КРИВОЛУКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

16

Пропускная способность ДНС - 900 м3\сутки.

Фактическая производительность по жидкости - до 400 м3\сутки.

Разработчик технологии процесса - ОАО «Гипровостокнефть».

Разработчик проекта на узел учета факельного газа – ООО «СамараНИПИнефть» Срок ввода ДНС «Криволукская» в эксплуатацию ДНС «Криволукская» введена в эксплуатацию в 1971 году.

В 2009 году введен в эксплуатацию узел учета факельного газа.

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и изготовляемой продукции

Характеристика сырья

Сырьём для ДНС «Криволукская» служит продукция скважин Криволукского месторождения с обводненностью до

90 %.

Физико-химическая характеристика нефти и характеристика попутно добываемого нефтяного газа, входящих в состав продукции скажин, приведены в табл. 4.1.

Вспомогательные материалы на ДНС «Криволукская» не применяются.

Консорциум « Н е д р а »

17

Таблица 4.1

Консорциум « Н е д р а »

18

Консорциум « Н е д р а »

19

Относительная

ГОСТ 22667-82

Характеристика изготовляемой продукции

Готовой продукцией ДНС «Криволукская» является частично разгазированная, обводненная нефть и попутный нефтяной газ, которые по качеству соответствуют показателям, приведенным в табл. 4.1.

Описание технологического процесса и технологической схемы ДНС «Криволукская»

Продукция скважин от АГЗУ № 13 с давлением от 0,2(2,0) до 0,6(6,0) МПа (кгс/см2)поступает по коллектору через задвижки № 21, 15 в сепаратор Б-1.

Сепаратор Б-1 снабжен предохранительным клапаном СППК Ду=100, Ру=16 от превышения давления. При срабатывании клапана газ через АУУФГ направляется на факел.. В сепараторе Б-1 при давлении от 0,2(2,0) до 0,6(6,0) МПа (кгс/см2) происходит частичное разгазирование пластовой жидкости, давление контролируется техническим манометром по месту PI-1. При нормальном ведении технологического процесса контроль за давлением осуществляется не реже одного раза за два часа с регистрацией в вахтовом журнале. Уровень жидкости в буллите поддерживается в пределах 0,3 – 1,8 м., контроль осуществляется уровнемером РУПШ LIА – 1 по месту. При нормальном ведении технологического процесса контроль за уровнем осуществляется не реже одного раза за два часа с регистрацией в вахтовом журнале. В операторную с РУПШ выведена сигнализация: верхний аварийный уровень и нижний аварийный уровень.

Из сепаратора Б-1 жидкость через задвижки № 16, 9 (10) поступает на прием центробежного насоса с давлением

Консорциум « Н е д р а »

20

0,03(0,3) – 0,6(6,0) МПа(кгс/см2) Н-1 (или Н-2) ЦНС 38x220. Давление на приеме насосов контролируется по месту техническими манометрами PI-3, PI-5. При нормальном ведении технологического процесса контроль за давлением осуществляется не реже одного раза за два часа с регистрацией в вахтовом журнале. Жидкость насосом Н-1( Н-2) через задвижки № 11 (12), 28, 29 по технологическому трубопроводу подается под давлением до 1,0(10) - 2,5(25) МПа(кгс/см2)

на УПСВ «Ново - Запрудненская», давление контролируется по техническому манометру PI-4(6) по месту соответственно. При нормальном ведении технологического процесса контроль за давлением осуществляется не реже одного раза за два часа с регистрацией в вахтовом журнале. Замер перекачиваемой жидкости производится на «Узле учета нефти». Расход откачиваемой нефти контролируется расходомером – счетчиком «турбоквант» FЕ – 1 с суммирующим устройством.

Отделившийся в сепараторе Б-1 газ через задвижки № 2, 3 поступает в сепаратор Б-2. Сепаратор Б-1 снабжен предохранительным клапаном СППК Ду=100, Ру=16 от превышения давления. При срабатывании клапана газ направляется на факел. В сепараторе Б-2 при давлении 0,2(2,0) – 0,6(6,0) МПа (кгс/см2) происходит отделение газа от капельной жидкости, давление контролируется техническим манометром по месту PI-2. При нормальном ведении технологического процесса контроль за давлением осуществляется не реже одного раза за два часа с регистрацией в вахтовом журнале. Уровень жидкости в сепараторе поддерживается в пределах 0,2 – 1,4 м., контроль осуществляется уровнемером РУПШ LIA – 2 по месту. В операторную с РУПШ выведена сигнализация: верхний аварийный уровень и нижний аварийный уровень. Газ из сепаратора Б-2 при нормальном ведении технологического процесса, через задвижки № 4, 7 через СИКГ подается в газопровод «ДНС Криволукская» - «Отрадненский ГПЗ». Давление на СИКГ контролируется датчиком давления с выводом показаний в операторную и по месту техническим манометром,

Консорциум « Н е д р а »

21

температура контролируется так же по месту термометром и датчиком температуры с выводом показаний в операторную.

В случае аварии на газопроводе ДНС «Криволукская» - «ОГПЗ», а так же при аварийных и плановых остановках ОГПЗ, согласно действующей технологической схеме в соответствии с ранее выполненным проектным решением, выделившийся газ через задвижку № 5 , через узел учета факельного газа, направляется на факел для дальнейшей утилизации. Расход газа на АУУФГ замеряется двумя последовательно установленными расходомерами FT-2, 3 с выводом показаний в операторную. Давление на АУУФГ контролируется по месту техническим манометром PI – 7,

температура контролируется так же по месту термометром TI-1. При нормальном ведении технологического процесса контроль за давлением и температурой осуществляется не реже одного раза за два часа с регистрацией в вахтовом журнале По мере накопления из сепаратора Б-2 жидкость через задвижки 25, 9, (10) подается на прием насоса Н-1 (2) и далее (см. описание откачки жидкости из Б-1) по технологическому трубопроводу подается под давлением до 1,0(10) - 2,5(25)

МПа(кгс/см2) на УПСВ «Ново-Запрудненская».

Отделившийся в сепараторе Б-1 газ при необходимости (вывод в ремонт и др. Б-2), может подаваться на ОГПЗ через задвижки № 2, 1, минуя буллит Б-2 или в случае необходимости через задвижки № 2, 6, через АУУФГ сбрасываться на факел.

В случае вывода в ремонт Б-1, сепаратор Б-2 может работать по приему скважинной продукции и сепарации. В этом случае скважинная продукция с АГЗУ № 13 подается через задвижку № 18,20 в Б-2. Описание технологической схемы по откачке жидкости и транспортировке газа из Б-2 приведено выше.

Консорциум « Н е д р а »

22

В случае необходимости продукция скважин из скважин может подаваться напрямую на УПСВ «Ново-

Запрудненская» по байпасной линии через задвижки № 22, 26 , минуя ДНС «Криволукская».

Уровень в сепараторах Б-1, Б-2 регулируется откачкой насосом (или насосами). При повышении уровня в аппаратах до верхнего разрешенного необходимо пустить дополнительный насос, при снижении уровня до нижнего разрешенного – необходимо остановить насос. Давление в аппаратах регулируется расходом газа на факел или в газопровод путем открытия или закрытия задвижки на выходе из аппарата.

Для контроля воздушной среды (углеводороды С1-С6) имеется стационарный газоанализатор СВК-3М QA-1. Датчик установлен в насосной, сигнализация выведена в операторную.

Выводы:

Коррозионно-активной средой во всех скважинах Криволукского месторождения является попутнодобываемая высокоминерализованная пластовая вода (содержание солей 260-280 кг/м3). Когда обводненность продукции скважин незначительна (до 20%), коррозионная активность жидкостного потока невелика. По мере роста обводненности более

20-30% наряду с водонефтяной эмульсией появляется свободная вода, а при высокой обводненности (более 60-70%)

вода становится дисперсионной средой транспортируемой жидкости и коррозия металла возрастает на порядок, достигая 1 мм и более в год. Транспорт расслаивающейся эмульсии и эмульсии типа «нефть в воде» обуславливают необходимость регулярной антикоррозионной защиты внутрискважинного оборудования.

Учитывая коррозионные среды, рекомендуется на ДНС осуществлять постоянную подачу ингибитора.

Консорциум « Н е д р а »

23

В качестве ингибиторов коррозии рекомендуются реагенты Сонкор-9701, СНПХ-6301, СНПХ-6011, применение которых дает хорошие результаты. Дополнительно могут быть рекомендованы СНПХ1004, Нефтехим-1,. Нефтегаз-1,

из импортируемых-Коррексит 7798.

Консорциум « Н е д р а »