Крюковского месторождения

35

При применении в установке счетчика газа турбинного «АГАТ» необходимо его смонтировать на газовом трубопроводе, а вторичный блок «НОРД – ЭЗМ» - в щитовом помещении.

Блок «НОРД – ЭЗМ» производит подсчет и регистрацию результата измерения количества газа, выделившегося при рабочем давлении установки.

Структура условного обозначения установок:

Спутник АМ40 – 14 – 400 – 01

01 – вид запорного органа на переключатель скважин многоходовой и на байпас. 400 – верхний предел измерения, м3/сут.

14 – количество подключаемых скважин.

40 – предельное рабочее давление, кг/см2.

АМ – тип установки.

Спутник – шифр установок.

Консорциум « Н е д р а »

36

Рис.4.2

Консорциум « Н е д р а »

37

Выводы по анализу системы сбора продукции скважин.

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.

В настоящее время точный дебит каждый скважины по нефти, газу и воде. Это большой плюс. Прокладка дополнительных выкидных линии не требуется.

4.4 Анализ работы ПНН На ПНН Крюковского месторождения осуществляется полное разгазирование поступающей жидкости в две

ступени и налив разгазированной нефти в автоцистерны.

Технологическая схема ПНН «Крюковский» показана на рисунке 4.3

В состав ПНН входят следующие технологические сооружения:

-сепарационные емкости (3 шт.);

-буферные емкости (2 шт.);

-подогреватели нефти ПП-0,63 (2 шт., в т.ч. один в резерве);

-стояки герметичного налива нефти;

-факел сжигания газа высотой 15 м.

На ПНН продукция скважин через путевой подогреватель поступает в сепаратор 1 ступени с температурой 50-65°С,

где происходит первичное разгазирование. Затем нефть поступает в сепаратор 2 ступени, в котором происходит её

Консорциум « Н е д р а »

38

окончательное разгазирование. Далее разгазированная нефть подается в буферные емкости, из которых через стояки налива разливается в автоцистерны и транспортируется на Константиновскую установку предварительной подготовки нефти (УППН).

Рисунок 4.3- Схема ПНН Крюковский

Выводы по ПНН Крюковский:

1.На ПНН осуществляется только сепарация продукции скважин, отделение воды не происходит.

2.Необходимо провести реконструкцию ПНН в УПСВ, чтобы отделять воды прямо на месторождении. Это снизит загрузку УПСВ Константиновская.

3.Отделенную воду нужно использовать в системе ППД.

4.Необходимо отказаться от транспортировки продукции автомобильным транспортом, нужно построит трубопровод до УПСВ Константиновкая.

5.Газ сжигается на факеле, что является недопустимым, необходимо построить газопровод до УПСВ Константиновская.

Консорциум « Н е д р а »

39

4.5. Анализ УПСВ Константиновская Константиновская УПСВ предназначена для сбора, первичной сепарации, предварительного сброса пластовой воды

с Верхне-Гайского и Мамуринского месторождений, предварительного обезвоживания, подогрева и окончательного разгазирование сырой нефти.

Проектная производительность установки по пластовой жидкости до 2019 тыс.т /год. На площадке Константиновской УПСВ размещается следующее оборудование:

-подземная емкость для приема нефти из автоцистерн, ЕП - 1-5, объемом V=200 м3 – 5 шт.;

-аварийный резервуар для приема нефти, РВС № 2, объёмом V=3000 м3 – 1 шт.;

-трехфазный сепаратор для отделения попутного газа и сброса пластовой воды из пластовой нефти, ТФС - 1-4

объёмами V=50 м3 – 2 шт. и V=100 м3 – 2 шт.

-отстойник обезвоживания нефти для разделения водонефтяной эмульсии, БУОН - 1, 2, объёмом V=200 м3 – 2 шт.;

-газосепаратор для отделения конденсата из попутного газа, ГС - 1, 2, 3 объёмами V=8 м3 – 2 шт. и V=0,27 м3 – 1

шт.

-буферная ёмкость для сбора нефти, БЕ - 1, 2 объёмом V=100 м3 – 2 шт.;

-отстойник пластовой воды, О - 1, 2, объёмом V=50 м3 – 2 шт.;

-буфер-дегазатор пластовой воды, БД - 1, объёмом V=100 м3 – 1 шт.;

-аварийный резервуар пластовой воды, РВС № 1, объёмом V=2000 м3 – 1 шт.;

-дренажные емкости Е-2, Е-3, Е-5, Е-8, Е-4/1,2, Е-6, Е-10, ЕП-11, Е-13, ДЕ-2С.

-блок подачи реагента-деэмульгатора, БР-1, 1 шт.;

Консорциум « Н е д р а »

40

-блок приготовления и дозирования ингибитора коррозии, ИБР-1, 1шт

-узел учета нефти;

-узел учета газа;

-система измерения количества газа СИКГ;

-путевые подогреватели ПНТП - 1, 6 – 3 шт.;

-факельное хозяйство.

-насосная внешнего транспорта ЦНС 180×425 – 3шт.;

-насосы для откачки уловленной нефти в линию с АГЗУ 4,5 ЦНС 60×132 – 2 шт.

Описание технологической схемы Константиновской УПСВ: приём нефти на установку осуществляется с общего приёмного коллектора от АГЗУ.

Для разрушения водонефтяной эмульсии в трубопровод от узла учета нефти № 1 до У-1 (узел подключения)

подается деэмульгатор, с помощью блочной установки БР-1.

После оперативного узла учета № 1 нефть с пункта слива под давление до 6 кгс/см2 поступает в отстойники нефти БУОН-1,2, где происходит предварительный сброс пластовой воды. Нефть из БУОН-1,2 отводится в буферную емкость БЕ-2. Вода отводится в отстойники воды О-1/1,2 для очистки от остатков нефти и шлама.

Нефть с приемного коллектора под давлением до 8,5 кгс/см2 поступает в трехфазный сепаратор ТФС-3, где при давлении 11 кгс/см2 происходит сепарация (отделение) попутного газа и предварительный сброс пластовой воды в отстойники О-1/1,2. После ТФС-3 нефтяная эмульсия поступает в блок подогревателей нефти, где происходит ее подогрев до температуры 25-30ºС.

Консорциум « Н е д р а »