Что находится на кустовой площадке

Кустовое бурение

Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке

Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а конечные забои находятся в точках, соответствующих проектам разработки месторождения.

Преимущества кустового бурения скважин:

Впервые в СССР кустовое бурение было осуществлено под руководством Н. Тимофеева на о-ве Артема в Азербайджане.

К недостаткам кустового наклонно направленного способа бурения следует отнести вынужденную консервацию пробуренных скважин до окончания некоторой скважины данного куста в целях противопожарной безопасности, увеличение опасности пересечения стволов скважин, трудности в проведении капитального и подземного ремонтов скважин, а также в ликвидации грифонов в условиях морского бурения.

Горизонтальное и разветвленное горизонтальное бурение применяются для увеличения нефте- и газоотдачи продуктивных горизонтов при первичном освоении месторождений с плохими коллекторами и при восстановлении малодебитного и бездействующего фонда скважин.

При этом протяженность завершающего участка скважины, расположенного в продуктивном пласте (горизонтального участка), может превышать 1000м.

Условия, вызывающие необходимость применения кустового бурения, подразделяются на:

К разновидностям кустового бурения можно отнести 2-ствольное последовательное, 2-ствольное параллельное и 3-ствольное бурение.

В настоящее время кусты скважин становятся крупными промышленными центрами с базами МТС, вспомогательными цехами и т. д.

В целом кустовой способ бурения сокращает затраты на обустройство промысла, упрощает автоматизацию процессов добычи и обслуживания, а также способствует охране окружающей среды при освоении нефтяных и газовых месторождений.

В этом случае можно полнее осуществлять сбор всех продуктов отхода бурения и уменьшать вероятность понижения уровня грунтовых вод на огромных территориях, которое может возникнуть вследствие нарушения целостности водоносных горизонтов.

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Кустовая площадка

Кустовая площадка должна выполняться горизонтально. [1]

Кустовые площадки всех типов должны выполняться горизонтально. Технологическая площадки выполняется с уклоном в сторону амбара, обеспечивающим водосток. По окончании отсыпки куста необходимо сделать обваловку места установки нефтяной емкости с внешней стороны площадки. Кустовые площадки, построенные в зимний период, но предназначенные для бурения на период весна-лето, перед монтажом бурового оборудования необходимо спланировать и при необходимости по дополнительному наряд-заказу управления буровых работ ( УБР) отсыпать грунтом. [2]

На кустовой площадке отсутствует УПСВ, а система ППД выполнена из стеклопластиковых материалов, препятствующих развитию коррозии. [4]

На кустовой площадке размещают буровую установку со всеми подсобными службами и устьевое оборудование. [5]

На кустовой площадке размером всего в 300 м2 размещается групповая замерная установка и групповая распределительная установка. Последняя необходима для распределения и замера объема пара, закачанного в нагнетательные скважины. При сетке 100×100 м с одного куста охватывается 7 8 га площади продуктивного пласта. До трети или половины проектной глубины скважину проводят вертикально, а ниже стволы отклоняются в сторону запроектированных забоев. [7]

На кустовой площадке устья скважин расположены по одной линии, вдоль которой перемещается буровая установка. [9]

Дороги и кустовые площадки на болотах III типа устраиваются по индивидуальному проекту. [10]

После строительства кустовой площадки уточняют фактическое направление движения станка и определяют очередность бурения скважин. При этом разведзние стволов осуществляют в горизонтальной и вертикальной плоскостнх. Сначала на плане куст скважин предварительно распределяют таким образом, чтобы не пересекались плоскости их искривления. [12]

При размещении кустовых площадок на вечномерзлых грунтах расстояние между устьями скважин не должно быть меньше двух радиусов растепления пород вокруг устья скважин. [13]

В пределах кустовой площадки нефтегазопроводы заглубляют. В местах проезда и установки транспортных средств все трубопроводы укладывают в защитные патроны или прокладывают на эстакадах. [14]

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Строительство куста скважин

Специфика кустового строительства скважин заключается в том, что буровой установкой с ограниченной по площади территории методом наклонно направленного бурения осуществляется проводка одной или нескольких групп скважин.

Эта особенность предопределила существование основных видов компоновок бурового оборудования.

Не рассматривая достоинств и недостатков каждой из этих компоновок (о них будет сказано отдельно), отметим, что особенности размещения оборудования и в том, и в другом случаях диктуют разный подход к определению типов и геометрических параметров фундаментных конструкций, передаче ими нагрузок на основание и т. д. Так стационарное расположение оборудования позволяет не только определить максимальные нагрузки на основание, но и заранее предвидеть продолжительность их приложения, а следовательно, выбрать и определить типовую конструкцию фундаментов, гарантирующую выполнение требований, предъявляемых к ним. Передвижение же вышечно-лебедочного блока, а также необходимость учета влияния переменных нагрузок на основание в процессе бурения приводит к выбору конструкции фундаментов в зависимости от способа передвижения.

В практике вышкостроения передвижение вышечного блока в пределах куста осуществляется двумя способами.

Выбор размеров кустовой площадки. Форма и размеры кустовой площадки определяются Следующими основными факторами:

Размеры площадки основания должны отвечать правилам технической и пожарной безопасности как в процессе строительства скважин, так и при дальнейшей их эксплуатации, обеспечивать монтаж бурового оборудования, нормальные условия для его эксплуатации и обслуживания в процессе бурения скважин, возможность замены отдельных узлов и агрегатов, а также демонтажа оборудования после разбуривания куста.

Конструкция фундаментов и основания должна обеспечивать:

Одно из главных условий при определении размеров фундаментов под вышечно-лебедочный блок – высота установки стола ротора. Технически и технологически необходимая величина высотной отметки пола буровой или стола ротора определяется следующими факторами:

необходимым уклоном циркуляционной системы, исключающим выпадение из раствора выбуренной породы на участке от устья скважины до ситогидроциклонной установки.

В табл. 3 приведены основные размеры площадок для различного числа скважин в кусте при минимальном расстоянии между устьями скважин, равном 3 м. Из таблицы видно, что с увеличе­нием числа скважин площадь основания, приходящаяся на одну скважину, значительно уменьшается. В то же время минимальный размер площадок настолько велик, что сразу при выборе конструкции основания на первый план в качестве главных выдвигаются вопросы стоимости и сроков осуществимости принимаемых вариантов, которые должны быть минимальными.

Размеры кустовой площадки для различного числа скважин
с противопожарным разрывом 3 м

Источник

Группирование проектных скважин для размещения кустовых площадок на примере многопластового месторождения

А.Г. Шатровский, к. т. н., А.С. Чинаров, к. т. н., М.Р. Салихов
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Ключевые слова: раскустовка, проектирование кустов скважин, группирование скважин, схема кустования, проектирование скважин, многопластовое месторождение, многофакторная оптимизация

Предложен подход к повышению качества проектирования разработки многопластового месторождения, что позволяет приблизить проект к реальным условиям освоения актива, снизить его капиталоемкость. Ключевой задачей является поиск оптимальной схемы кустования скважин на основе системы разработки целевых эксплуатационных объектов, при которой обеспечивается формирование элементов разработки на зависимых объектах эксплуатации за счет транзитного фонда проектных скважин. При этом учитываются назначение и режим работы скважин. Такая схема размещения кустов скважин должна обеспечить минимальные капитальные затраты и технологические риски при реализации проекта за счет многофакторной оптимизации. С этой целью учитываются длина проходки и сложность траектории скважин, инфраструктура, природные и экологические ограничения на территории месторождения, технические ограничения при строительстве скважин. Подобная задача для многопластовых месторождений не решается существующими программными комплексами. Рассмотрен способ группирования проектных целей бурения как этапа кустования на основе модифицированного метода кластеризации «k-средних». Алгоритм кластеризации адаптирован для минимизации суммарной проходки наклонных и горизонтальных скважин с учетом сложности их траекторий.

THE GROUPING OF PLANNED WELLS FOR WELL PADS LOCATION BY MULTI-LAYER FIELD

PRONEFT». Professional’no o nefti, 2020, no. 3 (17), pp. 44-49

A.G. Shatrovskiy, A.S. Chinarov, M.R. Salikhov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

Keywords: padding, well pads design, clustering of wells, padding scheme, well design, multilayer field, multifactor optimization

An approach to improving the project quality of a multi-layer field development, which allows to bring the project to the real conditions of the field development, to reduce its capital intensity is proposed. The key task is to find the optimal pads distribution pattern based on the development system of target operational facilities, which ensures the formation of development elements at dependent production facilities at the expense of transit wells. This takes into account the purpose and mode of wells operation. This arrangement of well pads should ensure minimal capital costs and technological risks in the implementation of the project due to multi-factor optimization. For this purpose, length and complexity of trajectory wells, infrastructure, natural and environmental restrictions on the field territory, technical restrictions in wells construction are taken into account. Such problem for multi-layer field is not solved by existing software systems. A method of grouping the project drilling targets, as a stage of well pads distribution, based on modified clustering method k-means is considered. The clustering algorithm is adapted to minimize the total penetration of inclined and horizontal wells, taking into account the complexity of their trajectories.

ВВЕДЕНИЕ

В технологической схеме разработки месторождения одним из критериев поиска оптимальной системы разработки является экономика проекта. При этом в ходе реализации проектных решений на строительство скважин может приходиться до 80% и более общего объема капитальных вложений. Очевидно, что в таком случае при проектировании следует уделять внимание поиску оптимальной схемы разбуривания месторождения [1]: – размещение кустовых площадок с учетом наземной инфраструктуры месторождения (трубопроводов, дорог, элементов обустройства), топографии поверхности, рельефа местности, свободных участков (слотов) на существующих кустовых площадках, экологических ограничений; – прокладывание траектории проектных скважин с учетом пробуренного фонда, геологического разреза месторождения, технических ограничений.

Для получения максимального экономического эффекта кустование проектных скважин месторождения должно выполняться на ранней стадии его эксплуатации и далее уточняться с получением более полного представления о его геологическом строении. В настоящее время эта задача остается за недропользователем, так как регламентирующей документацией не установлены требования к выполнению кустования скважин ни на одной из стадий проектирования разработки месторождения, обустройства или строительства скважин. На практике часто отсутствует этап проектирования кустов скважин в масштабе месторождения. Проектирование осуществляется локально – от куста к кусту, с группированием проектных скважин по максимальному смещению от устья в зависимости от грузоподъемности буровой установки.

Внутри куста проектирование траекторий выполняется по группе «уверенных» геологических целей бурения или даже по одной скважине. Подобный подход приводит к прокладыванию все более сложных траекторий от скважины к скважине, увеличению проходки бурением. Вцелом по месторождению отсутствует элемент оптимизации размещения кустовых площадок или применяется локальная оптимизация, ограниченная только суммарной проходкой внутри куста и, как правило, с учетом имеющихся буровых установок. Такое узкомасштабное планирование негативно влияет на экономику проекта. Применительно кмногопластовым месторождениям еще одним следствием описанного похода является отсутствие перспектив освоения транзитных объектов эксплуатации, разбуривание которых самостоятельной сеткой скважин нерентабельно. Рентабельность таких объектов (пластов) можно увеличить приобщением их к целевым (основным) эксплуатационным объектам с помощью транзитного фонда пробуренных или проектных скважин, сформировав систему разработки из добывающих и нагнетательных скважин.

Таким образом, проектирование кустов скважин должно учитывать множество факторов, при этом важно обеспечить поиск оптимальных решений, реализация которых позволит в итоге снизить капитальные вложения. Для оптимизации группирования проектных скважин как одной из задач кустования могут применяться различные критерии: например, суммарное смещение забоев от вертикали, суммарная проходка по всему проектному фонду скважин, сложность траекторий (суммарные углы азимутальных или пространственных искривлений), суммарная стоимость скважин. Требуется минимизировать соответствующий критерий или группу критериев. При таком подходе должна учитываться возможность использования буровых установок различной грузоподъемности для создания малых или больших групп скважин. От этого будут зависеть число кустовых площадок и концепция наземного обустройства месторождения.

Данная задача полностью не решается ни одним программным обеспечением, по крайней мере в автоматическом режиме, и кустование или только группирование проектных скважин для условий многопластовых месторождений предполагает ручное проектирование, зависящее от квалификации проектировщика, т.е. является творческой задачей. Постановка ее заключается в поиске оптимальной схемы кустования скважин на основе системы разработки целевых эксплуатационных объектов, при которой обеспечивается формирование элементов разработки на зависимых объектах эксплуатации за счет транзитного фонда проектных скважин. При этом учитываются назначение и режим работы скважин.

ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ГРУППИРОВАНИЯ ПРОЕКТНЫХ СКВАЖИН КАК ОДНОЙ ИЗ ЗАДАЧ КУСТОВАНИЯ МОГУТ ПРИМЕНЯТЬСЯ РАЗЛИЧНЫЕ КРИТЕРИИ: НАПРИМЕР, СУММАРНОЕ СМЕЩЕНИЕ ЗАБОЕВ ОТ ВЕРТИКАЛИ, СУММАРНАЯ ПРОХОДКА ПО ВСЕМУ ПРОЕКТНОМУ ФОНДУ СКВАЖИН, СЛОЖНОСТЬ ТРАЕКТОРИЙ, СУММАРНАЯ СТОИМОСТЬ СКВАЖИН.

где TD– глубина по стволу скважины, AHD– отход забоя скважины от вертикали, VD– вертикальная глубина скважины, TORT – суммарная кривизна траектории. Тогда взвешенная длина траектории будет меняться на величину (Δ ϕ+ Δ α 1)/(Δ ϕ + Δ α ) · TD, где Δ ϕ– изменение азимутального угла траектории, Δ α– изменение зенитного угла, Δ α 1 – превышение Δ α значения 90°. Таким образом, критерий «взвешенная проходка» является комплексным и позволяет проводить оптимизацию одновременно по суммарным длине и изменению углов траекторий скважин. Задача группирования проектных скважин авторами решалась на примере многопластового месторождения, включающего 52 продуктивных пласта (16 объектов разработки) северного купола и 53 пласта (18 объектов разработки) южного купола. Этаж нефтегазоносности представлен пластами покурской, тангаловской, сортымской, васюганской и тюменской свит, находящихся на глубине от 1158 до 3239 м. Наиболее перспективные для освоения эксплуатационные объекты разбуриваются самостоятельной сеткой скважин и являются целевыми. На северном и южном куполах выделено по девять таких объектов. На остальные объекты нерентабельно бурить самостоятельные скважины, их можно разрабатывать транзитным фондом. На начало проектирования разработки месторождения пробуренный фонд составлял 247 добывающих, 68 нагнетательных, 20 газовых и 13 водозаборных скважин. В ходе проектирования к бурению было запланировано 207 добывающих, 97 нагнетательных скважин и 485 боковых стволов. При проектировании было определено четыре комплекса на южном и три комплекса на северном куполах, внутри которых эксплуатационные объекты объединены единым фондом скважин для осуществления возврата скважин с целевых объектов на транзитные. Таким образом, основной задачей являлось обоснование возможности приобщения транзитных объектов эксплуатации для разработки их сеткой скважин, спроектированной для целевых пластов. В результате расчетов определена схема размещения кустов проектных скважин, обеспечивающая достижение всех проектных целей бурения.

но в среднем на 182шт. проектируемых скважин длина увеличивается на 42 м. Однако при расчете не учтены дополнительные расходы на реализацию траекторий повышенной сложности со значительными корректировками по азимуту, что увеличило бы стоимость реализации проекта при оптимизации по длине траектории. Для другого участка месторождения (рис. 3) приведена схема группирования скважин, запроектированных для бурения на 13 пластов, пересекающихся в плане. Выделенные цели бурения могут быть приобщены к другим скважинам, т.е. трасса скважины может быть проложена через ближайшие цели бурения, но если

это значительно усложнит траекторию, то может быть запланировано бурение бокового ствола. Эксплуатация приобщаемых целей будет происходить после выработки запасов основных (нижележащих) эксплуатационных объектов, далее будет осуществлен перевод на вышележащий горизонт или бурение бокового ствола. Сгруппированные подобным образом скважины и определенные для приобщения цели бурения можно использовать для дальнейшей оптимизации траекторий скважин внутри куста, а также для корректировки положения кустовых площадок с учетом других факторов: геологических, траектории стволов существующих скважин, гидрографических, инфраструктуры. Если на территории месторождения имеются значительные природоохранные зоны или водоемы, не пригодные для строительства кустовых площадок, то это учитывается на стадии кластеризации, где вводится запрет на размещение центроидов внутри таких областей. В проекте разработки многопластового месторождения для проектирования траекторий бурения в присутствии фактического фонда скважин и наземной инфраструктуры использовался соответствующий проектный модуль современного программного обеспечения. Были построены траектории проектных скважин с учетом технических ограничений и опасности сближения с трассами ранее пробуренных скважин.

Учет геологических условий позволил повысить точность проектирования кустов и траекторий скважин на многопластовом месторождении. Для составления проекта использовалась следующая геологическая информация:
– структурные геологические поверхности (кровля и подошва продуктивных пластов) и разломная модель в составе единого структурного каркаса месторождения;
– контуры нефтегазоносности;
– трехмерная модель нефтенасыщенности эксплуатационных объектов.

Такая детализация позволяет максимально приблизить результаты проектирования к реальным условиям. Структурные поверхности дают возможность определить точки пересечения проектных скважин с транзитными объектами эксплуатации, сместить их при необходимости, сформировать систему разработки с использованием транзитного фонда скважин с учетом режима их работы (добыча, нагнетание). Наличие разломной модели наглядно показывает прохождение траекторий скважин через структурные нарушения, и в зависимости от проницаемости разлома принимается решение о необходимости смещения ствола скважины. Контуры нефтегазоносности и модель нефтенасыщенности помогают контролировать цели бурения и точки пластопересечений по простиранию пласта, корректировать положение точек скважин относительно значений остаточной нефтенасыщенности.

На рис. 4 представлен структурный каркас месторождения с картой топографии и наземной инфраструктуры (дороги, трубопроводы, строения, кустовые площадки, реки, водоемы). Такая информация дает возможность уточнить положение кустов относительно природных препятствий, объектов инфраструктуры, зон с экологическими ограничениями. На рис. 5 показано размещение фактического и проектного фондов скважин с боковыми стволами на модели нефтенасыщенности эксплуатационных объектов. Подготовка исходных данных для такого проекта повышает требования к кросс-функциональному взаимодействию между подразделениями: геологическими, капитального строительства, маркшейдерскими, разработки, бурения и капитального ремонта, экономическими, технологии добычи. При подсчете запасов должен быть сформирован единый структурный каркас месторождения, подготовлена разломная модель. При совместной работе функций разработки и бурения должна быть сформирована система разработки эксплуатационных объектов месторождения с учетом проектных траекторий скважин. Проектирование кустов скважин в процессе подготовки проекта разработки месторождения дает следующие преимущества:
1. Выполнение многофакторной оптимизации схемы кустования с учетом доли «легких» и «рискованных» скважин.
2. Возможность более детального расчета экономики проекта, значительное снижение капитальных вложений в бурение скважин проектного фонда.
3. Приближение проекта к реальным условиям на месторождении.
4. Повышение качества проектирования на всех этапах: от технологической схемы разработки до проекта на строительство скважин и планов-программ на бурение каждой скважины.
5. Исключение технических рисков реализации проекта на ранней стадии проектирования разработки месторождения.

Список литературы

1. Карсаков В.А., Третьяков С.В., Девятьяров С.С., Пасынков А.Г. Оптимизация капитальных вложений в строительство скважин при концептуальном проектировании разработки месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 12. – C. 33–35.
2. Можчиль А.Ф., Третьяков С.В., Дмитриев Д.Е. и др. Технико-экономическая оптимизация кустования скважин при интегрированном концептуальном проектировании // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 4. – С. 126–129.
3. Kaiser Mark J. A survey of drilling cost and complexity estimation models // Intern. Journal of Petroleum Science and Technology. – 2007. – Vol. 1, № 1. – P. 1–22.

References

1. Karsakov V.А., Tretyakov S.V., Devyatyarov S.S., Pasynkov A.G. Optimization of capital investments in well construction during conceptual design of field development. Neftianoe khoziaistvo [Oil Industry Journal]. 2013, no. 12, pp. 33–35. (In Russ.)
2. Mozhchil A.F., Tretyakov S.V., Dmitriev D.E. [and others]. Technical and economic optimization of well padding in integrated conceptual design. Neftianoe khoziaistvo [Oil industry Journal]. 2016, no. 4, pp. 126–129. (In Russ.)
3. Kaiser Mark J. A Survey of Drilling Cost and Complexity Estimation Models. International Journal of Petroleum Science and Technology. 2007, vol. 1, no. 1, pp. 1–22.

А.Г. Шатровский, к. т. н., А.С. Чинаров, к. т. н., М.Р. Салихов

Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник

Обустройство куста скважин, обеспечивающее добычу и сбор скважинной продукции, применяемое оборудование и его характеристики

Кустовое размещение устьев скважин в процессе бурения

В процессе бурения устья группы скважин располагаются на одной ку­стовой площадке. Это делается с целью экономии затрат при строительстве

Система сбора и подготовки нефти

скважин, их обустройстве и дальнейшей эксплуатации, что особенно акту­ально в условиях северной части Западной Сибири. Количество скважин на кусте зависит от плотности сетки размещения забоев скважин, принятой для данного месторождения, и максимально допустимых углов наклона стволов скважин, позволяющих вести безаварийную эксплуатацию и ремонт внутрискважинного оборудования в течение всего периода добычи нефти из скважины. Устья скважин размещаются на кустовой площадке по пря­мой линии, группируются в позиции по 2–5 скважин. Расстояние между скважинами в позиции – 5 метров. Расстояние между позициями должно составлять не менее 15 метров.

Рис. 1. Схема внутрикустового сбора нефтегазоводяной смеси

Устья добывающих и нагнетательных скважин оборудованы фонтанной арматурой, включающей в себя элементы запорной арматуры и приспособ­ления для проведения исследовательских работ.

Автоматизированная групповая замерная установка предназначена для замера дебита жидкости, а при наличии дополнительного оборудования возможен замер дебита нефти, воды и газа.

Дренажная емкость предназначена для дренирования сепарационных ем­костей и трубопроводов АГЗУ, а также для дренирования выкидных коллекторов добывающих скважин при проведении регламентных и аварийных работ.

Блок распределения воды предназначен для распределения воды, поступающей с КНС, по нагнетательным скважинам.

Блок дозировки реагента предназначен для доставки всевозможных химических реагентов в нефтесборный коллектор. Также возможно исполь­зование дозировочных насосов для подачи реагентов на устье скважины по дополнительному трубопроводу.

Блок местной автоматики предназначен для управления АГЗУ, сбора информации с СУ УЭЦН и УШГН и передачи собранной информации в систему телемеханики.

Кустовой трансформатор предназначен для понижения напряжения до величины, необходимой для питания электропотребителей, расположенных на кустовой площадке.

Трансформатор станции управления УЭЦН предназначен для повы­шения напряжения с целью компенсации его потерь в кабельной линии, питающей электродвигатель УЭЦН.

Станция управления УЭЦН предназначена для управления установкой ЭЦН и защиты электропогружного оборудования.

14.2.3. Первичный учет количества и качества добываемой смеси: дебит скважин, содержание попутно добываемых воды, газа, механических примесей. Устройство и принцип работы АГЗУ

Автоматизированные групповые замерные установки предназначены для автоматического измерения дебита скважин, газового фактора и со­держания воды в добываемой продукции при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля работы скважин и насосного оборудования по наличию подачи жидкости, а также для контроля герметичности неф-тесборного трубопровода от куста до ДНС по величине давления в АГЗУ. Наиболее распространены автоматизированные групповые замерные установки «Спутник А» и «Спутник Б».

«Спутник А» – конструкция серии. Существует три модификации этой серии: «Спутник А-16-14-400», «Спутник АМ-25-10-1500» и «Спутник АМ-40-(8-14)-400». Технические характеристики данных модификаций приведены в таблице 1.

Технические характеристики установок серии «Спутник А»

Система сбора и подготовки нефти

Установки позволяют измерять дебит нефти со следующими характе­ристиками:

– вязкость нефти, мПа·с, не более 80

– массовая доля воды в нефти, не более 0,95

– массовая доля парафина, не более 0,07

– содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды,

вызывающей коррозию свыше 0,3 г/(м 2 ·ч) не допускается.

Блочная установка типа «Спутник Б-40-14-400» предназначена для автоматического измерения количества нефти и газа, контроля работы скважин по подаче жидкости, раздельного сбора обводненной и необводнен-ной нефти, подачи реагента в поток и блокировки скважин при аварийном состоянии или по команде с диспетчерского пункта. Техническая характе­ристика «Спутника Б-40-14-400» приведена в таблице 2.

Техническая характеристика «Спутника Б-40-14-400»

Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

Окончание таблицы 2

Установки позволяют измерять дебит нефти со следующими характе­ристиками:

– вязкость нефти, мПа·с, не более 80

– массовая доля воды в нефти, не более 0,60

– массовая доля парафина, не более 0,07

– массовая доля серы, не более 0,035

– содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды,
вызывающей коррозию свыше 0,3 г/(м 2 ·ч) не допускается

Система сбора и подготовки нефти

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8–14, а иногда и более скважин.

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.

Продукция скважин по сборным коллекторам (11) через обратные клапаны (8) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепара­тор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17) поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жид­кости при нормальных условиях более 160 м 3 /м 3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохожде­ние накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого, и жидкость из со­суда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже одного раза в год (давление тарировки Р_ТАР = Р_{РАБ. СОСУДА} . (1–1,25)).

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромаг­нитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по уста­новленной программе или по системе телемеханики через КП. При сраба­тывании реле включается электродвигатель гидропривода (3), и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переклю­чателя ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в ре­жиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеха­ники, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогре­вателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании по периметру рамы крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшива­ется металлическими листами.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник