Реконструированная схема сбора и подготовки продукции скважин
(типичная унифицированная схема сбора продукции скважин с группы нефтяных месторождений, выполненная по дополнительному варианту с утилизацией попутного газа на ЦПС по второму варианту)
| 10в |
| 10а |
| 3 |
| 2 |
| 1 |
| В |
| 4 |
| 5 |
| 6а |
| II |
| 7а |
| 8а |
| 9а |
| III |
| 11 |
| I |
| 12а |
| 13 |
| IV |
| 14а |
| 15 |
| VI |
| 60 км |
| 6 |
| IV |
| 14в |
| VII |
| 2 |
| 1 |
| А |
| 4 |
| 3 |
| 3 км |
| 6в |
| 7в |
| 8в |
| 9в |
| 12в |
| 18а |
| 20а |
| 18в |
| 21 |
1- эксплуатационная скважина; 2- выкидная линия; 3- АГЗУ; 4- сборный коллектор; 5- ЦПС; 6а- простаивающая первая ступень сепарации первой технологической линии; 7а- вторая ступень сепарации первой технологической линии; 8а- третья ступень сепарации первой технологической линии; 9- УКПН; 10- УКПГ; 11- узел компаундирования; 12- узел автоматического контроля качества; 13- ГСМН; 14- УКПВ; 15- ГСМГ; 16 – ДНС (ликвидирована), 17 – КС (ликвидирована), 18 – КНС; 19 - поглощающая скважина (ликвидирована); 20 – нагнетательная скважина; 21 – река.
I- товарная нефть; II- товарный газ; III- ШФЛУ; IV- мех.примеси на захоронение; V- сточная вода на утилизацию в систему ППД (поток ликвидирован); VI- продукция с других месторождений; VII – сточная вода в поглощение.
а – первая технологическая линия; в – вторая технологическая линия.
Рис. 2.
Проверим возможность такого решения.
Для этого, прежде всего, определим – сможет ли жидкость дойти до ЦПСот месторождения «В» без ДНСдля чего рассчитаем потери давления на трение на участке системы сбора продукции скважин от месторождения «В» доЦПС, воспользовавшись уравнением Дарси – Вейсхбаха:
|
|
|
(1)
где:
- длина трубопровода, м;
- внутренний диаметр трубопровода, м;
-ускорение силы тяжести, м/с2;
-плотность жидкости, кг/м3;
- потеря давления, Па;
Δz – разность геодезических отметок ЦПС и месторождения;
λ - коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий в общем случае от режима течения жидкости и шероховатости стенок трубопровода;
- средняя скорость течения жидкости, м/с, определяемая по формуле:
(2)
где:
Q -объёмный расход жидкости, м3/с, определяемый по формуле:
(3)
где:
G– массовый расход жидкости, кг/с.
Прежде всего, определим Q, переведя предварительно исходные данные в систему СИ:
G= 342 т.т/год = 10,85 кг/с
Но, при современной организации предварительного сброса вод, обводнённость продукции после операции не превышает 3 %, т.е. согласно условия исходная загрузка трёхфазного сепаратора по сырью (10,85 кг/с) состоит из 1,085 кг/с нефти и 9 кг/с воды, а на ЦПСбудет поступать 1,085 кг/с нефти и 0,3 кг/с воды, что в сумме составит 1,385 кг/с по жидкости.
|
|
|
Для создания запаса пропускной способности трубопровода будем считать, что эта жидкость имеет плотность и вязкость нефти.
Тогда:
Тогда:
Поскольку:
Dв= 300 мм = 0,3м
Затем определим коэффициент гидравлического сопротивления λ, предварительно рассчитав критерий Рейнольдса:
(4)
где:
μ - динамическая вязкость жидкости, Па . с (из условия μ = 0,02 Па . с);
Поскольку Re < 2320 ,то в трубопроводе ламинарный режим.
В этом случае, коэффициент гидравлического сопротивления λ находится по формуле Стокса [2]:
(8)
Тогда:
Поскольку:
L= 60 км = 60000 м.
Таким образом, при выбранном варианте системы сбора, жидкая составляющая продукции поступит на ЦПС с давлением 5,15 атм, что выше давления на второй ступени сепарации (4 атм).
Делаем вывод – жидкая составляющая как с месторождения «А», так и с месторождения «В» до ЦПС дойдёт без всяких ДНС.
Теперь определим – сможет ли газ первой ступени сепарации дойти от месторождения «В» до ЦПСбез компрессора.
Согласно условия, потери давления на транспорт газа составляют 5 % от соответствующих потерь при транспорте нефти, что составляет менее 0,1 атм.
Делаем вывод – газовая составляющая как с месторождения «А», так и с месторождения «В» до ЦПС дойдёт без всяких КС.
|
|
|
Осталось проверить, дойдет ли вода, отделённая на месторождении «В», до КНСместорождения «А» без дополнительных насосов, вновь воспользовавшись уравнением Дарси – Вейсхбаха.
Согласно условия и приведённых выше рассуждений, пропускная способность водовода составит 8,7 кг/с.
Тогда:
Тогда:
Поскольку:
Dв= 300 мм = 0,3м
Затем определим коэффициент гидравлического сопротивления λ, предварительно рассчитав критерий Рейнольдса:
(4)
где:
μ - динамическая вязкость жидкости, Па . с (из условия μ = 0,02 Па . с);
Поскольку Re < 2320 ,то в трубопроводе ламинарный режим.
В этом случае, коэффициент гидравлического сопротивления λ находится по формуле Стокса [2]:
(8)
Тогда:
Поскольку:
L= 3 км = 3000 м.
Таким образом, при выбранном варианте системы сбора (давление на первой ступени сепарации 6 атм), отделённая вода без проблем доёдет до КНСместорождения «А».
Задача решена.
Ситуационная задача 5.
В НГДУ «Х… нефть» планируется ввести в эксплуатацию месторождение «А» с высоковязкой и высокозастывающей нефтью, расположенное в 100 км от ЦПС.
Разрабатывать месторождение предполагается 62 –я механизированными скважинами с закачкой в продуктивный пласт горячей воды.
|
|
|
Объём добываемой нефти будет поддерживаться на уровне 300 м3/час с устьевым давление порядка 4 атм. при температуре не более 55 0С и вязкости целевой продукции до 25 м2/час при 10 0С.
Добываемая продукция с первого дня эксплуатации будет представлять собой водо - нефтяную эмульсию типа В/Нс содержанием дисперсной фазы от 48 до 50 % мас. при концентрации механических примесей с эквивалентным диаметром более 200 мкм на уровне 1 % масс.
Температура застывания нефти 3 0С, а газовый фактор не превышает 20 м3/м3 нефти при н.у.; причём, попутный газ на 98 % об состоит из углеводородов от С1 до С4 с теплотой сгорания порядка 10000 ккал/кг. Сероводород и другие агрессивные компоненты в попутном газе отсутствуют.
Месторождение планируется связать с ЦПС, где уже сооружаются отдельные УКПН, УКПВи УКПГнеобходимой мощности, трубопроводами с наружным диаметром 426 мм и толщиной стенки 9 мм, способным выдержать давление в 60 атм.
Продукцию планируется подавать в сепаратор первой ступени, на которой будет поддерживаться давление в 6 атм. (на второй ступени 3 атм., на третьей -1,5атм.)
Все трубопроводы будут проложены подземно на глубине 2 м со среднегодовой температурой +5 0С и теплопроводностью грунта 5 Вт/м . С.
Предложите систему сбора для месторождения «А», если коэффициент крутизны вискограммы для отсепарированной нефти 0,08 1/0С, при её плотности 910 кг/м3; коэффициент объёмного расширения нефти 0,000657 1/0С, теплоёмкость нефти 2000 Дж/кг . 0С, а теплопроводность нефти и стали 0,105 и 50 Вт/м . 0С соответственно. Коэффициент теплоотдачи 
считать равным 12,5 Вт/м2 . 0С.
Объём закачиваемой воды не превышает объём добываемой нефти, для чего используется вода, добываемая из водозаборных скважин, совместимая с попутной водой.
Потери напора (давления) при транспорте попутного газа составляют 5 % от соответствующих потерь при транспорте разгазированной нефти.
Испарение легких фракций нефти при максимальном давлении в трубопроводе, идущем на ЦПС, начинается со 105 0С.
Температура продукции на границе ЦПС не должна опускаться ниже 50 0С.
Продукция с других месторождений, обустроенных по основному варианту, подготавливается на ЦПС на отдельной технологической линии с утилизацией попутного газа по второму варианту и откачкой сточной воды для целей ППДна соответствующие месторождения.
Полготовленную воду со строящейся технологической линии планируется направлять в систему поглощения.
Решение задачи.
1. Рассмотрим ситуацию, сложившуюся в НГДУ до ввода в эксплуатацию месторождения «А» (рис.1.):
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 312; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!