Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 [ 56 ] 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

Таблица 2.15

Основные параметры процесса выделения промежуточных компонентов

пара происходит выделение легких фракций заданного состава в качестве бокового погона.

Смесь промежуточных компонентов (Сг, Cj -Cj) отбирается в газообразном виде, сжимается в воздушных холодильниках 5 и подается в ресивер 8 (емкость для отбора продукта) при давлении р = 4,0 МПа.

Из ресивера, который одновременно является подпорной емкостью, сжиженные углеводороды центробежными насосами 9 перекачиваются в систему трубопровод - холодильник - вторая подпорная (промежуточная) емкость 8. Вторая подпорная емкость размещается у скважин, предназначенных под закачку растворителя.

На начальной стадии закачки растворителя, когда давление на устье нагнетательных скважин будет равняться примерно 10 - 20 МПа, процесс поддерживают с помощью плунжерных насосов 10, нормальную работу которых обеспечит вторая подпорная емкость.

Для снижения пульсации и погрешности при измерении расхода растворителя в транспортной линии при работе насосов предусмотрен компенсатор И (фильтр).

По мере разработки залежи пластовое давление будет падать и соответственно будет уменьшаться давление на устье скважин, предназначенных для закачки растворителя. При давлении 3,5 МПа и ниже плунжерные насосы отключаются и закачка ведется центробежными насосами. Для компенсации пульсации давления на устье нагнетательных скважин в схеме предусматривается периодическое включение более производительных центробежных насосов.

Таким образом, при осуществлении процесса предлагается комбинированное использование насосов указанных типов. Заполнение транспортной системы растворителем производится высокопроизводительными центробежными насосами, продавка системы (столба газа в эксплуатационной колонне) и начальная стадия закачки производятся с помощью плунжерных насосов. В дальнейшем возможно подключение центробежных насосов.

В схеме могут быть применены насосы двух типов отечественного

Таблица 2.16

Основные технические показателя рекомендуемых насосов

производства: плунжерные типа ХТр и центробежные типа НС, основные технические показатели которых представлены в табл. 2.16.

Поддержание однофазного жидкого состояния растворителя с целыо предотвращения прорыва пузырьков газа на всасывающий узел насоса должно достигаться регулированием температуры продукта воздушным холодильником и давления в подпорных емкостях, а также теплоизоляцией подпорных емкостей и линии всасывания шлаковатой от окружающей среды (особенно в летнее время).

Скорость закачки растворителя, температура и давление в транспортной системе автоматически контролируются и регулируются блоком КИП.

Предполагаемая технологическая схема может быть применена при осуществлении опытно-промышленного эксперимента с закачкой растворителей на газоконденсатных месторождениях с достаточным содержанием этана и пропана в пластовом газе (не менее 5 % (молярная доля) в расчете на состав продукции в целом).

2.4.5

Расчетный период сопоставимости вариантов

Объективная экономическая оценка способов разработки, преимущества которых проявляются на разных стадиях разработки, требует расчета экономических показателей за полный срок отработки запасов. Окончание разработки и, следовательно, общую ее продолжительность по сравниваемым вариантам необходимо определять по экономическому пределу эксплуатации месторождения. Последний наступает в тот момент времени, когда текущие издержки на добычу становятся равными замыкающим затратам на полезное ископаемое.

Особенности сравниваемых вариантов предопределяют существенные и резкие различия в общей продолжительности разработки. Поскольку варианты характеризуются ярко выраженной разновременностью получения продукции и осуществления затрат, то при их экономическом сопоставлении показатели объемов добычи и затрат следует обязательно приводить к одному году (дисконтировать). Особенно это важно при оценке вариантов, предполагающих консервацию полезного ископаемого.

Расчет капиталовложений и эксплуатационных расходов по вариантам производится традиционным способом, предполагающим обязательный

учет затрат по всем промысловым объектам и допускающим использование укрупненных нормативов. Особенностью расчета затрат является лишь учет закачиваемого растворителя. Поставки растворителей для закачки в пласт предлагается учитывать в эксплуатационных расходах по действующим ценам предприятия. Такая оценка, по нашему мнению, вполне достаточна, поскольку закачка растворителя представляет собой лишь консервацию сырья и не связана с безвозвратными его потерями. Она показывает, насколько увеличатся затраты на добычу при консервации определенного количества ресурсов.

Предъявляемое к экономическим расчетам требование обязательного отражения в экономических показателях всех особенностей (преимуществ и недостатков) сравниваемых способов разработки вызывает необходимость принятия определенных условий их сопоставимости. Предлагаемое нами условие сопоставимости заключается в том, что максимальная годовая добыча продукта (годовой отбор) по каждому способу разработки устанавливается единым процентом от извлекаемых, а не геологических запасов. Все остальные показатели, в том числе и общая продолжительность разработки, являются производными от принятого уровня годовой добычи. При таком сопоставлении находит свое отражение основная цель увеличения конечной отдачи пластов - возможность увеличения годовой добычи продукта. В противном случае это преимущество будет проявляться на поздней стадии разработки, что при учете фактора времени оказывает небольшое влияние на значение результирующего критериального показателя.

Повышение отбора углеводородов

на завершающей стадии эксплуатации

газоконденсатного месторождения

с помощью закачки неравновесного газа

2.5.1

Исследование фильтрации многокомпонентных углеводородных систем при вытеснении пластового газа сухим

Конечный этап завершающей стадии разработки газоконденсатного месторождения на режиме истощения при давлениях ниже давления р„к максимальной конденсации пластовой смеси характеризуется резким ухудшением энергетических возможностей пласта. Особенности месторождения, находящегося на этой стадии разработки, как объекта добычи газообразных и жидких углеводородов подробно изучены М.Т. Абасовым, К.С. Бас-ниевым, С.Н. Бузиновым, Ю.В. Зайцевым, Г.А. Зотовым, Г.В. Рассохиным, Г.С. Степановой, P.M. Тер-Саркисовым, О.Ф. Худяковым, П.Т. Шмыглей и другими исследователями.