Проверим возможность такого решения.

Решение данной задачи не требует расчетного подтверждения.

Задача решена.

Ситуационная задача 21.

В НГДУ«Х - нефть» в многолетней эксплуатации находится группа из трёх нефтяных месторождений, обустроенных по основному варианту унифицированной схемы, и разрабатываемых без ППД многочисленными индивидуальными и кустовыми скважинами.

Добываемая продукция поступает из трещиновато – поровых терригенных коллекторов с проницаемостью свыше 0,5 мкм².

Все месторождения имеют хорошую гидродинамическую связь с водонасыщенными пластами.

Продукция всех месторождений совместима и имеет близкую обводнённость, газонасыщенность, а так же плотность и вязкость.

Плотность нефтей находится в пределах 820 – 890 кг/м³ (ст.ус.).

Плотность попутных вод находится в пределах 1020 – 1025 кг/м³ (ст.ус.).

Количество хлористных солей ни на одном месторождении не превышает 60 г/л.

Содержание всех остальных солей пренебрежимо мало.

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, содержащая остаточный газ, сбрасывается на КНС, также расположенную на ЦПС, и направляется в систему поглощения.

Разгазированная продукция подогревается и проходит стадии обезвоживания, обессоливания и стабилизации 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».

Отделённая вода сбрасывается в ёмкость для дегазации, а затем, направляется на КНС.

Выделившийся при дегазации воды газ сбрасывается на факел.

Бензин стабилизации частично направляется отдельным потоком на НХК без всякой стабилизации и частично сбрасывается в ШФЛУ.

Согласно принятого в НГДУрешения, на все трёх месторождениях решено создать систему ППД.

Для заводнения будет использоваться сточная вода, образующаяся на ЦПС, при подготовке нефти и газа, а также промливневые стоки, собирающиеся в подземной ёмкости и периодически откачиваемые погружным насосом на КНС.

Систему поглощения решено ликвидировать.

Предложите схему УКПВ, если она необходима, и схему обустройства системы данных месторождений, если сточные воды, направляемые в поглощение, содержат до 1000 мг/л нефти с диаметром глобул свыше 25 мкм, до 200 мг/л механических примесей с диаметром частиц свыше 80 мкм, до 50 мг/л ионов Fe⁺² и Fe⁺³ и до 8 мг/л деэмульгатора.

Промливневые воды содержат до 2000 мг/л нефти и до 5000 мг/л механических примесей с аналогичными диаметрами глобул и частиц.

Сточные и промливневые воды совместимы, а их суммарный объём не превысит 10000 м³/сутки.

Решение задачи.

1. Рассмотрим ситуацию, сложившуюся в НГДУ:

Типичная схема обустройства группы сходных месторождений, ЦПС и

УКПН , согласно исходных данных, приведена на рис.1 и в пояснениях не нуждается.

Согласно условия, требуется создание не только УКПВ, но и реконструкция всей схемы обустройства группы месторождений.

2. Основные технологические решения:

1. Согласно ОСТ 39-225-81, ОСТ 39-225-88и РД 39-01-041-81сточная и промливневая вода, направляемая в ППД для закачки в трещиновато – поровый коллектор с проницаемостью свыше 0,5 мкм², может содержать остаточное количество нефти до 40 – 50 мг/л и механических примесей до 30 – 40 мг/л.

Имеющиеся воды не укладываются в эти требования.

Таким образом УКПВ действительно необходима.

2. Подготовка сточный воды сводится к её дегазации, отделению избытка нефти и механических примесей.

3. Поскольку суммарный объём вод не превышает 10000 м³/сутки выберем простейший первый вариант её подготовки, разумеется, подогнав его под местные условия.

4. Для отделения основного количества нефти и механических примесей выберем напорный отстойник объёмом до 200 м³, который позволяет при давлении до 6 атм и загрузке до 100000 м³/сутки в течении 5 минут понизить остаточное содержание нефти до 30 – 50 мг/л, а механических примесей до 20 – 40 мг/л, разумеется, если размеры глобул и частиц укладываются в заявленный диапазон.

5. Для полной дегазации сточной воды выберем стандартный сепаратор – дегазатор того же объёма, давление в которой понижается до атмосферного.

6. Окончательную очистку сточной воды от нефти и механических примесей осуществим в РВС объёмом порядка 3000 м³, который прежде всего выполняет роль буфера и лишь потом резервного трёхфазного отстойника, необходимого лишь в краткосрочные моменты откачки промливневых стоков в сточную воду, когда нагрузка на напорный отстойник может резко возрасти.

7. Вся уловленная нефть из напорного отстойника и РВС периодически откачивается в специальную ёмкость (БОН – блок обработки нефти) для окончательного разгазирования, а затем, сбрасывается на УКНН.

8 Весь уловленный газ из сепаратора – дегазатора и БОНа сбросим на факел,( вследствии его незначительных объёмов) либо эжектируем газом высокого давления, направляемым на УКПГ.

9. Все механические примеси, отделённые в напорном отстойнике и РВС, направим на БОО– блок осушки остатка (чаще всего путём подогрева на сетчатом транспортере с использованием паровых калориферов, либо воспользуемся современными центрифугами), а затем, сухой остаток вывезем на захоронение.

10. Разумеется, перед БОО механические примеси предварительно обезводим на гидроциклонах, сбросив отделенную воду на вход напорного отстойника.

11. Воду, подготовленную для ППД, специальными насосами по водоводам низкого давления через расходомер направим на КНС, построенные на каждом месторождении, а уже они по водоводам высокого давления направят воду в нагнетательные скважины, так же снабженные расходомерами.

12. На входе УКПВ с помощью БР организуем подачц в сточную воду ингибитора коррозии.

13. Подготовка промливневых стоков сводится к их периодической откачке в поток сточных вод на вход напорного отстойника, так как никаких добавочных загрязнений они не содержат.

Тогда, предлагаемая реконструированная схема может быть проиллюстрирована рис.2.

Ситуация, сложившаяся в НГДУ до осуществления реконструкции

III

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 газа службам магистрального транспорта; 16 – водяной дегазатор; 17 – факел; 18 - пункт сдачи нефти службам магистрального транспорта; 19 – узел обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти УКПН; 20 – подземная ёмкость для сбора промливневых стоков.

I – сухой газ; II – ЩФЛУ; III – товарная нефть; IV – бензин стабилизации.

Рис. 1

Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 305; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 28 29 30 31 323334 35 36 37 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!