Сбор и подготовка нефти к транспорту

Нефть, поступающая из недр на поверхность земли, содержит попутный газ (50—100 м3/т), воду (200—300 кг/т), минеральные соли (до 10—15 кг/т), механические примеси. Перед транспортировкой и подачей на переработку газы, механические примеси, основная часть воды и солей должны быть удалены из нефти.
Существуют различные системы внутрипромыслового сбора и транспортировки нефти, различающиеся условиями перемещения нефти и газа, схемой отделения газа от нефти. Старейшая — самотечная система, при которой перемещение нефти происходит за счет превышения отметки устья скважины над отметкой замерной установки. Нефть, газ и вода от скважины поступают на индивидуальную замерную установку (ИЗУ), расположенную вблизи от скважины. В ИЗУ от газа отделяют нефть и воду, которые по самотечным выкидным линиям транспортируют в участковые негермстизированные резервуары. Из резервуаров нефть насосами подают по коллектору на установку подготовки нефти, а воду после отстоя сбрасывают в канализацию. Если позволяет рельеф местности, то насосы не сооружают, а коллектор представляет собой самотечный трубопровод. Газ, выделившийся в ИЗУ, передают на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).
Самотечные системы сбора нефти имеют ряд существенных недостатков: из-за низкой скорости движения потока жидкости в них образуются отложения механических примесей, солей, парафина; из-за наличия открытых мерников и резервуаров велики потери газа и легких фракций, достигающие 3 % от общего объема нефти. Эти системы трудно автоматизируются и требуют многочисленного обслуживающего персонала.

На новых нефтяных месторождениях эксплуатируются герметизированные высоконапорные системы сбора нефти, газа и воды, технологическая схема которых определяется величиной и формой площади месторождения, рельефом местности, физикохимическими свойствами нефти. Сырая нефть от устья скважины направляется под собственным давлением по выкидным линиям длиной 1—3 км к групповым замерным установкам (ГЗУ). На ГЗУ происходит отделение нефтяного газа от жидкости и автоматическое измерение количества полученных продуктов. Затем газ вновь смешивают с водой и нефтью; смесь по коллектору длиной до 8 км перемещается на дожимную насосную станцию, в составе которой имеются сепараторы первой ступени для отделения газа от нефти. Газ из сепараторов под собственным давлением поступает на ГПЗ, а частично дегазированная нефть подается на установку подготовки нефти (УПН). На УПН осуществляются вторая и третья ступени сепарации газа от нефти, обезвоживание и обессоливание нефти. Газ с УПН подают на ГПЗ, а воду — на установку очистки воды. Очищенную воду насосами кустовой насосной станции закачивают через нагнетательные скважины в пласт.
Обезвоженную и обессоленную на УПН нефть подают в герметизированные резервуары, а затем насосами 6 — на автоматизированную установку, предназначенную для оценки качества и количества нефти. С установки нефть подают в товарные резервуары, из которых насосами направляют в магистральный нефтепровод, транспортирующий нефть к нефтеперерабатывающим заводам. Если на установке устанавливают, что нефть не соответствует кондициям, то ее возвращают на УПН.

С помощью герметизированных систем устраняют потери легких фракций нефти, создают возможность транспортирования нефти по всей площади месторождения за счет давления на устье скважин.

После многоступенчатой сепарации в нефти все же остается значительное количество углеводородов C1 — С4, которые могут быть потеряны при перекачках из резервуара в резервуар, хранении и транспортировке нефти. Чтобы предотвратить возможные потери углеводородов, устранить опасность загрязнения воздуха газами и легкими фракциями, нефть на многих промыслах подвергают стабилизации в специальных ректификационных колоннах. В стабильной нефти содержится не более 1 % углеводородов C1 — С4, а в нестабильной 2—3%. Обессоленную и обезвоженную нефть по магистральным трубопроводам или железной дороге транспортируют на нефтеперерабатывающие заводы.