ОСОБЕННОСТИ ВЫСОКОНАПОРНОЙ СИСТЕМЫ СОВМЕСТНОГО СБОРА И ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА

С 1956 г. на территории Чечено-Ингушской АССР был открыт ряд нефтяных месторождений в меловых отложениях, которые характеризуются большими пластовыми давлениями до 750 • 10⁵ н/м² и температурами до 170° С, а также высокими газовыми факторами, достигающими 650 м³ на 1 т нефти. Для обустройства необходимо было выбрать систему нефтегазосбора, обеспечивающую надежную герметизацию и минимальный расход металла и денежных средств. Особенно остро стояла задача сокращения потерь попутного нефтяного газа, сжигаемого в факелах в период разведки и освоения месторождений. Эту задачу можно было решить только на основе совместноготранспорта нефти и газа на большие расстояния, используя резерв пропускной способности нефтепровода.

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)*10⁵ н/м²; 2) концентрация сепарационных установок и других технологических объектов на крупных централизованных пунктах, сооружаемых для одного или группы месторождений данного нефтяного района; 3) многоступенчатая сепарация.

Рис.5. Высоконапорная система сбора нефти и газа с централизованной одноступенчатой сепарацией на отдельных месторождениях и окончательной сепарацией на центральном сборном пункте

На рис.5 приведен один из вариантов нефтегазосборных систем, в основу которых положен совместный транспорт нефти и газа на большиерасстояния. 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. По первому варианту на централизованной установке предусматривается четырех- или трехступенчатая сепарация с давлениями ступеней 55*10⁵, 40*10⁵, 16*10⁵ и 1*10⁵ н/м². Сепарационная установка территориально совмещена с установкой подготовки нефти ДЭУ, товарным парком НП и в отдельных случаях с газобензиновым заводом ГБЗ. Газ из сепараторов первой ступени после охлаждения направляется в газопровод и транспортируется до мест потребления под собственным давлением, а газ последующих ступеней сепарации направляется нa ГБЗ для переработки. По второму варианту высопонапорной нефтегазосборной системы (рис.5) на каждом месторождении сооружается централизованная сепарационная установка, на которой осуществляется одноступенчатая сепарация высокого давления до 60 *10⁵ н/м².

Отделившийся сепараторах газ охлаждается для извлечения из него конденсата. А затем поступает в газопровод для реализации, а нефть с оставшимся в ней газом под давлением сепарации транспортируется на внешний сборный пункт, рассчитанный на обслуживание нескольких месторождений. На этом пункте происходит окончательная сепарация нефти и газа и соответствующая их обработка.

В зависимости от местных условий (содержание воды, наличие парафина, запас пластовой энергии и др.) принципиальная схема совместного сбора и транспорта нефти и газа может приобретать свои характерные особенности. Так, например, могут изменяться: давление ступеней сепарации и их число; характер сбора чистой и обводненной нефти (совместный или раздельный); способ деэмульсации; методы борьбы с отложениями парафина и солей и др.