Козловского месторождения
.pdf94
В качестве вспомогательных материалов на установке № 3 применяются химические реагенты, такие как метанол и деэмульгаторы. Метанол используется для предотвращения образования кристаллогидратов и борьбы с ними в газопроводах подачи попутного газа от сепараторов установки на ГКС и ОГПЗ. Для повышения эффективности разделения водонефтяных эмульсий в технологическом процессе установки применяются следующие реагенты -
деэмульгаторы: Прогалит-20/40, Диссолван-4411, Диссолван-4316, Диссолван-4490, Диссолван-2830, Реапон-4В, Реапон-
СТХ-1, ДИН-4.
Комбинированная установка комплексной подготовки нефти № 2 предназначена для доведения показателей качества нефти, поступающей с установки № 3, до величин, указанных в ГОСТ Р 51858-2002.
Проектная производительность установки № 2 по товарной нефти составляет 24000 т/сут.
Готовой продукцией на установке № 2 является товарная нефть по ГОСТ Р 51858-2002, транспортируемая на установку № 3/2. При стабилизации нефти выделяется широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ
38101524-93. Выделившийся при стабилизации нефти газ направляется на газокомпрессорную станцию. В качестве вспомогательных материалов на установки № 2 используется пресная вода для осуществления процесса обессоливания, а также газ (сухой, попутный нефтяной), используемый в качестве топлива для печей.
На установке № 2 имеется реагентное хозяйство, предназначенное для хранения реагента и подачи его в поток сырой нефти, приходящей на установку № 3/2. Степень подготовки нефти определяется показателями, приведенными в табл. 5.4.
Таблица 5.4
Группы нефти
Консорциум н е д р а
95
|
Наименование показателя |
Норма для нефти группы |
Метод испытания |
|||
|
1 |
2 |
3 |
|||
|
|
|
||||
1. |
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
1,0 |
1,0 |
По ГОСТ 2477-65 |
|
2. |
Концентрация хлористых солей, |
100 |
300 |
900 |
По ГОСТ 21534-76 |
|
|
мг/дм3, не более |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
3. |
Массовая доля механических |
|
0,05 |
|
|
По ГОСТ 6370-59 |
|
примесей, %, не более |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
4. |
Давление насыщенных паров, кПа |
66,7 |
66,7 |
66,7 |
По ГОСТ 17556-52 |
|
5. |
Содержание хлорорганический |
не нормируется. |
АСТМ Д 4929-99 |
|||
|
соединений |
Определение обязательно. |
||||
|
|
|||||
6. |
Массовая доля сероводорода, ppm, |
|
|
|
|
ГОСТ 50802-95, |
20 |
50 |
|
10 |
п.п.9.9 ГОСТ Р 51858- |
||
|
не более |
|
||||
|
|
|
|
|
2002 |
|
|
|
|
|
|
|
|
7. |
Массовая доля метил- и |
|
|
|
|
ГОСТ 50802-95, |
|
этилмеркаптанов в сумме, ppm, не |
40 |
60 |
|
100 |
п.п.9.9 ГОСТ Р 51858- |
|
более |
|
|
|
|
2002 |
В качестве вспомогательных материалов на установке № 2 применяются газ, используемый в качестве топлива, пресная вода для осуществления процесса обессоливания, химические реагенты, такие как метанол и деэмульгаторы. Метанол используется для предотвращения образования кристаллогидратов и борьбы с ними.
Для повышения эффективности разделения водонефтяных эмульсий на установку № 3/2 подаются следующие реагенты – деэмульгаторы с установки № 2: Прогалит-20/40, Диссолван-4411, Диссолван-4316, Диссолван-4490,
Диссолван-2830, Реапон-4В, Реапон-СТХ-1, ДИН-4.
Внесение изменений в существующий технологический процесс подготовки нефти не требуется.
Консорциум н е д р а
96
6. Система ППД на Козловском месторождении
В настоящее время объекты А3, А4 Козловского месторождения разрабатывается с поддержанием пластового давления. Заводнение осуществляется в 20 нагнетательных скважин с БКНС Козловского месторождения по высоконапорным водоводам насосами ЦНС 180-1050. В качестве источника заводнения используется минерализованная подтоварная вода с УПСВ Козловского месторождения. Избыток подтоварной воды утилизируется в поглощающие скважины.
Таблица 6.1
Технологический режим нагнетательных скважин Козловского месторождения (по состоянию на 01.01.2015) [6]
|
|
|
Фактический режим |
Приемис- |
|
|||
|
|
Источник |
|
|
|
К прием, |
||
№ скв. |
Пласт |
|
|
Потери |
тость, |
|||
|
|
|
м3/сут/атм |
|||||
заводнения |
Р пл, атм |
Р заб, атм |
давления |
|||||
|
|
м3/сут |
||||||
|
|
|
|
|
на трение |
|
|
|
161 |
A4 |
БКНС |
153 |
226 |
4 |
227 |
3,11 |
|
164 |
A3 |
БКНС |
149 |
219 |
3 |
179 |
2,56 |
|
165 |
A3 |
БКНС |
148 |
209 |
3 |
210 |
3,43 |
|
166 |
A4 |
БКНС |
144 |
159 |
4 |
210 |
14,54 |
|
167 |
A3 |
БКНС |
151 |
214 |
4 |
240 |
3,82 |
|
1005 |
A4 |
БКНС |
133 |
209 |
3 |
278 |
3,68 |
|
1095 |
A4 |
БКНС |
154 |
210 |
12 |
556 |
10,02 |
|
1101 |
A4 |
БКНС |
165 |
226 |
4 |
239 |
3,91 |
|
1102 |
A4 |
БКНС |
163 |
220 |
6 |
346 |
6,05 |
|
1103 |
A3 |
БКНС |
147 |
206 |
9 |
435 |
7,40 |
|
1105 |
A3 |
БКНС |
157 |
209 |
10 |
481 |
9,16 |
|
1106 |
A4 |
БКНС |
163 |
221 |
3 |
184 |
3,16 |
|
1107 |
A4 |
БКНС |
164 |
219 |
5 |
277 |
5,00 |
|
Консорциум н е д р а
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
Консорциум н е д р а
97
|
|
|
Фактический режим |
Приемис- |
|
|||
|
|
Источник |
|
|
|
К прием, |
||
№ скв. |
Пласт |
|
|
Потери |
тость, |
|||
|
|
|
м3/сут/атм |
|||||
заводнения |
Р пл, атм |
Р заб, атм |
давления |
|||||
|
|
м3/сут |
||||||
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
на трение |
|
|
|
1109 |
A3 |
БКНС |
147 |
206 |
4 |
255 |
4,31 |
|
1110 |
A3 |
БКНС |
144 |
209 |
5 |
320 |
4,92 |
|
1111 |
A3 |
БКНС |
146 |
224 |
2 |
94 |
1,20 |
|
1112 |
A4 |
БКНС |
148 |
212 |
4 |
225 |
3,52 |
|
1113 |
A3 |
БКНС |
147 |
216 |
3 |
168 |
2,42 |
|
1116 |
A4 |
БКНС |
146 |
220 |
5 |
362 |
4,88 |
|
1125 |
A4 |
БКНС |
150 |
216 |
3 |
213 |
3,20 |
|
Основными мероприятиями по повышению эксплуатационной надежности системы ППД Козловского месторождения, которая находится в длительной эксплуатации, должны быть мероприятия, направленные на:
-уменьшение коррозийного износа оборудования и коммуникаций;
-контроль качества закачиваемой воды.
Сведения о состоянии водоводов системы заводнения Верхне-Ветлянского месторождения на 01.01.2015г.
приведены в табл. 6.2.
Таблица 6.2
Сведения о состоянии водоводов заводнения Козловского месторождения
(по состоянию на 01.01.2015 г.) [7]
|
|
Параметры трубопроводов |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
Наименование |
Назначение |
|
2. Тол |
|
Год ввода в |
|
|
щина |
|
||||
трубопровода или участка |
трубопровода |
Диаметр, мм |
Длина, км |
эксплуатацию |
||
стенки, |
||||||
|
|
|
мм |
|
|
|
Консорциум н е д р а
98
ВРП-1П -> ВРП-3П |
ВВ |
168 |
11 |
1,5 |
1994 |
|
|
|
|
|
|
ВРП-1П -> ВРП-2П |
ВВ |
114 |
10 |
1,529 |
1994 |
|
|
|
|
|
|
ВРП-2П -> скв.166 |
ВВ |
132 |
21 |
0,137 |
1994 |
|
|
|
|
|
|
ВРП-2П -> скв.1095 |
ВВ |
132 |
21 |
0,89 |
1994 |
|
|
|
|
|
|
БКНС-Козлов -> ВРП-2 |
ВВ |
219 |
16 |
0,1 |
1986 |
|
|
|
|
|
|
ДНС-Козл.(дев.) -> ВРП-1 |
ВВ |
219 |
9 |
0,1 |
1986 |
|
|
|
|
|
|
ВРП-1 -> ВРП-2 |
ВВ |
159 |
9 |
0,254 |
1994 |
|
|
|
|
|
|
ВРП-1 -> скв.1107 |
ВВ |
114 |
9 |
1,478 |
1997 |
|
|
|
|
|
|
вр. скв1106 -> скв.1106 |
ВВ |
114 |
9 |
0,051 |
1997 |
|
|
|
|
|
|
вр. скв1105 -> скв.1105 |
ВВ |
114 |
9 |
0,182 |
1997 |
|
|
|
|
|
|
ВРП-1 -> скв.1101 |
ВВ |
114 |
9 |
0,971 |
1997 |
|
|
|
|
|
|
вр.1101 -> скв.1102 |
ВВ |
114 |
9 |
0,16 |
1997 |
|
|
|
|
|
|
вр.скв.1102 -> скв.25 |
ВВ |
114 |
9 |
1,02 |
1997 |
|
|
|
|
|
|
вр.скв.44 -> скв.165 |
ВВ |
114 |
9 |
0,424 |
1986 |
|
|
|
|
|
|
вр.скв.44 -> скв.44 |
ВВ |
114 |
9 |
0,091 |
1985 |
|
|
|
|
|
|
скв.44 -> скв.98 |
ВВ |
132 |
21 |
0,283 |
1990 |
|
|
|
|
|
|
ВРП-1 -> скв.54 |
ВВ |
114 |
9 |
3,371 |
1975 |
|
|
|
|
|
|
ВРП-1 -> скв.1110 |
ВВ |
114 |
9 |
1,785 |
1998 |
|
|
|
|
|
|
скв.1110 -> скв.166 |
ВВ |
114 |
9 |
0,09 |
1998 |
|
|
|
|
|
|
скв.1110 -> скв.1111 |
ВВ |
114 |
9 |
0,34 |
1998 |
|
|
|
|
|
|
скв.1111 -> скв.1116 |
ВВ |
114 |
9 |
0,076 |
1998 |
|
|
|
|
|
|
Консорциум н е д р а
99
ВРП-1 -> вр.скв.92 |
ВВ |
114 |
9 |
0,82 |
2000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
вр.скв.92 -> скв.92 |
ВВ |
114 |
8 |
0,272 |
1994 |
|
|
|
|
|
|
|
|
вр.скв.92 -> вр.скв.157 |
ВВ |
132 |
21 |
2,7 |
2000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 6.2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Параметры трубопроводов |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
Наименование |
Назначение |
|
3. Тол |
|
Год ввода в |
|
|
щина |
|
|
|||
трубопровода или участка |
трубопровода |
Диаметр, мм |
Длина, км |
эксплуатацию |
|
|
стенки, |
|
|||||
|
|
|
мм |
|
|
|
ВРП-1 -> вр.скв.44 |
ВВ |
114 |
9 |
2,285 |
1986 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ВРП-2 -> скв.1103 |
ВВ |
114 |
9 |
1,317 |
1998 |
|
|
|
|
|
|
|
|
вр. скв1104 -> скв.1104 |
ВВ |
114 |
9 |
0,127 |
1998 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ВРП-2 -> скв.1109 |
ВВ |
114 |
9 |
1,794 |
1998 |
|
|
|
|
|
|
|
|
вр.1005 -> скв.1005 |
ВВ |
114 |
9 |
0,025 |
1998 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ВРП-2 -> т.1 |
ВВ |
89 |
9 |
0,55 |
2004 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ПК 9+60 -> скв.1112 |
ВВ |
114 |
9 |
0,85 |
1973 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ВРП-2 -> скв.161 |
ВВ |
114 |
9 |
0,893 |
2001 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ВРП-2 -> скв.1113 |
ВВ |
114 |
9 |
1,795 |
1998 |
|
|
|
|
|
|
|
|
вр. скв95 -> скв.1095 |
ВВ |
114 |
9 |
0,17 |
1998 |
|
|
|
|
|
|
|
|
вр.скв164 -> скв.164 |
ВВ |
132 |
21 |
0,03 |
1989 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ПК20+50 -> скв.1125 |
ВВ |
114 |
9 |
0,75 |
2001 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ВРП-2 -> ПК 9+60 |
ВВ |
89 |
8 |
0,96 |
2005 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ВРП-2 -> ПК20+50 |
ВВ |
114 |
8 |
2,05 |
2005 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум н е д р а
100
вр. скв.1125 -> ВРП-1П |
ВВ |
114 |
9 |
0,69 |
2001 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ВРП-2 -> скв.16 |
ВВ |
114 |
9 |
0,893 |
2001 |
|
|
|
|
|
|
|
|
скв.1054 -> вр.скв.157 |
ВВ |
114 |
9 |
0,2 |
2000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ВРП-1П -> ВРП-3П |
ВВ |
168 |
11 |
1,5 |
1994 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ВРП-1П -> ВРП-2П |
ВВ |
114 |
10 |
1,529 |
1994 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ВРП-2П -> скв.166 |
ВВ |
132 |
21 |
0,137 |
1994 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ВРП-2П -> скв.1095 |
ВВ |
132 |
21 |
0,89 |
1994 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ВРП-2П -> скв.1092 |
ВВ |
132 |
21 |
1,152 |
1994 |
|
|
|
|
|
|
|
|
БКНС-Козлов -> ВРП-2 |
ВВ |
219 |
16 |
0,1 |
1986 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ДНС-Козл.(дев.) -> ВРП-1 |
ВВ |
219 |
9 |
0,1 |
1986 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ВРП-1 -> ВРП-2 |
ВВ |
159 |
9 |
0,254 |
1994 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ВРП-1 -> скв.1107 |
ВВ |
114 |
9 |
1,478 |
1997 |
|
|
|
|
|
|
|
|
вр.скв158 -> скв.158 |
ВВ |
114 |
9 |
0,172 |
1996 |
|
|
|
|
|
|
|
|
вр. скв1106 -> скв.1106 |
ВВ |
114 |
9 |
0,051 |
1997 |
|
|
|
|
|
|
|
|
вр. скв1105 -> скв.1105 |
ВВ |
114 |
9 |
0,182 |
1997 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ВРП-1 -> скв.1101 |
ВВ |
114 |
9 |
0,971 |
1997 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 6.2 |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
Параметры трубопроводов |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
Наименование |
Назначение |
|
4. Тол |
|
Год ввода в |
|
|
щина |
|
|
|||
трубопровода или участка |
трубопровода |
Диаметр, мм |
Длина, км |
эксплуатацию |
|
|
стенки, |
|
|||||
|
|
|
мм |
|
|
|
вр.1101 -> скв.1102 |
ВВ |
114 |
9 |
0,16 |
1997 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум н е д р а
101
вр.скв.1102 -> скв.25 |
ВВ |
114 |
9 |
1,02 |
1997 |
|
|
|
|
|
|
вр.скв.44 -> скв.165 |
ВВ |
114 |
9 |
0,424 |
1986 |
|
|
|
|
|
|
вр.скв.44 -> скв.44 |
ВВ |
114 |
9 |
0,091 |
1985 |
|
|
|
|
|
|
вр.159 -> скв.159 |
ВН |
114 |
8 |
0,131 |
2001 |
|
|
|
|
|
|
КНС-Козл -> БКНС-Козлов |
ВН |
273 |
12,5 |
5,034 |
2004 |
|
|
|
|
|
|
КНСКозл (дев) -> скв.2003 |
ВН |
168 |
8 |
1,814 |
1991 |
|
|
|
|
|
|
скв.2003 -> скв.152 |
ВН |
114 |
8 |
0,38 |
2010 |
|
|
|
|
|
|
КНС-Козл(угл) -> ПК 10+30 |
ВН |
114 |
12,5 |
1,04 |
2005 |
|
|
|
|
|
|
ПК 10+30 -> скв.2001 |
ВН |
132 |
21 |
0,96 |
2005 |
|
|
|
|
|
|
КНСКозл (дев) -> скв.55 |
ВН |
114 |
9 |
5,107 |
1998 |
|
|
|
|
|
|
По действующей классификации допустимых сроков эксплуатации принято считать, что трубопроводы,
эксплуатируемые:
-до трех лет – новые;
-до десяти лет – средней продолжительности;
-более десяти лет – старые.
Следуя данной классификации, из таблицы видно, что 100% водоводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 7 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).
Выводы
Консорциум н е д р а
102
100% водоводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 7 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).
Основными мероприятиями по повышению эксплуатационной надежности системы ППД Козловского месторождения, которая находится в длительной эксплуатации, должны быть мероприятия, направленные на:
-уменьшение коррозийного износа оборудования и коммуникаций;
-контроль качества закачиваемой воды;
-замена аварийных участков водоводов.
Весь нагнетательный фонд скважин должен быть оснащен расходомерами и регуляторами расхода воды. Для учета объемов закачки рекомендуется использовать расходомеры типа СВУ.
Таким образом, для оптимизации действующей системы ППД Козловского месторождения, которая находится в длительной эксплуатации, потребуются мероприятия направленные на уменьшение коррозии, которая возникает вследствие коррозионной активности перекачиваемой воды, на оборудование и коммуникации.
Наиболее эффективным из мероприятий является применение ингибиторов коррозии. Подбор ингибиторов коррозии для промышленных вод может быть осуществлен по результатам специально организованных испытаний так называемыми «образцамисвидетелями». Положительные результаты по замедлению коррозии (до 71.0 %
эффективности) могут быть достигнуты за счет использования ингибиторов типа «Нефтехим».
Для надежности эксплуатации системы ППД необходимо проведение ежегодной плановой замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков водоводов. Очередность этапов замены должна учитывать время ввода, фактический срок службы в сравнении с нормативным сроком эксплуатации. Согласно РД 39-132-94 («Правила по
Консорциум н е д р а