Серноводского месторождения

19

Выводы по анализу системы сбора продукции скважин.

1.Скважины №23 и35;№25 и 32 необходимо проложить дополнительные выкидные линии, от скв №23 до АГЗУ-2, т от скв №25 до АГЗУ-32. Свободное место на АГЗУ есть. Трубы гибкие полимерно-металлические. (ГПМ)

2.Степень правдоподобности получаемой информации. АГЗУ на месторождении работают в нормальном режиме т.к.: обводненность не превышает 98%, максимальное содержание парафина не превышает 7%, содержание сернистых соединений не более 3 %. Свойства добываемой продукции входят в допустимые пределы измерений. Замена АГЗУ не требуется.

3.На месторождении разрабатываются только угленосные пласты. Поэтому осложнения, связанные с солеобразованием по причине несовместимости попутно-добываемых вод угленосных и девонских пластов, отсутствуют.

4.Из таблиц видно, что 100% протяженности выкидных линий отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности. Все трубопроводы отслужившие свой нормативный срок предлагаю заменить на новые Гибкие полимерно-металлические трубы. ГПМТ-100.

5.Реагенты, которые используются это ингибиторы коррозии и деэмульгатор, а именно деэмульгатора для разрушения водонефтяных эмульсий - деэмульгаторы: Диссольван-4490, ДоуфаксДФ-70 № 14, ингибитор солеотложения «СНПХ–5312», ингибитор коррозии «КорМастер 1025», вполне устраивают и подходят к добываемой продукции. Деэмульгатор подается непосредственно на каждой АГЗУ.

6.Дозация реагента не осуществляется необходимо оборудовать АГЗУ-1 и 2, установкой дозации реагента УДР-БР-

2,5.

Консорциум « Н е д р а»

20

1.3 Анализ УПН «Якушкинская»

Установка подготовки нефти (УПН) «Якушкинская» предназначена для разгазирования и обезвоживания пластовой нефти, добываемой со скважин Серноводского, Якушкинского, Обошинского месторождений и жидкость со 2-го сборного Якушкинского месторождений и УПСВ Орлянская с целью получения подготовленной кондиционной нефти по ГОСТ Р51858-2002.

УПН «Якушкинская» входит в состав цеха подготовки нефти и газа №1 (ЦПНГ №1) ОАО «Самаранефтегаз», расположена в Сергиевском районе Самарской области.

Производительность установки проектная:

•по пластовой жидкости (нефти) – 3900 т/сут.;

•по нефти при обводненности до 70 % – 1900 т/сут.;

•по нефти при обводненности до 30 % - 2740 т/сут. Производительность установки фактическая:

•по пластовой жидкости (нефти) – 3586 т/сут.;

•по нефти при обводненности до 80 % – 8900 т/сут.;

Установка введена в эксплуатацию – 1968 г и подвергалась частичной реконструкции. Подготовка нефти на УППН ведется термохимическим методом, включая глубокое обезвоживание и обессоливание. Товарная нефть соответствует требованиям ГОСТ Р51858-2002.

Технологическая схема УПН «Якушкинская» представлена на рисунке 1.3.

Описание технологического процесса и технологической схемы

Консорциум « Н е д р а»

21

Пластовая жидкость (обводненная нефть) добываемая со скважин Серноводского, Якушкинского, Обошинского месторождений и жидкость со 2-го сборного Якушкинского месторождений и УПСВ Орлянская поступает на 1 ступень сепарации в сепараторы С-1, С-2.

Технологическая схема УПН «Якушкинская»

Рис.1.3

Консорциум « Н е д р а»

22

В сепараторах С-1, С-2 при давлении до 0,25 МПа (2,5 кгс/см2) и естественной температуре происходит отделение растворенного попутного нефтяного газа от пластовой жидкости. Давление в сепараторах контролируется по месту с помощью манометров, а также датчиками давления с выводом показаний в операторную. Контроль уровня жидкости осуществляется с помощью уровнемера с выводом показаний и сигнализацией в операторной.

Выделившийся газ по трубопроводу направляется в газовый сепаратор (конденсатосборник) КС-1.

В КС-1 подается и попутный нефтяной газ с ДНС 2-го сборного пункта Якушкинского месторождения.

Газовый сепаратор горизонтальный аппарат с эллиптическими днищами объемом 50 м3, снабжен предохранительным клапаном.

Попутный газ из сепаратора КС-1 подается на технологические нужды котельной. Давление газа в сепараторе поддерживается в пределах 0,02 – 0,1 МПа (0,2 – 1,0 кгс/см2). Регулирование давления и уровня в КС-1 производится вручную задвижками.

Отделившийся в газосепараторе газоконденсат сливается в нефтеловушку.

При не востребованности газа в котельной он может направляться через узел учета газа (УУФГ) на факел через регулировочный клапан.

КС-1 в летнее время используется как пожарный водоем объемом 50 м3 для противопожарных целях.

Частично разгазированная пластовая жидкость из сепараторов С-1, С-2 подается на 2 ступень сепарации в сепаратор С-3 или С-4. Для замера расходов сырьевых потоков на трубопроводах входа в сепаратор С-3, С-4 установлены расходомеры.

Консорциум « Н е д р а»

23

Регулирование давления и уровня жидкости в сепараторах С-1, С-2 производится регулирующим клапаном,

установленным на выходе газа из аппарата или запорной арматурой вручную.

В С-3 (С-4) поступает и частично разгазированная пластовая жидкость с ДНС 2-го сборного пункта Якушкинского месторождения. Также жидкость с ДНС 2-го сборного пункта непосредственно может подаваться в сырьевые РВС-4

(РВС-5) минуя С-3 (С-4).

Сепаратор С-3 (С-4) горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами объемом 50 м3, снабжен предохранительным клапаном. Регулирование давления и уровня в С-3 (С-4) осуществляется вручную задвижками.

В сепараторе С-3 (С-4) при давлении 0,03 – 0,1 МПа (0,3 – 1,0 кгс/см2) и естественной температуре происходит отделение попутного газа. Выделившийся газ направляется через узел учета газа (УУФГ) на факел.

Разгазированная обводненная нефть из С-3 (С-4) поступает в сырьевой резервуар РВС-4 (при ремонте РВС-4

обводненная нефть поступает в резервуар РВС-5, который имеет обвязку как технологического, так и сырьевого РВС).

Также в РВС-4 (РВС-5) подаётся частично обезвоженная и разгазированная жидкость с УПСВ Орлянская.

Технологической обвязкой предусмотрена и параллельная работа сырьевых РВС-4 и РВС-5 (в РВС-4 поступает жидкость с С-3 (С-4) в РВС-5 жидкость с УПСВ Орлянская). Жидкость с УПСВ Орлянская также непосредственно может подаваться на сырьевые насосы Н-10, Н-11.

Резервуар сырой нефти РВС-4 вертикальный цилиндрический аппарат с плоским днищем и купольной кровлей,

объемом 3000 м3.

Консорциум « Н е д р а»

24

В сырьевых резервуарах при естественной температуре под действием деэмульгатора и разности удельных весов нефти и воды происходит холодный отстой нефти. Для лучшего отстоя в резервуаре поддерживается уровень раздела фаз «нефть-вода» в пределах 1,8 - 3,0 м (1800 – 3000 мм).

Пластовая вода, отстоявшаяся в нижней части резервуара РВС-4 (РВС-5) направляется непосредственно на водяные насосы Н-1, Н-2, Н-3 водонасосной или в резервуар пластовой воды РВС №6.

Резервуар пластовой воды РВС-6 вертикальный цилиндрический аппарат с плоским днищем и сферической кровлей, объемом 5000 м3, на летний период может использоваться, как пожарный водоём объемом 5000 м3 для противопожарных целях.

Уровень раздела фаз «нефть-вода» в резервуаре сырой нефти РВС-4 (РВС-5) поддерживается с помощью регулирующего клапана, установленного на выходе пластовой воды из резервуара.

Нефть, из верхней части резервуара РВС-4 (РВС-5) с уровня 6 м подается сырьевыми насосами H-10, Н-11 марки ЦНС 180×128 в трубное пространство теплообменников ТО-1 (паровой), ТО-2, ТО-3, ТО-4, ТО-5. Давление на выкиде насосов поддерживается в пределах 0,7 – 1,2 МПа (7,0 – 12,0 кгс/см2). Расход контролируется с помощью расходомера установленного на выкидной линии этих насосов. На прием сырьевых насосов предусмотрена подача деэмульгатора с помощью дозирующей установки (УДЭ).

В теплообменниках ТО-1, ТО-2, ТО-3, ТО-4, ТО-5 происходит подогрев нефти до t = 40-70 С за счет подачи горячей воды из котельной в межтрубное пространство теплообменников.

Температурный режим в теплообменниках контролируется с помощью термометров с выводом показаний в операторную на потоках: входа горячей воды; входа и выхода водонефтяной эмульсии.

Консорциум « Н е д р а»

25

Из теплообменников подогретая нефть поступает последовательно в О-1 (который играет роль 1-ой ступени отстоя), а затем в О-2 (который играет роль 2-ой ступени отстоя). Давление в О-1 и О-2 поддерживается в пределах 0,25

– 0,4 МПа (2,5 – 4,0 кгс/см2).

Нефть из резервуаров РВС-4 (РВС-5) может подаваться насосами Н-10, Н-11 непосредственно в отстойники О-1, О- 2 1-ой ступени отстоя, минуя теплообменники ТО-(1-5). Отстойник О-1, (О-2) горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами объемом 200 м3, снабжен предохранительным клапаном.

Давление на 1 ступени отстоя поддерживается в пределах 0,25 – 0,4 МПа (2,5 – 4,0 кгс/см2).

В отстойниках О-1, О-2 за счет уменьшения скорости потока, под действием деэмульгатора, температуры и разности удельных весов нефти и воды происходит расслоение жидкости. Межфазный уровень «нефть-вода» в

отстойниках контролируется уровнемером и регулируется клапаном.

Вода, как более тяжелая жидкость, собирается в нижней части отстойника и поступает в резервуары сырой нефти РВС-4 (РВС-5).

Нефть, с содержанием воды до 5 % с верхней части отстойника О-2 собирается в общий коллектор и поступает на 2-

ю ступень отстоя в отстойники О-3, О-4, поступает на 3-ю ступень отстоя О-6 (7, 8, 9).

Горячая нефть из теплообменников может подаваться на 3-ю ступень отстоя, минуя отстойники О-1, О-2.

Отстойник О-3, (О-4) горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами, объемом 100 м3,

снабжен предохранительным клапаном.

Давление на 2-й ступени отстоя поддерживается в пределах 0,2 – 0,4 МПа (2,0 – 4,0 кгс/см2).

В отстойниках О-3, О-4 происходит дополнительное расслоение жидкости и сброс воды.

Консорциум « Н е д р а»

26

Вода с нижней части отстойников через регулирующий клапан смешивается с потоком дренажной воды,

сбрасываемой с отстойников 1-ой ступени О-1, О-2 и поступает в РВС-4 (РВС-5). Нефть с верхней части с содержанием воды до 1% поступает в отстойники О-6, (7, 8, 9) 3-й ступени отстоя.

Обвязкой предусмотрен сброс пластовой воды с отстойников 1-й и 2-й ступени непосредственно в водяной РВС-6.

Отстойник О-6, (7, 8, 9) горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами, объемом 80 м3,

снабжен предохранительным клапаном.

Давление на 3-й ступени отстоя поддерживается 0,2 – 0,4 МПа (2,0 – 4,0 кгс/см2).

Вода с нижней части отстойников О-6, (7, 8, 9) возвращается в РВС-4 (РВС-5).

Нефть с верхней части отстойников с содержанием воды до 0,5 % собирается в общий коллектор и подается на прием насоса Н-12 ЦНС 60х66. С выкида насоса Н-12 под давлением 0,3 – 0,9 МПа (3,0 – 9,0 кгс/см2) подается на гидроциклонный процессор (ГПУСМ), установленный на емкости горячей сепарации ГС-1. Так же нефть с верхней части отстойников с содержанием воды до 0,5 % может собираться в общий коллектор и подаваться в емкость горячей сепарации ГС-1. Расход на выходе отстойников 3-й ступени контролируется с помощью расходомера.

Емкость горячей сепарации ГС горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами объемом 32 м3.

Емкость снабжена предохранительным клапаном.

В емкости горячей сепарации ГС при давлении до 0,1 МПа (1,0 кгс/см2) и температуре до 40 С происходит окончательная сепарация нефти.

Выделившийся газ через узел учета газа (УУФГ) направляется на факел, а нефть поступает в технологические резервуары товарной нефти РВС-1, РВС-2, РВС-5.

Консорциум « Н е д р а»

27

Приборы учёта газа установлены на задвижках №№ 30ас, 30б. Задвижки №№ 30ас и 30б врезаны сверху в газопровод между горячей сепарацией (ГС) и факельной свечой (ФС).

На входе в ёмкости ГС-1 горячей сепарации осуществляется подача нейтрализатора сероводорода от БПР-1 через запорную арматуру №№ 602, 604, 121а, либо через запорную арматуру №№ 603, 605(606), 120б. Заправка БПР-1

происходит из емкости для хранения нейтрализатора сероводорода Е-1, через запорную арматуру № 1001, 1002, 1002а. Заправка емкости Е-1 происходит через запорную арматуру № 1000. Уровень в Е-1 контролируется прибором LIA-11.

Отстойники О-1 и О-2 1-ой ступени могут работать последовательно, создавая дополнительную ступень отстоя при полном или частичном выводе 2-ой или 3-й ступеней отстойников.

На линии сброса газа с С-1 (2-4), ГС-1, КС-1 установлены подземные дренажные ёмкости ДЕ-3, ДЕ-4 (по 16 м3) для сбора конденсата. Также в эти подземные ёмкости предусмотрен сброс с ППК сепарационной и отстойной аппаратуры.

Резервуар товарной нефти РВС-1, РВС-2, РВС-5 вертикальный цилиндрический аппарат конической кровлей, объемом 3000 м3.

Нефть из резервуаров РВС-1, РВС-2, РВС-5 насосами Н-8, Н-9 марки ЦНС 180×255 откачивается под давлением 2,0

– 3,0 МПа (20,0 – 30,0 кгс/см2) на установку перекачки нефти (УПН) Товарный парк. Учет перекачиваемой нефти производится с помощью расходомера.

На УПН «Якушкинская» имеется пункт налива нефти. Он предназначен для заправки автоцистерн сторонними организациями и на производственно-технологические нужды.

Консорциум « Н е д р а»

28

Выводы по УКОН:

1.На УПН Якушкинская выпускается товарная обезвоженная и обессоленная нефть только первой и второй группы качества по ГОСТ Р 51858-2002.

2.Пластовая вода утилизируется в систему ППД и поглощение.

3.Газ используется на собственные нужды, степень утилизации 95 %.

1.4 Анализ системы ППД

На Серноводском месторождении с 1967 года существует система поддержания пластового давления. Закачка воды осуществлялась в скважины №№ 3, 30, 39 и 22, все они первоначально были добывающими. Скважина №22 находилась под закачкой всего три месяца, после чего вновь была переведена в добывающие. По состоянию на 01.01.2014 г. под закачкой находятся скважины №№ 3 и 39, скважина 30 числится в простое

Источником водоснабжения системы заводнения служат подземные воды окско-серпуховских отложений Серноводского месторождения. Забор воды осуществляется с водозаборных скважин №31 и №41 находящиеся непосредственно рядом с нагнетательными скважинами №3 и №30.

Для обеспечения закачки воды в скважине №39 применяется внутрискважинный переток воды из водоносного горизонта окско-серпуховских отложений в нефтяной пласт (рисунок 1.3).

Существующая схема системы ППД Серноводского месторождения имеет следующий вид. Вода из водозаборных скважин отбирается насосами типа ЭЦН (ЭЦН 5-80-1000 в водозаборной скважине №41 и ЭЦН 5-80-1700 в водозаборной скважине №31) и по нагнетательным водоводам Ø114х6, подается в нагнетательные скважины.

Сведения о состоянии водоводов Серноводского месторождения приведены в таблице 1.8.

Консорциум « Н е д р а»