Киньзякского месторождения

18

Рис.1.2

Выводы по анализу системы сбора продукции скважин

1.В настоящее выкидные линии скважин №84, 85 соединяются в одну, и неизвестен дебит каждой скважины. Необходимо проложить дополнительно выкидную линию от скважины №84 и установить новую АГУЗ, поскольку мест для подключения этой выкидной линии нет, и существующая АГЗУ отработала свой гарантийный срок.

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 угленосные потоки. Поэтому осложнения, связанные с солеобразованием по причине несовместимости попутно-добываемых вод угленосных и девонских пластов, 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. 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 »

19

1.3 Анализ работы ДНС-УПСВ «Богатыревская»

ДНС - УПСВ «Богатыревская» предназначена для сбора, первичной сепарации, предварительного (частичного) сброса пластовой воды из нефтепродукции со скважин Богатыревского, Киньзякского, Половецкого месторождений.

Частично разгазированная и обезвоженная нефть с УПСВ транспортируется насосами на Грековскую УПСВ и далее на Нефтегорское НСП для дальнейшей подготовки.

Попутный газ сепарации под своим давлением подается на Грековскую УПСВ. Пластовая вода отводится на насосы УЭЦН и закачивается в продуктивные горизонты.

Технологическая схема ДНС УПСВ приведена на рисунке 1.3. Состав основных сооружений:

-Сепаратор трехфазный - С-1, V=200 м3;

-Сепаратор (водоотстойник) - С-2, V=200 м3;

- Нефтенасосная № 1 - ЦНС 180х297, № 2- ЦНС 180×255, № 3 -ЦНС 60×330

-Водонасосная № 4 - ЦНС 60×330 № 5 - ЦНС 60×330

-Блок подачи химреагентов - БРХ-1, 2;

-Узлы учета нефти, газа (СИКГ), газа поступающего на факел;

-Канализационная емкость КЕ-1;

-Насос НВ 50/50;

-СЦВГ сепаратор центробежный вихревой газовый;

Консорциум « Н е д р а »

20

Производительность установки: по обводненной нефти – до 4000 м3/сут., по обезвоженной нефти – до 3000 м3/сут,

по попутному газу – до 18 тыс.м3/сут.

Технологическая схема ДНС – УПСВ «Богатыревская»

Рис.1.3

Консорциум « Н е д р а »

21

Технологический процесс на ДНС – УПСВ «Богатыревская»

Технологический процесс на ДНС – УПСВ «Богатыревская» сводится к приему, первичной сепарации с выделением попутного газа, частичного обезвоживания и последующей транспортировке нефти по напорному нефтепроводу УПСВ «Богатыревская» - УПСВ Грековская и попутного нефтяного газа по газопроводу УПСВ

«Богатыревская» - УПСВ Грековская.

Пластовая нефть со скважин Богатыревского, Киньзякского, Половецкого месторождений поступает в трехфазный сепаратор С-1, где происходит сепарация нефти первой ступени при давлении 0,2 – 0,6 МПа с выделением попутного газа и предварительный сброс пластовой воды до содержания 50 – 80 %.

Для интенсификации расслоения водонефтяной эмульсии на вход эмульсии в трехфазный сепаратор дозирующим насосом блока БРХ-1, подается деэмульгатор - в количестве до 150 г/т эмульсии. При дестабилизации технологического процесса допускается увеличение подачи деэмульгатора до 250 г/т, в целях снижения риска срыва технологического процесса.

Выделившийся попутный газ и попутный нефтяной газ с ДНС Ерыклинская по трубопроводу (газопровод ДНС Ерыклинска - Грековскую УПСВ) диаметром 273×8 мм и длиной 24250 м под своим давлением через СЦВГ, узел учета

(СИКГ) подается в газовый коллектор на Грековскую УПСВ. В случае аварии на газопроводе, а так же при аварийных и плановых остановках НГПЗ, выделившийся газ через узел учета факельного газа направляется на факел.

Частично обезвоженная до 50 % и разгазированная нефть из сепаратора С-1 подается на прием центробежных насосов: Н-1 типа ЦНС 180×297, Н-2 типа ЦНС 180×255, Н-3 типа ЦНС 60×330.

Консорциум « Н е д р а »

22

Насосами Н-1, 2, 3 по напорному коллектору диаметром 273×10 мм и длиной 24250 м через узел учета нефти подается под давлением до 4,0 МПа на Грековскую ДНС. Обводненность откачиваемой жидкости контролируется поточным влагомером сырой нефти ВСН-2-50-100.

Выделившаяся из нефтяной эмульсии пластовая вода из сепаратора С-1 (ТФС) поступает в сепаратор С-2

(водоотстойник), где происходит дополнительное улавливание остаточной нефти и дегазация пластовой воды.

Уловленная нефть из С-2 периодически сбрасывается в промышленную канализационную емкость (КЕ-1), а

пластовая вода поступает на прием насосных агрегатов Н-4 ЦНС 60х330, Н-5 ЦНС 60х330 и далее подается на нагнетательные скважины.

Замер перекачиваемой нефти и газа производится на узлах учета нефти и газа.

Выводы по ДНС-УПСВ Богатыревская:

1.Исходной продукцией является обводненная газонасыщенная нефть Киньзяского, Богатыревского месторождений.

2.Готовой продукцией является частично обезвоженная до 50% и разгазированная нефть. Необходимо обезвоживать до 3%, требуется установка дополнительных аппаратов.

3.Отделенная вода в систему ППД Богатыревского месторождения

4.Нефть перекачивается на УПСВ Грековская, для дальнейшей обработки, газ под собственным давлением на Нефтегорский ГПЗ.

Консорциум « Н е д р а »

23

1.4 Анализ работы УПСВ Грековская

ДНС-УПСВ «Грековская» предназначена для сбора, первичной сепарации, предварительного (частичного) сброса пластовой воды из нефтепродукции со скважин Алексеевского, Грековского, Курско–Кулагинского месторождений,

Ерыклинской ДНС и Богатыревской УПСВ. Производительность установки: по обводненной нефти до 3800-4000

м3/сутки, по обезвоженной нефти до 3000 т/сутки, по попутному газу до 20 тыс.м3/сутки, по пластовой воде до 2000 м3/сутки.

Схема ДНС-УПСВ Грековская представлена на рисунке 1.4.

ДНС-УПСВ «Грековская» расположена в 12 км к северу от села Алексеевка Нефтегорского района Самарской области, входит в состав ЦПНГ-5 ОАО «Самаранефтегаз».

Частично разгазированная и обезвоженная нефть с УПСВ транспортируется насосами на НСП (УПН) для дальнейшей подготовки.

Попутный газ сепарации под своим давлением подается на ГПЗ для переработки.

Пластовая вода отводится на КНС и используется для заводненеия продуктивных пластов.

Консорциум « Н е д р а »

24

• Буферные емкости нефти - Б-1 (2) V=32 (25) м3;

•Резервуары траншейного типа для приема дренажей V=2000 м3 - 2 шт.;

•Нефтенасосная

Консорциум « Н е д р а »

25

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и изготовляемой продукции

Сырьем для данной установки служит нефтепродукция скважин , Алексеевского, Грековского, Курско– Кулагинского месторождений, Ерыклинской ДНС и Богатыревской УПСВ.

Обводненность добываемой нефти достигает 60% об., плотность 0,87 г/см3, вязкость 15 МПа·С.

Вместе с нефтью попутно добывается нефтяной газ и пластовая вода.

Готовой продукцией является разгазированная нефть и попутный газ.

Описание технологического процесса и технологической схемы установки.

Технологический процесс на ДНС - УПСВ «Грековская» сводится к приему, первичной сепарации с выделением попутного газа, частичного обезвоживания и последующей транспортировке пластовой жидкости (нефти) на УПН

(НСП).

Пластовая жидкость (нефть) со скважин Алексеевской группы месторождении поступает в сепаратор С-2 (3, 4),

где происходит первичная сепарация (разгазирование) нефти при давлении 2,8 – 5,0 кгс/см2. Обводненность поступающей нефти достигает 50 – 60 % об.

Пластовая угленосная нефть содержит значительное количество пластовой воды, сероводорода, сероорганических соединений, которые являются коррозионноактивными соединениями, пластовая девонская нефть содержит большое количество сульфатов железа и других соединений. Для защиты оборудования в поток нефти вводится ингибитор коррозии СНПХ 6301 в смеси с аммиачной водой. Обработка девонской и сернистой нефтей производится совместно – в

одном потоке.

Консорциум « Н е д р а »

26

После сепараторов нефть поступает в нефтеотстойники Н-1 (2 – 5), где происходит расслоение водонефтяной эмульсии на нефть и воду. Для интенсификации разделения эмульсии на фазы в нефтяной поток подается деэмульгатор в количестве до 170 г/т. Далее отделившаяся нефть с верха отстойников поступает в буферные емкости Б-1, 2. Пластовая (сточная) вода поступает в водоотстойники В-1 (2 – 6), где при давлении 3 – 5 кгс/смс2 происходит отделение остаточной нефти от пластовой воды. Далее пластовая вода отводится в дегазаторы Д-1 (2, 3), где происходит полная дегазация воды, газ направляется на факел, уловленная нефть отводится в РВС через сепаратор С-1, пластовая вода отводится на КНС и далее на заводнение пластов в нагнетательные и поглощающие скважины. Полученный попутный газ подается на факел.

Описание технологической схемы

Пластовая жидкость (нефть) с обводненностью 50 – 60 % об. с месторождений под давлением системы сбора и температурой 20 – 27 °С поступает по нефтесборным коллекторам в сепаратор С-2, (С-3, С-4) через узел переключающих задвижек. Сепаратор С-1 используется для разгазировании II ступени сепарации и в аварийных ситуациях

Сепаратор С-2, горизонтальный цилиндрический аппарат со эллиптическими днищами, объемом – 100 м3.

Сепаратор снабжен предохранительным клапаном. Аварийный сброс газа осуществляется на свечу сжигания. Сепараторы С-3, С-4 имеют аналогичную конструкцию, объем и габариты.

В поток входящей в сепараторы жидкости подается деэмульгатор Реапон-4В или Нордек-323 в количестве до 170

г/т.

Подача производится с помощью блочной дозировочной установки БР-2,5-№ 1, 2, 3.

Консорциум « Н е д р а »