Cтраница 2
Нефть, добываемая из скважин отдельного участка промысла, направляется по выкидным линиям в закрытые резервуары, откуда центробежными насосами ( реже поршневыми) перекачивается в резервуары центрального пункта сбора нефти промысла. Насосы, перекачивающие нефть в резервуары центрального пункта сбора нефти, устанавливают в насосных внутренней перекачки. [16]
Фрейм, описывающий внешнюю модель данных программы NEFT, содержал следующие слоты: 1) вид потокораспределения ( прямое - 0, обратное - 1); 2) вид возмущения ( однозначное - 0, пофакторное - 1); 3) число центральных пунктов сбора нефти ( ЦПС); 4) исходные данные по ЦПС; 5) результирующие данные по ЦПС; 6) число узлов переработки; 7) число нефтеперерабатывающих заводов ( НПЗ); 8) исходные данные по узлам переработки; 9) результирующие данные по узлам переработки; 10) число дуг транспорта нефти ( прямые); 11) данные по дугам транспорта; 12) данные по потоко-распределению. [17]
Основными производственными объектами современного нефтедобывающего предприятия являются эксплуатационные и нагнетательные скважины, сооружения для сбора и транспортировки нефти и газа, установки подготовки нефти, газа и воды и системы поддержания пластового давления. Продукция скважин транспортируется на центральные пункты сбора нефти ( ЦПС), где располагаются установки подготовки нефти ( УПН), резервуарные парки, сооружения по очистке и подготовке сточных вод и др. На площадках ЦПС сосредоточивается основной объем сточных вод нефтяных месторождений. [18]
При этом резких изменений объемов газовоздушного пространства в резервуарах не наблюдаются, но попутный газ, оставшийся в нефти после сепарации в концевых сепарационных установках, выделяется в резервуарах, накапливается в их газовоздушном пространстве и выбрасывается в атмосферу через дыхательные клапаны. Так, на одном центральном пункте сбора нефти и газа от искры выхлопной трубы самосвала, завозившего грунт для отсыпки полотна противопожарного проезда, загорелся газ, выходящий из дыхательной аппаратуры на крыше резервуара. [19]
В водах Бразилии оборудование фирмы Lockheed приобретено для девяти подводных скважин. Устьевая арматура 9 скважин и центральный пункт сбора нефти находится под водой. Техническое обслуживание и текущий ремонт скважин осуществляются с помощью камер-капсул, в которых операторы доставляются к месту работы. Камеры-капсулы прикрепляются к устьевой арматуре. [20]
Нефть, добываемая из скважин отдельного участка промысла, направляется по выкидным линиям в закрытые резервуары, откуда центробежными насосами ( реже поршневыми) перекачивается в резервуары центрального пункта сбора нефти промысла. Насосы, перекачивающие нефть в резервуары центрального пункта сбора нефти, устанавливают в насосных внутренней перекачки. [21]
ГЗУ), после чего в дожимную насосную станцию ( ДНС), где может осуществляться сброс воды. После этого по трубам перекачиваемый продукт поступает в центральный пункт сбора нефти, где имеются отстойник воды ( ОВ) и резервуары стальные ( РВС) для технологического отстоя нефти и воды. Очищенная вода направляется в кустовые насосные станции для закачки в пласты. Обезвоженная и обессоленная разгазированная нефть после КСУ подается в магистральные трубопроводы для отправки на нефтеперерабатывающие заводы. [23]
ГЗУ), после чего в дожимную насосную станцию ( ДНС), где может осуществляться сброс воды. После этого по трубам перекачиваемый продукт поступает в центральный пункт сбора нефти, где имеются отстойник воды ( ОБ) и резервуары стальные ( РВС) для технологического отстоя нефти и воды. Очищенная вода направляется в кустовые насосные станции для закачки в пласты. Обезвоженная и обессоленная разгазированная нефть после КСУ подается в магистральные трубопроводы для отправки на нефтеперерабатывающие заводы. [24]
На компрессорных станциях нефтяных месторождений, газоперерабатывающих заводов получается нестабильный конденсат. Располагаются компрессорные станции-источники нестабильного конденсата, как правило, на центральных пунктах сбора нефти или вблизи их, что создает возможность утилизации конденсата. [25]
Имеются резервы, использование которых может привести к существенному сглаживанию недостатков, присущих газлифтному способу добычи нефти. Уменьшение удельных капитальных вложений может быть достигнуто увеличением единичной мощности компрессоров и совмещенным расположением их с центральными пунктами сбора нефти и газа. Сокращение удельных энергетических затрат возможно при использовании газотурбинного привода для компрессоров. Это особенно важно при разработке месторождений с повышенным содержанием газа и в районах, где по объективным причинам, например, наблюдается отставание строительства объектов сбора, переработки и транспорта газа, попутный нефтяной газ не используется или используется частично. [26]
Непосредственный участник и организатор производства продукции з-да, примененной при сооружении магистральных нефтепроводов Урьевское - Южный Балык, Холмогоры - Клин, Ша-им - Конда, Сургут - Полоцк, Усть-Балык - Омск, Уфа - Альметьевск и др., газопроводов Уренгой - Помары - Ужгород ( 1-я, 2-я очереди), Уренгой - Центр ( 1-я, 2-я очереди), Ямбург - Елец ( 1, 2-янитки), Ямбург - Западная граница, Ямбург - Тула ( 1-я, 2-я нитки), Ямбург - Поволжье, Северные р-ны Тюменской обл. Урал, Уренгой - Сургут - Челябинск, Уренгой - Ново-псков, при стр-ве тридцати одной установки комплексной подготовки газа, монтаже пятидесяти пяти нефтеперекачивающих станций, более двухсот кустовых насосных станций, сорока восьми центральных пунктов сбора нефти, около трехсот дожимных насосных станций, шести газоперерабатывающих з-дов. [27]
Групповые установки рассчитаны на пвдключение 25 скважин. Ввдв-ляммйед под да й № ни й Г, МПА в групповом сепараторе ma осу - шавтоя до точки рое, т.е. минус 10 С, и поступает на три компрессорные станции, две иэ которых находятся на месторождении, а третья - в составе газоперерабатывающей установки центрального пункта сбора нефти и газа. [28]
При анализе экономических показателей производства сжиженных газов из природного и попутного газов необходимо учитывать размещение газоперерабатывающих заводов ( ГПЗ), а также технологию и экономику переработки газа. В связи с высоким содержанием жидких углеводородов в нефтяном попутном газе транспорт его на дальние расстояния затруднителен из-за выпадения конденсата по трассе газопровода. Поэтому такие газы перерабатывают непосредственно на промыслах, как правило, в районе центральных пунктов сбора нефти. Таким образом мощность ГПЗ определяется объемом добычи нефти на близрасположенных нефтяных месторождениях и газовым фактором. По мере выработки нефтяных залежей мощность ГПЗ снижается, а технико-экономические показатели - ухудшаются. Специфические условия привязки ГПЗ к нефтяным месторождениям предопределяют сравнительно небольшую мощность по переработке газа. Даже для крупных ГПЗ она составляет 4 - 8 млрд. м3 в год, а более типичной является мощность в пределах 250 - 500 млн. м3, что, с определенной долей условности, эквивалентно 300 - 600 тыс. т нефти или в 10 - 12 раз меньше НПЗ средней мощности. [29]
В связи с постепенным снижением добычи нефти на действующих мощностях для поддержания проектного уровня добычи нефти на месторождении, как известно, осуществляются капитальные вложения в строительство новых скважин и соответствующее ему внутрипромысло-вое обустройство. Представляется также необходимым, по аналогии с подходом, изложенным в работе [6], учитывать динамику капитальных вложений в подготовку ( разведку) каждого месторождения к промышленной эксплуатации. Капитальные вложения в подготовку месторождений к промышленному освоению состоят из затрат на доразведку месторождений и строительство межпромысловых коммуникаций, соединяющих месторождения с центральными пунктами сбора нефти и газа ( ЦПСНГ) и другими районными объектами. Строительство первой очереди межпромысловых дорог, нефте - и газопроводов, линий электропередач должно быть закончено к моменту ввода месторождений в эксплуатацию. Это накладывает ограничение и на возможное время ввода месторождения в разработку, так ак период подготовки месторождений к промышленной эксплуатации достигает в некоторых случаях трех и более лет. [30]