Типи систем збору нафти та газу на промислах

ВСТУП

У даній креативній доповіді розглядаються різні типи систем збору та підготовки нафти та газу на промислах в залежності від складності устаткування, фізико-хімічних властивостей нафти та газу та від місцевості розташування родовищ. Також описані вітчизняні та зарубіжні системи збору та підготовки нафти та газу на промислах.

Метою доповіді є ознайомлення із типами систем збору та підготовки нафти та газу на промислах, їх основами роботи та розбіжностями.

На даний час питання по збору та підготовці газу та нафти є актуальними. Адже ці процеси є невід’ємною та затратною частиною виробництва. Тому розробка нових технологічних рішень у даному питанні для зменшення затрат та втрати нафти і газу при зборі та підготовці є важливою складовою виробничого процесу ще на початкових стадіях планування розробки родовищ.

У підготовці даної доповіді використовувалися курси лекцій Л.В.Шишминина «Сбор и подготовка продукции нефтяных и газовых скважин», підручники Г.С.Лутошкина «Сбор и подготовка нефти, газа и воды», А.И. Гужова «Совместный сбор и транспорт нефти и газа», Н.А.Ереміна «Современная разработка месторождений нефти и газа» та М.М.Кабірова, О.А.Гумерова «Сбор, промысловая подготовка продукции скважин».

Типи систем збору нафти та газу на промислах

Збір нафти, газу і води здійснюється системою нафтогазопроводів, по яким ці продукти транспортуються від свердловин до установок збору, і від установок збору до установок підготовки. Під технологічними установками підготовки нафти, газу і води розуміється комплекс обладнання і апаратів, в яких безперервно і послідовно здійснюється фізико-хімічні процеси руйнування емульсій, що завершуються отриманням товарних продуктів, тобто чистої нафти, чистої пластової води та очищеного і осушеного газу.

В даний час відомі наступні способи промислового збору[3]:

1) самотічний двотрубний;

2) високонапірний однотрубний;

3) напірний герметизований.

Існує кілька різновидів герметизованих систем збору нафтогазових сумішей[1]:

– системи збору залежать від розміру і конфігурації нафтового родовища;

– системи збору залежні від рельєфу місцевості;

– системи збору, залежні від физико-хімічних властивостей нафти і нафтових емульсій, а також кліматичних умов даного родовища;

– системи збору нафти, газу і води, застосовувані на морських родовищах.

1.1. Самотічна двотрубна система збору

При самотічній двотрубній системі збору нафти (Рис.1.1.) продукція свердловин спочатку розділяється при тиску 0, 6 МПа (тобто відбувається сепарація). Газ, що виділився при цьому, під власним тиском транспортується до компресорної станції або відразу на газопереробний завод (ГПЗ), якщо він розташований поблизу. Рідка фаза направляється на другу сходинку сепарації. Газ, що виділився тут, використовують на власні потреби. Нафта з водою самопливом за рахунок різниці геодезичних висот надходить в резервуари участкового збірного пункту (УСП), звідки подається насосом в резервуари центрального збірного пункту (ЦСП).

За рахунок самопливного руху рідини зменшуються витрати електроенергії на її транспорт. Однак дана система збору нафти має ряд істотних недоліків:

– при збільшенні дебіту свердловин або в'язкості рідини система вимагає реконструкції;

– для запобігання утворення газових скупчень (мішків) в трубопроводах потрібна глибока дегазація нафти;

– через низьку швидкість руху можливо запарафінування трубопроводів, що приводить до зниження їх пропускної здатності;

– через негерметичність резервуарів і труднощі з використанням газу ІІ ступеня сепарації втрати вуглеводнів при даній системі збору досягають 2-3% від загального видобутку нафти.

З цих причин самотічна двотрубна система збору нафти в даний час існує тільки на «старих» промислах.

Рис.1.1. Самотічна двотрубна система збору [6]

1 – свердловини, 2 – сепаратор І ступеня, 3 – регулятор тиску, 4 – газопровід, 5 - сепаратор ІІ ступеня, 6 – резервуари, 7 – насос, 8 – нафтопровід, УСП – участковий газозбірний пункт, ЦСП – центральний газозбірний пункт, УКПН – установка комплексної підготовки нафти

1.2. Високонапірна однотрубна система збору

Високонапірна однотрубна система збору (Рис.1.2.) запропонована в Грозненському нафтовому інституті (РФ). Її відмінною особливістю є спільний транспорт продукції свердловин на відстань у кілька десятків кілометрів за рахунок високих (до 7 МПа) гирлових (робочих) тисків. Застосування даної системи дозволяє відмовитися від споруди участкових збірних пунктів і перенести операції з сепарації нафти на ЦСП. Завдяки цьому досягається максимальна концентрація технологічного устаткування, укрупнення та централізація збірних пунктів, скорочується металоємність нафтогазозбірної мережі, виключається необхідність будівництва насосних і компресорних станцій на території промислу, забезпечується можливість утилізації попутного нафтового газу з самого початку розробки родовища.

Недоліком системи є те, що через високий вміст газу в суміші (до 90% за обсягом) в нафтогазозбірному трубопроводі мають місце значні пульсації тиску і масової витрати рідини і газу. Це порушує стійкість трубопроводів, викликає їх руйнування через велике число циклів навантаження і розвантаження металу труб, негативно впливає на роботу сепараторів і контрольно-вимірювальної апаратури.

Високонапірна однотрубна система збору може застосовуватися тільки на родовищах з високими пластовими тисками.

Рис.1.2. Високонапірна однотрубна система збору [6]

1 – свердловини, 2 – нафтогазопровід, 3 – сепаратор І ступеня, 4 - сепаратор ІІ ступеня, 5 – регулятор тиску, 6 – резервуари, ЦСП – центральний газозбірний пункт, УКПН – установка комплексної підготовки нафти

1.3. Напірна система збору

Напірна система збору (Рис.1.3.), передбачає однотрубний транспорт нафти і газу на участкові сепараційні установки, розташовані на відстані до 7 км від свердловини, і транспорт газонасичених нафт в однофазному стані до ЦСП на відстань 100 км і більше. Продукція свердловин подається спочатку на майданчик дотискувальної насосної станції (ДПС), де при тиску 0, 6-0, 8 МПа в сепараторах І ступеня відбувається відділення частини газу, що транспортується потім на ГПЗ безкомпресорним способом. Потім нафту з рештою розчиненого газу насосами перекачують на майданчик центрального пункту збору, де в сепараторах ІІ ступеня відбувається остаточне відділення газу. Газ, що виділився тут, після підготовки компресорами подається на ГПЗ, а дегазована нафта самопливом (висота установки сепараторів ІІ ступеню - 10-12 метрів) подається в сировинні резервуари.

Застосування напірної системи збору дозволяє:

– сконцентрувати на ЦСП обладнання з підготовки нафти, газу і води для групи промислів, розташованих у радіусі 100 км;

– застосовувати для цих цілей більше високопродуктивного обладнання, зменшити металозатрати, капітальні вкладення і експлуатаційні витрати;

– знизити капіталовкладення і металоємність системи збору завдяки відмові від будівництва на території промислу компресорних станцій і газопроводу для транспортування нафтового газу низького тиску;

– збільшити пропускну здатність нафтопроводів і зменшити витрати потужності на перекачування внаслідок зменшення в'язкості нафти, що містить розчинений газ.

Недоліком напірної системи збору є великі експлуатаційні витрати на спільне транспортування нафти і води від родовищ до ЦСП і, відповідно, велика витрата енергії і труб на спорудження системи зворотного транспортування очищеної пластової води до родовища для її використання в системі підтримки пластового тиску.

Рис.1.3. Напірна система збору [6]

1 – свердловини, 2 – сепаратор І ступеня, 3 – регулятор тиску, 4 – газопровід, 5 – насоси, 6 – нафтопровід, 7 – сепаратор ІІ ступеня, 8 – резервуар, ДНС – дотискувальна насосна станція ЦСП – центральний газозбірний пункт, УКПН – установка комплексної підготовки нафти

1.4. Модернізовані системи збору

На даний час в розвинених нафтогазовидобувних регіонах світу застосовують модернізовані системи збору, позбавлені перерахованих вище недоліків.

Система (Рис.1.4.) відрізняється від традиційної напірної тим, що перед сепаратором І ступеня у потік вводять реагент деемульгатор, що руйнує нафтову емульсію. Це дозволяє відокремити основну кількість води від продукції свердловин на ДНС. На центральному ж збірному пункті установка комплексної підготовки нафти розташована перед сепаратором ІІ ступеня. Це пов'язано з тим, що нафта, що містить розчинений газ, має меншу в'язкість, що забезпечує повне відділення води від неї.

Особливістю схеми 4-б є те, що установка комплексної підготовки нафти перенесена ближче до свердловин. ДНС, на якій розміщена УКПН, називається комплексним збірним пунктом КПС.

Схему застосовують при великому числі експлуатаційних свердловин.

Рис.1.4. Сучасні системи збору газу [6]

а) з підготовкою нафти в газонасиченому стані на ЦСП;

б) з підготовкою нафти в газонасиченому стані на КСП.

1.5. Герметизовані системи збору на морських родовищах

Для прибережних морських родовищ система збору нафти, газу і води досить проста і полягає в поданні їх по викидним лініям, прокладених по платформі, на автоматизовані установки збору нафти, розташовані на суші. Від установки збору нафту, газ і воду по одному або двом збірним колекторам транспортують на установку комплексної підготовки нафти.
На Рис.1.5. наведена герметизована система збору нафти, газу і води для прибережних морських родовищ, а на Рис.1.6. - для морських родовищ, розташованих далеко від берега.

Рис.1.5. Герметизована система збору нафти, газу і води для прибережних морських родовищ [2]

1 – експлуатаційні свердловини, 2 – викидні лінії, 3 – установка збору нафти, 4 – збірний колектор, 5 – установка підготовки води, 6 – установка підготовки нафти, 7 – установка заміру товарного продукту, 8 – кущова насосна станція, 9 – нагнітальні свердловини, 10 – колектор товарної нафти, 11 – парк товарних резервуарів, 12 – головна насосна станція, 13 – магістральний нафтопровід, 14 – збірний газопровід, 15 – газоперероблюючий завод

Рис.1.6. Герметизована система збору нафти, газу і води для морських родовищ, розташованих далеко від берега [2]

1 – експлуатаційні свердловини, 2 – короткі викидні лінії, 3- автоматизований пристрій зниження тиску в усті свердловини, 4 – збірні колектори, 5 – сировинні резервуари, 6 – сировинний насос, 7 – ДКС, 8 – газопровід, 9 – підводний газопровід, 10 – збірний нафтопровід, 11 – установка підготовки нафти, 12 – автоматизована установка заміру товарної нафти, 13 – установка підготовки води, 14 – кущова насосна станція, 15 – нафтопровід товарної нафти, 16 – резервуари товарної нафти, 17 – насоси головної насосної станції, 18 – збірний нафтопровід, 19 – нагнітальні свердловини

На прибережних морських родовищах розташування нафтопроводів, устаткування й установок практично не відрізняється від схем збору нафти на узбережжі.

Збір нафти, газу і води на морських родовищах, віддалених від берега, проводиться наступним чином (Рис.1.6.). Нафтогазова суміш із свердловин 1 під власним тиском подається в короткі викидні лінії 2, з яких направляється в автоматизований пристрій, знижуючи тиск в усті свердловини 3. З пристрою нафта і вода по збірним колекторам 4, прокладених по дну моря, надходять на нафтозбірний пункт в сировинні резервуари 5. З сировинних резервуарів нафта і вода можуть транспортуватися на сушу або за допомогою нафтоналивних суден, або за допомогою нагнітання сировинним насосом 6 по збірному нафтопроводу 10 на установку підготовки нафти 11. На установці підготовки нафти нафта відділяється від води і газу, воду направляють на установку підготовки води 13, а газ - на власні потреби. З установки підготовки води 13 вода надходить на кущову насосну станцію 14, звідки відцентровими насосами високого тиску подається в нагнітальні свердловини 19. Товарна нафта, зневоднена і знесолена на установці підготовки 11, через автоматизовану установку виміру товарної нафти 12 нафтопроводом 15 подається в товарні резервуари 16. З резервуарів нафта забирається насосами головний насосної станції 17 і нафтопроводом 18, який прокладений по морському дну, та подається на нафтопереробний завод на суші.

Газ із сепараторів, встановлених на приплатформних майданчиках, йде на ДКС 7, потім з підводного газопроводу 9 також подається на сушу.
У початковій стадії розробки морського нафтового родовища, коли нафта практично не обводнена, економічно вигідно транспортувати її на сушу з сировинних резервуарів 5 за допомогою нафтоналивних суден. На кінцевій стадії розробки таких родовищ, коли разом з нафтою на поверхню витягується значна кількість пластової води, нафту необхідно обезводити і знесолити безпосередньо на родовищі, а очищену від нафти воду закачати в нагнітальні або спеціально-пробурені поглинаючі свердловини для скорочення впливу на навколишнє середовище.

Переваги герметизованих систем збору нафти та газу:

– повне усунення втрат легких фракцій нафти, величина яких досягає 3% загального обсягу видобутку нафти в негерматизованій системі

– значне зменшення ймовірності утворення і відкладення парафіну на стінках труб

– зниження металоємності системи

– скорочення експлуатаційних витрат

– можливість повної автоматизації процесу (від збору до контролю якості продукції)

– можливість використання для транспортування нафти і газу потенційної енергії пласта (гирлового тиску).

Недоліки герметизованих систем збору нафти та газу:

– невисока точність вимірів обсягів видобутку по кожній окремій свердловині

– витік рідини в зазорі між плунжером і циліндром насоса при глибинно-насосній експлуатації свердловин

– передчасне припинення фонтанування свердловин при підтримці високого тиску на гирлі

– при безкомпресорному і компресорному способах видобутку нафти - необхідність збільшення подачі газу в затрубний простір (на 20-40%) для підйому однієї і тієї ж кількості нафти за підтримки гирлового тиску.

2. Вітчизняні та зарубіжні системи збору і підготовки нафти та газу на промислах

Головним завданням при розробленні систем збору та підготовки є їх спрощення, автоматизація та удосконалення. Актуальним питанням також є скорочення витрат нафтового газу, який являє собою велику цінність як висококалорійне паливо та сировина для хімічної промисловості.

Ще у 1948 р. на промислах об'єднання Азнафта почала впроваджуватися нова прогресивна система збору нафти і газу, запропонована інженерами Ф.Р.Бароняном і С.А.Везировим. Основою цієї схеми є спільний збір і транспорт продукції всіх нафтових свердловин (насосних, компресорних і фонтанних) до промислового збірного пункту під підвищеним тиском порядку (5-6) * 105 н/м². За цією схемою протяжність викидних ліній і збірних колекторів, за якими здійснюється спільний збір і транспортування нафти і газу, становить 2-3 км, а іноді на морських промислах вона досягає 7-8 км. Система нафтогазозбору Бароняна і Везирова порівняно з роздільною системою збору нафти і газу забезпечила значне зменшення витрат нафти і газу і скорочення витрат металу і грошових коштів (рис.2.1.)

Рис.2.1. Система збору нафти і газу Бароняна – Везирова [1]

Істотно модернізована напірна герметизована система нафтогазозбору Гіпросхіднафта. В останньої модифікації ця система нафтогазозбору передбачає однотрубний транспорт нафти і газу до дільничних сепараційних установок, розташованих на відстані до 7 км від свердловин, і транспорт газонасичених нафт в однофазному стані до технологічних установок з підготовки нафти і газу на відстань до 100 км і більше.

За період з 1960 р. по вересень 1967 р. в об'єднанні Куйбишевнафта було перекачано 40, 7 млн. т газонасиченої нафти і 548 млн. м³ розчиненого в ній газу. Економічний ефект від перекачування газонасиченої нафти склав 9, 6 млн. руб.
Крім того, цією системою передбачається використання енергії шару або напору, створюваного глибинними насосами, для безкомпресорного транспортування газу першого ступеня сепарації на великі відстані. Продукція нафтових свердловин подається на групові замірювальні установки, на яких періодично заміряються дебіти свердловин. Далі ця продукція по одному трубопроводу подається в сепаратори першого ступеня, згруповані на дільничних сепараційних пунктах. Після сепарації газ першого ступеня за рахунок тиску в сепараторі прямує до споживачів, а нафта з рештою розчиненого газу - на централізований збірний пункт. На цьому пункті здійснюються остаточна двоступенева сепарація нафти і газу, підготовка нафти до здачі споживачеві, переробка газу всіх ступенів сепарації і підготовка стічних вод для закачування в пласти (Рис.2.2.).

Рис.2.2. Система збору нафти і газу інституту Гипровостокнефть [1]

За кордоном системи спільного збору і транспорту нафти і газу і, особливо, конденсату і газу останнім часом також отримали широкий розвиток. Для більшості зарубіжних фірм характерне прагнення до укрупнення, централізації технологічних об'єктів нафтогазозбору і автоматизації основних процесів.

За проектом збору і транспорту нафти і газу з групи морських родовищ в Мексиканській затоці біля берегів штату Луїзіана по дну моря на глибині 30-60 м прокладений трубопровід діаметром 0, 5 м і довжиною 650 км. Продукція свердловин спочатку надходить на збірні пункти, що знаходяться в морі на спеціальних надводних платформах по трасі збірного нафтогазопроводу. На цих пунктах проводиться вимір нафти і газу і подальший їх спільний транспорт за допомогою насосних і компресорних станцій до центрального збірного пункту, розташованого на суші.

У штаті Луїзіана на родовищі Дусон є високонапірна система спільного транспорту газу і конденсату. Тут сепарація здійснюється на централізованому збірному пункті, на якому встановлені сферичні сепаратори високого і низького тиску, гліколеві дегідратори для осушення газу і проміжні ємності для тимчасового зберігання конденсату. Після двоступеневої сепарації і осушення газ високого тиску направляється на збут, а газ низького тиску використовується як паливо на власні потреби.

У Техасі на родовищі Оулд Оушн, де є нафтові і газоконденсатні свердловини, прийнята променева система збору нафти і газу з централізованим збірним пунктом. На цьому пункті встановлені дві групи сепараторів для газоконденсатних і нафтових свердловин. Після сепарації і вимірів нафта змішується з конденсатом, а потім надходить на стабілізаційну установку. У США установки з підготовки нафти і газобензинові заводи найчастіше розташовані поряд, тобто територіально суміщені.

Значний розвиток централізовані системи нафтогазозбору з розвиненими ділянками транспорту нафтогазових сумішей отримали в Канаді.

Також особливий інтерес представляють високонапірні системи, що застосовуються в країнах Середнього Сходу й особливо в Ірані, де родовища характеризуються дуже великими запасами нафти на одиницю площі території і вельми високими пластовими тисками і дебітами окремих свердловин.
Найбільш характерною особливістю нафтогазозбірних систем є застосування багатоступеневої сепарації. Перша ступінь сепарації здійснюється в безпосередній близькості від свердловин під тиском (50-60)*105 н/м². Відокремлений сухий газ зазвичай спалюється у факелах, а нафта з рештою в ній газом транспортується по трубопроводу довжиною до 5 км на груповий збірний пункт. На цьому пункті здійснюється ще шість ступенів сепарації, що дуже важливо в умовах тривалих морських перевезень нафти.