Самостоятельная работа №5
Тема: система поддержания пластового давления (ППД) водозаборные сооружения. Система подготовки воды на промысле. Блочная кустовая насосная станция (БКНС). Наземное оборудование нагнетательных скважин.
Теоретическая часть
Размещение кустов, скважин, нефтегазопроводов и ДНС на месторождении представлено на рис. 31. Общая длина внутрипромысловых нефтесборных коллекторов 4,5 км, преобладающий диаметр 159 мм.
Рисунок 31. Размещение кустов, скважин, нефтегазопроводов и ДНС
Существующая система сбора и промысловой подготовки продукции скважин может обеспечить сбор нефти в течение 2 - 3 лет разработки. Однако, в дальнейшем, в связи с увеличением объема годовой добычи жидкости и обводненности продукции, необходимо реконструкция и расширение системы сбора и подготовки продукции. Реконструкция системы сбора вызывается также, изменениями в системе разработки месторождения.
Реконструкцию установки предполагается осуществлять исходя из уровней пиковой годовой добычи жидкости - 293 тыс. т и соответствующих ей годовых объемов добычи нефти и газа - 128 тыс.т и 11,6 млн.м3, а также максимальных объемов годовой добычи нефти и газа - 180 тыс.т и 16 млн.м3. Содержание воды в подготовленной нефти – не более 1 %.
В схему транспортировки нефти и газа не предполагается вносить существенных изменений. Подготовленная нефть насосами ДНС перекачивается по проектируемому участку трубопровода в существующий межпромысловый нефтепровод и далее в магистральный нефтепровод. Попутный нефтяной газ под собственным давлением не ниже 0,5 МПа подается в газопровод, до соседнего месторождения и далее по существующему газопроводу подается на газоснабжение.
Рекомендуемая схема ДНС после ее реконструкции в схематичном виде представлена на рис. 22. Комплекс оборудования дожимной насосной станции в включает:
вертикальный сепаратор С-1 (16 м3),
нефтегазосепаратор С-2 (50 м3),
блок дозировки химреагентов БХР,
вертикальный газосепаратор ГС-1 (1,6 м3),
горизонтальный газосепаратор ГС-2 (16 м3),
напорный отстойник воды ОВ-1 объемом 200 м3,
аппарат очистки пластовой воды объемом 200 м3,
нефтегазосепаратор концевой ступени (25 м3),
резервуары РВС-2000 аварийного запаса сырой и подготовленной нефти, 2 шт.,
насосную станцию внешней откачки нефти Н-1/1,2,
блочный узел учета нефти БУУН,
факельную систему высокого и низкого давлений для аварийного сжигания газа с конденсатосборниками К-1 и К-2.
В качестве аппаратов сброса воды предполагается принять горизонтальные отстойники объемом 100 м3, а также использовать нагреватели типа ПБА-0.75-6.3.
Для улучшения условий отделения пластовой воды предусмотрена возможность подачи дозировочной установкой БХР деэмульгатора типа «дипроксамин» на прием ДНС.
В дальнейшем, в случае необходиомсти, рекомендуется предусмотреть и построить резервные сепараторы I-ой и II-ой ступеней, а также насосную станцию внутренней перекачки нефти, обвязка которой на рис. 22 показана пунктирными линиями.
Описанная схема подготовки нефти функционирует следующим образом. Продукция скважин из системы нефтегазосбора под давлением не ниже 0,6 МПа поступает в сепаратор С-1, где происходит первичное разделение потока на газ и жидкость.
Эмульсия далее подается в сепаратор С-2. Газ проходит отделение капельной жидкости в газосепараторе ГС-1, откуда с давлением 0,5 МПа подается в газопровод потребителям, а в аварийных ситуациях (через газосепаратор ГС-2) – на факел высокого давления.
Водонефтяная смесь из аппарата С - 2 поступает в напорный отстойник ОВ-1, откуда нефть под давлением 0,15-0,2 МПа откачивается в сепаратор концевой ступени и далее на прием насосов Н-1/1,2, проходит узел коммерческого учета и откачивается в напорный нефтепровод. Попутно добываемая пластовая вода очищается от остаточной нефти и механических примесей в напорном отстойнике ОВ-2 под давлением 0,15 - 0,2 МПа и подается на прием насосов БКНС для закачки в пласт.
Предусмотренный комплекс подготовки нефти обеспечивает утилизацию 95% попутного газа и получение товарной нефти.
При этом, потери нефти и газа в целом по месторождению будут минимальными; помимо упомянутых выше процессов они будут обусловлены аварийными ситуациями, а также стравливанием газа из затрубного пространства скважин перед ремонтом или другими технологическими операциями. Предлагаемые нормативы технологических потерь приведены в табл. 1.
|
