Восточно-Сургутское месторождение

Разновидности систем сбора

На нефтепромыслах используются следующие виды трубопроводов:

- Нефтепроводы.

- Нефтегазопроводы.

- Водопроводы.

- Газопроводы.

Сбор и подготовка нефти

После того, как нефть попадает на поверхность, ее направляют в систему подготовки с целью превращения в топливо. Эта система имеет сложную конструкцию, состоит из множества элементов. Так как из скважины невозможно получить чистую нефть, продукт требуют тщательной очистки перед дальнейшим использованием.

Процесс сепарации подразумевает собой отделение от нефти газа, воды и примесей и является важным производственным процессом. Технология осуществляется в несколько этапов. Сепараторы могут быть вертикальными, сферическими и горизонтальными, при этом приборы также можно разделить на гравитационные и центробежные.

Быстрее и проще отделить воду и газ от нефти, используя деэмульгаторы, - это химическая и термохимическая очистка.

Первый этап сбора и подготовки топлива отправляет жидкость по выкидной линии, то есть по устью, которое ведет от скважины к замерному прибору. Там определяется масса и количество вещества, в процессе транспортировки отделяется часть газа и воды. После этого нефть отправляют на центральный пункт сбора по коллекторным линиям. Именно там вещество проходит окончательную чистку и превращается в готовое топливо.

Системы сбора нефти на месторождении подразумевают отправку вещества на определенный центр сбора, к каждому месторождению прикрепляется свой. Перекачка топлива осуществляется при использовании дожимной насосной станции: насос отправляет нефть от месторождения к ЦПС, а оттуда - на установку предварительного сброса воды.

Последний этап сепарации нефть проходит на установке комплексной подготовки топлива, эта технология проводится в несколько этапов:

- Отделение газа от жидкости.

- Нарушение связи «нефть-вода» и разрушение водяной эмульсии.

- Удаление из вещества соли. Осуществляется путем добавления воды, а после снова проводится обезвоживание.

Последний этап - стабилизация, он подразумевает удаление легких фракций. Это необходимо, чтобы сократить потери после транспортировки.

7.2 Установки по подготовки нефти

Принцип работы ДНС.

Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется, затем подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на установку компримирования природного газа (УКПГ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе.

При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией. На каждой ДНС должны находиться технологическая схема и регламент работы, утвержденные техническим руководителем предприятия. Согласно этим нормативным документам производится контроль над режимом работы ДНС.

Жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на конечную сепарационную установку (КСУ), где производится отбор газа при более низком давлении, и затем направляется на УПН или ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

Технологическая схема процесса должна обеспечивать подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в «отстойные» аппараты, сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа и окончательной дегазацией, предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5 - 10%.

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента - деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций - подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.

Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосных. На рисунке 19 приведён один из вариантов принципиальной технологической схемы установки УПСВ.

Рисунок 19. Принципиальная технологическая схема установки предварительного сброса воды (УПСВ):

Потоки: I - пластовая нефть; II - деэмульгатор; III - попутный нефтяной газ; IV - нефть после первой ступени сепарации; V - пластовая вода; VI - уловленная нефть из отстойника воды; VII - механические примеси, шлам; VIII - очищенная от механических примесей и нефти пластовая вода; IX - нефть на ЦППН; X - газ на факел; XI - вода на кустовую насосную станцию

Оборудование: 1 - сепаратор первой ступени сепарации; 2 - компенсатор-депульсатор; 3 - каплеуловитель (газосепаратор); 4 - трубчая печь; 5 - сепаратор; 6 - отстойник для обезвоживания нефти; 7 - буферная ёмкость; 8 - отстойник пластовой воды; 9 - дегазатор; 10, 11 - насосы; 12 - узел учёта попутного нефтяного газа; 13 - узел учёта нефти; 14 - узел учёта пластовой воды

Нефть на УПСВ поступает с автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ), смешивается с деэмульгатором и поступает в сепаратор 1, где производится первая ступень сепарации нефти. Как правило, на первой ступени устанавливается сепаратор с предварительным отбором газа, он имеет компенсатор-депульсатор 2 и выносной каплеуловитель 3. Далее нефть поступает сразу в отстойник 6 для обезвоживания.

Если отделившаяся в отстойнике 6 пластовая вода не удовлетворяет требованиям для закачки её в пласт, воду подвергают очистке. Для этого сначала в отстойнике 8 пластовая вода освобождается от механических примесей, шлама и от унесённых капелек нефти. Уловленная нефть из отстойника 8 смешивается с основным потоком нефти перед ёмкостью 7.

Далее пластовая вода поступает в дегазатор 9 для удаления сероводорода и остатков углеводородных газов, которые сбрасываются на факел. Подготовленная пластовая вода далее насосом 11 подаётся через узел учёта воды 14 на кустовую насосную станцию (КНС) для закачки в пласт.

При высокой производительности установки УПСВ может быть предусмотрена очистка воды в резервуарах типа РВС. В некоторых случаях дегазатор размещают в составе КНС.

Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ включает в себя:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды;

3) нагрев продукции скважин;

4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

7) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов - деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

На ДНС с УПСВ (рисунок 20) осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ.

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в «отстойные» аппараты;

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5 - 10% (масс.).

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента - деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций - подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.

Рисунок 20. Принципиальная схема дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ).

Оборудование: С-1; С-2 - нефтегазосепараторы (НГС), ГС - газосепараторы; ОГ - отстойник горизонтальный; Н-1, Н-2 - центробежные насосы.

Потоки: ГВД на УКПГ - газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа; ГНД - газ низкого давления

Установка подготовки нефти предназначена для обезвоживания и дегазации нефти до параметров, удовлетворяющих требованиям ГОСТ Р 51858-2002. Установку подготовки нефти размещают на ЦППН. В зависимости от физико-химических свойств нефти, обводнённости нефти, удалённости ЦППН от месторождений, наличия или отсутствия предварительной подготовки на ДНС, схемы УПН могут существенно отличаться друг от друга. Так, если нефть не подвергалась предварительному обезвоживанию на ДНС и её обводнённость составляет не менее 20…30%, то в схеме УПН необходимо предусматривать блок предварительного обезвоживания.

На рисунке 21 приведена принципиальная схема установки УПН, включающая в себя разные возможные варианты подготовки.

Блок предварительного обезвоживания. Нефть смешивается с деэмульгатором, ингибитором коррозии и поступает в сепаратор 1 первой ступени сепарации с предварительным отбором газа, имеющим компенсатор-депульсатор 2 и выносной каплеуловитель (газосепаратор) 3.

При высокой засолённости в нефть перед сепаратором 1 может подаваться вода из аппаратов 12, 13 или 14 для промывки нефти и растворения кристаллов солей. Далее нефть поступает в отстойник 6 для предварительного обезвоживания. Для тяжёлых и вязких парафинистых нефтей перед отстойником 6 может быть предусмотрен нагрев в печи 4 с дополнительной сепарацией (или без неё) в сепараторе 5.

Рисунок 21. Принципиальная схема установки подготовки нефти (УПН):

Потоки: I - нефть с ДНС или с АГЗУ; II - деэмульгатор; III - попутный нефтяной газ; IV - нефть после первой ступени сепарации; V - пластовая вода; VI - нефть с блока предварительного обезвоживания; VII - вода со второй ступени электродегидратации; VIII - товарная нефть;

Оборудование: 1 - сепаратор; 2 - компенсатор-депульсатор; 3 - выносной каплеуловитель (газосепаратор); 4,10 - трубчатые печи; 5,11,15 - сепараторы; 6,7,12 - отстойники; 8 - буферная ёмкость; 9,17 - насосы; 13,14 - электродегидраторы; 16 - резервуар; 18 - узел учёта количества и качества нефти.

Высокообводнённые (с содержанием воды 70% и выше) тяжёлые и высоковязкие нефти должны проходить предварительное обезвоживание в две ступени - в отстойниках 6 и 7. При этом первую ступень обезвоживания в отстойнике 6 лучше производить при естественной температуре без нагрева, чтобы сбросить основную массу воды. Вместо отстойников 6 и 7 для тяжёлых нефтей можно использовать также резервуары типа РВС. Качество сбрасываемой воды из отстойников 6 и 7 должно соответствовать требованиям для закачки в пласт. Процесс предварительного обезвоживания нефти предназначен для существенного снижения энергозатрат при нагреве пластовой воды в блоке подготовки нефти (в печи 10).

Блок подготовки нефти. В этот блок (нижний ряд аппаратов) нефть может поступать либо из блока предварительного обезвоживания нефти, либо с УПСВ, либо непосредственно с АГЗУ (при низкой обводнённости).

Подготовка нефти может производиться в двух вариантах: с сырьевым насосом и без него. Если давление нефти на входе в блок составляет не менее 0,6 МПа, то насос 9 можно не устанавливать (и буферную ёмкость 8 тоже). Без насоса 9 давление насыщенных паров (ДНП) товарной нефти всегда ниже, чем в схеме с насосом, но в этом случае в составе попутного нефтяного газа будет больше тяжёлых углеводородов (от пропана и выше).

Нефть насосом 9 (или под собственным давлением) поступает для нагрева в печь 10, затем в сепаратор 11, отстойник 12, электродегидратор 13 (или два электродегидратора 13 и 14) и конечный сепаратор 15 (КСУ). Затем товарная нефть поступает в резервуар 16, откуда она насосом 17 подаётся в узел учёта количества и качества нефти 18.

8. Исследование скважин и пластов

Основные методы исследования скважин и пластов

Исследование скважин - это комплекс исследовательских работ, проводимых на скважинах с определенными целями.

Основной целью исследования скважин является получение данных о строении и свойствах продуктивных пластов, определение продуктивности (приемистости) скважины и технического состояния её ствола.

Исследования, проводимые при поиске и разведке месторождения, - это исследования при бурении поисковых и разведочных скважин. Исследования, проводимые на начальном этапе разработки месторождения, являются первичными и имеют целью определение параметров и характеристик месторождения, количество запасов углеводородов и т.д.

В процессе выработки запасов нефти, условия в нефтяной залежи и в скважинах изменяются. Скважины обводняются. Пластовое давление снижается. Газовые факторы могут изменяться. Это приводит к необходимости повторных исследований. Данные исследования, проводимые в процессе разработки и эксплуатации месторождения, являются уточняющими и служат для повышения эффективности разработки данного месторождения. Иначе данные исследования скважин и пластов называются исследованиями для контроля за разработкой месторождения.

Существует много методов исследования скважин и технических средств для их осуществления. Все они предназначены для получения информации:

* об объекте разработки;

* условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину;

* изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки.

Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, осуществления рациональных способов разработки месторождения, обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при наиболее высоком коэффициенте полезного действия.

Геофизические методы опробования пластов

Для определения характера насыщения испытуемого интервала осуществляется вызов притока пластового флюида, иначе это называется опробование пластов.

При опробовании пластов применяются различные скважинные инструменты, которые по конструктивному исполнению, особенности применения и назначению можно подразделить на три типа:

* пластоиспытатели, спускаемые в скважину на колонне бурильных или насосно-компрессорных труб;

* аппараты, сбрасываемые внутрь колонны бурильных труб сразу после вскрытия при бурении намеченного объекта;

* аппараты, спускаемые в скважину на каротажном кабеле.

Опробователи на кабеле снабжены управляемой с земной поверхности гидравлической системой, герметически прижимающей пробоотборник к стенке скважины, а также баллонами, в которые благодаря разнице давлений в аппарате и в пласте поступает флюид из прискважинной зоны пласта. Отобранная проба анализируется в лаборатории на компонентный химический состав, что позволяет сделать заключение о характере насыщения пластов.

Методы изучения коллекторских свойств горных пород

Предназначены для определения важнейших параметров пород - коллекторов. Выделяются три основных класса методов:

* лабораторные;

* гидродинамические;

* промыслово-геофизические.

Лабораторные методы используются на всех этапах изучения коллекторов и основаны на исследовании в лабораторных условиях поднятого из скважин керна или собранных на обнажениях коренных пород образцов. Полученные физическими методами данные о пористости, проницаемости, водонасыщенности, нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности являются наиболее достоверными и используются при подсчете запасов месторождений и при составлении проекта их разработки.

Гидродинамические методы автоматически усредняют исследуемые параметры по всей призабойной зоне скважины. Их использование требует дополнительных данных о мощности пласта, вязкости насыщающей пласт жидкости (метод пробных откачек) или пористости пород, а также о коэффициентах сжимаемости пор и насыщающей их жидкости (методы нестационарной фильтрации). Гидродинамические методы являются необходимым элементом исследования месторождений на этапах их разведки и составления проекта разработки.

Промыслово-геофизические методы отличаются от других тем, что получаемые с их помощью данные о коллекторских свойствах пород имеют, как правило, относительный характер. Поэтому они служат в основном для сопоставления разрезов скважин и определения границ изучаемых горизонтов

Все вышеперечисленные методы исследования скважин и пластов, за исключением гидродинамических, выполняют специализированные сервисные компании и предприятия

Размещено на Allbest.ru