Краснонивского месторождения

18

1 –выкидные линии от скважины; 2- специальные обратные клапаны; 3 - многоходовой переключатель скважин ПСМ; 4 - каретка роторного переключателя скважин; 5 - замерный патрубок; 6 - гидроциклонный сепаратор; 7 -заслонка, 8-турбинный счетчик; 9 -

поплавковый регулятор уровня; 10 - гидропривод; 11 -электродвигатель; 12 - отсекатели; 13 -сборный коллектор; 14 -силовой цилиндр; 15 –БМА

Рисунок 1.2

Продукция скважин но выкидным линиям подается в многоходовой переключатель, который действует как вручную, так н автоматически. Каждому положению этого переключателя соответствует подача на .замер продукции одной скважины. Продукция данной скважины направляется в газосепаратор, состоящий из верхней и нижней емкостей.

Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный кат-лектор.

Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосеиаратора. Давление в газосепараторе повышается, и

нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого уровень жидкости и нижней

Консорциум « Н е д р а »

19

емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется.

Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины.

В блоке местной автоматизации регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-

расходомер (СР).

Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода.

Установка «Спутник-А» работает но определенной (заданной) программе, при этом каждая скважина поочередно включается на замер на определенное время.

Счетчик-расходомер является одновременно сигнализатором подачи скважин. В установке предусмотрена возможность измерения количества газа с помощью диафрагмы,

установленной в газосепараторе.

Количество газа но каждой скважине на АГСЗУ измеряется дифференциальными манометрами и диафрагмами.

После автоматического измерения продукции но каждой скважине смесь жидкости и газа направляется на установки сепарации, откуда - на установку подготовки нефти. Механические примеси в нефти определяют по простой методике: пробу нефти разбавляют бензином, фильтруют, высушивают и твердый остаток взвешивают. Количество солей в нефти устанавливается лабораторным анализом.

Консорциум « Н е д р а »

20

1.2 Анализ ДНС Краснонивского месторождения.

ДНС Краснонивского месторождения предназначена для первичной сепарации продукции скважин Краснонивского месторождения, и дальнейшей перекачки разгазированный нефти на УПСВ Подгорненская, и отсепарированного газа на Отрадненский ГПЗ.

С замерных установок продукция скважин по нефтегазосборным трубопроводам поступает на ДНС

«Краснонивская» (СУ-19).

ДНС Краснонивская представлена на рисунке 1.3

В состав ДНС «Краснонивская» входят следующие технологические сооружения:

•сепаратор 1 ступени объёмом 100 м3;

•газосепаратор объёмом 50 м3;

•насосное оборудование;

•узел оперативного учета нефти.

Проектная производительность ДНС по поступающей жидкости составляет 3000 м3/сут.

Описание технологического процесса

На ДНС «Краснонивская» производится первая ступень сепарации нефтяного газа и частично разгазированная нефть насосами по межпромысловому трубопроводу диаметром 273 мм протяженностью 6,9 км подается на УПСВ

«Подгорненская».

Консорциум « Н е д р а »

21

Нефтяной газ 1 ступени сепарации после газосепаратора ДНС под собственным давлением по газопроводу диаметром 219 мм протяженностью 26,3 км направляется через СУ-14 на Отрадненский ГПЗ. Остаточный нефтяной газ в составе продукции ДНС поступает на УПСВ «Подгорненская».

На ДНС нефть поступает в сепаратор первой ступени при давлении 0.5-0.6 МПа и температуре 20 оС

осуществляется первая ступень сепарации.

Нефтяной газ из сепаратора первой ступени подается в газосепаратор для осушки его от капельной жидкости и далее под собственным давлением по газопроводу на Отрадненский газоперерабатывающий завод.

Обводненная, частично разгазированная, нефть с Краснонивского месторождения после первой ступени сепарации подается насосами ДНС для предварительного сброса воды на Подгорненскую установку предварительного сброса

воды.ДНС Краснонивская

Рисунок 1.3

Консорциум « Н е д р а »

22

Выводы по ДНС:

1.На ДНС происходит сепарация пластовой нефти, отделенная жидкость транспортируется на УПСВ Подгорненскую.

2.Газ транспортируется на ГПЗ, уровень утилизации 95%.

3.В дальнейшем при увеличении обводненности продукции, и увеличении добычи, рекомендую переоборудовать ДНС в УПСВ и осущесвлять отделениеводы прямо на месторождении.

1.3 Анализ УПСВ Подгорненская

На установке предварительного сброса воды Подгорненского месторождения осуществляется сброс воды Подгорненского и Краснонивского месторождения. Обводненная газонасыщенная нефть с Подгорненского месторождения по выкидным линиям поступает на замерные установки, где осуществляется замер дебита скважин.

Частично разгазированная и обезвоженная нефть с УПСВ транспортируется насосами на Отрадненскую НСП (УПН) для

дальнейшей подготовки.

Попутный газ сепарации под своим давлением подается на Отрадненский ГПЗ для переработки.

Пластовая вода отводится на КНС и используется для заводненеия продуктивных пластов.

Состав сооружений

Консорциум « Н е д р а »

23

•Буферные емкости нефти - Б-1 (2) V=32 (25) м3;

•Резервуары для нефти - РВС-1 V=2000 м3, РВС-2 V=3000 м3;

•Блок подачи химреагентов- БР-2,5 - 3 шт.;

•Узел подачи аммиачной воды;

•Узел учета нефти;

•Канализационные колодцы;

•Резервуары траншейного типа для приема дренажей V=2000 м3 - 2 шт.;

Консорциум « Н е д р а »

24

Рис 1.4

Консорциум « Н е д р а »

Производительность установки По обводненной нефти (продукция скважин) – до 16000 м3/сутки.

По попутному газу – до 50 тыс.м3/сутки.

По пластовой воде - до 8000 м3/сутки.

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и изготовляемой продукции Примечание: Кроме перечисленных деэмульгаторов и ингибиторов в производстве могут применяться и другие

химреагенты (например, Нордис-323), прошедшие испытания в производственных подразделениях ОАО

«Самаранефтегаз».

Описание технологического процесса и технологической схемы установки Технологический процесс на УПСВ сводится к приему, первичной сепарации с выделением попутного газа,

частичного обезвоживания и последующей транспортировке пластовой жидкости (нефти) на УКПН и ОГПЗ.

Пластовая жидкость (нефть) со скважин поступает в сепаратор С-2 (3, 4), где происходит первичная сепарация

(разгазирование) нефти при давлении 2,8 – 5,0 кгс/см2. Обводненность поступающей нефти достигает 50 – 60 % об.

Пластовая угленосная нефть содержит значительное количество пластовой воды, сероводорода,

сероорганических соединений, которые являются коррозионноактивными соединениями, пластовая девонская нефть содержит большое количество сульфатов железа и других соединений. Для защиты оборудования в поток

Консорциум « Н е д р а »

26

нефти вводится ингибитор коррозии СНПХ 6301 в смеси с аммиачной водой. Обработка девонской и сернистой нефтей производится совместно – в одном потоке.

После сепараторов нефть поступает в нефтеотстойники Н-1 (2 – 5), где происходит расслоение водонефтяной эмульсии на нефть и воду. Для интенсификации разделения эмульсии на фазы в нефтяной поток подается деэмульгатор в количестве до 170 г/т. Далее отделившаяся нефть с верха отстойников поступает в буферные емкости Б-1, 2. Пластовая (сточная) вода поступает в водоотстойники В-1 (2 – 6), где при давлении 3 – 5 кгс/смс2

происходит отделение остаточной нефти от пластовой воды. Далее пластовая вода отводится в дегазаторы Д-1 (2,

3), где происходит полная дегазация воды, газ направляется на факел, уловленная нефть отводится в РВС через сепаратор С-1, пластовая вода отводится на КНС и далее на заводнение пластов в нагнетательные и поглощающие скважины. Полученный попутный газ подается частично на факел, основная часть подается на Нефтегорский ГПЗ.

Описание технологической схемы Пластовая жидкость (нефть) с обводненностью 50 – 60 % об. с месторождений под давлением системы сбора и

температурой 20 – 27 °С поступает по нефтесборным коллекторам в сепаратор С-2, (С-3, С-4) через узел переключающих задвижек. Сепаратор С-1 используется для разгазировании II ступени сепарации и в аварийных ситуациях

Сепаратор С-2, горизонтальный цилиндрический аппарат со эллиптическими днищами, объемом – 100 м3.

Сепаратор снабжен предохранительным клапаном. Аварийный сброс газа осуществляется на свечу сжигания.

Сепараторы С-3, С-4 имеют аналогичную конструкцию, объем и габариты.

Консорциум « Н е д р а »