Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Технологический процесс добычи нефти
жүктеу/скачать 2,71 Mb. Pdf көрінісі
|
razrabotka i ekspluataciya neftyanyh i gazovyh mestorozhdeniy dlya bngs
| 8.4. Технологический процесс добычи нефти
и нефтяного газа Технологическая схема (один из возможных вариантов) добы- чи, сбора и подготовки продукции добывающих скважин на про- мыслах приведена на рис. 8.4. Рис. 8.4. Технологическая схема добычи нефти и нефтяного газа: 1 – добывающие скважины; 2 – автоматизированная групповая за- мерная установка (АГЗУ); 3 – сепарационная установка (1-я сту- пень); 4 – дожимная насосная станция (ДНС); 5 – газокомпрессор- ная станция (ГКС); 6 – промысловый сборный пункт (ПСП), сепа- рационная установка (2-я ступень); 7 – установка предварительного сброса воды (УПСВ); 8 – установка промысловой подготовки нефти (УППН); 9 – товарный парк (ТП); 10 – установка водоподго- товки (УВП); 11 – блочная кустовая насосная станция (БКНС); 12 – водораспределительный пункт (ВРП); 13 – нагнетательные скважины; 14 – источник пресной воды; 15 – водозабор с водоочистными сооружениями и насосной станцией. I – продукция скважин; II – попутный газ; III – отделяемая сточная вода; IV – товарная нефть; V – пресная вода 162 Добываемая из скважин 1 нефть (нефть с водой) должна быть измерена; также должны быть определены дебиты скважин по нефти и по жидкости. Необходимо также измерять газовый фактор скважин – количество попутного газа, в метрах кубических, приве- денное к нормальным условиям, приходящееся на 1 т извлеченной из пласта нефти. Газовый фактор для различных нефтей колеблется в очень широких пределах – от 10 до 1000 м 3 /т [14]. Измерения продукции скважины производятся с помощью АГЗУ в автоматизированном режиме. На АГЗУ 2 в тот или иной период времени на замере находится одна скважина, если на вы- кидных линиях каждой скважины не установлен свой расходомер. Другие скважины в это время работают в рабочей линии без изме- рения продукции. После АГЗУ по одному нефтепроводу продукция данной группы скважин поступает в сепараторы 1-й ступени сепа- рации 3 для отделения попутного газа. Давление в этих сепараторах несколько ниже, чем на устьях добывающих скважин, обычно оно составляет 0,3–0,6 МПа. Отделяемый газ по газопроводу направля- ется на газокомпрессорную станцию 5 , которая нагнетает газ в ма- гистральный газопровод (MГ). Из сепараторов 1-й ступени нефть (нефть с водой) с помощью дожимной насосной станции 4 подается по нефтесборному коллек- тору на промысловый сборный пункт 6 , где в сепараторах 2-й сту- пени снова отделяется от нефти попутный газ. При высокой обвод- ненности нефти она поступает на установку предварительного сброса воды 7 , затем на установку промысловой подготовки нефти 8 , где путем деэмульсации (разделения водонефтяной эмульсии на нефть и воду) происходит обезвоживание и обессоливание нефти, а при необходимости и ее стабилизация (отделение легкоиспаряю- щихся легких фракций нефти). Нефть с УППН поступает в резерву- ары товарного парка 9 , затем – в магистральный нефтепровод (МН). Отделяемая от нефти на УПСВ и УППН сточная вода очищает- ся от механических примесей и захваченной ею нефти на установке водоподготовки 10 и направляется на блочную кустовую насосную 163 станцию 11 . С помощью БКНС вода поступает по напорным водо- водам на водораспределительные пункты 12 и нагнетательные скважины 13 . Если сточной воды недостаточно для поддержания пластово- го давления в продуктивном пласте, из источника 14 после подго- товки (очистки) в систему поддержания пластового давления пода- ется пресная вода. Специальная промысловая подготовка попутного нефтяного газа осуществляется в случаях, когда газ имеет высокое содержание водяных паров (производится осушка газа), сероводорода или угле- кислого газа (очистка газа от Н 2 S и СО 2 ). жүктеу/скачать 2,71 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|