Cтраница 1
Совместный транспорт нефти, газа и воды по выкидным линиям при помощи энергии пласта или погружных центробежных насосов от устьев скважин на центральный пункт, обслуживающий несколько территориально близких друг от друга промыслов. Место расположения центрального пункта выбирается в результате комплексного решения этого вопроса с учетом всех местных условий. Если газовый фактор высокий, пластовое давление большое, а потребители для газа расположены на сравнительно близком расстоянии от промысла, возможна организация сепарации первой ступени высокого давления на самом промысле. Давление сепарации должно быть выбрано из расчета получения практически сухого газа, чтобы свести к минимуму потери тяжелых углеводородов. [1]
Применяя совместный транспорт нефти и газа за счет рационального использования пластовой энергии, можно избежать строительства насосных и компрессорных станций и иметь ряд технико-экономических преимуществ. Возможность совместного транспорта нефти и газа на большие расстояния была подтверждена соответствующими исследованиями движения газонефтяных смесей по трубопроводам. На основе этих исследований были разработаны высоконапорные нефтегазосборные системы, основными принципами которых являются: 1) совместный транспорт нефти и газа на большие расстояния, измеряемые десятками километров, под давлением, достигающим ( 60 - 70) - 10 н / м; 2) концентрация сепарационных установок и других технологических объектов на крупных централизованных пунктах, сооружаемых для одного или группы месторождений данного нефтяного района; 3) многоступенчатая сепарация. [2]
Целью технологического расчета при совместном транспорте нефти и газа является определение экономически наивыгоднейшего диаметра нефтепровода для транспортировки заданных объемов фаз, либо наоборот - определение расхода, с которым можно транспортировать нефть и газ по трубопроводу заданного диаметра и протяженности. [3]
Впервые в истории нефтяной промышленности осуществлен совместный транспорт нефти и природного газа по одному трубопроводу с Федоровского месторождения. [4]
Большое внимание уделяется технико-экономическому обоснованию применения совместного транспорта нефти и газа на сотни километров. Как показывают расчеты, такой транспорт более эффективен в особо трудных условиях прокладки и обслуживания трубопроводов. [5]
В настоящее время в связи с совместным транспортом нефтей и газовых конденсатов различных месторождений одной из важных задач является изучение процесса первичной переработки нефтеконденсатных смесей с различным соотношением этих компонентов. В частности, подобная задача актуальна для нефтей и конденсатов месторождений России, Казахстана, Туркменистана. Кроме этого, изменения прежде всего в процессе первичной переработки реальных сырьевых композиций возможны вследствие наличия в них химических реагентов различных классов, вводимых при ингибиторной защите скважин, транспортных линий, нефтепромыслового и технологического оборудования. [6]
Для выявления характера парафинизации трубопроводов при совместном транспорте нефти и газа были проведены исследования пятидесяти экспериментальных выкидных линий диаметром от 63 5 до 152 мм, протяженностью от 300 до 3000 м при различных режимах работы скважин. [7]
Возможность эксплуатации защищенных стеклом выкидных липни при совместном транспорте нефти и газа на длинных участках, при наличии большого количества стыковых соединении впервые была проверена на скв. Здесь была смонтирована выкидная линия с внутренним диаметром 55 мм и длиной 205 м, футерованная стеклянными трубами. [8]
Предложена также бесколлекторная ( лучевая) система, в основе которой лежит совместный транспорт нефти и газа от каждой скважины до крупных, обслуживающих до ста скважин, сборных пунктов. На сборном пункте осуществляется подготовка нефти или же только I ступень сепарации, а газонасыщенная нефть перекачивается насосами на ЦСП всего месторождения. [9]
Учитывая также положительное влияние конденсата на реологические свойства нефти, становится ясно - совместный транспорт нефти и конденсата в условиях Западной Сибири в настоящее время является наиболее предпочтительным и весьма перспективным. Напомним, механизм действия разбавителей ( конденсат, газ, пена) заключается в снижении концентрации низкокипящих углеводородов, уменьшении температуры насыщения нефти парафином и снижении точки перехода ньютоновской жидкости в неньютоновскую. [10]
Учитывая также положительное влияние конденсата на реологические свойства нефти, становится ясно - совместный транспорт нефти и конденсата в условиях Западной Сибири в настоящее время является наиболее предпочтительным и весьма перспективным. Напомним, механизм действия разбавителей ( конденсат, газ, пена) заключается в снижении концентрации низкокипящих углеводородов, уменьшении температуры насыщения нефти парафином и снижении точки перехода ньютоновской жидкости в неньютоновекую. [11]
К недостаткам этой системы сбора относятся значительные расстояния ( до 100 км) совместного транспорта нефти и пластовой воды, что влечет опасность образования стойких нефтяных эмульсий. [12]
На рис. 4 приведен один из вариантов нефтегазосборных систем, в основу которых положен совместный транспорт нефти и газа на большие расстояния. Эти системы до пунктов сепарации не отличаются друг от друга. На месторождении сооружаются только замерные установки, число и расположение которых выбираются на основании анализа конкретных условий. Продукция скважин, минуя замерную установку, направляется в сборный коллектор и транспортируется за счет пластовой энергии на централизованную сепарационную установку. [13]
В настоящее время на большинстве нефтяных месторождений нашей страны при сборе и транспорте продукции скважин применяется совместный транспорт нефти и газа. В определенных условиях технико-экономическими показателями подтверждается эффективность применения такого способа транспорта. [14]
Однотрубная система сбора института Татнефтепроект ( рис. 13) так же, как и предыдущая, предусматривает совместный транспорт нефти и газа по одному трубопроводу на дальние расстояния. Отличительной особенностью ее является использование специальных объемных нагнетателей ( насос-компрессоров), размещенных на групповой установке. Дебит скважин / замеряют массовым расходомером 2 на потоке, установленным либо непосредственно у скважин, либо на гребенке групповой установки. Пройдя замер, продукция скважин поступает на прием насос-компрессоров 3, которые без предварительного разделения фаз перекачивают газонефтяную смесь по сборному коллектору на центральные промысловые сооружения. В этот же сборный коллектор подключаются выкидные линии скважин ( независимо от способа эксплуатации), имеющих высокое буферное давление. Давление в сепараторах второй ступени поддерживают близким к атмосферному. Из этих сепараторов сырую нефть насосами 6 перекачивают в сырьевые резервуары 7 или на УК. Газ первой ступени под собственным давлением подается по газопроводу на ГБЗ, а газ второй ступени сепарации подается потребителю при помощи компрессоров. [15]