Анализ работы систем сбора и подготовки скважинной продукции Биттемского месторождения - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Анализ работы систем сбора и подготовки скважинной продукции Биттемского месторождения

Химический состав и свойства пластовых вод и дегазированных нефтей месторождения. Технологические процессы, применяемые в системах сбора и подготовки продукции скважин. Осложнения, возникающие при их эксплуатации. Гидравлический расчет трубопроводов.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное бюджетное государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Уфимский государственный нефтяной технический университет»
Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
АНАЛИЗ РАБОТЫ СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ БИТТЕМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Пояснительная записка к курсовому проекту по дисциплине «Сбор и подготовка скважинной продукции»
1. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
1.1 Химический состав и свойства пластовых и дегазированных нефтей
1.2 Химический состав и свойства пластовых вод
2. ОСНОВНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
4.4 Рекомендации по борьбе с осложнениями в системе сбора нефти, воды и газа
5. РАСЧЕТ ОТДЕЛЬНЫХ ЧАСТЕЙ СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ
6. КОМПЛЕКС МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ЗАГРЯЗНЕНИЙ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Опыт эксплуатации месторождении показал, что в процессе добычи спутниками нефти являются газ и вода. Из скважин извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, газа, воды и примесей. В таком виде транспортировать продукцию нельзя. Во-первых, вода-это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти и воды возникают потери давления для преодоления сил трения, чем при перекачке одной нефти. В-третьих, пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей-абразивный износ оборудования.
Целью данного курсового проекта является выбор рациональной схемы сбора нефти, воды и газа. Для решения данной задачи была рассмотрена существующая система сбора, и был произведен гидравлический расчет трубопроводов по методике Г.Г. Корнилова.
1. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
1.1 Химический состав и свойства пластовых и дегазированных нефтей
Физико-химическая характеристика пластовых нефтей Биттемского месторождения на стадии составления технологической схемы разработки (1999 г.) была изучена на образцах девяти глубинных проб пласта АС 11 из четырех скважин (№№ 20п, 22р, 27п, 3203п) и на образцах 11 поверхностных проб из восьми скважин. Характеристика пластовых нефтей ачимовской толщи исследована на образце одной поверхностной пробы из скважины № 25п; глубинные пробы не отбирались. Пласт ЮС 0 также глубинными пробами не охарактеризован, физико-химическая характеристика дегазированных нефтей изучена на образцах трех поверхностных проб из скважин №№ 27п, 50п и 181э.
Пласт АС 11. По пробам, признанным качественными, газонасыщенность нефтей изменяется в пределах от 61 до 118,5 м 3 /т при однократном разгазировании и газовый фактор при дифференциальной дегазации - от 55,8 до 107,5 м 3 /т. Плотность дегазированной нефти изменяется от 842 до 854 кг/м 3 , величина пересчетного коэффициента по вновь выполненным исследованиям составляет 0,795-0,861.
В условиях пласта нефть относительно легкая, средней вязкости, с давлением насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления (таблица 1.1.1). На локальных купольных участках газосодержание достигает максимальных значений, в приконтурных зонах газосодержание закономерно снижается, плотность нефти возрастает за счет гравитационных, диффузионных и окислительных процессов.
В компонентных составах жидкой и газовой фаз (таблица 1.1.2) концентрация нормальных углеводородов заметно выше концентрации их изомеров. Концентрация неуглеводородных компонентов в газе (азот, двуокись углерода) невелика и в сумме не превышает 2,5% объемных. Сероводород в составе газа стандартными хроматографическими методами не обнаружен.
Дегазированные нефти (таблица 1.1.3) по технологической классификации характеризуются как легкие и сравнительно легкие (846-895 кг/м 3 ), маловязкие и средней вязкости, смолистые, парафиновые, сернистые, с выходом фракций до 350 0 С около 50% объемных. Шифр технологической классификации - II Т 2 П 2 . Вероятно, часть проб в процессе отбора, хранения и транспортировки подверглась интенсивному испарению, вследствие чего часть легких бензиновых фракций была потеряна до проведения анализа . На это указывают аномально высокие плотности нефти ряда поверхностных проб, несопоставимые с данными изучения глубинных проб, а также высокие (100-150 0 С) температуры начала кипения (скв. №23п, №24р). Это обстоятельство необходимо учитывать при обосновании товарно-эксплуатационных и потребительских кондиций углеводородного сырья.
Содержание микрокомпонентов в дегазированной нефти Биттемского месторождения определялось методами рентген-флюоресцентной спектрометрии на приборах Philips X-Unique II (технология UNIQUANT) и X-Ray SPECTRO - 200T на образцах двух проб из скважин №276 и №349 (пласт АС 11 , отбор 2004г.). Содержание ванадия составляет 16 г/т (по двум пробам), натрия - 90 г/т, меди - 5 г/т, хлоридов - от 12 до 200 г/т при среднем значении 106 г/т; содержание железа, никеля - менее 5 г/т. Несмотря на ограниченный объем исследований, полученные данные хорошо согласуются с результатами анализа дегазированных нефтей близлежащего Западно-Камынского месторождения, где определение микрокомпонентов проведено по 19 пробам. В таблице 3.1.3 для пласта АС 11 средние значения содержания микрокомпонентов в нефтях приведено по пробам Биттемского месторождения (скв. №276, №349), диапазон изменения взят с учетом результатов исследования Западно-Камынского месторождения. Во всех исследованных пробах концентрация ценных компонентов ниже промышленного уровня.
Таблица 1.1.1 - свойство пластовой нефти и воды Биттемского месторождения
Колич. исследованных скважин (проб)
Колич. исследованных скважин (проб)
По аналогии с Быстринским, Лянторским, Федоровским, Камынским, Ай-Пимским месторождениями 19 (более30)
Газосодержание (стандартная сепарация), м 3 /т
Газовый фактор при дифференциальном
разгазировании в рабочих условиях, м 3 /т
Плотность нефти в условиях пласта, кг/м 3
Вязкость нефти в условиях пласта, мПа*с
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10 -4
Плотность растворенного газа, кг/м 3 при 20 0 С:
- при однократном (стандартном) разгазировании
- при дифференциальном разгазировании
Плотность дегазированной нефти, кг/м 3 при 20 0 С:
- при однократном (стандартном) разгазировании
- при дифференциальном разгазировании
- при однократном (стандартном) разгазировании
- при дифференциальном разгазировании
- при дифференциальном разгазировании
По аналогии Логачевской площадью 2(4)
Плотность воды в стандартных условиях, кг/м 3
Таблица 1.1.2 - Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Биттемского месторождения
Наименование компонентов, параметров
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях
Таблица 1.1.3 - физико-химическая характеристика проб дегазированной нефти Биттемского месторождения (по результатам анализа поверхностных проб)
Температура плавления парафина, 0 С
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих ), %
Количество исследованных проб (скважин)
Пласт Ач 1 . Характеристика нефти ачимовской толщи изучена на образце одной поверхностной пробы из скважины № 25п. Для обоснования параметров газонасыщенной пластовой нефти использованы результаты комплексных исследований глубинных проб из скважин, вскрывших ачимовскую толщу на других месторождениях района (Быстринское, Лянторское, Федоровское, Камынское, Ай-Пимское - более 30 глубинных проб из 19 скважин). Месторождения имеют единую стратиграфическую общность и генетическое единство залежей, а также идентичность физико-химических характеристик дегазированных нефтей. В результате приняты следующие численные значения подсчетных параметров (таблицы 1.1.1 - 1.1.3):
- плотность дегазированной нефти - 870 кг/м 3 ;
Численные значения свойств газонасыщенной нефти с заданными параметрами в условиях пласта откорректированы с применением методов термодинамического моделирования.
По результатам анализа дегазированная нефть (скв. № 25п) характеризуется как сравнительно легкая, средней вязкости (21,35 мПа . с), сернистая (1,01%), парафиновая, смолистая, с выходом фракций до 300 0 С около 36%. Технологический шифр (по ГОСТ 912-66) - IIТ 2 П 2 . Диапазон изменения физико-химических характеристик дегазированной нефти принят по аналогии с близлежащими месторождениями. Содержание микрокомпонентов в дегазированных нефтях ачимовской толщи по близлежащим месторождениям исследовано на образцах пяти проб из скважин №№ 538, 546 и 3821 Западно-Камынского месторождения. Фиксируемая концентрация ванадия составляет 5-7 г/т (в среднем 6 г/т), никеля - от 6 до 12 г/т (в среднем - 9 г/т). В качестве сопутствующих компонентов отмечено присутствие натрия (20-50 г/т), железа (50-300 г/т), меди (13-23 г/т).
1.2 Химический состав и свойства пластовых вод
Биттемское нефтяное месторождение приурочено к центральной части Западно-сибирского артезианского бассейна.
В вертикальном разрезе бассейна выделяется 5 гидрогеологических комплексов; олигоцен-четвертичный (первый), турон-нижнеолигоценовый (второй), апт-альб-сеноманский (третий), неокомский (четвертый) и юрский (пятый).
Особенностью разреза рассматриваемого района является то, что второй, турон-олигоценовый, гидрогеологический комплекс на 70-90% представлен мощной толщей глинистых образований и делит весь разрез осадочного чехла на два резко различные по своим гидрогеологическим особенностям этажа. Выше залегают континентальные осадки олигоцен-четвертичного возраста, которые вместе с указанной выше толщей образуют верхний гидрогеологический этаж, характеризующийся свободным, реже затрудненным водообменном. В его пределах развиты пресные и слабосолоноватые воды.
Отложения третьего, четвертого и пятого комплексов слагают нижний этаж, характеризующийся затрудненным, весьма затрудненным, местами почти застойным режимом. Для вод нижнего гидрогеологического этажа характерны высокие значения минерализации, температуры, газонасыщенности.
Продуктивные пласты АС 11, Ач 1 и ЮС 0 залегают в пределах 4 и 5 гидрогеологических комплексов.
Пятый гидрогеологический комплекс включает трещиноватые породы фундамента, кору выветривания, отложения тюменской и васюганской свит. Перекрывается комплекс толщей битуминозных аргиллитов баженовской свиты. На Биттемском месторождении комплекс вскрыт двенадцатью скважинами. Мощность водоупора 23-37 м. В поисковой скважине 50 получен приток пластовой воды дебитом 1,33 м 3 /сут при СДУ=1095 м из одного объекта - пласт ЮС 9 . При опробовании в открытом стволе отложений тюменской свиты на соседнем (Ай-Пимском) месторождении получены также слабыe притоки пластовой воды.
Пластовые воды пласта АС 11 изучены на образцах 44 проб из 26 скважин пласта (таблица 1.2.1). В предыдущем технологическом документе на основании анализа 9 проб из трех поисково-разведочных скважин (№№ 20п, 25п, 30п - 1989, 1998г.г.) диапазон изменения минерализации составлял 9,4-10,3 г/л при среднем значении порядка 10 г/л, что представлялось несколько заниженным по сравнению с другими месторождениями района. В настоящее время объем исследований значительно увеличился. Дополнительно исследованы три пробы из скважин №№ 107, 140, 332 (пласт АС 11 , 2005 г.). Все пробы являются качественными, минерализация колеблется от 9,4 до 15,4 г/л при среднем значении 14 г/л, при ярко выраженном гидрокарбонатно-натриевом типе. Такое значение минерализации вполне обосновано, поскольку хорошо согласуется с материалами изучения пластовых вод близлежащих месторождений (Ульяновское - 14,5 г/л; Третьяковское - 14г/л; Камынское - 14г/л; Санинское - 14,6г/л; Западно-Камынское - 16,5г/л).
Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, магния, хлора, гидрокарбоната. Сульфаты содержатся в незначительном количестве. По данным анализа пластовой воды (пласт АС 11 ) из скважин №№ 107, 140, 332 концентрация йода составляет 5,5 мг/л, брома - 49,6 мг/л, меди - 2,6 мг/л, стронция - 27,5 мг/л, железа - менее 1,5 мг/л (таблица 1.2.1). В условиях горизонта воды насыщены газом метанового типа (по Л.М.Зорькину) с концентрацией метана 85-90%, содержание азота до 6%, двуокиси углерода около 1,5%; сероводород в составе водорастворенных газов отсутствует. Максимальная газонасыщенность вод на границе ВНК достигает 2,7 м 3 /м 3 . По мере удаления от ВНК количество растворенного газа снижается и на периферии не превышает 0,4-0,8 м 3 /м 3 (таблица 3.1.1). Вязкость в условиях пласта изменяется от 0,35 до 0,41 мПа . с при среднем значении 0,39 мПа . с.
Для отложений ачимовской толщи (пласты группы Ач) характеристика пластовой воды, ввиду отсутствия достоверной информации по Биттемскому месторождению (8 проб представлены техническим раствором), принята по аналогии с пластовыми водами соседних площадей (Логачевской и Восточно-Студеной - 4 пробы из 2-х скважин). Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, магния, хлора, гидрокарбоната. Сульфаты содержатся в небольшом количестве. Тип вод - гидрокарбонатно-натриевый, минерализация колеблется от 15,2 до 17,3 г/л при ее среднем значении 16,1 г/л (таблица 1.1.1). Спектральный анализ пластовых вод ачимовской толщи Биттемского месторождения не проводился. По аналогии с пластовыми водами месторождений Сургутского района с достаточным основанием можно предполагать, что в качестве микрокомпонентов присутствуют бром (30 - 76 мг/л), стронций (9,7 - 58,5 мг/л), медь (1,6 - 2,8 мг/л), железо (2,97 - 48,18 мг/л). Такие концентрации значительно ниже промышленного уровня и практического интереса не представляют.
В условиях пластов ачимовской толщи воды имеют вязкость от 0,32 до 0,35 мПа . с, насыщены газом метанового типа (по Л.М.Зорькину). Газонасыщенность вод в пределах пласта изменяется от 89 м 3 /м 3 до 93 м 3 /м 3 , в среднем составляет 90 м 3 /м 3 .
Четвертый водоносный комплекс перекрывается достаточно мощной толщей практически непроницаемых глин средней и верхней части алымской свиты, мощность которых в Сургутском районе достигает 200 м.
- Нефть Биттемского месторождения по плотности является относительно легкой (0,845-0,870 г/см3), сернистой (0,84-1,31%), смолистой (4,86-16,41%), парафинистой (3,3-6,61%) с выходом легких фракций при 350 0 С около 50%, вязкость пластовой нефти составляет 1,16-2,56мПа*с. Величина газосодержания пластовой нефти меняется в относительно широких пределах - от 35 (пласт Ач 1 ) до 87 м 3 /т (пласт АС 11 ). Растворенный газ характеризуется значительным содержанием этана - свыше 3,4 %.
- По химическому составу воды продуктивных отложений относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу с минерализацией 14,0-17,9 г/л. Ценные попутные микрокомпоненты содержатся в пластовых водах в небольших количествах.
Таблица 1.2.1 - свойство и состав пластовых вод Биттемского месторождения
Химический состав вод, (мг/л)/(мг-экв/л):
Количество исследованных скважин (проб)
Количество исследованных скважин (проб)
По аналогии с Логачевской и Восточно-Студеной площадью 2(4)
2. ОСНОВНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
До недавнего времени большинство нефтяных площадей обустраивалось негерметизированными двухтрубными самотечными системами сбора нефти, газа и воды, которые и до сих нор используются на старых площадях. В настоящее время все площади нефтяных месторождений, вступающих в разработку, обустраиваются, как правило, высоконапорными (1 - 1,5 МПа) герметизированными и автоматизированными системами сбора нефти, газа и воды.
Существует несколько разновидностей герметизированных систем сбора нефтегазовых смесей:
1) системы сбора, зависящие от величины и конфигурации нефтяного месторождения;
2) системы сбора, зависящие от рельефа местности (ровная, гористая);
3) системы сбора, зависящие от физико-химических свойств нефти и нефтяных эмульсий, а также от климатических условий данного месторождения;
4) системы сбора нефти, газа и воды, применяемые на морских месторождениях.
2.1 Двухтрубная самотечная система сбора
При самотечной системе сбора нефть от устьев скважин транспортируется по выкидным линиям до сборных пунктов за счет давления, создаваемого разностью геодезических отметок. При самотечной системе сбора объем продукции каждой отдельной скважины можно измерить как в индивидуальных, так и в групповых замерно-сепарационных установках.
На рисунке 2.1.1(а) показана схема индивидуальной замерно-сепарационной установки (ИЗУ) самотечной системы, а на рисунке 2.1.1(б) - групповая замерно-сепарационная установка (ГЗУ). На рис. 2.1.2(а) (б) показаны оборудование и приборы, используемые соответственно в индивидуальных и групповых замерно-сепарационных установках самотечной системы сбора нефти, газа и воды.
Индивидуальная замерно-сепарационная установка самотечной системы сбора (рисунок 2.1.1(а)) работает следующим образом. Нефть и газ от скважин 1 поступают в ИЗУ 2, расположенную в непосредственной близости от устья скважин 1. Отделившиеся от газа в ИЗУ нефть и вода поступают в самотечные выкидные линии 4, а затем в участковые негерметизированные резервуары 5 сборного пункта СП. Из резервуаров 5 нефть забирается насосом 6 и подается по сборному коллектору 7 в сырьевые резервуары УПН 8. При соответствующем рельефе местности иногда сборный коллектор 7 также делают самотечным. Отстоявшаяся от нефти вода в резервуарах 5 сбрасывается в канализацию или вместе с нефтью (в виде эмульсии) транспортируется до сырьевых резервуаров УПН 8. Отсепарированный от нефти газ в трапе ИЗУ 2 под собственным давлением транспортируется по сборному газопроводу 3 на ГПЗ (если он имеется) или на КС (если площадь месторождения большая), которая подает его также на ГПЗ или на собственные нужды промысла.
ГЗУ самотечной системы сбора 3, в отличие от ИЗУ, располагается вдали от скважин 1 (рисунок 2.1.1(б)) и работает следующим образом. Нефть, газ и вода, добываемые из скважины 1, по выкидным самотечным линиям 2 длиной от 1 до 2 км направляются под давлением на устьях скважин на ГЗУ 3, где они разделяются и измеряются их объемы.
а - индивидуальная замерно-сепарационная установка (ИЗУ): 1 - скважины; 2 - индивидуальные замерные установки (ИЗУ); 3 - газопроводы; 4 - выкидные самотечные линии; 5 - участковые негерметизированные резервуары; 6 - насос; 7 - сборный коллектор; 8 - сырьевые резервуары;
б - групповая замерно-сепарационная установка (ГЗУ): 1 - скважины; 2 - выкидные самотечные линии; 3 - групповая замерная установка; 4 - сборный самотечный коллектор; 5 - участковые негерметизированные резервуары; 6 - насос; 7 - сборный коллектор; 8 - сырьевые резервуары; 9 - сборный газопровод
Рисунок 2.1.1 Схема самотечной двухтрубной системы сбора нефти
После ГЗУ 3 нефть и вода по сборному самотечному трубопроводу 4 поступают в участковые негерметизированные резервуары 5 сборного пункта, а из них насосом 6 подаются по сборному коллектору 7 в сырьевые резервуары 8 (УПН). Отсепарированный в трапах газ на ГЗУ 3 под собственным давлением по сборному газопроводу 9 транспортируется на ГПЗ (если он имеется) или на компрессорную станцию КС. К сборному газопроводу 9 можно подключить несколько ГЗУ.
На рисунке 2.1.2(а) представлена самотечная схема индивидуально-замерной сепарационной установки ИЗУ, а на рисунке 2.1.2(б) - групповая замерно-сепарационная установка ГЗУ.
На индивидуально-замерной сепарационной установке (рисунок 2.1.2(а)) в непосредственной близости от скважины монтируется трап 1 и на основании 7 мерник 2, служащий для измерения количества нефти и воды, поступающих из скважины. При гористой местности мерник 2 можно устанавливать на поверхности земли, а при ровной местности - на высоком основании 7, создающем условия для движения нефти и воды по самотечной выкидной линии 8 к участковому сборному пункту промысла.
На групповую замерную установку 3 (рисунок 2.1.2(б)) в отличие от ИЗУ поступает продукция нескольких скважин, которая через распределительную батарею 2 направляется в трап первой ступени 3, а из него перепускается в трап второй ступени 4. Газ, выделившийся из нефти в трапе 3, в котором поддерживается давление до 0,6 МПа, проходит регулятор давления "до себя" 10 и направляется в общую газосборную сеть 9 (рисунок 2.1.1(б)). Газ, выходящий из трапа второй ступени 4, обычно используется для отопления или сжигается в факелах. Объемы нефти и воды, поступающие от отдельных скважин на ГЗУ, измеряются путем переключения задвижек на распределительной батарее 2 в замерном трапе 8 или мернике 6, а газа - при помощи диафрагмы 9 и самопишущего прибора.
а - индивидуальная замерно-сепарационная установка: 1 - трап (сепаратор); 2 - мерник; 3 - регулятор уровня; 4 - предохранительный клапан; 5 - регулятор давления "до себя"; 6 - заглушка для пропарки выкидной линии и трапа от парафина; 7 - основание для мерника; 8 - выкидная самотечная линия; б - групповая замерно-сепарационная установка: 1 - выкидные линии; 2 - распределительная батарея; 3 - трап первой ступени; 4 - трап второй ступени; 5 - самотечный коллектор; 6 - мерник; 7 - регулятор уровня; 8 - замерный трап; 9 - замерная диафрагма; 10 - регулятор давления "до себя"
Рисунок 2.1.2 Схема замерно-сепарационной установки самотечной системы сбора нефти
Анализ работы самотечной системы сбора нефти как с индивидуальным, так и групповым замерно-сепарационным приводит к следующим выводам
1) Самотечные нефтепроводы (рисунок 2.1.1, позиция 2, 4) работают за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок в начале и в конце нефтепровода, поэтому мерник 2 (рисунок 2.1.2, а) должен быть поднят над уровнем земли, а в условиях гористой местности необходимо выбрать соответствующую трассу нефтепроводов, чтобы обеспечить нужный напор, а, следовательно, и их пропускную способность.
2) При самотечной системе необходимо осуществлять глубокую сепарацию нефти от газа для предотвращения возможного образования в нефтепроводах газовых "мешков", существенно снижающих пропускную способность нефтепроводов.
3) Самотечные выкидные линии и сборные коллекторы не рассчитаны на увеличение дебитов скважин или сезонные изменения вязкости нефти в связи с их ограниченной пропускной способностью.
4) В самотечных системах скорость потока жидкостей низкая, поэтому происходит отложение механических примесей, солей и парафина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов, а, следовательно, уменьшается и их пропускная способность.
5) Потери нефти от испарения легких фракций и газа при самотечной системе достигают 3% от общего объема добычи нефти. Основные источники потерь нефти при самотечной системе сбора нефти - негерметизированные мерники и резервуары, устанавливаемые у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках.
6) Самотечные системы сбора нефти трудно поддаются автоматизации.
7) При самотечной системе сбора нефти требуется большое количество обслуживающего персонала (операторов, лаборантов).
Преимущество самотечной системы сбора нефти, газа и воды - сравнительно точное измерение объемов продукции каждой скважины, осуществляемое при помощи мерников или трапов, и газа - при помощи расходомера. Перечисленные недостатки самотечной системы сбора нефти, газа и воды настолько существенны, что на новых промыслах она не используется, а на старых площадях реконструируется.
Имеется несколько разновидностей высоконапорных герметизированных систем сбора и подготовки нефти. При разработке и проектировании высоконапорных герметизированных систем сбора и подготовки нефти необходимо учитывать: 1) величину и расположение нефтяного месторождения; 2) рельеф местности; 3) физико-химические свойства нефти и пластовой воды; 4) местонахождение месторождения (суша или море). В зависимости от этих факторов используется та или иная герметизированная система сбора подготовки нефти.
3. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ПРИМЕНЯЕМЫХ В СИСТЕМАХ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
Учитывая объемы добываемой жидкости и значительную удаленность новых кустов скважин в северной части месторождения, рекомендуем ввести новый объект подготовки и сбора - УПСВ-2 производительностью 2,3 млн.т. жид/год. Мощностей существующей ДНС-1 недостаточно, потребуется ее увеличение в два раза.
На рисунке 3.1 представлена рекомендуемая схема сбора продукции скважин Биттемского месторождения. Сбор продукции скважин рекомендуется осуществлять по традиционной напорной, однотрубной схеме; газожидкостная смесь под устьевым давлением поступает на ГЗУ, где осуществляется замер дебита скважин по жидкости, нефти и газу и далее на УПСВ-2 и УПСВ-1. Диаметры и протяженность трубопроводов рекомендуемой системы сбора продукции скважин Биттемского месторождения представлены в таблице 3.1
Таблица 3.1- Диаметры и протяженность трубопроводов системы сбора продукции скважин
Обводненная газонасыщенная нефть со скважин Биттемского месторождения под устьевым давлением 1,5 МПа поступает на замерные установки, где осуществляется замер дебита скважин. После замерных установок нефтяная эмульсия подается на дожимную насосную станцию в сепараторы первой ступени сепарации.
Рисунок 3.1 - схема сбора продукции скважин Биттемского месторождения
Первая ступень сепарации осуществляется в нефтегазовых сепараторах объемом 50 м 3 (2 шт) при давлении 0,53МПа.
Нефтяной газ после первой ступени сепарации проходит осушку от капельной жидкости в газосепараторе объемом 50м 3 , при давлении 0,5-0,52 МПа. После осушки нефтяной газ используется на собственные нужды промысла - котельную, нагреватель - водоотделитель. Основной объем газа подается на ГТЭС для получения электроэнергии.
Для утилизации попутного газа на выработку электроэнергии в 2004 году на месторождении построена газотурбинная электростанция (ГТЭС) установленной мощностью 36 МВт, подключенная к шинам ПС 110/35/6 кВ «Биттемская».
Частично разгазированная нефтяная эмульсия после сепараторов первой ступени далее подается на установку предварительного сброса воды (УПСВ) типа Хиттер-Тритер - 1 аппарат. В аппарате предварительного сброса воды осуществляется нагрев нефтяной эмульсии, сброс воды до остаточного содержания воды в нефти - 5-10%.
Дренажная вода из сепаратора - водоотделителя подается на очистные сооружения в резервуары РВС - объемом 3000 м 3 . после резервуаров - отстойников дренажная вода поступает на кустовую насосную станцию и далее закачивается в систему ППД.
Частично обезвоженная нефть после предварительного сброса воды поступает в нефтегазосепараторы - буферы объемом 50м 3 (2шт), где при давлении 0,14 МПа осуществляется вторая ступень сепарации. После сепараторов-буферов нефтяная эмульсия поступает на оперативный узел учета и долее насосами ДНС откачивается на Алехинский ЦПС, где проходит полный цикл подготовки до товарных кондиций соответствующих ГОСТ 51858-2002.
ДНС «Биттемская оборудована технологическим резервуаром РВС-5000м 3 , работающая в технологическом и аварийном режимах. При работе РВС в технологическом режиме подтоварная вода сбрасывается на очистные сооружения, а нефть откачивается насосами ДНС на подготовку на ЦПС.
Производительность существующей ДНС - «Биттемская» по установленному емкостному оборудованию - 5,0 тыс.м 3 /сут. по жидкости.
Производительность УПСВ - 10,0тыс./м 3 по жидкости.
Сепарационные мощности ДНС в настоящее время перегружены на 80%.
Действующие мощности предварительного сброса воды загружены на 90%. Резерв мощностей - 5-10% от установленных.
Товарная подготовка нефти Биттемского месторождения осуществляется на Центральном пункте сбора и подготовки нефти НГДУ «Нижнесортымскнефть» совместно с нефтью других месторождений этого НГДУ. Определение необходимости развития мощностей по подготовке нефти на ЦПС не входит в рамки данной работы. Транспорт обводненной нефти с Биттемского месторождения в направлении Алехинского ЦПС осуществляется по действующим нефтепроводам диаметром 273 и 426 мм, протяженностью 26.9 и 74,1 км соответственно.
При развитии системы разработки на месторождении и увеличении объемов добычи углеводородного сырья потребуется расширение системы внешнего транспорта. Для экономических расчетов в составе данной работы принята дополнительная нитка трубопровода диаметром 273 мм, протяженностью 27 км. Однако при выполнении проектных работ требуется проведение гидравлических расчетов с учетом структуры всей системы и динамики поступления жидкости с Западной группы месторождений.
Добываемый совместно с нефтью попутный газ Биттемского месторождения будет использоваться на собственные нужды нефтедобычи:
- установки предварительного сброса пластовой воды на УПСВ-1 и УПСВ-2;
- газотурбинную электростанцию, которая введена в эксплуатацию;
При увеличении объемов добычи углеводородного сырья и строительстве УПСВ-2 потребуется строительство газопровода диаметром 219 мм, протяженностью 7,5 км в направлении Биттемской ГТЭС.
4. ОСЛОЖНЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМ
Засорение выкидных линий и нефтесборных коллекторов, проложенных на территории нефтяного месторождения, происходит по следующим причинам.
1) Ввиду недостаточной скорости потока твердые частицы, выносимые из скважин вместе с нефтью на поверхность, оседают в нефтепроводе, уменьшая его проходное сечение.
2) При определенных термодинамических условиях из совместного потока нефти, газа и воды могут выпадать соли и асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), создающие твердый, трудно разрушаемый осадок.
3) При интенсивной коррозии разрушаются внутренние стенки трубопроводов, аппаратов, оборудования, в результате образовавшиеся продукты коррозионных процессов при низких скоростях потока жидкости оседают в трубопроводах и уменьшают проходное сечение.
Отложение неорганических солей при добыче обводненной нефти в процессе разработки большинства месторождений России стало распространенным явлением (рисунке 4.1.1). Отложения солей происходят при всех способах эксплуатации скважин.
Межремонтный период работы механизиров
Анализ работы систем сбора и подготовки скважинной продукции Биттемского месторождения дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат по теме Концепция В. И. Вернадского о биосфере и феномен человека
Курсовая работа по теме Разработка системы инженерно-технической защиты информации
Эссе Про Музыку
Философская Система Гегеля Реферат
Итоговый Контрольная Работа 7 Русский
Сочинение Новейшее Время
Реферат: Discovery Of The New World Essay Research
Курсовая работа по теме Налог на прибыль организаций и механизм его взимания
Horizonte 8 Класс Контрольные Работы
Бизнес Обладает Огромной Способностью Достигать Эссе
Уақыт Бізге Берілген Сый Эссе
Дипломная работа: Нарушения памяти у детей с общим недоразвитием речи
Судебная Система Пмр Реферат
Пример Реферата Университет
Курсовая работа: Проектирование базы данных "Больница"
Контрольная Работа 9 11 Класс
Реферат по теме Организация и технология работы службы приема и размещения гостей в гостинице
Курсовая работа по теме Международные финансовые отношения
Реферат по теме Моделирование экономических показателей
Шпаргалка: Основы права
Мебельная фабрика "Стиль". Автоматизация учета поставок и продаж - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Бухгалтерский учет штрафных санкций - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Профилактика преждевременного старения - Биология и естествознание презентация