Красноярского месторождения

43

В факельном сепараторе происходит сбор конденсата газа и жидкостных пробок, которые могут образовываться в случае нарушения режимов технологического процесса. После факельного сепаратора газ, по сбросному трубопроводу,

направляется на сжигание в факельный ствол.

В качестве резервного топливного газа предусматривается подача пропана из баллонов в линию топливного перед БЗР. Согласно требованиям п.3.4 ПБ 03-591-03 «Правила безопасной эксплуатации факельных систем» в факельный коллектор предусмотрена подача инертного газа (азота) из баллона для продувки.

Скопившиеся в факельном сепараторе Сф-1 газовый конденсат и жидкие нефтепродукты поступают в дренажную емкость ЕДф-1. По мере накопления конденсат из ЕДф-1 через расходомер (FE85), откачивается насосами Нф-1/1, 2

на вход угленосного потока в трёхфазныё сепаратор нефти (ТФС)

При достижении в емкости максимального уровня Н=1000мм (LSA-83), включается один из насосов Нф-1/1,2

(назначенный оператором рабочим). При достижении аварийного уровня Н=1500мм, включается резервный насос.

Управление насосами предусмотрено автоматически, из операторной и по месту. При запуске насоса автоматически открывается электроарматура на трубопроводе нагнетания.

Для предотвращения замерзания жидкости, попавшей в газопровод, проектом предусматривается обогрев газопроводов, трубопровода откачки газового конденсата из ЕДф-1 и факельного сепаратора саморегулирующимися нагревательными кабелями и теплоизоляция.

Выводы

Консорциум « Н е д р а »

44

Анализ работы схемы УПН «Красноярская» проводился по следующим критериям: 1. Рациональность существующей технологической схемы установки:

Установка подготовки нефти (УПН) «Красноярская» предназначена для разгазирования, обезвоживания и термохимической обработки пластовой нефти добываемой со скважин Красноярского, Белозёрского и Северо-

Каменского месторождений с последующей утилизацией пластовых вод.

Сырьем для УПН «Красноярская» является обводненная нефть, добываемая с Красноярского и Северо-Каменского месторождений. Вместе с нефтью попутно добывается нефтяной газ и пластовая вода.

С Красноярской УПН нефть, подготовленная до товарной кондиции, по нефтепроводу диаметром 273×8 мм подается на СИКН-243 ЛДПС «Похвистнево» и сдаётся ОАО «АК Транснефть».

Технологической схемой предусмотрено поступление продукции скважин на УПН двумя потоками:

-I поток (Н1) – водогазонефтяная эмульсия с участков Красноярского, Северо-Красноярского, Ново-Михайловского

иЗавьяловского месторождений;

-II поток (Н2) – обезвоженная нефть с Карповской УПСВ.

Готовой продукцией является товарная обессоленная нефть 1 группы качества ГОСТ Р 51858-2002.

Проектная мощность установки составляет:

-по жидкости 10000 м3/сут при обводненности до 90% по нефти;

-по нефти до 2500 м3/сут;

-по воде до 7500 м3/сут.

Консорциум « Н е д р а »

45

Фактическая производительность установки составляет:

-по жидкости 8000 м3/сут;

-по нефти до 1700 м3/сут;

-по воде до 6500 м3/сут.

Мощностей установки хватает для выполнения технологического процесса.

2.Совместимость подготавливаемой продукции:

Продукция, поступающая на установку совместима.

3.Качество работы установки:

Готовой продукцией является товарная обессоленная нефть 1 группы, отвечающая требованиям ГОСТ Р 518582002.

Консорциум « Н е д р а »

46

примесей, %, не более

Массовая доля сероводорода,

млн.-1 (ррт), не более

4.Рациональность использования применяемых реагентов:

Поскольку обводненность поступающей продукции высока, поэтому для для разрушения водо-нефтяных эмульсий используются деэмульгаторы.

5.Пути утилизации попутного газа и пластовой воды:

Пластовая вода, сброшенная на УПН, в настоящее время утилизируется в системе ППД. В настоящее время качество воды по содержанию мех. примесей и нефтепродуктов соответствует требованиям ОСТ 39- 225-88. 5% попутно выделившегося газа сжигается, остальное используется на собственные нужды установки.

5. Система ППД на Красноярском месторождении

В настоящее время Красноярское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления (ППД).

Закачка воды по месторождению производится в пласты Б2 бобриковского горизонта и В1 турнейского яруса нижнего карбона и совместно на пласты С3+Pd.

Фонд действующих нагнетательных скважин по состоянию на 01.01.2014 составляет 29 действующих скважин, из них 4 - остановлены.

Таблица 5.1

Параметры техрежима закачки воды (по состоянию на 01.01.2014)

Консорциум « Н е д р а »

47

Консорциум « Н е д р а »

48

Источником водоснабжения системы заводнения являются очищенная пластовая вода с УПН «Краснояская» и подземная вода верхнеказанского водоносного комплекса из производственного водозабора. Заводнение осуществляется по следующей схеме.

Сточная вода с Красноярской УПН через задвижку № 1 поступает на Красноярские очистные сооружения, через задвижки № 22, 24 в РВС № 1 (1000 м3); через задвижки № 18, 19 в РВС № 2 (1000 м3), где происходит очистка от нефти и механических примесей гравиметрическим методом.

Нефть скапливается вверху РВС, образуя «нефтяную шапку», которая периодически удаляется – откачивается на Красноярскую УПН. Уровень жидкости в РВС-1, 2 и уровень раздела фаз «нефть-вода» контролируется с помощью уровнемеров Гамма-7, с выводом показаний в операторную.

Очищенная в РВС сточная вода через задвижки № 26 (из РВС-1) № 21 (из РВС-2) № 37, 34, 29 поступает на прием подпорных насосов НВ 2/1; НВ 2/2 затем через задвижки № 33, 36, 35, 42, 41 на прием насосов НВ 1/1; НВ 1/2, которыми под давлением до 11 МПа (110 кгс/см2) через задвижки № 40, 43, 48, 49 для дальнейшей закачки в систему ППД Красноярского месторождения.

Для защиты оборудования и трубопроводов системы ППД от внутренней коррозии на Красноярских очистных сооружениях применяются ингибиторы коррозии. Ингибиторы коррозии дозировочной установкой УДХ-2б подаются в трубопровод от РВС-1, 2 на приём насосов НВ-1/1, 2 НВ-2/2.

Очищенная пластовая вода с Красноярских очистных сооружений, а также подземная вода из производственного

Консорциум « Н е д р а »

49

водозабора, оборудованного насосами типа ЭЦН, поступает на БКНС, оборудованную двумя насосами ЦНС 180-1050,

далее по водоводам подается в нагнетательные скважины 16, 130, 132 и в водораспределительные пункты (ВРП) 3, 3а, 5, 6, 7, откуда далее вода поступает в остальные нагнетательные скважины.

Объем закачиваемой воды в пласты Б2 бобриковского горизонта В1 турнейского яруса, по которым организовано заводнение, в 2012 году составил 1717,1 тыс. м3. Давление закачки на устье нагнетательных скважин составляет до

10 МПа.

На месторождении построено 61,716 км водоводов системы ППД различного диаметра. Для защиты водоводов от коррозии используется ингибитор марки «Сонкор 9925». Тип наружной изоляции – двухслойный экструдированный полиэтилен.

Сведения о состоянии водоводов системы ППД Красноярского месторождения приведены в табл. 5.2. Как видно из данной таблицы фонд водоводов системы ППД со сроком эксплуатации свыше 20 лет более 50 %.

Красноярская установка по подготовке нефти (УПН) построена в 1959 году. Последняя реконструкция была выполнена в 2006 году.

Установка предназначена для обработки высокообводненной нефтяной эмульсии с месторождений Красноярского,

Северо-Красноярского, Ново-Михайловского, Завьяловского и обезвоженной нефти Карповской УПСВ с получением товарной обессоленной нефти отвечающей требованиям ГОСТ Р 51858-2002. Проектная мощность оборудования по подготовке нефти – 2740 т/сут.

Подготовка нефти на Красноярской УПН включает в себя следующие основные стадии:

Консорциум « Н е д р а »

50

-учет поступающей нефтяной эмульсии;

-обработка поступающего сырья реагентом-деэмульгатором;

-сепарацию нефти от газа;

-предварительное обезвоживание нефти;

-нагрев сырой нефти;

-глубокое обезвоживание нефти;

-приём нефти и нефтешлама на установку из автоцистерн;

-обработка ловушечной нефти;

-обезвоживание и обессоливание с использованием пресной воды;

-сепарацию товарной нефти (стабилизация);

-хранение и откачка товарной нефти потребителю.

Технологической схемой предусмотрено поступление продукции скважин на УПН двумя потоками:

-I поток (Н1) – водогазонефтяная эмульсия с участков Красноярского, Северо-Красноярского, Ново-

Михайловского и Завьяловского месторождений;

-II поток (Н2) – обезвоженная нефть с Карповской УПСВ.

Поток Н1 по трубопроводу Ду 250 мм направляется в емкость Е-2/1 (1 ступень сепарации), где производится разгазирование эмульсии, выделившийся газ через газовый трап подается в котельную и используется на собственные нужды для работы ПП-1,6 № 1, 2.

Консорциум « Н е д р а »