Ситуация, сложившаяся в НГДУ до ввода в эксплуатацию месторождения «А»
(Типичная двухпоточная унифицированная схема сбора продукции скважин с группы нефтяных месторождений, выполненная по основному варианту с утилизацией попутного газа на ЦПС по второму варианту и откачкой сточной воды для целей ППД)
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 – водозаборная скважина; 17 – печь; 18 – КНС; 19 – нагнетательная скважина.
I- товарная нефть; II- товарный газ; III- ШФЛУ; IV- мех.примеси на захоронение; V- сточная вода на утилизацию; VI- продукция с других месторождений, VII – дым; VIII - топочный газ; IX – воздух.
а – существующая технологическая линия, в – сооружающаяся технологическая линия.
Рис.1.
Итак, основная задача сводится к доставке продукции с нового месторождения «А» до ЦПС.
Основные технологические решения:
1. Так как, температура на устье скважин не превышает 55 0С, а температура на входе ЦПС не должна опуститься ниже 50 0С (и это после 100 км транспорта в среде со среднегодовой температурой 5 0С) выбираем транспорт с подогревом.
2. Так как давление на устье скважин находится в пределах 4 атм., что явно недостаточно для реализации основного варианта системы сбора (тем более, что на входеЦПС не может быть менее 6 атм.) выбираем дополнительный вариант основной технологической схемы сбора.
3. Так как, обводнённость продукции с первого дня эксплуатации находится на уровне 50 % об., то на пром. площадке ДНС сразу запланируем строительство УПСВ.
4. Так как, объёмы воды, отделенной на УПСВ, сопоставимы с объёмами воды получаемой из водозаборных скважин, то и будем использовать её для целей ППД, полностью отказавшись от предлагаемой системы водоснабжения, что позволит резко сократить нагрузку на сооружающуюся технологическую линию на ЦПС, уменьшит объём воды, направляемый на поглощение, и значительно снизит затраты на транспортирование продукции от месторождения «А» до ЦПС.
5. В качестве источника тепла на месторождении выберем попутный газ первой ступени сепарации (благо он не содержит сероводорода), что не только повысит степень его утилизации, но и существенно снизит затраты на его транспортирование до ЦПС.
6. В целях энерго сбережения широко применим современные виды теплоизоляции и системы рекуперации тепла.
7. Дополним систему УПСВсистемой осветления отделённой воды (благо все механические примеси имеют весьма значительные диаметры), что резко облегчит подготовку нефти на новой УКПН.
8. Дополнительно организуем подачу в продукцию месторождения «А» депрессатора, способного снизить вязкость продукции примерно на 20 %, что позволит сократить количество путевых подогревателей.
9. Используем сепаратор первой ступени, монтируемый на ЦПС, в системе ДНС – УПСВ.
Зададимся первым вариантом системы сбора, основанном на выше принятых решениях, сделав допущение, что для доставки нефти на ЦПС достаточно одной ДНС; для доставки газа достаточно одной КС.
В качестве теплоизоляции трубопроводов выберем пенополиуретан с наружным покрытием на основе ПВХ.
В качестве теплоизоляции аппаратов выберем торкретбетон.
Тогда, предлагаемая ситуация может быть проиллюстрирована рис.2.
Ситуация, которая сложится в НГДУ после ввода в эксплуатацию месторождения «А» по первому варианту
(Типичная двухпоточная унифицированная схема сбора продукции скважин с группы нефтяных месторождений, выполненная по основному и дополнительному варианту с утилизацией попутного газа на ЦПС по второму варианту и откачкой сточной воды для целей ППД)
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 – водозаборная скважина (ликвидирована); 17 – печь; 18 – КНС; 19 – нагнетательная скважина; 20 – теплоизоляция; 21 – теплообменник; 22 – отстойник; 23 – ДНС; 24 – БР; 25 – КС; 26 – дымосос; 27 – дымовая труба.
I- товарная нефть; II- товарный газ; III- ШФЛУ; IV- мех.примеси на захоронение; V- сточная вода на утилизацию; VI- продукция с других месторождений, VII – дым; VIII - топочный газ; IX – воздух.; Х – депрессатор.
а – существующая технологическая линия, в – сооружающаяся технологическая линия.
Рис.2.
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 242; | Поделиться с друзьями:
|
Мы поможем в написании ваших работ!
