Пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды

Продукцией добывающих скважин является смесь нефти, пластовой воды и

попутного нефтяного газа. Такая смесь не может транспортироваться на большое рас-

стояние к местам переработки, кроме того, вода должна утилизироваться закачкой в

- 20 -

нефтяной пласт, следовательно ее передача на нефтеперерабатывающий завод не имеет

смысла.

Первичная подготовка нефти производится на пунктах сбора и подготовки, в

качестве которых используются дожимные насосные станции.

В состав ДНС входят сепараторы для разделения смеси на жидкость и газ, се-

параторы для отделения унесенной жидкости от газа, технологические подогреватели

жидкости, отстойники для отделения воды от нефти, отстойники для отделения нефти

от воды, насосная внешней перекачки нефти. Пластовая вода, очищенная от нефти, пе-

редается на КНС для закачки в пласт через систему водораспределительных трубопрово-

дов.

В последнее время ДНС оснащаются установками концевой сепарации и ре-

зервуарами товарной нефти. Такое дополнение позволяет получить товарную нефть на

ДНС и передать ее через систему транспорта на нефтепереработку.

Технология первичной подготовки нефти и подготовки пластовой воды ис-

пользует аппараты гравитационного типа. В качестве движущей силы в процессах отде-

ления газа от жидкости и нефти от воды используются силы гравитации. Такая техноло-

гия проста по аппаратурному оформлению, не требует значительных затрат энергии, од-

нако она не может решить проблему использования попутного нефтяного газа, содержа-

щего пропан-бутановую фракцию.

В пластовых условиях нефть является жидкостью, в состав которой входят

метан, этан, сжиженные углеводороды (пропан, бутан) и более тяжелые углеводородные

компоненты.

При добыче и сборе нефти происходит ее разгазирование. Из жидкости выде-

ляются легкие углеводородные компоненты. По мере снижения давления в системе до-

бычи и сбора нефти объем выделяемого газа увеличивается с одновременным увеличени-

ем доли более тяжелых компонентов в газе.

Всю гамму добываемых компонентов можно разделить на три части. К первой

части следует отнести наиболее легкие компоненты – метан и этан. По составу эта часть

должна использоваться как топливный газ и транспортироваться к местам его потребления.

Товарная нефть не должна содержать метана, этана, пропана и бутана. В противном слу-

чае она не будет соответствовать требованиям ГОСТ [2] на товарную нефть по давлению

насыщенных паров. Остается промежуточная часть добываемой смеси, куда входят про-

пан и бутаны. Эти компоненты не могут входить в состав нефти, однако _______они не могут

быть и в составе газовой части, так как газ, содержащий пропан-бутановую фракцию,

конденсируется в газопроводах, конденсат создает серьезные помехи при транспорте га-

за.

Попутный нефтяной газ, в состав которого входят метан, этан, пропан и бутан,

должен подаваться на газоперерабатывающий завод.

Пропан и бутан являются наиболее интересными компонентами для газопере-

рабатывающих предприятий. Основную прибыль газоперерабатывающий завод получает

от реализации широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), состоящей в основном

из смеси пропана и бутанов.

Перед нефтедобывающим предприятием не стоит задача отделения пропан-

бутановой фракции от нефти и газа. Целевым продуктом НГДУ является товарная

нефть. Попутный нефтяной газ для НГДУ является отходами производства, которые, в

соответствии с требованием Закона РФ [3], подлежат утилизации.

Проблема использования попутного нефтяного газа зародилась в эпоху социа-

лизма. В структуре народного хозяйства выделено специальное подразделение, которое

должно было заниматься переработкой газа. В результате такого распределения нефте-

добывающая отрасль не имеет интереса к переработке газа, чему способствует государ-

ственная политика цен. Вопрос передачи газа от нефтяного промысла до газоперерабаты-

вающего завода остался нерешенным. Транспорт нефтяного газа на расстояние до 30 км

возможен под давлением сепарации нефти. Такое удаление ГПЗ от пунктов сепарации

нефти обеспечивает бескомпрессорную передачу газа. Даже при таком удалении ГПЗ от

пунктов сепарации происходит конденсация газа в трубопроводе. Конденсат, в состав ко-

торого входят пропан-бутановая и бензиновая фракции, приходится выводить из трубо-

- 21 -

провода на установках дополнительной сепарации газа (УДС) и иногда сжигать на факе-

ле.

В настоящее время газоперерабатывающие заводы оказались удаленными от

нефтяных месторождений на расстояние, превышающее 30 км. Передача нефтяного газа

на ГПЗ в новых условиях требует качественной его подготовки (осушки, частичного от-

бензинивания), и компримирования. Стоимость подготовки и сжатия газа оказывается

существенно более высокой, чем его цена, установленная государством. Из экономиче-

ских соображений нефтяной газ выгоднее утилизировать сжиганием на факеле, чем пере-

давать на ГПЗ.

Возникает вопрос, почему бы не производить переработку газа на нефтяном

промысле, если ШФЛУ имеет высокую цену. Отсутствие промысловой переработки газа

объясняется, с одной стороны, отсутствием требований в Законе, с другой стороны, низ-

кой экономической эффективностью малотоннажного производства. Нефтяной газ нель-

зя собрать в одном месте с нескольких пунктов сбора нефти. Переработка газа на малых

установках стоит очень дорого и при существующих (государственных) ценах является

убыточной. Одним из направлений решения проблемы использования газа является

укрупнение производства. Для этого необходимо разработать межпромысловую систему

сбора попутного нефтяного газа на центральные пункты, где произвести его подготовку и

компримирование для дальнейшей передачи на ГПЗ.