Но, согласно условия, обустройство его не регламентировано.

⇐ ПредыдущаяСтр 22 из 46Следующая ⇒

Это позволяет максимально применить на нём рекомендации ВНИПИНефти и не только организовав отделение от продукции прямо на месторождении воды и механических примесей, но и провести полное разгазирование не в одну, а в несколько ступеней, без использования сверх мощных печей, а только широко применяя циркуляцию горячих струй, а также

использование деэмульгаторов, теплоизоляции и промывку эмульсии горячей циркулирующей водой.

Отделённую воду придётся утилизировать на месте, закачивая в поглощающие скважины, так как в условии ничего не говорится о необходимости создания системы ППД на месторождении «D», ибо, очевидно, полагается, что внутри пластового горения будет вполне достаточно для этих целей.

4. Единственным ощутимым недостатком в обустройстве месторождения «А» является сжигание попутного газа на факеле.

Но газа относительно немного, а расстояние до ЦПСвелико, поэтому оптимальной реконструкцией существующей схемы будет его объединение с газами новых месторождений (благо их продукции совместимы) и организация совместного напорного транспорта на ЦПС.

Тогда, предлагаемая ситуация может быть проиллюстрирована рис.2.

III

VII

Ситуация, сложившаяся в НГДУ после ввода в эксплуатацию месторождений «В», «С» и «D»

VIII

1- эксплуатационная скважина; 2- выкидная линия; 3- АГЗУ; 4- сборный коллектор; 5- СУ; 6- факельная линия; 7- УПСВ ; 8- КНС; 9- нагнетательная скважина; 10- ДНС; 11 – факел Ликвидирован); 12- ЦПС; 13- первая ступень сепарации; 14- вторая ступень сепарации; 15- третья ступень сепарации; 16 – УКПН; 17 – узел автоматического контроля качества;18 – ГСМН; 19 - УКПГ; 20 – узел компаундирования; 21 – ГСМГ; 22 – поглощающая скважина; 23 – водозаборная скважина; 24 – печь; 25 – узел подготовки пресной воды; 26 – трёх ходовой кран; 27 – одноступенчатый технологический сепаратор; 28 – замерной сепаратор; 29 – расходомер; 30 – эжектор; 31 – теплообменник; 32 – сепаратор – отстойник; 33 – буферная ёмкость; 34 – гидроциклон; 35 – дымосос; 36 – дымовая труба; 37 – депрессатор; 38 – топка под давлением; 39 – теплоизоляция.

I- товарная нефть; II- товарный газ; III- ШФЛУ; IV- продукция соседних месторождений; V – топливо; VI – воздух; VII – дым; VIII – пар; IX – деэмульгатор; Х – механические примеси.

Рис. 2.

Проверим возможность такого решения.

Обустройство всех новых месторождений, находящихся значительно ближе к ЦПС, чем старое месторождение «А»,сомнений не вызывает.

Единственное, что требует расчетного подтверждения – это необходимость ДКС для газа месторождения «А».

Для этого, прежде всего, определим потери давления при транспортировании жидкости (практически нефти) от месторождения «А» до ЦПС.

Воспользуемся 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.

Определим количество жидкости, поступающей в коллектор с месторождения «А», помня, что годовая добыча жидкости составляет 342 т.т/год, обводнённость – 90 % масс, причём, 87 % воды удаляется при предварительном сбросе.