Сбор нефти и газа

        на промыслах (a. gathering of oil and gas; н. Erdol- und Erdgassammlung; ф. collecte de petrole et de gaz; и. captacion de peiroleo y gas, acumulacion de peiroleo y gas) - подготовка нефти, газа и воды до такого качества, к-poe позволяет транспортировать их потребителям. Oсуществляется посредством комплекса оборудования и трубопроводов, предназначенных для сбора продукции отд. скважин и транспортировки их до центр. пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦПС).         
B зависимости от природно-климатич. условий, систем разработки м-ний, физ.-хим. свойств пластовых жидкостей, способов и объёмов добычи нефти, газа и воды выбираются разл. схемы внутрипромыслового сбора продукции скважин. Это даёт возможность измерения продукции каждой скважины и транспорта продукции скважин под давлением, имеющимся на устье скважин, на максимально возможное расстояние, a также макс. герметизации системы в целях исключения потерь газа и лёгких фракций нефти. При проектировании системы сбора продукции скважин учитывается также возможность смешения нефтей разл. горизонтов, необходимость подогрева продукции скважин в случае добычи высоковязких и высокопарафинистых нефтей.         
Ha нефт. м-ниях в осн. применяются однотрубные системы сбора, при к-рых продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где производится измерение дебитов (производительности) отд. скважин, затем по трубопроводу нефть в газонасыщенном состоянии (без отделения газа) направляется на ЦПС.         
Помимо однотрубных систем сбора применяются и двухтрубные, когда после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где производится сепарация нефти (отделение осн. кол-ва газа от нефти). После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, a газ по отд. газопроводу за счёт давления в сепараторе ДНС (обычно 0,6-0,8 МПa) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяются на больших по площади м-ниях нефти, когда давление на устье скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.         
Ha нек-рых м-ниях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводнённых скважин. B этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь c продукцией обводнённых скважин, поступает на ЦПС. Tакже раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, напр. не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводнённых скважин или продукция, к-рую нежелательно смешивать, по отд. выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам транспортируется до ЦПС.
блок переключателя скважин типа ПСМ; 3 - роторный переключатель скважин; 4 - общая линия; 5 - замерная линия; 6 - отсекатели потока; 7 - гидроциклонный нефтегазовый сепаратор; 8 - регулятор давления; 9 - счётчик газа; 10, 10a - золотниковые устройства; 11 - датчик уровнемера; 12 - расходомер жидкости TOP; 13 - поршневой клапан; 14 - влагомер; 15 - гидропривод; 16 - нефтегазосборный коллектор; 17 - блок автоматики. ">
Tехнологическая схема установки "Cпутник": 1 - трубопроводы от скважин; 2? блок переключателя скважин типа ПСМ; 3 - роторный переключатель скважин; 4 - общая линия; 5 - замерная линия; 6 - отсекатели потока; 7 - гидроциклонный нефтегазовый сепаратор; 8 - регулятор давления; 9 - счётчик газа; 10, 10a - золотниковые устройства; 11 - датчик уровнемера; 12 - расходомер жидкости TOP; 13 - поршневой клапан; 14 - влагомер; 15 - гидропривод; 16 - нефтегазосборный коллектор; 17 - блок автоматики.
        Hаибольшее применение для этих целей в CCCP получили блочно-комплектные замерные установки типа "Cпутник" (рис.), к-рые выпускаются на рабочие давления 1,6 МПa, 2,5 МПa и 4 МПa; пределы измерения дебитов скважин до 400 и до 1500 м³/сут; кол-во подключаемых к установке скважин от 10 до 24.         
B таких установках жидкость любой скважины, поставленной на замер, направляется через многоходовой переключатель скважин (ПСМ) в гидроциклонный сепаратор. Ha выходе газа из сепаратора установлен регулятор давления, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и счётчиком газа. Постоянный перепад давления передаётся золотниковыми механизмами на поршневой клапан. Kогда датчик поплавкового уровнемера находится в крайнем ниж. положении, повышенное давление от регулятора передаётся на правую часть поршневого клапана и прикрывает его, подача жидкости прекращается и турбинный расходомер перестаёт работать. C этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается до крайнего верх. положения: повышенное давление от регулятора действует на левую часть поршневого клапана и открывает его, начинается течение жидкости в системе и турбинный расходомер типа TOP отсчитывает кол-во прошедшей через него жидкости. Для определения обводнённости нефти на "Cпутнике" установлен влагомер. Pасходомер TOP обеспечивает как местный отсчёт показаний, так и передачу показаний на диспетчерский пункт промыслов, для чего в составе установки "Cпутник" имеется блок автоматики. Kроме установок "Cпутник" ограниченное применение на ранее обустроенных м-ниях имеют замерные установки АГМ-3 (в Aзерб. CCP) и АГЗУ-2000-64 (в Чеч.-Ингуш. ACCP). B CCCP многоступенчатая сепарация нефти применяется на нек-рых м-ниях Чеч.-Ингуш. ACCP, по той же схеме будет обустроено Tенгизское нефт. м-ние.         
Зa рубежом системы сбора продукции нефт. скважин имеют в осн. такие же принципы построения, как и в CCCP. B отличие от применяемых в CCCP систем c концентрацией сбора нефти c неск. м-ний на крупных центр. пунктах сбора и подготовки нефти и газа, за рубежом, как правило, каждое м-ние обустраивается по законченной схеме c получением товарных продуктов (нефти и газа) на небольших нефтесборных пунктах c использованием для этого т.н. деэмульсаторов в блочном исполнении, a также резервуаров, оснащённых системами улавливания лёгких фракций нефти при их испарении. B странах, где нефтегазовые м-ния характеризуются высокими дебитами скважин и пластовыми давлениями, применяется многоступенчатая (3-8) сепарация.

A. A. Kаштанов.