Система сбора нефти на промысле Анжерский НПЗ

Самотёчная двухтрубная система сбора нефти Принципиальная схема самотёчной двухтрубной системы сбора: 1 – скважины; 2 – сепаратор первой ступени; 3 –регулятор давления типа "до себя"; 4 – газопровод; 5 –сепаратор второй ступени; 6 – резервуары; 7 – насос; 8 – нефтепровод; УСП – участковый сборный пункт; ЦСП – центральный сборный пункт; УКПН – установка комплексной подготовки нефти.

Вопрос! • Как вы думаете, почему стоит именно регулятор давления типа «до себя» ?

Самотёчная двухтрубная ССН При самотёчной двухтрубной системе сбора продукция скважин сначала разделяется при давлении 0, 6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод, если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотёком (за счёт разности нивелированных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подаётся насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).

Самотёчная двухтрубная ССН-2 Достоиннство: За счёт самотёчного движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии на её транспортировку. Недостатки системы сбора: 1) при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счёт увеличения, например, обводнённости) система требует реконструкции; 2) для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти;

Самотёчная двухтрубная ССН-3 Недостатки системы сбора: 3) из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности; 4) из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газов 2 -й ступени сепарации потери углеводородов при данной системе сбора достигает 2… 3 % от общей добычи нефти.

Высоконапорная однотрубная ССН 1 – скважины; 2 – нефтегазопровод; 3 – сепаратор первой ступени; 4 – сепаратор второй ступени; 5 – регулятор давления; 6 – резервуары.

Высоконапорная однотрубная ССН-2 Отличительной особенностью высоконапорной однотрубной системы сбора является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счёт высоких (до 6… 7 МПа) устьевых давлений. Система позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты.

Высоконапорная однотрубная ССН-3 Достигается 1)максимальная концентрация технологического оборудования, 2)укрупнение и централизация сборных пунктов, 3)сокращается металлоёмкость нефтегазосборной сети, 4)исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, 5) обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Высоконапорная однотрубная ССН-4 Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объёму) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры. Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

Напорная система сбора нефти 1 – скважины; 2 – сепаратор первой ступени; 3 – регулятор давления типа "до себя"; 4 – газопровод; 5 – насосы; 6 – нефтепровод; 7 – сепаратор второй ступени; 8 – резервуар; ДНС – дожимная насосная станция.

Напорная система сбора нефти-2 Напорная система сбора предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин. Транспорт газонасыщенной нефти в однофазном состоянии до ЦСП осуществляется на расстоянии 100 км и более.

Вопрос! • Почему на предыдущем слайде применён термин «газонасыщенной нефти» ? Ведь на ДНС работает сепаратор. Высокий уровень газонасыщенности по сравнению с чем?

Напорная система сбора нефти-3 Продукция скважин подаётся сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0, 6… 0, 8 МПа в сепараторах 1 -й ступени происходит отделение части газа. Затем газ транспортируется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) бескомпрессорным способом. Нефть с оставшимся растворённым газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора.

Напорная система сбора нефти-4 Выделившийся газ после подготовки компрессором подаётся на ГПЗ. Дегазированная нефть самотёком поступает в сырьевые резервуары (высота установки сепараторов 2 -й ступени – 10… 12 м). Применение напорной системы сбора позволяет: 1) сконцентрировать на ЦСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км; 2) применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы;

Напорная система сбора нефти-5 Применение напорной системы сбора позволяет: 3) снизить капиталовложения и металлоёмкость системы сбора, благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления; 4) увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты энергии на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей растворённый газ.

Напорная система сбора нефти-6 Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождений для использования её в системе поддержания пластового давления. В настоящее время в развитых нефтедобывающих регионах применяют системы сбора, лишённые указанных недостатков.

Регуляторы давления РД 120 (перепускные клапаны) работают на энергии среды и предназначены для поддержания заданного давления до регулятора. Регулятор давления «до себя» , тип РД 120 Регуляторы давления РД 120 (перепускные клапаны) работают на энергии среды и предназначены для поддержания заданного давления до регулятора. Входное давление через канал 12 в крышке клапана 2 поступает в подмембранную полость привода и создает на мембране 5 усилие, направленное на открытие клапана. С другой стороны мембраны это усилие уравновешивается пружиной 6, поджатие которой можно изменять регулировочным винтом 7. Когда сила, создаваемая на мембране входным давлением, становится больше силы поджатия пружины, мембрана перемещается вверх и через шток 4 поднимает плунжер 3. В седле клапана открывается проход для среды на выход клапана. Часть среды сбрасывается на выход клапана, давление на выходе клапана падает, сила, действующая на мембрану снизу, уменьшается, и пружина закрывает клапан путем опускания плунжера 3 на седло. 1 – корпус 8 – стопорная гайка

Система сбора, подготовки и транспорта газа На каждом газовом месторождении имеется определенное количество эксплуатационных скважин, расположенных по всей площади и предназначенных для добычи газа и конденсата. Для получения товарного газа продукцию всех скважин необходимо собрать, провести сепарацию по разделению газа, воды, конденсата, очистить от механических примесей, т. е. газ нужно собрать и подготовить к дальнему транспорту. Весь названный комплекс работ выполняет система сбора, подготовки и транспорта газа.

Классификация газовых месторождений По составу пластовых флюидов месторождения различают: • • • Газовые Газоконденсатные Газонефтяные Газоконденсатнонефтяные Газогидратные

Непосредственно газовые месторождения • содержат легкие углеводороды парафинового ряда, не конденсирующиеся при снижении давления в пласте. • Содержание метана (CН 4) составляет 94 -98% по объему

Газоконденсатные месторождения содержат углеводороды парафинового ряда с большим содержанием тяжелых углеводородов от пентана (C 5 H 12) и тяжелее, которые конденсируются в пласте при снижении давления. Содержание CН 4 в пластовом газе 7090% по объему

Газонефтяные месторождения имеют газовую шапку больших объемов и нефтяную оторочку. Содержание метана ограничено 3050%, остальное - тяжелые углеводороды и попутные нефтяные газы

Газоконденсатнонефтяные месторождения это газоконденсатные месторождения, имеющие нефтяную оторочку

Вопрос! Чем газоконденсатнонефтяные месторождения отличаются от газонефтяных?

Ответ! Чем газоконденсатнонефтяные месторождения отличаются от газонефтяных? Так как на обоих этих месторождениях есть нефтяная оторочка, то , вероятно, отличие заключается в количественном содержании метана! Газонефтяные 30 -50 % CН 4; Газоконденсатнонефтяные 70 -90% как у газоконденсатных, но, вероятно, ближе к 70%

Газогидратные месторождения содержат газ в продуктивных отложениях в твердом гидратном состоянии

Система сбора, подготовки и транспорта газа - 2 Система включает в себя: 1. межпромысловые и внутрипромысловые газопроводы различного назначения (шлейфы эксплуатационных скважин, газосборные коллекторы, ингибиторопроводы); 2. пункты промыслового сбора и подготовки газа и конденсата, называемые УКПГ - установки комплексной подготовки газа.

Классификация систем сбора газа Существующие системы сбора газа классифицируются: 1 - по степени централизации технологических объектов подготовки газа; 2 - по конфигурации трубопроводных коммуникаций; 3 - по рабочему давлению.

Классификация ССГ-2 По степени централизации технологических объектов подготовки газа различают - индивидуальные, - групповые, - централизованные системы сбора.

Классификация по степени централизации технологических объектов подготовки газа При индивидуальной системе сбора каждая скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (ЦСП). Данная система применяется в начальный период разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга.

Недостатками индивидуальной системы являются: 1) рассредоточенность оборудования и аппаратов по всему промыслу, а, следовательно, сложности организации постоянного и высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля за работой этих объектов; 2) увеличение суммарных потерь газа по промыслу за счет наличия большого числа технологических объектов и т. д.

Классификация по степени централизации технологических объектов подготовки газа При групповой системе сбора весь комплекс по подготовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), обслуживающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более). ГСП подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на ЦСП и далее потребителю. Групповые системы сбора получили широкое распространение, так как их внедрение позволяет: - увеличить мощность и коэффициент загрузки технологических аппаратов, - уменьшить число объектов контроля, обслуживания и автоматизации, а в итоге -снизить затраты на обустройство месторождения.

Классификация по степени централизации технологических объектов подготовки газа При централизованной системе сбора газ от всех скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителям. Применение централизованной системы сбора позволяет: - осуществить еще большую концентрацию технологического оборудования, - за счет применения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить металлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа.

Вопрос! Чем обусловлен в каждом конкретном случае выбор системы сбора газа? Классификация по степени централизации технологических объектов подготовки газа: Индивидуальная Групповая Централизованная Это было по: А. А. Коршак A. M. Шаммазов ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА Уфа. : ООО «Дизайн. Полиграф. Сервис» , 2002

Групповая схема сбора В последнее время на месторождениях газа в Западной Сибири широкое распространение получила групповая схема сбора газа и конденсата. При такой схеме газ от группы скважин (6 -12 -24 и более) без дросселирования на устье по шлейфам высокого давления поступает на УКПГ, где осуществляется его сепарация, осушка, очистка от механических примесей, предупреждение гидратообразования, делаются замеры дебитов.

Групповая схема сбора-2 • При групповой схеме сбора большинство операций, в том числе управление работой скважин, производится централизовано. • Следовательно, она более экономична, менее металлоемкая. • Требуется меньше затрат на водопроводы, котельные установки, линии электропередач, снижается численность обслуживающего персонала.

Схемы сбора газа Несколько другой взгляд:

Классификация ССГ (напоминание) Существующие системы сбора газа классифицируются: 1 - по степени централизации технологических объектов подготовки газа; 2 - по конфигурации трубопроводных коммуникаций; 3 - по рабочему давлению.

По конфигурации трубопроводных коммуникаций различают бесколлекторные и коллекторные газосборные системы. При бесколлекторной системе сбора газ (подготовленный или нет) поступает на ЦПС со скважин по индивидуальным линиям. В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП. См. слайд 33

По конфигурации трубопроводных коммуникаций Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы. Формы коллекторной газосборной сети: Подключение скважин: а) - индивидуальное; б) - групповое

По конфигурации трубопроводных коммуникаций Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и применяется при разработке вытянутых в плане месторождений небольшим числом (2. . . 3) рядов скважин. Лучевая газосборная сеть состоит из нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в виде лучей. Кольцевая газосборная сеть представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в случае выхода из строя одного из участков коллектора.

Классификация ССГ по рабочему давлению По рабочему давлению системы сбора газа делятся на: 1) вакуумные (Р<0, 1 МПа), 2) низкого давления (0, 1<Р<0, 6 МПа), 3) среднего давления (0, 6<Р< 1, 6 МПа), 4) высокого давления (Р >1, 6 МПа).

Газосборный пункт в пустыне Каракум

Газосборный пункт (Узбекистан)

Газосборный пункт станции подземного хранения газа (Краснодарский край)

Диаметры труб ССГ • Обычно внутренний диаметр шлейфа единичной скважины равен 102 мм, 125 мм, 150 мм. • При движении газа с куста скважин до установки (УКПГ) диаметр выкидной линии равен 200, 325, 423 мм. • Внутренний диаметр газосборного промыслового коллектора изменяется от 500 до 1420 мм.

Конец