Системы сбора продукции скважин

Единой универсальной схемы сбора и подготовки продукции скважин не существует.

Основная цель любой схемы – получить не товарную продукцию (как на суше), а продукцию, пригодную для дальнейшего транспортирования.

Различают два принципиальных подхода:

- если есть возможность подать добытую продукцию на берег и там провести всю подготовку – то это должно быть обязательно сделано.

При этом, желательно, всюпродукцию подавать на берег по одной трубе (трёхфазный поток).

- если такой возможности нет, то все технологические операции необходимо провести в море.

Применяемые технологии принципиально не отличаются от сухопутных. Отличия: 1.в более плотном расположении всех аппаратов; 2.совмещения в них различных функций;3.максимальном упрощении схем.

Набор технологических операций в море определяется вариантом разработки месторождения, а аппаратурное оформление каждой операции способом дальнейшего транспортирования продукции (таблица 1).

Вариант разработки месторождения

Набор технологических операций

Без ППД   Частичная закачка газа в пласт   Полная закачка газа в пласт   ППД (вода)   ППД (азот)

Сепарация + стабилизация нефти или конденсата + очистка газа + обезвоживание нефти + компримирование газа + насосная перекачка нефти или конденсата   Сепарация + стабилизация нефти или конденсата + очистка газа + обезвоживание нефти + приём газа со стороны (если он есть) + компримирование газа для ППД + насосная перекачка отправляемого конденсата или нефти.   Сепарация + стабилизация конденсата + очистка газа + приём газа со стороны (если он есть) + компримирование газа для ППД + насосная перекачка отправляемого конденсата   Сепарация + стабилизация нефти или конденсата + очистка газа + обезвоживание нефти + компримирование отправляемого газа + подготовка морской воды и своей сточной для закачки + ППД   Сепарация + стабилизация конденсата + очистка газа + выделение и генерирование N2 + компримирование N2 + компримирование отправляемого газа + насосня Перекачка отправляемого конденсата

Российские особенности:

-технологические операции могут внедряться не сразу, а по мере необходимости;

- в РФ сброс в море даже очищенных сточных вод запрещен;

- сжигание газа на факелах осуществляется только в аварийных случаях;

- собственное энергопотребление осуществляется за счет попутного газа, а если его не хватает. То за счет ДТ либо привозного, либо получаемого на платформе.

Различают следующие виды организации сис-мы сбора в море:

- надземный – расположение скв на суше и разр-ка за счет наклонно-направленных скв, либо обр-ние суши искусственно, путем засыпки участка моря;

- подземный – с берега роют спец подземные шахты до самого мест-ния и там располагается все обор-ние;

- надводный – 1.сооружение морских дамб и островов на сваях, 2.строительство платформ;

- подводный – все скважинные соор-ния с подводными кончаниями устьев, все сепораторы, отстойники и пр. обор-ние – на дне моря, управление либо с берега, либо с платформы;

- комбинированный.представляет собой сочетание элементов подводных и надводных промыслов.

БИЛЕТ №2

1. Состав и строение морских нефте- газоносных районов РФ.

В России различ 5 регионов Арктический, Дальневосточный, Каспийский, Балтийский, Азово – Черноморский.

1.1. Арктический регион

В арктическом регионе различают два сектора: Восточный осадочный, Западный осадочный

Восточный осадочный сектор состоит: Арктического шельфа, Северо – Антлантического шельфа

Западный осадочный сектор состоит из: Арктического шельфа, Тихоокеанского шельфа

Восточный арктический шельф состоит из следующих НГБ: Баренцевоморский, Тимано-Печорский, Южно-Карский, Бассейн моря Лаптевых

Североантлантический шельф состоит из следующих НГБ: Североморской, Норвежско-Западно-Баренцевоморский.

Западный арктический шельф состоит из следующих НГБ:Свердрупский, Дельты реки Маккензи и моря Бофорта, Северо – Аляскинский, Северо и Южно Чукотский

Тихоокеанский шельф состоит из следующих НГБ:Охотский, Анадырский и Наваринский Беренгового моря.

Классификация морских УВ мест-ний.

Различ газ. мест-ния (продукция состоит в основном из метана, причем С₅ + высшие должны быть ≤0,2% от залежи), г/к мест-ния (низкоконденсатные - продукция состоит в основном из метана, причем С₅ + высшие должны быть ≤0,6% от залежи, а кислота ≤0,25 г/м³; среднеконденсатные - С₅ + высшие должны быть >0.4, <1,9% от залежи, а кислота 20-100 г/м³; высококонденсатные - С₅ + высшие должны быть>1,6% от залежи, а кислота>100 г/м³; суперконденсатные - С₅ + высшие должны быть>6% от залежи, а кислота >200 г/м³), нефтяные мест-ния (ГФ<200м3/м3), н/г мест-ния (газ.залежи с нефтяной оторочкой, причем запасы газа >запасов нефти), г/н мест-ния (нефть с газ.шапкой, запасы н>запасов г.), нефтегазоконд-ные мест-ния (г/к мест-ния с нефт.отторочкой. причем запасы г.>запасов н.), г/к нефт метс-ния (нефт залежи с г/к шапкой, запасы н>запасов г)

В процессе разр-ки тип залежи меняется и необх-мо 1р в 5 лет производить переоценку.

Дата добавления: 2015-07-19