Ситуация, сложившаяся в НГДУ до ввода в эксплуатацию пластов карбона на месторождениях«А» и «В»
(Типичная однопоточная унифицированная схема сбора продукции скважин с группы нефтяных месторождений, выполненная по основному варианту с утилизацией попутного газа на ЦПС по третьему 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- эжектор; 11- узел компаундирования; 12- узел автоматического контроля качества; 13- ГСМН; 14- УКПВ; 15- ГСМГ, 16 – ГПЗ, 17 – КНС.
I- товарная нефть; II- товарный газ; III- ШФЛУ; IV- мех.примеси на захоронение; V- сточная вода на утилизацию; VI- пресная вода.
Рис.1.
Итак, основная задача сводится к доставке дополнительной продукции пластов карбона месторождений «А», «В» и «С» до ЦПС, её подготовки и утилизации, а также организации заводнения пластов карбона на месторождении «В».
Основные технологические решения:
1. Реконструкция системы сбора и подготовки продукции скважин девона месторождений «А», «В» и «С» не требуется.
2. Согласно условия, продукция пластов карбона месторождений «А» и «В» будет доставляться на ЦПС по отдельному сборному коллектору.
Подобное решение является грубым нарушением требований по обустройству месторождений с повышенным содержанием агрессивных компонентов; согласно которого, прокладка на таких объектах сборных коллекторов запрещена.
Добытую продукцию требуется после АГЗУ по отдельному лучу доставлять на ЦПС.
И лишь в качестве исключения разрешается сооружать сборный коллектор, подключая к нему не более 3 АГЗУ.
Таким образом, продукцию месторождения «В» всё же можно доставлять на ЦПС по одному сборному коллектору.
На месторождении «А» придётся прокладывать два дополнительных сборных коллектора, подключая к каждому по три АГЗУ.
3. На месторождениях с повышенным содержанием агрессивных компонентов УПСВположено сооружать при достижении обводнённости продукции в 5 % об.
Таким образом, для месторождения «А» выбираем основной вариант системы сбора, а для месторождения «В» - дополнительный вариант, но без строительства ДНС (на первой ступени сепарации дальнейшего снижения давления не производим, а лишь механически отделяем свободный газ и попутную воду), полагая, что имеющегося давления вполне хватит для доставки продукции на ЦПС.
4. Заводнение пластов карбона на месторождении «В» будем осуществлять только собственной водой, сброшенной на вновь сооружаемой УПСВ, для чего придётся построить дополнительную КНС.
От потребления дополнительной пресной воды для заводнения пластов карбона откажемся, помня о хорошей гидродинамической связи этих пластов с подстилающими водами.
5. Для подготовки продукции карбона на ЦПС построим отдельную технологическую линию, ибо она несовместима с продукцией пластов девона.
И лишь после доведения нового сырья до требований нормативных докусентов направим нефть на ГСМН.
6. Попутный газ первой ступени сепарации с УПСВ по отдельному трубопроводу под собственным давлением направим на ГПЗ.
7. Попутный газ с новой технологической линии на ЦПС также направим на ГПЗ, аналогично уже существующей схемы.
8. Сточная вода с новой технологической линии на ЦПС будет подготовлена на отдельной УКПВ и направлена на сооружаемую КНС.
9. В сточную воду с новой КНС организуем непрерывное дозирование ингибитора коррозии.
Тогда, предлагаемая ситуация может быть проиллюстрирована рис.2.
Ситуация, которая сложится в НГДУ после ввода в эксплуатацию пластов карбона на месторождениях«А» и «В»
(Типичная однопоточная унифицированная схема сбора продукции скважин с группы нефтяных месторождений, выполненная по основному варианту с утилизацией попутного газа на ЦПС по третьему варианту и откачкой сточной воды для целей ППД – для пластов девона; и типичная лучевая схема, выполненная по основному варианту для пластов карбона месторождения «А» и по дополнительному варианту для пластов карбона месторождения «В»)
| а – технологическая линия продукции девона;
в – технологическая линия продукции карбона
|
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- эжектор; 11- узел компаундирования; 12- узел автоматического контроля качества; 13- ГСМН; 14- УКПВ; 15- ГСМГ, 16 – ГПЗ, 17 – КНС, 18 – УПСВ,19-БР
I- товарная нефть; II- товарный газ; III- ШФЛУ; IV- мех.примеси на захоронение; V- сточная вода на утилизацию; VI- пресная вода, VII – бензин стабилизации карбона.
Рис.2.
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 272; | Поделиться с друзьями:
|
Мы поможем в написании ваших работ!
