Напорная система сбора нефти

ВАРИАНТ ВИТИ.

1) объёмный, 2) статистический, 3) материального баланса.

Объёмный метод получил широкое распространение и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности. Основан на изучении геол, физич, химич особенностей залежи в процессе разработке и в результате опробования пластов).

Q = F*h*m*в*K_н*p*O

F– площадь нефтеносности (строятся структурные карты продуктивных горизонтов), h– нефтенасыщен. мощность, m – коэф. откр. пористости,

в(бетта) – коэф. нефтенасыщения, Кн – коэф. нефтеотдачи, p – плотность нефти на поверхности,

О – пересчётный коэф. усадки нефти (=1/b, b – объёмный коэф. пластовой нефти).

Статистический методоснован на изучении кривых падения дебита скважин методами матем. статистики и корреляции. Целесообразно его применять лишь при естественной отдачи пласта (без воздействия на пласт) и при определённых условиях эксплуатации. Можно применять для пластов с режимом растворённого газа, с газонапорным режимом(газовой шапки), и для пластов с неэффективным водонапорным режимом. Характеристика суммарного дебита скважины определяется начальным дебитом и динамикой его изменения, таким образом имеем кривые начального дебита и кривые производительности. Начальный дебит определяется по соседним скважинам.

Метод материального балансаоснован на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от изменения давления в процессе разработки. Метод является динамическим: при его применении состояние пласта рассматривается в зависимости от отбора жидкости, газа и падения пластового давления. Сложность вызывает определение среднего пластового давления залежи на дату расчёта (из-за геол.причин: фациальность, различность плотности, авпд, анпд и др.). Необходимо учитывать следущие велечины:

1) Qн – накопленная добыча нефти, 2) количества растворенных газов в нефти на начальном этапе и на дату расчёта, 3) Гф ср – средний газовый фактор, 4) Объёмные коэф. пластовой нефти(b) и газа(v), 5) вошедшая в пласт вода, 6) добыча воды.

ВАРИАНТ АЛИНЫ.

Основные задачи, рассматриваемые в проектах обустройства нефтяного месторождения включают:
1 обеспечение сбора и подготовки запланированного количества нефти и газа к дальнейшему транспорту;
2 совместный сбор и транспортировка по выкидным линиям, идущей от каждой скважины, нефти, газа и воды до установок сбора нефти;
3 измерение количества нефти, газа и воды по каждой в отдельности скважине;
4 совместная или раздельная транспортировка обводненной или необводненной нефти по сборным коллекторам от установки сбора до установки подготовки нефти;
5 подготовка нефти, газа и пластовой воды до товарных кондиций и передача нефти и газа в магистральную сеть или товарнотранспорной организации для дальнейшей реализации.
Из товарной нефти на нефтеперерабатывающем заводе получают бензин, керосин, дизельное топливо, масла и др. Из нефтяного газа на газоперерабатывающем заводе производят в основном сжиженные газы и бензин, а пластовая вода, добытая вместе с нефтью из недр, транспортируется к нагнетательным скважинам того же или соседнего месторождения для закачивания в пласт с целью поддержания давления.
Сбор нефти, газа и воды осуществляется системой нефтегазопроводов, по которым эти продукты транспортируются от скважин до установок сбора, и от установок сбора до установок подготовки.
Под технологическими установками подготовки нефти, газа и воды понимается комплекс оборудования и аппаратов, в которых непрерывно и последовательно осуществляется физико-химические процессы разрушения эмульсий, завершающие получением товарных продуктов, т.е. чистой нефти, чистой пластовой воды и очищенного и осушенного газа.
В настоящее время известны следующие способы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная герметизированные.

Существует несколько разновидностей герметизированных систем сбора нефтегазовых смесей:
- системы сбора зависящие от величины и конфигурации нефтяного месторождения;
- системы сбора зависящие от рельефа местности;
- системы сбора, зависящие от физико-химических свойств нефти и нефтяных эмульсий, а также климатических условий данного месторождения;
- системы сбора нефти, газа и воды, применяемые на морских месторождениях.

Напорная система сбора (рисунок 3), разработанная институтом Гипровостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважины, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более.

1 – скважины, 2 – сепаратор І cтупени, 3 – регулятор давления, 4 – газопровод, 5 – насосы, 6 – нефтепровод, 7 - сепаратор ІІ cтупени, 8 – резервуар, ДНС – дожиманая насосная станция

Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6-0,8 МПа в сепараторах І cтупени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах ІІ cтупени происходит окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов ІІ cтупени – 10-12 метров) в сырьевые резервуары, проходя черезустановку комплексной подготовки нефти УКПН.

На ней (УКПН) происходит:

1) Дополнительная дегазация

2) Обезвоживание

3) Обессоливание

4) Стабилизация

При обезвоживании происходит гравитационное (поток непрерывного типв) холодное (переходного) разделение, внутритрубная деэмульгация, термическое разделение, термохимическое, электрическое, фильтрация, разделение под действием центробежных сил.

После совершения всех этих действий очищенную нефть передают потребителю.
Применение напорной системы сбора позволяет:
- сконцентрировать на ЦСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;
- применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшить металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы;
- снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопровода для транспортировки нефтяного газа низкого давления;
- увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей растворенный газ.
Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды от месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождения для ее использования в системе поддержания пластового давления.