование для отделения жидкости от газа
Технологические процессы подготовки нефти и газа выполняются в несколько этапов, к которым относятся: отделение газа от смеси нефти и пластовой воды; измерение объема продукции скважин; внутрипромысловая транспортировка пластовой жидкости и газа; обессоливание и обезвоживание нефти; хранение нефти; подготовка газа к транспортировке; подготовка пластовой воды.
Для отделения пластовой жидкости от газа или газа от конденсата служат сепараторы. Отделение различных фаз продукции скважин является одним из первых этапов ее обработки.
Сепараторы состоят из четырех секций: основной для выделения наибольшей доли газа; осадительной секции для выделения пузырьков газа, вышедших из основной секции; секции сбора нефти перед ее выводом из сепаратора и каплеуловительной секции для улавливания капель жидкости, уносимых газом из сепаратора.
Эффективность работы сепаратора определяется содержанием газа в жидкости, выходящей из сепаратора, и содержанием жидкости в газе, отводимом в трубопровод для сбора газа. Чем меньше эти показатели, тем лучше работает сепаратор.
По принципу работы, основанному на силе, которая обусловливает деление фаз, сепараторы можно разделить на гравитационные, центробежные и химические.
В основе работы каплеуловительных секций лежит изменение скорости или направления потока, использование центробежной силы, столкновение потока газа с различными перегородками, набивками и т. п.
На промыслах используются горизонтальные и вертикальные конструкции корпусов сепараторов.
160
В вертикальном сепараторе (рис. 9.4) фазы делятся за счет сил гравитации. Нефтегазовая смесь попадает в основную секцию I по патрубку 1 к раздаточному коллектору 2, снабженному по образующей цилиндра щелью. Вытекающая из щели плоской струей смесь попадает на ряд наклонных плоскостей 6. Стекая по ним, жидкость дегазируется – пузырьки газа поднимаются через тонкий слой жидкости.
Рис. 9.4. Устройство вертикального сепаратора:
1 – ввод продукции скважин; 2 – раздаточный коллектор; 3 – регулятор уровня; 4 – каплеуловительная насадка; 5 – предохранительный клапан; 6 – наклонные плоскости; 7 – датчик регулятора уровня поплавкового типа; 8 – исполнительный механизм; 9 – патрубок; 10 – предохранительный клапан; 11 – водомерное стекло; 12 – кран; 13 – дренажная трубка
В верхней части сепаратора располагается каплеуловительная секция IV, состоящая из насадок 4, имеющих форму жалюзи. Поток газа, проходя по каналам, образованным деталями 4, непрерывно меняет свое направление, в силу чего капли
161
жидкости, обладающие большей инерцией, ударяются о жалюзи и стекают в поддон, а оттуда по дренажной трубке 13 в секцию сбора нефти III. Секция сбора нефти в рассматриваемой конструкции объединена с осадительной секцией II, и в ней происходит выделение пузырьков газа, не успевшего выделиться на наклонных плоскостях.
В нижней части корпуса сепаратора установлен регулятор уровня 7, 8, обеспечивающий постоянную высоту слоя жидкости и не допускающий, таким образом, прорыва газа в линию сброса нефти.
Для удаления отстоя, состоящего из песка, окалины и т.п., осаждающегося внизу корпуса, имеется трубопровод 9.
Сепараторы могут разделять продукцию скважин сразу на три компонента – газ, воду и нефть.
Подобная установка (рис. 9.5) представляет собой горизонтально расположенный цилиндрический корпус, состоящий из двух отсеков: сепарационного и отстойного. Смесь, попадая в отсек 3, разделяется на газ и жидкость. Отсепарированный газ подается на ГПЗ, а жидкость через каплеобразователь 12 перетекает в отстойный отсек, где нефть отделяется от воды и остатков газа.
Рис. 9.5. Горизонтальный трехфазный сепаратор:
1 – ввод разделяемой смеси; 2 – регулятор давления; 3 – сепарационный отсек; 4, 5 – отвод газа; 6 – сборник нефти; 7 – верхний патрубок; 8 – датчик регулятора уровня поплавкового типа; 9 – исполнительный механизм; 10 – сборник воды; 11 – распределитель эмульсии; 12 – каплеобразователь
Газ отводится из внутренней полости отстойного отсека по газоотводящему коллектору 5 и через регулятор давления 2 в трубопровод. Нефть и вода отводятся по дренажным трубопроводам.
Для изменения уровня раздела воды и нефти в сепараторе предназначен регулятор уровня 8 и 9, управляющий исполнительным механизмом 9 для сброса воды.
Общим недостатком всех гравитационных сепараторов является низкая производительность аппарата. Это обусловлено низкой скоростью выделения пузырьков газа, а значит, и малой скоростью течения тонких слоев разделяемой жидкости.
Использование центробежных сил в гидроциклонных и циклонных сепараторах позволяет уменьшить их габариты и увеличить производительность. Простейшие циклонные сепараторы представляют собой полый цилиндр, в нижней части которого приварен патрубок, обеспечивающий тангенциальный вход газожидкостной смеси. Разделяемая смесь получает в корпусе сепаратора вращательное движение, газ отделяется от жидкости в объеме, располагающемся у оси цилиндра, а дегазированная жидкость – у периферии.
162