Софинско-Дзержинского месторождения

48

Таблица 4.3

Консорциум « Н е д р а »

49

Консорциум « Н е д р а »

50

Cхема АГЗУ СПУТНИК АМ-40-10-400

1 –выкидные линии от скважины; 2- специальные обратные клапаны; 3 - многоходовой переключатель скважин ПСМ; 4 - каретка роторного переключателя скважин; 5 - замерный патрубок; 6 - гидроциклонный сепаратор; 7 -заслонка, 8-турбинный счетчик; 9 -

поплавковый регулятор уровня; 10 - гидропривод; 11 -электродвигатель; 12 - отсекатели; 13 -сборный коллектор; 14 -силовой цилиндр; 15 –БМА

Рис.4.2.

Продукция скважин но выкидным линиям подается в многоходовой переключатель, который действует как вручную,

так н автоматически. Каждому положению этого переключателя соответствует подача на .замер продукции одной

Консорциум « Н е д р а »

51

скважины. Продукция данной скважины направляется в газосепаратор, состоящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный кат-лектор.

Нефть из верхней емкости газосеиаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосеиаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого уровень жидкости и нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины.

В блоке местной автоматизации регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-

расходомер (СР).

Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода.

Установка «Спутник-А» работает но определенной (заданной) программе, при этом каждая скважина поочередно включается на замер на определенное время.

Счетчик-расходомер является одновременно сигнализатором подачи скважин. В установке предусмотрена возможность измерения количества газа с помощью диафрагмы,

установленной в газосепараторе. Выводы по АГЗУ:

Выявлены следующие особоеннности и недостатки АГЗУ:

− Невозможность замера дебита каждой скважин, т.к. несколько скважин объединены в один коллектор, известно только суммарное значение дебита скважин. Объединенными являются скважины №174, 175, 211 и 159; №155 и 206;

Консорциум « Н е д р а »

52

№203, 202, 172; №177, 166, 153; №105 и 162. Необходимо проложить новые выкидные линии от этих скважин. Но на существующих АГЗУ не хватит мест для подключения все х скважин. Поэтому нужно поставить новую АГЗУ, в районе скв №177. Трубы гибкие полимерно металлические ГПМТ.

− 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.

Консорциум « Н е д р а »

53

4.4 Анализ УПСВ «Софинско-Дзержинская»

УПСВ «Софинско-Дзержинская» расположена в Красноармейском районе Самарской Области [6].

УПСВ «Софинско-Дзержинская» предназначена для первичной обработки нефти с Софинско-Дзержинского, Любимовского, Пиненковского, Ищанского, Колпинского, Петрухановского, Анютинского, Маланинского, Красноармейского, Буролатского, Ежовского, Летовского, Гражданского, Медведевского, Хомяковского, Покровского месторождений, кратковременного хранения и последующей перекачки нефти с обводненностью до 5 % на Горбатовскую УПСВ.

Первичная обработка нефти заключается в разгазировании, подогреве, сбросе пластовой воды.

Нефть с Софинско-Дзержинского месторождения подогреву не подвергается. Обработка нефти девонских и угленосных пластов осуществляется совместно.

Пластовая вода утилизируется в поглощение нефтяных пластов.

Технология УПСВ позволяет: подавать попутный нефтяной газ на Нефтегорский ГПЗ по газопроводу, а также полностью сжигать выделившийся попутный газ на факельной установке в зависимости от ведения технологического режима УПСВ.

На площадке ДНС размещается следующее оборудование:

Площадка слива нефти (подземные емкости ЕП-1С÷5С, дренажная емкость ДЕ-2С);

-Узел учета нефти №1, №;

-РВС №2 объемом 3000 м3;

-РВС №1 объемом 2000 м3;

Консорциум « Н е д р а »

54

-РВС №3 объемом 700м3;

-РВС №4 объемом 700м3;

-Подпорная насосная;

-Насосная внешнего транспорта (ЦНС 180×425 – 3 штуки);

-Дренажные емкости Е-2, Е-3, Е-5, Е-8, Е-4/1,2, Е-6, Е-10, ЕП-11, Е-13;

-Подогреватель нефти (3 шт.);

-Трехфазный сепаратор (4 шт.);

-Отстойник нефти (2 шт.);

-Буферная емкость (2 шт.);

-Насосы для откачки уловленной нефти в линию с АГЗУ 4,5;

-Отстойник воды (2 шт.);

-Газосепаратор (3 шт.);

-Буфер-дегазатор (1 шт.);

-Блок дозирования реагента (3 шт);

-Факельное хозяйство;

-Узел учета газа (1 шт).

Срок ввода УПСВ в эксплуатацию – 2006 г.

Первый пусковой комплекс введен в эксплуатацию в 2005 году. Срок ввода узла сепарации нефти в эксплуатацию – ноябрь 2008 г.

Консорциум « Н е д р а »

55

Проект на УПСВ на Софинско-Дзержинском месторождении разработан ОАО «Гипровостокнефть» в 2005 году г.

Самара.

Проект на «Узел сепарации нефти УПСВ Софинско-Дзержинская» разработан ОАО «Гипровостокнефть» в 2007году г. Самара.

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и изготовляемой продукции

Девонские нефти Софинско-Дзержинского месторождения являются тяжелыми, с плотностью разгазированной нефти пласт Д3 при 20 ºС до 882 кг/м3, с содержанием парафина до 6,2 % масс., смол силикагелевых 4,9 % масс.,

асфальтенов – 4,8 % масс.

Нефть пласта А4 Софинско-Дзержинского месторождения – легкая, с плотностью разгазированной при 20 ºС нефти

793,4 кг/м3, с содержанием парафина 3,9 % масс., смол силикагелевых 1,5 % масс., асфальтенов 0,5 % масс.

Обводненность поступающей на УПСВ смеси нефтей Софинско-Дзержинского месторождения составляет 80-90 %

масс.

Смесь нефтей, доставляемых на УПСВ с помощью автобойлеров, имеет среднюю плотность при 20 ºС до 807-812

кг/м3, содержание парафина от 3,8 до 14% масс., содержание смол от 0,4 до 17,1% масс., асфальтенов от 0,25 до 4,05%

масс.

Обводненность смеси нефтей, доставляемых автобойлерами, колеблется от 1,2% масс. до 41,4-43,5% масс.

Описание технологического процесса и технологической схемы установки Описание систем контроля и управления технологическим процессом

Консорциум « Н е д р а »

56

Приём нефти на Софинско-Дзержинскую УПСВ осуществляется с трёх направлений:

•с пункта слива нефти;

•с приёмного коллектора «УПСВ Пиненковская – Софинско-Дзержинская УПСВ»;

- с общего приёмного коллектора АГЗУ №1, 2, 4, 5, 6, 7, 8 Софинско-Дзержинского месторождения.

На пункт слива нефть с Ищанского, Колпинского, Летовского, Красноармейского, Маланинского, Гражданского,

Медведевского, Хомяковского, Покровского месторождений доставляется в автоцистернах, оборудованных сливными устройствами.

Слив нефти из автоцистерн осуществляется на площадке, имеющей 8 стояков.

Каждый стояк оборудован быстросъемной муфтой «сухого разъема» МСР-100, фильтром ФЖУ-100-1,6,

предназначенным для очистки нефти от механических примесей и запорной арматурой.

Из автоцистерн нефть самотеком через напорно-сливные рукава, фильтры по общему сливному коллектору поступает в подземные емкости ЕП-1С÷5С.

Слив нефти может производиться одновременно из 8 автоцистерн.

Подземные емкости ЕП-1С÷5С предусмотрены для приема нефти из автоцистерн и кратковременного хранения ее перед откачкой на установку предварительного сброса пластовой воды.

Каждая емкость ЕП-1С÷5С представляет собой горизонтальный цилиндрический сосуд с эллиптическими днищами объемом 200м3, диаметром 3400мм и змеевиком обогрева внутри.

Для откачки нефти на УПСВ приемные емкости ЕП-1С÷5С оборудованы четырьмя полупогружными герметичными насосными агрегатами Н-1С÷4С типа 12НА22×6 с производительностью 150м3/час.

Консорциум « Н е д р а »

57

Нижние штуцера емкостей ЕП-1С÷5С соединены между собой трубопроводами, оснащенными запорной арматурой,

позволяющими емкостям работать как сообщающиеся сосуды.

Для уменьшения вредных выбросов в атмосферу емкости ЕП-1С÷5С между собой объединены газоуравнительной линией с «дыханием» в атмосферу через огнепреградители ПО-100 и дыхательные клапана КДЗТ-150М.

Для приёма нефти при аварийной разгерметизации автоцистерны и сбора проливов с площадки слива предусмотрена горизонтальная подземная емкость ДЕ-2С объемом 25м3, оснащённая полупогружным насосом Н-5С

типа НВ50х50 с производительностью 50м3/ч для откачки нефти через общий сливной коллектор в приёмные ёмкости ЕП-1С÷5С. В эту же емкость осуществляется сброс избыточного давления через блок предохранительных клапанов с прёмного коллектора «УПСВ Пиненковская – Софинско-Дзержинская УПСВ».

Для уменьшения времени слива нефти из автоцистерн в зимний период, 4 стояка слива оборудованы эжекторами.

Пар в эжектора подается от агрегатов ППУ.

Для оперативного ведения учета нефти, поставляемой с месторождений автобойлерами, на УПСВ Софинско-Дзержинского месторождения предусмотрен узел учета нефти №1 (УУН №1).

Нефть с пункта слива с давлением 8кгс/см2 и температурой 10ºС (зимой) или 17-35ºС (летом) насосами Н-1С,2С,3С,4С подается на оперативный узел учета нефти №1.

Также во входной коллектор оперативного узла учета №1, по трубопроводу Ду-200 мм, поступает жидкость с Ежовского, Петрухновского, Любимовского, Хребтового, Пиненковского, Буролатского и Анютинского месторождений.

Предусмотрен автоматический сброс нефтяной эмульсии с предохранительных клапанов при повышении давления в трубопроводе более 9,0кгс/см² в аварийную дренажную емкость ДЕ-2С.

Консорциум « Н е д р а »