Основная цель регулирования процесса разработки нефтяной залежи - обеспечение равномерного перемещения ВНК или ГНК от контуров водоносности или газоносности. Именно равномерностью отработки запасов нефти достигается общая технологическая безопасность работы всех сооружений в цепочке "добыча - сбор - подготовка - транспортировка".
Равномерность поступления нефти в скважину обеспечивается неизменной толщиной эксплуатируемого пласта-коллектора, однородностью его строения, что проявляется в стабильности его фильтрационно-емкостных свойств. При таком условно стационарном режиме скорость фильтрации движущейся к скважине жидкости при постоянном расходе возрастает. Таким образом, при перемещении единицы объема жидкости по направлению к скважине будут непрерывно возрастать затраты энергии (перепад давлений) на единицу длины пути (градиент давления). В этих условиях знание распределения энергетического потенциала залежи, которое отражается с помощью карт изобар, является первостепенным, поскольку позволяет составить проект рационального размещения одиночных или кустовых буровых площадок. Однако получение достоверной информации по энергетическому потенциалу залежи возможно лишь при высокой степени ее геологической изученности, что достигается стадийным подходом к освоению месторождения.
В связи с этим принципиально важным является вопрос выбора схемы разработки залежи и, в частности, схем кустования скважин. Известно, что, чем крупнее кустовые площадки, тем дороже бурение скважины, поскольку необходимы большие отходы скважин от забоев. Современные технологии бурения позволяют достигать отходов в 2-4 км и более по вертикали. В то же время стоимость коридоров коммуникаций (автодорог, отсыпки площадок, линий электропередачи, нефтесборов, водоводов, УПСВ) сокращается, что приводит к снижению капитальных вложений и повышению степени экологической безопасности всего промысла в целом. В первую очередь снижаются показатели землеемкости, техногенные нагрузки на все элементы экосистем, экологические риски за счет сокращения размеров коммуникаций и особенно организации системы сбора пластовых вод на кустовых площадках.
Обустройство устьев одиночных эксплуатационных нефтяных скважин. При обустройстве устьев скважин в зависимости от способа эксплуатации должны предусматриваться:
приустьевая площадка;
1) площадка под инвентарные приемные мостки;
2) площадка под ремонтный агрегат;
3) якоря для крепления оттяжек ремонтного агрегата;
4) фундамент под станок-качалку;
5) станция управления электрического центробежного насоса (ЭЦН) или станком-качалкой;
6) наземное оборудование для эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами;
7) трансформаторные подстанции;
8) обвалование территории устьев скважин;
10) канализационная емкость-сборник с инвентарными поддонами.
При необходимости на площадке устьев скважин предусматриваются:
1) узлы для запуска очистных устройств выкидных трубопроводов;
2)устройство для закачки реагентов-деэмульгаторов, ингибиторов и др.
Обустройство кустов скважин. Куст скважин представляет собой специальную площадку естественного или искусственного участка территории месторождения с расположенными на ней устьями скважин, удаленных от другого куста или одиночной скважины на расстояние не менее 50 м, а также технологическим оборудованием и эксплуатационными сооружениями, инженерными коммуникациями, оборудованием для подземного ремонта скважин, бытовыми и служебными помещениями. Строительство укрупненных кустов скважин накладывает ряд ограничений на способы добычи нефти, в частности на размещение ШГН.
Суммарный дебит одного куста скважин при его проектировании должен приниматься не выше 4000 м 3 /сут. (по нефти), а газовый фактор - не более 200 м 3 /м 3 . В зависимости от способа эксплуатации скважин на кусте скважин следует предусматривать следующие технологические сооружения:
1) приустьевые площадки нефтяных и нагнетательных скважин;
2) замерные установки;
3) технологические трубопроводы;
4) блоки для подачи реагентов-деэмульгаторов, ингибиторов и др.;
5) газораспределительные блоки (гребенки);
6) площадки под ремонтный агрегат;
7) якоря для крепления оттяжек ремонтного агрегата;
8) фундаменты под станки-качалки;
9) станции управления ЭЦН и ШГН;
10) трансформаторные подстанции;
11) площадки под инвентарные приемные мостки;
12) емкость-сборник;
13) блок закачки воды в нагнетательные скважины и блоки водораспределительной гребенки.
В работе рассмотрены два варианта организации кустовой системы добычи нефти. В первом представлен проект из трех кустов скважин по 19 шт. при общем количестве 57 с традиционной величиной отхода от забоев скважин. На кустовой площадке отсутствует УПСВ, а система ППД выполнена из стеклопластиковых материалов, препятствующих развитию коррозии.
Второй вариант проекта предусматривает сооружение одной укрупненной кустовой площадки с тем же количеством скважин, но максимальным отходом забоя скважин на 2 км. В составе сооружений кустовой площадки имеется УПСВ, рассчитанная на переработку 171 м 3 с локальной закачкой воды в пласт. Общая стоимость УПСВ составляет 950 тыс. руб., а стоимость водовода длиной 7,5 км в первом варианте - 13220 тыс. руб.
Результаты расчета свидетельствуют о том, что кроме выигрыша в капитальных вложениях (8 % стоимости затрат) сокращается на 45 % протяженность коммуникаций, а в составе коридоров отсутствуют агрессивные пластовые флюиды, что является гарантией экологической безопасности промысла. Во втором варианте отсутствует перекачка пластовых вод от кустовых площадок к пунктам сепарации нефти и обратно, что дает экономию электроэнергии около 520 тыс. кВт ч/год.
Приведенные данные убедительно свидетельствуют о целесообразности укрупнения кустовых площадок при выборе схемы эксплуатации залежей, что приводит к экологически предпочтительным вариантам добычи нефти.
При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным насосно-компрессорным трубам (НКТ), которые спускаются в скважины перед началом эксплуатации. Их диаметр подбирается в зависимости от величины дебита скважины. Одним из факторов, осложняющих процесс эксплуатации скважин, являются отложения парафина на стенках труб, устьевой аппаратуры и выкидных линий.
Строительство скважин с большими отходами ограничивает применение штанговых глубинных насосов (ШГН), а также способствует развитию осложнений, связанных с истиранием труб, что может привести к частым авариям, особенно в местах соединения НКТ.
Во избежание истирания труб применяют специальные муфты повышенной прочности, которые устанавливают в местах искривления ствола скважины, а при выборе насосного оборудования предпочтение отдается ЭЦН и гидроприводным насосным системам в условиях закрытой системы сбора нефти i газа. Одновременно такие технологии (гидронасосные системы) дают возможность подачи ингибиторов для предотвращения коррозии и парафинообразования и позволяют совместить технологию подготовки рабочей жидкости: технологией подготовки нефти, что снижает затраты на строительство сило-1ьд линий и уменьшает вероятность экологического риска.
Дальнейшая система сооружений подготовки нефти, сброса и закачки вод производится в зависимости от распределения запасов по площади залежи и разрезу на отдельных месторождениях, темпов добычи и степени обводненности и газонасыщенности нефти, величин давлений на устье скважин, расположения количества кустов скважин, инженерно-геологических условий строительства сооружений, экологических ограничений.
Объекты сбора и транспортировки продукции скважин должны обеспечивать:
а) герметизированный сбор и транспортировку продукции скважин до центральных сборных пунктов, бескомпрессорную транспортировку газа первой ступени сепарации до центральных сборных пунктов, ГПЗ, на собственные нужды и другим потребителям;
б) замер продукции отдельных скважин и кустов;
в) отделение газа от нефти;
г) учет суммарной добычи продукции всех скважин;
д) использование концевых участков нефтесборных трубопроводов при подходе их к ЦПС и сепараторов для предварительной подготовки к разделению продукции скважин;
е) предварительное обезвоживание нефти, осуществляемое по качеству сбрасываемой пластовой воды;
ж) подогрев продукции скважин при невозможности ее сбора и транспортирования при обычных температурах.
Традиционно на большинстве месторождений сложились следующие системы сбора, подготовки и транспортировки нефти (рис. 4.4, по Саламатовой. 2004). Газожидкостная смесь из нефтедобывающих скважин поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где в автоматическом режиме производится периодическое измерение в замерном сепараторе дебитов жидкости и газа каждой скважины.
Замерные установки. В качестве замерных наиболее часто применяются установки типа "Спутник", "Биус" и других модификаций. Количество установок и их размещение должны определяться технико-экономическим расчетом. На площадках замерных установок при необходимости должны предусматриваться блоки закачки реагента-деэмульгатора и ингибитора коррозии.
После ГЗУ, которая монтируется на каждом кусте или отдельной скважине, смесь по нефтесборным нефтепроводам попадает на сборный пункт (СП) или на дожимную насосную станцию (ДНС) для последующей подготовки. Здесь может быть два варианта сбора: раздельный сбор обводненной и условно-безводной нефти, в связи с чем от каждой ГЗУ прокладывают два коллектора, имеющих протяженность до нескольких километров.
Сборные пункты, на которые поступает нефть, подразделяются на центральные (ЦПС), ДНС и комплексные сборные пункты (КСП).
На ЦПС сырая нефть, поступающая с ГЗУ, проходит полный цикл обработки, который включает двух- или трехступенчатое разгазирование с помощью сепараторов и доведение нефти по упругости насыщенных паров до необходимых кондиций. Кроме этого производится обезвоживание и обессоливание нефти до товарных кондиций. Газ, полученный после сепарации нефти, очищается от капельной жидкости и подается на утилизацию, переработку или другие цели. Газ первой и второй ступени транспортируется под собственным давлением, а газ концевой ступени для использования необходимо компримировать.
Попутно добываемые воды отделяются от сырой нефти на установке подготовки нефти (УПН), входящей в состав ЦПС. На УПН в специальном резервуаре предварительного сброса происходит отстаивание нефти, подогрев нефтяной эмульсии в трубчатых печах, отделение нефти от воды и обессоливание. После этого нефть поступает в резервуар товарной нефти с последующей откачкой в магистральный нефтепровод. В случае недостижения кондиций в товарной нефти по содержанию воды и солей она автоматически поступает из специальных герметизированных отстойников в сепаратор-делитель, из которого направляется вновь на УПН.
Установки подготовки нефти (УПН). УПН являются составной частью единого технологического комплекса сооружений по сбору и подготовке продукции скважин и, как правило, располагаются на ЦПС. Технологический комплекс сооружений по подготовке нефти должен обеспечивать:
Глубокое обезвоживание нефти;
Обессоливание;
Снижение упругости паров товарной нефти;
Прием некондиционной нефти и подачу ее на повторную подготовку;
Повторное использование реагента и тепла дренажных вод путем возврата их в начало процесса.
Технологическая схема процесса подготовки нефти должна обеспечивать:
Полную герметизацию процесса подготовки нефти;
Требуемое качество товарной нефти;
Гибкость и маневренность работы установки;
Возможность освобождения аппаратуры и трубопроводов при ремонтах и аварийных остановках;
Использование тепла продукции скважин.
Резервуарные парки. Для УПН следует предусматривать запасы сырья (продукция скважин; продукция, поступающая от ДНС или УПС) и товарной (подготовленной) нефти:
Для сырья - суточный объем, поступающий на УПН;
Для товарной нефти - объем суточной производительности УПН по товарной нефти при трубопроводном транспорте;
Для приема пластовых и сточных вод;
Для аварийных сбросов.
В качестве резервуарных емкостей чаще используются стандартные стальные резервуары различных объемов типа РВС.
Для сброса парафиновых отложений от зачистки (пропарки) резервуаров предусматриваются земляные амбары-накопители. Суммарная емкость амбаров-накопителей должна определяться из расчета сбора и хранения парафиновых отложений в течение года. Внутренние поверхности металлических резервуаров и устройств должны иметь противокоррозийное покрытие.
Установки подготовки газа (УПГ). В зависимости от направления использования нефтяного газа и условий его транспортировки до потребителей следует применять следующие способы его подготовки:
Осушку газа от влаги абсорбционным способом;
Извлечение тяжелых углеводородов с осушкой газа от влаги способом низкотемпературной конденсации (НТК).
При бескомпрессорной транспортировке смеси газов первой и концевых ступеней сепарации технологическая схема их подготовки должна предусматривать:
При транспортировке газа в двухфазном состоянии и в условиях, приводящих к образованию кристаллогидратов, - компримирование газов концевых ступеней сепарации до давления первой ступени сепарации и совместную осушку газов первой и концевых ступеней сепарации от влаги абсорбционным способом;
При транспортировке газа в однофазном состоянии - компримирование газов концевых ступеней сепарации до давления первой ступени сепарации, его осушку от влаги или извлечение из газа первой ступени или смеси газов первой и концевых ступеней сепарации тяжелых углеводородов способом НТК с впрыском гликоля.
Выделившийся при подготовке газа углеводородный конденсат направляется или в товарную нефть, если это не приводит к увеличению давления насыщенных паров нефти сверх нормативного, или в нефть перед первой ступенью сепарации.
Дожимные насосные станции (ДНС). В тех случаях, когда расстояние от кустов скважин до ЦПС велико, а устьевого давления скважины недостаточно для транспортирования флюидов, сооружают ДНС. Основная их задача - дать дополнительную энергию жидкости для транспортировки на ЦПС.
Технологический комплекс сооружений ДНС должен обеспечивать:
Первую ступень сепарации нефти с предварительным отбором газа;
Предварительное обезвоживание нефти (при необходимости);
Нагрев продукции скважин (при необходимости);
Транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;
Бескомпрессорную транспортировку нефтяного газа I ступени на ЦПС, ГПЗ и др.;
Очистку пластовой воды в герметизированных аппаратах при давлении первой ступени сепарации при естественной температуре поступающего на ДНС сырья;
Транспортирование при наличии предварительного сброса подготовленной пластовой воды в систему поддержания пластовых давлений (ППД);
Получение из аппаратов-отделителей воды с качеством, обеспечивающим закачку ее в продуктивные пласты без дополнительной подготовки;
Учет нефти, газа и подготовленной пластовой воды;
Закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов-деэмульгаторов).
В состав ДНС входят следующие основные технологические и вспомогательные сооружения:
Блок предварительного отбора газа;
Блок сепарации нефти;
Блок насосной (с буферной емкостью);
Блок предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;
Блок аварийных емкостей;
Блок замера нефти;
Блок замера газа;
Блок замера воды;
Блок компрессорной воздуха для питания приборов контроля и автоматики;
Блок нагрева продукции скважин (при необходимости);
Блок реагентного хозяйства для закачки реагента перед первой ступенью сепарации;
Блок закачки ингибиторов в газопроводы и нефтепроводы;
Емкость дренажная подземная.
На ДНС должны предусматриваться аварийные горизонтальные технологические емкости, рассчитанные на рабочее давление сепарации. Суммарный объем емкостей должен обеспечивать прием максимального объема жидкости, поступающей на ДНС в течение двух часов. ДНС проектируются блочными, отоматизированными, заводского изготовления, как правило, без постоянного обслуживающего персонала.
Сооружение ДНС оправдано еще тем, что промышленность не выпускает насосного оборудования, позволяющего перекачивать смеси с большим содержанием газов (сказывается лимитирующее влияние кавитационных процессов). Поэтому на ДНС перед насосом производится частичное отделение газа с помощью сепарации первой ступени. Отделившийся газ в результате снижения кипения подается для утилизации чаще всего на факел сжигания либо для использования на местные нужды. Нефть и вода с растворенным оставшимся газом поступают в сепараторы второй ступени - ЦПС и УПН.
Факельная система для аварийного сжигания газа ДНС. В факельную систему направляется нефтяной газ, который не может быть принят сооружениями по подготовке к транспортировке ввиду их остановки на ремонт или при аварийной ситуации, а также газ от продувки оборудования и трубопроводов
Диаметр и высота факела определяются расчетным путем с учетом допустимой концентрации вредных веществ в приземном слое воздуха, а также допустимых тепловых воздействий на человека и объекты. Высота трубы должна быть не менее 10 м (для газов, содержащих сероводород, - не менее 35 м Скорость газа в устье факельного ствола должна приниматься с учетом исключения возможности отрыва пламени, но не более 80 м/с.
Факел должен быть оборудован автоматическим дистанционным зажиганием и самостоятельным подводом топливного газа к запальному устройству.
Для улавливания конденсата и влаги перед факельной трубой должна находиться емкость (конденсатосборник), которую предусматривается опорожнять по мере заполнения на прием насосов ДНС.
Центральные пункты сбора (ЦПС) являются универсальным технологическим объектом, на котором добываемый флюид разделяется на целевые компоненты - товарную нефть, газ и сточную воду. Последняя очищается до уровня, соответствующего необходимым требованиям, и вводится в систему ППД или без очистки - в специальные поглощающие скважины для утилизации сточных вод.
Технологический комплекс по подготовке продукции скважин на ЦПС должен обеспечивать следующие процессы:
а) прием и предварительное разделение поступающей продукции скважин:
б) прием и учет продукции, поступающей от ближайших скважин;
в) подготовку нефти;
г) подготовку и утилизацию пластовых и производственно-сточных, в том числе и ливневых, вод;
д) прием и учет товарной нефти;
е) прием и подготовку газа к транспортировке;
ж) подачу товарной нефти на сооружения магистральной транспортировки.
Сбор разлившейся жидкости и атмосферных осадков должен проводиться в специальную емкость. Наружные площадки для установки технологического оборудования сооружаются с бетонным покрытием и должны быть на 15 см выше планировочной отметки земли, а их уклоны для обеспечения отвода дождевых вод - не менее 0,003°. При возможном разливе горючих жидкостей площадки следует ограждать бетонным бортом высотой не менее 15 см.
Площадки печей и блоков нагрева нефти и нефтепродуктов следует ограждать сплошной стеной, земляным валом или бордюрным камнем высотой не менее 0,5 м.
Уровень шума и вибрации оборудования, устанавливаемого в помещениях и на открытых площадках, не должен превышать предельно допустимые санитарные нормы. При вынужденном применении высокошумных агрегатов следует предусматривать:
а) установку глушителей шума;
б) дистанционное управление;
в) звукоизолированные кабины наблюдения.
В последнее время на месторождениях, особенно мелких, активно внедряются комплексные сборные пункты (КСП) или их различные модификации, называемые автономными установками (АУ).
КСП представляют собой технологический узел, на котором, в отличие от ДНС, производится не только первая ступень сепарации, но и обезвоживание и обессоливание нефти до товарной кондиции. Технологический узел также содержит установки по очистке попутно добываемой воды и подаче ее на ППД. Для этих целей в состав КСП входят У ПН и очистные сооружения. Таким образом, нефть, поступающая с КСП на ЦПС, не нуждается в деэмульсации и после ее окончательного разгазирования сдается потребителю.
АУ включают наземное скважинное оборудование (устьевое оборудование, станция управления для подачи электроэнергии силовым насосам от дизельной электростанции) и технологический блок для разделения газожидкостной смеси, а также подготовки рабочей жидкости для закачки ее на ППД.
Данная технология запатентована в Российской Федерации под № 209547 "Освоение и эксплуатация малых нефтяных месторождений и автономная установка для его реализации" . Это техническое решение характеризуется следующими особенностями:
Добыча нефти производится гидропоршневыми насосами;
Технологический блок закачиваемой жидкости одновременно используется для подготовки нефти;
Источником электроэнергии является стационарная электростанция с дизель-генератором ДГА-800, работающая на ПНГ;
Для бурения первоочередных скважин применяют передвижную мобильную дизельную электростанцию 5А36, используемую в дальнейшем как резервный источник.
Достоинство данной технологии заключается в том, что источником получения электроэнергии является ПНГ низкого давления и любого состава. Энергия подается по воздушным линиям к понижающим подстанциям и далее на;иловые установки (насосы), оборудование транспортировки нефти и жидкости для ППД, работы ЦПС, водоснабжения, бытовых нужд и других целей.
Кроме этого ПНГ после осушения в газосепараторах используется в качестве топлива в печах для нагрева нефти и котельных, работающих как на газе, так и на мазуте. Котельные необходимы для нагрева воды, которая используется в качестве теплоносителя для поддержания требуемой температуры нефти в резервуарах и жилых поселках.
Наличие резервного парка емкостей, в том числе и аварийных, - непременный атрибут всех технологических схем сбора, транспортировки и подготовки нефти. Резервуары являются достаточно мощным источником загрязнения атмосферы за счет испарения УВ, несмотря на герметичное исполнение.
Трубопроводы нефти и газа. В систему сбора и транспортировки продукции нефтяных скважин входят:
1) выкидные трубопроводы, обеспечивающие сбор продукции скважин до ГЗУ;
2) нефтегазосборные трубопроводы (коллекторы), обеспечивающие сбор продукции скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти, ДНС или ЦПС;
3) нефтепроводы (коллекторы) для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и ДНС до ЦПС;
4) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружений магистрального транспорта нефти;
5) газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа, КС, ЦПС, ГПЗ и собственных нужд промпредприятий;
6) газопроводы для транспортирования газа от ЦПС до сооружений магистрального транспорта газа.
Для защиты трубопроводов от внутренней коррозии при транспортировании газожидкостных смесей следует предусматривать:
Формирование структуры потока, предотвращающей расслоение фаз и выделение жидкости;
Ввод ингибиторов коррозии;
Внутреннее защитное покрытие труб.
Для защиты трубопроводов от почвенной коррозии предусматривают изоляционное покрытие и электрохимическую защиту.
Для сбора конденсата на газопроводах, транспортирующих влажный нефтяной газ, сооружаются конденсатосборники, которые размещаются в наиболее низких местах рельефа местности по трассе газопровода.
Узлы ввода реагента. Узлы ввода реагента на объектах и сооружениях сбора и транспортировки нефти и газа включают:
Блок для дозирования и подачи деэмульгаторов;
Блок для дозирования и подачи ингибиторов;
Блок для подачи химреагентов;
Склад для хранения химреагентов.
Установки предварительного сброса пластовых вод (УПС). Объекты предварительного разделения продукции скважин рассматриваются как составная часть единого технологического комплекса сооружений по сбору, транспортировке, подготовке нефти, газа и воды. Технологическая схема процесса должна обеспечивать:
Подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в "отстойные" аппараты;
Сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;
Предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5-10 % (масс).
Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению производится подача реагента-деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти).
Процесс предварительного обезвоживания нефти предусмотрен при обводненности поступающей продукции не менее 15-20 % и осуществляется, как правило, без ее дополнительного нагрева с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах.
Предварительное обезвоживание нефти осуществляется в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти производится под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения.
Компрессорные станции (КС). Компрессорные станции могут быть самостоятельными объектами обустройства месторождений или входить в комплекс технологических сооружений ЦПС и предназначены для транспортировки нефтяного газа на ГПЗ и другим потребителям, для компримирования газа в составе сооружений по подготовке газа к транспортировке и в системе газлифтной добычи нефти. Поступающий на прием компрессоров газ должен быть очищен от механических примесей (пыли, окалины, окислов железа и др.) и от капельной жидкости (нефти, воды, углеводородного конденсата) в соответствии с требованиями, предъявляемыми ТУ на оборудование.
Для удаления газа из внутренней полости поршневого компрессора на приемном газопроводе каждой ступени сжатия компрессора между отключающей задвижкой и цилиндром должна быть предусмотрена свеча сброса газа с установкой на ней запорной арматуры. Свеча должна размещаться в местах, обеспечивающих безопасные условия рассеивания газа. При этом не допускается сброс газа в зону аэродинамической тени здания КС. Высота свечи должна определяться по результатам расчетов рассеивания газа, но не менее 5 м от поверхности земли.
Факельная система ЦПС. Факельная система ЦПС предусматривается для следующих видов сброса горючих газов и паров:
Постоянных - от установок регенерации сорбентов, стабилизации (выветривания) углеводородных конденсатов и др.;
Периодических - при освобождении установок или отдельных аппаратов перед их пропаркой, продувкой, ремонтом, а также при аварийном отключении и пусконаладочных работах;
Аварийных - при сбросе от предохранительных клапанов или других устройств аварийного сброса.
В состав факельной системы, как правило, должны входить:
Общий факельный коллектор;
Газопроводы от отдельных сооружений и объектов ЦПС до общего факельного коллектора;
Сепараторы;
Конденсатосборники;
Факельный ствол.
Высота и место установки факельных стволов должны выбираться в зависимости от топографии площадки, расположения окружающих сельскохозяйственных земель и жилых поселков, интенсивности преобладающего направления ветров, требований противопожарных норм и результатов расчетов по теплонапряжению у основания факела и рассеиванию в атмосфере вредных веществ, содержащихся в продуктах сгорания.
Минимальная высота факельных стволов принимается равной 20 м, если сбросы не содержат сероводорода. При наличии в сбросных газах сероводорода высота факела должна быть не менее 30 м. Для сжигания газа с содержанием сероводорода более 6 % масс, должна предусматриваться специальная факельная система.
Факельные стволы должны быть оборудованы:
а) системой дистанционного зажигания факела;
б) горелками постоянного горения (дежурная горелка);
в) лабиринтным уплотнителем (газостатическим затвором) при диаметре факела 100 мм и более.
Сооружения при газлифтной добыче нефти. Схема газлифтной добычи (компрессорный или бескомпрессорный газлифт, режим газлифта - непрерывный, периодический) организуется с учетом требований к сырью, объемам закачки газа и давлению нагнетания, ввода фонда скважин по годам и других технологических требований.
Сброс газа из оборудования и газопроводов должен осуществляться через отводные линии на свечу. Высота свечи для сброса газа должна быть не менее 5 м.
Газопроводы по территории куста скважин следует прокладывать подземно на глубину не менее 0,8 м. При наземном способе газопроводы должны прокладываться в защитных футлярах из стальных труб, обеспечивающих безопасное обслуживание фонтанной арматуры.
Для месторождений, в продукции скважин которых присутствуют сероводород и другие вредные примеси, применение газа, содержащего эти примеси, для газлифта не допускается.
Требования к генеральному плану. Схема генерального плана месторождения разрабатывается на базе данных технологической схемы (проекта) разработки нефтяного месторождения и составляется на картах землепользователей, как правило, в масштабе 1:25000 с учетом требований земельного, водного и других законодательств в два этапа:
Предварительный - в составе обосновывающих материалов к акту выбора площадок и трасс;
Окончательный - после утверждения акта выбора площадок и трасс в установленном порядке с учетом замечаний всех землепользователей.
Схема генерального плана должна предусматривать размещение на территории месторождения устьев нефтяных, газовых, нагнетательных и других одиночных скважин, кустов скважин, ГЗУ, ДНС, СУ, УПС, КНС, ВРП, КС, подстанций и других объектов, а также инженерных коммуникаций (автодорог, нефте- и газопроводов, водоводов, линий электропередачи, связи, телемеханики, катодной защиты и др.), обеспечивающих технологические и производственные процессы сбора и транспортировки продукции нефтяных скважин с учетом существующих в данном районе транспортных связей, мощностей ЦПС, УПН, НПЗ, направления внешней транспортировки нефти, газа и воды, источников снабжения электроэнергией, теплом, водой, воздухом и др.
При разработке схемы генерального плана необходимо учитывать:
Форму организации эксплуатации месторождений;
Возможность расширения и реконструкции технологических систем;
Проведение технических мероприятий по интенсификации производственных процессов добычи, сбора, транспортировки нефти и газа.
Планировочные решения генерального плана разрабатываются с учетом технологического зонирования установок, блоков, зданий и сооружений.
Размещение производственных и вспомогательных зданий и сооружений в зонах необходимо производить по их функциональному и технологическому назначению, с учетом взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности.
Размеры площадок под строительство предприятий, объектов, зданий и сооружений определяются исходя из условия размещения технологических сооружений, сооружений подсобно-вспомогательного назначения и инженерных коммуникаций с учетом требований противопожарных и санитарных норм.
При размещении предприятий, объектов, зданий и сооружений нефтедобычи на прибрежных участках рек и других водоемов планировочные отметки площадок для их строительства следует принимать не менее чем на 0,5 м выше расчетного наивысшего горизонта вод с учетом подпора и уклона водотока с вероятностью его превышения:
Для сооружений, в которых производственный процесс непосредственно связан с извлечением нефти из недр (устья нефтяных и газовых скважин, замерные установки), - один раз в 25 лет;
Для ЦПС, ДНС, газокомпрессорных станций, сепарационных установок, УПН, УПС, КНС и электроподстанций - один раз в 50 лет.
В результате анализа современных подходов к эксплуатации нефтепромыслов можно отметить следующее.
Природоохранные мероприятия и элементы ОВОС присутствуют в нормативных документах по освоению месторождений. Однако действующая нормативная база не отражает изменений природоохранного законодательства, новых тенденций в экологическом менеджменте, экономике, управлении ресурсами и социальных изменений.
Проектные проработки недостаточно используют опыт экологизации при обустройстве месторождений нефти передовых компаний России и инновации зарубежных фирм.
Как правило, при сложившейся практике взаимодействия участников разработки месторождений на различных стадиях природоохранные проблемы решаются по мере их возникновения. Современные же принципы освоения природных ресурсов кроме комплексного подхода предполагают превентивное выявление и решение такого рода проблем.
Природоохранные проблемы, возникающие на всех стадиях освоения месторождений, имеют достаточно большой "стаж". Почти 50-летний опыт эксплуатации многих месторождений позволяет считать их типовыми, но не неизбежными. Во многом такое положение объяснимо закономерностью - чем в более труднодоступном и удаленном месте расположено месторождение, тем менее жесткие экологические ограничения к нему предъявляются и тем больше вероятность нанесения экологически значимых ущербов.
Решение большинства экологических проблем, требующих значительных капиталовложений (ликвидация скважин, амбаров-накопителей, рекультивация земель и др.), должно проводиться своевременно, а не отодвигаться на неопределенный срок.
Состав сооружений и методы эксплуатации нефтепромыслов являются источниками воздействия на ОПС независимо от конструктивных особенностей сооружений и объемов добываемой нефти, поэтому с природоохранных позиций необходима принципиально новая концепция проектных работ.
При проектировании и реализации освоения месторождений отсутствует практика проведения детальных консультаций со всеми заинтересованными организациями и отдельными лицами, что приводит к формированию многих социально-экологических проблем на поздних стадиях нефтедобычи. Своевременное решение этих проблем экономически и экологически более оправданно.
В процессе экологического сопровождения хозяйственной деятельности слабое внимание уделяется созданию баз экологической информации, включающих по возможности данные о всех видах воздействий на ОПС в процессе освоения месторождения.
Наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью.
При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам.
Так, в четырехточечной системе (рис. 7.5) соотношение между добывающими и нагнетательными скважинами 2:1, при пятиточечной системе -1:1, при семиточечной системе -1:2, при девятиточечной системе - 1:3. Таким образом, наиболее интенсивными среди рассмотренных являются семи- и девятиточечные системы.
Рисунок 2.5 Основные схемы площадного заводнения.
а - четырехточечная; б - пятиточечная; в- семиточечная; г - девятиточечная;
1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины.
Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, приходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объекта разработки.
В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и по площади происходят преждевременные прорывы воды к добывающим скважинам по более проницаемой части пласта, что сильно снижает добычу нефти за безводный период и повышает водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желательно применять при разработке более однородных пластов на последних стадиях разработки месторождений.
Избирательная система заводнения является разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью.
При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной и четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как добывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к добывающим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами ППД так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как добывающую, но и как нагнетательную.
История развития заводнения n 1846 год – пробурена первая нефтяная(разведочная) скважина, Биби Айбатское месторождение вблизи Баку n 1864 год – пробурена первая эксплуатационная скважина в долине реки Кудако на Кубани (рождение нефтяной промышленности России.) n 1880 год – первое упоминание о возможности вытеснения нефти водой в пластовых условиях. n 1940 50 е годы – широкое распространение заводнения на нефтяных месторождениях по всему миру, появление ряда новых систем заводнения. n 1946 год – первое применение законтурного заводнения в СССР на Туймазинском месторождении. n 1954 год – внедрение внутриконтурного заводнения на девонской залежи Ромашкинского месторождения. n 1957 год – применение очагового заводнения на участке Леонидовского нефтяного месторождения
Основные коэф-ы характеризующие заводнение § Коэффициент дренирования залежей § Коэффициент охвата пластов заводнением § Коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды Коэффициент дренирования залежей определяет долю их общего нефтенасыщенного объема, в котором обеспечена фильтрация жидкостей данной системой скважин (V дрен), и выражается отношением: Коэффициент охвата пластов заводнением определяет долю объема дренируемого нефтенасыщенного пласта, охваченного (занятого) водой и выражается отношением Коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды определяет степень замещения нефти водой в пористой среде и выражается отношением
Факторы эффективности заводнения На показатели эффективности заводнения влияют следующие факторы: 1) на коэффициент дренирования залежей – n Расчлененность, прерывистость (монолитность), сбросы пластов. n Условия залегания нефти, газа и воды в пластах. n Размещение добывающих и нагнетательных скважин относительно границ выклинивания пластов. n Состояние призабойных зон пластов, как следствие качества вскрытия и изменения при эксплуатации. 2) на коэффициент охвата пластов заводнением – n Макронеоднородность пластов (слоистость, зональная изменчивость свойств). n Трещиноватость, кавернозность (тип коллектора). n Соотношение вязкостей нефти и вытесняющего рабочего агента. 3) на коэффициент вытеснения нефти водой – n Микронеоднородность пористой среды по размеру пор и каналов (средняя проницаемость). n Смачиваемость поверхности пор, степень гидрофильности и гидрофобности среды. n Межфазное натяжение между нефтью и вытесняющей водой.
Системы разработки месторождения с использованием заводнения n Системы разработки залежей классифицируют в зависимости от размещения скважин и вида энергии, используемой для перемещения нефти n Размещение скважин: равномерное, неравномерное. n Системы разработки с размещением скважин по равномер ной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в работу относительно друга и структурных элементов залежи. n Плотность сетки скважин отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. n По темпу ввода скважин в работу можно выделить одновременную (еще называют «сплошная») и замедленную системы разработки залежей (сгущающаяся и ползучая). n По виду используемой энергии: естественная, искуственная.
Виды заводения Законтурное Применяется на небольших (до 5 км) залежах Закачка воды осуществляется в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности (100 1000 м). Приконтурное Применяется на небольших залежах при существенно сниженной проницаемости пласта в законтурной области или при затруднении связи законтурной воды с нефтенасыщенной частью пласта (например, при выпадении окислившихся тяжелых фракций нефти в области ВНК). Закачка воды осуществляется непосредственно в область водонефтяного контакта. Внутриконтурное Применяется на крупных залежах для исключения экранирования и консервации центральной части залежи. Разделяется на блоковое (рядное), площадное, избирательное, очаговое.
Схема законтурного заводнения Схема достаточно эффективена при небольшой ширине залежей (до 5- 6 км), малой относительной вязкости пластовой нефти, высокой проницаемости коллектора (0, 4- 0, 5 мкм 2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью.
Законтурное заводнение n При законтурном заводнении, воду закачивают в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100- 1000 м. Его применяют на объектах с малорасчлененными по толщине продуктивными пластами, обладающими сравнительно высокой гидропроводностью, при небольшой ширине залежей (до 4- 5 км, а при наиболее благоприятном строении пластов и более). Примером может служить Туймазинское месторождение (Башкирия), где начали впервые применять заводнение в СССР (1948 г.). Широкого распространения оно не получило. n При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию законтурным заводнением, пластовое давление здесь падает, и эта часть разрабатывается при режиме растворенного газа, а затем после образования ранее не существовавшей (вторичной) газовой шапки – пи газонапорном.
Схема приконтурного заводнения При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагают на некотором удалении от внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи. Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при значительной ширине водонефтяной зоны, а также при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной.
Схема блокового заводнения При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления.
Рядное и блоковое заводнение n Рядная система разработки применяется на крупных нефтяных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Широкие водонефтяные зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают их по самостоятельным системам. На средних и небольших по размеру залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3- 4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин. n Практически применяют одно, трех, пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование одного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных скважин, трех рядов добывающих и ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и ряда нагнетательных скважин. Более пяти рядов добывающих скважин обычно не применяют по той же причине, что и при законтурном заводнении
Схемы сводового заводнения Разновидность сводового заводнения выбирают в зависимости от формы и размера залежи и относительного размера ВНЗ.
Сводовое заводнение n При сводовом заводнении ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры за лежи превышают оптимальные, это заводнение сочетают с за контурным. Сводовое заводнение подразделяют на: n а) осевое (нагнетательные скважины размещают по оси структуры - кумский горизонт Новодмитриевского месторождения в Краснодар ском крае, пласты группы А Усть Балыкского месторождения в Западной Сибири); n б) кольцевое (кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0, 4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую пло щади - Миннибаевская площадь Ромашкинского месторожде ния); n в) центральное заводнение как разновидность кольцевого (вдоль окружности радиусом 200- 300 м размещают 4- 6 нагнетательных скважин, а внутри имеется одна или несколько добывающих скважин).
Схемы площадного заводнения Разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности, установленной проектным документом на разработку.
Площадное заводнение n Характеризуется рассредоточенной закачкой рабочего агента в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважинно точек каж догоэлемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех, пяти семи и девя титочечной и линейной системами n Линейная система -это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещают не друг против друга, а в шахматном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1: 1; F=2 a 2; S=a 2; n Пятиточечная система. Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие скважины, а в центре – нагнетательная. Для этой системы отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1: 1, =1. n Семиточечная система. Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в вершине и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная – в центре. Параметры =1/2, т. е. на одну нагнетательную скважину приходится две добывающие. n Девятиточечная система. Соотношение нагнетательных скважин и добывающих составляет 1: 3, так что =1/3. Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная.
Хар-ки систем площадного заводнения n 1 – прямолинейная система: m=1: 1; F=2 a^2; S=a^2; n 2 – пятиточечная система: m=1: 1; F=2 a^2; S=a^2; n 3 – девятиточечная система: m=1: 3; F=4 a^2; S=a^2; n 4 – обращенная девятиточ я система: m=3: 1; F=1, 33 a^2; S=a^2; n 5 – квадратно семиточечная система: m=1: 2; F=3 a^2; S=a^2; И др. * m – отношение нагнетателных скважин к добывающим F – площадь на одну нагнетательную S – площадь на одну скважину в общем
Анизотропия пласта. n Анизотропия, или направленная проницаемость, может значительно улучшить коэффициент охвата На рисунке показано, какое влияние оказывает выбор системы заводнения на коэффициент охвата при различных соотношениях проницаемостей по осям X и Y. n Для демонстрации этого эффекта приведена таблица. Тип системы Еа на момент Время до прорыва Еа при ВНФ=10 Закачка в единицах прорыва ПППН при ВНФ=10 5 -ти точ. 52, 5 625 88 2, 0 Лин-ая рядная 67, 5 804 98 1, 4
Материальный баланс n Материальный баланс – простая концепция, подчиняющаяся закону сохранения масс, согласно которому привнесенная масса равна извлеченной плюс то, что накопилось или осталось (в пласте, например). n Vизвлечённый = ΔVпервоначальный + Vпривнесённый – наиболее общий вид ур я мат. баланса = + для давления выше давления насыщения для давления ниже давления насыщения для линейного заводнения пластов при начальной насыщенности подвижной воды
Некоторые обозначения для ур-й n B – коэффициент объемного расширения n Bobp – коэффициент объемного расширения нефти ниже давления насыщения n Boi – коэффициент объемного расширения нефти начальный n Box – коэффициент объемного расширения нефти в опред ый момент времени n Bw – коэффициент объемного расширения воды n Bt – коэффициент объемного расширения нефти по времени n Bti – коэффициент объемного расширения нефти по времени, начальный n Bg – коэффициент объемного расширения газа n Bgi – коэффициент объемного расширения газа начальный n C – сжимаемость n Ct – общая сжимаемость n Ce – эффективная сжимаемость n N – геологические запасы нефти n Nр – накопленная добыча n Rp – накопленное газосодержание n Rsoi – начальное содержание растворенного газа в нефти n We – приток воды из за контура n Winj – дебит нагнетательной скважины n Wp – накопленная закачка n ΔP – изменение давления от начального пластового (атм) n Vo, Vw, Vf объёмы нефти, воды, пор
Компенсация отбора жидкости. Коэффициент компенсации n Компенсация отбора жидкости – это комплекс мероприятий направленный на поддержание пластовой энергии за счет замещения извлеченного объема углеводородов таким же объемом воды. Если накопленная компенсация обора жидкости закачкой воды по объекту (участку) меньше 100 %, то для покрытия дефицита закачки воды нормы закачки устанавливают технологическим режимом работы нагнетательных скважин больше нормы текущих отборов жидкости на 30 50 % и более, исходя из производительности применяемого для закачки воды оборудования и приемистости действующих нагнетательных скважин. n Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации. n Для определения компенсации отбора жидкости в % нужно объем закачки поделить на объем отбора жидкости в пластовых условиях и умножить на 100. (не умножая на 100 получим коэффициент компенсации).
Компенсация отбора жидкости Для определения компенсации отбора жидкости в % нужно объем закачки поделить на объем отбора жидкости в пластовых условиях и умножить на 100. (не умножая на 100 получим коэффициент компенсации). График изменения компенсации отбора жидкости
http://www. intuit. ru/studies/courses/3475/717/lecture/21333?page=5
Схема обустройства месторождений нефти
Выбор системы извлечения нефти и обустройства нефтяных месторождений зависит от десятков факторов: от глубины залегания и качества продуктивных пластов: количества извлекаемых запасов, их структуры по степени изученности (): характеристик коллекторов; состава и свойств нефти: газового фактора и состава попутных газов: давления насыщения нефти газом: свойств и условий залегания пластовых вод; положения водо-нефтяного контакта.
Кроме перечисленных основных показателей разработки при обустройстве месторождения учитываются природно-климатические характеристики, инженерно-геологические условия.
Одно из основных требований к разработке - рационализация: обеспечение заданных темпов добычи с минимальными капитальными вложениями и минимальными воздействиями на ОС. Важнейшей составной частью проектирования разработки месторождений является выделение эксплуатационных объектов. Часть нефтяной залежи, выделяемая для эксплуатации самостоятельной сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин, называется эксплуатационным объектом.
Разведанные месторождения считаются подготовленными для промышленной разработки при соблюдении следующих условий:
Получена лицензия на право пользования недрами;
Проведена опытно-промышленная эксплуатация отдельных участков;
Балансовые запасы УВ, имеющие промышленное значение, составляют не менее 80% категории , и до 20% категории ;
Утверждены документы по утилизации ПНГ, газового конденсата и других сопутствующих ценных компонентов;
Предусмотрены мероприятия по предотвращению загрязнения ОС и обеспечения безопасного проведения работ.
Схема генерального плана месторождения предусматривает размещение устьев нефтяных, газовых, нагнетательных одиночных и кустов скважин, ГЗУ, ДНС. установок предварительного сброса пластовых вод (УПС), кустовых насосных станций (КНС), КС, инженерных коммуникаций (автодорог, нефте - и газопроводов, водоводов, ЛЭП, линий связи, катодной защиты и др.), обеспечивающих процессы сбора и транспортировки продукции скважин, а также снабжение электроэнергией, теплом, водой и воздухом.
Размещение производственных и вспомогательных зданий и сооружений необходимо производить по их функциональному и технологическому назначению с учетом взрывной и пожарной опасности. При размещении сооружений негртедобычи на прибрежных участках водоемов планировочные отметки площадок принимаются на 0,5 м выше наивысшего горизонта вод с вероятностью его превышения один раз в 25 лет (устья скважин, ГЗУ) и один раз в 50 лет (КС, ЦПС, ДНС, УПС).
Природоохранные мероприятия и элементы ОВОС присутствуют в нормативных документах по освоению месторождений. Однако при сложившейся практике взаимодействия участников разработки месторождений типовые природоохранные проблемы решаются не превентивным образом, а по мере их возникновения. Существует закономерность - чем в более удаленном месте расположено месторождение, тем менее жесткие экологические ограничения к нему предъявляются и тем больший экологический ущерб наносится ОС.
Во избежание социально-экологических проблем на поздних стадиях нефтедобычи уже при проектировании освоения месторождений следует проводить консультации со всеми заинтересованными организациями и лицами. Эксплуатация нефтепромыслов наносит вред ОС независимо от конструктивных особенностей сооружений и объемов добываемых УВ. Проведение дорогостоящих экологических мероприятий должно проводиться своевременно (ликвидация скважин, амбаров-накопителей, рекультивация земель), а не отодвигаться на неопределенный срок.
Технологическая безопасность работы сооружений в цепочке "добыча - сбор - подготовка - транспортировка" во многом обеспечивается равномерностью отработки запасов нефти. Для этого необходимо располагать достоверной информацией о распределении энергетического потенциала залежи, который отражается с помощью карт изобар. Здесь принципиально важным является выбор схемы кустования скважин. Известно, что чем крупнее кустовые площадки, тем дороже бурение скважины , поскольку необходимы большие отходы забоев от вертикали (до 2-4 км и более). Однако при этом сокращается стоимость коридоров коммуникаций и повышается степень экологической безопасности промысла в целом.
Куст скважин
Под кусты скважин отводится площадка естественного или искусственного участка территории с расположенными на ней устьями скважин, технологическим оборудованием, инженерными коммуникациями и служебными помещениями. В составе укрупненного куста может находиться несколько десятков наклонно-направленных скважин. Суммарный дебит по нефти одного куста скважин принимается до 4000 , а газовый фактор - до 200 .
В состав технологических сооружений куста скважин обычно входят:
-приустьевые площадки добывающих и нагнетательных скважин;
-замерные установки;
-блоки подачи реагентов-деэмульгаторов и ингибиторов;
-блоки газораспределительные и водораспределительные;
-блоки закачки воды в нагнетательные скважины;
-станции управления насосами ЭЦН и ШГН;
-фундаменты под станки-качалки;
-трансгрорматорные подстанции;
-площадки под ремонтный агрегат;
-емкость-сборник и технологические трубопроводы.
Кустовая площадка
 |
https://pandia.ru/text/80/382/images/image008_6.jpg" width="395" height="169 src=">2.
 |
В составе сооружений кустовой площадки может находиться узел подготовки сточных вод (УПСВ) с локальной закачкой воды в пласт. В этом случае отсутствует энергоемкая перекачка пластовых вод к пунктам сепарации нефти и обратно, а в составе транспортных коридоров отсутствуют агрессивные пластовые флюиды, что повышает экологическую безопасность промысла.
Строительство скважин с большими отходами забоя ограничивает применение глубинных штанговых насосов ввиду осложнений, связанных с истиранием труб. Во избежание аварий при выборе насосного оборудования предпочтение отдается ЭЦН и гидроприводным насосным системам в условиях закрытой системы сбора нефти и газа. Такие системы дают возможность подачи ингибиторов для предотвращения коррозии и парафинообразования.
Система сооружений подготовки нефти, сброса и закачки вод строится в зависимости от распределения запасов по площади залежи, темпов добычи, степени обводненности и газонасыщенности нефти, величины давления на устье скважины, расположения кустов скважин (рис. 5.1). Эти объекты должны обеспечивать:
герметизированный сбор и транспортировку продукции скважин до ЦПС;отделение газа от нефти и бескомпрессорную транспортировку газа первой ступени сепарации до сборных пунктов, ГПЗ и на собственные нужды;замер расходов продукции отдельных скважин и кустов, учет суммарной добычи продукции всех скважин;предварительное обезвоживание нефти.
……………….
Рис. 5.1. Принципиальная схема системы сбора скважинной продукции на нефтяном промысле
Групповые замерные установки
Газожидкостная смесь из добывающих скважин поступает на ГЗУ, в которой в автоматическом режиме производится периодическое измерение в замерном сепараторе дебитов жидкости и газа каждой скважины. Количество установок определяется расчетами. На площадках ГЗУ размещаются блоки закачки реагента-деэмульгатора и ингибитора коррозии.
Установки подготовки нефти УПН
Буфер" href="/text/category/bufer/" rel="bookmark">буферные и дренажные емкости; резервуары; блок ЩСУ; операторная; мехмастерская; химлаборатория; системой современных средств автоматизации (преобразователи расхода, температуры, избыточного и дифференциального давления, уровнемеры и сигнализаторы уровня и т. п.); запорно-регулирующей арматурой, включая задвижки, шаровые краны, регуляторы расхода и давления, обратные и предохранительные клапаны и т. д.; разрабатывается программное обеспечение и т. д.
Установки предварительного сброса воды УПСВ
 |
Назначение Установка предварительного сброса воды (УПСВ) предназначена для отделения и сброса пластовой воды и очистки её от нефти и механических примесей до требуемых значений на кустовых площадках, установках подготовки нефти и площадках ДНС.
Комплектация УПСВ определяется на основании технического задания на разработку и поставку оборудования .
Установки УПСВ могут эксплуатироваться в районах со средней температурой самой холодной пятидневки до минус 60 °С.
Оборудование выполняется в климатическом исполнении УХЛ, ХЛ, категория размещения 1 по ГОСТ 15150 – 69
Состав оборудования
В зависимости от требований, предъявляемых Заказчиком к качеству нефти и воды на выходе из УПСВ, комплект оборудования может включать следующее оборудование:
- сепаратор нефтегазовый со сбросом воды типа НГСВ V=25…200 м3;
- сепаратор нефтегазовый V=12,5 м3…100 м3;
- отстойник воды V=50…200 м3;
- узел учета газа и нефти;
- депульсатор;
- подогреватели нефти;
- насосная станция перекачки нефти;
- блок дозирования реагента;
- факельная установка;
- емкость дренажная;
- комплект трубной обвязки, площадки обслуживания;
Блочные кустовые насосные станции
 |
Назначение Блочная кустовая насосная станция (БКНС) предназначена для закачки воды в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления. Комплектация БКНС разрабатывается на основании исходных требований, утвержденных Заказчиком с учетом отечественного и зарубежного опыта изготовления и эксплуатации.
БКНС представляют собой набор технологических и электротехнических блоков максимальной заводской готовности, монтируемых на месторождении под единой крышей. Компоновка БКНС, требования к устройству фундаментов, заземлению и молниезащите соответствуют проекту привязки, разработанному проектной организацией по требованиям Заказчика. Конструкция блоков БКНС обеспечивает возможность транспортирования их железнодорожным, водным и автомобильным транспортом.
Комплект поставки
Основным технологическим оборудованием БКНС являются электронасосные агрегаты марки ЦНС.
В случае невозможности обеспечения заданных параметров работы насосами ЦНС, а также по желанию Заказчика, БКНС могут комплектоваться горизонтальными или плунжерными насосными агрегатами как отечественного, так и импортного производства.
http://www. uralts. ru/production/catalog/BKNS_kz. jpgВ состав обвязки каждого насосного агрегата входят:
- приемный и нагнетательный трубопроводы, которые включают в себя запорную арматуру, обратный клапан;
- трубопроводы и запорная арматура подачи масла для смазки и охлаждения подшипников насосов и электродвигателей;
- трубопроводы дренажные.
Дожимная насосная станция
 |
В тех случаях, когда расстояние от кустов скважин до ЦПС велико, а устьевого давления недостаточно для перекачки флюидов, сооружают ДНС. На ДНС смесь попадает по нефтесборным трубопроводам после ГЗУ.
В состав ДНС входят следующие блочные сооружения:
-первой ступени сепарации с предварительным отбором газа;
-предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;
-замера нефти, газа и воды;
-насосный и блок компрессорный воздуха;
-закачки реагента перед первой ступенью сепарации;
-закачки ингибиторов в газо - и нефтепроводы;
-аварийных емкостей.
Сооружение ДНС необходимо потому, что насосное оборудование не позволяет перекачивать смеси с большим содержанием газа из-за возникновения кавитационных процессов. Газ, отделившийся в результате снижения давления на первой ступени сепарации, чаще всего подается на факел сжигания или для использования на местные нужды. Нефть и вода с растворенным оставшимся газом поступают в сепараторы второй ступени на ЦПС и УПН.
Центральный пункт сбора
На ЦПС сырая нефть проходит полный цикл обработки, который включает двух - или трехступенчатое разгазирование нефти с помощью сепараторов и доведение нефти по упругости насыщенных паров до необходимых кондиций. Газ после сепарации очищается от капельных жидкостей и подается на утилизацию или переработку. Газ первой и второй ступени сепарации транспортируется под собственным давлением. Газ концевой ступени для дальнейшего использования требует компримирования.
Здесь же на ЦПС производится обезвоживание и обессоли-вание нефти до товарных кондиций. Попутно добываемые воды отделяются от сырой нефти на установке подготовки нефти (УПН) в составе ЦПС. В специальном резервуаре происходит отстаивание нефти, подогрев нефтяной эмульсии в трубчатых печах и обессоливание. После этого товарная нефть поступает в резервуар с последующей откачкой в МН.
 |
Резервуарные парки
Наличие резервного парка емкостей - обязательный атрибут всех технологических схем сбора, подготовки и транспортировки нефгги. Стандартные резервуары типа РВС используются для создания запасов:
сырья, поступающего на УПН, необходимого в количестве суточного объема продукции скважин;
товарной нефти в объеме суточной производительности УПН.
Кроме того, резервуары различных объемов необходимы для приема пластовых и сточных вод, а также для аварийных сбросов.
Для сброса парафиновых отложений от зачистки (пропарки) резервуаров устраиваются земляные амбары-накопители. Кроме того резервуары являются источником загрязнения атмосферы за счет испарения хранящихся в них УВ.
Компрессорные станции
КС могут быть самостоятельными объектами обустройства месторождений или входить в комплекс технологических сооружений ЦПС. КС предназначены для подачи нефгтяного газа на ГПЗ, для компримирования газа в системе газлифтной добычи и при подготовке его к транспортировке.
Для удаления газа из полости поршневого компрессора на приемном газопроводе каждой ступени сжатия компрессора предусматривается свеча сброса газа с установкой на ней запорной арматуры. Высота свечи не менее 5 м и определяется расчетами рассеивания газа.
Факельная система
В факельную систему аварийного сжигания ДНС направляется нефтяной газ, который не может быть принят к транспортировке, а также газ от продувки оборудования и трубопроводов.
Диаметр и высота факела определяются расчетом с учетом допустимой концентрации вредных веществ в приземном слое воздуха, а также допустимых тепловых воздействий на человека и объекты. Высота трубы должна быть не менее 10 м, а для газов, содержащих сероводород, не менее - 30 м. Скорость газа в устье факельного ствола принимается с учетом исключения отрыва пламени, но не более 80 м/с.
Факельная система ЦПС предусматривается для сброса газов и паров:
постоянных - от установок регенерации сорбентов и стабилизации УВ-конденсатов;
периодических - перед освобождением аппаратов перед пропаркой, продувкой и ремонтом;
аварийных - при сбросе от предохранительных клапанов и других аварийных сбросах.
Факел оборудуется автоматическим дистанционным зажиганием и самостоятельным подводом топливного газа к запальному устройству. Для улавливания конденсата перед факельной трубой размещается конденсатосборник.
Узлы ввода реагента
Узлы ввода реагента на объектах сбора и транспортировки нефти и газа включают:
блок для дозирования и подачи деэмульгаторов;
блоки для дозирования и подачи ингибиторов и химреактивов;
склад для хранения химреактивов.
Трубопроводы нефти и газа
В систему сбора и транспортировки продукции добывающих скважин входят:
-выкидные трубопроводы от устья скважин до ГЗУ;
-коллекторы, обеспечивающие сбор продукции от ГЗУ до пунктов первой ступени сепарации ДНС или ЦПС;
-нефтепроводы для подачи газонасыщенной или разгазированной обводненной нефти или безводной нефти от пунктов сбора и ДНС до ЦПС;
-нефтепроводы для транспортирования товарной не4Ъти от ЦПС до головной НПС магистрального трубопровода:
-газопроводы для подачи нефтяного газа от установок сепарации до УПГ, КС, ЦПС, ГПЗ и собственных нужд:
-газопроводы для подачи газа от ЦПС до головной КС магистрального трубопровода.
Обустраиваем и украшаем учебный уголок школьника (51 фото) Планировка комнаты школьника
Каталог лучших комнатных цветов с фотографиями и названиями
Как построить соломенный дом?
Как бороться народными средствами с фитофторой на помидорах
Как правильно выполнить утепление пола керамзитом?