Системы сбора скважинной продукции нефти и газа

Системы сбора скважинной продукции

1.Предназначение  системы сбора и подготовки  скважинной продукции

Система сбора и подготовки предназначены и должны обеспечивать:

1. автоматич измерение кол-ва нефти, газа и воды по каждой скважине.
2. герметизированный сбор нефти газа и воды от скважины к магистральному трубопроводу
3. доведение нефти газа и пласт воды на технологических установках до нормальной товарной продукции. Автоматич учет товарн продукции и передачи его транспортным организациям.
4. возможность ввода в эксплуатацию, части м/я с полной утилизацией попутного нефтяного газа.
5. Надежность эксплуатации технологических установок, возможность полной их автоматизации
6. Изготовление основных узлов системы сбора и подготовки индустриальным способом в блочном и модульном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса.

2.Основные  элементы системы сбора (схема).

Элементы сбора и подготовки:

I- Участок от устья  добывающих скважин до групповых  замерных установок (ГЗУ), здесь  продукция скважин в виде трехфазной  смеси (нефть, газ, вода) по отдельным  трубопроводам перекачивается до  узла первичного замера и учета  продукции.

II Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). После ГЗУ подача СКВ продукции может производиться 2 способами: однотрубное (когда нефть газ и вода движется в одной трубе до ДНС) и 2-х трубная система (в одной нефти и воды во II-й газ)

ДНС служит для: 1. транспортировки  скважин продукции до установок  УППВ и КУПГ. 2. На ДНС идет отделение  газа и в последнее время идет отделение воды (частичное).

III. ДНС – УКПН. Данный  элемент включает участок от  ДНС до установки комплексной  подготовки нефти (УКПН). В некоторых  нефтяных регионах такой узел  называют «центральный пункт  сбора продукции (ЦПС)».

На УПН происходит: 1. дальнейшее разгазирование нефти; 2. получения нефти товарного процесса; 3.обезвоживание и обессоливание на спец-х установках

IV На КУПГ газ поступает из ДНС и УПН и происходит обезвоживание и транспортировки (подготовка) на ГПЗ.

V УППВ. Служит для подготовки  воды, д/закачки в скважину д/ППД. Происходит отделение осадков нефти, очистка от обессоливания.

VI КНС. Для закачки воды  в пласт, д/ППД

VII ТП. Для сбора товарной  нефти с нескольких установок  подготовки нефти.

VIII УУТП-узел учета товарной продукции и сдача его ТО

3.Схема  самотечной двухтрубной системы  сбора нефти.

1-скв, 2-индивидуальное замерное  устройство, 2а-групповые замерные  устройства, 3-негерметичные резервуары  д/сбора нефти, 4-насосы, 5—сырьевые резервуары, 6-УПН, 7-УПГ.

Негермитизированные системы сбора используются на старых месторождениях и переводятся в наст. Время на герметизированную.

Недостатики данной системы:

1. на начальном этапе начинает выдляться самотечная транспортировка нефти и газа. В этом случае скорость потоков нефти невелика и происходит интенсивное отложение мех. Примесей, солей и парафинов нефтепроводов, уменьшая при этом их сечение.
2. Большие потери от испарения легких фракций достигает до 3 % от общей скорости нефти.
3. самотечные системы трудно поддается автоматизации, тк нет автоматич-х режимов.
4. требует большее кол-во обслуживающего персонала.

Преимущества:

1. сравнительно точное измерение скорости продукции

4.Схема  герметизированной однотрубной,  высоконапорной системы сбора.

1. полное устранение потерь легких фракции нефти.
2. снижение металлоемкости системы
3. сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание системы
4. возможность полной автоматизации сбора подготовки и контроля качества
5. возможность использования давления устья скважин для транспортировки скважинной продукции.

Недостатки:

1. невысокая точность измерения расхода воды и нефти по отдельным скважинам
2. преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержании высокого давления на устье
3. существует несколько разновидностей герметичных систем сбора:

а. зависит от величины конфигурации нефт. м/я

б. зависит от рельефа местности

в. Система сбора зависит  от физико химических свойств нефти и нефт. Эмульсии

г. системы сбора применяемые  на морском мест-ии.

Система сбора  на малом мест-ии

1-доб. скваж.; 2-АЗУ; 3-УПН; 4-УУТП; 5-ТП; 6-ТО; 7-УПГ; 8-КНС; 9-нагнет скваж.; 10-ДНС; 11- установка подготовки пласт. воды.

Система сбора  на большом месторождении

5.Мероприятия  по сбору и транспорту на  горной местности.

Основным слабым местом в  горной местности является образование  газового мешка в трубопроводе (газовая  пробка)

1-трубопроводо;      2- газов шапка; 3-нефт эмульсия

При увеличении сечения трубопровода скорости уменьшается, при этом увеличивается  газовые пузырьки которые сливаются и скапливаются в высших точках трубопровода. При этом резко подает пропускная способность трубопровода.

Борьба с мешком:

1. прокладывается трубопровод из 2-х труб меньшего сечения, по сумме равного этому трубопроводу. Меньшее сечение больше скорость.
2. ставится инжектор.

1-трубопровод

2-инжекторная насадка

3-байпасная линия

Скорость увеличивается, давление падает

Система сбора зависящее от физико-химич свойств.

При перекачки высоковязких нефтей на трубопроводных линиях ставят нагреватели нефти или печек.

6.Схема  герметизированной системы сбора  нефти, газа и воды на морских  месторождениях, расположенных вблизи  от берега.

Сущность разработки и  эксплуатации морских мест-й эстакадным способом заключается в том, что на разведанной залежи сооружают металлические или железобетонные эстакады с прилегающим им площадками для бурения и эксплуатации скважин сбора и подготовки скважин. Продукции, а также другие производственные объекты. Эстакады бывают 2-х типов:

1. прибрежные расположенные вблизи берега и имеющие с ним подводную связь.
2. открытые морские эстакады расположенные вдали от берега.

1 – эксплуатационные  скважины

2 – выкидные линии; 3 –  АГЗУ “Спутник”; 4 – сборный коллектор; 5 – УПВ

6 – УПН; 7 – автоматизированная  замерная установка товарной  нефти; 8 – КНС

9 – нагнетательные скважины; 10 – коллектор товарной нефти; 11 – парк товарных резервуаров; 12 – головная насосная станция; 13 – магистральный нефтепровод; 14 – сборный газопровод; 16 – дожимная  насосная станция (ДНС)

7.Схема  герметизированной системы сбора  нефти, газа и воды на морских  месторождениях, расположенных вдали  от берега.

1-экспл скважины, 2- автомат понижающий устьевое давление (АПУП) на нем происходит разделение пот ока газа от жидкости. В и н-ть идет дальше, 3-резервуары для сбора нефтяной эмульсии, 4,8- насосные установки, 5 установка подготовки нефти, 6-автоматизированная замерная установка товарной нефти,7-резервуары для сбора товарной нефти, 9-КНС, 10-нагнетательная скважина, 11-Дожимная компрессорная тсанция, 12- площадки для эксплуатации м/я, 13- техническая площадка, 14-подводный нефтепровод, 15-подводный газопровод.

10.Классификация  трубопроводов.

Трубопроводы транспортирующие скважинную продукцию подразделяется:

1. по назначению: нефтепроводы; газо-водо-нефтегазопроводы.
2. по величине напора: напорные, безнапорные
3. по рабочему давлению: низкого давления (до 0,6 МПа), среднего (1,6-6 МПа), высокого свыше 6МПа
4. по способу прокладки: подземные, наземные, подземные подводные
5. по функциональному назначению:

-выкидные линии (от  устья к замерной установке)

- сборные коллекторы

-товарные (нефтегазопроводы)

6. по гидравлической схеме  работы: простые трубопроводы (без  ответвлений), сложные.

Трубопроводы транспортирующие воду к нагнетательным скважинам для ППД подразделяются:

1. Магистральные: подводящие водопроводы (от магистрального трубопровода до КНС);разводящие трубопроводы (прокладываются от КНСдо нагнет сква-н).
2. трубопроводы по напору: -трубопроводы с полным заполнением жидкости (напорные);

- с неполным заполнением  жид-ти (напорные и безнапорные).

Выкидные линии от дебита скважины имеют диаметр от 50 до 150 мм. Протяженность может достигать до 4 км. Сборные коллекторы имеют диаметр от 200 до 500 мм и протяженность от 2 до 10 км.