Структурна схема виробничого процесу видобування нафти

Виробничий процес видобування нафти – це сукупність усіх діянь людей і засобів виробництва, які потрібні для вилучання нафти із надр, піднімання її на поверхню Землі й одержання товарної продукції.

Процес видобування нафти є підсистемою загальної системи освоєння ресурсів нафти суспільством:

Тут позначено: ПРНР – пошуки і розвідування нафтових родовищ; ВН – видобування нафти; ТН – транспортування нафти; ПН – переробка нафти; ТЗЗНП – транспортування, зберігання і забезпечення нафтопродуктами.

Мета функціонування усієї системи – безперебійне і повне забезпечення зростаючих потреб суспільства нафтопродуктами, обсяги використання яких визначаються сучасним технічним і соціальним прогресом, у т. ч. і енергоресурсоощадливістю.

Звідси зрозуміло, що ці процеси взаємопов’язані і взаємозумовлені. Щорічний видобуток нафти необхідно забезпечувати деякими запасами для стабільного розвитку нафтовидобувної промисловості.

Можливі різні способи досягнення кінцевої мети системи освоєння ресурсів нафти. Але сьогодні, в умовах ринкової економіки, мають виконуватися такі принципи освоєння ресурсів нафти:

1. Нафта України є національним багатством нашої держави, використання якого має бути бережливим.

2. Оптимальне функцiонування усієї системи і кожної її підсистеми, у тому числі й видобування нафти, з позицій енергетичних, матеріальних, трудових і фінансових витрат (енергоресурсозбереження, точніше, енергоресурсоощадження).

3. Забезпечення охорони надр і довкілля (навколишнього середовища).

На сьогодні основним і найбільш прибутковим способом видобування нафти є заводнення, коли нафта витісняється із покладу запомповуваною водою. В Україні нагнітання води здійснюється у 28% родовищ, які забезпечують 66% річного видобутку нафти.

У структурному плані виробничий процес видобування нафти під час нагнітання води в нафтовий поклад показано на рис. 1.1.

Рис. 1.1 – Структурна схема виробничого процесу видобування нафти із запомповуванням води в поклад

Природним джерелом сировини процесу є нафтовий поклад (НП). Доступ у поклад здійснюється за допомогою свердловин.

У видобувних свердловинах (ВС) піднімають на поверхню видобуту нафту. Видобута (видобувана) нафта – це нафта, яка вилучається із нафтового покладу і містить у різних співвідношеннях нафтовий (застаріла назва – попутний) газ, пластову (те ж – попутну) воду, солі і механічні домішки.

Із розосереджених на великій території видобувних свердловин видобуту нафту збирають мережею викидних ліній (шлейфів) чи, інакше, промислових нафтотрубопроводів (ПНТП) до кількох групових вимірних газосепараційних устатковань (ГВСУ). Призначення цих устатковань – забепечити вимірювання продукції (газу, рідини, обводненості продукції) кожної окремої свердловини. Це потрібно для контролю і регулювання розробки родовища та контролю і регулювання режимів роботи видобувних свердловин.

В основному використовують автоматизовані устатковання типу “Супутник”. Кожна свердловина почергово переключається на устатковання для здійснення вимірювання продукції протягом певного часу, а решта свердловин у цей час працює по обвідному трубопроводу. У гідроциклонному сепараторі такого устатковання вільний газ відділяється від рідини. Дебіт рідини вимірюється шляхом перепускання її через турбінний витратомір типу ТОР-1 (“Норд”), а газу – через турбінний лічильник газу типу АГАТ-3. Вміст води у рідині визначають за допомогою вологоміра, принцип дії якого базується на вимірюванні ємності конденсатора у водонафтовій суміші. На деяких родовищах працюють автоматизовані устатковання інших типів. З минулих років на старих родовищах збереглася система вимірювання продукції свердловин за допомогою вимірних трапів, які є вертикальними, гравітаційної дії газонафтовими сепараторами. Об’єм рідини в них вимірюють за допомогою водомірного скла, що встановлене на мірнику, або за допомогою рейки з подiлками. Розділивши об’єм рідини на тривалість накопичення її в мірнику, визначають дебіт рідини. Витрату газу визначають за допомогою стандартних діафрагм або витратомірів, які встановлені на газовій лінії після трапу, а вміст води в нафті – у лабораторії апаратом Діна-Старка за відібраною пробою рідини.

Якщо видобута нафта містить велику кількість газу, то його відділяють від рідини, що надходить із усіх свердловин на ГВСУ, і під власним тиском через дотискну компресорну станцію (ДКС) подають далеким споживачам – газотранспортному підприємству (ГТП) чи на газопереробний (газобензиновий) завод (ГПЗ).

Здебільшого після вимірних устатковань газ знову змішують із рідиною і промисловим збірним нафтотрубопроводом (колектором) під власним тиском подають видобуту нафту на устатковання комплексної підготовки нафти (УКПН).

У разі великої площі території родовища (або коли одна УКПН обслуговує кілька родовищ) застосовують блочні дотискні насосні станції (БДНС) для перепомповування видобутої нафти. Якщо продукція свердловин дуже обводнена, то на БДНС здійснюють попереднє відділення пластової води, яку окремим трубопроводом подають зразу на устатковання комплексної підготовки води (УКПВ).

Призначення УКПН – забезпечити отримання товарної нафти і товарного газу. На устаткованнях комплексної підготовки нафти здійснюються процеси газосепарації, зневоднення, знесолення і стабілізації нафти. 3 метою знесолення до нафти додають прісну воду, тим самим зменшується концентрація розчинених у воді солей. Для стабілізації із нафти відділяють леткі вуглеводневі компоненти (пропан, бутан), які можуть випаровуватися за атмосферних умов, чим зменшуються втрати нафти від випаровування. Після виходу з УКПН нафта має відповідати товарним кондиціям щодо вмісту води (не більше 0,5-1%), хлористих солей (не більше 100-1800 мг/л), механічних домішок (не більше 0,05%) і тиску насиченої пари за температури здавання споживачеві (не більше 0,06665 МПа).

Товарну нафту здають нафтотранспортним підприємствам (НТП) для відправлення на нафтопереробні заводи (НПЗ).

Нафтовий газ подають під власним тиском або за допомогою компресорів на ГПЗ, де здійснюється його підготовка перед подаванням споживачам. На ГПЗ із газу відділяють важкі вуглеводневі фракції (процес відбензинювання), очищають від механічних домішок (вловлювання) і шкідливих домішок (вуглекислого газу, сірководню, азоту і т.д.) та осушують (вилучання водяної пари).

Призначення УКПВ – забезпечити отримання води такої якості, щоб її можна було нагнітати в нафтові поклади чи в проникні глибинні пласти гірських порід. Для цього від води відділяють дисперговану нафту і механічні домішки. Найчастіше УКПН і УКПВ поєднують в одному устаткованні.

Відділену від нафти і очищену воду разом із водами інших джерел водопостачання із водозабору (ВЗ) за допомогою насосів подають магістральним водоводом на декілька блочних кущових насосних станцій (БКНС), а звідси по мережі розвідних, промислових водотрубопроводів (ПВТП) нагнітають у розосереджені по території нагнітальні свердловини (НС) і далі в поклад для витіснення нафти.

Залежно від конкретних умов родовища окремі елементи розглянутої структурної схеми можуть бути відсутніми або змінюватися. Так, з метою підвищення нафтовилучення із покладу до води, яку запомповують у нафтовий поклад, додають різні речовини (полімери, поверхнево-активні речовини, луги і т.д.) або, інакше, активні домішки, які покращують гідродинаміку процесу витіснення нафти (див. підземну гідрогазомеханіку). Тоді в схему додатково включають дозаторні та інші устатковання.

Для створення в покладі штучного газонапірного режиму (режиму витіснення нафти газом) замість води у нафтовий поклад нагнітаюгь газ або почергово газ і воду. Тоді процес є аналогічним, лише додатково в схему включають устатковання підготовки і нагнітання газу.

Коли є потреба в підвищенні температури в нафтовому покладі (у разі наявності високов’язкої нафти), а не лише в підтримуванні пластового тиску на певному рівні нагнітанням води, газу чи водних розчинів різних речовин, то для нагрівання витіснювальних агентів додатково застосовують різні нагрівальні устатковання.

Якщо видобута нафта є високов’язкою чи густіє за нормальної температури, то для полегшення транспортування трубопроводами її підігрівають автоматизованими нагрівачами (печами), які встановлюють вздовж викидних ліній, збірних і магістральних промислових трубопроводів. 3 цією ж метою можна вводити в трубопроводи реагенти, які зменшують в’язкість пристінних шарів нафти. Часто застосовують процес внутрішньотрубної деемульсації обводненої нафти, для чого в потік водонафтової суміші, точніше, водонафтової емульсії вводять деемульгатори дозувальними насосами (на свердловинах або на ГВСУ).

На різних стадіях організації і здійснення основного виробничого процесу видобування нафти чи, іншими словами, розробки та експлуатації нафтових родовищ застосовують різноманітні технологічні процеси (дослідження, підвищення продуктивності свердловин і т. д.).

А в цілому весь виробничий процес видобування нафти як загальну систему можна поділити за характером виконуваних робіт на три частини (підсистеми):

1) розробка нафтового родовища (як організація руху флюїдів у пласті до видобувних свердловин і управління ними);

2) свердловинне видобування нафти або експлуатація свердловин (піднімання флюїдів із вибоїв видобувних свердловин на поверхню і нагнітання витіснювальних агентів у поклад);

3) збирання та підготовка нафти, нафтового газу і пластової води (транспортування видобутої нафти трубопроводами від свердловин до центрального збірного пункту, отримання товарної продукції, транспортування води до нагнітальних свердловин).

Під експлуатацією свердловин розуміють їх використання в технологічних процесах піднімання з пласта на поверхню рідини (нафти, конденсату, води) і газу та в процесах діяння на нафтові родовища з метою забезпечення ефективного вилучання нафти із них.

У даній навчальній дисципліні висвітлено питання свердловинного видобування нафти, тобто видобування нафти як структурного елементу (у вузькому розумінні терміну). Питання технологій розробки нафтового родовища і збирання та підготовки продукції розглядаються в суміжних відповідних дисциплінах.

Таким чином, технологічний процес видобування нафти, який вивчається в даній дисципліні, визначається на вході термобаричними та енергетичними умовами в нафтовому покладі (або родовищі), а на виході – умовами в підсистемі збирання та підготовки видобуваної продукції. Ці три підсистеми виробничого процесу є гідродинамічно взаємопов’язані через витрати флюїдів (нафти, газу, води) і відповідні тиски, а, відповідно, пов’язані і ці навчальні дисципліни, що супроводжується в них із певним дублюванням розгляд названих умов як своєрідних граничних умов кожної підсистеми.

Читайте також:

<== попередня сторінка	\|	наступна сторінка ==>
	\|	Енергетична і технологічна характеристика нафтового родовища та її зміна в часі

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.019 сек.