Сологаевского месторождения

49

СИКН-239 через задвижки №№ 1041, 1036. Контроль давления после насоса осуществляется с помощью электроконтактного манометра PISA – 351. Заполнение корпуса насоса перед пуском осуществляется через задвижку № 1039. Дренаж нагнетательного трубопровода насоса Н-6 осуществляется в емкость Е-5 через задвижку № 1038.

Для сбора утечек от насоса Н-10/1 (Н-10/2, Н-10/3) предусматривается дренажная емкость Е-4. Дренаж трубопроводов обвязки насосов также осуществляется в дренажную емкость Е-4 через задвижки №№ 1006, 1004, 1009,

1010, 1012, 1013, 1025, 1028, 1029. Для защиты от переполнения и контроля текущего уровня утечек в емкости установлены сигнализатор предельного уровня LSA – 132 (сигнал в операторную подается на при достижении уровня 2800 мм) и уровнемер LTY – 142 (вывод показания от 300 мм до 2600 мм). Вывод показаний и сигнализация осуществлены в операторную. Откачка жидкости из нее осуществляется погружным насосом Нп-4 типа 12НА-9х4. Давление после насоса Нп-4, равное 0,35 МПа, контролируется манометром PISA – 168. Далее жидкость через электрозадвижку XV-118, задвижку № 1001 поступает в резервуары, либо в автобойлер через задвижку № 1034. Дренаж трубопроводов обвязки насоса Нп-4 в передвижную емкость осуществляется через задвижки № 1033, 1034.

Дренаж трубопроводов обвязки влагомера осуществляется через задвижку № 1021 в трубопровод сброса жидкости с предохранительного клапана.

Для предотвращения повышения давления выше расчетного на трубопроводе внешнего транспорта предусмотрена установка предохранительных клапанов типа СППК5-100-16 (1 раб. + 1 резерв.). Давление настройки клапана составляет Руст.=1,5 МПа, № пружины клапана - 55. Сброс с предохранительных клапанов направляется в подземные емкости Е-3,

Е-4. Контроль уровня в емкости Е-3 осуществлен при помощи сигнализатора верхнего уровня (сигнал в операторную

Консорциум « Н е д р а »

50

подается на при достижении уровня 2800 мм) и уровнемера LTY – 141(вывод показания от 300 мм до 2600 мм).. Откачка жидкости из нее осуществляется погружным насосом Нп-3 типа 12НА-9х4. Давление после насоса Нп-3, равное

0,35 МПа, контролируется при помощи электроконтактного манометра PISA – 167. Далее жидкость через электрозадвижку XV-117, задвижку № 1001 поступает в резервуары, либо в автобойлер через задвижку № 1031. Дренаж трубопроводов обвязки насоса Нп-3 в передвижную емкость осуществляется через задвижки № 1030, 1031.

Контроль протечек между задвижками № 1 и № 2 осуществляется с помощью арматуры № 32.

В целях повышения уровня охраны труда, безопасности персонала и обеспечения безаварийной эксплуатации оборудования технологических объектов предусмотрена известительная, предупредительная и аварийная сигнализация об отклонении контролируемых параметров технологических процессов от своих рабочих значений.

На площадках предусмотрен контроль довзрывоопасных концентраций смесей горючих газов и паров на взрывоопасных площадках установки с помощью газоанализаторов оптических СГОЭС QST 172а-в, QST-172а-в, QST-

173а-в, с формированием предупредительной (при концентрации более 10% от нижнего концентрационного предела распространения пламени) и аварийной (более 40%) световой и звуковой сигнализации в помещении операторной и на территории технологических площадок.

Информация о параметрах, определяющих безаварийное состояние технологического оборудования и технологических процессов отображается на АРМ оператора и дублируется контрольно-измерительными приборами, расположенными на шкафах контроля и управления в помещении операторной, а также непосредственно на технологических площадках установки.

Консорциум « Н е д р а »

51

Трубопроводы оборудованы электрической кабельной системой обогрева «Тепломаг», предназначенной для

компенсации тепловых потерь.

Выводы по УКОН:

1.На УКОН Похвистнево выпускается товарная обезвоженная и обессоленная нефть только первой группы качества по ГОСТ Р 51858-2002.

2.Пластовая вода утилизируется в систему ППД и поглощение.

Консорциум « Н е д р а »

52

1.6Анализ системы ППД

Внастоящее время Сологаевское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления продуктивных нефтяных пластов ДI, ДII, которые залегают на глубинах 2600-2800 м. Закачка воды осуществляется в 5 нагнетательных скважин: №№3, 106, 108, 128, 147. При этом, нагнетательные скважины №№3, 108, 128, 147 работают только на пласт ДI, нагнетательная скважина №106 на пласт ДII.

Источником водоснабжения для целей ППД на месторождении служат пластовые сточные воды, сбрасываемые с установки предварительного сброса воды.

Пластовая вода из отстойника снизу аппарата поступает через фильтр, узел учета жидкости (расходомер), регулирующий клапан в резервуар РВС-1 объемом 1000 м3 или буферную емкость воды объемом 50 м3. Резервуар РВС-1

и буферная емкость БЕ-2 предназначена для сбора и хранения пластовой воды, а также для улавливания незначительного количества остаточной нефти, которая накапливается в верхней части аппаратов.

По мере накопления в резервуаре пластовой воды (РВС) и буферной емкости нефтяная шапка самотеком сбрасывается с верхней части аппаратов в подземную дренажную емкость УПСВ «Сологаевская».

Уровни воды в резервуаре пластовой воды и буферной емкости контролируются уровнемерами У-1500 с выводом показаний в операторную. Изменение уровня воды в резервуаре допускается только в пределах 2 – 10 м, в буферной емкости – 0,6-2,4 м.

Далее вода поступает в шурфы №1, 2, 3, 4, откуда под давлением 5,0-7,0 МПа при помощи погружных насосов марки ЭЦН направляется через ВРП-1, ВРП-2, ВРП-3 в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления в продуктивных нефтяных пластах месторождения, а избыток утилизируется в поглощающие скважины №№104, 1515.

Консорциум « Н е д р а »

53

Контроль за давлением на выкиде установок ЭЦН в шурфах осуществляется по месту с помощью технических манометров.

Все промышленные стоки по системе канализации поступают в канализационную емкость, откуда откачиваются полупогружным насосом в отстойник пластовой воды для повторной обработки. Контроль за уровнем жидкости в канализационной емкости ведется с помощью уровнемера.

Таким образом, по состоянию на 01.01.2011 г. система ППД на Сологаевском месторождении включает в себя:

•резервуар пластовой воды V=1000 м3 – 1 шт.;

•буферную емкость воды V=50 м3 – 1 шт.;

•шурфная насосная станция пластовой воды со стендовыми скважинами (шурфами) – всего 4 шт., в работе – 3

шт.;

•установка насосов типа ЭЦН-400-950, ЭЦН-400-1050, ЭЦН-250-800;

•водоводы высокого давления – порядка 4,5 км;

•нагнетательные скважины №№3, 106, 108, 128, 147, – в работе, №№44, 185, 186 – в бездействии, всего 8 шт.;

•поглощающие скважины №104, 1515, находящиеся в работе;

•водозаборную скважину №13, находящуюся в бездействии.

Сведения о состоянии водоводов систем заводнения и поглощения Сологаевского месторождения приведены в

таблице 1.8. Схема систем ППД и поглощения Сологаевского месторождения приведена на рисунке 1.6.

Консорциум « Н е д р а »

54

Таблица 1.8

Сведения о состоянии водоводов заводнения Сологаевского месторождения

Консорциум « Н е д р а »

55

Рис.1.6.

Консорциум « Н е д р а »

56

Фактические и требуемые показатели качества закачиваемых вод представлены в таблице 1.9 и 1.10.

месторождении составляет 0,4 мкм2, следовательно мы укладываемся в рамки требований.

Выводы по системе ППД:

1.Для системы ППД используется подтоварная вода с УПСВ Сологаевская.

2.Абсолютно все водоводы отработали свой нормативный срок, 10 дет. Необходимо заменить на новые гибкие полимерно-металлические трубы.

Консорциум « Н е д р а »

57

3. На скважинах отсутствуют счетчики закачиваемой воды, необходимо установить счетчик на каждой скважине.

Типа СВУ. (счетчик воды ультразвуковой).

4.Закачиваемая вода удовлетворяет нормативным требованиям к закачке в систему ППД.

5.В системе ППД используется реагент: ингибитор коррозии КорМастер.

Консорциум « Н е д р а »