І ремонту свердловин:

а – схема комплексу: 1 – бурова установка;

2 – насосні агрегати; 3 – приймальна ємність; 4 – технологічна ємність; 5 – шламовий амбар; 6 – блок очистки;

б - зовнішній вигляд у транспортному стані

2.7 Промисловий збір і підготовка нафти і газу

2.7.1 Схеми збору і транспортування нафти і газу

Продукція нафтових свердловин є сумішшю нафти, газу і пластової мінералізованої води. Часто нафта і вода при інтенсивному перемішуванні утворюють емульсію – суміш, в якій роздроблені краплі води перебувають в нафтовому середовищі у зваженому стані, і тому не відстоюються, і не зливаються один з одним. У продукції газових свердловин, окрім газу, може міститися рідка фаза у вигляді крапельок і пари води, а в газоконденсатних свердловинах – також і рідкі вуглеводні. Окрім газу і рідини, в продукції свердловин містяться механічні домішки: частинки піску і глини, які виносяться з пласта.

Для збору нафти і газу, їх транспортування, відділення один від одного і звільнення від сторонніх домішок, а також для вимірів продукції, що видобувається, на території нафтових промислів будується система трубопроводів, апаратів і споруд, в яких виконуються такі операції:

- збір і вимірювання продукції свердловин;

- відділення (сепарація) нафти від газу;

- звільнення нафти і газу від води і механічних домішок;

- транспортування нафти від збірних і вимірних установок до промислових резервуарних парків і газу до компресорних станцій, або газорозподільних вузлів;

- зневоднення (деемульсація) нафти, і в ряді випадків її знесолення і стабілізація, тобто видалення з неї легких вуглеводнів;

- видалення з газу механічних домішок і відбензинування його;

- облік видобутку нафти і газу, і їх здача транспортним організаціям.

Єдиної універсальної схеми промислового збору, транспортування і оброблення нафти і газу не існує. Всі наявні схеми видозмінюються залежно від місцевих умов: географічного розташування промислу, відстані між свердловинами, об’єму видобутку, способу експлуатації свердловин, якості нафти, її обводненості тощо. Проте сучасні схеми збору, транспортування та оброблення нафти і газу мають відповідати загальному основному принципу –попередженню втрат легких фракцій, запобіганню контакту нафти з атмосферою, і забезпеченню якнайповнішого відділення від нафти газу, води і механічних домішок.

Таким принципам найповніше відповідають напірні системи з централізованою багатоступінчастою сепарацією на нафтозбірних пунктах, розрахованих на обслуговування нафтових свердловин одного, або декількох родовищ нафтового району. За такої системи продукція свердловин під дією тиску на усті (від 0,6 до 1,0 МПа і більше) через групову сепараційно-вимірну установку ГСВУ (за необхідності) прямує у збірний колектор, а потім надходить на централізовану сепараційну установку (ЦСУ), розташовану на одній території з установкою підготовки нафти (УПН), товарним парком (ТП) і, в окремих випадках, з газопереробним заводом (ГПЗ). Всі такі об’єкти становлять собою нафтогазовий комплекс (НГК). На ЦСУ відбувається три або чотириступінчаста сепарація. Газ з сепараторів I ступеня, після охолоджування прямує в газопровід і до місць споживання транспортується під власним тиском, а газ, з наступних ступенів, надходить на ГПЗ.

На рис. 2.54 наведена одна з схем промислового збору нафти і газу.

Рисунок 2.54 – Напірна система промислового збору і підготовки нафти і газу:

1 – нафтопроводи; 2 – газопроводи; 3 – трубопроводи стічної води; 4 – умовні границі технологічних елементів системи збору

У разі потреби схема може бути видозмінена, або пристосована до умов експлуатації свердловин і розробки покладу. Наприклад, вона може бути використана для збору і транспортування окремими каналами обводненої і необводненої нафти, або нафти двох різних сортів, доповнена установками підготовки газу, при газліфтній експлуатації свердловин тощо.

За наведеною схемою нафта зі свердловин 1 викидними трубопроводами прямує в групові вимірні установки 2, в яких проводиться індивідуальний замір дебіту нафти і газу окремих свердловин. Під час заміру дебіту на якій-небудь свердловині, продукція решта свердловин обвідним трубопроводом прямує в збірний колектор, яким суміш нафти і газу транспортується до сепараційних установок 3, або дотискних насосних станцій 3а, – ті ж сепараційні установки з примусовим відкачуванням нафти. Дотискні насосні станції застосовують у тих випадках, коли тиск у системі недостатній для дальшого транспортування нафти до кінцевих сепараторів. Кінцеві сепаратори 5 розташовуються на території центрального пункту підготовки нафти. У них відбувається остаточне відділення нафти від газу за тиску, близького до атмосферного. Нафта з кінцевих сепараторів надходить на установки підготовки нафти 6, звідки в товарні резервуари 7, і далі в автоматизовану установку здачі товарної нафти 8. Якщо в товарних резервуарах нафта виявилася не кондиційною, то вона з установки 8 автоматично проходить на повторне оброблення в установку 6.

Газ з сепараційних установок надходить на прийом компресорів компресорної станції 9, звідки перекачується на газобензиновий завод 11.

Промислові води з сепараційних установок, установок підготовки нафти і резервуарів направляються дренажними лініями в установки підготовки води 10, звідки очищені від механічних домішок і нафти, закачуються у нагнітальні свердловини.

За технологічними ознаками всю схему збору і підготовки нафти, газу і води можна розбити на такі елементи:

I – первинні збірно-замірні установки;

II – сепараційні установки першого ступеня і дотискні насосні станції;

III – центральний пункт збору підготовки і здачі нафти, до якого відносяться кінцеві сепаратори другого і третього ступенів (якщо це потрібно за технологічним циклом), установки підготовки нафти, резервуарний парк, установки для автоматичної здачі нафти;

IV – компресорні станції для збору газу і газобензиновий завод;

V – пункт підготовки води для заводнення пластів.

Сепараційні установки в технологічній системі збору нафти і газу застосовують для відділення рідини від газу, замірювання витрати рідкої і газової фаз, безкомпресорної подачі газу на газопереробний завод та іншим споживачам, а також для подачі газонасиченої нафти під тиском установки, або насосів, на центральний пункт збору і підготовки нафти і газу.

Розроблено декілька типів сепараційних установок першого ступеня сепарації і кінцевих сепараційних установок.

На рис. 2.55 показаний пристрій гідроциклонного сепаратора з однією буферною посудиною.

Рисунок 2.55 – Пристрій гідроциклонного сепаратора з однією буферною посудиною:

1 – нафтогазова суміш від свердловин; 2 – вхідний патрубок;

3 – напрямний патрубок; 4 – корпус гідроциклону;

5 – секція перетікання; 6 – зливні полиці; 7 – механічний регулятор рівня; 8 – вихід нафти; 9 – заслінка; 10 – люк;

11 – піновідбійник; 12 – корпус; 13 – краплевідбійники;

14 – решітки; 15 – вихід газу

Газовий потік спрямовується у верхню частину буферної посудини, в якій розташована касета, яка складається з краплевідбійників 13 і двох розподільчих решіток 14. Решітки у верхній частині буферної посудини призначені для вирівнювання швидкості газового потоку шляхом розподілу його на всьому перерізі апарату, і разом з краплевідбійниками виконують функцію додаткового уловлюванню крапельок рідини.

Газонасичена нафта надходить на зливні полиці 6 і далі стінкою – в нижню частину посудини. Зливні полиці забезпечують рівномірне надходження нафти в посудину, чим зменшується піноутворення. Рух нафти тонким шаром полицями сприяє відділенню нафти від газу.

У посудині вмонтовується механічний регулятор рівня 7, пов’язаний з виконавчим механізмом-заслінкою 9, встановленою після сепаратора на нафтовій лінії. Регулятор забезпечує в посудині необхідний рівень рідини, що запобігає прориву вільного газу в нафтовий колектор.

Гідроциклонна головка (рис. 2.56) – основний елемент сепаратора – це апарат з тангенціальним вводом 1 нафтогазової суміші, який встановлюється строго вертикально.

Корпус гідроциклона складається з циліндричної частини 2 і коліна 3, сполучених фланцями 4. Усередині коліна 3 розташовані відбійник 5 і дашок 6. Відділення газу від нафти в гідроциклонній головці відбувається таким чином. Газонафтовий потік, підведений тангенціально вхідним патрубком, набуває обертового руху навколо направляючого патрубка 7 і осьовий рух, утворюючи низхідний вихор. Нафта, яка має більшу густину, ніж газ, відцентровою силою притискається до стінок гідроциклона, а газовий вихор, обертаючись, рухається в центрі. Під дією відцентрової сили відбувається інтенсивне виділення з плівки нафти газової фази, і одночасно очищення її від рідини.

У нижній частині гідроциклона міститься секція перетікання 8, яка перешкоджає змішуванню газу з нафтою при зміні руху потоків з вертикального на горизонтальний напрям. Одна частина нафти при своєму русі вниз проходить повз відбійник 5 і змінює напрям з вертикального на горизонтальний. Інша частина потрапляє на дашок 6, і по ньому перетікає в нижню частину коліна. Відбійник 5 перешкоджає потраплянню нафти в газ при русі її по козирку.

Рисунок 2.56 – Головка гідроциклонна

Газовий потік проходить усередині відбійника, і також міняє напрям руху з вертикального на горизонтальний. З гідроциклонної головки вже розділені газові і нафтові потоки надходять у буферну посудину.

Окрім гідроциклонних сепараторів з однією буферною посудиною в системах збору нафти і газу використовують сепаратори, які складаються з двох посудин – верхньої і нижньої. У цьому випадку гідроциклонна головка врізається у верхню посудину. Всі зазначені сепаратори мають декілька типорозмірів з параметрами продуктивності від 750 до 5000 м³/добу рідини і тиску сепарації – від 0,6 до 4 МПа.

У всіх типах газосепараторів передбачені: автома-тичне регулювання рівня рідини; автоматичне відключення установки при аварійному підвищенні рівня і тиску; передача аварійних сигналів на диспетчерський пункт (за наявності системи телемеханіки).

Для вимірювання витрати рідини, яка проходить сепаратор, застосовують, в основному, тахометричні або турбінні лічильники.