Карлово-Сытовского месторождения

18

14 – количество подключаемых скважин.

40 – предельное рабочее давление, кг/см2.

АМ – тип установки.

Спутник – шифр установок.

Консорциум « Н е д р а »

19

Выводы по анализу системы сбора продукции скважин.

1.Продукция скважин № 68 и 37; 23, 42 и 5; 44 и 45, 58 и 65; 89 и 88, соединяется попарно в одну выкидную линию. И в настоящее время точный дебит каждый скважины не известен. Известно только суммарное значение. Необходимо проложить дополнительные выкидные линии для устранения данной проблемы. Свободное место на АГЗУ для подключения данных скважин имеется.

2.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.

3.На месторождении разрабатываются только девонские пласты. Поэтому осложнения, связанные с солеобразованием по причине несовместимости попутно-добываемых вод угленосных и девонских вод отсутствуют.

4.Из таблиц видно, что 100% протяженности выкидных линий отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности. Все трубопроводы отслужившие свой нормативный срок предлагаю заменить на новые гибкие полимерно-металлические трубы, марка ГПМТ-100.

5.Реагенты, которые используются это ингибиторы коррозии и деэмульгатор, а именно деэмульгатора для разрушения водонефтяных эмульсий - деэмульгаторы: Диссольван-4490, ДоуфаксДФ-70 № 14, ингибитор солеотложения «СНПХ–5312», ингибитор коррозии «КорМастер 1025», вполне устраивают и подходят к добываемой продукции. Деэмульгатор подается непосредственно на каждой АГЗУ.

Консорциум « Н е д р а »

20

6.Скважины № 12, 62, 56,29 подключены напрямую в коллектор. Необходимо подключить их к ближайшим АГЗУ.

1.3Анализ работы УПН Карлово-Сытовская

Установка подготовки нефти Карлово-Сытовского месторождения (в дальнейшем Карлово-Сытовская УПН) расположена на правом берегу р. Елшанка в трех километрах на северо-восток от п. Львовка. УПН предназначена: для приема продукции скважин Карлово-Сытовского месторождения, подготовки нефти с содержанием воды до 1%, вывоза автобойлерами на Сызранскую УПН; закачки подготовленной пластовой воды в нагнетательные скважины; утилизации попутного нефтяного газа методом сжигания на факельной свече.

Принципиальная технологическая схема УПН приведена на рисунке 1.3 В состав сооружений, рассматриваемых в данном регламенте, входят:

•площадка технологической аппаратуры (сосуды №1,2,3,4,5);

•нефтенасосная (насосы 1,2,3,4);

•водонасосная (насосы 1,2);

•реагентный блок;

•резервуар РВС-1, V=1000м3;

•система канализации (КК-3,4,5 КЕ-2);

•операторная;

•химлаборатория;

•пункт налива нефти (1,2);

•система водяного пожаротушения (ПГ-1,2,3,4,5)

Консорциум « Н е д р а »

21

•скоростной подогреватель нефти СПН-100;

•система измерения количества газа (СИКГ), направляемого на факел;

•узел учета нефти;

•узел учета воды;

•факельная установка.

Производительность установки

Фактическая производительность -

Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Продукция скважин Карлово-Сытовского месторождения по приёмному нефтепроводу и отдельно по выкидной линии скважины №51 через задвижки № 1, 2, 3, 4, 6 поступает в сосуд № 3 на первую ступень подготовки нефти. Сосуд оборудован уровнемером У-1500 с выводом показаний на щит управлении в операторную. Для ускорения процесса подготовки в продукцию скважин через вентиль № 110, перед задвижкой № 1, или через вентиль №120 с

Консорциум « Н е д р а »

22

нового блока подачи реагента (БПР) подаётся реагент в товарном виде. Отсепарированный газ через задвижку № 78 и газовый сепаратор ТГ-1800 сбрасывается на факел через СИКГ.

Отделившаяся в сосуде № 3 пластовая вода через задвижки № 43, 49, 52 сбрасывается в сосуд № 1 для дополнительного отстоя. Накопившаяся в сосуде № 1 нефтяная шапка периодически (уровень нефти определяется по поворотному пробоотборнику), через задвижки № 12, 13 сбрасывается в сосуд № 4 Отделившаяся от нефти пластовая вода через задвижки № 53, 54, 55, 56, 57 водяными насосами №1,2 закачивается в нагнетательные скважины. Объёмы сброса пластовой воды определяется расходомером.

Отделившаяся в сосуде № 3 нефть через задвижки № 7, 8 направляется в сосуд второй ступени подготовки № 2 отделившаяся вода через задвижки № 45, 49, 52 сбрасывается в сосуд № 1. обезвоженная нефть в сосуде № 2 через задвижки № 10, 11, 14, 16 направляется в сосуд № 4 для окончательного отстоя. Отделившаяся вода через задвижки № 23, 25, 91 насосом № 3 (НБ-32) откачивается в голову процесса (сосуд № 3). Сосуд № 4 оборудован уровнемером РУПШ, Обезвоженная до 1% нефть из сосуда № 4 V-80м3, поступает в буферную ёмкость нефти № 5 V-80м3. через задвижки № 17, 19. Из сосуда № 5 нефть через задвижки № 27, 28,.30,94 поступает в РВС- 1 V= 1000м3. Для контроля уровня РВС оборудован уровнемером ВМ-702 с выводом показаний уровня на щит управления в операторной. С РВС нефть через задвижки № 70, 98 подаётся на прием нефтяных насосов № 1, 2, 4 и через задвижки № 38, 36, 39, 100, 67, 107 откачивается на пункт налива нефти, расположенную в двух километрах от УПН, или через з/а №38,36,39,100,121 подаётся на новый пункт налива нефти (ПНН) расположенный на территории УПН для заправки бойлеров и дальнейшего вывоза нефти на Сызранскую УПН и далее для откачки по нефтепроводу на СНПЗ. Сосуд № 5 оборудован уровнемером РУПШ с выводом сигнала в операторную. Отделившийся в сосудах № 1, 2, 3, 4, 5 нефтяной попутный газ

Консорциум « Н е д р а »

23

через задвижки № 82, 81, 78, 83, 84 через газовый сепаратор ТГ-1800, через узел учёта факельного газа (УУФГ) поступает для сжигания на факел, газовый сепаратор оборудован РУПШ-64 с выводом сигнала в операторную.

Для более эффективной подготовки нефти в холодное время года проводится подогрев нефти в сосудах № 2. Нефтяная эмульсия из сосуда №3 через задвижку №115 поступает в скоростной подогреватель нефти СПН – 100М. В СПН-100М происходит нагрев нефти проточным методом до заданной температуры и дальнейшее поступление нефтяной эмульсии в сосуд №2 через задвижку №114. Промежуточная задвижка №8 в это время закрыта. СПН-100М работает в автоматическом режиме по заданным параметрам.

В аварийных ситуациях (разгерметизация аппаратов, порыв трубопроводов откачки нефти, нефть из сосуда № 5 может быть направлена в резервуар РВС-1000 через задвижки № 27, 28, 94, 30.

При отключении электроэнергии на УПН продукция скважин через задвижки № 99, 98, 70 может быть направлена в РВС-1000. Резервуар оборудован уровнемером с выводом показаний на щит управления в операторной. Газовый конденсат и уловленная нефть с газового сепаратора Т-1, нефтеостатки после отбора проб с отстойников № 1,2,3 и контроля межфазного слоя с помощью поворотного пробоотборника с отстойник № 2, дренируется в канализационный колодец № 3,4 (КК-3,4) и далее самотёком сливается в дренажную ёмкость Е-2 с дальнейшей откачкой насосом НБ-32

на приём отстойника №3 . Дренажная ёмкость оборудована уровнемером с выводом звукового сигнала на щит управления в операторной.

В КК-5 дренируется жидкости с площадки насосных агрегатов №1,2 по закачке пластовой воды и канализационные стоки с буферных емкостей нефти №3,4

Консорциум « Н е д р а »

24

Откачка нефти на эстакаду для налива нефти осуществляется периодически по приходу нефтеналивных бойлеров и звонку оператора по наливу нефти нефтяным насосом № 1.

На УПН «Карлово – Сытовская» происходит сепарация и обезвоживание скважинной жидкости. Выделившийся при разгазировании газ сжигается на факеле. Нефть самотёком через стояки налива подается в автоцистерны. Вывоз нефти с УПН осуществляется автобойлерной техникой на УПН Сызранская, заправка осуществляется на пункте налива нефти.

Эстакада по наливу нефти оборудована: емкостью налива объемом 15 м3 , расположенная на высоте 4,0 м, для налива нефти в бойлер по остаточном давление; подземной емкостью слива объемом 6 м3 для исключения перелива нефти из емкости налива.

Подготовленная нефть, согласно технологической схемы УПН «Карлово-Сытовская», с РВС-1 (V-1000 м3) через задвижки 30,94,32,35(34) поступает на прием насосов Н-1(2) ЦНС 60х330(60х264) далее через задвижки 38(39),40,100,67,92, поступает на ПОН (ПОН – пункт отпуска нефти). На эстакаде пункта отпуска нефти имеются задвижки № 107,106, которыми контролируется уровень наполнения цистерны, до уровня контрольной риски на планке в горловине цистерны. Контроль уровня визуальный, с площадки автоцистерны.

Выводы:

1.Исходной продукцией является нефть с Карло-Сытовского месторождения.

2.Готовой продукцией является нефть 3 группы качества с обводненностью 1% и содержанием солей 900 мг/л. Необходимо выпускать нефть 1 группы качества для этого необходимо установить дополнительный отстойник, подавать

внего пресную воду для вымывания солей.

Консорциум « Н е д р а »

25

3.Отсепарированный газ, сжигается на факеле. Необходимо использование газа для выработки электроэнергии на собственные нужды.

4.Отделенная пластовая вода, которая перекачивается на установку подготовки воды, для закачки в систему ППД.

5.Нефть автовозами перевозится на УПН Сызранская, откуда совместно с продукцией УПН Сызранская перекачивается на Сызранский НПЗ. Подготовка нефти с УПН Карло-Сытовская на УПН Сызранская не осуществляется

6.1.4 Анализ системы ППД

В настоящее время Карлово-Сытовское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления.

На Карлово-Сытовском месторождении имеются нагнетательные скважины №№ 4, 31, 36, 99, 107, через которые вода с УПН «Карлово-Сытовская» закачивается в пласт Б0 и Б2 (С1).

На УПН «Карлово-Сытовская» очищенная от нефти пластовая вода из емкости № 1 по трубопроводам через задвижки №№ 53, 54, 55, 56, 57 поступает на прием насосов Н-1 (Н-2) марки ЦНС 60 330 и закачивается в нагнетательные скважины №№ 4, 31, 36, 99, 107 Карлово-Сытовского месторождения.

В качестве источника водоснабжения для целей ППД используется подтоварная вода, сбрасываемая с УПН «Карлово-Сытовская»

Сведения о состоянии водоводов (системы ППД и системы водоводов для поглощающих скважин) Карлово-

Сытовского месторождения по предоставленной информации ОАО «Самаранефтегаз» приведены в таблице 1.7

Таблица 1.7

Сведения о состоянии трубопроводов

Консорциум « Н е д р а »