Нефтяного месторождения.

Для составления проекта разработки нефтяного месторождения проектная организация должна иметь следующие основные сведения:

-контуры нефтяных площадей;

-число и толщины продуктивных горизонтов;

-запасы нефти и нефтяного газа в продуктивных горизонтах;

-физико-химические свойства нефти, нефтяного газа и пластовой воды;

- пористость и проницаемость продуктивных коллекторов, и выдержанность их по площади;

-форму нефтяной залежи;

-наличие или отсутствие тектонических нарушение;

-характеристику пластовых вод по коррозионной активности;

-наличие дорог, водных ресурсов;

-климатические условия.

На основании вышеперечисленных сведений, в результате анализа данных, в проекте разработки рассматриваются:

1. режим работы месторождения;

2. коэффициенты нефтеотдачи и методы воздействия на продуктивный пласт для увеличения этих коэффициентов;

3. система размещения на площади месторождения добывающих, нагнетательных, наблюдательных и разведочных скважин, а также очередность и темпы их разбуривания;

4. изменение дебитов добывающих скважин, пластового давления и степени обводненности продукции скважин по годам;

5. варианты проектов разработки месторождения и на их основе технико-экономический анализ этих вариантов.

Проект разработки является основным документом, на основании которого разрабатывается нефтяное месторождение. Однако при составлении проекта разработки невозможно учесть все факторы, поэтому в дальнейшем проводят анализ в ходе процесса эксплуатации и выявляют необходимые мероприятия, улучшающие процесс разработки.

Вопрос 1.3: Системы сбора, внутрипромыслового транспорта и подготовки нефти и газа на месторождениях.

Сбор добываемой нефти - это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа от скважин до центрального сборного пункта (ЦПС). Они транспортируются под действием напора, обусловленного давлением на устье скважин, разностью геодезических отметок входной и выходной точек трубопровода, а также (при необходимости) создаваемого насосами. Сбор должен сопровождаться точным замером продукции по каждой скважине с целью проектирования эксплуатации скважин, контроля и регулирования разработки месторождения.

Получение товарной продукции называют подготовкой добываемой нефти. Она включает технологические процессы сепарации, стабилизации, обезвоживания и обессоливания нефти, очистку сточной воды от эмульгированной нефти и механических примесей, а также осушку и очистку нефтяного газа. Первичная подготовка добываемой нефти на промыслах вызвана необходимостью уменьшить транспортные расходы, предотвратить образование стойких эмульсий, не допустить гидратообразования в газопроводах, сохранить приемистость водонагнетательных скважин, уменьшить коррозионное разрушение оборудования и трубопроводов при транспорте нефти, газа и воды.

На сооружение объектов и коммуникаций системы сбора и подготовки нефти расходуется около 50 % капитальных вложений, затрачиваемых на разработку месторождений.

Вопрос 1.4: Основные требования, предъявляемые к организации сбора и подготовки нефти, газа и воды.

К числу основных требований, предъявляемых к системам сбора, транспортирования и подготовки нефти, газа и воды на промыслах, относятся:

1. автоматическое измерение количества нефти, газа и воды по каждой добывающей скважине;

2. обеспечение герметизированного сбора нефти, газа и воды на всем пути движения - от добывающих скважин до магистрального нефтепровода;

3. доведение нефти, газа и пластовой воды на технологических установках до норм товарной продукции;

4. автоматический учет товарной нефти и нефтяного газа и передача их товарно-транспортным организациям;

5. возможность ввода в эксплуатацию месторождения с полной утилизацией нефтяного газа до окончания строительства всего комплекса сооружений;

6. обеспечение высоких экономических показателей по капитальным затратам, снижению металлоемкости и эксплуатационных расходов;

7. надежность и маневренность эксплуатации технологических установок, и возможность полной их автоматизации.

8. изготовление оборудования технологических установок и основных узлов систем сбора нефти, газа и воды индустриальным способом в блочном и мобильном исполнении с полной автоматизацией технологических процессов.

Вопрос 1.5: Назначение и состав систем сбора.

Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях - это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

Система сбора нефти, газа и воды должна обеспечивать:

измерение количества продукции, получаемой из каждой скважины:

максимальное использование пластовой энергии или энергии, создаваемой скважинными насосами, для транспортировки продукции скважин до пунктов ее подготовки:

сепарацию нефти и газа и подачу газа на пункты его подготовки или потребителям;

отделение от продукции скважин свободной воды;

раздельный сбор продукции скважин, существенно отличающейся по содержанию воды, физико-химическим параметрам, давлению и иным признакам, если смешение продукции нецелесообразно;

подогрев продукции скважин в случае невозможности ее сбора и транспорта при обычных температурах;

транспорт продукции от скважин к сборным пунктам;

доведение нефти до норм товарной продукции;

очистка и осушка нефтяного газа;

очистка и ингибирование пластовой воды.

Системы сбора и подготовки состоят из разветвленной сети трубопроводов, замерных установок, сепарационных пунктов, резервуарных парков, установок комплексной подготовки нефти, установок подготовки воды и газа, насосных и компрессорных станций.

Вопрос 1.6: Факторы, влияющие на выбор системы сбора нефти и газа.

-величина площади и конфигурация нефтяного месторождения;

-рельеф местности;

-физико-химические свойства нефти, нефтяных эмульсий, нефтяного газа;

-климатические условия месторождения;

-местоположение месторождения;

-устьевые давление и температура;

-изменение устьевого давления в процессе разработки;

-газовый фактор;

-сетка расположения скважин и их число на каждом продуктивном горизонте;

-объемы добычи нефти, нефтяного газа и пластовой воды по каждому продуктивному горизонту;

-источники воды и электроэнергии;

-наличие железных и шоссейных дорог;

-топографическая карта.

Имея все эти данные, проектная организация может запроектировать к внедрению одну из систем сбора нефти, нефтяного газа и пластовой воды.

Вопрос 1.7: Классификация систем сбора нефти и газа.

1) по степени герметизации:

-открытые,

-смешанные (частично герметизированные);

-герметизированные;

2) по числу сборных трубопроводов для транспорта продукции скважин:

- однотрубные;

- двухтрубные;

- трехтрубные;

3) по величине напора:

- самотечные;

-напорные;

4) по типу замерно-сепарационных установок:

- с индивидуальными установками;

- с групповыми установками.

Эти критерии классификации по-разному сочетаются в применяемых системах.

Вопрос 1.8: Двухтрубная самотечная система сбора нефти и газа.

Рис. 2 Самотечная двухтрубная система сбора нефти.

I – при индивидуальной замерной установке:

1 - скважины; 2 - индивидуальные замерные установки; 3 - газопроводы; 4 - выкидные самотечные линии; 5 - участковый негерметизированный резервуар; 6 - сырьевой насос; 7 - сборный газопровод; 8 - сырьевой резервуар; 9 - сборный коллектор;

II – при групповой замерно-сепарационной установке (ГЗУ):

1 - скважины; 2 - выкидные самотечные линии; 3 - групповая замерная установка; 4 - сборный самотечный коллектор; 5 - участковые негерметизированные резервуары; 6 - сырьевой насос; 7 - сборный коллектор; 8 - сырьевые резервуары; 9 - сборный газопровод.

При самотечной системе сбора сепарация газа от жидкости может происходить или у устья каждой скважины - индивидуальная замерная установка, или на групповой замерной установке (ГЗУ), обслуживающей несколько скважин. Двухтрубными эти системы называются потому, что нефть и газ, разделенные в сепараторах, расположенных у устьев скважин, или на групповых сборных пунктах, транспортируются по своему трубопроводу, газ на газоперерабатывающий завод, нефть на центральный сборный пункт. Самотечными эти системы называются потому, что движение нефти по выкидным линиям, а также по сборным коллекторам осуществляется за счет разности геодезических отметок в начале и конце трубопровода.

Вопрос 1.9: Грозненская высоконапорная система сбора.

Рис. 3 Грозненская высоконапорная система сбора.

1 - фонтанная скважина высокого давления; 2 - групповая замерная установка; 3 - сепаратор первой ступени; 4 - газоперерабатывающий завод; 5 - центральный сепарационный пункт; 6 - установка комплексной подготовки нефти.

В этой системе на устьях скважин поддерживают высокое давление 4 - 7 МПа, что позволяет транспортировать продукцию скважин на центральный сепарационный пункт (ЦСП), находящийся на расстоянии до 100 км. Для замера дебитов нефти и нефтяного газа предусмотрены групповые замерные установки, обслуживающие до 14 скважин. На ЦСП осуществляется три ступени сепарации.

Нефть, отделяемая от газа на ЦСП, поступает на УКПН, где осуществляется ее деэмульсация и обессоливание.

Отличительная особенность данной системы сбора - это совместный транспорт нефти, газа и воды по одному трубопроводу на большие расстояния.

Вопрос 1.10: Напорная система сбора Гипровостокнефти.

Рис.4 Напорная система сбора Гипровостокнефти.

1- скважины; 2 - групповая замерная установка; 3 - сепаратор первой ступени; 4 - дожимная насосная станция; 5 - газоперерабатывающий завод; 6 - центральный пункт сбора; 7 - установка подготовки нефти.

Система разработана для случаев, когда пластовые давления не обеспечивают высоких значений устьевых давлений на скважинах (от 1, 0 до 1, 2 МПа).

Продукция скважин проходит групповую замерную установку и поступает на дожимную насосную станцию, где осуществляется первая ступень сепарации. Нефть совместно с пластовой водой из сепаратора первой ступени поступает на прием дожимных насосов, с помощью которыхнефтяная эмульсия транспортируется на расстояние до 30 км на центральный пункт сбора и подготовки.

Вопрос 1.13: Система сбора высоковязкой и парафинистой нефти.

Высокопарафинистые (6-25 %) и высокосмолистые нефти при сравнительно высокой температуре (20 30 °С) теряют свою подвижность. Это затрудняет пуск нефтепровода после его остановки, требует применения мощных поршневых насосов, рассчитанных на высокие давления. Для облегчения транспортирования их подогревают или вводят реагенты, понижающие вязкость. Блочные автоматизированные печи подогрева нефти устанавливают на выкидных линиях, на сборных коллекторах и на магистральных трубопроводах. Нефтяной газ сжигают в печах, которые обеспечивают нагрев до 70°С,

при рабочем давлении до 1, 6-16 МПа. Подогреватели типов ПП и ПТ можно использовать при деэмульсации нефти, а также для подогрева газа и воды при газлифтной эксплуатации и поддержании пластового давления.

Вопрос 1.14: Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтегазодобывающих районов.