Головна

Основні системи збору продукції свердловин

  1.  Amp; 41. Встановлення батьківства і материнства при застосуванні штучних методів репродукції людини.
  2.  Amp; 8. Основні положення декретів ЦВК і РНК від 18.12.1917 р та 19.12 1917 р
  3.  B) собівартість продукції
  4.  B.5. Нутрощі операційної системи
  5.  CAD / CAM системи високого рівня
  6.  CAD / CAM системи нижнього рівня
  7.  CAD / CAM системи середнього рівня

В даний час відомо велика кількість систем збору нафти, газу і води, які використовувалися і продовжують експлуатуватися. Різниця в схемах цих систем обумовлено: рівнем техніки в момент створення проекту і його впровадження; особливостями проекту розробки і облаштування родовища; реальними можливостями промисловості, які забезпечують виготовлення і поставку обладнання.

До основних характеристик системи збору відносяться тиск, що діє в ній, і спосіб транспортування продукції. За тиском розрізняються самопливні і високонапорние системи. За способом транспортування продукції - роздільна або спільна.

Самопливні системи збору нафти передбачають розташування пристроїв для виміру і сепарації нафти в безпосередній близькості від свердловин, від яких нафта і вода за рахунок різниці геодезичних відміток самопливом надходять на збірний пункт. Збірний пункт обслуговує кілька свердловин, і від нього вода і нафта насосами перекачуються до установок підготовки нафти. Якщо газ і нафту з водою транспортуються по окремих трубопроводах, то подібний спосіб називається роздільним. У соматичних системах збору зазвичай використовується роздільна (або двотрубна) система збору.

У високонапірних системах продукція свердловин може транспортуватися на значні відстані під гирловим тиском близько 6 МПа. При цьому на збірні пункти надходить пластова рідина від великого числа свердловин.

У подібних системах після попередньої обробки продукції свердловин і відділення газу вона надходить під власним тиском на установку підготовки нафти.

Високонапірні однотрубні системи збору дозволяють:

повністю усунути втрати легких фракцій нафти, що доходять до 3% в негерметизованих системах;

знизити металоємність системи збору;

скоротити експлуатаційні витрати на обслуговування системи;

автоматизувати основні операції підготовки та контролю якості пластової рідини;

спростити в ряді випадків систему збору за рахунок виключення ряду насосних станцій в тих випадках, коли продукцію свердловин можна транспортувати за рахунок гирлового тиску;

спростити очищення трубопроводів від парафіну і відкладення солей.

Разом з тим ці системи мають ряд недоліків, основними з яких є:

зниження точності вимірів дебітів окремих свердловин автоматами в порівнянні з мерниками;

скорочення періоду фонтанування свердловин через збільшення буферного тиску;

необхідність збільшення подачі газу в свердловини, що експлуатуються компресорним способом;

збільшення навантаження на елементи насосного обладнання, обумовлене збільшенням гирлових тисків.

Самотечная система збору продукції свердловин

Самотечная (або двотрубна) система збору продукції свердловин використовувалася на старих родовищах. На знову облаштованих родовищах система не будується, але в ряді місць застосовується і в

Нині, оскільки основна частина обладнання, що забезпечує її функціонування, працездатна.

Ця система передбачає роздільний збір нафти і газу.

Продукція свердловин, які обслуговує дана система, може вимірюватися за допомогою індивідуальних замірних-сепараційних установок (ИЗУ) або групових замір-сепараційних установок (ГЗУ). Схема самопливної системи (рис. 16.1) включає в себе викидні лінії, що з'єднують гирла свердловин 1, Експлуатованих насосним способом або фонтаном, з розподільною батареєю, від яких продукція свердловин надходить до ГЗУ 10. Продукція свердловин може надходити також і до індивідуальних замірних-сепараційним установкам 2. У ГЗУ і ИЗУ пластова рідина відділяється від газу. Від замірний-сепараційних установок рідина по трубопроводах 4 надходить на збірні пункти, обладнані резервуарним парком 6. Резервуари 6 НЕ герметизовані. З них нафту і вода відцентровими насосами 7 подається по трубопроводу на установку підготовки нафти УПН, звідки на газопереробний завод ГПЗ. Газ, відокремлений від рідини в ГЗУ або ИЗУ, окремим трубопроводом 5 направляється на ГПЗ.

Малюнок 20.1 - Схема самопливної двотрубної системи збору продукції свердловин: I - Із застосуванням індивідуальних замірних-сепараційних установок (ИЗУ): II - із застосуванням групових замір-сепараційних установок (ГЗУ)

1 - Свердловини; 2 - Індивідуальні вимірів установки ИЗУ;

3 - Газопроводи; 4 - Викидні самопливні лінії; 5 - Збірний газопровід;

6 - Дільничний негерметизовані резервуар;7 - Сировинної насос; 8 - Збірний колектор; 9 - Сировинної резервуар; 10 - Групових замір установка

Індивідуальні замірний-сепараційні установки (ИЗУ) працюють таким чином. По короткому трубопроводу викидний лінії нафта надходить від свердловини в трап, де відділяється від газу. З трапа газ під власним тиском направляється в трубопровід газозбірної мережі, а рідина - в мірник, встановлений на високому підставі яких на природному узвишші таким чином, щоб забезпечити перетікання рідини з нього на збірний пункт. Подібна конструкція ИЗУ забезпечує мінімальне засунений на гирлі, яке в основному визначається різницею геодезичних відміток гирла і рівня рідини в мірнику.

Трап і мірник обв'язані трубопроводами і мають кілька засувок, регулятор тиску, заглушки та інше обладнання для експлуатації та ремонтно-профілактичних робіт.

Групових замір-сепараційні установки (рис. 20.2} працюють таким чином. Пластова рідина по відносно довгим (до 2 км) викидних лініях надходить в розподільну батарею 8, Що представляє собою ряд засувок для відключення свердловин, напрямки їх продукції через спеціальні колектори в трап першого ступеня, замірний трап, підключення до заглушки і т. П.

Малюнок 20.2 - групових замір-сепарації установка:

1 - Вентиль; 2 - Трап другого ступеня; 3 - Самопливний колектор;

4 - Мірник; 5 - Регулятор рівня; 6 - Вимірювальний трап;

7 - Розподільна батарея; 8 - Зовнішні лінії від свердловин;

9 - Замірний діафрагма; 10 - Трап першого ступеня

З розподільної батареї пластова рідина направляється в трап першого ступеня 10, Де від неї відділяється газ, і перепускає в трап другого ступеня 2. Газ, що виділяється в трапі 10, Пройшовши через регулятор тиску, направляється в Газозбірний мережу, а газ з трапа 2 зазвичай використовується для технологічних потреб в безпосередній близькості від ГЗУ або спалюється у факелі.

З трапа нафту з водою направляється в мірник 4 і надходить в самопливний збірний колектор 3, По якому подається в негерметизовані резервуари збірного пункту. З резервуарів рідина перекачується відцентровим насосом на установку підготовки нафти

УПН.

Дебіт окремих свердловин змиритися в мірнику 6, А кількість газу - витратоміром, що складається з діафрагми 9 і самопишущего приладу.

Загальним для всіх соматичних систем збору є наступне.

Протитиск на гирлі свердловини при роботі системи мінімально і практично не впливає на роботу внутріскважінного обладнання.

Мірники замірний-сепараційних установок розташовуються таким чином, щоб забезпечити достатній гідростатичний напір для перетікання рідини до СП. Траса трубопроводу повинна бути прокладена з урахуванням цієї вимоги.

Точність виміру дебітів окремих свердловин досить висока, так як обумовлена ??виміром об'єму рідини, що накопичилася в мірнику за певний інтервал часу. Вона мало залежить від дебіту свердловини.

Досить глибока сепарація газу, що виключає утворення в

нафтопроводах газових «мішків».

Підвищена пропускна здатність трубопроводів для забезпечення перекачування продукції при збільшенні дебітів окремих свердловин і при збільшенні в'язкості рідини при сезонних змінах температури.

Часта очищення трубопроводів від парафіну, солей і механічних домішок, відкладення яких на стінках трубопроводу досить інтенсивно через низьку швидкості течії рідини.

Втрати легких фракцій нафти і газу досягають 3%, вони відбуваються в негерметизованих мерниках і резервуарах.

Високонапірні системи збору

Все знову вступають в розробку родовища облаштовуються із застосуванням високонапірних систем збору.

Існує кілька основних схем, що відрізняються один від одного числом обслуговуваних свердловин і переліком виконуваних операцій.

Для збору продукції великого числа свердловин використовується схема (рис. 20.3). Вона включає в себе викидні лінії від свердловин, ГЗУ, збірні колектори, дожимні насосні станції ДНС, збірні колектори нафти і газу, сепаратори-подільники, УПН, установки підготовки води УПВ, компресорні станції КС, газопереробний завод ГПЗ, герметизовані резервуари, автоматичні установки здачі товарної нафти і т. д.

Схема збору працює наступним чином. Продукція свердловин під гирловим тиском 1,0 - 1,4 МПа по викидних лініях надходить в автоматизовані групові вимірів установки 2 типу «Супутник», які включають в себе сепаратор, що відокремлює газ від рідини і вимірює їх витрата від кожної свердловини окремо. Кожна ГЗУ обслуговує до 14 свердловин, продукція яких змішується і транспортується по колектору 3 до ДНС 4.

Малюнок 20.3 - високонапірна система збору продукції свердловин на великих родовищах:

1 - Викидні лінії від свердловин; 2 - Групових замір установка (ГЗУ); 3 - Збірні колектори; 4 - Дожимная насосна станція (ДНС); 5 - Збірний колектор нафти; 6 - Збірний колектор газу; 7 - Сепаратор-дільник; 8 - Установка підготовки нафти (УПН); 9 - Установка підготовки води (УПВ); 10 - Водопровід для стічної води; 11 - Трубопровід товарної нафти; 12 - Компресорна станція (КС); 13 - Газопереробний завод (ГПЗ); 14 - Герметизовані резервуари товарної нафти; 15 - Підпірних насос; 16 - Автоматизована установка здачі товарної нафти; 17 - Трубопровід повернення нафти на УПН; 18 - насосна станція;

19 - Магістральний нафтопровід до нафтопереробного заводу; 20 - насос

подачі води на КНС

Там відбувається поділ газу і рідини, і далі - до газопереробного заводу 13 і сепаратора-подільника 7 вони транспортуються по різним трубопроводах.

Сепаратор-дільник 7 служить для забезпечення рівномірної подачі нафтової емульсії в сепаратори-підігрівачі, розташовані на установці підготовки нафти УПН 8. На цій установці відділяється вода і знесолювальних нафту, після чого вона надходить в установку здачі товарної нафти 16. Пластова рідина направляється в УПВ 9.

Установка здачі товарної нафти контролює вміст води і солей в продукції і при збільшенні їх вище норми направляє некондиційний продукт по трубопроводу 17 в сепаратор-дільник 7, Звідки він надходить в УПН і доводиться там до норми.

Попередньо вода може відділятися і на ДНС. На невеликих родовищах може використовуватися система збору, поєднана з установкою підготовки нафти. Зазвичай вона розташовується в центрі площі, на якій знаходяться обслуговуються нею свердловини. Продукція свердловин надходить по викидних лініях до автоматизованої вимірювальної установки, від якої спрямовується в сепаратор першого ступеня. Відокремлений в ній газ або використовується для власних потреб, або направляється по трубопроводу до далеких споживачам. Вода з нафтою і залишками розчиненого газу направляється в сепаратори другого ступеня - кінцеву поєднану сепараційні установку (КССУ), де відбувається «холодну» розгазування нафти і попереднє відділення пластової води. Відокремлений газ прямує до компресорної станції КС, а звідти на ГПЗ.

З КССУ сира нафта подається насосом через теплообмінники в сепаратор-дільник, далі в сепаратор-підігрівач, де зневоднюється і знесолювальних. Доведена до товарної кондиції нагріта нафта надходить в теплообмінники, де нагріває сиру нафту. З теплообмінників нафту направляється в поперемінно працюють герметизовані резервуари, звідки насосом подається в автоматичний пристрій з передачі товарної нафти і надходить в насосну зовнішньої перекачування.

Газ, відокремлений від рідини в сепараторі-підігрівачі, під власним тиском надходить на ГПЗ, пластова вода - в КССУ і використовується для попереднього руйнування емульсії. Частина гарячої пластової води з сепаратора-підігрівача може направлятися на установку підготовки води (УПВ).

 Устаткування для теплового впливу на пласт |  Устаткування для відділення рідини від газу


 Устаткування для експлуатації свердловин електроцентробежнимі насосами |  Установки заглибних гвинтових електронасосів |  Установки заглибних діафрагменних електронасосів |  Комплекс обладнання типу КОС і КОС1 |  Устаткування для роздільної експлуатації свердловин |  Введення до лекції 16 |  Обладнання та інструмент для підземного ремонту свердловин |  Устаткування для нагнітання в пласт води і газу |  Устаткування для збільшення проникності пласта. Устаткування для проведення гідравлічного розриву пласта |  Устаткування для кислотних обробок |

© 2016-2022  um.co.ua - учбові матеріали та реферати