6. Технические условия, предъявляемые к качеству природного и попутного нефтяного газа

Нефтяной газ, добываемый вместе с нефтью, отделяется от жидкости и в зависи­мости от обстоятельств либо закачивается обратно в пласт для поддержания пласто­вого давления, либо направляется на берег по самостоятельному трубопроводу (зна­чительно реже смешивается с нефтью, и двухфазная смесь перекачивается по одно­му трубопроводу; в исключительных случаях сжигается на факеле, установленном на платформе). При этом во всех случаях газ подвергается осушке и сепарации, по­скольку транспортировать влажный газ не рекомендуется — из-за возможного обра­зования гидратов. То же самое и при закачке газа в пласт, т.к. газ высокого давления также способен к гидратообразованию.

Требование к качеству газа предъявляется по так называ­емой точке росы по влаге, т.е. по степени глубины осушки газа.

Кроме того, из газа, подлежащего закачке в пласт или транспортировке по подводно­му газопроводу, необходимо извлечь, по возможности, тяжелые углеводороды (в первом случае, чтобы сухой газ, преимущественно метан и этан, закачивать в пласт, а во втором — чтобы предотвратить выпадение тяжелых углеводородов по трассе, в связи со снижением температуры и давления газа). Поэтому точку росы по влаге принимают на 8-14 °С ниже самой низкой температуры, которая ожидается в подводном газопроводе высокого давления, с учетом дроссель-эффекта, в особенности на конечном участке трубы.

Значительно реже, если в газе двуокись углерода (СO₂ — углекислый газ) выше 3%, в газопровод подают необходимые ингибиторы, хотя глубоко осушенный газ и не корродирует внутренние стенки трубопровода.

На газоконденсатных месторождениях добываемая продукция также подвергается разделению, — как правило, двухступенчатой сепарации, позволяющей отделить газ от конденсата.

Газ подвергается осушке на глубину извлечения влаги не менее, чем на 10—12 °С ниже ожидаемой самой низкой температуры в газопроводе.

В «ОСТ 51.40-93. Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам» нормируются технические требования к качеству природного газа в зависимости от климатических районов и времени года.

7. Системы сбора нефти на морских месторождениях

Систему сбора нефти, в которой имеются индивидуальные установки, называют системой сбора нефти с индивидуальными установками, а систему, в которой имеются групповые установки, называют системой сбора нефти с групповыми установками.

Старые системы сбора нефти и газа, как правило, проектировались применительно к конкретным месторождениям на основе технических достижений того времени. Поэтому преимущества или недостатки обусловливались объективными факторами, например: геологическими условиями месторождения, пластовым давлением, физико-химическими параметрами добываемой продукции.

Если вместе с нефтью по одной трубе собирают газ, то такую систему называют системой совместного сбора нефти и газа или однотрубной, в отличие от системы, в которой нефть собирается по одной трубе, а газ – по другой. Наименование системы происходит от среды, перемещаемой по ней, а не от элемента, составляющего систему.

В зависимости от степени заполнения трубы нефтью системы разделяются на самотечные и напорные.

В самотечных системах движение нефти происходит под влиянием гравитационных сил, определяемых разностью вертикальных отметок в начале и конце системы. Если при этом в трубе имеется свободная поверхность нефти, то есть нефть движется неполным сечением, то такие системы называются свободносамотечными, а при отсутствии свободной поверхности – напорносамотечными. Чаще встречаются самотечные системы, в которых одни участки являются свободносамотечными, а другие – напорносамотечными. Самотечные системы применяются там, где рельеф местности позволяет обеспечить перемещение нефти под влиянием геометрической разности высот начального и конечного пунктов ее сбора, без применения насосов. Свободносамотечные участки труб являются наиболее маневренными в отношении их пропускной способности.

В напорных системах сбора нефти ее перемещение осуществляется принудительно под влиянием напора, развиваемого поршневым или центробежным насосами. К напорным системам могут быть причислены системы, в которых движение нефти происходит под влиянием напора, создаваемого пластовой энергией, определяемой давлением в головке фонтанной скважины или в газосепараторе.

На старых месторождениях широко применяются негерметизированные двухтрубные самотечные системы сбора. Характерной особенностью самотечной системы является то, что жидкость после замерной установки движется за счет разности геодезических отметок начала и конца трубопровода, направляясь в промежуточные резервуары, что приводит к высоким потерям нефти от испарения (до 3-5%).

При самотечной системе сбора нефти с индивидуальным замерно-сепарационным оборудованием газовые линии берут свое начало у сепараторов, т.е. у устьев скважин. При герметизированной напорной системе нефтегазосбора начало газовых линий перемещается к групповым замерным установкам, или к ДНС, или к установкам подготовки нефти и протяженность газовых линий на месторождениях резко сокращается.

При самотечной системе сбора нефть от устьев скважин транспортируется по выкидным линиям до сборных пунктов за счет давления, создаваемого разностью геодезических отметок. При самотечной системе сбора объем продукции каждой отдельной скважины можно измерить как в индивидуальных, так и в групповых замерно-сепарационных установках.

Анализ работы самотечной системы сбора нефти как с индивидуальным, так и групповым замерно-сепарационным оборудованием приводит к следующим выводам.

1. Самотечные нефтепроводы работают за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок в начале и в конце нефтепровода, поэтому мерник должен быть поднят над уровнем земли, а в условиях гористой местности необходимо выбрать соответствующую трассу нефтепроводов, чтобы обеспечить нужный напор, а, следовательно, и их пропускную способность.

2. При самотечной системе необходимо осуществлять глубокую сепарацию нефти от газа для предотвращения возможного образования в нефтепроводах газовых "мешков", существенно снижающих пропускную способность нефтепроводов.

3. Самотечные выкидные линии и сборные коллекторы не рассчитаны на увеличение дебитов скважин или сезонные изменения вязкости нефти в связи с их ограниченной пропускной способностью.

4. В самотечных системах скорость потока жидкостей низкая, поэтому происходит отложение механических примесей, солей и парафина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов, а, следовательно, уменьшается и их пропускная способность.

5. Потери нефти от испарения легких фракций и газа при самотечной системе достигают 3% от общего объема добычи нефти. Основные источники потерь нефти при самотечной системе сбора нефти – негерметизированные мерники и резервуары, устанавливаемые у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках.

6. Самотечные системы сбора нефти трудно поддаются автоматизации.

7. При самотечной системе сбора нефти требуется большое количество обслуживающего персонала (операторов, лаборантов).

Преимущество самотечной системы сбора нефти, газа и воды – сравнительно точное измерение объемов продукции каждой скважины, осуществляемое при помощи мерников или трапов, и газа – при помощи расходомера. Перечисленные недостатки самотечной системы сбора нефти, газа и воды настолько существенны, что на новых промыслах она не используется, а на старых площадях реконструируется.

В настоящее время все площади месторождений, вступающих в разработку, обустраиваются, как правило, герметизированными и автоматизированными системами сбора нефти.

Имеется несколько разновидностей герметизированных систем сбора и подготовки нефти. При разработке и проектировании герметизированных систем сбора и подготовки нефти необходимо учитывать: 1) величину и расположение нефтяного месторождения; 2) рельеф местности; 3) физико-химические свойства нефти и пластовой воды; 4) местонахождение месторождения. В зависимости от этих факторов используется та или иная герметизированная система сбора и подготовки нефти.

В зависимости от площади и формы нефтяного месторождения система сбора нефти, газа и воды может существенно изменяться.

Если же рельеф местности месторождения сильно пересеченный, то в этом случае существенным изменениям подвергается трубопровод для сбора добываемой продукции.

Чаще всего рекомендуется вместо одного трубопровода большого диаметра укладывать два трубопровода меньшего диаметра равновеликих по площади большому. Это важно для получения высоких скоростей потоков (1,5 – 2,5 м/с), предотвращающих образование в повышенных местах рельефа местности так называемых "газовых мешков", кото­рые приводят к значительным пульсациям давления в системе сбора и к срыву нормального режима работы сепарационных установок, УПН и УПВ. В трубопроводе большого диаметра вследствие пониженной скорости потока (0,2 – 0,3 м/с) в повышенных местах газ выделяется из жидкости (сепарация), а в трубопроводе малого диаметра вследствие большой скорости потока выделения газа из жидкости в повышенных местах местности не происходит.

Для бурения скважин, сбора и подготовки нефти к транспортированию на морских месторождений строят морские основания с надводными эстакадами и приэстакадными площадками. С площадок бурят скважины, а эстакады, соединяющие эти площадки, служат основанием для строительства дорог, по которым движется транспорт, а также обслуживающий персонал этих площадок. В зависимости от назначения морские основания и площадки могут предназначаться для одной скважины (индивидуальные), а также для группы скважин (кустовые).

При разработке морских месторождений с целью экономии средств на сооружение площадок применяют в основном многоствольное наклонно-направленное бурение скважин.

Сущность разработки и эксплуатации морских месторождений эстакадным способом заключается в том, что на разведанной залежи сооружают металлические или железобетонные эстакады с прилегающими к ним приэстакадными площадками для бурения и эксплуатации скважин, сбора и подготовки нефти, газа и воды, а также для других производственных, административных и культурно-бытовых объектов.

Эстакады бывают двух типов: 1) прибрежные, расположенные вблизи от берега и имеющие с ним надводную связь; 2) открытые морские эстакады, расположенные вдали от берега и не имеющие с ним надводной связи.

Для прибрежных морских месторождений система сбора нефти, газа и воды весьма проста и заключается в подаче их по выкидным линиям, проложенным по эстакаде, на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), расположенные на суше. От АГЗУ нефть, газ и вода по одному или двум сборным коллекторам транспортируются на УПН.

Преимущества рассмотренных герметизированных систем сбора нефти, газа и воды следующие.

1. Полное устранение потерь легких фракций нефти, доходящих до 3% от объемов добычи нефти в негерметизированных системах.

2. Значительное уменьшение возможности образования и отло­жения парафина на стенках труб.

3. Снижение металлоемкости системы.

4. Сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание системы.

5. Возможность полной автоматизации сбора, подготовки и контроля за качеством товарной нефти.

6. Возможность в некоторых случаях транспортировки нефти, газа и воды по всей площади месторождения за счет давлений на устьях скважин.

Однако указанные системы сбора и подготовки нефти имеют и некоторые недостатки, основные из которых: 1) невысокая пока точность измерения дебита нефти и воды по отдельным скважинам; 2) повышение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при глубиннонасосной эксплуатации скважин; 3) преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержании высокого давления на устье, так как потенциальная энергия сжатого газа используется не полностью; 4) при бескомпрессорном и компрессорном способах добычи нефти – необходимость увеличения подачи газа в затрубное пространство (на 20 – 40%) для подъема одного и того же количества нефти, если давление на устье скважин вместо обычных 0,3 – 0,4 МПа поддерживать на уровне 1,0 – 1,5 МПа.