Принципиальная схема обустройства месторождения «А» и комплекса установок для подготовки продукции
1 - эксплуатационная скважина; 2- выкидная линия; 3- трёх ходовой кран; 4 – групповое замерное устройство; 5 – первичный сепаратор; 6 – ЦПС; 7 – УКПГ; 8 – УКПК; 9 – водяной холодильник; 10 – печь; 11 – рибойлер; 12 – компрессор; 13 – стабилизационная колонна конденсата; 14 – фракционирующий абсорбер; 15 – колонная стабилизации АГФУ; 16 – пропановая колонна; 17 – бутановая колонна; 18 – свеча рассеивания; 19 – азотная колонна; 20 – детандер; 21 – компрессор, задействованный для подачи газа в магистральный газопровод (на схеме обвязка не показана); 22 - пункт сдачи газа службам магистрального транспорта.
I – сухой газ в магистральный газопровод; II – пропан на НХК; III – бутан на НХК; IV – стабильный бензин на НХК; V – тяжелые углеводородные фракции на УКПН.
Рис. 1.
Проверим возможность такого решения.
Решение данной задачи не требует расчетного подтверждения.
Задача решена.
Ситуационная задача 16.
В НГДУ«Х - нефть» в многолетней эксплуатации находится группа из трёх нефтяных месторождений, обустроенных по основному варианту унифицированной схемы, и разрабатываемых с ППД многочисленными индивидуальными и кустовыми скважинами.
Все месторождения имеют хорошую гидродинамическую связь с водонасыщенными пластами.
Продукция всех месторождений совместима и имеет близкую обводнённость, газонасыщенность, а так же плотность и вязкость.
Расстояния от месторождений до ЦПС сопоставимы, а давления на устьях скважин близки.
Добытая продукция под собственным давлением по одному сборному коллектору поступает на УКПН, расположенную на ЦПС, где проходит три ступени сепарации.
Выделившийся при разгазировании продукции попутный газ двумя потоками (газ высокого давления и газ низкого давления) направляется на УКПГ, так же расположенную на ЦПС, причём, газ второй ступени сепарации поджимается компрессором и сбрасывается в газ первой ступени. Образовавшаяся смесь и газ третьей ступени сепарации поступают на УКПГ под собственным давлением.
Продукцией УКПГ является сухой газ, направляемый в магистральный транспорт, и ШФЛУ, которая откачивается на близко расположенный НХК без закачки в магистральные трубопроводы.
Выделяемая при подготовке газа вода сбрасывается на УКПВ, так же расположенную на ЦПС, а затем по водоводам низкого давления направляется на КНС всех трех месторождений.
Разгазированная продукция с помощью сырьевых насосов прокачивается через восемь сдвоенных теплообменником кожухотрубчатого типа с плавающей головкой, где подогревается до 80 0С.
В подогретую продукцию с помощью БР непрерывно дозируется деэмульгатор Дисольван -4411.
Обработанная продукция делится на два потока и направляется в шаровые отстойники под давлением, в которых содержание воды в нефти снижается до 3 % масс.
Отделённая вода сбрасывается в ёмкость для дегазации, а затем, направляется на УКПВ.
Выделившийся при дегазации воды газ сбрасывается на факел.
После шаровых отстойников нефть направляется в шаровые электродегидраторы.
При этом, в неё добавляется свежая порция деэмульгатора и 8 % об. горячей пресной воды, подогреваемой паром в двух последовательных кожухотрубчатых теплообменниках.
Пресная вода подается из магистрали водяными насосами через расходомер и делится на два потока только после подогрева.
Сточная вода с электродегидраторов сбрасывается в поток сточной воды с шаровых отстойников.
Потоки обезвоженной и обессоленной нефти после шаровых электродегидраторов объединяются и через буферную ёмкость насосами направляются в колонну стабилизации, предварительно подогреваясь в восьми кожухотрубчатых теплообменниках, расположенных последовательно.
Необходимое тепло в колонну стабилизации поставляется с помощью горячей струи, причём, для нагрева до 250 0С используется печь.
Стабильная горячая нефть отдаёт своё тепло сначала в теплообменниках блока стабилизации, а, затем, и в сырьевых теплообменниках, после чего направляется в резервуары товарного парка, откуда сдаётся службам магистрального транспорта как нефть 1 типа, 1 группы, 1 вида согласно ГОСТа Р 51858 – 2002 «Нефть. Общие технические условия».
Пары сверху стабилизационной колонны проходят 2 водяных холодильника и после конденсации делятся на два потока, направляемых в бензосепараторы.
Остаточный газ используется в печи в качестве топлива, а бензин стабилизации через промежуточные буллиты направляется отдельным потоком на НХК без всякой стабилизации.
Орошение верха стабилизационной колонны не предусмотрено.
Охлаждающая вода циркулирует через градирню с помощью отдельных насосов.
Согласно принятого решения в НГДУвводится в строй ещё одно месторождение, которое так же планируется обустроить по основному варианту с ППД.
Месторождение имеет хорошую гидродинамическую связь с водонасыщенными пластами.
На месторождении будет добываться высокосернистая нефть с массовой долей серы до 3,5 % третьего типа второго вида с содержанием сероводорода до 1000 ppm и метил- и этил меркаптанов до 900 ppm.
Продукция нового месторождения совместима с продукцией старых месторождений и имеет близкую обводнённость, газонасыщенность, а так же плотность и вязкость.
Расстояния от нового месторождения до ЦПС сопоставимо с расстояниями от старых месторождений, а давления на устьях скважин близки.
Объём добычи на новом месторождении вполне укладывается в величину недогруженности УКПН по сырью и находится на уровне 40 %.
Давление с которым поступает продукция как со старых, так и нового месторождения, на вход ЦПС не превышает 10 атм.
Предложите необходимую реконструкцию УКПН, позволяющую сохранить качество выпускаемой нефти, если нефть с нового месторождения будет сбрасываться в существующую товарную продукцию.
Решение задачи.
1. Рассмотрим ситуацию, сложившуюся в НГДУ до ввода в строй месторождения «D»:
Типичная схема обустройства группы сходных месторождений, ЦПС и УКПН , согласно исходных данных, приведена на рис.1 и в пояснениях не нуждается.
Продукция нового месторождения «D» хотя и совместима с продукцией старых месторождений, но содержит настолько много сероводорода и меркаптанов, что даже после смешения с ней не уложится в требования существующих нормативных документов, даже несмотря на их сопоставимые объёмы.
Поэтому, для ввода в строй нового месторождения требуется реконструкция не только УКПН, но и всего ЦПС.
2. Основные технологические решения:
1. Продукция нового месторождения «D», обустроенного по основному варианту технологической схемы, по отдельному сборному коллектору будет подаваться на ЦПС, где пройдёт отдельную технологическую линию первой и второй ступени сепарации.
2. Вместо третьей ступени сепарации продукция будет направлена на новый узел отдувки, запитанный частью газа первой ступени сепарации из первой технологической линии, что позволит уравнять продукцию нового месторождения по содержанию агрессивных компонентов с продукцией уже освоенных местрождений.
3. Отдутая продукция нового месторождения будет подаваться в поток продукции со старых месторождений перед теплообменниками.
4. Газы отдувки, равно как и газы первой и второй ступени сепарации второй технологической линии будут поступать на собственную новую УКПГи лишь затем смешиваться.
5. Газовый бензин с новой УКПГ будет поступать на уже существующий узел компаундирования.
6. Вода для ППД на новом месторождении будет браться из уже существующего водовода низкого давления.
7. Выделенные кислые компоненты на новой УКПГ по отдельному трубопроводу будут направляться на НХК.
Тогда, предлагаемая ситуация может быть проиллюстрирована рис.2.
Но у решения, принятого в НГДУ, есть один существенный недостаток:
Крайне агрессивная попутная вода с нового месторождения сначала направляется вместе с нефтью на ЦПСи УКПН, затем отдувается вместе с нефтью от сероводорода и меркаптанов, превращаясь в воду аналогичную воде со старых месторождений, и возвращается на новое месторождение для ППД, имея уже совершенно другой состав.
При этом, концентрация агрессивных компонентов в газе отдувки резко возрастает, а это добавочная нагрузка на новую УКПГ.
Поэтому, было бы гораздо целесообразнее обустроить новое месторождение «D» по дополнительному варианту унифицированной схемы с организацией предварительного сброса воды, с немедленной её закачкой в систему ППД, оставив все остальные технологические решения без изменения.
Тогда, предлагаемая оптимальная ситуация может быть проиллюстрирована рис.3.
Ситуация, сложившаяся в НГДУ до ввода в строй месторождения «D»
1 – эксплуатационная скважина; 2 – выкидная линия; 3 – АГЗУ; 4 – сборный коллектор; 5 – КНС; 6 – нагнетательная скважина; 7 – ЦПС; 8 – сепаратор первой ступени; 9 – сепаратор второй ступени; 10 – сепаратор третьей ступени; 11 – УКПН; 12 – компрессор; 13 – УКПГ; 14 – узел компаундирования; 15 - пункт сдачи нефти службам магистрального транспорта; 16 – УКПВ; 17 – теплообменник; 18 –БР; 19 – отстойник; 20 – водяной дегазатор; 21 – факел; 22 – расходомер; 23 – электродегидратор; 24 – буферная ёмкость; 25 – РВС; 26 - пункт сдачи нефти службам магистрального транспорта; 26 – колонная стабилизации; 27 – печь; 28 – бензлсепаратор; 29 – буллит; 30 – градирня.
I – сухой газ; II – ЩФЛУ; III – мех. примеси; IV – пресная вода; V – пар; VI – товарная нефть;VII – бензин стабилизации.
Рис. 1
Ситуация, сложившаяся в НГДУ после ввода в строй месторождения «D»
1 – эксплуатационная скважина; 2 – выкидная линия; 3 – АГЗУ; 4 – сборный коллектор; 5 – КНС; 6 – нагнетательная скважина; 7 – ЦПС; 8 – сепаратор первой ступени; 9 – сепаратор второй ступени; 10 – сепаратор третьей ступени; 11 – УКПН; 12 – компрессор; 13 – УКПГ; 14 – узел компаундирования; 15 - пункт сдачи нефти службам магистрального транспорта; 16 – УКПВ; 17 – теплообменник; 18 –БР; 19 – отстойник; 20 – водяной дегазатор; 21 – факел; 22 – расходомер; 23 – электродегидратор; 24 – буферная ёмкость; 25 – РВС; 26 - пункт сдачи нефти службам магистрального транспорта; 26 – колонная стабилизации; 27 – печь; 28 – бензлсепаратор; 29 – буллит; 30 – градирня; 31 – отдувочная колонна.
I – сухой газ; II – ЩФЛУ; III – мех. примеси; IV – пресная вода; V – пар; VI – товарная нефть;VII – бензин стабилизации.
Рис. 2
Оптимальная ситуация для НГДУ после ввода в строй месторождения «D»
1 – эксплуатационная скважина; 2 – выкидная линия; 3 – АГЗУ; 4 – сборный коллектор; 5 – КНС; 6 – нагнетательная скважина; 7 – ЦПС; 8 – сепаратор первой ступени; 9 – сепаратор второй ступени; 10 – сепаратор третьей ступени; 11 – УКПН; 12 – компрессор; 13 – УКПГ; 14 – узел компаундирования; 15 - пункт сдачи нефти службам магистрального транспорта; 16 – УКПВ; 17 – теплообменник; 18 –БР; 19 – отстойник; 20 – водяной дегазатор; 21 – факел; 22 – расходомер; 23 – электродегидратор; 24 – буферная ёмкость; 25 – РВС; 26 - пункт сдачи нефти службам магистрального транспорта; 26 – колонная стабилизации; 27 – печь; 28 – бензлсепаратор; 29 – буллит; 30 – градирня; 31 – отдувочная колонна.
I – сухой газ; II – ЩФЛУ; III – мех. примеси; IV – пресная вода; V – пар; VI – товарная нефть;VII – бензин стабилизации.
Рис. 3
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 453; | Поделиться с друзьями:
|
Мы поможем в написании ваших работ!
