Рыбкинского месторождения
.pdf18
Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции
Характеристика сырья и готовой продукции
Сырьем ДНС «Рыбкинская» является газонасыщенная водонефтяная эмульсия, поступающая из скважин Рыбкинского и Кулагинского нефтяных месторождений. Добываемая из скважин нефтяная эмульсия имеет в своем составе пластовую воду (в эмульгированном состоянии), различные минеральные соли, механические примеси. В состав нефтяной эмульсии входят и различные газы органического и неорганического происхождения. Газовый фактор продукции скважин Рыбкинского месторождения - от 95 до 420 м3/т. Средняя обводненность продукции скважин Рыбкинского месторождения составляет до 60 %.
Остаточная обводнённость дегазированной нефти, откачиваемой с ДНС «Рыбкинская» на УКПН «Загорская»,
составляет до 5 %. На ДНС «Рыбкинская» получают следующие виды готовой продукции:
-очищенную пластовую воду с содержанием нефтепродуктов в сточной воде до 40 мг/л, направляемую в систему ППД;
-нефть с остаточным содержанием воды до 5 %, транспортируемую на УКПНГ «Загорская»;
-попутный нефтяной газ низкого и высокого давления (с 1-ой и 2-ой ступеней сепарации), утилизируемый на факелах;
Физико-химические свойства сырой (пластовой) нефти Рыбкинского и Кулагинского месторождений, поступающей
на ДНС «Рыбкинская» и разгазированной нефтяной эмульсии, транспортируемой на УКПНГ «Загорская» представлены
в табл. 4.1.
Таблица 4.1
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»
19
Физико-химические свойства сырой (пластовой) и обезвоженной нефти
№ |
Наименование |
На входе |
На выходе |
|
на ДНС |
с ДНС |
|
||
|
|
|
||
1 |
Плотность, кг/м3 по ГОСТ 3900-85 |
846 |
836 |
|
2 |
Вязкость кинематическая, мм2/с (ССТ) по ГОСТ 33-82 |
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 4.1 |
|
|
|
|
|
№ |
Наименование |
На входе |
На выходе |
|
на ДНС |
с ДНС |
|
||
|
|
|
||
|
при 20ºС |
4,71 |
8,77 |
|
|
при 50ºС |
3,05 |
4,6 |
|
|
Содержание в нефти: |
|
|
|
|
• воды по ГОСТ 2477-65, % масс |
60 |
До 5 |
|
|
• солей по ГОСТ 21534-76, мг/л |
|
207,3 |
|
|
• парафина по ГОСТ 11851-85, % масс |
|
5,64 |
|
3 |
• серы по ГОСТ 2477-65 |
|
0,805 |
|
|
• смол по ГОСТ 11859-66, % масс |
|
4,38 |
|
|
• асфальтенов по ГОСТ 11859-66, % масс |
|
0,86 |
|
|
• сероводорода по ГОСТ 50802-95, мг/л |
|
Отс. |
|
|
• мехпримесей по ГОСТ 6370-83, мг/л |
|
0,16 |
|
|
Фракционный состав по ГОСТ 2177-99, % |
|
|
|
|
начало кипения |
|
53 |
|
4 |
до 100ºС |
|
12,8 |
|
до 200ºС |
|
27,8 |
|
|
|
|
|
||
|
до 300ºС |
|
40,4 |
|
|
до 350ºС |
|
63,3 |
|
5 |
Температура застывания по ГОСТ 20287-91, ºС |
|
-14 |
|
Консорциум « Н е д р а »
20
Компонентный состав попутного нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти скважины № 166
Рыбкинского месторождения – в табл. 4.2.
Таблица 4.2
Компонентный состав выделившегося газа, разгазированной и пластовой нефти Рыбкинского месторождения
Компоненты |
Выделившийся газ |
Разгазированная нефть |
|
Мольное содержание, % |
Мольное содержание, % |
||
|
|||
Сероводород |
0 |
0 |
|
Углекислый газ |
0,955 |
0,33 |
|
Азот и редкие, |
1,397 |
0,485 |
|
в т.ч. гелий |
0,038 |
0 |
|
Метан |
53,055 |
21,335 |
|
Этан |
17,975 |
7,495 |
|
Пропан |
13,655 |
6,745 |
|
Бутан |
7,885 |
6,515 |
|
Пентан |
3,695 |
6,34 |
|
Гексан |
0,935 |
6,39 |
|
Гептан |
0,14 |
6,96 |
|
Остаток |
0 |
18,55 |
Попутно-добываемые воды представляют собой рассолы хлоркальциевого типа, общая минерализация воды достигает 1974,91 мг.экв/л, плотностью 1,048 г/см3. Характеристика попутно-добываемой воды Самодуровского месторождения приведена в табл. 4.3. Шестикомпонентный состав воды определяется по содержанию ионов в воде согласно ОСТ 39-971-78 [42].
Таблица 4.3
Консорциум « Н е д р а »
21
Физико-химические свойства попутно-добываемых вод
№ |
Наименование показателя |
Ед. изм. |
Величина |
п/п |
|
|
показателя |
1 |
2 |
3 |
4 |
1 |
Удельный вес при 20 0С |
кг/м3 |
1048,0 |
2 |
РН |
|
7,18 |
3 |
Ионный состав воды по ОСТ 39-971-78: |
|
|
|
НСО3- |
мг. экв/л |
3,05 |
|
CL- |
мг. экв/л |
980 |
|
SO42- |
мг. экв/л |
4,40 |
|
Ca2+ |
мг. экв/л |
380,00 |
|
Mg2+ |
мг. экв/л |
105,00 |
|
K++NA+ |
мг. экв/л |
502,45 |
|
Общая минерализация |
мг. экв/л |
1974,91 |
4 |
Массовая доля железа |
мг/дм3 |
0,64 |
5 |
Массовая доля сероводорода |
мг/дм3 |
Не обнар. |
6 |
Склонность пластовых вод к отложению солей |
|
склонна |
Характеристика вспомогательных материалов
На ДНС «Рыбкинская» применяется для разрушения водонефтяной эмульсии – деэмульгатор типа Дин-4, Дин-12Д,
ингибитор коррозии – «Dodicor V 4712», применяемый для предотвращения коррозии трубопровода, арматуры.
Таблица 4.4
Характеристика вспомогательных реагентов
№ |
Наименован |
Показатели качества, |
Норма по ГОСТ, ОСТ, |
Область |
п/п |
ие |
обязательные для |
СТП, ТУ |
применения |
Консорциум « Н е д р а »
22
|
реагента |
проверки |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Однородная жидкость от |
Защита |
|
|
|
Внешний вид |
|
|
светло-желтого до |
|
|
|
|
|
|
трубопроводов и |
|
||
|
|
|
|
|
коричневого цвета |
|
|
|
|
|
|
|
технологического |
|
|
|
Ингибитор |
Плотность при 20 |
0 |
С, |
|
|
|
|
коррозии |
|
0,850 |
оборудования от |
|
||
|
3 |
|
|
|
|||
1 |
Dodicor V |
г/см |
|
|
|
коррозионного |
|
Массовая доля |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
влияния |
|
||
|
4712 |
|
|
|
|
||
|
активного вещ-ва, % |
15-25 |
|
||||
|
минерализован- |
|
|||||
|
|
|
|||||
|
|
масс. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ной пластовой |
|
|
|
|
Вязкость |
|
|
20 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 4.4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
№ |
Наименован |
Показатели качества, |
Норма по ГОСТ, ОСТ, |
Область |
|
||
ие |
обязательные для |
|
|||||
п/п |
СТП, ТУ |
применения |
|
||||
реагента |
проверки |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
воды, |
|
|
|
|
|
|
|
содержащейся в |
|
|
|
кинематическая при |
|
|
|||
|
|
|
нефти |
|
|||
|
|
200С, в мм2/с, не |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
более |
|
|
|
|
|
|
|
Температура |
|
|
Минус 50 |
|
|
|
|
застывания, 0С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Однородная жидкость от |
|
|
|
|
Внешний вид |
|
|
темнокоричневого цвета |
Для разрушения |
|
|
|
|
|
|
до светло-желтого |
водонефтяной |
|
|
Реагент- |
Плотность при 20 0С, |
0,828 |
эмульсии и |
|
||
|
г/см3 |
|
|
достижения |
|
||
2 |
деэмульга- |
|
|
|
|
||
Массовая доля |
|
|
|
эффекта |
|
||
|
тор Дин-4 |
|
|
|
|
||
|
активного вещ-ва, % |
1-6 |
расслоения: |
|
|||
|
|
|
|||||
|
|
масс. |
|
|
|
нефть и |
|
|
|
Вязкость |
|
|
80 |
пластовая вода |
|
|
|
кинематическая при |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|||
Консорциум « Н е д р а »
23
|
|
200С, в мм2/с, не |
|
|
|
|
более |
|
|
|
|
Температура |
Минус 50 |
|
|
|
застывания, 0С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Прозрачная жидкость от |
|
|
|
Внешний вид |
светло-желтого до |
|
|
|
|
светло-коричневого цвета |
Для разрушения |
|
|
Массовая доля |
|
|
|
|
|
водонефтяной |
|
|
|
активного вещества, |
45,0-80,0 |
|
|
|
эмульсии и |
||
|
Реагент- |
% масс. |
|
|
|
|
достижения |
||
3 |
деэмульга- |
Вязкость |
|
|
|
эффекта |
|||
|
тор Дин-12Д |
кинематическая при |
|
|
|
150 |
расслоения: |
||
|
|
температуре 200С, |
||
|
|
|
нефть и |
|
|
|
мм2/с, не более |
|
|
|
|
|
пластовая вода |
|
|
|
Температура |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
застывания, 0С, не |
минус 50 |
|
|
|
выше: |
|
|
Описание технологического процесса и технологической схемы днс «Рыбкинская»
Газонасыщенная водонефтяная эмульсия со скважин Рыбкинского и Кулагинского месторождений через автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) поступает на площадку ДНС «Рыбкинская».
На Дожимной насосной станции «Рыбкинская» осуществляются следующие технологические операции:
-сепарация газожидкостной смеси со скважин Рыбкинского месторождения в нефтегазосепараторе С-1;
-отделение пластовой воды от нефти в нефтегазовом сепараторе со сбросом воды НГСВ;
-сбор дегазированной пластовой воды с сепаратора НГСВ в технологические емкости Е-7, 8, 9;
-сепарация предварительно обезвоженной нефти от остаточного газа в емкостях Е-1, 2, 3;
Консорциум « Н е д р а »
24
-транспорт дегазированной пластовой воды, удовлетворяющей требованиям «ПНДФ» или ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству», на шурфовые насосы ВШ-1, 2, с последующей закачкой в систему поддержания пластового давления;
-подача газа 1 и 2 ступени сепарации на факел для сжигания;
-учет расхода газа 1 и 2 ступени сепарации, направляемого на факелы;
-сброс остаточного газа с расходных емкостей на свечу рассеивания;
- транспорт дегазированной нефти с остаточной обводненностью до 5% на УКПНГ «Загорская»;
-герметизированный сбор дренажных стоков с технологических аппаратов, утечек нефти с насосов внешней перекачки в дренажных емкостях;
-контроль технологических параметров ДНС «Рыбкинская».
Описание технологического процесса работы ДНС «Рыбкинская»
Сбор, сепарация продукции скважин Рыбкинского месторождения при работе ДНС «Рыбкинская» осуществляется по технологической схеме, приведенной в приложении Б.
Продукция добывающих скважин Рыбкинского и Кулагинского месторождений по нефтесборным коллекторам (Дн=89; 159 мм) через автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) и открытые задвижки №№ 1, 2 поступает на ДНС «Рыбкинская» в нефтегазовый сепаратор С-1, где при давлении 0,2…0,6 МПа осуществляется отделение попутного нефтяного газа от водонефтяной эмульсии.
Консорциум « Н е д р а »
25
Давление на входе в нефтегазовый сепаратор контролируется по месту с помощью технического манометра МП4-
УУ2-1МПа. Давление и уровень в нефтегазовом сепараторе С-1 контролируется по месту с помощью технического манометра МП4-Уф-1МПа) и уровнемерного стекла.
С целью защиты от превышения давления на нефтегазовом сепараторе С-1 установлен предохранительный клапан СППК 4р, 150х16 (Ду=150 мм, РN=1,6 МПа). Аварийный сброс газа с предохранительного клапана предусмотрен в дренажную емкость ЕД-1, V=50 м3.
При аварийной ситуации на ДНС «Рыбкинская» Рыбкинского месторождения действовать согласно ПЛА.
Газ первой ступени сепарации, отделившейся от водонефтяной эмульсии в нефтегазовом сепараторе С-1, по газопроводу, диаметром 114 мм через открытые задвижки №№ 23, 24 и датчик расхода газа ДРГ.МЗ(Л)100 на-
правляется в факельный амбар для сжигания.
Расход попутного нефтяного газа, подаваемого в факельный амбар, замеряется комплексом измерительно-
вычислительным количества и параметров свободного нефтяного газа, состоящим из датчика расхода газа ДРГ.МЗ(Л)100, преобразователем давления JUMO (6 bar), преобразователя температуры JUMO (180мм). Показания измеряемых параметров выводятся на вычислитель ВТД-У (Счетчик СТД).
Далее частично разгазированная водонефтяная эмульсия из нефтегазового сепаратора С-1 по трубопроводам (Дн=89, 114 мм) под давлением 0,2…0,6 МПа через открытые задвижки № 5, 7, 12 поступает в нефтегазовый сепаратор НГСВ, объемом V=100 м3, где при давлении 0,15… 0,2 МПа происходит отделение пластовой воды от нефтяной эмульсии.
Консорциум « Н е д р а »
26
Предварительно обезвоженная нефть из нефтегазового сепаратора НГСВ направляется в буферные емкости Е-1, Е-
2, Е-3. Отделившаяся пластовая вода направляется в буферные емкости пластовой воды Е-7, Е-8, Е-9.
Газ второй ступени сепарации, отделившейся от водонефтяной эмульсии в нефтегазовом сепараторе со сбросом воды, по газопроводу, диаметром через открытые задвижки №№ 11, 12 и клапан регулятор РК-2 направляется на факельную установку Ф-1 для сжигания.
Дегазированная водонефтяная эмульсия с емкостей Е-1, Е-2, Е-3 по трубопроводу Дн=114 мм поступает через фильтр тонкой очистки на прием насоса внешней откачки нефти Н-1(Н-2) типа ЦНС 60х330 или Н-3 типа ЦНС 13х350, и далее при давлении 2,5…3,7 МПа по трубопроводу Дн=114; 159 мм через ТПР «Норд-М-100» транспортируется на УКПНГ «Загорская».
При нормальном режиме работы откачка нефти на УКПНГ «Загорская» производится одним насосным агрегатом, остальные насосы находятся в резерве.
При снижении производительности откачка дегазированной водонефтяной эмульсии с емкостей Е-1, Е-2, Е-3
осуществляется с помощью насоса Н-3 типа ЦНС 13х350.
Контроль давления в нагнетательных линиях насосов Н-1, Н-2, Н-3 осуществляется по месту с помощью технических манометров МП4-Уф-6МПа- 2 шт., МП4-Уф-4МПа. Сигнализация, в случае отклонения давления в напорном коллекторе насосов от установленных норм обеспечивается сигнализирующим манометром ДМ2005CrЕх-
10МПах1,5.
Консорциум « Н е д р а »