Значит, третий выбранный вариант системы сбора так же не подходит.
4. Зададимся четвёртым вариантом обустройства месторождения «А»:
- либо изменим схему ЦПС (направив газ с месторождения в газовую линию второй ступени сепарации);
- либо на ДНС придётся сооружать КС.
Разберём первое направление (Рис. 4).
Типичная унифицированная схема сбора продукции скважин с группы нефтяных месторождений, выполненная по дополнительному варианту с переобвязкой газовой линии и утилизацией попутного газа на ЦПС по второму варианту
| 16 |
| 3 |
| 2 |
| 1 |
| А |
| 4 |
| 5 |
| 6 |
| II |
| 7 |
| 8 |
| 9 |
| 10 |
| III |
| 11 |
| I |
| 12 |
| 13 |
| IV |
| 14 |
| V |
| 15 |
| VI |
| 60 км |
| 6 |
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 – ДНС.
I- товарная нефть; II- товарный газ; III- ШФЛУ; IV- мех.примеси на захоронение; V- сточная вода на утилизацию; VI- продукция с других месторождений.
Рис.4.
Проверим, сможет ли газ первой ступени сепарации, проведённой на месторождении, самостоятельно дойти до ЦПС.
Согласно условия потери давления при транспорте газа составляют 5 % от соответствующих потерь при транспорте газонасыщенной нефти, т.е 0,7 атм.
Поскольку конечное давление в газопроводе не может быть меньше 4 атм (см.схему), то начальное давление в газопроводе не может быть ниже 4,7 атм.; а оно у нас после первой ступени сепарации 6 атм.
|
|
|
В результате, газ первой ступени сепарации до ЦПС дойдёт и даже остаётся запас давления явно превышающий необходимые 20 %.
Кроме того, подобное решение просто и дешево, что позволяет отказаться от рассмотрения второго направления.
Задача решена.
Ситуационная задача 3.
В НГДУ «Х...нефть» предполагается ввести в эксплуатацию новое нефтяное месторождение «А», расположенное в 60 км. от ЦПС.
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 10 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.). Попутный газ на 85 % об. состоит из метана, 10 % об. этана и 5 % об. пропана и бутанов.
После 10-летней эксплуатации ожидается понижение устьевого давления до 7,2 атм.
|
|
|
Подготовка нефти и газа до требований нормативных документов после трёхступенчатого разгазирования осуществляется в НГДУ на УКПН и УКПГ соответственно.
Сепарационные установки, УКПН и УКПГ расположены на ЦПС и недогружены по сырью более чем на 200 тыс.т/год и 9,5млн.м3/год (н.у.) соответственно.
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 месторождения «А» совместима с продукцией других месторождений, поступающих на ЦПСна первую ступень сепарации и также подготавливаемых на УКПН и УКПГ.
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.
Других потребителей не имеется.
Все внутрипромысловые коммуникации планируется выполнить из новых стальных трубопроводов с внутренним диаметром 100 мм., подвергнутых гидравлическому испытанию при 85 атм.
Геодезические отметки ЦПС на 10 м превышают геодезические отметки месторождения.
Предложите систему сбора для данного месторождения, способную выполнять свои функции в течении первых 10 лет, если потери напора (давления) при транспорте попутного газа составляют 5 % от соответствующих потерь при транспорте газонасыщенной нефти, а в НГДУимеется только один свободный компрессор, развивающий давление до 16 атм. производительностью до 9,5 млн.м3/год.
|
|
|
Потерями на всех местных сопротивлениях системы сбора можно пренебречь.
Решение задачи.
1. Зададимся простейшим вариантом обустройства месторождения «А»:
- пусть месторождение обустроено по основному варианту унифицированной схемы, а продукция на всём протяжении сборного коллектора находится в однофазном (жидком) газонасыщенном состоянии , причём, утилизация попутного газа на ЦПС осуществляется по второму варианту.
Тогда, схема сбора для данного месторождения может быть проиллюстрирована рис.1.
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 355; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!