вааааавыа. Разработка понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 4.48 Mb.
|
|
Системы сбора и подготовки скважинной продукции 71. Системы сбора и подготовки нефти и газа. Выкидные линии, ГЗУ, нефтесборный коллектор, ДНС, напорные трубопроводы. Системы защиты от разрушения и инцидентов Технологическая схема сбора и подготовки нефти, газа и воды имеет следующий вид. Добытая нефть со скважины направляется на групповую замерную установку (ГЗУ). С ГЗУ нефть направляется на дожимную насосную станцию (ДНС) для откачки нефти на установку подготовки нефти (УПН). На УПН нефть направляется через сепаратор (отделение газа от нефти), в горизонтальный отстойный аппарат предварительного обезвоживания, откуда нефть насосами подается в печи (подогрев 48-52 °С) и отстойные аппараты глубокого обезвоживания. После них нефть поступает через смеситель в отстойники для обессоливания и в резервуар товарной нефти. Из него нефть насосами узел учета нефти направляется в магистральный нефтепровод (МН). Вода из отстойников обезвоживания и обессоливания поступает в резервуары сточных вод и далее насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) системы поддержания пластового давления (ППД). Газ, выделившийся в процессе подготовки нефти, в Удмуртии сжигается на факелах. Система сбора нефти газа и воды на нефт. месторождениях – всё оборудование и система трубопроводов, построенных для сбора продукции отдельных скважин и доставка её до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды. 1) Выкидные линии; 2) Установки по измерению продукции скважин (УИПС); 3) Нефтепроводы от УИПС до сеп. установок I ступени. Сепарационные установки первой ступени (перед ДНС или совместно). Для отделения газа от нефти. Если совместно с ДНС, то буферные емкости выполняют роль сепараторов. Работают при Р<1 МПа, чаще при 0,4-0,6 МПа, часть газа, которая остается при этом давлении, идет дальше. Газ отправляют на газокомпрессорную станцию или к потребителю. 4) Нефтепроводы от СУ I до ДНС; 5) От ДНС до нефтесборного коллектора. ДНС: Для перекачки нефти к УППН. Выбирают насосные установки с соответствующим напором и расходом. Иногда необходимое давление на выходе составляет 30-40 атм. 6) Промысловый или центр. сборный пункт (ЦПС). Необходим, когда качают с нескольких м/р. На нем происходит 2 ступень сепарации, т.к. пока нефть шла по трубам из нее выделился газ. (Ртранспортировки=1,6 атм). А также предварительное обезвоживание нефти (сброс воды в виде свободной фазы). Может производиться замер: сколько жидкости, нефти добыло м/р или часть м/р. 7) УПСВ. Установка предварительного сброса воды. (УПСВ). В отличии от УППН технология упрощена (без реагента и без подогрева) Может быть совместно с УППН. 8) УППН. Установка предварительной подготовки нефти. Для получения заданных категорий нефти. Выделяют основные технологические операции УППН: обезвоживание, обессоливание, стабилизация. Температура нагрева нефти колеблется от 35-70 С, а при стабилизации 200-240 С. Также используют реагенты для деэмульсации нефти. На выходе УППН могут находиться концевые сепарационные установки, которые особенно эффективны, т.к. нефть подогрета. С УППН совмещают УПСВ. 9) СИКН. После УППН нефть подается в 2 попеременно-работающих резервуара, откуда напорным насосом идет подача на установку по измерению качества и количества нефти. Если нефть некондиционная, то она отправляется обратно на доподготовку. 10) Товарный парк. Не менее трех резервуаров, подключаются последовательно и выполняют следующие функции: заполнение, ожидание (хранение), разгрузка, улучшение показателей Н, учет общего кол-ва Н. 11) Магистральный нефтепровод. Контролируемые параметры по объектам: Скважина: давление в выкидной линии (ВЭ-16рб); динамограммы (динамограф); обрыв штанг, обрыв ремня, перегрузка насоса (станция управления). ГЗУ: дебит по жидкости, (СКЖ, ТОР1-50, регулятор расхода); давление в выкидном коллекторе (ВЭ-16рб, Мид, Корунд, КРП); управление переключением скважины, № скважины, находящейся на замере (блок управления гидропривода ГП-1, Атлас). ДНС: дебит по жидкости (Норд, Миг, Турбо-Квант); давление в выкидном коллекторе (ВЭ-16рб, Мид, Корунд, КРП); информация – вработе или нет (Атлас); предельный верхний, нижний уровень в накопительной емкости (датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1). БАС: верхний предельный уровень (датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1); регулирование уровня жидкости (РУПШ). КСУ: уровень (ВК-1200, У-1500, датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1). РВС: уровень раздела фаз, верхний предельный уровень (ВК-1200, У1500, датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1). Отстойники: верхний предельный уровень (датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1). Печь ПТБ-10: температура нефти (ТСП, ТСМ - датчики, УКТ-38, А100, ИПШ-703 – вторичные блоки); температура дымовых газов (ТХК, ТХА - термопары, УКТ-38, А100, ИПШ-705 – вторичные блоки); расход нефти (Норд, Турбо-Квант, РП-160); давление нефти в выкидном коллекторе (ВЭ-16рб). ЭДГ-электродегидратор: предельный верхний уровень среды (СУС). Насосные агрегаты: давление на приеме и выкиде насоса (ВЭ-16рб, Мид, Корунд, КРП); температура подшипников (ТСМ – датчики, УКТ-38 – вторичный блок). Узлы учета нефти: расход (Норд, Миг, Турбо-Квант); накопительная проба на % воды (автоматический пробоотборник – Проба 1М); расход через пробозаборное устройство (ТОР1-50). 72. Обезвоживание и обессоливание нефти. Физические основы 2.Обезвоживание и обессоливание нефти. Физические основы процесса. Применяемые технологии. При закрытой схеме жидкость нефть с водой и газом со скважин под действием давления на устье поступает по выкидным линиям на ГЗУ групповая замерная установка, где замеряется дебит нефти со скважин. Из ГЗУ нефть направляется в нефтесборный коллектор. По нефтесборному коллектору нефть поступает на 1-ю ступень сепарации, расположенную на центральном сборном пункте ЦСП. На территории центрального сборного пункта находится установка подготовки нефти УПН. На ЦСП осуществляется сепарация газа, обезвоживание, обессоливание нефти. Если нефть с высоким газовым фактором, то газ после сепарационной установки поступает на прием компрессоров газокомпрессорной станции. Компрессорами газ перекачивается до газобензинового завода или в магистральный газопровод и далее до пунктов его потребления. Процесс отделения воды от нефти называют обезвоживанием. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1-1,5%. Полное отделение воды от нефти до 0,01% происходит в процессе обессоливания нефти. В процессе обессоливания из нефти удаляются соли. Удаление соли из нефти происходит в процессе пропуска нефти через слой пресной воды. Соли, содержащиеся в нефти, растворяются в пресной воде и удаляются вместе с водой. Процессы разрушения нефтяных эмульсий в промысловой практике осуществляют с помощью нагрева нефти до 50-70° и дозировкой в нее химических реагентов деэмульгаторов. Происходит комплексное воздействие за счет тепла, когда вязкость эмульсии снижается, и капли воды соединяются друг с другом и деэмульгатором, вследствие чего вода отделяется от нефти и осаждается в резервуарах. Применяется также электрический способ разрушения эмульсии, который основан на проявлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капли воды, на взаимном притяжении этих капель и разрушении пленок нефти между этими каплями в результате действия электрического тока высокого напряжения на электроды, находящиеся в потоке эмульсии. при подаче тока, капли нефти соединяются между собой в более крупные частички и вода начинает оседать на дно сосуда. 73. Основные процессы подготовки нефти. Показатели качества товарной нефти. Основные процессы подготовки – см. На ЦСП осуществляется сепарация газа, обезвоживание, обессоливание нефти. Если нефть с высоким газовым фактором, то газ после сепарационной установки поступает на прием компрессоров газокомпрессорной станции. Компрессорами газ перекачивается до газобензинового завода или в магистральный газопровод и далее до пунктов его потребления. Процесс отделения воды от нефти называют обезвоживанием. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1-1,5%. Полное отделение воды от нефти до 0,01% происходит в процессе обессоливания нефти. В процессе обессоливания из нефти удаляются соли. Удаление соли из нефти происходит в процессе пропуска нефти через слой пресной воды. Соли, содержащиеся в нефти, растворяются в пресной воде и удаляются вместе с водой. Процессы разрушения нефтяных эмульсий в промысловой практике осуществляют с помощью нагрева нефти до 50-70° и дозировкой в нее химических реагентов деэмульгаторов. Происходит комплексное воздействие за счет тепла, когда вязкость эмульсии снижается, и капли воды соединяются друг с другом и деэмульгатором, вследствие чего вода отделяется от нефти и осаждается в резервуарах. Применяется также электрический способ разрушения эмульсии, который основан на проявлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капли воды, на взаимном притяжении этих капель и разрушении пленок нефти между этими каплями в результате действия электрического тока высокого напряжения на электроды, находящиеся в потоке эмульсии. При подаче тока капли нефти соединяются между собой в более крупные частички и вода начинает оседать на дно сосуда. Жидкость, поступающая с месторождения на установку подготовки и перекачки нефти представляет собой нефтяную эмульсию. Нефтяная эмульсия представляет собой механическую смесь нефти и воды, причем вода находится в виде мелко раздробленных капелек в нефти. Эти капельки окружены и изолированы друг от друга природными эмульгаторами и вследствие этого, не укрупняются и не отстаиваются от нефти. Помимо капелек воды нефтяной эмульсии находятся в мелко раздробленном состоянии твердые вещества - частицы глины, песка, кристаллики солей. Они также прочно удерживаются в нефти, не отстаиваясь из нее. Характеристика деэмульгаторов и ингитора коррозии. Установка подготовки нефти включает в себя подготовку нефти, воды, ловушечной нефти. Процесс подготовки начинается с УБСН (установка блочная сепарации нефти), где происходит отделение газа от жидкости. Отделившийся газ подается на факел. Разгазованная жидкость подается в БЕ-1, где происходит первая ступень обезвоживания. Обезвоженная жидкость насосами внутренней перекачки подается в печи нагрева (ПТБ-10), где нагревается до 48-52 С. Затем в отстойниках происходит глубокое обезвоживание (2 ступень, содержание воды не более 1%). После 2 ступени в жидкость подают пресную воду ( до 10% от массы жидкости). Основная задача - качественное разделение нефти и воды, т.е. нефть обезводить и обессолить, а в отделившейся воде, подлежащей закачке снова в пласт, не должно содержаться эмульгированных капель нефти и мех примесей. Деэмульгатор подается в жидкость перед УБСН. Затем жидкость поступает в отстойники для разделения воды, а далее в электродегидраторы. Они применяются для глубокого обессоливания средних и тяжелых нефтей. Жидкость прогоняют в межэлектродном пространстве электродегидратора. Происходит разрушение эмульсии и обессоливание нефти. Затем нефть подается в резервуары товарного парка, где насосами внешней откачки, через узел учета, подается потребителям. Отделенная вода подается в резервуар, где происходит дополнительный отстой. Чистая вода идет на насосы системы ППД, а нефтяная пленка в систему ловушечной нефти. Она сливается в подземную емкость, откуда насосом подается в буферную емкость. Классификация и условное обозначение нефтей 1. По физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды. 2. В зависимости от массовой доли серы (%) нефть подразделяют на классы 1-4: 1) Малосернистые (до 0,6%) 2) Сернистые (0,61 – 1,8%) 3) Высокосернистые (1,8 – 3,5) 4) Особо высокосернистые (>3,5%) 3. По плотности, а при поставке для экспорта - дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефти подразделяют на пять типов, плотность которых при 20 оС составляет: 0 - особо легкая (не более 830 кг/м3); 1 – легкая (830-850 кг/м3); 2 – средняя (850,1-870,0 кг/м3); 3 – тяжелая (870,1-895,0 кг/м3); 4 – битуминозная (более 895,0 кг/м3);. (Примечание: 3 и 4 типы на экспорт не предъявляются). Кроме того, нефти классифицируются: По вязкости 1) Маловязкие (до 12 мПа*с) 2) Повышенной вязкости (12-30 мПа*с) 3) Высоковязкие (более 30 мПа*с): 3.1. I группы (30-100 мПа*с) 3.2. II группы (100-500 мПа*с) 3.3. III группы (>500 мПа*с) 4) Битумы (>10 000 мПа*с) Группы по содержанию парафина 1) Малопарафинистые (до 1,5%) 2) Парафинистые (1,5 – 6%) 3) Высокопарафинистые (>6% 74. Физико-химические свойства продукции скважин на месторождениях нефти Удмуртии. Требования к кондициям товарной нефти, утилизируемой сточной воде и нефтяному газу. Физико-химические свойства нефтей разрабатываемых месторождений Удмуртии изменяются в широком диапазоне и характеризуются следующими величинами: плотность в поверхностных условиях изменяется от 830 до 926 кг/м3; вязкость нефти в пластовых условиях от 1,8 до 339,5 мПа-с; содержат в своем составе серу в объеме от 0,8 до 3,6 %, асфальтены 0,5-7,4 %, парафины от 1,7 до 7,7 %. Газовый фактор нефтей изменяется от 3,3 до 32,5 м3/т. В попутном газе отдельных месторождений содержится гелий. В высоковязких нефтях ряда месторождений отмечается повышенное содержание пятиокиси ванадия, а также никель. Распределение запасов нефти месторождений ОАО «Удмуртнефть» по вязкости Классификация нефтей по вязкости (пластовые условия) Запасы (извлекаемые  ТРЕБОВАНИЯ К УТИЛИЗИРУЕМОЙ СТОЧНОЙ ВОДЕ Пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе ее сбора и подготовки, сильно минерализованы, и по этой причине их нельзя сбрасывать в реки и водоемы, так как это приводит к гибели пресноводных. Поэтому пластовые воды закачивают в продуктивные или поглощающие пласты. Вместе с пластовыми закачивают и пресные воды, используемые в технологическом процессе при обессоливании нефти, а также ливневые воды, попадающие в промышленную канализационную систему. В целом все эти воды называются сточными. В общем объеме сточных вод на долю пластовых приходится 85—88 %, на долю пресных — 10—12% и на долю ливневых — 2—3 %. Использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления при водонапорном режиме разработки месторождений — это важное техническое и природоохранное мероприятия в процессе добычи нефти, позволяющее осуществлять замкнутый цикл обратного водоснабжения по схеме: нагнетательная скважина — пласт — добывающая скважина — система сбора и подготовки нефти и газа с блоком водоподготовки — система ППД. Нефтепромысловые сточные воды представляют собой разбавленные дисперсные системы плотностью 1040—1180 кг/м3, дисперсионные среды которых — высокоминерализованные рассолы хлоркальциевого типа (хлорит натрия, хлорид кальция). Сточные воды содержат растворенные газы: кислород, cepoводород, углекислый газ, которые интенсифицируют их коррозионную активность, что приводит к быстрому износу нефтепромыслового оборудования и трубопроводов и, следовательно, ко вторичному загрязнению сточных вод продуктами коррозии. В сточных водах содержится закисное железо — до 0,2 г/л, окисление которого приводит к образованию осадка и углекислого газа. Нефтепромысловые сточные воды могут быть заражены сульфатвосстанавливающими бактериями, поступающими с ливневыми водами, способствующими выпадению осадков карбоната кальция и сульфида железа. Наличие в сточной воде капелек нефти и механических примесей приводит к резкому снижению приемистости продуктивных и поглощающих пластов. Поэтому перед закачкой сточных вод в продуктивные или поглощающие пласты требуется их очистка. К сточным водам, закачиваемым в продуктивные или поглощающие горизонты, предъявляются определенные требования к содержанию в них нефти и механических примесей. Степень очистки сточных вод от этих примесей должна быть такой, чтоб сохранялась устойчивая приемистость нагнетательных или поглощающих скважин. Нормы допустимого содержания в закачиваемой сточной воде нефти, механических и других примесей устанавливаются на основании лабораторных исследований и опытной закачки воды в скважины. Если помимо нефти и механических примесей в сточной воде присутствует сероводород, то перед закачкой необходимо его удалить или нейтрализовать, чтобы избежать сильной коррозии и предотвратить загрязнение сточной воды сульфидами железа — продуктом сероводородной коррозии оборудования и трубопроводов. Нормы качества сточной воды в продуктивные пласты приведены в таблице 1. В связи с тем, что к сточным водам предъявляются определенные требования по их качеству, на нефтяных месторождениях строятся очистные сооружения по подготовке сточных вод. Так как основной объем сточных вод получается на центральных пунктах сбора и подготовки нефти, то эти пункты обычно дополняются сооружениями по подготовке сточных вод. Установки по очистке сточных вод подразделяются на открытые и закрытые. На некоторых установках по очистке сточных вод применяются комбинированные схемы очистки. Наиболее широко распространены на нефтяных месторождениях открытые схемы подготовки сточных вод. В открытых схемах сточные воды находятся в контакте с воздухом, в то время как в закрытых схемах процесс подготовки по всей технологической цепочке осуществляется без контакта сточной воды с кислородом воздуха, в результате чего в этих схемах отсутствуют условия для окисления закиси железа до окиси железа и выпадения ее в осадок. В систему подготовки сточных вод открытым способом обычно входят следующие сооружения: песколовки, нефтеловушки, пруды-отстойники, камеры для приема воды, фильтры, емкости для приема очищенной воды, иловые площадки, насосное оборудование и реагентное хозяйство. В последние годы все большее распространение находят закрытые схемы, как более экономичные. Очистка сточных вод в резервуарах с нефтяным слоем, напорные отстойники с гидрофобным фильтром, установки типа УОВ с применением коалесцирующих фильтров, ОГВ и другие. Требования к нефтяному газу В зависимости от условий применения попутного нефтяного газа предъявляются к нему соответствующие требования. При использовании газа в качестве горючего газа для получения тепла к нему предъявляются такие же требования, что и для природного, т.е по теплоте сгорания 9не менее 7600 ккал/м3), Массовой концентрации сероводорода (до 0,02 г/м3), массовой доле меркаптанов серы (до 0,036 г/м3), доли кислорода (не более 1 %), механических примесей (не более 0,001 г/м3). При сжигании на факелах (при содержании в газе более 60 % азота газ считается непромышленным) предъявляются требования по очистке от капельной нефти (не более 50 мг/м3). При рассеивании на свече должен отсутствовать сероводород и капельная нефть не выше, чем при сжигании на факеле. |