Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Связь работы системы сбора с работой фонтанных и газлифтных скважин





Для подъёма жидкости используется энергия растворенного газа. Однотрубная напорная система сбора. Жидкость из скважин самотеком через замерные устройства (ЗУ) направляется в емкости сборных пунктов до 3-8 км. На сборных пунктах производится сепарация газа, и далее насосами перекачивается в сырьевые резервуары, а газ подается на факел или газобензиновый завод, при газлифтном способе добычи в скважины. Система сбора отличается низким давлением в нефтегазосборных трубопроводах, многочисленностью промежуточных технологических объектов и, как следствие этого, большой металлоемкостью, нерациональным использованием избыточной энергии пласта и значительными потерями газа и легких фракций нефти. Газлифтный способ вносит существенные дополнения в обычную технологическую схему промысла, так как при нем необходима газлифтная компрессорная станция с газораспределителем и газосборными трубопроводами.

Технологическая модель современной системы сбора промысловой продукции, транспорта и подготовки нефти и воды состоит из девяти элементов:

1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.

2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды.

3. ДНС—газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации.

4. ДНС — УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».

5. ДНС — установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества.

6. УПСВ – КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.

7. УКПН – установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к.одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая – для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка.

8. Установка подготовки воды – КНС. Вся водная фаза (как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.

9. КНС – нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от механических примесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.

 

 

Связь работы системы сбора с работой насосных скважин оборудованных ШГН, ЭЦН

Для подъёма жидкости используются насосы. Увеличивается давление выхода жидкости на устье скважины. Используется высоконапорная однотрубная система сбора, позволяющая отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на ЦСП. Благодаря чему достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтесборной сети, уменьшается количества ДНС, КНС обеспечивается возможность утилизации попутного газа с самого начала разработки.

Технологическая модель современной системы сбора промысловой продукции, транспорта и подготовки нефти и воды состоит из девяти элементов:

1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.

2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды.

3. ДНС—газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации.

4. ДНС — УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».

5. ДНС — установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества.

6. УПСВ – КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.

7. УКПН – установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к.одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая – для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка.

8. Установка подготовки воды – КНС. Вся водная фаза (как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.

9. КНС – нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от механических примесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.

 

Заключение

ООО «Алнас-Н» это современное сервисное предприятие, которое входит одно из важнейших производственных процессов:

- по монтажу и ремонту ШГН на всей территории Самотлорского месторождения и месторождений Томской области;

- по ремонту, монтажу, запуску и выводу на режим скважин оборудованных УЭЦН на Самотлорском месторождении (СНГДУ-2) и на месторождениях Томской области (Советское, Нижневартовская площадь, Игольское, Лугинецкое месторождения и т.д.).

Большинство скважин на месторождении эксплуатируются в неблагоприятных условиях для УЭЦН:

1 недостаточный приток жидкости из пласта;

2 эксплуатация скважин с повышенным содержанием КВЧ;

3 эксплуатация скважин с повышенным газовым фактором;

4 эксплуатация скважин с повышенным содержанием солей.

Все эти причины вкупе влияют на наработку погружного оборудования, поэтому для увеличения работоспособности предприятие постоянно ведет контроль за всем добывающим фондом и совместно с «добычей» принимают решения по эксплуатации той или иной скважины.

При ремонте погружного оборудования ведется тщательный контроль, за всеми необходимыми параметрами. Постоянно совершенствуются испытательные стенды на ремонтной базе предприятия. В частности для лучшей промывки статоров погружного электродвигателя в 2009 году стенд будет оснащен проворотом статора при помощи БРС.

В разработке находится и стенд испытания ПЭД под нагрузкой приближенной к реальным условиям, что существенно повлияет на отказ скважины по причине снижения сопротивления изоляции.

При недостаточном притоке из пласта применяют:

- СУ с частотным регулируемым приводом, что помогает при запуске с частотой менее 50Гц, снизить напор и производительность насоса;

- Кожух КЭЦН, который допускает эксплуатацию ПЭД при недостаточном потоке охлаждающей жидкости.

При эксплуатации скважин с повышенным содержание КВЧ применяют:

- СУ с частотным регулируемым приводом, что помогает при запуске с частоты менее 50Гц, (после ГРП) получить минимальный вынос механических примесей;

- ЖНША (фильтр щелевой модуль входной), позволяет значительно увеличить наработку УЭЦН;

- УЭЦН в износостойком и коррозионностойком исполнении;

- рабочие органы из СПА и жидкокристаллических полимеров.

При эксплуатации скважин с повышенным газовым фактором используются современные газосепараторы, газосепараторы-диспергаторы, клапанные пары «Мандрель» и т.д.

При эксплуатации скважин с повышенным содержанием солей применяются:

- рабочие органы из СПА и жидкокристаллических полимеров.

- ПСК погружные скважинные контейнеры.

- у различных заводов изготовителей в разработке находится «фортрон» и рабочие органы с различными покрытиями.

Также для скважин с небольшим притоком из пласта (от 5м3) ООО «Алнас-Н»

внедряет в эксплуатацию штанговых насосов при помощи гидропривода, преимуществом которого в отличии от ШСНУ является его мобильность, и отсутствие свайного поля на куту.

Результатами всех этих мероприятий являются:

- увеличение наработки погружного оборудования;

- увеличение добычи нефти;

- снижение затрат на ремонт скважин и повышение выручки предприятия;

- увеличение рентабельности производства и других технико-экономических показателей.

 







Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Что способствует осуществлению желаний? Стопроцентная, непоколебимая уверенность в своем...

Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор...





Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2024 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.