Автор: Пользователь скрыл имя, 07 Декабря 2011 в 16:09, курсовая работа
В настоящее время в нефтяной промышленности применяют различные виды газосепараторов, которые предназначены для отделения газа от добываемой из скважины жидкости. Одной из разновидностей таких газосепараторов является газосепаратор сетчатый, расчет которого приведен в данном курсовом проекте.
ВВЕДЕНИЕ
1. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Основные проектные решения по разработке Барсуковского месторождения
3.2Состояние разработки и фонда скважин Барсуковского месторождения
4. ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ
4.1 Общие понятия о сборе, транспорте и подготовке нефти и газа на месторождении
4.2 Характеристика системы сбора и подготовки нефти, газа и воды
4.3 Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции
5.СЕПАРАЦИОННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
5.1 Газосепаратор сетчатый
6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТЧАТОГО ГАЗОВОГО СЕПАРАТОРА
7. ЗАКЛЮЧЕНИЯ
ЛИТЕРАТУРА
Таблица 3.2 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.01.2007г Характеристика фонда скважин
БС8
БС101
БС102
БС11 Всего
фонд добывающих
скважин всего 43 0 53 371 446
в том числе:
нагнетательн в отработке на Нефть 3 0 6 23 32
действующие 16 0 27 93 120
из них ЭЦН 16 0 27 75 102
ШГН 0 0 0 18 18
фонтанные 0 0 0 0 0
бездействующие 10 0 7 60 74
в освоении и ожидании освоения 0 0 0 1 1
в консервации 10 0 18 138 164
пьезометрические и контрольные 2 0 0 12 14
ликвидированные и в ожидании ликвидации 5 0 1 67 73
фонд нагнетательных
скважин всего 3 0 12 112 125
в том числе:
действующие 1 0 6 23 29
бездействующие 2 0 3 44 48
в освоении и ожидании освоения 0 0 0 1 1
в консервации 0 0 3 34 37
пьезометрические и контрольные 0 0 0 0 0
ликвидированные
и в ожидании ликвидации 0 0 0 10 10
Помимо геологических
причин имели место и технико-
Таблица 3.3 - Сравнение
проектных и фактических
проект факт проект факт
добыча нефти,
тыс.т 820,6 381,9 776,4 349
добыча нефти
с начала разработки, тыс.т 24666 20049 25442 20398
добыча жидкости
всего, тыс.т 5291 1511 5433 1484
добыча жидкости
с начала разработки, тыс.т 67188 40484 72622 41968
средняя обводненность
продукции действующих скважин, % 84,5 74,7 85,7 76,5 86,8 73,
закачка воды, тыс.м3 5745 1728 5882 1463
закачка воды с
начала разработки, тыс.м3 83025 55981 88907
компенсация отбора с начала разработки, % 111 118 111 117 110 116
ввод новых добывающих скважин всего, шт 13 0 13 6 0 11
действующий на конец года фонд добывающих скважин, шт 419 115 419 136 420 146
ввод нагнетательных скважин, шт 5 1 5 1 1 4
действующий на конец года фонд нагнетательных скважин, шт 158 42 163 31 163 33
средний дебит по нефти действующей скважины, т/сут 7,8 9,6 6 8,2 5,6 9,1
средний дебит
по жидкости действ. скважины,т/сут 50,3 38 41,9
средняя приемистость скважин по воде, м3/сут 168 146 167 120 168 154
текущий КИН 0,232 0,178 0,239 0,182 0,
отбор от НИЗ, % 59,6 45,9 61,5 46,7 63,2 47,
темп отбора от НИЗ, % 2 0,9 1,9 0,8 1,8 1
добыча нефти, тыс.т 705,8 859,7 678,2 923,5
добыча нефти с начала разработки, тыс.т 26877 21707 27555 22630
добыча жидкости всего, тыс.т 5546 2144 5571 2824
добыча жидкости с начала разработки, тыс.т 83694 45790 89264 48613
средняя обводненность
продукции действующих скважин,
% 87,3 59,9 87,8 67,3
закачка воды, тыс.м3 5938 2233 5929 2802
закачка воды с
начала разработки, тыс.м3 100800 61304 106729
компенсация отбора с начала разработки, % 110 115 109 114
ввод новых добывающих скважин всего, шт 0 4 0 1
действующий на конец года фонд добывающих скважин, шт 419 129 418 120
ввод нагнетательных скважин, шт 0 2 0 2
действующий на конец года фонд нагнетательных скважин, шт 163 30 163 29
средний дебит по нефти действующей скважины, т/сут 5,4 18,5 4,6 22
средний дебит
по жидкости действ. скважины,т/сут 42,8 46,2 37,6
средняя приемистость скважин по воде, м3/сут 168 208 137 253
текущий КИН 0,253 0,193 0,259 0,201
отбор от НИЗ, % 64,9 49,6 66,6 51,8
темп отбора
от НИЗ, % 1,7 2 1,6 2,1
В 2003 году в связи
с вовлечением в разработку новых
запасов северных залежей пластов
БС102 и БС11 наблюдалось увеличение
добычи нефти с 349 тыс.т в 2002г. до 449
тыс.т и жидкости с 1484 тыс.т до 1677 тыс.т.
Рост добычи нефти и жидкости продолжился
и в 2004-2005гг. Средний дебит действующих
скважин увеличился более чем в 2 раза
( с 9,1 т/сут в 2003 г. до 18,5 т/сут в 2004г. и 22
т/сут в 2005г.).
Рост обводненности
продукции скважин по данному месторождению
имеет довольно плавный характер. В 2003
году отмечено уменьшение процента воды
по сравнению с 2002г. с 76 до 73%, в 2004 г. обводненность
продукции уменьшилась еще на 13 % и составила
60 %. Однако в 2005г. процент воды снова стал
расти и достиг 67%.
В 2002-2003г. было отмечено
падение дебита нефти, но в 2004г. средний
дебит нефти вырос, в связи
с сокращением числа
Разработка северного
купола этого пласта началась в 1996г.,
и до середины 2002г. работала одна разведочная
скважина. Бурение новых скважин
в 2002-2004гг. и мероприятия по интенсификации
разработки в 2005г. позволили увеличить
добычу нефти до 246 тыс.т./год. На залежи
сформирована система приконтурного заводнения,
максимальный уровень закачки составил
465 тыс.м3.
Следует отметить,
что в последние годы на месторождении
проводится большой объем комплексных
мероприятий, что позволяет значительно
увеличить продуктивность скважин, по
которым получаются наибольшие эффекты.
К основным комплексным мероприятиям
следует отнести проведение последовательно
обработки призабойной зоны скважин и
оптимизации режимов работ, дострелов
и перестрелов пластов с последующей оптимизацией,
гидроразрыв пласта и оптимизация режимов
работ скважин [2].
4. ХАРАКТЕРИСТИКА
СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ
НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НА
4.1 Общие понятия
о сборе, транспорте и подготовке нефти
и газа на месторождении
Основными элементами
системы сбора и подготовки продукции
являются добывающие скважины, автоматизированные
групповые замерные установки (АГЗУ),
дожимные насосные станции (ДНС), сепарационные
установки с насосной откачкой, центральный
пункт сбора (ЦПС), установки предварительного
сброса воды УПСВ или центральный пункт
сбора и подготовки нефти, газа и воды
(ЦППН).
Элементы системы
связаны между собой
Система трубопроводов
состоит из:
-
выкидных линий, идущих от
-
сборных коллекторов,
-
сборных коллекторов,
-
газопроводов;
-
коллекторов сточной воды;
-
коллекторов товарной нефти;
-
трубопроводов для возврата
-
магистральных нефтепроводов.
Эксплуатация
промысловых трубопроводов должна
вестись с соблюдением РД 39-132-94 «Правила
эксплуатации, ревизии, ремонта и отбраковки
нефтепромысловых трубопроводов».
РД 39-132-94 вводит
классификацию промысловых
-
назначение трубопровода;
-
условный диаметр Ду;
-
рабочее давление Рр;
-
газовый фактор;
-
скорость коррозии.
По сумме баллов
определяется категория нефтепровода
от I до IY, в зависимости от которой
назначается периодичность обслуживания.
Схема сбора
и подготовки зависит от площади
месторождения, дебитов скважин, физико-химических
свойств перекачиваемой продукции,
природных условий и рельефа
местности. Поэтому на некоторых
месторождениях к ДНС подходят коллекторы
от нескольких АГЗУ, на других на каждой
АГЗУ установлен сепаратор первой ступени,
и жидкость транспортируется на ЦППН либо
дожимными насосами, либо под давлением
в линии. На небольших по площади месторождениях
АГЗУ и ЦППН могут быть расположены на
одной площадке.
Основным технологическим
документом, определяющий режим и
порядок ведения
Технологический
регламент определяет технологию, правила
и порядок ведения процесса подготовки
продукции, осуществления предварительного
сброса воды или отдельных его
операций, режимные параметры, показатели
качества продукции, безопасные условия
работы.
Ответственность
за соблюдением требований технологического
регламента возлагается на руководство
каждого объекта (установки, станции
ЦПС и т.д.) и его обслуживающий
персонал.
Эксплуатация
установок запрещается без
4.2
Характеристика системы сбора и подготовки
нефти, газа и воды
Рекомендуемая
система обустройства предусматривает
герметизированную напорную трубопроводную
сеть совместного сбора и транспорта
продукции скважин до дожимной насосной
станции (ДНС). Эта система обеспечивает
подготовку, транспорт и учет нефти, попутного
газа и пластовой воды на всем протяжении
движения от скважины до пункта сдачи
продукции. Система представляет собой
единый технологический комплекс, включающий
в себя объекты:
· замера продукции
скважин;
· сбора и
транспорта нефти, газа и попутной воды
до технологической площадки ДНС;
· предварительного
разделения продукции скважин на
нефть, воду и газ;
· подготовки
и утилизации пластовых и производственно-
· учета и
сдачи сырой нефти;
· подготовки
и сдачи газа к утилизации;
· комплекс объектов
вспомогательного и обслуживающего
назначения, обеспечивающий стабильную
и безопасную работу системы.
Продукция скважин
(нефть, газ, вода) под устьевым давлением
поступает на групповые замерные установки
(ГЗУ), размещенные на каждой кустовой
площадке. Из ГЗУ продукция поступает
по трубопроводам под устьевым давлением
на ДНС, проходит первоначальную сепарацию
и далее направляется на центральный пункт
сбора (ЦПС). На ЦПС в сепараторах осуществляется
процесс разделения продукции скважин
на фазы (нефть, газ, воду) и подготовка
ее к сдаче. Замер объема каждой фазы осуществляется
раздельно. Нефть, доведенная до требований
ГОСТа, насосами откачивается в нефтепровод
внешнего транспорта.
Газ первой ступени
сепарации под давлением не ниже
1,0 МПа, освобожденный от капельной
жидкости и конденсата, может подаваться
в качестве топлива на блочные
газотурбинные электростанции. Газ
II и III ступеней после компремирования
винтовыми компрессорами
Информация о работе Сбор и подготовка попутного газа на Барсуковском месторождении