Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
С 3 - В НГДУ «Х...нефть» предполагается ввести в эксплуатацию новые нефтяные месторождения «А» и «Б», расположенные в 60 и 10 км. от ЦПС соответственно. В течении первых 10 лет закладывается фонтанный способ добычи продукции в количестве не более 150 и 30 тыс.т/год соответственно. 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.). 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 млн.м3/год (н.у.) соответственно. Давление на первой ступени сепарации поддерживается на уровне 6 атм, на второй ступени сепарации 4 атм и на третьей ступени - 1,1 атм. Продукция месторождения «А» и «Б» совместима с продукцией других месторождений, поступающих на ЦПС и также подготавливаемых на УКПН и УКПГ.
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.
В НГДУ «Х…нефть» предполагается ввести в эксплуатацию нефтяное месторождение «А», расположенное в 10 км от ЦПС. В течение первых 10 лет закладывается фонтанный способ добычи продукции в количестве не более 180 тыс. тонн в год. Давление на устье скважин не будет превышать10 атм., при плотности нефти в газонасыщенном состоянии не менее 850 кг/м3 и вязкости не менее 20 мПа·с при температуре продукции не выше 30 °С. Безводность добываемой продукции гарантируется в течение 15 лет. Газонасыщенность добываемой продукции не превышает 50 м3/т. После 10 летней эксплуатации ожидается понижение устьевого давления до 7,2 атм. Подготовка нефти и газа до требований нормативных документов после трёх ступенчатого 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. тонн в год и 9 млн. м3 в год (н.у) соответственно. Давление на первой ступени сепарации поддерживается на уровне 6 атм., на второй ступени – 4 атм. И на третей – 1,1 атм. Продукция месторождения совместима с продукцией других месторождений, поступающих на ЦПС и также подготавливаемых на УКПН и УКПГ. Потребителем газа является ГПЗ, расположенный за 400 км от ЦПС. УКПГ совмещена с ГСМГ и выполнена в одну технологическую нитку. Потребителем нефти является НПЗ, расположенный за 800 км от ЦПС. УКПН совмещена с ГСМН. Все внутрипромысловые коммуникации планируется выполнить из новых стальных труб с внутренним диаметром 300 мм, подвергнутых гидравлическому испытанию при 85 атм. Геодезические отметки ЦПС на 10 м превышают геодезические отметки месторождения.
Предложите систему сбора для данного месторождения, способную выполнить свои функции в течение первых десяти лет, если потери напора (давления) при транспорте попутного газа составляют 5% от соответствующих потерь газонасыщенной нефти, а на ЦПС имеется только один компрессор, развивающий давление до 6 атм. Производительностью до 9 млн. м3/год.
РЕШЕНИЕ.
Все эксплуатационные скважины выкидными линиями связываются с соответствующими АГЗУ типа «Спутник». После замера дебита каждой скважины по нефти и газу продукция поступает в сборный коллектор. Дальше возможны варианты.
Ι вариант.
Вся продукция под собственным давлением по сборному коллектору, выполненному в одну нить, поступает на ЦПС, где после многоступенчатого разгазирования направляется для подготовки на УКПН и УКПГ соответственно (основной вариант технологической схемы сбора).
Проверим возможность подобного решения.
Сделаем допущение, что исходная смесь находится в сборном коллекторе в однофазном (жидком) газонасыщенном состоянии и определим потери давления на трение на всём протяжении сборного коллектора, пренебрегая соответствующими потерями на всех местных сопротивлениях.
Для этого воспользуемся уравнением Дарси - Вейсбаха.
Сразу воспользоваться данной формулой невозможно так как в неё входит ряд пока нам неизвестных величин: λ и Vcр.
Для нахождения Vcр. воспользуемся формулой:
Сразу воспользоваться данной формулой также невозможно, так как в неё входит пока неизвестная нам величина Q.
Для нахождения Q воспользуемся формулой:
Переведём значение G в систему СИ.
тогда
где 0,3 – значение внутреннего диаметра трубопровода приведённое к системе СИ.
Для определения коэффициента гидравлического сопротивления λ предварительно необходимо определить число Re, для чего воспользуемся формулой:
где 0,02 Па·с – это значение динамической вязкости, взятое из условия и приведённое к системе СИ.
Так как Re<2320 то имеем дело с ламинарным режимом течения, а это значит, что λ необходимо искать по формуле:
Тогда
Где 10000 – это длина сборного коллектора, приведённая к системе СИ.
Таким образом, потери давления на трение в сумме с необходимым конечным давлением (6 атм.) намного меньше устьевого давления даже в конце десятилетнего срока эксплуатации месторождения. Пренебрежение потерями на местных сопротивлениях и допущение о гомогенности потока могут увеличить потери не более чем на 20% (0,18 атм.), что опять меньше устьевого давления.
ЗНАЧИТ ВЫБРАННЫЙ ВАРИАНТ СИСТЕМЫ СБОРА ПОДХОДИТ.
Перейдём к рассмотрению схемы ЦПС. Раз схема УКПГ выполнена в одну нитку, то безкомпрессорным методом на неё поступает максимальное количество газа, то есть это газ первой ступени сепарации. Раз имеется только один компрессор, развивающий давление до 6 атм., то его выгодно задействовать на поджатие газа количество которого максимально после газа первой ступени сепарации – это газ второй ступени. Газ третей ступени поджимать нечем (эжектирование не даст необходимого давления в 6 атм.), поэтому приходиться использовать его на местные нужды, а избыток сжигать на факеле благо его количество минимально. Таким образом, схема сбора может быть изображена следующим рисунком.
С 3 - В НГДУ «Х...нефть» предполагается ввести в эксплуатацию новые нефтяные месторождения «А», «Б» и «С», расположенные в 10, 5 и 2 км. от ЦПС соответственно. В течении первых 10 лет закладывается фонтанный способ добычи продукции в количестве не более 120, 40 и 20 тыс.т/год. 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.). После 10-летней эксплуатации ожидается понижение устьевого давления до7,2 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 млн.м3/год (н.у.) соответственно. Давление на первой ступени сепарации поддерживается на уровне 6 атм, на второй ступени сепарации 4 атм и на третьей ступени - 1,1 атм. Продукция месторождения «А», «Б» и «С» совместима с продукцией других месторождений, поступающих на ЦПС и также подготавливаемых на УКПН и УКПГ.
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.
С 3 - В НГДУ «Х...нефть» предполагается ввести в эксплуатацию новые нефтяные месторождения «А» и «Б», расположенные в 10 км. от ЦПС. В течении первых 10 лет закладывается фонтанный способ добычи продукции в количестве не более 180 и 250 тыс.т/год. 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.). 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 млн.м3/год (н.у.) соответственно. Давление на первой ступени сепарации поддерживается на уровне 6 атм, на второй ступени сепарации 4 атм и на третьей ступени - 1,1 атм. Продукция месторождения «А» и «Б»совместима с продукцией других месторождений, поступающих на ЦПС и также подготавливаемых на УКПН и УКПГ.
Все внутрипромысловые коммуникации планируется выполнить из новых стальных трубопроводов с внутренним диаметром 300 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.
В НГДУ «Х…нефть» предполагается ввести в эксплуатацию нефтяное месторождение «А», расположенное в 10 км. от ЦПС. В течении первых 10 лет закладывается фонтанный способ добычи продукции в количестве не более180 тыс. т/год. 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 300С. Безводность добываемой продукции гарантируется в течении 15 лет. Газонасыщенность добываемой продукции не превышает 50 м3/т (н.у.). После 10-летней эксплуатации ожидается понижение устьевого давления до 7,2 атм. Подготовка нефти и газа до требований нормативных документов после трехступенчатого
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 млн.м3/год (н.у.) соответственно. Давление на первой ступени сепарации поддерживается на уровне 6 атм, на второй ступени сепарации 4 атм и на третьей ступени – 1,1 атм. Продукция месторождения «А»
совместима с продукцией других месторождений, поступающих на ЦПС и также подготавливаемых на УКПН и УКПГ.
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.
Решение
Все эксплуатационные скважины выкидными линиями связываются с соответствующими АГЗУ “Спутник”. После замера дебита каждой скважины по нефти и газу продукция поступает в сборный коллектор, а дальше возможны варианты:
1. Вся продукция под собственным давлением по сборному коллектору, выполненному в одну линию поступает на ЦПС, где после многоступенчатого разгазирования направляется для подготовки на УКПН и УКПГ соответственно (основной вариант технологической схемы сбора).
Проверка возможность подобного решения:
Сделаем допущение, что исходная смесь находится в сборном коллекторе в однофазном (жидком) газонасыщенном состоянии и определим потери давления на трение на всем протяжении сборного коллектора, пренебрегая соответствующими потерями на всех местных сопротивлениях.
Для этого воспользуемся уравнением Дарси-Вейсбаха:
Сразу воспользоваться данной формулой не представляется возможным, т.к. в нее входит ряд пока или неизвестных величин и .
Для нахождения Q и vср воспользуемся формулами:
Переведем величину G, данное в условии, в систему СИ:
Для определения коэффициента гидравлического сопротивления предварительно необходимо найти число Рейнольдса, для чего воспользуемся формулой:
где 0,02 Па с – это значение динамической вязкости, взятое из условия и переведенное в систему СИ.
Так как полученное значение критерия Re меньше 2320, у нас ламинарный режим течения. Тогда определим по формуле:
Наконец
Где 10000- длина сборного коллектора, взятая из условия и переведенная в систему СИ.
Таким образом, потеря давления на трение в сумме с необходимым конечным давлением (4 атм) намного меньше устьевого давления даже в конце 10-летнего срока эксплуатации месторождения. Пренебрежение потерями на местных сопротивлениях и допущение о гомогенности потока могут увеличить потери не более чем на 20% (0,18 атм), что опять меньше устьевого давления.
Значит, выбранный вариант системы сбора подходит.
Новое ситуационное задание № 4
С 3 - В НГДУ «Х...нефть» предполагается ввести в эксплуатацию нефтяное месторождение «А», расположенное в 10 км. от ЦПС. В течении первых 10 лет закладывается фонтанный способ добычи продукции в количестве не более 180 тыс.т/год. 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 млн.м3/год (н.у.) соответственно. Давление на первой ступени сепарации поддерживается на уровне 6 атм, на второй ступени сепарации 4 атм и на третьей ступени - 1,1 атм. Продукция месторождения «А» совместима с продукцией других месторождений, поступающих на ЦПС 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 300 мм., подвергнутых гидравлическому испытанию при 85 атм. Геодезические отметки ЦПС на 10 м превышают геодезические отметки месторождения.
Предложите систему сбора для данного месторождения и схему обустройства ЦПС, 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 на ЦПС имеется только один компрессор, развивающий давление до 6 атм. производительностью до 9 млн.м3/год
В НГДУ «Х…нефть» предполагается ввести в эксплуатацию нефтяное месторождение «А», расположенное в 10 км. от ЦПС. В течении первых 10 лет
закладывается фонтанный способ добычи продукции в количестве не более180 тыс.т/год. 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 300С. Безводность добываемой продукции гарантируется в течении 15 лет. Газонасыщенность добываемой продукции не превышает 50 м3/т (н.у.). После 10-летней эксплуатации ожидается понижение устьевого давления до 7,2 атм Подготовка нефти и газа до требований нормативных документов после трехступенчатого 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 млн.м3/год (н.у.) соответственно. Давление на первой ступени сепарации поддерживается на уровне 6 атм, на второй ступени сепарации 4 атм и на третьей ступени – 1,1 атм. Продукция месторождения «А» совместима с продукцией других месторождений, поступающих на ЦПС и также подготавливаемых на УКПН и УКПГ. Потребителем газа является ГПЗ, расположенный за 400 км от ЦПС. УКПГ совмещена с ГСМГ и выполнена в одну технологическую нитку. Потребителем нефти является НПЗ, расположенный за 800 км от ЦПС. УКПН совмещена с ГСМ
Все внутрипромысловые коммуникации планируется выполнить из новых стальных. трубопроводов с внутренним диаметром 300 мм., подвергнутых гидравлическому испытанию при 85 атм. Геодезические отметки ЦПС на 10 м превышают геодезические отметки месторождения. Предложите систему сбора для данного месторождения и схему обустройства ЦПС, 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 на ЦПС имеется только один компрессор, развивающий давление до 6 атм. производительностью до 9 млн. м3/год.
Решение:
Все эксплуатационные скважины выкидными линиями связываются с соответствующими АГЗУ типа «Спутник». После замера дебита каждой скважины по нефти и газу продукция поступает в сборный коллектор, а вот дальше возможны варианты:
1. Вся продукция под собственным давлением по сборному коллектору, выполненному в одну нитку, поступает на ЦПС, где после многоступенчатого разгазирования направляется для подготовки на УКПН и УКПГ, соответственно (основной вариант схемы сбора).
Проверим возможность подобного решения:
Сделаем допущение, что исходная смесь находится в сборном коллекторе в однофазном (жидком) газонасыщенном состоянии и определим потери давления на трение на всем протяжении сборного коллектора, пренебрегая соответствующими потерями на всех местных сопротивлениях.
Для этого воспользуемся уравнением Дарси-Вейсбаха:
Сразу воспользоваться данной формулой не представляется возможным, т.к. в нее входит ряд пока нам неизвестных величин: λ и Vср.
Для нахождения Vср воспользуемся формулой:
Сразу воспользоваться данной формулой также невозможно, т.к. в нее входит пока нам неизвестная величина Q.
Для нахождения Q воспользуемся формулой:
Переведем значение G, данное в условии (180 тыс.т/год) в систему СИ
,
где 0,3 м – значение внутреннего диаметра трубопровода, взятое из условия и переведенное в систему СИ.
Для определения коэффициента гидравлического сопротивления λ предварительно необходимо определить число Рейнольдса, для чего воспользуемся формулой
,
где 0,02 Па·с – это значение динамической вязкости, взятое из условия и переведенное в систему СИ.
Т.к. полученное значение критерия Re < 2320, то у нас ламинарный режим течения.
Тогда λ определим по формуле:
Наконец:
где 10000 – длина сборного коллектора, взятая из условия и приведенная в систему СИ
Таким образом, потери давления на трение в сумме с необходимым конечным давлением (4атм.) намного меньше устевого давления даже в конце 10-летнего срока эксплуатации месторождения. Пренебрежения потерями на местных сопротивлениях и допущение о гомогенности потока могут увеличить потери на трение не более чем на 20 % (0,18 атм.), что опять меньше устьевого давления.
ЗНАЧИТ – ВЫБРАННЫЙ ВАРИАНТ СИСТЕМЫ СБОРА ПОДХОДИТ.
Перейдем к рассмотрению схемы ЦПС. Раз схема УКПГ выполнена в нитку, то бескомпрессорным методом на нее поступает максимальное количество газа, т.е. это газ первой ступени сепарации. Раз имеется только один компрессор, развивающий давление до 6 атм., то его выгодно задействовать на поджатие газа, количество которого максимально после газа первой ступени сепарации – это газ второй ступени. Газ третьей ступени поджимать нечем (эжектирование не дает необходимого давления в 6 атм.), поэтому его приходится использовать на местные нужды, а избыток сжигать в факеле, благо его количество минимально.
Таким образом, схема сбора может быть изображена следующим рисунком:
Новое ситуационное задание № 5
С 3 - В НГДУ «Х....Нефть» в течении 35 лет эксплуатируется нефтяное месторождение «А», разрабатываемое с ППД механизированным способом 150-ю эксплуатационными скважинами, оборудованными ШГН и дающими не более 342 тыс.т жидкости/год. Обводнённость продукции достигла 90 % об. Давление на устье скважин не превышает 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. Газонасыщенность добываемой продукции не превышает 50 м3/т нефти (н.у.). В течении ближайших 10 лет гарантируется сохранение достигнутого уровня добычи нефти при незначительном увеличении уровня обводнённости.
Продукция месторождения «А» под собственным давлением поступает на ДНС месторождения «В», расположенного в 3 км. от месторождения «А». На промплощадке ДНС расположена первая ступень сепарации, работающая под давлением 6 атм. На ДНС происходит смешение продукции месторождения «А» с не менее обводнённой продукцией месторождения «В», также разрабатываемого с ППД. Объём добычи, плотность и вязкость нефти, а также величина газонасыщенности на этом месторождении аналогичны месторождению «А».Продукция месторождения «А» несовместима с продукцией месторождения «В». Смесь жидкостей откачивается на ЦПС, расположенный в 60 км. от ДНС, где попадает на первую технологическую линию УКПН-1. Вторая технологическая линия не меньшей пропускной способности УКПН-1 простаивает. Подготовленная смесь нефтей откачивается потребителю. Отделённая вода сбрасывается на УКПВ и после подготовки по водоводам низкого давления откачивается на КНС месторождения «А», где и используется для целей ППД, с закачкой избытка воды в поглощающие горизонты. Заводнение месторождения «В» осуществляется пресной речной водой (после соответствующей подготовки), совместимой с пластовой водой как месторождения «А», так и месторождения «В». Газ первой ступени сепарации с площадки ДНС месторождения «В» с помощью КС откачивается на УКПГ, также расположенную на ЦПС и после соответствующей подготовки направляется потребителю.
Плотность и вязкость нефти измерялись после ДНС, а газонасыщенность до ДНС.
В связи с возросшей обводнённостью продукции месторождений «А» и «В» ДНС перестала справляться с нагрузкой, себестоимость товарной нефти и газа превысила разумные пределы, а качество товарной нефти не поднимается выше 3-ей группы.
Предложите проект реконструкции системы сбора на месторождениях «А» и «В» и проект реконструкции сооружений на ЦПС с целью исправления сложившейся ситуации, если все внутрипромысловые коммуникации выполнены из старых стальных трубопроводов с внутренним диаметром 300 мм., подвергнутых гидравлическому испытанию при 85 атм., а новые коммуникации могут быть изготовлены только из аналогичных, но новых труб. Геодезические отметки ЦПС на 10 м превышают геодезические отметки месторождений. Потери напора (давления) при транспорте попутного газа составляют 5 % от соответствующих потерь при транспорте газонасыщенной нефти.
B НГДУ «X...нефть» в течении 35 лет эксплуатируется нефтяное месторождение «А», разрабатываемое с ППД механизированным способом 150-ю эксплуатационными скважинами, оборудованными ШГН и дающими не более 342 тыс. т жидкости/год. Обводненность продукции достигла 90 % об. Давление на устье скважин не превышает 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 30°С. Газонасыщенность добываемой продукции не превышает 50м3/т нефти (н.у.). В течении ближайших 10 лет гарантируется сохранение достигнутого уровня добычи нефти при незначительном увеличении уровня обводненности.
Продукция месторождения «А» под собственным давлением поступает на ДНС месторождения «В», расположенного в 3 км. от месторождения «А». На промплощадке ДНС расположена первая ступень сепарации, работающая под давлением 6 атм. На ДНС происходит смешение продукции месторождения «А» с не менее обводненной продукцией месторождения «В» также разрабатываемого с ППД. Объем добычи, плотность и вязкость нефти, а также величина газонасыщенности на этом месторождении аналогичны месторождению «А». Смесь несовместимых жидкостей откачивается на ЦПС, расположенный в 60 км. от ДНС, где попадает на первую технологическую линию УКПН-1. Подготовленная смесь нефтей откачивается потребителю. Отделенная вода сбрасывается на УКПВ и после подготовки по водоводам низкого давления откачивается на КНС месторождения «А» где и используется для целей ППД, с закачкой избытка воды в поглощающие горизонты. Заводнение месторождения «В» осуществляется пресной речной водой (после соответствующей подготовки), совместимой с пластовой водой как месторождения «А», так и месторождения «В». Газ первой ступени сепарации с площадки ДНС месторождения «В» с помощью КС откачивается на УКПГ, также расположенную на ЦПС и после соответствующей подготовки направляется потребителю.
Плотность и вязкость нефти измерялись после ДНС, а газонасыщенность до ДНС.
В связи с возросшей обводненностью продукции месторождений «А» и «В» ДНС перестала справляться с нагрузкой, себестоимость товарной нефти и газа превысила разумные пределы, а качество товарной нефти не поднимается выше 3-ей группы.
Предложите проект реконструкции системы сбора на месторождениях «А» и «В» и проект реконструкции сооружений на ЦПС с целью исправления сложившейся ситуации, если все внутрипромысловые коммуникации выполнены из старых стальных трубопроводов с внутренним диаметром 300 мм., подвергнутых гидравлическому испытанию при 85 атм., а новые коммуникации могут быть изготовлены только из аналогичных, но новых труб. Геодезические отметки ЦПС на 10м превышают геодезические отметки месторождений. Потери напора (давления) при транспорте попутного газа составляют 5 % от соответствующих потерь при транспорте газонасыщенной нефти.
Решение
Основные недостатки имеющейся схемы сбора:
Допускается смешение химически несовместимой продукции месторождений;
Допускаются нерациональные затраты на дальний транспорт (60км) большого количества коррозионно-активной и агрессивной сточной воды (90%) с последующим возвратом ее на месторождение «А» (вновь за 60км);
Использование пресной воды для заводнения месторождения «В», в то время, как его собственная сточная вода (в смеси с водой месторождения «А») закачивается в поглощающие пласты.
Принудительный транспорт нефти и газа на ЦПС с помощью КС и ДНС.
Имеющаяся схема сбора изображена на следующем рисунке:
Реконструкция сводится к следующему:
Прекратим подавать продукцию месторождения «А» на ДНС месторождения «В», в результате нагрузка на ДНС сменится вдвое, что позволит организовать на ДНС предварительный сброс пластовых вод, непокидающая сепаратор С – 1 и трехфазный аппарат. Отделенная вода будет сразу подаваться на КНС, что позволит примерно на порядок сократить потребление пресной воды. В результате нагрузка на ДНС уменьшится еще на порядок.
Проверим нельзя ли в этих новых условиях будет отказаться от ДНС и КС
Для этого, определим потери давления на трение ДНС – УКПН-1 , распространяя эти условия на весь трубопровод и пренебрегая потерями на местных сопротивлениях. Подробный расчет имеет большой запас «прочности».
Для этого, воспользуемся уравнением Дарси-Вейсбаха:
Сразу воспользоваться данной формулой не возможно, т.к. в нее входят неизвестные нам коэффициенты λ и Vср:
Для нахождения Vср воспользуемся формулой:
Сразу воспользоваться данной формулой также не возможно, т.к. в нее входит неизвестная нам величина Q. Для нахождения Q воспользуемся формулой:
Переведем значение G, данное в условии (180тыс.т/год), в систему СИ:
Тогда
где 0,3м – значение внутреннего диаметра трубопровода, взятое из условия и переведенное в систему СИ.
Для определения коэффициента гидравлического сопротивления λ необходимо предварительно определить число Рейнольдса, для чего воспользуемся формулой:
где: 0,02 это значение динамической вязкости, взятое при из условия и переведенное в систему СИ.
Т.к. полученное значение Re<2320 у нас ламинарный режим течения, а это значит, что λ находится по следующей формуле:
Тогда
Таким образом ДНС и КС становится не нужными.
Перейдем к рассмотрению месторождения «А». Поскольку объем добываемой на ней продукции и качество идентично, то и оборудуем его аналогично.
От поглощающих скважин можно будет отказаться. На ЦПС придется построить вторую техническую линию УКПН, УКПГ, УКПВ. Объем сточной воды перекачиваемой ЦПС на соответствующее месторождение ничтожен по сравнению с ранее имеющимся.
Схема после реконструкции будет выглядеть следующим образом:
С 3 - В НГДУ «Х.....Нефть» планируется ввести в эксплуатацию новые нефтяные месторождения «А» и «Б» с высоковязкой и высокозастывающей нефтью, расположенные в 100 и 2 км. от ЦПС соответственно. Разрабатывать месторождения предполагается 62 -я и 23 –я механизированными скважинами соответственно с закачкой в продуктивный пласт горячей воды.
Объём добываемой нефти будет поддерживаться на уровне 300 и 50 м3/ч соответственно с устьевым давлением порядка 4 атм. при температуре не более 550С и вязкости целевой продукции до 25 м2/ч при 100С. Добываемая продукция представляет собой водонефтяную эмульсию типа В/Н с содержанием дисперсной фазы от 48 до 50 % мас. с первого дня эксплуатации при концентрации механических примесей с эквивалентным 200 мкм на уровне 1 % мас. Температура застывания нефти 30С, а газовый фактор не превышает 20 м3/м3 нефти при н.у.; причём, попутный газ на 98 % об. состоит из углеводородов от С1 до С4 с теплотой сгорания порядка 10000 ккал/кг. Сероводород и другие агрессивные компоненты в попутном газе отсутствуют.
Месторождения планируется связать с ЦПС, где сооружаются УКПН и УКПГ необходимой мощности, трубопроводами с наружным 426 мм и толщиной стенки 9 мм, способным выдержать давление в 60 атм. Все трубопроводы будут проложены подземно на глубине 2 м со среднегодовой температурой окружающей среды +50С и теплопроводностью грунта 5 Вт/м . 0С Предложите систему сбора для месторождения «А» и «Б» если коэффициент крутизны вискограммы для отсепарированной нефти 0,008 1/0С, при её плотности 935 кг/м3; коэффициент объёмного расширения нефти 0,000657 1/ 0 С, теплоёмкость нефти 2000 Дж/кг. 0С, а теплопроводность нефти и стали 12,5 и 50 Вт/м 0С соответственно. Объём закачиваемой воды не превышает объём добываемой нефти. Потери напора (давления) при транспорте попутного газа составляют 5 % от соответствующих потерь при транспорте разгазированной нефти. Испарение лёгких фракций нефти при максимальном давлении в трубопроводе, идущем на ЦПС, начинается со 1050С.
( нет в примере решения задачи выделенного раздела и пример с одним месторождением)
В НГДУ «Х…нефть» планируется ввести в эксплуатацию месторождение «А» с высоковязкой и высокозастывающей нефтью, расположенное в 100 км от ЦПС. Разрабатывать месторождение предполагается 62-я механизированными скважинами с закачкой в продуктивный пласт горячей воды.
Объем добываемой нефти будет поддерживаться на уровне 300м3/ч с устьевым давлением порядка 4 атм при температуре не более 55оС и вязкости целевой продукции до 25 м2/ч при 10оС. Добываемая продукция представляет собой водонефтяную эмульсию типа В/Н с содержанием дисперсной фазы от 48-50% масс с первого дня эксплуатации при концентрации мех. примесей с эквивалентным Ø>200 мкм на уровне 1%мас. Температура застывания нефти 3оС, а газовый фактор не превышает 20 м3/м3 нефти при н.у.; причем, попутный газ на 98%об. состоит из УВ от С1 до С4 с теплотой сгорания порядка 10000 ккал/кг. Сероводород и др. агрессивные компоненты в попутном газе отсутствуют.
Предложите систему сбора для месторождения «А» если коэффициент крутизны гистограммы для отсепарированной нефти 0,008 1/оС, при ее плотности 935 кг/м3, коэффициент объемного расширения нефти 0,000657 1/оС, теплоемкость нефти 2000 Дж/кгоС, а теплопроводность нефти и стали 12,5 и 50 Вт/моС соответственно. Объем закачиваемой воды не превышает объем добываемой нефти. Потери напора при транспорте попутного газа составляют 5% от соответствующих потерь при транспорте разгазированной нефти. Испарение легких фракций нефти при максимальном давлении в трубопроводе, идущем на ЦПС, начинается с 105оС.
РЕШЕНИЕ.
Основные проблемы для таких месторождений сводятся к следующему:
Продукция обводнена с первого дня;
Эмульсия стойкая и легко стареет;
Вязкость продукции очень высокая;
Нефть легко застывает;
Собственное давление незначительно.
Вывод: принудительный транспорт всей этой продукции (даже с нагревом) на ЦПС при значительных расстояниях крайне не выгодное дело.
Значит, прямо на месторождении надо так преобразовать продукцию, чтобы доставить ее до ЦПС с минимальным количеством промежуточных насосных станций и промежуточных подогревов.
Для этого, прежде всего теплоизолируем все подземные трубопроводы пенополиуретановым покрытием с наружным слоем из ПХВ. Затем теплоизолируем все необходимые аппараты торкретбетоном. После этого отделим от продукции воду и попутный газ, который в основном уже образовал самостоятельную фазу. Отделение воды сразу понизит в несколько раз вязкость продукции, а отделение свободного газа обезопасит транспорт нефти на ЦПС от появления газовых пробок и обеспечит топливом месторождение. Правда одна часть газа растворяясь в нефти на ЦПС понизила бы вязкость смеси, но метан, растворяясь лишь частично при давлениях транспортирования привел бы к появлению двухфазной смеси, а это повысило бы вязкость.
При этом оптимальное расположение соответствующих аппаратов следующее:
Продукция подогревается в теплообменнике дымовыми газами до 80-85оС и проходит отстойник О-1 и сепаратор С-1, где освобождается от 90-95% имеющейся воды и практически всего попутного газа (давление в сепараторе чуть больше атмосферного). Именно 2 аппарата гарантируют такое отделение воды. Отстойник стоит первым т.к. часть газа, будучи растворенной, понижает вязкость дисперсной среды. Для облегчения отстоя на каждом ГЗУ дозируется деэмульгатор.
Оставшаяся нефть подогревается в печи П-1 до 100оС и с помощью ДНС (60атм) подается на ЦПС. При этом в нее добавляется депрессатор, который еще понижает вязкость нефти, а главное снижает температуру застывания нефти на 25оС.
Отделившаяся вода легко отделяется от крупных механических примесей в гидроциклоне, подогревается в печи и идет на закачку.
Отделившийся газ частично используется в качестве топлива, а частично с помощью КС откачивается на ЦПС.
Все вышеперечисленное изображено на следующем рисунке:
Осталось только проверить – нужны ли промежуточные ДНС и КС.
Допустим что нефть остынет до температуры грунта (но не застынет). Определим потери давления на трение распространяя эти условия на весь трубопровод и пренебрегая потерями на местных сопротивлениях. Подобный расчет имеет большой запас «прочности».
Для этого воспользуемся уравнением Дарси-Вейсбаха:
Сразу воспользоваться данной формулой не представляется возможным, т.к. в нее входит ряд пока нам неизвестных величин: и
Для нахождения воспользуемся формулой:
Для определения коэффициента гидравлического сопротивления предварительно необходимо определить число Рейнольдса, для чего воспользуемся формулой:
где 0,0069 м2/с это значение кинематической вязкости, взятое при 10оС и переведенное в систему СИ.
Т.к. полученное значение критерия Re<2320 у нас ламинарный режим течения, а это означает, что необходимо находить по формуле:
тогда
Итак: дополнительных ДНС не говоря уже о КС не потребуется.
С 3 - В НГДУ «Х.....Нефть» в разработке находятся три рядом расположенных месторождения «А», «В» и «С», эксплуатируемые механизированным способом. Продукция, добываемая из пластов девона и содержащая до 8 % воды, в количестве до 1 млн.т./год под собственным давлением поступает на ЦПС где проходит три ступени сепарации и подготовку на УКПН. Отделённая вода после подготовки на УКПВ, также расположенной на ЦПС, откачивается на КНС, находящуюся вблизи месторождений; а затем, после смешения с необходимым количеством пресной воды, используется для целей ППД на всех трёх месторождениях. Попутный газ, согласно заключённого договора, без всякой подготовки направляется на находящийся в непосредственной близости от ЦПС ГПЗ. Подготовленная не ниже второй группы нефть поступает на ГСМН. Всё оборудование на ЦПС, ГПЗ и ГСМН недогружено по производительности до 40 %.
Согласно принятого решения планируется на месторождениях «А» , «В» и «С» ввести в эксплуатацию отдельной сеткой скважин продуктивные пласты карбона с целью увеличения объёма добычи на 25 %. На месторождении «А» в течение ближайших 10 лет добычу практически безводной продукции, содержащей до 10 % об.(н.у.) сероводорода планируется осуществлять фонтанным способом без ППД с давлением на устье скважин не менее 40 атм. На месторождении «В» и «С» при аналогичном способе добычи, но с ППД, обводнённость продукции составит не менее 30 % мас. при содержании сероводорода до 15 % об. (н.у.) и давлении на устье скважин до 35 атм.
Предложите реконструкцию системы сбора и подготовки в НГДУ, если расстояние от этих месторождений до ЦПС не превышает 10 км. Транспортировать добываемую продукцию карбона планируется по новому стальному трубопроводу с внутренним диаметром 300 мм, способным выдержать давление в 60 атм. Вязкость нефти в газонасыщенном состоянии ожидается порядка 20 мПа.с, плотность около 875 кг/м3, а объём добычи на этих месторождениях примерно одинаков. Газовый фактор достигает 25 м3/м3 (ст.усл.), а пресная вода совместима как с водами девона, так и карбона.
В НГДУ «Х…нефть» в разработке находятся три рядом расположенных месторождения «А», «В» и «С», эксплуатируемые механизированным способом. Продукция, добываемая из пластов девона и содержащая до 8% воды, в количестве до 1 млн.т/год под собственным давлением поступает на ЦПС где проходит три ступени сепарации и подготовку на УКПН. Отделенная вода после подготовки на УКПВ, также расположенной на ЦПС, откачивается на КНС, находящаяся в близи месторождений, а затем после смешения с необходимым количеством пресной воды, используется для целей ППД на всех трех месторождениях. Попутный газ согласно заключенного договора без всякой подготовки направляется на находящийся в непосредственной близости от ЦПС ГПЗ. Всё оборудование ЦПС, ГПЗ и ГСМН недогружено по производительности до 40%.
Согласно принятого решения планируется на месторождениях «А» и «В» ввести в эксплуатацию отдельной сеткой скважин продуктивные пласты карбона с целью увеличения объема добычи на 25%. На месторождении «А» в течение ближайших 10 лет добычу практически безводной продукции, содержащей до 10%об. (н.у.) сероводорода планируется осуществлять фонтанным способом без ППД с давлением на устье скважин не менее 40атм. На месторождении «В» при аналогичном способе добычи, но с ППД, обводненность продукции составит не менее 30%мас при содержании сероводорода до 15%об (н.у.) и давлении на устье скважин до 35атм.
Предложите реконструкцию системы сбора и подготовки в НГДУ, если расстояние от этих месторождений до ЦПС не превышает 10км. Транспортировать добываемую продукцию карбона планируется по новому стальному трубопроводу с внутренним диаметром 300мм, способных выдержать давление в 60атм. Вязкость нефти в газонасыщенном состоянии ожидается порядка 20 мПа·с, плотность около 875кг/м3, а объем добычи на этих месторождениях примерно одинаков. Газовый фактор достигает 25 м3/м3 (ст.у,), а пресная вода совместима как с водами карбона, так и девона.
Решение:
Основные направления реконструкции сводятся к следующему:
Продукция девона (нефть, газ, вода) несовместима с продукцией карбона, значит добыча, сбор и подготовка должны осуществляться по отдельным схемам.
Реконструкция схемы сбора и подготовки продукции девона не требуется.
Создание оптимальной системы сбора для продукции карбона должно сопровождаться немедленным отделением воды (остаточное содержание воды на уровне 1%мас) и безнасосным ее транспортом на ЦПС по одному трубопроводу, для чего необходим напорный отстойник с подачей деэмульгатора и ингибитора коррозии. Остальное ясно из следующей схемы:
Осталось убедиться, что 35атм хватит на без насосный транспорт продукции до ЦПС.
Сделаем допущение, что исходная смесь находится в сборном коллекторе в однофазном, сжиженном состоянии и определим потери давления на трение на всем протяжении сборного коллектора, пренебрегая соответствующими потерями на всех местных сопротивлениях.
Для этого воспользуемся уравнением Дарси-Вейсбаха:
Сразу воспользоваться данной формулой не представляется возможным, т.к. в нее входит ряд неизвестных величин: и
Для нахождения воспользуемся формулой:
Сразу воспользоваться данной формулой также невозможно, т.к. в нее входит пока нам неизвестная величина Q.
Для нахождения Q воспользуемся формулой:
Переведем значение G, данное условие (250 тыс.т./год), в систему СИ:
тогда
и
где 0,3 м – значение внутреннего диаметра трубопровода, взятое из условия и переведенное в систему СИ.
Для определения коэффициента гидравлического сопротивления предварительно необходимо определить число Рейнольдса, для чего воспользуемся формулой:
где 0,02 Па*с это значение динамической вязкости, взятое из условия и переведенное в систему СИ.
Т.к. полученное значение критерия Re<2320 у нас ламинарный режим течения
Тогда определим по формуле:
Наконец
где 10000 длина сборного коллектора, взятая из условия и переведенная в систему СИ.
Вывод: предложенная схема оптимальна и верна.
Новое ситуационное задание № 8
С 3 - В НГДУ «Х.....Нефть» в эксплуатации находятся близкорасположенные месторождения «А» и «В», совместно обустроенные по дополнительному варианту унифицированной схемы сбора, включающему УПСВ. Целевая продукция с остаточным содержанием воды не более 1 % об. откачивается на ЦПС для дальнейшей подготовки, отделённая вода закачивается в поглощающие горизонты, а попутный газ после низкотемпературной сепарации с использованием детандера с помощью КС также направляется на ЦПС для дальнейшей подготовки. Отделённый газовый бензин сжигается на факеле.
В ближайшее время в НГДУ планируется ввести в эксплуатацию ещё 2 близко расположенных месторождения «С» и «D», на которых будет добываться высоковязкая высокопарафинистая нефть с температурой застывания порядка 380С. Каждое месторождение решено обустроить по основному варианту унифицированной технологической схемы, связав их с ЦПС отдельными трубопроводами с внутренним диаметром 300 мм, способными выдержать давление до 85 атм.
Продукция месторождения «С» практически безводна и имеет плотность в газонасыщенном состоянии порядка 870 кг/м3 при вязкости около 50 мПас. Продукция месторождения «D» представляет собой водонефтяную эмульсию типа В/Н с содержанием воды порядка 60 % об. и имеет вязкость в газонасыщенном состоянии 100 мПас при плотности около 920 кг/м3.
Предложите систему сбора для всей вышеперечисленной совокупности месторождений, если их продукция совместима, добываемые объёмы нефти сопоставимы и в сумме достигают 1 млн.т/год, а подогрев нефти с новых месторождений признан экономически нецелесообразным, хотя в необходимости теплоизоляции всех коммуникаций никто не сомневается. Устьевого давления на новых месторождениях без принятия специальных мер для обустройства по выбранной схеме хватит не более, чем на год.
В примере решения задачи изменен ДУ трубопровода с 300 на 100
В НГДУ «Х…Нефть» в эксплуатации находятся близкорасположенные месторождения «А» и «В» совместно обустроенные по дополнительному варианту унифицированной схемы сбора, включающему УПСВ. Целевая продукция с остаточным содержанием воды не более 1%об, откачивается на ЦПС для дальнейшей подготовки, отделенная вода в поглощающие горизонты, а попутный газ после низко температурной сепарации с использованием детандера с помощью КС также направляется на ЦПС для дальнейшей подготовки. Отделенный газовый бензин сжигается на факеле.
В ближайшее время в НГДУ планируется ввести в эксплуатацию еще 2 близко расположенных месторождения «С» и «D» на которых будет добываться высоковязкая высокопарафинистая нефть с температурой застывания порядка 38оС. Каждое месторождение решено обустроить по основному варианту унифицированной технологической схемы, связав их с ЦПС отдельными трубопроводами с внутренним диаметром 100мм, способными выдержать давление до 85атм.
Продукция месторождения «С» практически безводна и имеет плотность в газонасыщенном состоянии порядка 870 кг/м3 при вязкости около 50 мПа·с. Продукция месторождения «D» представляет собой водонефтяную эмульсию типа В/Н с содержанием воды порядка 60%об и имеет вязкость в газонасыщенном состоянии 100 мПа·с при плотности около 920 кг/м3.
Предложите систему сбора для всей вышеперечисленной совокупности месторождений, если их продукция совместима, добываемые объемы нефти сопоставимы и в сумме достигают 1 млн.т/год, а подогрев нефти с новых месторождений признан экономически нецелесообразным, хотя в необходимости теплоизоляции всех коммуникаций никто не сомневается. Устьевого давления на новых месторождениях без принятия специальных мер для обустройства по выбранной схеме хватит не более, чем на год.
РЕШЕНИЕ
Не смотря на обилие данных произвести расчет в этом случае практически невозможно, т.к. неизвестно ни начальное давление, ни расстояние до ЦПС; поэтому решение сводится только к составлению схемы сбора. Основная идея состоит в том, что раз нагрев невозможен продукцию месторождения «С» надо принудительно прямо в трубопроводе смешивать с газовым бензином старых месторождений, а продукцию месторождения «D» необходимо принудительно смешивать со сточной водой прямо в трубопроводе для ее преобразования в прямую эмульсию. Разумеется, в обоих случаях целесообразно применение депрессаторов, а для месторождения «С» и вибровоздействия.
Решение приведено на следующей схеме:
Новое ситуационное задание № 9
С 3 - В НГДУ «Х.....Нефть» в эксплуатации находятся два месторождения «А» и « В». Месторождение «А», на котором 46-ю фонтанными скважинами разрабатываются пласты девона, обустроено по дополнительному варианту унифицированной технологической схемы без применения УПСВ, но с использованием КС и ДНС. Месторождение «В», на котором 54-я механизированными скважинами разрабатываются пласты карбона, обустроено по дополнительному варианту унифицированной технологической схемы, без применения УПСВ, но с использованием ДНС и КС.
Обводнённость продукции на обоих месторождениях не превышает 25 % об., а содержание агрессивных примесей не более 40 мг/л целевой продукции.
Подготовка нефти и газа сосредоточена на ЦПС, отстоящем от месторождений на 100 км, и осуществляется в одну технологическую линию с закачкой сточной воды (без всякой подготовки) в поглощающие скважины. Оба месторождения разрабатываются с ППД, для чего используется пресная артезианская вода. Оборудование на ЦПС не догружено по сырью порядка на 180 т.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 без ППД с объёмом годовой добычи до 150 т.т./год. Обводнённость продукции ожидается на уровне 30 % об., а содержание сероводорода составит величину порядка 2000 мг/л целевой продукции.
Эксплуатационные скважины на месторождениях планируется пробурить кустовым способом по 5 и 6 кустов соответственно (и по 10 скважин в кусте). Плотность нефти ожидается порядка 880 кг/м3, а её вязкость 25 мПас. Все коммуникации планируется выполнить из стальных трубопроводов с внутренним 200 мм, способных выдержать давление до 85 атм. Расстояние от новых месторождений до ЦПС - 12 км, а устьевые давления составят на месторождении «С» - 0,2 атм; «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 внутри промысловые коммуникации считать горизонтальными, потерями напора на местных сопротивлениях пренебречь, а потери напора (давления) при транспорте попутного газа принять равными 10 % от соответствующих потерь при транспорте газонасыщенной нефти.
В примере решения задачи (без применения УПСВ и КС, но с использованием ДНС) а условие задачи ( без применения УПСВ, но с использованием ДНС и КС.) и обводненность продукции 10%в примере а в задаче не превышает 25%
В НГДУ «Х…нефть» в эксплуатации находятся два месторождения «А» и «В». Месторождение «А» на котором 46-ю фонтанными скважинами разрабатываются пласты девона, обустроено по основному варианту унифицированной технологической схемы. Месторождение «В» на котором 54-я механизированными скважинами разрабатываются пласты карбона, обустроено по дополнительному варианту унифицированной технологической схемы, без применения УПСВ и КС, но с использованием ДНС.
Обводненность на обоих месторождениях не превышает 10%об, а содержание агрессивных примесей не более 40 мг/л целевой продукции.
Подготовка нефти и газа сосредоточена на ЦПС, отстоящем от месторождений на 100км, и осуществляется в одну технологическую линию с закачкой воды (без подготовки) в поглощающие скважины. Оба месторождения разрабатываются с ППД, для чего используется пресная артезианская вода. Оборудование на ЦПС не догружено по сырью порядка 180т.т./год. Пропускная способность имеющихся сборных коллекторов используется лишь наполовину.
В ближайшие годы в НГДУ планируется ввести в эксплуатацию еще два месторождения «С» и «Д» которые в ближайшие 10 лет планируется разрабатывать фонтанным способом без ППД с объемом годовой добычи до 150 т.т./год. Обводненность продукции ожидается на уровне 30%об., а содержание сероводорода составит величину порядка 2000мг/л целевой продукции.
Эксплуатационные скважины на месторождениях планируется пробурить кустовым способом по 5 и 6 кустов соответственно (и по 10 скважин в кусте). Плотность нефти ожидается порядка 880 кг/м3, а ее вязкость 25 мПа·с. Все коммуникации планируется выполнить из стальных трубопроводов с внутренним диаметром 200мм, способных выдержать давление до 85атм. Расстояние от новых месторождений до ЦПС 12км, а устьевые давления составят на месторождении «С» 0,2атм, «Д» 25атм.
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 внутри промысловые коммуникации считать горизонтальными, потерями напора на местных сопротивлениях пренебречь, а потери напора при транспорте попутного газа принять равным 10% от соответствующих потерь при транспорте газонасыщенной нефти.
РЕШЕНИЕ.
Итак, на имеющихся месторождениях добывается несовместимая продукция, поэтому они связаны с ЦПС разными коллекторами. Подготовка продукции осуществляется в одну технологическую линию. Это вполне допустимо, т.к. содержание сероводорода ниже международного уровня и никакой специальной подготовки нефти и газа не требуется. Недостаток: сточная вода уже вся заражена сероводородом и при смешении нефтей может образоваться осадок, удаляемый вместе с водой. Но вся вода идет в поглощение и её качество не нормируется, поэтому недостаток роли не играет.
Продукция новых месторождений явно не совместима с продукцией старых месторождений. Поэтому и собирать и подготавливать ее придется по вновь сооружаемым схемам, построенным по лучевому принципу с подключением к каждому лучу не более трёх ГЗУ. Причем месторождение «С» явно требуется дополнительный вариант с немедленной закачкой отделенной воды, а месторождению «Д» подойдет основной вариант, оба с подачей ингибитора коррозии.
Единственная реконструкция на старых месторождениях может быть сведена к использованию сточной воды для заводнения месторождения «В», но это потребует строительства соответствующей УПСВ.
На ниже приведенной схеме изображено все выше сказанное, а проверочный расчет сводится к доказательству возможности внедрения основной схемы сбора на месторождении «Д», причем для запаса расчет сделан по разгазированной нефти, которая более вязкая.
Осталось убедиться, что 25 атм. хватит на безнасосный транспорт продукции до ЦПС.
Сделаем допущение, что исходная смесь находится в сборном коллекторе в однофазном (жидком) газонасыщенном состоянии и определим потери давления на трение на всем протяжении сборного коллектора, пренебрегая соответствующими потерями на всех местных сопротивлениях.
Для этого воспользуемся уравнением Дарси-Вейсбаха:
Сразу воспользоваться данной формулой не представляется возможным, т.к. в нее входит ряд неизвестных величин: и
Для нахождения воспользуемся формулой:
Сразу воспользоваться данной формулой также невозможно, т.к. в нее входит пока нам неизвестная величина Q.
Для нахождения Q воспользуемся формулой:
Переведем значение G, данное условие (75 тыс.т./год), в систему СИ:
Тогда
и
где 0,2 м – значение внутреннего диаметра трубопровода, взятое из условия и переведенное в систему СИ.
Для определения коэффициента гидравлического сопротивления предварительно необходимо определить число Рейнольдса, для чего воспользуемся формулой:
где 0,025 Па*с это значение динамической вязкости, взятое из условия и переведенное в систему СИ.
Т.к. полученное значение критерия Re<2320 у нас ламинарный режим течения
Тогда определим по формуле:
Наконец
где 12000 длина сборного коллектора, взятая из условия и переведенная в систему СИ.
Вывод: предложенная схема оптимальна и верна.
Новое ситуационное задание № 10
С 3 - В НГДУ «Х…Нефть» в многолетней эксплуатации находится крупное (объём добычи по газу до 120 млрд м3/год) газо-конденсатное месторождение «А», разрабатываемое многочисленными индивидуальными и кустовыми скважинами на истощение. Давление на устье скважин превышает 120 атм., а содержание жидкости в потоке продукции достигает 10 г/м3 (н.у.), причём, концентрация воды сопоставима с содержанием углеводородного конденсата. Месторождение обустроено по централизованной схеме, причём, ЦГСП находится на территории месторождения, а его оборудование загружено менее чем на половину. Газовая составляющая сдаётся службам магистрального транспорта, углеводородный конденсат сжигается в факелах, вода закачивается в поглощающие скважины.
Решено ввести в строй ещё два газо-конденсатных месторождения «В» и «С». Месторождение «В» хотя и имеет запас пластовой энергии менее 70 атм., но способно в течении 10 ближайших лет при разрабатывании на истощение увеличить суммарный объём добываемой продукции НГДУ примерно на 40 %. Содержание жидкости в потоке практически безводной продукции с данного месторождения ожидается на уровне 120 г/м3 (н.у.), а его расстояние от месторождения «А» достигает 28 км.
Давление на устье скважин удалённого небольшого месторождения «С» , разрабатываемого на истощение, в течении ближайших 10 лет ожидается на уровне 10 – 15 атм., при содержании азота в газовой составляющей до 30 % об., а жидкости (практически безводной) до 200 г/м3 (н.у.). Объём добычи планируется на уровне 10 % от показателей месторождения «А».
Предложите схему реконструкции системы сбора и подготовки продукции скважин в НГДУ, если новым потенциальным потребителем будет являться ГХК и НПЗ, находящиеся на значительном расстоянии.
В НГДУ «Х…нефть» в многолетней эксплуатации находится крупное (объем добычи по газу до 120 млрд. м3/год) газо – конденсатное месторождение «А», разрабатываемое многочисленными индивидуальными и кустовыми скважинами на истощение. Давление на устье скважин превышает 120 атм., а содержание жидкости в потоке продукции достигает 10 г/м3 (н.у.), причем, концентрация воды сопоставима с содержанием углеводородного конденсата. Решено ввести в строй ещё два газо – конденсатных месторождения «В» и «С». Месторождение «В» хотя и имеет запас пластовой энергии менее 70 атм., но способно в течении 10 ближайших лет при разрабатывании на истощение увеличить суммарный объем добываемой продукции НГДУ примерно на 40 %. Содержание жидкости в потоке практически безводной продукции с данного месторождения ожидается на уровне
120 г/ м3 (н.у.), а его расстояние от месторождения «А» достигает 28 км. Давление на устье скважин удаленного небольшого месторождения «С», разрабатываемого на истощение, в течении ближайших 10 лет ожидается на уровне10-15 атм., при содержании азота в газовой составляющей до 30 % об., а жидкости(практически безводной) до 200 г/ м3 (н.у.). Предложите схему реконструкции системы сбора и подготовки продукции скважин в
НГДУ, если новым потенциальным потребителем будет являться ГХК и НПЗ, находящиеся на значительном расстоянии
решение
Месторождение «А»: Это крупное месторождение , находящееся в многолетней эксплуатации с давлением в системе сбора свыше 70 атм. и содержанием жидкости в потоке менее 20 г/м3. Значит, оно оборудовано по централизованной схеме с расположением ЦПС прямо на территории месторождения и закачкой отделенной воды в поглощающие горизонты. Поскольку потребители товарной продукции изменились на реализацию необходимо поставлять газ, ШФЛУ и нефть, а не газ, конденсат и нефть как ранее. Поэтому, реконструкция схемы на месторождении «А» сводится к строительству на ЦПС дополнительной УКПК-2, на которой конденсат будут разделять на ШФЛУ и нефть и транспортировать их отдельно.
Месторождение «В» оборудуется аналогично предыдущему, но по децентрализованной схеме, когда подготовка всей продукции осуществляется на нескольких ГСП, расположенных на территории месторождения. Откачка подготовленной продукции осуществляется соответствующими насосами и компрессорами на головные сооружения ЦПС первого месторождения.
Месторождение «С» обустраивается по альтернативной схеме, причем в качестве МГБУ выбирается установка типа 3-В , позволяющая отделить от продукции азот и стравить его в атмосферу. Метан и тяжелая часть конденсата откачиваются на первое месторождение соответственно в газовую и нефтяную линию, а этан, пропан, бутан, пентан сжиживаются, образуя ШФЛУ, также откачиваемую на первое месторождение в соответствующую линию.
Сказанное иллюстрируется следующим рисунком:
Решение ситуационного задания:
Итак, на промплощадку УКПГ поступают:
Первичный газ с промыслов
Газ ситабилизации конденсата
Бензин стабилизации конденсата
На выходе с УКПГ должны быть:
Газ для магистрального транспорта
ШФЛУ
Первичный газ не может сразу подаваться в ГСМГ, т.к. он:
Содержит больше установленных норм механических частиц
Содержит больше установленных норм тяжелых углеводородов
Содержит больше установленных норм сероводорода
Газ стабилизации конденсата тоже не может сразу подаваться на ГСМГ, т.к. он состоит в основном из пропана и бутана, а они при 60 атм сконденсируются при плюсовых температурах, что намного больше нормативных показателей для газа, предназначенного для магистрального транспорта.
Бензин стабилизации конденсата – это готовый компонент ШФЛУ.
Подготовка первичного газа:
1. Очистка от механических примесей, т.к. они способны забить и вывести из строя всю последующую аппаратуру.
2. Осушка газа, т.к. это мешает отбензиниванию и очистке от агрессивных примесей.
3. Отбензинивание газа, т.к. этот процесс требует более высокого давления, а жидкие углеводороды мешают очистке газа от агрессивных примесей.
4. Очистка газа от агрессивных примесей.
5. Одоризация газа, т.к. в нем практически нет меркаптанов.
Смешивать первичный газ с газом стабилизации конденсата нецелесообразно, т.к. последний не содержит сероводорода. Значит, его придется готовить отдельно.
1 операция. Нам необходимо оставить в газе не более 4 мг/м3 (н.у.) механических примесей. Значит, нам придется удалять все механические частицы со средним диаметром, превышающим 5 мкм и почти все частицы со средним диаметром от 1 до 5 мкм. Т.к. верхний размер не оговорен и может быть весьма значительным, выполнить эту операцию в одну стадию невозможно, т.к. каждое конкретное устройство рассчитано только на определенный диапазон частиц. Крупные частицы можно удалить отстоем в газовом сепараторе или в циклонах, эффективность последних существенно выше и для частиц со средним диаметром более 5 мкм достигает 97%. Их и выбираем (масляный фильтр, к примеру, удаляет частицы с диаметром свыше 250 мкм). Мелкие частицы лучше и дешевле всего удалять на фильтре. Выбираем зернистый фильтр, ибо он может работать долго, легко регенерируется и обеспечивает удаление 90% частиц с диаметром от 1 до 5 мкм при исходном содержании до 25 мг/м3.
2 операция. Выбираем охлаждение в детандере с принудительным поджатием обработанного газа.
3 операция. Выбираем ДГА-процесс.
4 операция. Выбираем капельный метод.
Новое ситуационное задание № 11
С 3 - В НГДУ «Х…нефть» потребителем попутного газа являются службы магистрального транспорта и коммунально-бытовые потребители. На пром. площадку УКПГ, расположенную на ЦПС, попутный газ поступает тремя потоками: газ первой ступени сепарации под давлением 8 атм.; газ второй ступени сепарации под давлением 4 атм. и газ третьей ступени сепарации под давлением 1,5 атм. Объёмный расход попутного газа 50 млн. м3/год; 10 млн.м3/год и 2 млн.м3/год (н.у.) соответственно.
Газ первой ступени сепарации имеет точку росы по воде –250С, а по углеводородам –150С и практически не содержит сероводорода и меркаптановой серы, в то время как его число Воббе колеблется в пределах от 4 до 5 МДж/м3 (ст.усл.) при объёмной доле кислорода в нём 0,5 %.
Газ второй ступени сепарации имеет точку росы по воде –220С, а по углеводородам –120С и содержит сероводород и меркаптановую серу в количествах 0,002 и 0,005 г/м3 соответственно (ст.усл.), в то время как его число Воббе колеблется в пределах от 35 до 45 МДж/м3 (ст.усл.) при объёмной доле кислорода в нём 0,5 %.
Газ третьей ступени сепарации имеет точку росы по воде –200С, а по углеводородам –100С и содержит сероводород и меркаптановую серу в количествах 0,01 и 0,02 г/м3 соответственно (ст.усл.), в то время как его число Воббе колеблется в пределах от 25 до 35 МДж/м3 (ст.усл.) при объёмной доле кислорода в нём 0,4 %.
Предложите технологическую схему УКПГ, обеспечивающую максимальный выход газа для коммунально-бытовых потребителей при минимальных затратах, если магистральный газопровод проложен в холодном климатическом районе, масса механических примесей оговорена в соглашениях с промыслами, а температура закачки газа в трубопровод устанавливается его проектом.
В НГДУ «Х…нефть» потребителем попутного газа являются службы магистрального транспорта. На пром. площадку УКПГ, расположенную на ЦПС, попутный газ поступает тремя потоками: газ первой ступени сепарации под давлением8 атм.; газ второй ступени сепарации под давлением 4 атм. и газ третьей ступени сепарации под давлением 1,5 атм. Объемный расход попутного газа 50 млн. м3/год; 10 млн. м3/год и 2 млн. м3/год (н.у.) соответственно. Газ первой ступени сепарации имеет точку росы по воде – 250С, а по углеводородам- 150С и практически не содержит сероводорода и меркаптановой серы, в то время как его низшая теплота сгорания (ст.усл.) существенно превышает 35 МДж/м3 при объемной доле кислорода в нем 0,5 %. Газ второй ступени сепарации имеет точку росы по воде – 220С, а по углеводородам- 120С и содержит сероводород и меркаптановую серу в количестве 0,002 и 0,005 г/ м3 соответственно (ст.усл.), в то время как его низшая теплота сгорания (ст.усл.) не опускается ниже 33 МДж/м3 при объемной доле кислорода в нем 0,5 %. Газ третьей ступени сепарации имеет точку росы по воде – 200С, а по углеводородам- 100С и содержит сероводород и меркаптановую серу в количестве 0,01 и 0,02 г/ м3 соответственно (ст.усл.), в то время как его низшая теплота сгорания (ст.усл.) не опускается ниже 32,5 МДж/м3 при объемной доле кислорода в нем 0,4 %. Предложите технологическую схему УКПГ, если магистральный газопровод проложен в холодном климатическом районе, масса механических примесей оговорена в соглашениях с промыслами, а температура закачки газа в трубопровод устанавливается его проектом.
Решение:
Только газ третьей ступени не соответствует требованиям к физико-химическим показателям углеводородного газа, предназначенного к магистральному транспорту , т.к. в нем содержится сероводорода примерно на 30%, а меркаптановой серы примерно на 25% больше чем положено по нормативным документам, но поскольку количество этого газа примерно 4% от общего объема попутного газа, то при их смешении образуется газ полностью отвечающий данным требованиям. Таким образом, УКПГ в истинном понимании этого слова, вообще не нужна, а нужны лишь компрессорные станции для приготовления смеси из трех газовых составляющих (см. рисунок)
Г-3
Г-2
Г-1
Площадка УКПГ
Новое ситуационное задание № 12
С 3 - В НГДУ «Х…нефть» потребителем попутного газа являются службы магистрального транспорта. На пром.площадку УКПГ, расположенную на ЦПС, попутный газ поступает четырьмя потоками: газ первой ступени сепарации под давлением 8 атм.; газ второй ступени сепарации под давлением 4 атм., газ третьей ступени сепарации под давлением 1,5 атм. и газ с соседнего НГДУ. Объёмный расход попутного газа 50 млн. м3/год; 10 млн.м3/год , 2 млн.м3/год (н.у.) и 32 млн.м3/год (н.у.) соответственно.
Газ первой ступени сепарации имеет точку росы по воде –250С, а по углеводородам –150С и практически не содержит сероводорода и меркаптановой серы, в то время как его низшая теплота сгорания (ст.усл.) существенно превышает 35 МДж/м3 при объёмной доле кислорода в нём 0,5 %.
Газ второй ступени сепарации имеет точку росы по воде –220С, а по углеводородам –120С и содержит сероводород и меркаптановую серу в количествах 0,002 и 0,005 г/м3 соответственно (ст.усл.), в то время как его низшая теплота сгорания (ст.усл.) не опускается ниже 33 МДж/м3 при объёмной доле кислорода в нём 0,5 %.
Газ третьей ступени сепарации имеет точку росы по воде –200С, а по углеводородам –100С и содержит сероводород и меркаптановую серу в количествах 0,01 и 0,02 г/м3 соответственно (ст.усл.), в то время как его низшая теплота сгорания (ст.усл.) не опускается ниже 32,5 МДж/м3 при объёмной доле кислорода в нём 0,4 %.
Газ с соседнего НГДУ имеет точку росы по воде –200С, а по углеводородам –100С и содержит сероводород и меркаптановую серу в количествах 2,5 и 0,5 г/м3 соответственно (ст.усл.), в то время как его низшая теплота сгорания (ст.усл.) не опускается ниже 32,5 МДж/м3 при объёмной доле кислорода в нём 0,4 %.
Предложите технологическую схему УКПГ, если магистральный газопровод проложен в холодном климатическом районе, масса механических примесей оговорена в соглашениях с промыслами, а температура закачки газа в трубопровод устанавливается его проектом.
Новое ситуационное задание № 13
С 3 - В НГДУ «Х…нефть» потребителем попутного газа являются службы магистрального транспорта. На пром. площадку УКПГ, расположенную на ЦПС, попутный газ поступает тремя потоками: газ первой ступени сепарации под давлением 8 атм.; газ второй ступени сепарации под давлением 4 атм. и газ третьей ступени сепарации под давлением 1,5 атм. Объёмный расход попутного газа 50 млн. м3/год; 10 млн.м3/год и 2 млн.м3/год (н.у.) соответственно.
Газ первой ступени сепарации имеет точку росы по воде –250С, а по углеводородам –150С и практически не содержит сероводорода и меркаптановой серы, в то время как его число Воббе колеблется в пределах от 4 до 5 МДж/м3 (ст.усл.) при объёмной доле кислорода в нём 0,5 %.
Газ второй ступени сепарации имеет точку росы по воде –220С, а по углеводородам –120С и содержит сероводород и меркаптановую серу в количествах 0,002 и 0,005 г/м3 соответственно (ст.усл.), в то время как его число Воббе колеблется в пределах от 35 до 45 МДж/м3 (ст.усл.) при объёмной доле кислорода в нём 0,5 %.
Газ третьей ступени сепарации имеет точку росы по воде –200С, а по углеводородам –100С и содержит сероводород и меркаптановую серу в количествах 0,01 и 0,02 г/м3 соответственно (ст.усл.), в то время как его число Воббе колеблется в пределах от 25 до 35 МДж/м3 (ст.усл.) при объёмной доле кислорода в нём 0,4 %.
Предложите технологическую схему УКПГ, если потребителем газовой составляющей являются службы магистрального транспорта, углеводородный конденсат и вода утилизируются на месте, а магистральный газопровод проложен в холодном климатическом районе, масса механических примесей оговорена в соглашениях с промыслами, а температура закачки газа в трубопровод устанавливается его проектом.
Новое ситуационное задание № 14
С 3 - В НГДУ «Х…Нефть» в многолетней эксплуатации находится крупное газо – конденсатное месторождение «А», разрабатываемое фонтанным способом на истощение многочисленными кустовыми и индивидуальными скважинами. Месторождение обустроено по централизованной схеме.
Газовая составляющая продукции, полученная после первичной сепарации на промысле, в количестве 10 мрд м3/год поступает на промплощадку УКПГ, расположенную на ЦПС, под давлением 16 атм.
Содержание в газовой составляющей механических частиц достигает 30 мг/м3 (н.у.), что в 7 – 8 раз превышает величину, оговорённую в соглашении со службами магистрального транспорта, являющимися потребителями газовой составляющей; причём, доля частиц со средними размерами свыше 5 мкм составляет величину порядка 40 % мас., а доля частиц со средними размерами от 1 до 5 мкм достигает 50 % мас. Точка росы газа по воде не превышает –250С, а точка росы газа по углеводородам никогда не опускается ниже +50С, причём, суммарная доля пропана и метана менее 5 % об. Теплота сгорания (низшая) данного газа существенно превышает 38 МДж/м3 (ст.усл.), а массовая доля сероводорода колеблется от 0,015 до 0,05 г/м3 (ст.усл.) при практически полном отсутствии меркаптановой серы и других сернистых соединений. Содержание гелия в газе достигает 0,005 % об.
Предложите принципиальную схему УКПГ, если объёмная доля кислорода в газе не достигает и 0,1 % об., среднегодовая температура газа на входе УКПГ +110С, магистральный газопровод проложен по территории холодных климатических районов России, а начальное давление в нём 60 атм. Традиционный потребитель газового бензина и бензина стабилизации конденсата, подаваемого на пром. площадку УКПГ, обанкротился, а потенциальный покупатель ШФЛУ находится в непосредственной близости от ЦПС. Газы стабилизации конденсата под давлением 3 атм отдельным потоком поступают на УКПГ и на 98 % об. состоят из пропана и бутана.
В НГДУ «Х…нефть» в многолетней эксплуатации находится крупное газо –конденсатное месторождение «А», разрабатываемое фонтанным способом на истощение
многочисленными кустовыми и индивидуальными скважинами. Месторождение обустроено по централизованной схеме. Газовая составляющая продукции, полученная после первичной сепарации на промысле, в количестве 10 млрд. м3/год поступает на пром. площадку УКПГ, расположенную на ЦПС, под давлением 16 атм. Содержание в газовой составляющей механических частиц достигает 30 мг/ м3 (н.у.), что в 7 – 8 раз превышает величину, оговоренную в соглашении со службами магистрального транспорта, являющимися потребителями газовой составляющей; причем, доля частиц со средними размерами свыше 5 мкм составляет величину порядка 40 % мас., а доля частиц со средними размерами от 1 до 5 мкм достигает 50 % мас. Точка росы газа по воде не превышает – 250С, а точка росы газа по углеводородам никогда не опускается ниже +50С, причем, суммарная доля пропана и метана менее 5 % об. Теплота сгорания (низшая) данного газа существенно превышает 38 МДж/м3 (ст.усл.) , а массовая доля сероводорода колеблется от 0,015 до 0,05 г/ м3(ст.усл.) при практически полном отсутствии меркптановой серы и других сернистых соединений. Содержание гелия в газе достигает 0,005 % об.
Предложите принципиальную схему УКПГ, если объемная доля кислорода в газе не достигает и 0,1 % об., среднегодовая температура газа на входе УКПГ +110С, магистральный газопровод проложен по территории холодных климатических районов России, а начальное давление в нем 60 атм. Традиционный потребитель газового бензина и бензина стабилизации конденсата, подаваемого на пром. площадку УКПГ, обанкротился, а потенциальный покупатель ШФЛУ находится в непосредственной близости от ЦПС. Газы стабилизации конденсата под давлением 3 атм. Отдельным потоком поступают на УКПГ и на 98 % об. состоят из пропана и бутана.
Решение ситуационного задания:
Итак, на промплощадку УКПГ поступают:
Первичный газ с промыслов
Газ ситабилизации конденсата
Бензин стабилизации конденсата
На выходе с УКПГ должны быть:
Газ для магистрального транспорта
ШФЛУ
Первичный газ не может сразу подаваться в ГСМГ, т.к. он:
Содержит больше установленных норм механических частиц
Содержит больше установленных норм тяжелых углеводородов
Содержит больше установленных норм сероводорода
Газ стабилизации конденсата тоже не может сразу подаваться на ГСМГ, т.к. он состоит в основном из пропана и бутана, а они при 60 атм сконденсируются при плюсовых температурах, что намного больше нормативных показателей для газа, предназначенного для магистрального транспорта.
Бензин стабилизации конденсата – это готовый компонент ШФЛУ.
Подготовка первичного газа:
1. Очистка от механических примесей, т.к. они способны забить и вывести из строя всю последующую аппаратуру.
2. Осушка газа, т.к. это мешает отбензиниванию и очистке от агрессивных примесей.
3. Отбензинивание газа, т.к. этот процесс требует более высокого давления, а жидкие углеводороды мешают очистке газа от агрессивных примесей.
4. Очистка газа от агрессивных примесей.
5. Одоризация газа, т.к. в нем практически нет меркаптанов.
Смешивать первичный газ с газом стабилизации конденсата нецелесообразно, т.к. последний не содержит сероводорода. Значит, его придется готовить отдельно.
1 операция. Нам необходимо оставить в газе не более 4 мг/м3 (н.у.) механических примесей. Значит, нам придется удалять все механические частицы со средним диаметром, превышающим 5 мкм и почти все частицы со средним диаметром от 1 до 5 мкм. Т.к. верхний размер не оговорен и может быть весьма значительным, выполнить эту операцию в одну стадию невозможно, т.к. каждое конкретное устройство рассчитано только на определенный диапазон частиц. Крупные частицы можно удалить отстоем в газовом сепараторе или в циклонах, эффективность последних существенно выше и для частиц со средним диаметром более 5 мкм достигает 97%. Их и выбираем (масляный фильтр, к примеру, удаляет частицы с диаметром свыше 250 мкм). Мелкие частицы лучше и дешевле всего удалять на фильтре. Выбираем зернистый фильтр, ибо он может работать долго, легко регенерируется и обеспечивает удаление 90% частиц с диаметром от 1 до 5 мкм при исходном содержании до 25 мг/м3.
2 операция. Выбираем охлаждение в детандере с принудительным поджатием обработанного газа.
3 операция. Выбираем ДГА-процесс.
4 операция. Выбираем капельный метод.
Новое ситуационное задание № 15
С 3 - В НГДУ «Х…нефть» в эксплуатацию вводится крупное газовое месторождение «А», которое планируется обустроить по централизованной схеме и разрабатывать многочисленными скважинами на истощение.
Газовая составляющая продукции после первичной сепарации, осуществляемой на промыслах, с температурой +180С под давлением 10 атм в количестве 50 мрд.м3/год (н.у.) поступает на УКПГ, расположенную на ЦПС.
Точка росы газа по воде никогда не поднимается выше –350С, а по углеводородам - -250С. Сероводород, углекислый газ и другие агрессивные компоненты практически отсутствуют, за исключением этилмеркаптана, содержание которого составляет 16 г/1000 м3 (н.у.). Объёмная доля кислорода составляет величину порядка 0,1 %, механических примесей обнаруживаются только следы, а низшая теплота сгорания равна 25 МДж/м3 (ст.усл.). Содержание в газе азота составляет 40 % об., а метана 58 % об. и гелия 1 % об.
Предложите технологическую схему УКПГ, способную подготовить газ к магистральному транспорту, если магистральный газопровод проложен по территории холодных климатических районов России, а начальное давление в нём 60 атм.
В условии задачи добавлен гелий 1% в примере решения задачи гелия нет
В НГДУ «Х…нефть» в эксплуатацию вводится крупное газовое месторождение «А», которое планируется обустроить по централизованной схеме и разрабатывать многочисленными скважинами на истощение. Газовая составляющая продукции после первичной сепарации, осуществляемой на
промыслах, с температурой +180С под давлением 10 атм. в количестве 50 млрд. м3/год (н.у.) поступает на УКПГ, расположенную на ЦПС.
Точка росы газа по воде никогда не поднимается выше -350С, а по углеводородам - 250С. Сероводород, углекислый газ и другие агрессивные компоненты практически отсутствуют, за исключением этилмеркаптана, содержание которого составляет 16 г/1000 м3 (н.у.). Объемная доля кислорода составляет величину порядка 0,1 %, механических примесей обнаруживаются только следы, а низшая теплота сгорания равна25 МДж/ м3 (ст.усл.). Содержание в газе азота составляет 40 % об., а метана 59 %об. Предложите технологическую схему УКПГ, способную подготовить газ к магистральному транспорту если магистральный газопровод проложен по территории холодных климатических районов России, а начальное давление в нем 60 атм.
РЕШЕНИЕ.
Первичный газ не может сразу подаваться на ГСМГ, так как он имеет существенно меньшую теплоту сгорания, чем того требуют нормативные документы.
Причина только в высоком содержании азота. Отделить азот от метана можно только дистилляционным способом на основе процесса Райна-Холмса ( Koch Process Systems Ins). Способ основан на сильном сжатии газа и его охлаждение до такой температуры, что метан переходит в жидкое состояние, с последующим разделением смеси в ректификационной колонне. Азот с остатками метана сбрасывается на факел (см. рисунок).
Новое ситуационное задание № 16
С 3 - В НГДУ «Х…нефть» в эксплуатации находится крупное месторождение «А», разрабатываемое с ППД многочисленными механизированными скважинами. Содержание воды в добываемой продукции, представляющей собой эмульсию типа В/Н, достигло 60 % мас.
Месторождение обустроено по дополнительному варианту унифицированной схемы сбора с организацией на площадке ДНС предварительного сброса пластовых вод и подготовкой нефти на УКПН, расположенной на ЦПС.
Продукция поступает на ЦПС под давлением 6 атм с обводнённостью 10 %.
Подготовка нефти состоит из двухступенчатой сепарации и длительного отстоя в РВС.
В результате, «товарная» нефть не отвечает требованиям нормативных документов.
Предложите реконструкцию схемы УКПН, способную выпускать нефть с обозначением 1.1.1.1., если после существующей подготовки массовая доля серы в ней не превышает 0,59 % при плотности нефти 831 кг/м3 (при 20 0С) и 834 (при 15 0С). Выход светлых фракций, выкипающих до 200 0С не менее 27 % об., - до 300 0С не менее 47 % об. и – до 350 0С не менее 57 % об. Массовая доля парафина в нефти порядка 4 % мас., а массовая доля органических хлоридов не более 2 ррm. Содержание воды колеблется от 0,6 до 0,8 % мас., а хлористых солей достигает 5000 мг/л., причем, порядка 500 мг/л солей находится в нефти в виде сухого порошка. Массовая доля механических примесей в нефти не превышает 0,05 %, а давление насыщенных паров составляет 1500 мм.рт.ст., что обусловлено оставшимся в нефти после сепарации метаном и этаном. Массовая доля сероводорода не превышает 20 ррm, меркаптанов 40 ррm.
По ряду причин от применения ЭД решено отказаться.
Новое ситуационное задание № 17
С 3 - В НГДУ «Х…нефть» в эксплуатации находится крупное месторождение «А», разрабатываемое с ППД многочисленными механизированными скважинами. Содержание воды в добываемой продукции, представляющей собой эмульсию типа В/Н, достигло 60 % мас.
Месторождение обустроено по дополнительному варианту унифицированной схемы сбора с организацией на площадке ДНС предварительного сброса пластовых вод и подготовкой нефти на УКПН, расположенной на ЦПС.
Продукция поступает на ЦПС под давлением 6 атм с обводнённостью 10 %.
Подготовка нефти состоит из двухступенчатой сепарации и длительного отстоя в РВС.
В результате, «товарная» нефть не отвечает требованиям нормативных документов.
Предложите реконструкцию схемы УКПН, способную выпускать нефть с обозначением 1.1.1.1., если после существующей подготовки массовая доля серы в ней не превышает 0,59 % при плотности нефти 831 кг/м3 (при 20 0С) и 834 (при 15 0С). Выход светлых фракций, выкипающих до 200 0С не менее 27 % об., - до 300 0С не менее 47 % об. и – до 350 0С не менее 57 % об. Массовая доля парафина в нефти порядка 4 % мас., а массовая доля органических хлоридов не более 2 ррm. Содержание воды колеблется от 0,6 до 0,8 % мас., а хлористых солей достигает 5000 мг/л., причем, порядка 500 мг/л солей находится в нефти в виде сухого порошка. Массовая доля механических примесей в нефти не превышает 0,05 %, а давление насыщенных паров составляет 1500 мм.рт.ст., что обусловлено оставшимся в нефти после сепарации метаном и этаном. Массовая доля сероводорода не превышает 20 ррm, меркаптанов 40 ррm.
По ряду причин от применения термохимического метода решено отказаться.
Новое ситуационное задание № 18
С 3 - В НГДУ «Х…нефть» в эксплуатации находится крупное месторождение «А», разрабатываемое с ППД многочисленными механизированными скважинами. Содержание воды в добываемой продукции, представляющей собой эмульсию типа В/Н, достигло 60 % мас.
Месторождение обустроено по дополнительному варианту унифицированной схемы сбора с организацией на площадке ДНС предварительного сброса пластовых вод и подготовкой нефти на УКПН, расположенной на ЦПС.
Продукция поступает на ЦПС под давлением 6 атм с обводнённостью 10 %.
Подготовка нефти состоит из двухступенчатой сепарации и длительного отстоя в РВС.
В результате, «товарная» нефть не отвечает требованиям нормативных документов.
Предложите реконструкцию схемы УКПН, способную выпускать нефть с обозначением 1.1.1.1., если после существующей подготовки массовая доля серы в ней не превышает 0,59 % при плотности нефти 831 кг/м3 (при 20 0С) и 834 (при 15 0С). Выход светлых фракций, выкипающих до 200 0С не менее 27 % об., - до 300 0С не менее 47 % об. и – до 350 0С не менее 57 % об. Массовая доля парафина в нефти порядка 4 % мас., а массовая доля органических хлоридов не более 2 ррm. Содержание воды колеблется от 0,6 до 0,8 % мас., а хлористых солей достигает 5000 мг/л., причем, порядка 500 мг/л солей находится в нефти в виде сухого порошка. Массовая доля механических примесей в нефти не превышает 0,05 %, а давление насыщенных паров составляет 1500 мм.рт.ст., что обусловлено оставшимся в нефти после сепарации пропаном и бутаном. Массовая доля сероводорода не превышает 20 ррm, меркаптанов 40 ррm.
По ряду причин от применения термохимического метода решено отказаться.
Новое ситуационное задание № 19
С 3 - В НГДУ «Х…нефть» в эксплуатации находится крупное месторождение «А», разрабатываемое с ППД многочисленными механизированными скважинами. Содержание воды в добываемой продукции, представляющей собой эмульсию типа В/Н, достигло 60 % мас.
Месторождение обустроено по дополнительному варианту унифицированной схемы сбора с организацией на площадке ДНС предварительного сброса пластовых вод и подготовкой нефти на УКПН, расположенной на ЦПС.
Продукция поступает на ЦПС под давлением 6 атм с обводнённостью 10 %.
Подготовка нефти состоит из двухступенчатой сепарации и длительного отстоя в РВС.
В результате, «товарная» нефть не отвечает требованиям нормативных документов.
Предложите реконструкцию схемы УКПН, способную выпускать нефть с обозначением 1.1.1.1., если после существующей подготовки массовая доля серы в ней не превышает 0,59 % при плотности нефти 831 кг/м3 (при 20 0С) и 834 (при 15 0С). Выход светлых фракций, выкипающих до 200 0С не менее 27 % об., - до 300 0С не менее 47 % об. и – до 350 0С не менее 57 % об. Массовая доля парафина в нефти порядка 4 % мас., а массовая доля органических хлоридов не более 2 ррm. Содержание воды колеблется от 0,6 до 0,8 % мас., а хлористых солей достигает 5000 мг/л., причем, порядка 500 мг/л солей находится в нефти в виде сухого порошка. Массовая доля механических примесей в нефти не превышает 0,05 %, а давление насыщенных паров составляет 1500 мм.рт.ст., что обусловлено оставшимся в нефти после сепарации пропаном и бутаном. Массовая доля сероводорода достигает 2000 ррm, меркаптанов 400 ррm.
По ряду причин от применения термохимического метода решено отказаться.
Новое ситуационное задание № 20
С 3 - В НГДУ «Х…нефть» в эксплуатации находится крупное месторождение «А», разрабатываемое с ППД многочисленными механизированными скважинами. Содержание воды в добываемой продукции, представляющей собой эмульсию типа В/Н, достигло 60 % мас.
Месторождение обустроено по дополнительному варианту унифицированной схемы сбора с организацией на площадке ДНС предварительного сброса пластовых вод и подготовкой нефти на УКПН, расположенной на ЦПС.
Продукция поступает на ЦПС под давлением 6 атм с обводнённостью 10 %.
Подготовка нефти состоит из двухступенчатой сепарации и длительного отстоя в РВС.
В результате, «товарная» нефть не отвечает требованиям нормативных документов.
Предложите реконструкцию схемы УКПН, способную выпускать нефть с обозначением 1.1.1.1., если после существующей подготовки массовая доля серы в ней не превышает 0,59 % при плотности нефти 831 кг/м3 (при 20 0С) и 834 (при 15 0С). Выход светлых фракций, выкипающих до 200 0С не менее 21 % об., - до 300 0С не менее 43 % об. и – до 350 0С не менее 53 % об. Массовая доля парафина в нефти порядка 4 % мас., а массовая доля органических хлоридов не более 2 ррm. Содержание воды колеблется от 0,6 до 0,8 % мас., а хлористых солей достигает 5000 мг/л., причем, порядка 500 мг/л солей находится в нефти в виде сухого порошка. Массовая доля механических примесей в нефти не превышает 0,05 %, а давление насыщенных паров составляет 1500 мм.рт.ст., что обусловлено оставшимся в нефти после сепарации пропаном и бутаном. Массовая доля сероводорода достигает 2000 ррm, меркаптанов 400 ррm.
По ряду причин от применения термохимического метода решено отказаться.
Новое ситуационное задание № 21
С 3 - В НГДУ «Х…нефть» планируется ввести в эксплуатацию нефтяное месторождение «А», разрабатывать которое решено с ППД; для чего будет использоваться избыток сточной воды, имеющийся в НГДУ и утилизируемый в настоящее время путём закачки в поглощающие горизонты.
Продуктивные пласты месторождения представлены трещиновато-поровыми терригенными коллекторами.
Объём закачки сточных вод не превысит 10 т.м3/сутки. Исходная сточная вода совместима с пластовой и содержит до 1000 мг/л нефти, до 200 мг/л механических примесей и до 100000 мг/л растворимых солей.
Предложите наиболее рациональную технологическую схему УКПСВ, способную подготовить необходимое количество сточной воды для поставленной цели.
Новое ситуационное задание № 22
С 3 - В НГДУ «Х…нефть» планируется ввести в эксплуатацию нефтяное месторождение «А», разрабатывать которое решено с ППД; для чего будет использоваться избыток сточной воды, имеющийся в НГДУ и утилизируемый в настоящее время путём закачки в поглощающие горизонты.
Продуктивные пласты месторождения представлены трещиновато-поровыми терригенными коллекторами.
Объём закачки сточных вод превысит 10 т.м3/сутки. Исходная сточная вода совместима с пластовой и содержит до 1000 мг/л нефти, до 200 мг/л механических примесей и до 100000 мг/л растворимых солей.
Предложите наиболее рациональную технологическую схему УКПСВ, способную подготовить необходимое количество сточной воды для поставленной цели.
Новое ситуационное задание № 23
С 3 - В НГДУ «Х…нефть» планируется ввести в эксплуатацию нефтяное месторождение «А», разрабатывать которое решено с ППД; для чего будет использоваться избыток сточной воды, имеющийся в НГДУ и утилизируемый в настоящее время путём закачки в поглощающие горизонты.
Продуктивные пласты месторождения представлены поровыми терригенными коллекторами с проницаемостью менее 0,2 мкм2.
Объём закачки сточных вод превысит 10 т.м3/сутки. Исходная сточная вода совместима с пластовой и содержит до 1000 мг/л нефти, до 200 мг/л механических примесей и до 100000 мг/л растворимых солей.
Предложите наиболее рациональную технологическую схему УКПСВ, способную подготовить необходимое количество сточной воды для поставленной цели.
Новое ситуационное задание № 24
С 3 - В НГДУ «Х…нефть» планируется ввести в эксплуатацию нефтяное месторождение «А», разрабатывать которое решено с ППД; для чего будет использоваться избыток сточной воды, имеющийся в НГДУ и утилизируемый в настоящее время путём закачки в поглощающие горизонты.
Продуктивные пласты месторождения представлены трещиновато - поровыми коллекторами.
Объём закачки сточных вод превысит 10 т.м3/сутки. Исходная сточная вода совместима с пластовой и содержит до 1000 мг/л нефти, до 200 мг/л механических примесей и до 100000 мг/л растворимых солей. Содержание сероводорода превышает установленную норму.
Предложите наиболее рациональную технологическую схему УКПСВ, способную подготовить необходимое количество сточной воды для поставленной цели.
Новое ситуационное задание № 25
С 3 - В НГДУ «Х…нефть» планируется ввести в эксплуатацию нефтяное месторождение «А», разрабатывать которое решено с ППД; для чего будет использоваться избыток сточной воды, имеющийся в НГДУ и утилизируемый в настоящее время путём закачки в поглощающие горизонты.
Продуктивные пласты месторождения представлены поровыми коллекторами. Объём закачки сточных вод превысит 10 т.м3/сутки. Исходная сточная вода совместима с пластовой и содержит до 1000 мг/л нефти, до 200 мг/л механических примесей и до 100000 мг/л растворимых солей. Остаточное содержание нефти и механических примесей не должно превышать 5 мг/л.. Предложите наиболее рациональную технологическую схему УКПСВ, способную подготовить необходимое количество сточной воды для поставленной цели.
В НГДУ «Х…нефть» планируется ввести в эксплуатацию нефтяное месторождение «А», разрабатывать которое решено с ППД; для чего будет использоваться избыток сточной воды, имеющийся в НГДУ и утилизируемый в настоящее время путём закачки в поглощающие горизонты. Продуктивные пласты месторождения представлены трещиновато-поровыми терригенными коллекторами. Объем закачки сточных вод не превысит 10 т. м3 /сутки. Исходная сточная вода совместима с пластовой и содержит до 1000 мг/л нефти, до 200 мг/л механических примесей и до 100000 мг/л растворимых солей. Предложите наиболее рациональную технологическую схему УКПСВ, способную подготовить необходимое количество сточной воды для поставленной цели.
РЕШЕНИЕ.
Так как объём закачки не превысит 10 т.м3/сутки, то вполне достаточно для подготовки сточных вод для целей ППД использовать первый вариант технологической схемы УКПСВ, который наиболее прост опробован на практике и обеспечивает остаточное содержание в очищенной воде нефти и механических примесей 30-50 мг/л, что вполне достаточно для трещиновато-поровых коллекторов
Новое ситуационное задание № 26
С 3 - В НГДУ «Х…нефть» в эксплуатации находится группа северных месторождений.
Месторождение «А», имеющее 2 продуктивных пропластка, надёжно изолированных друг от друга, разрабатывается фонтанным способом единой сеткой скважин. Обводнённость продукции первого пропластка водами хлоркальциевого типа достигла 75 % об., а обводнённость продукции второго пропластка водами карбонатонатриевого типа всё ещё не превышает 10 % об. В результате, в НКТ в интервале глубин 1000 – 1250 м образуются солевые отложения, выводящие скважины из строя через каждые 3 – 4 месяца работы.
Продукция месторождения «В», содержащая до 80 % об. воды карбонатокальциевого типа по сборному коллектору длиной 10 км подаётся на УКПН, расположенную на ЦПС. Месторождение обустроено по дополнительному варианту основной унифицированной схемы без предварительного сброса пластовых вод, причём, давление на устье скважин никогда не опускается ниже 80 атм. Давление, развиваемое насосами ДНС – 25 атм. В результате, в сборном коллекторе образуются солевые отложения, выводящие его из строя через 2 – 3 месяца.
В скважинах месторождения «С» в течении полугода в интервале глубин 800 – 1000 м образуются отложения гипса и хотя разгазирование начинается с глубин порядка 1800 м, первые зародышевые кристаллики солей ниже 1500 м отмечены не были.
В скважинах месторождения «D» наблюдается отложение солей сульфата бария, причём разгазирования практически не происходит до самого устья скважины, а зародышевые кристаллы отмечены от самого забоя скважин.
Наконец, на месторождении «Е» успешно борются с отложениями галита путём подачи ингибитора в затрубное пространство.
Предложите комплекс мероприятий как для ликвидации образующихся отложений, так и для недопущения их образования, если применение ингибиторов (кроме месторождения «Е») и защитных покрытий эффекта не дало.
- В НГДУ «Х…нефть» в эксплуатации находится группа северных месторождений.
Месторождение «А», имеющее 2 продуктивных пропластка надежно изолированныхдруг от друга, разрабатывается фонтанным способом единой сеткой скважин.Обводненность продукции первого пропластака водами хлоркальциевого типа достигла75 % об., а обводненность продукции второго пропластка водами карбонатонатриевоготипа все еще не превышает 10 % об. В результате, в НКТ в интервале глубин 1000 –1250 м образуются солевые отложения, выводящие скважины из строя через каждые 3 –4 месяца работы.
Продукция месторождения «В», содержащая до 80 % об. воды карбонатокальциевоготипа по сборному коллектору длиной 10 км подается на УКПН, расположенную на ЦПС. Месторождение обустроено по дополнительному варианту основной унифицированной схемы без предварительного сброса пластовых вод, причем, давлениена устье скважин никогда не опускается ниже 80 атм. В результате, в сборном коллекторе образуются солевые отложения, выводящие его из строя через 2 – 3 месяца.
В скважинах месторождения «С» в течении полугода в интервале глубин 800 – 1000 м образуются отложения гипса и хотя разгазирование начинаются с глубин порядка 1800 м, первые зародышевые кристаллики солей ниже 1500 м отмечены не были.
В скважинах месторождения «D» наблюдается отложение солей сульфата бария, причем, разгазирования практически не происходит до самого устья скважины, а зародышевые кристаллы отмечены от самого забоя скважин.
Наконец, на месторождении «Е» успешно борются с отложениями галита путем подачи ингибитора в затрубное пространство.
Предложите комплекс мероприятий как для ликвидации образующихся отложений, так и для недопущения их образования, если применение ингибиторов (кроме месторождения «Е») и защитных покрытий эффекта не дало.
Решение.
Причина образования солевых отложений на месторождении «А»- смешение химически несовместимых вод. В результате химической реакции на стенках НКТ отлагается карбонат кальция (СаСО3), чему немало способствует высокая обводненность приводящая к образованию эмульсии типа Н/В и смачиванию стенок НКТ водой.
Для удаления подобных отложений вполне достаточно проводить переодически солянокислотные обработки. Для предотвращения подобного явления необходимо перейти на раздельную эксплуатацию пропластков, разделив их пакером и спустив добавочную колонну труб. Разумеется потребуется и отдельная система сбора.
Причина образования солевых отложений на месторождении «В»- нарушение термобарического равновесия на ДНС при проведении первой ступени сепорации. В результате растворимый Са(НСО3)2 переходит в нерастворимую форму (СаСО3)
Для удаления подобных отложений вполне достаточно проводить переодические солянокислотные обработки. Для предотвращения подобного явления необходимо реконструировать систему сбора, переделав её на основной вариант, что очень легко, т.к. собственного давления с лихвой хватит для транспорта продукции до ЦПС, а предварительный сброс воды все равно не производится.
Причина образования солевых отложений на месторождении «С»- нарушение термобарического равновесия в стволе скважины, в результате чего пластовая вода становится перенасыщенной гипсом (СаSО4). Для удаления подобных отложений придется переодически проводить щелочную, а затем солянокислотную обработку скважин, да и то без гарантированного успеха, ибо удаление гипса очень непростая задача. Для предотвращения подобного явления небоходимо в интервале глубин превышающих 1500м проводить электромагнитную обработку продукции.
Причина образования солевых отложений на месторождении «D»- нарушение термобарического равновесия в стволе скважины, в результате чего пластовая вода становится перенасыщенной сульфатом бария (ВаSО4). Для удаления подобных отложений придется переодически проводить щелочную, а затем солянокислотную обработку скважин, да и то без гарантированного успеха, ибо удаление сульфата бария крайне непростая задача. Более того справиться с подобными отложениями чаще всего можно только с помощью замены труб или разбуриванием. . Для предотвращения подобного явления небоходимо проводить акустическую обработку продукции прямо у забоя скважины.
Причина образования солевых отложений на месторождении «Е»- высушивание добываемой продукции в скважинах при её разгазировании по мере подъёма. Самый простой способ борьбы это переодическая промывка скважины пресной водой. Для предотвращения подобного явления в затрубное пространство следует подавать пресную воду или дозировать любую обводненную продукцию, совместимую с добываемой.
Новое ситуационное задание № 27
С 3 - В НГДУ «Х…нефть» в эксплуатации находится несколько месторождений, продукция которых склонна к образованию АСПО в нефтепромысловом оборудовании.
Продукция месторождения «А», обустроенного по дополнительному варианту основной технологической схемы, представляет собой эмульсию типа В/Н с содержанием дисперсной фазы на уровне 20 – 30 % мас. При этом, в НКТ механизированных скважин месторождения в интервале глубин 500 – 600 м. в течении 1 – 1,5 месяцев наблюдается образование АСПО типа «П», выводящее скважины из строя. Давление на устье скважин существенно ниже давления насыщения, а температура устья колеблется от 35 до 380С при давлении на забое 45 – 50 0С.
Продукция месторождения «В», обустроенного по основному варианту технологической схемы, представляет собой безводную нефть, добываемую фонтанным способом. При этом, в выкидных линиях наблюдается интенсивное образование АСПО типа «П», хотя давление на устье скважин по прежнему превышает давление насыщения, а температура устья никогда не превышает 200С при температуре забоя 800С.
Продукция месторождения «С», обустроенного по основному варианту технологической схемы, представляет собой эмульсию типа В/Н с содержанием дисперсной фазы на уровне 15 – 17 % мас. При этом, в НКТ механизированных скважин месторождения в течении 1 – 1,5 месяцев наблюдается образование АСПО типа «А», выводящее скважины из строя. Расположение отложений наблюдается в интервале глубин 1000 – 1250 м, а зародышевые кристаллы обнаруживаются в продукции начиная с глубин 1500 м, при глубинах скважин не менее 2000 м.
Продукция месторождения «D», обустроенного по основному варианту технологической схемы, представляет собой эмульсию типа В/Н с содержанием дисперсной фазы на уровне 25 – 30 % мас. При этом, в НКТ механизированных скважин месторождения в течении 0,5 – 1,0 месяцев наблюдается образование АСПО типа «С», выводящее скважины из строя. Расположение отложений наблюдается в интервале глубин 1000 – 1250 м, а разгазирование продукции начинается с глубин порядка 850 м, при глубине скважин не менее 2500 м.
Предложите комплекс мероприятий как для ликвидации образующихся отложений, так и для недопущения их образования, если применение защитных покрытий эффекта не дало.
В примере решения задачи дисперсная фаза 60-70% а в условии задачи дисперсная фаза 20-30% а и различны места образования АСПО
В НГДУ «Х…нефть» в эксплуатации находится несколько месторождений, продукция которых склонна к образованию АСПО в нефтепромысловом оборудовании.
Продукция месторождения «А» обустроена по дополнительному варианту основной технологической с предварительным сбросом пластовых вод, представляет собой эмульсию типа В/Н с содержанием дисперсной фазы на уровне 60-70% масс. При этом в НКТ механизированных скважин месторождения в течение 1-1,5 месяцев наблюдается образование АСПО типа «П», выводящие скважины из строя. Давление на устье скважин существенно ниже давления насыщения, а температура устья колеблется от 35 до 38 °С.
Продукция месторождения «В» обустроено по основному варианту технологической схемы, представляет собой безводную нефть, добываемую фонтанным способом без ППД. При этом, в выкидных линиях наблюдается интенсивное образование АСПО типа «П», хотя давление на устье скважин по прежнему превышает давление насыщения, а температура устья никогда не превышает 20°С при температуре забоя 80°С.
Продукция месторождения «С», обустроенного по основному варианту технологической схемы, представляет собой эмульсию типа В/Н с содержанием дисперсной фазы на уровне 15-17% масс. При этом в НКТ механизированных скважин месторождения в течение 1-1,5 месяцев наблюдается образование АСПО типа «А», выводящие скважины из строя. Расположение отложений наблюдается в интервале глубин 1000-1250 м, а зародышевые кристаллики обнаруживаются в продукции, начиная с глубин 1500м, при глубинах скважин не менее 2000м.
Продукция месторождения «D» обустроенного по основному варианту технологической схемы, представляет собой эмульсию типа В/Н с содержанием дисперсной фазы на уровне 25-35% масс. При этом в НКТ механизированных скважин месторождения в течение 0,5-1,0 месяца наблюдается образование АСПО типа «С», выводящие скважины из строя. Расположение отложений наблюдается в интервале глубин 1000-1250 м, а разгазирование продукции начинается с глубин порядка 850 м, при глубине скважин не менее 2500м.
Предложите комплекс мероприятий как для ликвидации образующихся отложений, так и не для допущения их образования, если применение ингибиторов и защитных покрытий эффекта не дало
РЕШЕНИЕ.
Причина образования АСПО в скважинах месторождения «А» - разгазирование в стволе скважины, связанное с переходом лёгких углеводородов, являющихся прекрасными растворителями парафина, в газовую фазу. Роль снижения температуры гораздо слабее, ибо температура устья достаточно велика.
Удаляют подобные отложения, в основном с помощью ППУ или АДПМ, промывая скважину горячей нефтью или пропаривая её; хотя можно и промыть скважину бензином.
Предотвратить образование отложений в заданных условиях можно только проведя инверсию фаз, для чего в затрубное пространство надо дозировать порядка 5% об. горячей сточной воды с УПСВ. Для обсуждения возможности применения других методов профилактики не хватает данных.
Причина образования АСПО в скважинах месторождения «В» - сильное снижение температуры по сравнению с забойным значением.
Удаляют подобные отложения, в основном с помощью ППУ или АДПМ, промывая скважину горячей нефтью или пропаривая её; хотя можно и промыть скважину бензином.
Предотвратить образование отложений в заданных условиях можно оптимальным способом, если соорудить в скважинах данного месторождения тепловые сифоны и теплоизолировать НКТ, например базальтным волокном.
Причина образования АСПО в скважинах месторождения «С» неизвестна.
Удаляют подобные отложения, в основном с помощью ППУ или АДПМ, промывая скважину горячей нефтью или пропаривая её; хотя можно и промыть скважину бензолом.
Предотвратить образование отложений в заданных условиях можно оптимальным способом, если в интервале глубин 1500-2000м организовать электромагнитную обработку продукции.
Причина образования АСПО в скважинах месторождения «D» неизвестна.
Удаляют подобные отложения, в основном с помощью ППУ или АДПМ, промывая скважину горячей нефтью или пропаривая её; хотя можно и промыть скважину бензином.
Предотвратить образование отложений в заданных условиях можно оптимальным способом, если в интервале глубин 1500-2000м организовать аккустическую обработку продукции.
Новое ситуационное задание № 28
С 3 - В НГДУ «Х…нефть» в эксплуатации находится газо-конденсатное месторождение «А», разрабатываемое фонтанным способом на истощение. Добываемая продукция при давлении на устье скважин порядка 80 атм и температурах порядка 350С содержит до 155 г/м3 (н.у.) углеводородного конденсата. Точка росы продукции по воде -200С, а по углеводородам порядка +250С. Сборный коллектор длиной 15 км и внутренним диаметром 426 мм проложен надземно по территории со среднегодовой температурой +50С и среднезимней температурой –300С. После подготовки продукции на УКПГ, расположенной на ЦПС, газ и конденсат по отдельным трубопроводам, проложенным надземно и имеющим протяженность свыше 250 км, откачиваются потребителю.
В результате, в летний период в сборном коллекторе наблюдается образование жидкостных углеводородных пробок, а в зимний период и в сборном коллекторе и в магистральном газопроводе вдобавок образуются газогидратные пробки, не смотря на современную теплоизоляцию, что делает эксплуатацию данных трубопроводных систем практически невозможной.
Предложите комплекс мероприятий для недопущения подобных явлений, если температура начала гидратообразования порядка –150С.
Новое ситуационное задание № 29
С 3 - В НГДУ «Х…нефть» в эксплуатации находится группа северных месторождений, разрабатываемых механизированным способом с ППД. Месторождения обустроены по дополнительному варианту основной унифицированной схемы с организацией предварительного сброса пластовых вод и их закачкой в продуктивные пласты. Обводнённость продукции достигла 85 % об. при содержании биогенного сероводорода до 2000 мг/л. Остаточное содержание воды в добываемой продукции после УПСВ 30 % мас. Сборный коллектор длиной 24 км выполнен из цельнотянутых стальных труб с внутренним диаметром 426 мм и проложен в болотистой почве. Пропускная способность трубопроводных систем позволила запланировать разбуривание и ввод в эксплуатацию ещё одного месторождения, эксплуатация которого будет осуществляться фонтанным способом без ППД с подачей продукции в существующий сборный коллектор. Ожидается, что содержание сероводорода в ней будет порядка 3000 мг/л при практически полной безводности.
Из-за сильной коррозии срок службы НКТ, выкидных линий и сборного коллектора не превышает 2 года, что делает эксплуатацию подобных месторождений нерентабельной.
Предложите комплекс мероприятий для борьбы с данным явлением, если возможностей приобретения гибких труб в НГДУ не имеется.
В примере решения ППД с смесью сточных и пресных вод
В НГДУ «Х-нефть» в эксплуатации находится группа северных месторождений, разрабатываемых механизированным способом с ППД смесью сточных и пресных вод. Месторождения обустроены по дополнительному варианту основной унифицированной схемы с организацией предварительного сброса пластовых вод и их закачкой в продуктивные пласты. Обводненность продукции достигла 85% об. При содержании биогенного сероводорода до 2000 мг/л. Остаточное содержание воды в добываемой продукции после УПСВ 30%масс. Сборный коллектор длиной 24 км выполнен из цельнотянутых стальных труб с внутренним диаметром 426 мм и проложен в болотистой почве. Пропускная способность трубопроводных систем позволила запланировать разбуривание и ввод в эксплуатацию еще одного месторождения, эксплуатация которого будет осуществляться фонтанным способом без ППД с подачей продукции в существующий сборный коллектор. Ожидается, что содержание сероводорода в ней будет порядка 3000 мг/л при практически безводной нефти. Из-за сильной коррозии срок службы НКТ, выкидных линий и сборного коллектора не превышает 2 года, что делает эксплуатацию месторождения нерентабельной.
Предложите комплекс мероприятий для борьбы с данным явлением, если возможностей приобретения гибких труб в НГДУ не имеется.
РЕШЕНИЕ.
На существующих месторождениях:
В НКТ - сильная внутренняя коррозия.
В выкидных линиях сильная внутренняя и внешняя коррозия.
В сборном коллекторе сильная внутренняя и внешняя коррозия.
Причина внутренней коррозии – высокая Обводненность и высокое содержание сероводорода, а также значительная протяжённость сборного коллектора. Первые два показателя можно существенно понизить, организовав обработку воды предназначенной для ППД бактерицидными средствами (сероводород биогенен). Например, Дон-52 прекрасно подойдёт для этой цели при дозировке порядка 0,4 кг/м3. УПСВ должна быть реконструирована таким образом, чтобы остаточное содержание воды находилось на уровне 1% масс. Но этих мер будет недостаточно. Начиная со скважины необходимо организовать непрерывное дозирование ингибитора коррозии, например Север-М в количестве порядка 50 мг/л. Лучше всего это сделать с помощью глубинного дозатора. Кроме этого все сварные швы должны быть проверены рентгеном, а толщина труб должна периодически проверятся с помощью ультразвукового толщиномера. По мере выхода труб из строя их по возможности следует заменять на трубы из устойчивых марок сталей с внутренним покрытием, лучше всего эмалированных.
Причина внешней коррозии – высокая агрессивность грунта. Необходима надёжная изоляция – лучше всего многослойная полиэтиленовая, а также организация катодной или хотя бы протекторной защиты с постепенным переходом на новые устойчивые трубы. На новом месторождении будет только внешняя коррозия бороться с которой следует аналогично.
Новое ситуационное задание № 30
С 3 - В НГДУ «Х-нефть» накоплено свыше 150 тыс.т. нефтяного шлама, хранящегося в открытых амбарах.
В результате, сумма экологических штрафов, выплачиваемых НГДУ, превысила все разумные пределы.
Предложите наиболее рациональный способ утилизации накопленных нефтяных шламов, если содержание нефти в нём достигает 20 % мас., а механических примесей 65 % мас.
Кроме того, ежегодно в резервуарных парках НГДУ образуется осадки в РВС-5000 толщиной до 1,2 м., причём их образование сопровождается отложением на стенках больших количеств пирофорных соединений железа.