Красноярского месторождения

51

Отсепарированная в Е-2/1 эмульсия направляется в Е-2/4 (на 2-ю ступень сепарации), или минуя её на ступень предварительного сброса воды (в РВС-12, отстойники Е-6/1,2). Выделившийся газ направляется на факельную свечу.

Блок предварительного сброса пластовой воды состоит из РВС-1000 № 1/1 (12), подпорных и дренажных насосов К-

160/30 (3 шт.) и емкостей Е-6/1,2 (V-100 м3).

Водонефтяная эмульсия со 2-й ступени сепарации может направляться или в РВС-1/1(12) или в емкости Е-6/1,2.

Возможна совместная работа сырьевого РВС-1/1(12) и емкостей Е-6/1, 2.

Нефть со 2-й ступени сепарации (Е-2/4) по трубопроводу Ду 200 мм поступает на вход в РВС-1/1(12). В эту же линию подается горячая дренажная вода с отстойника глубокого обезвоживания О-1, с остаточным содержанием деэмульгаторов. Отстоявшаяся в РВС вода насосами К-160/30 НВ-3, 4 сбрасывается на очистные сооружения для последующей закачки в систему ППД.

Нефть через подъёмную трубу подпорным насосом К-160/30 НН-7 подается на прием сырьевых насосов НН-1, 2.

Предусмотрены 2 варианта работы отстойников Е-6/1, 2: последовательная и параллельная. В емкостях Е-6/1, Е-6/2

происходит частичное разделение водонефтяной эмульсии на нефть и воду. Вода скапливается в нижней части аппарата, откуда сбрасывается по линии напорной (герметизированной) канализации в общий трубопровод Ду 200 мм и на очистные сооружения, где после очистки закачивается в систему ППД.

Частично обезвоженная (до 5 %) и разгазированная эмульсия из верхней части аппарата, совместно с потоком Н2

(обезвоженная нефть с Карповской УПСВ), направляется по трубопроводу Ду 200 мм на прием сырьевых насосов НН- 1, 2.

Консорциум « Н е д р а »

52

С сырьевых насосов НН-1, 2 вся нефтяная эмульсия, содержащая дренажную воду, поступает на блок нагрева на ПП-1,6 № 1, 2.

Нагретая в путевых подогревателях ПП-1,6 водонефтяная эмульсия, поступает в отстойник О-1. В нефтепровод,

подающий эмульсию на отстойник О-1, подается деэмульгатор.

В отстойнике О-1 происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Выделившаяся вода дренируется на вход в РВС-1/1(12) (ступени предварительного сброса) или в ёмкость Е-7 ловушечного хозяйства. Обезвоженная нефть по трубопроводу Ду 150 мм направляется на обессоливание в дегидратор ДГ-2. В трубопровод Ду 150 мм перед дегидратором подается пресная вода насосами НВ-1, 2 для отмывки солей из нефти.

Обессоленная горячая нефть из ДГ-2 по трубопроводу Ду 150 мм направляется в емкость сепарации горячей нефти Е-3. Выделившийся газ по трубопроводу Ду 100 мм направляется на факел для сжигания, а охлажденная разгазированная товарная нефть по трубопроводу Ду 200 мм поступает на узел управления задвижками У-1, где распределяется по товарным резервуарам (РВС-2/1, 10) и емкостям (О-5, 6).

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».

За период с 2007 по 2013 год на месторождении зафиксировано 40 инцидентов трубопроводов системы заводнения.

Основной причиной инцидентов на трубопроводах системы ППД является внутренняя коррозия, что свидетельствует о высокой коррозионной активности рабочих агентов системы заводения в целом и достаточно низкой эффективности применяемых на месторождении методов борьбы с внутренней коррозией.

Консорциум « Н е д р а »

53

Учитывая тот факт, что существующая система заводнения на Красноярском месторождении длительное время работает на высокоминерализованных пластовых водах, протяженность водоводов системы заводнения со сроком эксплуатации более 20 лет составляет более 50 % фонда, а также учитывая статистические данные по аварийности водоводов системы заводения, предлагается провести реконструкцию и капитальный ремонт участков трубопроводов, на которых произошли аварийные ситуации.

Выводы

Анализ работы системы ППД проводился по следующим критериям:

1. Рациональность сложившейся системы сбора продукции скважин:

В рассматриваемый период разработки месторождения в качестве источника водоснабжения для целей ППД предусматривается использовать очищенную на Красноярских очистных сооружениях пластовую воду с УПН

«Красноярка», при ее недостатке предусматривается использовать подземную воду верхнеказанского водоносного комплекса из производственного водозабора по существующей схеме. Качество подготовки закачиваемых вод соответствует ОСТ 39-225-88, РДС 39-01-041-81.

2. Совместимость закачиваемых вод:

На Красноярском месторождении разрабатываются продуктивные пласты верхнего карбона С3, подольского Pd и

бобриковского Б2 горизонта, турнейского В1 яруса, пашийского Д1 горизонта. В настоящее время залежи пластов Б2 и

В1 разрабатываются с заводнением очищенной сточной водой УПН «Красноярская», недостаток которой восполняется

Консорциум « Н е д р а »

54

подземной водой верхнеказанского яруса. В качестве агента для закачки в продуктивные пласты Красноярского месторождения предполагается использовать также очищенную сточную воду УПН «Красноярская» и подземную воду верхнеказанских отложений.

Пластовые воды продуктивных пластов С3, Pd, Б2, В1 и Д1 Красноярского месторождения практически стабильны по карбонату и сульфату кальция в пластовых условиях.

Закачиваемая сточная вода в настоящее время и на весь рассматриваемый период пересыщена по карбонату кальция

– 110,9 и 53,4 мг/л соответственно и за 1-24 часа из вод может выделиться от 0,1-0,6 до 0,2-23,6 мг/л осадка. По сульфату кальция воды стабильны.

Подземная вода верхнеказанского яруса стабильна по карбонату и сульфату кальция.

При использовании закачиваемой сточной воды (на весь рассматриваемый период) для заводнения продуктивных пластов девона и карбона каких-либо осложнений из-за образования осадка карбоната кальция в пластовых условиях не ожидается.

Для предупреждения явления солеотложения при закачке сточных вод в систему заводнения продуктивного пласта пашийского горизонта рекомендуется применение ингибиторов солеотложений.

Закачиваемая сточная вода по содержанию нефти и механических примесей не должна превышать норм качества,

определенных для заводняемых продуктивных пластов:

по нефти – до 30 мг/л;

по механическим примесям – до 30 мг/л.

Консорциум « Н е д р а »

55

3. Рациональность использования применяемых реагентов:

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. Для защиты водоводов от коррозии используется ингибитор марки «Сонкор 9925».

4. Срок службы труб и тип применяемого оборудования:

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 %.

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

Консорциум « Н е д р а »

Консорциум « Н е д р а »

57

Продолжение таблицы 5.1

Консорциум « Н е д р а »

58

Продолжение таблицы 5.1

Консорциум « Н е д р а »