Оптимальная ситуация в НГДУ после ввода в эксплуатацию месторождений «С» и «D»
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 – поглощающая скважина; 20 – теплообменник; 21 – первичный газовый сепаратор; 22 – вторичный газовый сепаратор; 23 – детандер; 24 – компрессор детандера; 25 – ДКС; 26 – узел налива; 27 – бойлер (ликвидирован); 28 – теплоизоляция (ликвидирована).
I- товарная нефть; II- товарный газ; III- ШФЛУ; IV- мех.примеси на захоронение; V- сточная вода на утилизацию; VI- конденсат.
Рис.3.
Ситуационная задача 8.
В НГДУ«Х - нефть» в эксплуатации находятся два месторождения «А» и «В».
Месторождение «А», на котором 46 фонтанными скважинами разрабатываются пласты девона, обустроено по основному варианту унифицированной технологической схемы.
Месторождение «В», на котором 54 механизированными скважинами разрабатываются пласты карбона, обустроено по дополнительному варианту унифицированной технологической схемы с использованием ДНС, но без применения УПСВи КС.
Обводнённость продукции на обоих месторождениях не превышает 10 % об., а содержание агрессивных компонентов не более 20 ppm.
Подготовка продукции скважин сосредоточена на ЦПС, отстоящем от месторождений на 50 км, и осуществляется в одну технологическую линию с закачкой сточной воды (без всякой подготовки) в поглощающие скважины, расположенные прямо на ЦПС.
Подготовка попутного газа производится по второму варианту.
Товарная продукция сдаётся в соответствующие службы магистрального транспорта, а ШФЛУ откачивается местным потребителям.
Оба месторождения разрабатываются с ППД, для чего используется пресная артезианская вода, добываемая на месте и не требующая никакой специальной подготовки.
Оборудование на ЦПС не догружено по сырью порядка на 180 тыс.т./год.
Пропускная способность имеющихся сборных коллекторов используется лишь наполовину.
В ближайшие годы в НГДУ планируется ввести в эксплуатацию ещё два месторождения «С» и «D», которые в ближайшие 10 лет планируется разрабатывать фонтанным способом с ППД с объёмом годовой добычи до 150 тыс.т. (по 75 тыс.т. на каждом месторождении).
Источник воды для ППД не оговорён.
Обводнённость продукции ожидается на уровне 30 % об., а содержание сероводорода составит величину порядка 2000 мг/л целевой продукции.
Эксплутационные скважины на месторождениях планируется пробурить кустовым способом по 5 и 6 кустов соответственно и по 10 скважин в кусте.
Плотность водонефтяной эмульсии ожидается порядка 880 кг/м3 (ст.усл.), а её вязкость будет находиться на уровне 25 мПа.с. Давление насыщения равно 20 атм.
Все коммуникации планируется выполнить из новых стальных трубопроводов с внутренним диаметром 200 мм, способных выдержать давление 85 атм.
Расстояние от новых месторождений до ЦПС12 км, а устьевые давления составят на месторождении «С»- 0,5 атм., а на месторождении «D» - 25 атм.
Предложите схему обустройства вводимых в строй месторождений и план реконструкции существующей системы сбора и подготовки, если она необходима.
Газовый фактор принять равным 50 м3/м3 (н.у.), все внутренние промысловые коммуникации считать горизонтальными, потерями на местных сопротивлениях пренебречь, а потери напора (давления) при транспорте попутного газа принять равными 10 % от соответствующих потерь при транспорте газонасыщенной нефти.
Решение задачи.
1. Рассмотрим ситуацию, сложившуюся в НГДУ до ввода в эксплуатацию месторождений «С» и «D» (рис.1.):
Ситуация, сложившаяся в НГДУ до ввода в эксплуатацию месторождений «С» и «D»
(Типичная комбинация двухпоточной унифицированной схемы сбора продукции скважин с группы нефтяных месторождений, выполненной по дополнительному варианту на одном месторождении и по основному варианту на другом месторождении с утилизацией попутного газа на ЦПС по второму варианту и откачкой сточной воды в поглощение)
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- КНС; 15- ГСМГ; 16 – поглощающая скважина; 17 – водозаборная скважина; 18 – ДНС.
I- товарная нефть; II- товарный газ; III- ШФЛУ.
Рис.1.
Итак, основная задача сводится к доставке специфической дополнительной продукции месторождений «C» и «D» до ЦПС, её подготовки и утилизации.
Второй задачей является реконструкция существующей системы сбора и подготовки продукции скважин с месторождений «А» и «В».
Основные технологические решения:
1. Единственным недостатком существующей системы сбора и подготовки продукции скважин с месторождений «А» и «В» является использование для ППД пресной воды, в то время как собственная попутная вода направляется на поглощение.
Однако, на месторождениях с обычной продукцией УПСВцелесообразно сооружать лишь после того, как обводнённость продукции достигнет 50 % об., а она пока равна лишь 10 % об.
Кроме того, на месторождении «А», обустроенном по основному варианту унифицированной схемы, сооружение УПСВ невозможно в принципе. Реконструировать же основной вариант схемы в дополнительный при расстоянии до ЦПСв 50 км крайне нерационально, ибо это потребует строительства ДНСи ДКС.
Транспортировать же незначительное количество сточной воды с ЦПС на месторождения «А» и «В» с целью частичного сокращения количества пресной воды, направляемой на ППД, при расстояниях в 50 км также вряд ли целесообразно.
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 254; | Поделиться с друзьями:
|
Мы поможем в написании ваших работ!
