Северо-Красноярского месторождения

Консорциум н е д р а

19

некоторое время, необходимое для повышения уровня жидкости несколько выше кромки горизонтального газоосушителя, трехходовой кран переключается на слив жидкости. В процессе повторного (и последующих) слива жидкости при достижении значения выходного сигнала преобразователя сепаратора значения верхней уставки БИОИ запускает, а при достижении значения нижней уставки — останавливает таймер, после чего фиксирует значение

среднесуточного объемного расхода газа в рабочих условиях и приводит его к стандартным условиям.

В процессе отстоя жидкости в отстойнике, при постепенном разрушении эмульсии, коагуляции и выделении из нее

газа происходит рост значения ее плотности, сопровождающийся снижением уровня жидкости, частично восстанавливаемого жидкостью, стекающей с каплеотбойных пластин горизонтального газоосушителя.

Однако для того, чтобы быть уверенными, что отстойник жидкости полный, при каждом цикле налива, в процессе измерения расхода жидкости, уровень ее в накопителе сепаратора (как было сказано выше) доводят до того значения, при котором происходило первичное заполнение отстойника жидкости. Время выдержки жидкости в отстойнике (для конкретной скважины) БИОИ определяет опытным путем, оно определяется наступлением момента стабилизации значения

выходного сигнала преобразователя отстойника жидкости.

После наступления момента стабилизации БИОИ производит последнее в данной серии измерение плотности

с остатками жидкости накопителя сепаратора. Используя последнее значение плотности жидкости, БИОИ определяет содержание воды в жидкости, среднесуточный массовый расход нефти, вновь закрывает проходной кран и начинает второй цикл заполнения отстойника жидкости.

Консорциум н е д р а

20

Выводы по анализу системы сбора продукции скважин.

1.Возможно замерить дебит каждой скважин, т.к. каждая скважина имеет свою выкидную линию.

2.Степень правдоподобности получаемой информации. АГЗУ на месторождении работают в нормальном режиме т.к.: обводненность не превышает 98%, максимальное содержание парафина не превышает 6%, содержание сернистых соединений не более 3 %. Свойства добываемой продукции входят в допустимые пределы измерений. Замена уже существующих АГЗУ не требуется.

3.На месторождении добывается продукция только из пластов карбона. Несовместимости продукции не наблюдается.

4.Трубопроводы изношены на 100%. Необходима замена их на новые гибкие полимерно-металлические трубы.

5.Реагенты, которые используются это ингибиторы коррозии и деэмульгатор, а именно деэмульгатора для разрушения водонефтяных эмульсий - Реапон, ингибитор солеотложения «СНПХ–5312», ИТПС вполне устраивают и подходят к добываемой продукции. Деэмульгатор подается непосредственно на каждой АГЗУ, и на отдельных скважинах,

Консорциум н е д р а

21

1.3 Анализ УПСВ

На Северо-Красноярском месторождении установка предварительного сброса воды построена в 1973г. по проекту института «Гипровостокнефть» и

предназначена:

-для сбора нефтегазоводяной эмульсии со скважин Северо-Красноярского месторождения;

-разгазирования добываемой жидкости;

-частичного сброса подтоварной воды;

-транспорта жидкости на УПН «Красноярская»;

-сбора попутного нефтяного газа.

Схема УСПВ приведена на рисунке 1.2.

На УПСВ «Северо-Красноярская» продукция от вышеперечисленных объектов поступает в нефтегазовые сепараторы С-1/1, С-1/2 типа НГС,

сепаратор нефтегазовый С-2, ёмкость подтоварной воды С-3, БУОН, где происходит частичное разгазирование нефти. Частично разгазированная и обезвоженная нефть откачивается насосами Н-1,2,3 в нефтепровод УПСВ « Северо-Красноярская» - УПН «Красноярская». Газ, который выделился в емкостях С-1/1, С-1/2, С-2, ГС направляется в газопровод на УПН

«Красноярская», частично сбрасывается на факел и сжигается, отделившаяся сточная вода закачивается в пласт.

Средняя обводнённость поступающей продукции81%.

Среднеостаточная обводнённость откачиваемой продукции до 10%.

Объём откачиваемой продукции – 190-210 м3/сут.

На УПСВ «Северо-Красноярская» в качестве сырья поступает нефтегазоводяная эмульсия. В процессе обработки сырья получают частично разгазированную жидкость, подтоварную воду и попутный нефтяной газ. При повышении давления в нефтепроводе предусмотрена подача химического реагента (деэмульгатора). Деэмульгатор подается в нефтесборный трубопровод.

Для защиты трубопроводов от коррозии предусмотрена подача ингибитора коррозии.

Консорциум н е д р а

22

Характеристика применяемых реагентов приведена в таблице 1.8

жидкости – 9-18градусов. С целью защиты сепарационных емкостей С-1/1, С-

Консорциум н е д р а

23

1/2 от разрушения при аварийном повышении давления на емкостях установлены предохранительные клапана ППК.

Газ после первой ступени сепарации С-1/1, С-1/2 через задвижки №10,12 и 21,23,26 и эл.задвижки 11,22 поступает в газовый сепаратор ГС, откуда после осушки через задвижку № 29,31,33,34 направляется через счетчик на УПН «Красноярская». Давление в ГС 0,22-0,25МПа. Отделившаяся после осушки газа жидкость через задвижку № 27 поступает в трубопровод от С-1/1, С-1/2. В газопровод после ГС предусмотрена подача метанола во избежание образования гидратов.

Разгазированная и обработанная деэмульгатором жидкость поступает через задвижки № 6,8,16,18,20 и эл.задижки 7,17 через счётчик в ёмкость БУОН

V-100м3 , где происходит частичное отделение воды от нефти и сброс подтоварной воды при давлении 0,03-0,1МПа. При достижении уровня в БУОНе 2,0м уровнемер «ГАММА» подаёт сигнал на электрозадвижку, которая открывается и подтоварная вода поступает в С-3. При достижении уровня 1,6м электрозадвижка закрывается. С целью защиты БУОНа от разрушения при аварийном повышении давления на ёмкости установлен предохранительный клапан ППК. Жидкость с ППК в случае повышения давления сбрасывается в дренажную ёмкость ДЕ объёмом 7,7 м3. При замене счётчика поток жидкости можно направить через задвижку № 37.

Отделившаяся в БУОНе подтоварная вода через задвижки № 38,40 и через электрозадвижку № 39 поступает в ёмкость С-3 V-100м3 . Уровень в С-3

контролируется уровнемером «Гамма». Давление в С-3 0,03-0,07 МПа, температура жидкости – 9-18градусов. С целью защиты С-3 от разрушения при аварийном повышении давления на ёмкости установлен предохранительный клапан ППК. Отстоявшаяся подтоварная вода через задвижки № 44,64,65,67 подаётся через фильтр на приём шурфов № 1, 2, 3 и далее через задвижки № 63,66,68 проходя через счётчик по которому ведётся учёт закачиваемой воды, закачивается в пласт.

Консорциум н е д р а

24

Для защиты водоводов от коррозии в пластовую воду подаётся ингибитор-

коррозии через задвижку от БР - 1. Рекомендуемый расход – 15 г/м3. Для контроля скорости коррозии на трубопроводе для сброса пластовой воды установлен образец свидетель для контроля скорости коррозии. Содержание нефтепродуктов в пластовой воде не должно превышать 50 мг/дм3. Содержание нефтепродуктов в сточной воде определяется через каждые 12 часов путём

отбора проб из пробоотборного крана расположенного на приёме шурфов[7].

Частично обезвоженная нефть с БУОНа через задвижку № 49 поступает в С-2 объёмом 100 м3 . Давление в С-2 0,03-0,07МПа, температура жидкости – 9-

18градусов. С целью защиты С-2 от разрушения при аварийном повышении давления на ёмкости установлен предохранительный клапан ППК. Уровень нефти контролируется уровнемером «ГАММА». При достижении уровня жидкости в сепарационной емкости 1,4м автоматически включается основной

насос Н-1; 1,7м - автоматически запускается резервный насос Н-3; 1,8м -

автоматически запускается резервный насос Н-2. Если уровень жидкости поднимается выше 2,1м подаётся сигнал на диспетчерский пульт о превышении уровня жидкости в сепарационной емкости. При достижении уровня жидкости 1,5м происходит автоматическая остановка насосов. Отделившийся газ после С-2 через задвижки № 47,46,73 поступает на факел. При замене счетчика газ направляется через задвижку № 48 Далее частично обезвоженная нефть через задвижку № 50 поступает через задвижки № 51,53,55 на приём насосов Н-1,2,3

откачивается через задвижки № 52,54,56 на узел учёта, проходит через счётчик, через задвижки № 58, 59 откачивается в нефтепровод на УПН «Красноярская». При замене счётчика поток жидкости можно направить через задвижку № 57.

Для определения процента обводнённости откачиваемой нефти на УПН

«Красноярская» на выходе с С-2 предусмотрен пробоотборный кран. Обводнённость нефти не должна превышать 10%. Обводнённость нефти

определяется через каждые 12 часов, путём отбора проб.

Консорциум н е д р а

25

Схема УПСВ

Выводы по УПСВ

1. Продукцией УПСВ является нефть в остаточной обводненностью до 10%. Что не является хорошим результатом,

необходимо обезвоживать до 2-3%.

2.Газ частично на собственные нужды, остатки перекачиваются на газовый завод.

3.Отделенная вода в ППД.

1.4 Анализ УПН Красноярская

Красноярская установка по подготовке нефти (УПН) построена в 1959г. по проекту института «Гипровостокнефть»

- «Термохимическая установка на Красноярском месторождении ООО «Бугурусланнефть» для обезвоживания нефтяной эмульсии поступающей с месторождений нефтепромысла №1».

В1971 году была выполнена реконструкция установки - по проекту ПСБ НГДУ «Бугурусланнефть» «Ступень обессоливания нефти при термохимической установки на Красноярском месторождении НГДУ «Бугурусланнефть».

В1982 году по чертежам института «Гипровостокнефть» была выполнена реконструкция концевой ступени сепарации – строительство аппаратов совместной подготовки нефти и воды (АСПН и В) и блока замерно-

сепарационного (2УПС – 02 – 00000).

В1984 году по чертежам ПСБ НГДУ «Бугурусланнефть» была выполнена реконструкция - капитальный ремонт отстойников ступени обезвоживания Красноярского участка цеха ППН НГДУ «Бугурусланнефть», с установкой отстойников типа ОГ – 200 (2шт.), монтаж ступени предварительного сброса воды с отстойниками Е-6/1,2 и отстойник обезвоживания О-1.

В2006 году была выполнена реконструкция - установка путевых подогревателей ПП-1,6 № 1, 2, реконструкция ступени сепарации, введён в работу сырьевой РВС-1000 № 1/1 (12).

Установка предназначена для обработки высокообводненной нефтяной эмульсии с месторождений Северо-

Красноярского, Ново-Михайловского, Красноярского и Завьяловского и обезвоженной нефти Карповской УПН с получением товарной обессоленной нефти, отвечающей требованиям ГОСТ Р51858-2002, конкретная группа качества

предусматривается планом производства. Общий объем товарной продукции 1000 – 1300 т/сут (при проектной мощности – 2740 т/сут).

Объем обводненной нефтяной эмульсии – 4500 т/сут при обводненности до 90%. Объем обезвоженной нефти с Карповской УПН поступающей на обессоливание – до 800 т/сут при обводненности 1 – 5%. На установке можно условно выделить следующие основные технологические блоки (ступени)[8].

Блок концевой сепарации нефти.

Блок предварительного сброса пластовой воды.

Блок сырьевых насосов.

Блок путевых подогревателей ПП-1,6

Блок обезвоживания и обессоливания нефти.

Блок обезвоживания ловушечной нефти.

Узел управления задвижками У – 1,2 с товарными резервуарами и ёмкостями, блок насосной откачки товарной нефти с ОУУН.

Блок водоподготовки и реагентного хозяйства.

Блок слива нефти.

Ловушечное хозяйство.

Технологическая схема установки подготовки нефти представлена на рис. 1.4.