Кабановского месторождения

36

Управление внешними исполнительными устройствами электромагнитными клапанами подачи топливного газа,

клапаном – отсекателем топлива, питание датчиков пламени, управление светозвуковой аварийной сигнализацией,

индикацией работы и вывод текстовых сообщений на дисплей,

БЛОК ОБЕЗВОЖИВАНИЯ и ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ Нагретая в путевых подогревателях ПП-1,6 водонефтяная эмульсия, содержащая деэмульгатор поступает в

отстойник О – 1, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду.

Для контроля за уровнем раздела фаз используются прибор «Элита» с выводом показаний в операторную. Контроль за давлением в О - 1 осуществляется по манометру типа ОБМ – 160; Р – 0-1,6 МПа; 1,5. Выделившаяся вода дренируется на вход в РВС-1/1(12)(ступени предварительного сброса) или в ёмкость Е-7 ловушечного хозяйства. Обезвоженная нефть по трубопроводу Ду=150 направляется на обессоливание в ДГ-2. В трубопровод Ду=150 перед дегидратором подается пресная вода насосами НВ – 1,2 для отмывки солей из нефти. Объем подаваемой воды предусматривается в карте технологического режима и контролируется счетчиком «ТОР1-50».

Для оптимального перемешивания пресной воды с нефтью, между отстойником обезвоживания и ДГ установлен смеситель, на котором создается перепад давления (задается в карте технологического режима) за счет регулировки задвижкой в ручном режиме.

Визуальный контроль за давлением в ДГ осуществляется по манометру типа ОБМ – 160; Р – 0-1,0 МПа; 1,5, за уровнем раздела фазпо смотровым кранам.

Качество подготовленной (обезвоженной и обессоленной) нефти должно контролироваться согласно таблице аналитического контроля и отвечать требованиям карты технологического режима – приведенным в настоящем

Консорциум « Н е д р а »

37

регламенте далее. Обессоленная горячая нефть из ДГ-2 по трубопроводу Ду=150 направляется в емкость сепарации горячей нефти Е – 3. Выделившийся газ по трубопроводу Ду=100 направляется на факел для сжигания, а охлажденная разгазированная товарная нефть по трубопроводу Ду=200 поступает на узел управления задвижками У – 1, где распределяется по товарным резервуарам (РВС-2/1,10) и емкостям (О-5,6).

Для контроля уровня нефти в емкости Е-3 смонтирован уровнемер Гамма-8, с выводом показаний в операторную.

БЛОК УПРАВЛЕНИЯ ЗАДВИЖКАМИ У – 1,2 С ТОВАРНЫМИ РЕЗЕРВУАРАМИ И ЕМКОСТЯМИ.

Подготовленная (товарная) нефть, отвечающая требованиям к качеству согласно карте технологического режима,

через узел управления задвижками У – 1, по трубопроводу Ду=150 поступает в емкости О-5,6 или по трубопроводу Ду=200 в резервуары РВС-1000 Р-2/1(11), РВС-2000 Р-10.

Емкости О-5,6 с соответствующей обвязкой и свечей рассеивания газа используются как резервные емкости для хранения товарной нефти. Уровень нефти в О-5,6 контролируется показывающим приборами УМ-1500 с выводом показаний и сигнализацией в операторную. Контроль за давлением в резервных емкостях осуществляется по манометрам типа ОБМ – 160; Р - 0-0,4 МПа; 1,5.

Уровень нефти в резервуарах Р-2/1, Р-10 контролируется с помощью приборов «Гамма-7», показания выведены в операторную.

Откачка товарной нефти потребителю (АК «Транснефть») из резервуаров (Р-2/1,10) и емкостей О-5,6 производится по трубопроводу Ду=200, насосами НН – 3,4, через оперативный узел учета товарной нефти, на котором:

-замеряется расход нефти по счетчику типа Норд 100*40, показания которого выведены в операторную;

-производится регистрация давления по прибору «Экограф – 31ВВ1»;

Консорциум « Н е д р а »

38

-производится замер температуры откачиваемой нефти с помощью термометра типа ТЛ-4 (0 – 1000С).

Насосы НН-3,4 оснащены средствами КИПиА, позволяющими осуществлять:

-отключение насосов и сигнализацию о превышении (падении) давления против установленного – по манометру ВЭ 16 рб;

-замер давления – по манометру ОБМ – 160; Р – 0-4,0 МПа; 1,5.

Параметры откачки (давление, температура, расход) – указывается в карте технологического режима.

БЛОК ВОДОПОДГОТОВКИ и РЕАГЕНТНОГО ХОЗЯЙСТВА.

Пресная вода, подаваемая для отмывки солей на ступень обессоливания, поступает из системы водоснабжения и за счет давления в системе водоснабжения или насосами НВ – 1,2 подается на смеситель перед ДГ-2.

Учет расхода воды осуществляется с помощью счетчиком «ТОР1-50», контроль давления – по манометру ОБМ -160

Р-0-1,6 МПа;1,5. Объем подаваемой на обессоливание воды, задается в карте технологического режима.

Реагентное хозяйство включает в себя:

-крытый стеллаж для разгрузки и хранения деэмульгаторов, поступающих в бочкотаре;

-для приема и хранения деэмульгаторов поставляемых в цистернах, установлены заглубленные емкости V=30м3 и

V=100м3;

- закачка деэмульгатора из бочек и емкостей производится шестеренчатым насосом НШ-4.

Подача деэмульгаторов производится по трубопроводу Ду=25 в общий нефтепровод, подающий эмульсию на отстойник О-1. Расход деэмульгатора задается в карте технологического режима. Учет расхода деэмульгатора осуществляется по реагентной тарированной емкости, оснащенной уровнемерной стеклянной трубкой с мерной шкалой.

Консорциум « Н е д р а »

39

БЛОК СЛИВА НЕФТИ Блок слива нефти состоит из насосов НН-8,9,10, запорной арматуры, приборов учета и системы трубопроводов.

Блок слива нефти предназначен для приёма на установку:

-обводнённой нефти со скважин, доставляемой автоцистернами для дальнейшего обезвоживания и обессоливания;

-нефтешламов с очистных сооружений и мест аварий на трубопроводах для дальнейшей подготовки на ступени обработки ловушечной нефти;

Учет принятой нефти (нефтешлама) осуществляется по счетчикам ТОР 1-50, установленных на выкидных линиях насосов НН-9,10, и пробам, отбираемым из автоцистерн.

ЛОВУШЕЧНОЕ ХОЗЯЙСТВО

Ловушечное хозяйство включает в себя емкости V=100м3 (Е – 7) и V=100м3 (Е – 8) предназначенные для приема: сбросов с ППК, стоков промышленной канализации, опорожнения аппаратов, прием нефти со скважин доставляемой автоцистернами, всплывающей пленки из нефтеуловителей, масел дизельных отработанных, масел индустриальных отработанных с последующей откачкой. Откачка жидкости производится насосами НН-5, НН-6 на блок подготовки ловушечной нефти или в линию поступления обезвоженной нефти с Карповской УПСВ, через счетчик ТОР1-50.

БЛОК ПОДГОТОВКИ ЛОВУШЕЧНОЙ НЕФТИ Блок состоит из диспергатора и дегидратора ДГ-1 (реактора). Уловленная нефть (нефтешлам) насосами НН-5,6 или

эжекторными насосами с Кабановских очистных сооружений или насосами блока слива нефти НН-8,9,10, подается в линию на ПП-1,6 № 1 где нагревается до 50-700С, откуда либо через диспергатор где происходит частичное разрушение бронирующих оболочек, либо минуя его поступает в реактор ДГ-1 где происходит разделение нефтешламов на

Консорциум « Н е д р а »

40

нефтяную и водную фазы. Также в линию подается пресная вода V=1-3м3/час и раствор ПАВ (МЛ-80, МЛ-Супер и др.).

Отделившаяся вода из нижней части реактора ДГ-1 с мех.примесями сбрасывается на очистные сооружения. Нефть через счетчик НОРД Ду=40 подается на прием сырьевых насосов Н-1,2 для дальнейшей подготовки.

Качество полученной нефти контролируется по содержанию хлористых солей и обводненности, согласно норм аналитического контроля работы установки.

Выводы по УПН:

1.Готовой продукцией УПН является товарная нефть 1 группы качества согласно ГОСТ Р 51858-2002.

2.Отделенная вода очищается и закачивается в ППД

3.Газ в настоящее транспортируется на ГПЗ. Уровень утилизации 95%.

1.5Анализ системы ППД.

Кабановское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления путём закачки в нагнетательные скважины пластовой воды, сбрасываемой с УПСВ при ДНС, а также используются подземные воды казанского яруса верхней перми. Всего работает четыре водозаборные скважины, глубина которых колеблется от 54 м

до 104 м. Водоотбор - 400 тыс. м3/год.

Схема ППД приведена на рисунке 1.1, совместно со схемой сбора.

Химическая совместимость закачиваемой воды с пластовой водой Кабановского месторождения определялась по

РД.

Консорциум « Н е д р а »

41

Нормы качества сточной воды определены для ППД в соответствии с РДС «Методика прогнозного определения качества сточных для внутриконтурного заводнения новых нефтяных месторождений платформенного типа.

Содержание механических примесей и нефти в сточной воде» РДС 39-01-041-81.

Требования, предъявляемые к используемой для закачки воде, определены ОСТ 39225-88, представлены в таблице

1.11

Таблица 1.11

Требования к качеству закачиваемой воды по ОСТ 39-225-88

Таблица 1.12

Сбрасываемая вода из-за отсутствия объектов водоподготовки не отвечает требованиям по содержанию нефти и мехпримесей. Поэтому осложняется эксплуатация всей системы ППД (скважины снижают приемистость, увеличиваются работы по обработке призабойных зон нагнетательных скважин).

Консорциум « Н е д р а »

42

При невостребованности сбрасываемой на УПСВ пластовой воды в полном объёме в системе ППД, следует решить вопрос о её полной утилизации.

Настоящим проектом предлагается сохранить в качестве поглощающих нагнетательные скважины, ранее используемые в системе ППД.

Для анализа эффективности системы ППД целесообразно рассмотреть участок 1 и участок 2 как самостоятельные очаги заводнения по границе скважин №№188 и 212. Определим по участкам текущий коэффициент компенсации закачиваемой водой добываемой продукции со скважин, используя таблицы 10.3.2, 10.1.2, а при подсчете закачиваемой воды по скважинам № 188 и № 212 принимаем половину производительности скважин. Получаем для первого участка коэффициент компенсации равный 1,36, для второго участка - 0,38. Таким образом, на втором участке в 3,5 раза интенсивность воздействия на очаг заводнения системой ППД снижена по сравнению с первым участком. Первый участок по интенсивности воздействия системы заводнения можно считать идеальной, так как пластовые давления по скважинам поддерживаются на уровне гидростатического. Забойные давления на данном участке по скважинам варьируют в пределах 26,6-27,4 МПа, поэтому забойное давление 27,0 МПа следует считать оптимальным для нагнетательных скважин Ссверо-Красноярского месторождения. Для получения коэффициента компенсации на втором участке равном первому необходимо увеличить суточную закачку воды на втором участке на 1022 м3. Увеличение объема закачки воды повышением забойного давления на скважинах выше оптимального нецелесообразно, так как привело бы к прорыву воды в зону отбора из-за того, что вязкость воды намного меньше вязкости нефти. Поэтому наиболее приемлемым методом является снижение фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне нагнетательных скважин.

Консорциум « Н е д р а »

43

Таблица 1.13

Технологический режим скважин ППД

Сведения о состоянии водоводов системы заводнения Кабановского месторождения приведены в таблице 1.13

Таблица 1.13

Сведения о состоянии водоводов заводнения Кабановского месторождения.

Консорциум « Н е д р а »

44

Выводы по системе ППД:

1.Система очистки воды не обеспечивает очистку воды для закачки в нагнетательные скважины. Необходимо установить дополнительные аппараты.

2.Невозможно замерить приемистость каждой скважины отдельно, известно только суммарное значение приемистости. Необходимо оборудовать каждую скважину счетчиком расхода жидкости. Замер расхода на каждой нагнетательной скважине также может быть осуществлён и переносным ультрозвуковым расходомером типа KPOHNE.

3.Для защиты оборудования и водоводов от коррозии рекомендуется применение труб и оборудования в коррозионностойком исполнении, ввод ингибиторов коррозии Реапон, СНПХ.

Консорциум « Н е д р а »