Ситуация, сложившаяся в НГДУ до ввода в эксплуатацию месторождений «В», «С» и «D»
(Типичная унифицированная схема сбора продукции скважин, выполненная по дополнительному варианту, с утилизацией попутного газа на факеле и подготовке на ЦПС с оформлением газовой части по второму варианту и откачкой сточной воды в поглощение)
1- эксплуатационная скважина; 2- выкидная линия; 3- АГЗУ; 4- сборный коллектор; 5- СУ; 6- факельная линия; 7- УПСВ ; 8- КНС; 9- нагнетательная скважина; 10- ДНС; 11 – факел; 12- ЦПС; 13- первая ступень сепарации; 14- вторая ступень сепарации; 15- третья ступень сепарации; 16 – УКПН; 17 – узел автоматического контроля качества;18 – ГСМН; 19 - УКПГ; 20 – узел компаундирования; 21 – ГСМГ; 22 – поглощающая скважина; 23 – водозаборная скважина; 24 – печь; 25 – узел подготовки пресной воды.
I- товарная нефть; II- товарный газ; III- ШФЛУ; IV- продукция соседних месторождений; V – топливо; VI – воздух; VII – дым.
Рис. 1.
Основные технологические решения:
1. Ни один коллектор не способен длительное время выдерживать высокотемпературное воздействие и начинает крошиться.
В результате, продукция месторождения «В» содержит много механических примесей, имеет большую вязкость и плотность, с трудом разгазируется, склонна к пенооборазованию и образует устойчивые водо нефтяные эмульсии, не говоря уже о существенной обводнённости с первого дня работы.
Согласно проведённых ВНИИПИНефтью исследований для того чтобы из такой продукции получать конкурентно способную товарную нефть не ниже первой группы качества уже в системе сбора необходимо не только разгазировать продукцию и отделять механические примеси, но и сбрасывать максимально возможное количество воды.
Но, согласно условия, на месторождении «В» планируется организация только разгазирования продукции.
Учитывая вышеизложенное обустроим месторождение глубокой одноступенчатой сепарацией с остаточным дегазированием в сепараторе – отстойнике и буферной ёмкости практически до атмосферного давления.
Разумеется, после одноступенчатой сепарации продукцию подогреем паром в теплообменнике примерно до 65 0С и введём деэмульгатор.
Для гарантии полного разгазирования из буферной ёмкости остаточный газ будем принудительно отсасывать эжектором, запитав его газом глубокого разгазирования.
Очевидно, обойтись в этом случае без ДНСи ДКСне удастся.
Так же для подобной продукции придётся отказаться от АГЗУтипа «Спутник», а замер дебита осуществлять в специальном замерном трёхфазном сепараторе, снабженным современными расходомерами, установленными на каждой фазе.
Продукция скважин будет периодически направляться на замер с помощью трёхходовых кранов, управляемых блоком местной автоматики.
Не смотря на то, что продукция месторождений «А» и «В» совместима, сбрасывать последнюю в уже существующий коллектор нецелесообразно, так как они резко отличаются по обводнённости.
Поэтому придётся от месторождения «В» проложить отдельный коллектор до ЦПС, подавая разгазированную продукцию прямо в сырьевые резервуары УКПН.
Отделённую воду придётся утилизировать на месте, закачивая в поглощающие скважины, так как в условии ничего не говорится о необходимости создания системы ППД на месторождении «В», ибо, очевидно, полагается, что закачиваемой горячей воды будет вполне достаточно для этих целей.
2. Продукция месторождения «С» аналогична продукции месторождения «В», со всеми вытекающими от сюда особенностями и проблемами.
Но, согласно условия, на месторождении «С» планируется организация не только разгазирования продукции, но сброса воды с предварительным мощным подогревом в печи.
Это не только позволяет предусмотреть «осветление» отделённой воды, т.е. отделение существенного количества механических примесей, но и претворить в жизнь целый ряд энергосберегающих технологий, ибо сильный нагрев всей продукции месторождения – крайне затратный способ, ведущий к перегрузке печи.
Это прежде всего использования тепла дымовых газов для подогрева продукции и организация горячей циркуляции части отделенной воды, для более легкого разрушения водо нефтяной эмульсии.
Разумеется подача деэмульгатора и современная теплоизоляция также широко применяется.
Отделённую воду придётся утилизировать на месте, закачивая в поглощающие скважины, так как в условии ничего не говорится о необходимости создания системы ППД на месторождении «С», ибо, очевидно, полагается, что закачиваемого пара будет вполне достаточно для этих целей.
Разгазированная и предварительно обезвоженная продукция будет сбрасываться в коллектор от месторождения «А», разумеется с помощью ДНС, так как они совместимы, имеют близкую обводненность, да и пропускная способность коллектора вполне позволяет это сделать.
Ещё более целесообразно подавать её прямо на УПНв сырьевые РВС для обезвоженной нефти, так как она, в отличии от продукции месторождения «А», разгазирована полностью; хотя это, конечно, существенно дороже, ибо придётся прокладывать более длинный коллектор с месторождения.
3. Продукция месторождения «D» аналогична продукции месторождений «В» и «С», со всеми вытекающими от сюда особенностями и проблемами.
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 239; | Поделиться с друзьями:
|
Мы поможем в написании ваших работ!
