Оптимальная ситуация в НГДУ после ввода в эксплуатацию месторождений
24 
|
«В», «С» и «D»
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. 3.
Ситуационная задача 10.
В НГДУ«Х - нефть» в многолетней эксплуатации находятся крупное газо – конденсатное месторождение «А», разрабатываемое многочисленными индивидуальными скважинами на истощение.
Объём добычи по газу достигает 120 млрд. м3/год.
Месторождение обустроено по централизованной схеме с расположением ЦПС прямо на своей территории, с закачкой отделённой воды в поглощающие горизонты.
Давление на устье скважин превышает 120 атм, а содержание жидкости в потоке продукции достигает 10 г/м3(н.у.), причём, концентрация воды сопоставима с содержанием углеводородного конденсата.
Товарный газ откачивается в систему магистрального транспорта, а углеводородный нестабильный конденсат направляется на НХК без закачки в систему магистрального транспорта.
В ближайшие годы в НГДУ планируется ввести в эксплуатацию ещё три месторождения «В», «С» и «D».
Месторождения «В» и «С» газоконденсатные, а месторождение «D» нефтяное.
Месторождение «В» хотя и имеет запас пластовой энергии менее 70 атм., но способно в течении 10 ближайших лет при разрабатывании на истощение, увеличить суммарный объём добываемый продукции НГДУ примерно на 40 %.
Содержание жидкости в потоке практически безводной продукции с данного месторождения ожидается на уровне 120 г/м3 (н.у.), а его расстояние до месторождения «А» достигает 28 км.
Способ обустройства месторождения «В» не оговаривается.
Давление на устье скважин небольшого месторождения «С», разрабатываемого на истощение, в течении ближайших 10 лет ожидается на уровне 10 – 15 атм, при содержании азота в газовой составляющей до 30 % об., а жидкости (практически безводной) до 200 г/м3 (н.у.).
Способ обустройства месторождения «С» не оговаривается, а его расстояние месторождения «А» достигает 38 км.
Месторождение «D», расположено в 10 км от месторождения «А».
В течении первых 10 лет закладывается фонтанный способ добычи продукции в количестве не более 180 тыс.т/год.
Разработку месторождения в течении этого срока планируется осуществлять без ППД.
Давление на устье скважин не будет превышать 12 атм. при плотности нефти в газонасыщенном состоянии не менее 850 кг/м3 и вязкости не менее 20 мПа.с при температуре продукции не выше 30оС.
Безводность добываемой продукции гарантируется в течении 15 лет.
Газонасыщенность добываемой продукции не превышает 50 м3/т (н.у.).
После 10-летней эксплуатации ожидается понижение устьевого давления до 10 атм.
Подготовка нефти и газа до требований нормативных документов после трёхступенчатого разгазирования будет осуществляется в НГДУ на УКПН и УКПГ соответственно.
Сепарационные установки, УКПН и УКПГ будут расположены на ЦПС.
Подготовка попутного газа на ЦПС осуществляется по второму варианту.
Давление на первой ступени сепарации поддерживается на уровне 6 атм, на второй ступени сепарации 4 атм и на третьей ступени - 1,3 атм.
Продукция всех месторождений совместима.
Все внутрипромысловые коммуникации планируется выполнить из новых стальных трубопроводов с внутренним диаметром 300 мм., подвергнутых гидравлическому испытанию при 85 атм.
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.
К настоящему времени НХК реконструирован таким образом, что согласен приобретать только ШФЛУ, но в непосредственноё близости от месторождения «А»проходит магистральный нефтепровод, недогруженный по сырью более чем на 200 тыс т/год, по которому перекачивается продукция совместимая с продукцией месторождения «D».
Предложите схему обустройства вводимых в строй месторождений и план реконструкции существующей системы сбора и подготовки, если она необходима.
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: 291; | Поделиться с друзьями:
|
Мы поможем в написании ваших работ!
