Краснонивского месторождения
.pdf53
Реагентное хозяйство предназначено для подачи в сырую угленосную и девонскую нефть реагента-деэмульгатора, с целью разрушения эмульсии типа «вода в нефти».
Реагент-деэмульгатор хранится в бочках, сливается в сливные емкости СЕ-1 или СЕ-2, и поступает через задвижки №488а, 488б, 488, 489, 490 на прием одного из насосов Н-22/3, Н-22/4, которые установлены в насосной НЧК. Насосами деэмульгатор через задвижки №№494, 494а-д подается в мерные емкости М 1 5. Затем из этих емкостей (мерников) плунжерными дозировочными насосами Н-13/2 4, 33 реагент подается определенным количеством в угленосную и девонскую нефть на концевую ступень сепарации установки № 3/2.
Для определения количества реагента, мерники М-1÷4 оборудованы замерными стеклами. Количество реагента в мернике М-5 определяется по поплавковому уровнемеру.
Из емкостей для хранения отечественного реагента Е-1-3, реагент-деэмульгатор перекачивается насосами Н-22/3
или Н-22/4, через задвижки № 487 а-в, 487 в мерники М-1 5.
Метанольное хозяйство Метанол предназначен для закачки в буллиты пункта налива ПГФ, а также в бензопровод «Пункт налива ПГФ-
ОГПЗ», с целью предупреждения и разрушения кристаллогидратных пробок, которые могут образоваться в трубопроводах в холодное время года.
На площадке установки №2 для хранения и подачи метанола установлена емкость МЕ-1 объемом 11,737 м3 и
плунжерный дозировочный насос марки НД-2, 5-1000/16.
Производительность – 1 м3/час, Напор – 160 м. ст. жидкости ,
Число оборотов – 100 об/мин,
Консорциум « Н е д р а »
54
Мощность электродвигателя – 3 кВт, Количество – 1 шт.
Для определения уровня метанола емкость МЕ-1 оборудована мерным стеклом.
В схеме обвязки трубопроводов метанольного хозяйства предусмотрена линия для перекачки метанола насосом Н-
13/5 непосредственно в емкость МЕ-1, через задвижку №482.
Метанольный насос обвязан таким образом, что метанол закачивается в бензопровод, по которому бензин со 2-го блока стабилизации установки №2 поступает в булиты обоих рядов пункта налива ПГФ, через задвижки № 483,484.
В случае, когда нужно закачать метанол в бензопровод «УКПН-2-ОГПЗ» метанол поступает через задвижку №485 непосредственно в приемные коллектора бензина с 1-го или 2-го ряда буллитов пункта налива ПГФ. Задвижки №26,27 для закачки метанола в приемные коллектора установлены на узле управления пункта налива ПГФ.
Щелочное хозяйство Щелочное хозяйство предназначено для хранения щелочи на установке с целью закачки ее в систему
защелачивания блока стабилизации установки №2. Система защелачивания предназначена для нейтрализации сероводорода, который имеется в нестабильном бензине, вырабатываемом из угленосной сернистой нефти.
Щелочь из емкости Е-10 через задвижки №470,471,473,474 поступает по приемному трубопроводу в насосную НЧК на насосы Н-22/1,2 и далее через задвижку № 448 по трубопроводу поступает на прием насосов щелочного отстойника 0-2/3 блока стабилизации. С насосов Н-9/1 3 щелочь поступает по выкидному трубопроводу через смеситель щелочи и бензина в отстойник 0-2/3.
Консорциум « Н е д р а »
55
В приемный трубопровод щелочи насосной НЧК имеется врезка с промышленного водовода (ПГ-35) для подачи пресной воды (задвижка № 472). После закачки щелочи все трубопроводы, и насосы промываются промышленной водой во избежание кристаллизации насоса и трубопровода.
Для учета количества щелочи в емкости Е-10 установлен поплавковый уровнемер.
Выводы по УКПН -2:
1. На УКПН №2 выпускается товарная обезвоженная и обессоленная нефть первой и второй группы качества по ГОСТ Р 51858-2002.
Большую часть года выпускается первая группа качества, и только в январе и феврале выпускается нефть 2 группы качества. Нефть относится ко 2й группе качества, из-за содержания солей, 200-300 мг/литр, для круглогодичного выпуска нефти первой группы качества необходимо установить дополнительный отстойник, на входе которого в входящий поток нефти, будет добавляться пресная вода, для вымывания солей. При достижении показателя содержания солей менее 200 мг/л будет осуществляться круглогодичный выпуск нефти первой группы качества.
2.Газ на Отрадненский ГПЗ, утилизация 95%.
3.Вода в систему ППД и поглощение.
Консорциум « Н е д р а »
56
1.5 Анализ системы ППД
Закачка воды в нагнетательные скважины в целях поддержания пластового давления (ППД) объекта разработки
С1а+С2+С3+С4 ведется на месторождении с 1974 года, объекта разработки Д2+Д4 с 1978 года.
Сначала эксплуатации месторождения основным источником водоснабжения системы ППД являлась пресная вода
сводозабора на р.Самарка.
Трубопроводы системы ППД Краснонивского месторождения выполнены из стальных труб Ст20 по ГОСТ 8732-78.
Схема ППД приведена на рисунке 1.6
На месторождении построено 65597 м высоконапорных водоводов системы заводнения различного диаметра.
Сведения о состоянии водоводов системы заводнения Краснонивского месторождения приведены в таблице 1.8.
Как видно из таблицы 1.8 фонд водоводов системы ППД по срокам эксплуатации имеют следующие значения:
–более 50 лет – 3,3 % от фонда водоводов (2197 м);
–эксплуатация от 30 до 40 лет – 91,5 % фонда водоводов (60016 м);
–эксплуатация от 20 до 30 лет – 3,8 % фонда водоводов (2475 м);
–эксплуатация от 10 до 20 лет – 1,4 % фонда водоводов (909 м).
На Краснонивском месторождении в качестве источника водоснабжения предполагается использовать, прежде всего, пластовые сточные воды, сбрасываемые с намечаемой УПСВ, а недостающий объем покрывать за счет высокоминерализованных подземных вод пласта СIV, используя технологию внутрискважинной перекачки или от водозаборных скважин, для чего потребуется бурение водозаборных скважин, а также в качестве водозаборных могут быть использованы высокообводненные существующие скважины.
Консорциум « Н е д р а »
57
Основными технологическими требованиями к рабочему агенту для заводнения являются:
•сохранение устойчивой приёмистости нагнетательных скважин;
•предотвращение осложнений при эксплуатации водоводов и оборудования системы заводнения из-за отложений неорганических солей;
Схема системы ППД Краснонивского месторождения
Рис 1.6
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
58 |
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.8 |
|
Сведения о состоянии водоводов заводнения Краснонивского месторождения ОАО «Самаранефтегаз» |
|
||||||
|
|
Параметры трубопроводов |
|
|
Год ввода в |
||
Наименование трубопровода |
|
диаметр, |
|
Состояние |
Материал |
||
Назначение трубопровода |
|
эксплуа- |
|||||
или участка |
толщина стенки, |
длина, м |
трубопроводов |
труб |
|||
|
тацию |
||||||
|
|
мм |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
||
БКНС-12 – ВРП |
Высоконапорный водовод |
168×11 |
2212 |
бездействующий |
Ст.20 |
1977 |
|
БКНС-12 – ВРП |
Высоконапорный водовод |
168×11 |
2197 |
бездействующий |
Ст.20 |
1962 |
|
БКНС-12 – скв. 128 |
Нагнетательные линии скважин |
159×8 |
160 |
бездействующий |
Ст.20 |
1982 |
|
БКНС-12 – скв. 101 |
Нагнетательные линии скважин |
114×10 |
1250 |
бездействующий |
Ст.20 |
1977 |
|
БКНС-12 – скв. 143 |
Нагнетательные линии скважин |
114×10 |
7039 |
действующий |
Ст.20 |
1979 |
|
Врезка скв. 162 – скв. 162 |
Нагнетательные линии скважин |
114×8 |
500 |
бездействующий |
Ст.20 |
1979 |
|
БКНС-12 – скв. 103 |
Нагнетательные линии скважин |
114×8 |
836 |
бездействующий |
Ст.20 |
1974 |
|
БКНС-12 – скв. 229 |
Нагнетательные линии скважин |
168×11 |
9009 |
бездействующий |
Ст.20 |
1975 |
|
Врезка скв. 121 – скв. 121 |
Нагнетательные линии скважин |
114×10 |
2000 |
бездействующий |
Ст.20 |
1975 |
|
Врезка скв. 301 – скв. 3011 |
Нагнетательные линии скважин |
114×10 |
200 |
бездействующий |
Ст.20 |
1994 |
|
Врезка скв. 109 – скв. 109 |
Нагнетательные линии скважин |
114×9 |
1470 |
бездействующий |
Ст.20 |
1979 |
|
Врезка скв. 132 – скв. 132 |
Нагнетательные линии скважин |
114×10 |
4947 |
бездействующий |
Ст.20 |
1976 |
|
Врезка скв. 427 – скв. 427 |
Нагнетательные линии скважин |
73×9 |
270 |
бездействующий |
Ст.20 |
2002 |
|
Врезка скв. 111 – скв. 111 |
Нагнетательные линии скважин |
114×8 |
400 |
бездействующий |
Ст.20 |
1975 |
|
ВРП-Краснонивск – скв. 117 |
Нагнетательные линии скважин |
114×5 |
979 |
бездействующий |
Ст.20 |
1974 |
|
ВРП-Краснонивск – скв. 165 |
Нагнетательные линии скважин |
114×10 |
2165 |
бездействующий |
Ст.20 |
1976 |
|
Врезка скв. 239 – скв. 239 |
Нагнетательные линии скважин |
114×10 |
2500 |
бездействующий |
Ст.20 |
1977 |
|
ВРП-Краснонивск – скв. 304 |
Нагнетательные линии скважин |
114×10 |
1761 |
бездействующий |
Ст.20 |
1974 |
|
Врезка скв. 305 – скв. 305 |
Нагнетательные линии скважин |
114×10 |
439 |
бездействующий |
Ст.20 |
1996 |
|
ВРП-Краснонивск – скв. 4 |
Нагнетательные линии скважин |
114×10 |
367 |
бездействующий |
Ст.20 |
1977 |
|
ВРП-Краснонивск – скв. 110 |
Нагнетательные линии скважин |
114×8 |
528 |
бездействующий |
Ст.20 |
1977 |
|
ВРП-Краснонивск – скв. 115 |
Нагнетательные линии скважин |
114×8 |
3040 |
бездействующий |
Ст.20 |
1975 |
|
ВРП-Краснонивск – скв. 319 |
Нагнетательные линии скважин |
100×5 |
2475 |
бездействующий |
ГПМТ |
1985 |
|
ВРП-Краснонивск – скв. 182 |
Нагнетательные линии скважин |
114×8 |
5637 |
бездействующий |
Ст.20 |
1981 |
|
ВРП-Краснонивск – скв. 205 |
Нагнетательные линии скважин |
114×8 |
5648 |
бездействующий |
Ст.20 |
1981 |
|
ВРП-Краснонивск – скв. 350 |
Нагнетательные линии скважин |
114×8 |
5490 |
бездействующий |
Ст.20 |
1981 |
|
ВРП-Краснонивск – скв. 111 |
Нагнетательные линии скважин |
114×8 |
1409 |
бездействующий |
Ст.20 |
1977 |
|
Консорциум « Н е д р а »
59
•предупреждение коррозионного износа водоводов и оборудования скважин;
•предупреждение бактериальной жизнедеятельности в призабойной зоне нагнетательных скважин.
На основании данных технических требований формируются требования к качеству подготовки закачиваемых вод.
Качество закачиваемой воды должно соответствовать требованиям ОСТ 39-225-88. «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству».
ОСТ регламентирует следующие основные показатели и нормы качества воды:
Водородный показатель (рН).
Значение рН должно находиться в пределах от 4,5 до 8,5.
Фильтрационная характеристика.
При снижении коэффициента приемистости нагнетательных скважин, с начала закачки воды на 20 %, следует проводить работы по восстановлению фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта и при необходимости улучшать качество закачиваемой воды.
Совместимость закачиваемых вод с пластовой водой и породой пласта.
Размер частиц механических примесей и эмульгированной нефти.
При закачке воды в поровые коллекторы проницаемостью свыше 0,1 мкм2 должно быть 90 % частиц не крупнее 5
мкм, при закачке воды в поровые коллекторы проницаемостью до 0,1 мкм2 – не крупнее 1 мкм.
Содержание нефти и мехпримесей.
Допустимое содержание нефти и механических примесей устанавливается в зависимости от проницаемости и относительной трещиноватости коллектора.
Консорциум « Н е д р а »
vk.com/id446425943
60
Содержание растворенного кислорода.
Содержание растворенного кислорода не должно превышать 0,5 мг/л.
Коррозионная активность.
При коррозионной активности воды свыше 0,1 мм/год необходимо предусматривать мероприятия по антикоррозионной защите трубопроводов и оборудования.
Содержание сероводорода.
В воде, нагнетаемой в продуктивные коллекторы, пластовая вода которых не содержит сероводород или содержит ионы железа, сероводород должен отсутствовать.
Наличие сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ).
Не допускается присутствие СВБ в воде, предназначенной для закачки в пласты, нефть, газ и вода которых не содержит сероводород.
Конструкция нагнетательных скважин должна отвечать следующим требованиям:
–устойчивость стенок ствола и надёжное разобщение нефтеносных, газоносных и водоносных пластов;
–надёжное сообщение ствола скважины с продуктивными пластами;
–герметизация устья скважин;
–возможность проведения различных исследований в скважинах и ремонтно-профилактических работ со спуском приборов и оборудования.
Конструкция нагнетательных скважин должна обеспечивать надёжную эксплуатацию в течение всего срока
разработки месторождения при проектном давлении нагнетания.
Консорциум « Н е д р а »