Нефть и газ разделяются в сепараторах на устье или на групповых пункта сбора и транспортируются раздельно по разным трубопроводам.
    | |||
| |||
Нефть и газ самотеком по нефтесборному трубопроводу поступает в резервуар группового сборного пункта, а из них перекачивается насосами в сырьевые резервуары промыслового парка на центральный сборный пункт и далее насосами на установку подготовки нефти. Газ из трапа (газосепаратора) по газопроводу поступает на прием компрессорной станции и дальше на ГПЗ.
Недостатки самотечной системы:
1. В условиях гористой местности необходимо изыскивать необходимую трассу нефтепроводов, чтобы обеспечить необходимый напор, а, следовательно, и пропускную способность.
2. Сепарация газа недостаточная, поэтому есть возможность образования в нефтепроводах газовых мешков.
3. При низкой скорости в трубопроводах происходят отложения механических примесей, солей, парафина.
4. Так как система негерметизирована, то возникает возможность потерь от испарения легких фракций нефти до 3% от общей добычи.
5. Трудность автоматизации процесса из-за разбросанности технологических объектов.
Преимущество:сравнительно точное измерение по каждой скважине жидкости в мерниках, газа с помощью расходомеров.
В настоящее время обустройство нефтяных месторождений осуществляется с применением напорных герметизированных систем сбора и подготовки скважин, основными элементами которых являются добывающие скважины, АГЗУ, ДНС, а также ЦППН. Элементы системы связаны между собой с помощью трубопроводов: от добывающих скважин к АГЗУ газожидкостная смесь подается по выкидным линиям диаметром 114 мм, дальнейшая транспортировка продукции осуществляется по коллекторам большого диаметра.
Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и природных условий. Так, в одних случаях продукция разделяется на АГЗУ на обводненную и безводную, а в других она транспортируется после АГЗУ по единому коллектору. На некоторых месторождениях к ДНС подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других на каждой АГЗУ установлен сепаратор первой ступени, и жидкость транспортируется на ЦППН либо дожимными насосами, либо за счет давления в линии. На небольших по площади месторождениях АГЗУ и ЦППН могут быть расположены на одной площадке.
Принцип работы элементов системы на всех месторождениях одинаковый: на АГЗУ фазы не разделяются.
Первая ступень сепарации осуществляется на ДНС, в результате газ отводится по отдельному коллектору. Кроме того, может проводиться предварительный сброс воды с закачкой ее в нагнетательные или поглощающие скважины, а вторая – на ЦППН.
На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент – деэмульгатор. Газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ. Жидкость со второй ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит частичное отделение механических примесей и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт. На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные батареи (ВРБ). С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины.
После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.
Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти (УПН) или центральном пункте подготовки нефти (ЦППН), и включают в себя следующие процессы:
- сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;
- обезвоживание продукции;
- обессоливание;
- стабилизация нефти.
На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нефтяная эмульсия с реагентом нагревается до 50оС и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде, и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды. Нефть с содержанием воды до 10% с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС подается на установки подготовки нефти (УПН) в печи-нагреватели ПТБ-10. В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента - деэмульгатора в количестве до 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45-50оС, после чего нефть поступает в электродегидратор, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть, с содержанием воды до 1% и температурой 44-49оС поступает в сепараторы “горячей сепарации” для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары РВС. Нефтяные резервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Наибольшее применение нашли резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на нефтеперекачивающую станцию (НПС). С НПС нефть подается в магистральный нефтепровод, а затем для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). Контроль над качеством товарной нефти и учет ее ведется на объединенном коммерческом узле учета нефти. Подготовленная нефть проходит через автоматическую систему “СМИТ”, обеспечивающую точность учета до 0,1 %. При выборе конкретной схемы расположения объектов подготовки нефти и их количества определяющую роль играют такие факторы, как объемы подготовки нефти, территориальное размещение месторождения, расстояния между отдельными скважинами или кустами скважин и т.д.
Технологические процессы подготовки нефти для всех систем сбора аналогичны: сепарация или разделение фаз, деэмульсация продукции, обессоливание, стабилизация нефти.
Последний процесс обычно осуществляется параллельно с деэмульсацией и обессоливанием.
Исходя из физических процессов, протекающих при подготовке нефти, оборудование для систем изготовляют в блочном исполнении; вместо деэмульсационных и обессоливающих установок, в которых процессы нагрева и отстоя совмещены, сейчас выпускают нагреватели и отстойники. Комбинируя нагреватели и отстойники разной пропускной способности и различного исполнения, находят рациональный процесс подготовки нефти для условий данного месторождения.
Основным оборудованием системы сбора являются: выкидные линии и коллекторы, АГЗУ, путевые подогреватели, ДНС.
Требования, предъявляемые к качеству нефти при ее поставке нефтеперерабатывающим заводом.
Подготовка нефти на промыслах заключается в отделении от нефти пластовой воды, механических примесей и солей, а также легких газообразных углеводородов. Отделение от нефти легких газообразных углеводородов стабилизирует нефть и снижает ее испаряемость. От качества подготовки нефти зависит эффективность и надежность магистрального трубопроводного транспорта нефти, качество полученных из нее продуктов. Повышенное содержание в товарной нефти воды, хлористых солей и механических примесей способствует более интенсивному коррозионному износу трубопроводов, оборудования перекачивающих станций и аппаратов нефтеперерабатывающих заводов, снижает пропускную способность трубопроводов.
В зависимости от содержания в товарной нефти воды, хлористых солей и механических примесей они разделены на три группы. Качество товарной нефти регламентируется ГОСТом 99-65-76 и в 2002 году был принят ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия», предусматривающим:
По степени подготовки нефть разделяют на группы 1-3
Если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим размером, а по другому с большим номером, то нефть признают соответствующей группе с большим номером.
| Наименование показателя | Норма для нефти | ||
| 1 группа | 2 группа | 3 группа | |
| содержание воды, %, не более | 0,5 | ||
| солей, мг/дм3, не более | |||
| мех. примесей, %, не более | 0,05 | 0,05 | 0,05 |
| давление насыщенных паров, КПа, не более | 66,7 | 66,7 | 66,7 |
| Содержание хлорорганических соединений, млн.- 1(ppm) | Не нормируется. Определение обязательно |
Качество нефти определяется при проведении лабораторных анализов, по результатам которых составляется «Паспорт качества нефти». Нефть, показатели которой превышают допустимые ГОСТом значения, считается некондиционной. В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на четыре класса
| Класс нефти | Наименование | Массовая доля серы % |
| Малосернистая | < 0,6 | |
| Сернистая | От 0,61 до 1,80 | |
| Высокосернистая | От 1,81 до 3,50 | |
| Особо высокосернистая | > 3,50 |
По плотности нефть подразделяют на пять типов