Проанализируем ситуацию, сложившуюся на месторождении «D».

⇐ ПредыдущаяСтр 42 из 46Следующая ⇒

1. Причиной образования на ДНС отложений галита является нарушение термобарического равновесия, в результате которого происходит резкий сброс давления с 80 до 1,2 атм. приводящий к испарению части воды, содержание которой и так не превышало 1, 8 % об.

В результате, оставшаяся вода становится перенасыщенной по отношению к хлористому натрию, что и ведет к выпадению галита.

2. Для ликвидации отложений галита вполне достаточно промыть оборудование пресной водой.

3.Для недопущения в будущем повторного отложения галита месторождение должно быть переведено на основной вариант технологической схемы сбора, благо исходные данные позволяют сделать это без проблем.

Тогда, сложившаяся ситуация может быть проиллюстрирована рис.2.

D 15 22 IV 6 В VII 24

VI V C 25 VI 23 16 3 2 1 А 4 II 14 16 III 20 I 17 18 21 5 7 8 9 10 13 13

III

Ситуация, сложившаяся в НГДУ до осуществления реконструкции

1- эксплуатационная скважина; 2- выкидная линия; 3- АГЗУ; 4- сборный коллектор; 5- ЦПС; 6- первая ступень сепарации; 7- вторая ступень сепарации; 8- третья ступень сепарации; 9- УКПН; 10- УКПГ; 11- узел компаундирования; 12- узел автоматического контроля качества; 13- ГСМН; 14- УКПВ; 15- ГСМГ; 16 – УПСВ; 17 – ДНС; 18 – КНС; 19 – нагнетательная скважина; 20 – поглощающая скважина.

I- товарная нефть; II- товарный газ; III- ШФЛУ; IV- мех.примеси на захоронение; V- сточная вода на утилизацию.

Рис.1.

III

D 15 22 IV 6 В VII 24

VI V C 25 VI 23 16 3 2 1 А 4 II 14 16 III 20 I 17 18 21 5 7 8 9 10 13 13

Ситуация, сложившаяся в НГДУ после осуществления реконструкции

I- товарная нефть; II- товарный газ; III- ШФЛУ; IV- мех.примеси на захоронение; V- сточная вода на утилизацию.

Рис.2.

Проверим возможность такого решения.

Решение данной задачи не требует расчетного подтверждения.

Задача решена.

Ситуационная задача №30.

В НГДУ «Х...нефть» в многолетней эксплуатации находится группа северных нефтяных месторождений,

Месторождение «А», обустроенное по дополнительному варианту основной технологической схемы, разрабатывается с ППДмногочисленными индивидуальными и групповыми механизированными скважинами.

Обводнённость продукции, представляющей собой эмульсию типа В/Н, достигла 72 – 74 % об.

Для ППД используется вода, отделённая на УПСВ.

Попутный газ, отделенный на СУпри 4 атм., компримируется и направляется на УКПГ, расположенную на ЦПС.

Жидкая составляющая продукции с помощью ДНС откачивается на УКПН, также расположенную на ЦПС.

ЦПС расположен в 22 км от месторождения.

Суммарный объём добычи составляет величину порядка 1 млн.т. нефти в год и 50 млн.м³/год (н.у.) попутного газа.

Давление на устье скважин находится на уровне 5 атм. при плотности нефти в газонасыщенном состоянии от 810 до 850 кг/м³ и вязкости не менее 20 мПа^.с при температуре продукции не выше 35 - 38^оС.

Газонасыщенность добываемой продукции не превышает 50 м³/т (н.у.). Попутный газ на 70 - 85 % об. состоит из метана, 5 - 10 % об. этана и 3 - 5 % об. пропана и бутанов.

Давление насыщения 40 атм.

Забойное давление 65 атм.

Месторождение «В», обустроенное по основному варианту основной технологической схемы, разрабатывается без ППДмногочисленными индивидуальными и групповыми фонтанными скважинами.

Продукция скважин практически безводна.

Вся добытая продукция под собственным давлением поступает на ЦПС, расположенный в 2,5 км от месторождения, на первую ступень сепарации.

Суммарный объём добычи составляет величину порядка 0,8 млн.т. нефти в год и 55 млн.м³/год (н.у.) попутного газа.

Плотности нефти в газонасыщенном состоянии от 800 до 810 кг/м³ и вязкости не менее 25 мПа^.с при температуре продукции не выше 20^оС.

Температура на забое скважин никогда не опускается ниже 80 ⁰С.

Месторождение «С», обустроенное по основному варианту основной технологической схемы, разрабатывается без ППДмногочисленными индивидуальными и групповыми фонтанными скважинами глубиной не менее 2000 м.

Обводнённость продукции, представляющей собой эмульсию типа В/Н, находится на уровне 15 – 17 % об.

Вся добытая продукция под собственным давлением поступает на ЦПС, расположенный в 12,5 км от месторождения, на первую ступень сепарации.

Суммарный объём добычи составляет величину порядка 0,6 млн.т. нефти в год и 50 млн.м³/год (н.у.) попутного газа.

Плотности нефти в газонасыщенном состоянии от 805 до 810 кг/м³ и вязкости не менее 30 мПа^.с при температуре продукции не выше 34^оС.

Газонасыщенность добываемой продукции не превышает 90 м³/т (н.у.). Попутный газ на 70 - 85 % об. состоит из метана, 5 - 10 % об. этана и 3 - 5 % об. пропана и бутанов.

Месторождение «D», обустроенное по основному варианту основной технологической схемы, разрабатывается без ППДмногочисленными индивидуальными и групповыми фонтанными скважинами глубиной не менее 2500 м.

Обводнённость продукции, представляющей собой эмульсию типа В/Н, достигла 25 - 30 % об.

Вся добытая продукция под собственным давлением поступает на ЦПС, расположенный в 16 км от месторождения, на первую ступень сепарации.

Суммарный объём добычи составляет величину порядка 0,8 млн.т. нефти в год и 55 млн.м³/год (н.у.) попутного газа.

Плотности нефти в газонасыщенном состоянии от 800 до 810 кг/м³ и вязкости не менее 25мПа^.с при температуре продукции не выше 32^оС.

Подготовка нефти и газа до требований нормативных документов после трёхступенчатого разгазирования осуществляется в НГДУ на УКПН и УКПГ соответственно.

Потребителем газа является ГПЗ, расположенный за 400 км от ЦПС. УКПГ совмещена с ГСМГ. Потребителем нефти является НПЗ, расположенный за 800 км от ЦПС.

УКПН совмещена с ГСМН.

Потребителем ШФЛУявляется НХК, расположенный поблизости.

Других потребителей не имеется.

Отделенная вода сбрасывается в систему поглощения.

Отделенные механические примеси захораниваются.

Все внутрипромысловые коммуникации выполнены из старых стальных трубопроводов с внутренним диаметром 300 мм., подвергнутых гидравлическому испытанию при 85 атм.

Геодезические отметки ЦПС на 5 - 10 м превышают геодезические отметки месторождений.

Сборный коллектор проложен подземно ниже глубины промерзания грунта в данной местности.

В результате:

На месторождении «А» в НКТскважин в интервале глубин 1000 – 0 м, в выкидных линиях и в сборном коллекторе наблюдается интенсивное образование АСПОтипа П (1-1→1-2→3-3) , выводящие месторождение из строя через 1 – 1,5 месяца.

На месторождении «В» в выкидных линиях наблюдается интенсивное образование АСПОтипа П (1-1→2-2→3-3) , выводящие выкидные линии из строя через 2 – 3 недели.

На месторождении «С» » в НКТскважин в интервале глубин 1000 – 1250 м наблюдается интенсивное образование АСПО типа А (1-1→2-1→3-2), выводящие скважины из строя через 1 – 2 месяца.

При этом, зародыши кристаллов АСПО обнаруживаются в продукции скважин начиная с глубин 1500 м.

На месторождении «D» в НКТскважин в интервале глубин 1000 – 1250 наблюдается интенсивное образование АСПОтипа С (1-1→2-1→3-3), выводящие скважины из строя каждые 1 – 1,5 месяца.

При этом, давление в стволе скважины становится меньше давления насыщения на глубинах порядка 850 м.

Предложите комплекс мероприятий как для ликвидации образующихся отложений, так и для недопущения их повторного образования.

Решение задачи №30.

Шаг1-й. 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 ликвидировать имеющиеся отложения АСПО и не допустить их повторного появления.

Шаг 2-й. Основные технологические решения:

Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 242; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 37 38 39 40 414243 44 45 46 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!