Общие сведения о системе сбора и подготовки скважинной продукции
Описание принципиальных технологических схем сбора и подготовки скважинной продукции
Общие сведения о системе сбора и подготовки скважинной продукции
Система сбора и подготовки нефти, газа и воды на нефтяном месторождении должна обеспечивать:
1. автоматическое измерение нефти, газа и воды по каждой скважине;
2. герметизированный сбор нефти, газа и воды на всем пути движения от скважин до магистрального нефтепровода;
3. доведения нефти, газа и пластовой воды на технологических установках до норм товарной продукции (табл. 1.1), автоматический учет этой продукции и передача её транспортным организациям;
4. возможность ввода в эксплуатацию части месторождения с полной утилизацией нефтяного газа до окончания строительства всего комплекса сооружений;
5. надежность эксплуатации технологических установок и возможность полной их автоматизации;
6. изготовление основных узлов системы сбора нефти и газа и оборудования технологических установок индустриальным способом в блочном и модульном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса.
Таблица 1.1.
Нормативные данные по качеству нефти в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002
| Показатель | Группа нефти | ||
| Максимальное содержание воды, %, не более | 0,5 | 0,5 | 1,0 |
| Максимальное содержание хлористых солей, мг/л не более | |||
| Максимальное содержание механических примесей, %, не более | 0,05 | 0,05 | 0,05 |
| Максимальное давление насыщенных паров (ДНП) при температуре 37,8оС, кПа, не более | 66,7 | 66,7 | 66,7 |
| Массовая доля органических хлоридов, млн-1 (ppm) | |||
| Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | |||
| Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более |
При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило содержание определенные стандартами значения представленные в таблице 1.2.
Таблица 1.2.
Требования к качеству воды для закачки в пласт ОСТ 39-225-88
| Проницаемость пласта, 10-6 м2 | Удельная трещиноватость пласта | Допустимое содержание в воде, мг/л | |
| механических примесей | нефти | ||
| £ 0,1 | - | < 3 | < 5 |
| > 0,1 | - | < 5 | < 10 |
| £ 0,35 | От 6,5 до 2 вкл. | < 15 | < 40 |
| > 0,35 | Менее 2 | < 30 | < 50 |
| £ 0,6 | От 35 до 3,6 вкл. | < 40 | < 40 |
| > 0,6 | Менее 3,6 | < 50 | < 50 |
Чаще всего рекомендуется вместо одного трубопровода большого диаметра укладывать два трубопровода меньшего диаметра, равновеликих по площади большому. Данная схема сбора представлена на рисунке 1.1. Это важно для получения высоких скоростей потоков (1,5-2,5м/с), предотвращающих образование в повышенных местах рельефа местности, так называемых «газовых мешков», которые приводят к значительным пульсациям давления в системе сбора и к срыву нормального режима работы сепарационных установок, установок подготовки нефти и установок подготовки и сброса воды.
Рис. 1.1. Схема герметизированной двухтрубной высоконапорной системы сбора нефти, газа и воды
1 – эксплуатационные скважины; 2 – выкидные линии; 3 – АГЗУ «Спутник»;
4 – сборный коллектор; 5 – установка предварительного сброса воды (УПСВ);
6 – установка подготовки нефти (УПН); 7 – автоматизированная замерная установка товарной нефти; 8 – кустовая насосная станция (КНС);
9 – нагнетательные скважины; 10 – коллектор товарной нефти; 11 – парк товарных резервуаров; 12 – головная насосная станция; 13 – магистральный нефтепровод; 14 – сборный газопровод; 15 – установка компримирования природного газа (УКПГ); 16 – дожимная насосная станция (ДНС).
Дата добавления: 2015-07-04; просмотров: 1927;