Ситуация, сложившаяся в НГДУ после осуществления реконструкции
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; 21 – напорный отстойник; 22 – БР; 23 – БОН; 24 – гидроциклон; 25 – БОО; 26 – сепаратор – дегазатор; 27 – РВС; 28 – расходомер; 29 – УКПВ.
I – сухой газ; II – ЩФЛУ; III – товарная нефть; IV – бензин стабилизации; V – механические примеси на захоронение.
Рис. 2
Проверим возможность такого решения.
Решение данной задачи не требует расчетного подтверждения.
Задача решена.
Ситуационная задача 22.
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.
Добываемая продукция пластов карбона 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 УКПВ, также расположенную на ЦПС, и направляется в систему ППД со сбросом избытка воды в систему поглощения, представляющую собой КНС и систему поглощающих скважин, расположенных прямо на ЦПС.
Промливневые стоки, собираемые в подземную ёмкость, так же периодически откачиваются на УКПВ.
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, так же направляется на УКПВ.
Выделившийся при дегазации воды газ сбрасывается на факел.
Бензин стабилизации частично направляется отдельным потоком на НХК без всякой стабилизации и частично сбрасывается в ШФЛУ.
Схема УКПВ выполнена по первому варианту, так как суммарный объём закачки не превышает 10000 м3/сутки.
Закачиваемая вода содержит порядка 15 мг/л остаточной нефти и механических примесей и до 800 мг/л остаточного содержания сероводорода.
Сероводород, выделенный при подготовке газа и нефти, перерабатывается в серу.
Согласно принятого в НГДУрешения, на все трёх месторождениях решено отдельной сеткой скважин ввести в эксплуатацию пласты девона с проницаемостью свыше 0,5 мкм2, продукция которых не содержит сероводорода и будет практически безводна в течении примерно 15 лет.
Для подготовки этой продукции на ЦПС будет сооружена отдельная технологическая линия.
Для заводнения будет использоваться смесь избытка сточной воды, образующийся на первой УКПВ, и сточная вода со второй технологической линии.
Систему поглощения решено ликвидировать.
Предложите реконструкцию схемы 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 воды с обоих технологический линий 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
УКПН , УКПГи УКПВсогласно исходных данных, приведена на рис.1 и в пояснениях не нуждается.
Согласно условия, требуется реконструкция 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.
Имеющаяся УКПВвполне справляется с подобными требованиями при заводнении пластов карбона.
2. Для заводнения пластов девона имеющийся избыток вод не подходит, так как содержит значительное количество сероводорода, что может вызвать заражение пластов девона.
Разбавление этой воды небольшим количеством стоков со второй технологической линии, не содержащих сероводорода, суть ситуации не меняет.
3. Таким образом, реконструкции подлежит только УКПВ первой технологической линии, суть которой сводится к очистке сточной воды от сероводорода.
4. Для этого, технологическая схема первой УКПВ, выполненная по первому варианту, должна быть переделана на четвертый вариант, т.е. снабжена колонной отдувки.
Для отдувки следует использовать чистый газ первой ступени сепарации второй технологической линии.
5. Отдувать следует не избыток воды, направляемый в поглощение, а всю воду первой УКПВ.
6. Отработанный газ отдувки, а также все газы, ранее направляемые на факел, следует направлять на первую УКПГ для очистки от сероводорода.
7. Отдувка всей воды первой технологической линии (смешанной с промливневой) позволит не только прекратить сжигание на факеле сероводородного газа, но и уменьшить остаточные выбросы через дыхательные клапана РВС, а так же существенно снизить коррозионную активность вод и уменьшить расход ингибитора коррозии.
8. Колонна отдувки должна быть установлена до сепаратора – дегазатора.
9. Небольшое количество сточной воды со второй УКПГ и УКПНбез всякой подготовки сбрасывается в подготовленную воду после реконструированной УКПВ.
Тогда, предлагаемая реконструированная схема может быть проиллюстрирована рис.2.
Схема, сложившаяся в НГДУ до осуществления реконструкции
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; 21 – напорный отстойник; 22 – БР; 23 – БОН; 24 – гидроциклон; 25 – БОО; 26 – сепаратор – дегазатор; 27 – РВС; 28 – расходомер; 29 – УКПВ.
I – сухой газ; II – ШФЛУ; III – товарная нефть; IV – бензин стабилизации; V – механические примеси на захоронение; VI – сера.
Рис. 1
Схема, сложившаяся в НГДУ после осуществления реконструкции
1 – эксплуатационная скважина; 2 – выкидная линия; 3 – АГЗУ; 4 – сборный коллектор; 5 – КНС карбона; 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 (ликвидирован); 18 - пункт сдачи нефти службам магистрального транспорта; 19 – узел обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти УКПН; 20 – подземная ёмкость для сбора промливневых стоков; 21 – напорный отстойник; 22 – БР; 23 – БОН; 24 – гидроциклон; 25 – БОО; 26 – сепаратор – дегазатор; 27 – РВС; 28 – расходомер; 29 – УКПВ; 30 – колонна отдувки; 31 – поглощающая скважина (ликвидирована); 32 – КНС девона.
I – сухой газ; II – ШФЛУ; III – товарная нефть; IV – бензин стабилизации; V – механические примеси на захоронение; VI – сера.
Рис. 2
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 219; | Поделиться с друзьями:
|
Мы поможем в написании ваших работ!
