Кушниковского месторождения

87

•измерение давления подготовленной нефти по РIТ-031,033,035 на выходе из Т-101/1,2,3;

•измерение давления охлаждающей нефти по РIТ-030,032,034 на выходе из Т-101/1,2,3;

•измерение и сигнализация предупредительно-высокого и предупредительно-низкого значений температуры в коллекторе подготовленной нефти по TТ-031 от Т-101/1,2,3;

•измерение и сигнализация предупредительно-высокой температуры в коллекторе охлаждающей нефти по TТ-026

на выходе Т-101/1,2,3;

•измерение и сигнализация предупредительно-высокого и предупредительно-низкого значений температуры подготовленной нефти по TТ-036 на выходе из Т-103, Т-104;

•измерение давления подготовленной нефти по РIТ-040 на выходе из Т-103;

•измерение давления подготовленной нефти по РIТ-038 на выходе из Т-104;

•измерение и сигнализация предупредительно-высокого и предупредительно-низкого значений температуры турнейской нефти по TТ-034 на выходе из Т-104;

•измерение и сигнализация предупредительно-высокого и предупредительно-низкого значений температуры

девонской нефти по TТ-037 на выходе из Т-103;

•измерение давления турнейской нефти по РIТ-037 на выходе из Т-104;

•измерение давления девонской нефти по РIТ-039 на выходе из Т-103;

Консорциум « Н е д р а »

88

•измерение и сигнализация предупредительно-высокого и предупредительно-низкого значений температуры подготовленной нефти по TТ-040, 042 на выходе из Т-105/1,2;

•измерение и сигнализация предупредительно-высокого и предупредительно-низкого значений температуры в коллекторе подготовленной нефти по TТ-039 от Т-105/1,2;

•измерение давления в коллекторе подготовленной нефти по РIТ-041 от Т-105/1,2;

•измерение температуры в коллекторе технической воды по TТ-041 на входе Т-105/1,2;

•измерение температуры в коллекторе технической воды по TТ-043 на выходе из Т-105/1,2;

Для дренажной емкости ЕД-103 с полупогружным насосом НП-103 предусматривается:

•измерение и сигнализация предупредительно-высокого, предупредительно-низкого и аварийно-низкого значений уровня жидкости по LЕ-012 в ЕД-103;

•измерение и сигнализация предупредительно-высокого, предупредительно-низкого значений температуры по ТТ-

044в ЕД-103;

•измерение и сигнализация предупредительно-высокого и предупредительно-низкого значений давления по РIТ-

042на нагнетании насоса НП-103.

Поддержание температуры по ТТ-026 в коллекторе (сырой) нефти от Т-101/1,2,3 на заданном значении

обеспечивается регулирующим клапаном TCV-026 на коллекторе очищенной нефти на входе в Т-101/1,2,3 (байпасная

линия для подачи нефти в Т-105/1,2).

Консорциум « Н е д р а »

89

Поддержание температуры девонской нефти по ТТ-038 на выходе из Т-103 на заданном значении обеспечивается регулирующим клапаном TCV-037 на коллекторе подготовленной нефти на входе в Т-103.

Поддержание температуры подготовленной нефти на выходе из Т-103, Т-104

(Т-105/1,2) на заданном значении обеспечивается регулирующим клапаном TCV-036 на коллекторе пластовой воды.

Останов насоса НП-103 осуществляется автоматически при достижении уровня в ЕД-103 предупредительно-

низкого значения (500мм по LЕ-012).

Выводы

Сырьем Заглядинской установки подготовки нефти является обводненная нефть Султангулово-Заглядинской группы месторождений (девонский и турнейский потоки), частично обезвоженная нефть с Тарханской УПСВ.

Обводненность турнейского потока составляет 70-90 % масс., а обводненность девонского 80-98 % масс.

Обводненность нефти поступающей с Тарханской УПСВ составляет 1-5 % масс.

Для осуществления технологического процесса подготовки нефти на Заглядинской УПН применяют химические реагенты-деэмульгаторы.

Товарной продукцией Заглядинской УПН является нефть 1 группы качества по ГОСТ Р51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»:

-концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 100;

-массовая доля воды, %, не более 0,5;

Консорциум « Н е д р а »

90

-массовая доля механических примесей, %, не более 0,05;

-давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более 66,7 (500).

8. Система ППД на Кушниковского месторождении

В настоящее время Кушниковское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления (ППД). Закачка воды по месторождению производится в сочетание пластов Б2 бобриковского горизонта и Т1 тульского региогоризонта.

Фонд нагнетательных скважин по состоянию на 01.01.2015 г. составляет 10 единиц: № 851, 852, 855, 858, 859, 862,

863, 872, 877, 879, из них 862, 863, 879 – в накоплении. Технологический режим эксплуатации нагнетательных скважин приведен в табл. 8.1.

Таблица 8.1

Технологический режим нагнетательных скважин Кушниковского месторождения (по состоянию на 01.01.2015)

Консорциум « Н е д р а »

91

Источником водоснабжения системы заводнения являются очищенная пластовая вода с УПСВ «Березовка».

Заводнение осуществляется по следующей схеме.

Водонефтегазовая эмульсия по нефтесборным сетям поступает на ДНС с УПСВ Березовского месторождения и направляется в сепарационную емкость С-1 объемом 80 м3, где происходит разгазирование жидкости. После эмульсия направляется в отстойники предварительного сброса воды О-1 и О-2 объемом 50 м3. Давление в О-1 и О-2 0,07-0,12

МПа, температура жидкости 12-25 ºС. Откачка жидкости производится насосом Н-5 (ЦНС 105 294). При достижении уровня жидкости в Е-1 1,2 м насос Н-5 запускается оператором вручную. При снижении уровня до 0,5 м насос останавливается автоматически. Уровень в сепарационной емкости Е-1 контролируется по стрелке уровнемера. Насос Н-

1 (ЦНС 60 198) используются в качестве резерва.

Выделившиеся в О-1 и О-2 пластовая вода, поступает через задвижки № 17, 23, 26 в буферную емкость Е-1, где улавливается пленочная нефть (необходимо производить продавку с Е-1 уловленной нефти 1 раз в двое суток).

Очищенная пластовая вода с содержанием нефтепродуктов не более 100 мг/дм3 с Е-1 поступает на прием Н-6

Консорциум « Н е д р а »

92

(ЦНС 105 294) через задвижки № 29, 47 для дальнейшей закачки в систему ППД. Для защиты водоводов от коррозии в пластовую воду подается ингибитор коррозии.

На Кушниковском месторождении вода с УПСВ «Березовка» поступает на КНС, оборудованную двумя шурфами (ЭЦН 400-1400), далее по водоводам подается в нагнетательные скв. 851, 859, 879 и ВРП, откуда далее вода поступает в нагнетательные скв. 852, 855, 858, 862, 863, 872, 877.

На месторождении построено 23180 м водоводов системы ППД различного диаметра. Для защиты водоводов от коррозии используется ингибитор марки Сонкор 9920А. Тип наружной изоляции – двухслойный экструдированный полиэтилен.

Сведения о состоянии водоводов системы ППД Кушниковского месторождения приведены в табл. 8.2.

Как видно из табл. 8.2 фонд низконапорных водоводов системы ППД со сроком эксплуатации равным 10 лет составляет 100 %, фонд высоконапорных водоводов – со сроком эксплуатации 10 лет составляет 90,9%. За период с 2007 по 2014 гг. на месторождении зафиксировано 3 инцидента прорыва трубопроводов системы заводнения.

Основные технические требования к рабочему агенту для целей ППД:

–сохранение устойчивой приемистости нагнетательных скважин;

–предотвращение осложнений при эксплуатации водоводов и оборудования системы заводнения из-за отложений неорганических солей;

–предупреждение коррозионного износа водоводов системы заводнения и оборудования скважин.

Консорциум « Н е д р а »

93

На основании данных технических требований формируются требования к качеству подготовки закачиваемых вод

(ОСТ 39-225-88, РДС 39-01-041-81). Ориентировочно содержание нефти и мехпримесей в закачиваемой воде для заводнения продуктивных пластов Кушниковского месторождения не должно превышать 40,0 мг/л по нефти и 40,0 мг/л

по механическим примесям.

Выводы

Наряду с традиционным подходом к поддержанию работоспособности трубопроводов путем проведения капитальных ремонтов отдельных участков труб из-за большой протяженности и различного состояния трубопроводов,

предлагается осуществлять их эксплуатацию и ремонт «по фактическому состоянию», т. е. выборочный «точечный» ремонт элементов и участков по результатам 100 % диагностического обследования трубопроводов.

Для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации трубопроводов, находящихся в длительной эксплуатации,

предлагается следующая схема:

–Анализ повреждений, результатов неразрушающего и разрушающего контроля металла и выполненных замен изношенных участков по имеющейся статистике эксплуатирующей организации.

–100 % обследование всех участков трубопроводов с использованием современных методов и средств контроля

(внутритрубная диагностика, бесконтактная магнитометрическая диагностика, метод магнитной памяти металла,

акустическая эмиссия), позволяющих выполнять раннюю диагностику повреждений и выявлять зоны концентрации напряжений (ЗКН) - основные источники развивающихся повреждений.

Консорциум « Н е д р а »