Выбор системы сбора нефти, газа и воды

Лабораторная работа № 1

1.1 Общие сведения о проекте разработки и проекте обустройства.

Для каждого вновь открытого  месторождения, как правило, составляются два проекта: проект разработки или  технологическая схема разработки и проект обустройства, в котором  кроме вопросов, связанных с эксплуатацией  месторождения, должны предусматриваться  вопросы строительства дорог, материально - технической базы, жилых домов  и т.д.

Основным назначением проекта  разработки нефтяного месторождения  является обеспечение запланированной  добычи нефти на месторождении при  минимальных затратах на тонну нефти  и максимальном извлечении нефти  из недр.

В соответствии с проектом разработки нефтяного, газового и газоконденсатного  месторождения проектная организация  разрабатывает проект обустройства. В этом проекте намечается система  сбора нефти, газа, конденсата и пластовой  воды на площадях этих месторождений  и рациональное размещение установок  по подготовке нефти и газа к транспорту, а там, где по проекту разработки предусматривается заводнение пластов, - и система подготовки воды, водоразделения и закачки воды в пласт.

Под организацией сбора нефти, газа и воды на нефтепромысловых площадях будем понимать осуществление системы  нефтегазоводопроводов, по которым эти продукты транспортируются от скважин до установок подготовки нефти, газа и воды.

1.2 Основные факторы, влияющие на выбор системы сбора нефти, газа и воды.

Проект обустройства промысловой  площади нефтяного месторождения  или месторождения природного газа составляется проектной организацией на основе данных проекта разработки или технологической схемы разработки этого месторождения. Проект или  технологическая схема разработки должны выполнять следующие исходные данные, необходимые для обустройства промысловой площади нефтяного  и газового месторождения:

1) размер  добычи нефти, нефтяного газа  и пластовой воды по годам  до конца разработки нефтяного  месторождения, а для газового  еще и конденсата;

2) изменение  устьевого давления фонтанных  и газовых скважин по годам  за весь период разработки;

3) структурная  карта месторождения  с контурами  нефтеносности и газоносности  и расположением скважин;

4) число  эксплуатационных и нагнетательных  скважин и их система размещения;

5) состав  пластовой нефти, плотность и  вязкость ее, содержание парафина, смол, асфальтенов, сероводорода и углекислоты, а для газоконденсатных месторождений - состав газа, физико-химические свойства его и изотермы конденсации;

6) физико-химическая  характеристика пластовых вод  (ионный состав, плотность, щелочность, кислотность и коррозионная активность);

7) климатические  и метеорологические условия  района нефтяного и газового  месторождения, в частности количество  выпадающих остатков, максимальная  и минимальная температура воздуха,  глубина промерзания почвы;

8) источники  воды, электроэнергии, наличие железных  и шоссейных дорог;

9) топографическая  карта.

Имея эти данные и зная размеры  площади месторождения и ее форму (круглая, вытянутая, полосообразная), а также число скважин и расстояние между ними, можно рекомендовать к внедрению в одну из систем сбора нефти.

2.1 Системы сбора и транспорта продукции скважин, их достоинства и недостатки.

Все площади нефтяных месторождений, вступающие  в разработку, обустраиваются с применением высоконапорных герметизированных  систем нефтегазоводосбора. Указанные схемы сбора приведены на рис.1, а показана схема сбора для самых больших по площади месторождений.

По схеме, приведенной на рис.1, а, осуществляются следующие одна за другой операции и процессы: 1) нефть, газ  и вода, извлеченные из скважины на поверхность, под устьевым давлением  по выкидным линиям 1 направляются в  автоматизированную групповую замерную установку 2, в качестве которой в настоящее время используются Спутники - А, Спутники - В и Спутники - Б. В сепараторах, установленных на Спутниках, происходит отделение газа от жидкости (нефть+вода) и измеряется их количество по каждой скважине в отдельности. После Спутников - А, В или Б, обслуживающих по 14 скважин каждый, нефть, газ и вода смешиваются и транспортируются по сборному коллектору 3 (длиной 10-15 км) до дожимной насосной станции (ДНС) 4. На ДНС установлены сепараторы первой ступени, в которых происходит отделение газа от жидкости и они транспортируются по отдельным сборным коллекторам 6 и 5 (длиной 10-15 км) до газоперерабатывающего завода 13 и сепаратора-делителя 7, расположенного рядом с установкой подготовки нефти (УПН) 8. Основное назначение сепаратора-делителя 7 сводится к регулированию равномерной подачи нефтяной эмульсии в сепараторы-подогреватели, расположенные на УПН. На установки подготовки нефти УПН нефтяная эмульсия подогревается, происходят разделения нефти и воды и обессоливание нефти, после чего нефть поступает на автоматизированную установку сдачи товарной нефти 16, а пластовая вода - на установку подготовки воды (УПН) 9.

Если считать процесс расширения газа в скважине при движении его от забоя к устью изотермическим, то формулу для энергии свободного газа можно записать в следующем виде:

 

где - газовый фактор, приведенный к нормальным условиям, в м³/т; - давление при нормальных условиях в Па (9,8110⁴; t=0);  и - соответственно давление на забое и на устье в Па.

Из формулы видно, что чем  ниже устьевое давление, тем больше энергия расширяющегося газа. Поэтому  при фонтанном и бескомпрессорном способах добычи нефти на устьях скважин целесообразно поддерживать пониженное давление.

Для измерения производительности скважин, по изменению уровней нефти  и воды в мернике пользуются следующими формулами:

Объем 1 см высоты цилиндрического  мерника равен

 

где D - внутренний диаметр мерника в м;

объем нефти, поступавшей в мерник,

 

объем воды, поступившей в мерник,

 

Если  наполнение мерника продолжалось t мин, то суточная производительность скважины составит:

по нефти

 

по воде

 

где 1440- число минут в сутках.

Чтобы ускорить измерение производительности скважин по уровню в мернике, на каждый мерник составляют отдельную таблицу  объемов.