Но сами решения, навязываемые директивно, далеко не безупречны.
1. Организация на месторождении «D» основного варианта унифицированной технологической схемы безусловно правильно, но вот транспортирование 30 % об. попутной воды с огромным количеством сероводорода от месторождения до ЦПС на расстояние 12 км, а затем обратный транспорт одной сероводородной воды от ЦПС до месторождения на расстояние 12 км – является крайне опасной ситуацией, которая неизбежно приведёт к коррозионным порывам и экологическим катастрофам.
Тем более, что с течением времени обводнённость продукции будет только расти.
Никакие ингибиторы сероводородной коррозии при такой концентрации агрессивных компонентов 100 % защиту гарантировать не могут, не говоря уже о том, что они дороги.
Переход на гибкие трубы или любые другие трубы, устойчивые к сероводороду, согласно условия, запрещён.
В подобной ситуации возможен только один путь – организовать на каждом луче месторождения «D» предварительный сброс воды под давлением 25 атм. (отечественная промышленность выпускает подобные аппараты на давление до 60 атм), что позволит, с одной стороны, сохранить основной вариант унифицированной технологической схемы сбора, а, с другой стороны, резко снизить агрессивность продукции, поставляемой на ЦПС.
Подобное решение экономически безусловно целесообразно, так как резко сократит затраты на транспорт сточной воды с ЦПСна месторождение.
Отделённая вода должна немедленно направляться на КНС в систему ППД.
|
|
|
Водовод низкого давления от ЦПС до месторождения следует сохранить, не только потому, что по ней будет доставляться дополнительное количество сточной воды, но и потому, что она будет гораздо менее агрессивной (после операции обессоливания), а её количество будет намного меньшим.
Подобное, самое оптимальное решение приведено на рис. 3.
Задача решена.
Оптимальная ситуация в НГДУ после ввода в эксплуатацию месторождений «С» и «D»
| А |
| II |
| 7 |
| 8 |
| 9 |
| 10 |
| III |
| 11 |
| I |
| 12 |
| 13 |
| 14 |
| 15 |
| VI |
| 6 |
| В |
| 1 |
| 2 |
| 3 |
| 4 |
| 5 |
| 16 |
| 17 |
| 14 |
| 18 |
| С |
| 19 |
| 20 |
| 21 |
| D |
| IV |
| 22 |
| 19 |
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- КНС; 15- ГСМГ; 16 – поглощающая скважина; 17 – водозаборная скважина; 18 – ДНС; 19 – УПСВ; 20 – ДКС; 21 – БР; 22 – УКПВ.
I- товарная нефть; II- товарный газ; III- ШФЛУ; IV – мех.примеси.
Рис.3.
Ситуационная задача 9.
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.
|
|
|
Месторождение обустроено по дополнительному варианту унифицированной схемы, согласно которого, на нём сооружен весь необходимый комплекс СУ – УПСВ – ДНС – КС.
Обводнённость продукции достигла 90 % мас. 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.
Отделённая на УПСВ вода направляется в систему ППД, газ (90 % от потенциала) сжигается на факеле, а нефть с остаточной обводнённостью порядка 3 % об. направляется на ЦПС, расположенный в 50 км от месторождения, на вторую ступень сепарации, проводимой при 4 атм (продукция с соседних месторождений подается на первую ступень), после которой осуществляется третья ступень сепарации при 1,1 атм и традиционная подготовка нефти до требований нормативных документов.
|
|
|
Утилизация остаточного газа осуществляется по второму варианту, а сточная вода закачивается в поглощающие скважины.
Товарная продукция сдаётся в соответствующие службы магистрального транспорта, а ШФЛУ откачивается местным потребителям.
Всё оборудование на ЦПС недогружено по сырью более чем на 180 тыс.т. в год, а пропускная способность коллектора от месторождения «А» до ЦПСиспользуется менее чем на половину.
В ближайшие годы в НГДУ планируется ввести в эксплуатацию ещё три месторождения «В», «С» и «D», которые в ближайшие 10 лет планируется разрабатывать фонтанным способом с объёмом годовой добычи до 150 тыс.т. (по 50 тыс.т. на каждом месторождении).
Продукция новых месторождений совместима с продукцией месмторождения «А».
Месторождение «В» планируется разрабатывать многочисленными индивидуальными и кустовыми скважинами с закачкой в пласт перегретой воды с температурой порядка 130 0С.
Источником воды будут служить водоносные пласты на самом месторождении.
Температура продукции на устье добывающих скважин ожидается в пределах 40 0С.
Месторождение «С» планируется разрабатывать многочисленными индивидуальными и кустовыми скважинами с закачкой в пласт водяного пара с температурой порядка 200 0С.
|
|
|
Пар планируется вырабатывать на месторождении из специально подготовленной пресной воды, добываемой на месте.
Температура продукции на устье добывающих скважин ожидается в пределах 45 0С.
Месторождение «D» планируется разрабатывать многочисленными индивидуальными и кустовыми скважинами с организацией внутрипластового горения.
Температура продукции на устье добывающих скважин ожидается в пределах 50 0С.
На месторождении «В» ничего кроме предварительного разгазирования добываемой продукции не предусматривается.
На месторождении «С» кроме предварительного разгазирования предусматривается организация предварительно сброса попутных вод, для чего вся добываемая продукция будет подогреваться в соответствующей печи.
Обустройство месторождения «D» не оговаривается.
Расстояние от новых месторождений до ЦПС20, 30 и 40 км соответственно.
Нефть, добываемая на данных месторождениях, имеет плотность порядка 940 кг/м3 ( в условиях устья) и вязкость около 700 мПа . с (в условиях устья).
Обводнённость продукции достигает 40 % об. с первого дня эксплуатации, а газовый фактор не превышает 50 м3/м3.
Все коммуникации планируется выполнить из новых стальных трубопроводов с внутренним диаметром 300 мм, способных выдержать давление 85 атм.
Предложите схему обустройства вводимых в строй месторождений и план реконструкции существующей системы сбора и подготовки, если она необходима.
Все внутренние промысловые коммуникации считать горизонтальными, потерями на местных сопротивлениях пренебречь, а потери напора (давления) при транспорте попутного газа принять равными 10 % от соответствующих потерь при транспорте газонасыщенной нефти.
Решение задачи.
1. Рассмотрим ситуацию, сложившуюся в НГДУ до ввода в эксплуатацию месторождений «В», «С»и «D» (рис.1.):
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 262; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!