Скворцовского месторождения

18

Консорциум « Н е д р а »

19

Выводы по анализу системы сбора продукции скважин

1.В настоящее время все скважины имеют свою выкидную линию, замеряется дебит каждой скважины, это хороший показатель. Имеется 5 свободных мест на АГЗУ, при увеличении числа добывающих скважин они понадобятся.

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 потоки. 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.

Консорциум « Н е д р а »

20

1.3 Анализ работы УПСВ «Скворцовская»

Скворцовская УПСВ предназначена для сбора, первичной сепарации, предварительного сброса пластовой продукции скважин Скворцовского месторождения.

Скворцовская УПСВ введена в эксплуатацию в 1991 году.

Технологическая схема Скворцовской УПСВ приведена на рисунке 1.3.

Проектная производительность установки по пластовой жидкости до 3000 м3/сутки.

На площадке Скворцовская УПСВ размещается следующее оборудование:

-сепарационный блок С-1, С-2, объемом V=100 м3 и 80 м3, соответственно;

-отстойник О-1, объемом V=100 м3;

-буферная емкость нефти БЕ-1, объемом V=100 м3;

-буферная емкость воды БЕ-2, объемом V=56 м3;

-резервуары пластовой воды РВС-1, РВС-2 объемом V=1000 м3 каждый;

-насосы внешнего транспорта Н-1,2: ЦНС 38х110 – 2 шт.;

-блок подачи реагента БР-2,5 – 2 шт.;

-дренажная емкость ЕП-1, 2 объемом V= 80 м3;

-узел учета нефти;

-факельное хозяйство.

Консорциум « Н е д р а »

21

Описание технологической схемы Скворцовская УПСВ: обводненная нефть с Скворцовского месторождения поступает в сепаратор С-1, где при естественной температуре и давлении 4-7 кгс/см2 происходит отделение газа

(разгазирование) от нефти. Перед сепаратором, на входной поток нефти подается реагент-деэмульгатор ДИН -4 в

количестве до 50 г/т.

Выделившийся попутный нефтяной газ в сепараторе С-1 направляется в сепаратор С-2, для конденсации паров жидкости унесенной выделившемся газом, а затем по газопроводу транспортируется на УПСВ Курманаевская.

Технологическая схема УПСВ Скворцовская

Рис.1.3.

Жидкость из сепаратора С-1 подается в отстойник О-1, где при естественной температуре и давлении 1,2-3,5 кгс/см2

происходит отделение нефти от воды. Нефть из отстойника О-1 поступает в буферную емкость БЕ-1, затем через узел

Консорциум « Н е д р а »

22

учета нефти поступает на прием центробежных насосов ЦНС 38х110 и под давлением 4-10 кгс/см2 по напорному трубопроводу откачивается на Курманаевскую УПСВ.

Из отстойника О-1 пластовая вода поступает в емкость пластовой воды БЕ-2 и далее на прием погружных насосов или в резервуар пластовой воды РВС-1 (2).

Пластовая вода насосами через ВРП-1 (2,3) закачивается в нагнетательные скважины №№ 1615, 1611, 1604, 1601 для поддержания пластового давления.

Все промышленные стоки по системе канализации поступают в емкость ЕП-1, откуда погружным насосом откачиваются в С-1, О-1 для повторной обработки.

Выводы по УПСВ Скворцовская:

1.Исходной продукцией является обводненная газонасыщенная нефть Скворцовского месторождения.

2.Готовой продукцией является частично обезвоженная до 30% и разгазированная нефть. Необходимо обезвоживать до 3%, требуется установка дополнительных аппаратов.

3.Отсепарированный газ транпортируется на УПСВ Курманаевская.

4.Отделенная вода в систему ППД Скворцовского месторождения

5.Нефть перекачивается на УПСВ Курманаевская, для дальнейшей обработки, газ под собственным давлением на Нефтегорский ГПЗ.

Консорциум « Н е д р а »

23

1.4 Анализ УПСВ «Курманаевская».

Курманаевская установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) предназначена для предварительного обезвоживания и сепарации нефтей Курманаевского, Шулаевского, Ново-Медведкинского, Красногвардейского и Скворцовского месторождений и предназначена для получения:

• предварительно обезвоженной нефти с целью ее дальнейшего транспорта на центральный пункт сбора – Бобровскую УПН;

•очищенной и дегазированной пластовой сточной воды, используемой в качестве рабочего агента в системе заводнения Курманаевского месторождения;

•нефтяного газа, который после Курманаевской ГКС транспортируется на Бобровскую ГКС.

Технологическая схема УСПВ приведена на рисунке 1.4

Курманаевская УПСВ построена на базе существующей ДНС и введена в эксплуатацию в 1992 г. Курманаевская УПСВ расположена в Курманаевском районе Оренбургской области. Разработчик проекта – институт

«Гипровостокнефть» г. Самара.

В 2003-2004 г. ООО «ВолгоУралНИПИгаз» произведена реконструкция установки. Реконструкция предусматривает замену устаревшего сепарационного оборудования, установку нового факельного хозяйства, блока подогрева эмульсии,

дренажных емкостей, систему аварийного сброса нефтяной эмульсии. В проект включены технические решения по использованию газа первой ступени сепарации на собственные нужды.

В состав УПСВ входят:

Консорциум « Н е д р а »

24

-узел приема нефтяной эмульсии (входная гребенка У-1);

-блок обезвоживания и дегазации нефтяной эмульсии;

-блок очистки и подготовки пластовой воды;

-блок реагентного хозяйства БР-10;

-нефтенасосная; Технологическая схема УПСВ Курманаевская

Консорциум « Н е д р а »

25

Рис.1.3

узел учёта нефти;

-факельная установка УФ-1;

-система аварийного сброса нефтяной эмульсии.

Проектная производительность установки по жидкости 3500 м3/сут.

Текущая производительность установки составляет:

В 2006 году была проведена реконструкция Курманаевской УПСВ в результате которой заменены аппараты С-1, О-

1/1, О-1/2, БВ.

На Курманаевскую установку предварительного сброса воды (УПСВ) поступает продукция скважин Курманаевского,

Шулаевского, Ново-Медведкинского, Красногвардейского, Докучаевского и Скворцовского месторождений из продуктивных пластов Б1, Т1, Т2. На Курманаевскую установку предварительного сброса воды поступает продукция Т2

вобъёме 4-5%, продукция пласта Б2 в объёме 48%, продукция пласта Т1 в объёме 48-47%.

Вкачестве деэмульгаторов применяют реагент-деэмульгатор ДИН-2Е и LML 4312 C.

Готовой продукцией установки предварительного сброса пластовой воды являются:

− газ с давлением 0,25– 0,6 МПа и точкой росы +11 оС;

Консорциум « Н е д р а »

26

−смесь нестабильной нефти и нестабильного конденсата с давлением насыщения до 7,0 МПа;

−пластовая сточная вода, дегазированная и очищенная до установленных норм, которая используется в качестве рабочего агента для заводнения Курманаевского месторождения.

Приём нефтяной эмульсии на площадке УПСВ ведётся через входную гребёнку, где нефть предварительно очищается от механических примесей, проходя через жидкостной сетчатый фильтр Ф-1 или Ф-2. Устанавливаются два фильтра, один из них – рабочий, другой – резервный. Пластовая нефть во входную гребёнку подаётся под буферным давлением скважины 0,4-0,65 МПа. Входная гребёнка оборудована задвижкой с электроприводом (отсечным клапаном

UV-01) для прекращения приёма нефти на площадку УПСВ при пожаре или при достижении загазованностью концентрации «Порог 2».

Поступающая газожидкостная смесь обрабатывается деэмульгатором. Деэмульгатор подаётся из блока реагентов БР- 2, 3, 4 электронасосным дозировочным агрегатом в продукцию скважин.

Обводненная нефть с введённым в неё деэмульгатором поступает в трубопровод нефтяной эмульсии перед трёхфазным сепаратором ТФС-1. В сепараторе производится разделение газожидкостной смеси на газ, воду и частично обезвоженную нефтяную эмульсию. Регулирование давления в ТФС-1 осуществляется клапаном PCV-01 «до себя»,

установленным на трубопроводе нефтяного газа. Трехфазный сепаратор оборудован уровнемером LT 401 и клапаном

LCV-01 регулирующим уровень раздела фаз «нефть-газ», уровнемером LT 402 и клапаном LCV-05 регулирующим уровень раздела фаз «нефть-вода».

Консорциум « Н е д р а »

vk.com/id446425943

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 »