Рыбкинского месторождения

45

При нормальной работе установки подготовки газа, топливный газ для собственных потребителей УКПНГ отбирается при давлении 8-10 кгс/см2 через запорную арматуру поз. 202 из газового сепаратора ГС-3.

Узел редуцирования топливного газа постоянного действия и предназначен для снижения и регулирования

давления газа.

Также узел редуцирования оборудован двумя перемычками с целью опорожнения трубопроводов в факельный коллектор низкого давления№1.

При нормальной работе установки подготовки газа, подача топливного газа на подпор факельных коллекторов: Ду-

300 мм высокого давления, Ду -300 мм низкого давления №1, Ду-150 мм площадки приема и отгрузки СУГ, к дежурным горелкам факельной установки площадки приема и отгрузки СУГ, производится через запорную арматуру поз. 202, через запорную арматуру поз. 139.1 из газового сепаратора ГС-3.

В случае остановки установки подготовки газа, предусмотрена подача топливного газа на подпор факельных коллекторов: вДу -300 мм высокого давления, Ду-300 мм низкого давления №1 и Ду-150 мм площадки приема и отгрузки СУГ.

Выводы

УКПНГ «Загорская» предназначена для подготовки нефти до товарной «Загорского» и «Лебяжинского» месторождений, а также жидкости с ДНС «Рыбкинская».

Консорциум « Н е д р а »

46

Обводненная газонасыщенная нефть с Загорского и Лебяжинского месторождений поступает на первую ступень сепарации при давлении 0,3-0,5 МПа, где осуществляется первая ступень сепарации. Нефтяной газ для очистки от капельной жидкости подается в газосепаратор. Нефтяной газ после сепарации частично используется на собственные нужды промысла,

остальной газ подается на газокомпрессорную станцию и далее в систему Трансгаза.

Консорциум « Н е д р а »

47

4. Система поддержания пластового давления на Рыбкинском месторождении

Формирование системы ППД начато с 2009 года переводом одной добывающей скважины в нагнетательный фонд.

По состоянию на 01.01.2015 г. под закачкой находятся две скважины (301, 9).

Вода для заводнения пластов Рыбкинского месторождения подается с ДНС.

Технологический режим действующих нагнетательных скважин приведен в табл. 6.1 [6].

Таблица 6.1

Параметры техрежима закачки воды (по состоянию на 01.01.2015г )

Консорциум « Н е д р а »

48

Из табл. 6.2 видно, что 100 % протяженности действующей системы высоконапорных водоводов не отработали

нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью шесть лет (РД 39-132-94) [7].

Консорциум « Н е д р а »

49

Требования к закачиваемой воде

Вода для закачки в пласт должна отвечать требованиям ОСТ 39-225-88 [8], действие которого распространяется на воды, используемые для заводнения нефтяных пластов, ОСТ регламентирует следующие показатели и нормы качества воды:

-Водородный показатель (рН). Значение рН должно находиться в пределах от 4,5 до 8,5.

-Фильтрационная характеристика. При снижении коэффициента приемистости нагнетательных скважин, с начала закачки воды на 20 %, следует проводить работы по восстановлению фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта и при необходимости улучшать качество закачиваемой воды.

-Совместимость с пластовой водой и породой. При контакте в пластовых условиях закачиваемой воды с пластовой водой и породой коллектора может быть допущено снижение фильтрационной характеристики на 20 %.

-Размер частиц механических примесей и эмульгированной нефти. При закачке воды в поровые коллекторы проницаемостью свыше 0,1 мкм2 должно быть 90 % частиц не крупнее 5 мкм2; при закачке воды в поровые коллекторы,

проницаемостью до 0,1 мкм2 – не крупнее 1 мкм2.

-Содержание растворенного кислорода. Содержание растворенного кислорода не должно превышать 0,5 мг/л.

-Набухаемость пластовых глин. По мере организации закачки воды набухаемость глин коллекторов в закачиваемой воде не должна превышать значения их набухаемости в воде на первоначальной стадии освоения месторождения.

Консорциум « Н е д р а »

50

-Коррозионная активность. При коррозионной активности воды свыше 0,1 мм/год, необходимо предусматривать мероприятия по антикоррозийной защите трубопроводов и оборудования.

-Содержание сероводорода. В воде, нагнетаемой в продуктивные коллектора, пластовая вода которого не содержит сероводород или содержит ионы железа, сероводород должен отсутствовать.

-Наличие сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). Не допускается присутствие СВБ в воде, предназначенной для закачки в пласт, нефть, газ и вода которых не содержат сероводород.

-Контроль за качеством закачиваемой воды включает определение количества и размеров твердо взвешенных веществ и содержание кислорода. Периодичность отбора проб и анализов пресной воды на количество твердо взвешенных веществ составляет:

-на водозаборных сооружениях один раз в неделю;

-на устьях нагнетательных скважин один раз в месяц по двум контрольным скважинам.

Размер твердых взвешенных веществ контролируется один раз в квартал, а содержание кислорода – один раз в месяц.

Содержание ТВВ – 3 мг/л, нефтепродуктов – 5 мг/л.

Выводы

Подтоварной воды, согласно проектным объемам [1] закачки рабочего агента и добычи жидкости на месторождении, будет недостаточно, недостающий объем воды будет обеспечиваться водозаборными скважинами.

Консорциум « Н е д р а »

51

5. Технологический расчет теплообменника

Технологический расчет теплообменника проводится по методическим указаниям [8]. Исходные данные для теплообменника, установленного на УКПНГ «Загорская».

Исходные данные для расчета

1.Внутренний диаметр трубок, dв=0,025м;

2.Наружный диаметр трубок, dн=0,029м;

3.Внутренний диаметр кожуха, Dв=1,2м;

4.Число трубок, n=899;

5.Длина трубок, L=9м;

6.Объемный расход холодного потока, Qх=130м3/ч;

7.Объемный расход горячего потока, Qг=70м3/ч;

8.Характеристика направленности потока – противоток;

9.Начальная температура горячего потока, Тн=500С;

10.Конечная температура горячего потока, Тк=300С;

11.Начальная температура холодного потока, tн=240С.

Определение конечной температуры холодного потока (tк)

Консорциум « Н е д р а »

52

Определяем изменение температуры горячего потока по каждой зоне по формуле:

На границе 10 и 9 зоны:

Т10−9 = 32 + 2 = 34 0С;

На границе 9 и 8 зоны:

Т9−8 = 34 + 2 = 36 0С;

На границе 8 и 7 зоны:

Консорциум « Н е д р а »