Значит, третий выбранный вариант системы сбора так же не подходит.
4. Зададимся четвёртым вариантом обустройства месторождения «А»:
- пусть месторождение будет обустроено по дополнительному варианту унифицированной схемы, но на сборном коллекторе после ДНС сооружен лупинг из аналогичных труб, а продукция на всём протяжении сборного коллектора после первой ступени сепарации, по – прежнему, находится в однофазном (жидком) газонасыщенном состоянии, хотя, разумеется, с гораздо более меньшим газовым фактором, причём, утилизация попутного газа на ЦПС осуществляется по второму варианту.
Тогда, схема сбора для данного месторождения может быть проиллюстрирована рис.4.
Типичная унифицированная схема сбора продукции скважин с группы нефтяных месторождений, выполненная по дополнительному варианту с применением лупинга и утилизацией попутного газа на ЦПС по второму варианту
1- эксплуатационная скважина; 2- выкидная линия; 3- АГЗУ; 4- сборный коллектор; 5- ЦПС; 6- первая ступень сепарации; 7- вторая ступень сепарации; 8- третья ступень сепарации; 9- УКПН; 10- УКПГ; 11- узел компаундирования; 12- узел автоматического контроля качества; 13- ГСМН; 14- УКПВ; 15- ГСМГ; 16 – ДНС.
I- товарная нефть; II- товарный газ; III- ШФЛУ; IV- мех.примеси на захоронение; V- сточная вода на утилизацию; VI- продукция с других месторождений.
Рис.4.
Проверим возможность такого решения.
Для этого, определим необходимое давление на ДНС.
Во втором варианте обустройства месторождения уже были определены потери давления на трение при транспортировании продукции в однофазном состоянии от месторождения доЦПСс использованием лупинга.
Напомним, они равны 17 атм.
Поскольку на второй ступени сепарации (куда будет доставляться продукция месторождения) 4 атм, то итоговое давление, развиваемое насосами ДНС не может быть ниже 21 атм.
Но после первой ступени сепарации (на которой будет удалено не менее 95 % попутного газа, таково суммарное содержание метана и этана) вязкость продукции существенно возрастет, не говоря уже о потерях на местных сопротивлениях.
При проектировании систем сбора для учета подобных факторов принято создавать запас давления обычно равным 20 % от наминального.
В нашем случае это составит 3,5 атм.
Таким образом, итоговое давление, развиваемое насосами ДНСникак не может быть ниже 24,5 атм, а эта величина укладывается в диапазон давлений гидравлических испытаний.
Осталось проверить сможет ли газ первой ступени сепарации, проведённой на месторождении, самостоятельно дойти до ЦПС.
Согласно условия потери давления при транспорте газа составляют 5 % от соответствующих потерь при транспорте газонасыщенной нефти, т.е 3,8 атм.
Поскольку конечное давление в газопроводе не может быть меньше 6 атм (см.схему), то начальное давление в газопроводе не может быть ниже 9,8 атм.; а оно у нас после первой ступени сепарации 6 атм.
В результате, газ первой ступени сепарации до ЦПС не дойдёт.
Значит, четвёртый выбранный вариант системы сбора так же не подходит.
5. Зададимся пятым вариантом обустройства месторождения «А»:
- пусть месторождение будет обустроено по дополнительному варианту унифицированной схемы, но на сборном коллекторе после ДНС сооружен лупинг из аналогичных труб, а продукция на всём протяжении сборного коллектора после первой ступени сепарации, по – прежнему, находится в однофазном (жидком) газонасыщенном состоянии, хотя, разумеется, с гораздо более меньшим газовым фактором; причём, газ первой ступени сепарации, проведённой на месторождении, поступает на ЦПС на вторую ступень сепарации, причём, утилизация попутного газа на ЦПС осуществляется по второму варианту.
Тогда, схема сбора для данного месторождения может быть проиллюстрирована рис.5.
Типичная унифицированная схема сбора продукции скважин с группы нефтяных месторождений, выполненная по дополнительному варианту с применением лупинга и подачей газа с месторождения на вторую ступень сепарации и утилизацией попутного газа на ЦПС по второму варианту
1- эксплуатационная скважина; 2- выкидная линия; 3- АГЗУ; 4- сборный коллектор; 5- ЦПС; 6- первая ступень сепарации; 7- вторая ступень сепарации; 8- третья ступень сепарации; 9- УКПН; 10- УКПГ; 11- узел компаундирования; 12- узел автоматического контроля качества; 13- ГСМН; 14- УКПВ; 15- ГСМГ; 16 – ДНС.
I- товарная нефть; II- товарный газ; III- ШФЛУ; IV- мех.примеси на захоронение; V- сточная вода на утилизацию; VI- продукция с других месторождений.
Рис.5.
Проверим возможность такого решения.
Согласно условия потери давления при транспорте газа составляют 5 % от соответствующих потерь при транспорте газонасыщенной нефти, т.е 3,8 атм.
Поскольку конечное давление в газопроводе не может быть меньше 4 атм (см.схему), то начальное давление в газопроводе не может быть ниже 7,8 атм.; а оно у нас после первой ступени сепарации 6 атм.
В результате, газ первой ступени сепарации до ЦПС не дойдёт.
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 257; | Поделиться с друзьями:
|
Мы поможем в написании ваших работ!
