Cтраница 2
Сравнение приведенных затрат на транспорт газа при одно-и двухтрубном сборах не обнаруживает экономического эффекта при существующих ценах на трубы и электроэнергию. Это объясняется тем, что экономия по трубопроводам при совместном сборе нефти и газа перекрывается увеличивающимися затратами на создание напора. Тем не менее экономически в большей степени оправдывается применение однотрубного сбора как обеспечивающего значительное снижение единовременных капитальных вложений. [16]
Систему, 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. Если вместе с нефтью по одной трубе собирают и 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 трубе. Наименование системы происходит от среды, перемещаемой по ней, а не от ее элемента, составляющего систему. [17]
Совместный сбор нефти и газа от эксплуатационных скважин и транспорт их по одной системе трубопроводов до промысловых сборных пунктов является более эффективным и экономичным по сравнению с раздельным их сбором по самостоятельным нефтесборным сетям. Это объясняется тем, что при совместном сборе нефти и газа затрачивается меньше металла на строительство сборных сетей, сепарация газа осуществляется в меньшем количестве точек, что обеспечивает наиболее полный его сбор. Принципиальным при совместном сборе нефти и газа является организация принудительной перекачки газонефтяной смеси, так как давление на устье скважины недостаточно для проталкивания этой смеси от скважины до установок подготовки нефти. [18]
Раздельный сбор безводной и обводненной нефти осуществляется на Усть-Балыкском, Трехозерном и других месторождениях, что дало возможность решить проблему подготовки нефти с наименьшими единовременными капитальными вложениями. Эффективность системы во многом определяется продолжительностью безводного периода разработки месторождения и темпами роста обводненности добываемой продукции. При этом необходимо учитывать, что добыча жидкости из обводненных скважин достигает максимума на последнем этапе разработки, когда суммарная добыча нефти значительно падает. В связи с этим максимальное количество добываемой обводненной нефти и необходимая мощность установок по подготовке нефти уменьшаются на 30 - 40 % по сравнению с показателями при совместном сборе нефти. [19]
На нефтяных промыслах применяют совмещение отдельных технологических процессов в системах сбора. Это обусловливает совершенствование оборудования для соответствия установленным критериям. Продукция скважин в устьевом оборудовании на большинстве месторождений находится при давлении 1 - 2 МПа. Извлекаемые из добывающих скважин нефть, газ и вода при низкщ давлениях занимают большие объемы, для их раздельной транспортировки необходимо было бы сооружать дорогостоящие разветвленные системы коммуникаций большого диаметра. Поэтому на нефтяных промыслах применяют совместный сбор нефти, газа и воды, основной целью которого является максимальное использование энергии потока для доставки продукции до системы сбора. [20]
О возможности отложения парафина надо отметить следующее. На одном из промыслов объединения Куйбышевнефть была применена система совместного сбора нефти и газа Ф. Г. Бароняна и С. В дальнейшем были проведены специальные экспериментальные работы на Соколовогорском промысле объединения Саратовнефтегаз, где осуществлялась борьба с парафинизацией трубопроводов подогревом нефти в подогревателях типа труба в трубе. Подсчеты института Гипровостокнефть показали, что, несмотря на расходы по борьбе с парафинизацией оборудования, от внедрения новой схемы совместного сбора нефти и газа был получен значительный экономический эффект. Установлено, что даже при таком несовершенном способе борьбы с отложениями парафина, как пропарка, применение напорных систем совместного транспорта нефти и газа чаще всего целесообразно. [21]