Значит, пятый выбранный вариант системы сбора так же не подходит.
6. Зададимся шестым 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 третью ступень сепарации, причём, утилизация попутного газа на ЦПС осуществляется по второму варианту.
Тогда, схема сбора для данного месторождения может быть проиллюстрирована рис.6.
Типичная унифицированная схема сбора продукции скважин с группы нефтяных месторождений, выполненная по дополнительному варианту с применением лупинга и подачей газа с месторождения на третью ступень сепарации и утилизацией попутного газа на ЦПС по второму варианту
| 16 |
| 3 |
| 2 |
| 1 |
| А |
| 4 |
| 5 |
| 6 |
| II |
| 7 |
| 8 |
| 9 |
| 10 |
| III |
| 11 |
| I |
| 12 |
| 13 |
| IV |
| 14 |
| V |
| 15 |
| VI |
| 6 |
| 60 км |
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.6.
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 1,3 атм (см.схему), то начальное давление в газопроводе не может быть ниже 5,1 атм.
Необходимый 20 % запас давления составляет, как минимум, 1 атм.
Таким образом, начальное давление в газопроводе не может быть ниже 6,1 атм., а оно у нас после первой ступени сепарации 6 атм.
В результате, газ первой ступени сепарации до ЦПС не дойдёт.
Значит, шестой выбранный вариант системы сбора так же не подходит.
Возможность применения лупинга на газопроводе не рассматриваем, ибо подобные конструкции разрешено сооружать только при преодолении горной преграды.
7. Зададимся седьмым 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, поджимается на КС и поступает на ЦПС на первую ступень сепарации, причём, утилизация попутного газа на ЦПС осуществляется по второму варианту.
|
|
|
Тогда, схема сбора для данного месторождения может быть проиллюстрирована рис.7.
Типичная унифицированная схема сбора продукции скважин с группы нефтяных месторождений, выполненная по дополнительному варианту с применением лупинга и поджатием газа на месторождении, а так же, утилизацией попутного газа на ЦПС по второму варианту
| 16 |
| 3 |
| 2 |
| 1 |
| А |
| 4 |
| 5 |
| 6 |
| II |
| 7 |
| 8 |
| 9 |
| 10 |
| III |
| 11 |
| I |
| 12 |
| 13 |
| IV |
| 14 |
| V |
| 15 |
| VI |
| 6 |
| 17 |
| 60 км |
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, 17 – КС.
|
|
|
I- товарная нефть; II- товарный газ; III- ШФЛУ; IV- мех.примеси на захоронение; V- сточная вода на утилизацию; VI- продукция с других месторождений.
Рис.7.
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 6 атм (см.схему), то начальное давление в газопроводе не может быть ниже 9,8 атм.
Необходимый 20 % запас давления составляет, как минимум, 2 атм.
Таким образом, начальное давление в газопроводе не может быть ниже 11,8 атм., что вполне укладывается в возможности КС, имеющегося в НГДУ, (как по давлению – 16 атм так и по производительности – 9,5 млн м3/год, ибо объём газа первой ступени сепарации при газовом факторе 50 м3/т никак не превысит 9 млн.м3/год).
Более того, давление в газопроводе намного ниже давления гидравлических испытаний труб, а недогруженность по сырью УКПН и УКПГ вполне позволяет справиться с продукцией нового месторождения.
Задача решена.
|
|
|
Ситуационная задача 4.
В НГДУ «Х...нефть» в течении 35 лет эксплуатируется нефтяное месторождение «А», разрабатываемое с ППД механизированным способом многочисленными добывающими скважинами, оборудованнымиШГН и дающими не более 342 тыс.т жидкости/ год.
Обводнённость продукции достигла 90 % об. Плотность воды 1050 кг/м3.
Давление на устье скважин порядка 10 атм. при плотности нефти в газонасыщенном состоянии не менее 850 кг/м3 и вязкости не менее 20 мПа . с (н.у.) при температуре продукции не выше 30 0С. Газонасыщенность добываемой продукции не превышает 50 м3/т нефти при н.у.
В течении ближайших 10 лет гарантируется сохранение достигнутого уровня добычи нефти при незначительном увеличении уровня обводнённости продукции.
Продукция месторождения «А» под собственным давлением поступает на ДНСместорождения «В», расположенного в 3 км. от месторождения «А», на котором добывается продукция несовместимая с продукцией месторождения «А».
На пром. площадке ДНСрасположена первая ступень сепарации, работающая под давлением 6 атм.
На ДНСпроисходит смешение продукции месторождения «А» с не менее обводненной продукцией месторождения «В», также разрабатываемого с ППД .
Объём добычи, плотность и вязкость нефти, а также величина газонасыщенности на этом месторождении аналогичны месторождению «А».
Смесь несовместимых жидкостей откачивается на ЦПС, расположенный в 60 км. от ДНС, где после завершения разгазирования подаётся на первую технологическую линию УКПН-1, перегруженную по сырью на 40 %.
Подготовленная смесь нефтей откачивается потребителю.
Отделённая вода сбрасывается на первую технологическую линию УКПВ-1, также перегруженную по сырью на 40 %, и после подготовки по водоводам низкого давления откачивается на КНС месторождения «А», где и используется для целей ППД, с закачкой избытка воды в поглощающие горизонты.
Заводнение месторождения «В» осуществляется пресной речной водой (после соответствующей подготовки), совместимой с пластовой водой как месторождения «В» так и месторождения «А».
Оба месторождения имеют хорошую гидродинамическую связь с водоносными горизонтами.
Газ первой ступени сепарации с площадки ДНС месторождения «В» с помощью КС откачивается на первую технологическую линию УКПГ-1, также расположенную на ЦПС, и после соответствующей подготовки направляется потребителю.
Все технологические линии разгазирования обустроены по второму варианту.
Плотность и вязкость нефти измерялись после ДНС, а газонасыщенность до ДНС.
Попутный газ на обоих месторождениях на 95 % об. состоит из метана и этана.
Продукция с остальных месторождений НГДУ, совместимая только с продукцией месторождения «А», отдельным потоком поступает на ЦПС и после соответствующего разгазирования направляется на вторую технологическую линию УКПН-2, УКПВ-2 и УКПГ-2. Причем, все эти установки недогружены по сырью примерно на 350 т.т/год и 20 млн.м3/год по жидкости и газу соответственно.
Подготовленная нефть и газ смешиваются с товарной продукцией первых двух месторождений, а подготовленная вода закачивается в поглощающие скважины, расположенные прямо на ЦПС.
В результате сложившейся ситуации ДНС перестала справляться с нагрузкой, себестоимость товарной нефти и газа превысила разумные пределы, а качество товарной нефти с месторождений «А» и «В» не поднимается выше 3 – ей группы (по остаточному содержанию воды).
Предложите проект реконструкции системы сбора на месторождениях «А» и «В» и проект реконструкции сооружений на ЦПС с целью исправления сложившейся ситуации. Если все внутри промысловые коммуникации выполнены из старых стальных труб с внутренним диаметром 300 мм, подвергнутых гидравлическому испытанию при 85 атм, а новые коммуникации могут быть изготовлены только из аналогичных, но новых труб.
Давление на второй ступени сепарации на ЦПС поддерживается на уровне 4 атм.
Геодезические отметки ЦПС на 10 м превышают геодезические отметки месторождений.
Потери напора (давления) при транспорте попутного газа составляют 5 % от соответствующих потерь при транспорте газонасыщенной нефти.
Потерями на всех местных сопротивлениях системы сбора можно пренебречь.
Решение задачи.
1. Рассмотрим ситуацию, сложившуюся в НГДУ до реконструкции (рис.1.):
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 264; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!