Кулешовского месторождения

29

Выводы по анализу системы сбора продукции скважин.

1.Продукция скважин № 1205 и 957; 116 и 458; 457 и 506, 600 и 606; 610 и 613 соединяется попарно в одну выкидную линию. И в настоящее время на точный дебит каждый скважины по нефти, газу и воде 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 угленосные и девонские пласты, а сбор продукции ведется по одному потоку. Поэтому возможны осложнения, связанные с солеобразованием по причине несовместимости попутно-

добываемых вод угленосных и девонских пластов. Необходимо производить раздельный пластов девона и карбона.

4.Из таблиц видно, что 90% протяженности выкидных линий отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности. Все трубопроводы отслужившие свой нормативный срок предлагаю заменить на новые стальные, марка стали Ст 20.

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 »

30

1.3 Анализ работы УПН Наименование, назначение, месторасположение объекта.

Установки подготовки нефти № 1 и № 2 (УПН № 1, УПН № «) предназначено для обезвоживания, обессоливания и стабилизации девонских и угленосных нефтей. Схема УПН изображена на рисунке 1.4

ЦПНГ-5 находится на территории Нефтегорского нефтегазоносного района Самарской области вблизи г. Нефтегорска.

Состав сооружений объекта.

В состав сооружений объектов входят:

•установка подготовки нефти № 1;

•установка подготовки нефти № 2.

Всостав установок подготовки нефти в свою очередь входят:

•теплообменники подогрева сырой нефти;

•электродегидраторы (работают как отстойники);

•отстойники;

•промежуточные (буферные) емкости для нефти;

•теплообменники стабильной нефти;

•колонна стабилизации нефти;

•печи подогрева нефти;

•насосы сырой нефти;

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

31

•насосы обессоленной нефти;

•насосы откачки стабильной нефти;

•насосы циркуляции стабильной нефти;

•насосы (орошения) для поддержания температуры верха колонны;

•насосы циркуляции щелочи;

•насосы подачи воды, реагента в процесс.

Также в состав установок входят емкости свежей воды, аварийная; бензосепараторы, холодильники – конденсаторы.

Рис.1.4

Консорциум « Н е д р а »

Консорциум « Н е д р а »

Консорциум « Н е д р а »

34

Описание технологического процесса и технологической схемы установок Процесс подготовки нефти в ЦПНГ-5 включает следующие стадии:

•предварительный сброс пластовой воды;

•обезвоживание;

•обессоливание;

•стабилизация.

Предварительный сброс пластовой воды Предварительный сброс пластовой воды проводится в технологических резервуарах РВС-5000 и на установке

предварительного сброса пластовой воды УПСВ. Перед подачей сырой нефти на УПСВ в нефтяные коллекторы подается дозированное количество деэмульгаторов из мерников М 1-6 (подробное описание процесса предварительного сброса пластовой воды приводится в регламенте ТХОУ УПСВ).

Технологический процесс стабилизации нефти осуществляется на двух технологических установках подготовки нефти № 1, № 2, идентичных по составу и состоит из 3-х стадий.

Обезвоживание нефти.

Обезвоживание – процесс, при котором происходит отделение пластовой воды из нефтяной эмульсии. Процесс обезвоживания проводится при температуре до 100 °С и давлении до 6 кгс/см².

Сырая нефть с температурой 10 - 20 °С на ступень обезвоживания подается двумя потоками из сырьевой нефтенасосной центробежными насосами Н-1/1-7 и поступает двумя потоками в теплообменники Т-1/1-8 (9-16).

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

35

В теплообменниках Т-1/1-8 (9-16) происходит подогрев нефти до температуры 65 - 100 °С за счет вторичной рекуперации тепла отходящей стабильной нефти. Стабильная нефть проходит по межтрубному пространству, а сырая нефть проходит по трубному пространству теплообменников Т-1/1-8 (9-16).

Перед входом нефти в теплообменники Т-1/1-8 (9-16) установлены датчики и регулирующие клапаны № 88, 89 для регулировки давления по потокам с помощью регулятора PRC-88, 89, пневмосигнал на регулятор давления поступает от датчиков давления.

В качестве теплообменников вторичной рекуперации тепла стабильной нефти применяются сдвоенные горизонтальные кожухотрубные теплообменные аппараты с плавающей головкой со сферическими крышками, диаметром 1400 мм, с поверхностью теплообмена 900 - 1122 м2.

Расход сырой нефти на выходе из теплообменников контролируется и регистрируется по приборам FR–1, 13,

температуры сырой и стабильной нефти на входе и выходе из теплообменников замеряется и регистрируется по прибору

TR-7.

Подогретая сырая нефть после теплообменников Т-1/1-8 (9-16) объединяется в один поток и подается в шаровые отстойники О-1, О-2, где под воздействием температуры и деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной эмульсии и отстой пластовой воды, в качестве отстойников используется шаровые аппараты объемом 600 м3, по два на каждой установке.

На входе сырой нефти в отстойники О-1, О-2 подается пресная вода от насосов Н-8/1-2, (Н-9/1-2) для отмывки солей из нефти.

Консорциум « Н е д р а »

36

Пресная вода поступает из трубопровода циркуляционного водоснабжения в вертикальную емкость Е-2 объемом 50

м3; уровень в емкости контролируется по прибору – уровнемеру LIRCA-2 и регулируется регулирующим клапаном 2,

давление пресной воды во входном трубопроводе контролируется по прибору PIRA-5 с регистрацией и сигнализацией падения давления на ЦПУ.

Расход пресной воды на отмывку солей замеряется диафрагмой 36а, поддерживается в заданных пределах прибором

FRC-36 и регулирующим клапаном 36г.

В качестве насоса для подачи пресной воды используется центробежный насосный агрегат ЦНС-60

производительностью 60 м3/час с напором на выкиде до 13 кгс/см2.

Перед подачей пресной воды на отмывку солей вода подогревается паром в кожухо-трубном сдвоенном теплообменнике Т-3 с поверхностью теплообмена 45×2 м2. Уровень раздела фаз «нефть – вода в шаровых отстойниках О-1, О-2 контролируется электродным методом уровнемерами РУМ-Ф в выносной камере и поддерживается в заданных пределах регуляторами LRCA 45-46 и регулирующими клапанами, установленными на трубопроводах слива пластовой воды. Давление в О-1, О-2 контролируется по прибору PIPSA-80, предусмотрена сигнализация и блокировка сырьевых насосов Н-1/1-7 по превышению давления.

Пластовая соленая вода из отстойников О-1, О-2 сбрасывается в емкости третьей ступени сепарации или может сбрасываться в промышленную канализацию в пруды дополнительного отстоя на КНС-3 или может использоваться в подготовке ловушечной нефти перед подачей ее на установку подготовки.

Консорциум « Н е д р а »