Cтраница 1
Раздельный сбор безводной и обводненной нефти, несмотря на его высокую экономическую эффективность, имеет ограниченные возможности. [1]
Раздельный сбор безводной и обводненной нефти осуществляется на Усть-Балыкском, Трехозерном и других месторождениях, что дало возможность решить проблему подготовки нефти с наименьшими единовременными капитальными вложениями. Эффективность системы во многом определяется продолжительностью безводного периода разработки месторождения и темпами роста обводненности добываемой продукции. При этом необходимо учитывать, что добыча жидкости из обводненных скважин достигает максимума на последнем этапе разработки, когда суммарная добыча нефти значительно падает. В связи с этим максимальное количество добываемой обводненной нефти и необходимая мощность установок по подготовке нефти уменьшаются на 30 - 40 % по сравнению с показателями при совместном сборе нефти. [2]
Осуществляется раздельный сбор безводной и обводненной нефти. Это дало возможность разгрузить установки подготовки нефти, сэкономить 26 млн. руб. Применяются также одновременная раздельная эксплуатация двух нефтяных пластов одной скважиной и закачка воды в два пласта через одну скважину. [3]
На месторождении осуществляется раздельный сбор безводной и обводненной нефти. Для этой цели по длинной оси месторождения проложено два нефтесборных коллектора диаметром 500 мм каждый, один из которых используется для сбора обводненной нефти, другой - безводной. Продукция с замерно-дожимных установок в зависимости от обводненности может подключаться в любой из этих сборных коллекторов. [4]
Данные табл. 31 показывают, что раздельный сбор безводной и обводненной нефти на первом этапе разработки месторождений типа первого месторождения является экономически эффективным. Дополнительные капитальные вложения окупаются за срок менее 1 года, а общая экономия на эксплуатационных затратах составляет 7340 тыс. руб. Экономический эффект в данном случае будет еще выше, если рассматривать более длительный период, чем принято в расчетах. Напротив, для месторождений, подобных второму месторождению, применение раздельного сбора экономически малоэффективно. [5]
Одним из путей снижения издержек производства на добычу и подготовку нефти является раздельный сбор безводной и обводненной нефти. Установлено, что эффективность раздельного сбора безводной и обводненной нефти зависит главным образом от интенсивности обводнения скважин на площади месторождения. [6]
Таким образом, повышению эффективности подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири способствуют применение раздельного сбора безводной и обводненной нефти, высокопроизводительных блочных установок по подготовке нефти, а также использование систем сбора нефти для разрушения эмульсий и путевой сброс пластовой воды в процессе промыслового сбора. [7]
Совмещенные установки приняты к повсеместному внедрению в однотрубные напорные системы герметизированного сбора нефти и нефтяного газа с раздельным сбором безводной и обводненной нефти, в которых давление на устье скважины при любом способе эксплуатации обеспечивает транспортирование газоводонефтяной смеси через все технологические установки, включая пункт подготовки нефти, без применения промежуточных перекачивающих станций. [8]
Замена одного трубопровода большого диаметра двумя или несколькими трубопроводами малого диаметра может быть необходима также по другим причинам, например, при раздельном сборе безводной и обводненной нефти или с целью предотвращения расслоения нефти и газа в трубах большого диаметра при их малой загрузке в начальный период. В этом случае при планируемом увеличении производительности лучше вначале проложить трубопровод малого диаметра, а в дальнейшем - параллельно ему другой. [9]
Эти объемы равны только в том случае, когда обводненность всей добываемой нефти превышает норму для сдачи на нефтеперерабатывающие заводы; первый объем может быть намного меньше второго, если осуществляется раздельный сбор безводной и обводненной нефти. [10]
Это дает возможность уменьшить капиталовложения на 55 млн. руб. и снизить эксплуатационные расходы на 124 8 млн. руб. Экономия приведенных затрат составляет 131 8 млн. руб. При этом годовой экономический эффект равен в среднем 13 18 млн. руб. Это позволило авторам рекомендовать применение раздельного сбора безводной и обводненной нефти на всех месторождениях Западной Сибири, а также осуществить реконструкцию ранее запроектированных систем сбора Трехозерного, Тетерево-Мортымьин - ского, Усть-Балыкского, Западно-Сургутского, Мегионского и Ва-тинского месторождений, где такая система не предусматривалась. [11]
Дебит скважин замеряется на групповых замерных установках, совмещаемых с площадками кустов скважин или первичных сборных пунктов. На ряде месторождений применяется раздельный сбор безводной и обводненной нефти. Подготовка нефти осуществляется на ЦСП, реже на первичных пунктах сбора. [12]
Подобные же системы применены на Федоровском, Мамонтовском, Усть-Балыкском, Советско-Соснинском и других месторождениях. В данной системе осуществляется раздельный сбор безводной и обводненной нефти. Нефть из скважин, пройдя групповую замерную установку, поступает на первичный сборный пункт ( дожимную насосную станцию ( ДНС), в который входят устройство предварительного отбора газа ( УПО), сепаратор I ступени, каплеуловитель и дожимной насос. После разгазирования нефть откачивают на ЦСП, а газ при давлении 0 3 - 0 35 МПа направляют на компрессорную станцию и далее - на Сургутскую ГРЭС. [13]
Одним из путей снижения издержек производства на добычу и подготовку нефти является раздельный сбор безводной и обводненной нефти. Установлено, что эффективность раздельного сбора безводной и обводненной нефти зависит главным образом от интенсивности обводнения скважин на площади месторождения. [14]
Высокая эффективность сбора и подготовки нефти достигается при совмещении этих процессов и применении блочного оборудования, обеспечивающего реализацию необходимой технологии сбора и подготовки нефти из унифицированных элементов с учетом условий эксплуатации месторождений и стадий рай-работки. При этом необходимо предусматривать возможность раздельного сбора безводной и обводненной нефти, внутритрубной деэмульсации, а также предварительного сброса попутной воды в процессе сепарации продукции скважин. [15]