И подготовки скважинной продукции
Общие сведения о системе сбора
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 качества, определенные стандартами значения, представленными в табл. 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, равных по площади большому. Данная схема сбора [2] представлена на рис. 1.1.
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)
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.
Дата добавления: 2016-01-09; просмотров: 1008;