Красногородецкого месторождения

19

Работа установки происходит следующим образом. Водогазонефтяная смесь от скважины, пройдя проходную задвижку (1) и пробоотборник (2), поступает в циклонную гильзу сепаратора (3), где она разделяется на жидкостную и газовую фазы.

Газ, обогнув обейчатку циклонной гильзы, пройдя каплеотбойные пластины и газовый циклон горизонтального газосушителя, через трехходовой кран (17) и выходную задвижку (18) уходит в коллектор.

Жидкость, отделившись от газа, попадает в накопитель жидкости и начинает заполнять ее.

При этом, жидкость не может попасть ни в отстойник, ни в выходной трубопровод, так как проходной кран (15)

закрыт, а запорный орган трехходового крана (17) расположен таким образом, что с выходным трубопроводом соединен отводящий трубопровод газосушителя, а трубопровод, отводящий жидкость из сепаратора, отсечен от него.

После достижения уровня жидкости чувствительного элемента преобразователя (4) гидростатического давления столба жидкости сепаратора, пропорционально дальнейшему росту уровня (массы) жидкости, начинает изменяться значение выходного сигнала этого преобразователя.

При достижении уровня кромки горизонтального газоосушителя (6) жидкость начинает переливаться в отстойник

(7).

Признаком начала перелива (заполнения отстойника) является стабилизация значения выходного сигнала преобразователя (4) сепаратора и, несколько позже, начало изменения выходного сигнала такого же преобразователя,

смонтированного на отстойнике жидкости.

Признаком конца заполнения отстойника является синхронизация изменения (прироста) значений выходного сигнала обоих преобразователей.

Консорциум « Н е д р а »

20

После заполнения отстойника водонефтяной смесью запорный орган трехходового крана переходит в положение,

при котором газоотводящий трубопровод отсекается, а жидкостной трубопровод соединяется с выходным трубопроводом.

При этом газ, накапливающийся в верхней части сепаратора и в горизонтальном газоосушителе, начинает выталкивать жидкость из накопителя сепаратора в выходной трубопровод, уровень ее начинает снижаться, значения выходного сигнала обоих преобразователей (4) синхронно уменьшаются.

После падения уровня жидкости ниже кромки горизонтального газоосушителя, значение выходного сигнала преобразователя (4) отстойника стабилизируется (при этом, БИОИ станции управления фиксирует это значение,

производит измерение плотности газированной жидкости и производит определение верхней установки накопителя жидкости сепаратора), а значение выходного сигнала преобразователя (4) сепаратора продолжает снижаться.

При достижении выходного сигнала этого преобразователя нулевого значения запорный орган трехходового крана вновь устанавливается в первоначальное положение и вновь начинается заполнение накопителя жидкости сепаратора.

Впроцессе повторного (и последующих) налива, при достижении значения выходного сигнала преобразователя

(4)сепаратора значения нижней уставки (ее определяют и вводят в память БИОИ в процессе градуировки накопителя жидкости сепаратора при определении коэффициента массы) БИОИ запускает, а при достижении значения верхней уставки – останавливает таймер, после чего фиксирует значение среднесуточного массового расхода жидкости.

Спустя некоторое время, необходимое для повышения уровня жидкости несколько выше кромки горизонтального сепаратора трехходовый кран переключается на слив жидкости.

Консорциум « Н е д р а »

21

Впроцессе повторного (и последующих) слива жидкости, при достижении значения выходного сигнала преобразователя (4) сепаратора значения верхней уставки БИОИ запускает, а при достижении значения нижней уставки

–останавливает таймер, после чего фиксирует значение среднесуточного объемного расхода газа в рабочих условиях и приводит его к стандартным условиям.

Впроцессе отстоя жидкости в отстойнике, при постепенном разрушении эмульсии, коагуляции и выделении из нее газа происходит рост значения ее плотности, сопровождающийся снижением уровня жидкости, частично восстанавливаемого жидкостью, стекающей с каплеотбойных пластин горизонтального газоосушителя.

Однако, для того, чтобы быть уверенными, что отстойник жидкости полный, при каждом цикле налива, в процессе измерения расхода жидкости, уровень ее в накопителе сепаратора (как было сказано выше) доводят до того значения,

при котором происходило первичное заполнение отстойника жидкости.

Время выдержки жидкости в отстойнике (для конкретной скважины) БИОИ определяет опытным путем, оно определяется наступлением момента стабилизации значения выходного сигнала преобразователя (4) отстойника жидкости.

После наступления момента стабилизации, БИОИ производит последнее в данной серии, измерение плотности жидкости и последнее измерение среднесуточного объемного расхода газа, после чего, оставив трехходовый кран (17) в

прежнем положении, открывает проходной кран (15) и жидкость из отстойника выталкивается газом совместно с остатками жидкости накопителя сепаратора.

Консорциум « Н е д р а »

22

Используя последнее значение плотности жидкости, БИОИ определяет содержание воды в жидкости,

среднесуточный массовый расход нефти, вновь закрывает проходной кран и начинает второй цикл заполнения отстойника жидкости.

Порядок измерений и определений параметров при втором и последующих циклах заполнения жидкостью отстойника аналогичен описанному выше.

Порядок обработки информации приведен в его руководстве по эксплуатации.

4.Применяемые реагентов в системе сбора месторождения.

Всистеме сбора и транспортировки нефти Красногородецкого месторождения используется деэмульгатор

«Decleave».

Деэмульгаторы Decleave представляют собой сбалансированную композицию неионогенных ПАВ на основе блоксополимеров окиси этилена и пропилена, оксиалкилированных фенолформальдегидных смол и полиэфиров в спирто-ароматическом растворителе. Физико-химические свойства деэмульгаторов – Decleave приведены в таблице 4.

Таблица 4

Физико-химические свойства деэмульгаторов Decleave

Консорциум « Н е д р а »

Перечень скважин и замерных установок, на которых осуществляется подача реагентов-деэмульгаторов, с

указанием метода и количества дозировки химреагента представлен в таблице 5.

Таблица 5

Обработка продукции скважин с помощью реагентов-деэмульгаторов на скважинах и замерных установках по

Красногородецкому месторождению

Выводы и рекомендации.

1) В соответствии с ВНТП 3-85 дебит каждой скважины должен замеряться по нефти и жидкости. Таким образом,

для замера дебита скважин поступающих на гребенку 6 и 10, рекомендуется в районе этих гребенок установить замерные установки. В качестве замерных установок рекомендуется установить ЗУ типа «ОЗНА ИМПУЛЬС», которые имеют дополнительные функции и ряд преимуществ.

«ОЗНА ИМПУЛЬС» предназначена:

- для измерения среднесуточного массового расхода жидкости;

Консорциум « Н е д р а »

24

-измерения среднесуточного объемного расхода газа;

-определения среднесуточного массового расхода нефти.

Дополнительные функции:

-измерение давления и температуры;

-измерение плотности жидкости;

-определение обводненности нефти,

-приведение расхода газа к стандартным условиям и определение газового фактора нефти. Количество подключаемых скважин составляет 1-14 шт. В дальнейшем при вводе новых скважин из бурения, для замера дебита скважины можно направить на «ОЗНА ИМПУЛЬС».

2) Замерные установки «Спутник» марки АМ рекомендуется заменить на измерительные установки типа «ОЗНА ИМПУЛЬС

3) Месторождение введено в разработку в 1990 году.

В соответствии РД 39-132-94 нормативный срок эксплуатации трубопроводов для Урало-Поволжского региона составляется 10 лет.

По действующей классификации допустимых сроков эксплуатации принято считать, что трубопроводы,

эксплуатируемые:

-до трех лет – новые;

-до десяти лет – средней продолжительности;

-более десяти лет – старые.

Консорциум « Н е д р а »

25

Следуя данной классификации, 100% протяженности выкидных линий и 100% нефтегазосборных и напорных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).

Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Красногородецкого месторождения требует контроля, диагностического обследования технического состояния трубопроводов, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов.

4) В настоящее время на Красногородецком месторождении разрабатываются только угленосные пласты. Осложнений, в виде образования солей, нет, так как не происходит смешения химически несовместимых пластовых вод

(угленосных и девонских пластов). 5. Описание системы ППД на Красногородецком месторождении.

По состоянию на 01.01.2016 г под нагнетанием находится одна скважина № 81. Источником водоснабжения для целей ППД на месторождении служат пластовые сточные воды, сбрасываемые с установки предварительного сброса воды. УПСВ «Красногородецкая», по трубопроводу внутренним диаметром 0,073м, длиной 5680м, год ввода в

эксплуатацию 1992. Приемистость скважины составляет 80 м3/сут, устьевое давление 16 МПа. Выводы и рекомендации.

1) Для защиты трубопроводов и оборудования систем заводнения и поглощения от коррозионного воздействия пластовой воды необходимо предусмотреть антикоррозийную изоляцию водоводов, применение полимерно-

металлических труб, ввод ингибитора коррозии.

Консорциум « Н е д р а »

26

2)Системы заводнения и поглощения намечается оборудовать запорно-регулирующей и предохранительной арматурой. Нагнетательный и поглощающий фонды скважин должны быть оснащены расходомерами.

3)Для сохранения требуемого температурного режима рабочих агентов для закачки с целью ППД рекомендуется предусмотреть надежную теплоизоляцию водоводов систем заводнения. 6. Описание УПСВ «Красногородецкая»

УПСВ предназначена для сбора, первичной сепарации, предварительного (частичного) сброса пластовой воды из продукции скважин Красногородецкого и Горбуновского месторождений, а также Озеркинского, Шумоглинского месторождения.

Красногородецкая УПСВ введена в эксплуатацию в 1990 году.

Производительность УПСВ по пластовой жидкости до 3000 м3/сутки.

На площадке Красногородецкой УПСВ размещается следующее оборудование:

-технологическая емкость СЕ-1, 2 объемом V=200 м3 – 2 шт.;

-Отстойники О-1,2 объемом V=200 м3- 2 шт.;

-нефтенасосная: Н-2,3,7,8 ЦНС 38×220 – 4 шт.,

-блок реагентного хозяйства БР-2,5 - 1 шт.;

-узел учета нефти;

-узел учета пластовой воды;

-узел учета газа;

-факельное хозяйство;

-канализационные колодцы.

Консорциум « Н е д р а »

27

Описание технологического процесса Красногородецкой УПСВ: продукция скважин Красногородецкого месторождения поступает в сепарационную емкость СЕ-1, под давлением 3,0 – 6,0 кгс/см2, при естественной температуре происходит первичная сепарация пластовой жидкости и сброс пластовой воды.

В поток жидкости, перед задвижкой №56, с помощью установки БР-2 подается дозированная порция реагента-

деэмульгатора.

Частично обезвоженная до 80% и разгазированная нефть из сепаратора СЕ-1 подается на прием центробежных насосов ЦНС 38х220, ЦНС 60 330 и через узел учета нефти поступает в напорный нефтепровод Красногородецкая УПСВУПН Радаевка.

Выделившийся из жидкости газ под собственным давлением по газопроводу подается на факел.

Отделившаяся пластовая вода в О-1 подается в емкость Б-1, вода из емкости через задвижки и далее закачивается в нагнетательную скважину №81 Красногородецкого месторождения.

Выделившийся газ из Б-1 подается на подаваться на свечу или при необходимости может на ГПЗ.

Дренаж жидкости из аппаратов и насосов производится в канализационные колодцы и дренажные емкости.

Выводы и рекомендации.

Проектная мощность УПСВ «Красногородецкая» по поступающей жидкости составляет 3000 м3/сутки. В настоящее время на установку поступает до 1500 м3/сутки. Процент загрузки составляет 50%. Сброс воды на УПСВ

Консорциум « Н е д р а »

28

«Красногородецкая» осуществляется в объеме закачки Красногородецкого месторождения (1 скважины). Обводненность на выходе составляет порядка 80%.

Курсовым проектом, рекомендуется реконструкция УПСВ «Красногородецкая» которая включает в себя реконструкцию блока водоподготовки, для организации системы поглощения пластовых вод на территории Красногородецкого месторождения.

Сброс в поглощающие скважины непосредственно в районе извлечения нефти на месторождении с учетом территориального расположения существующих и проектных площадок для организации установок сброса пластовой воды (УПСВ). Во-первых, существенно сокращаются материальные затраты на формирование всей инфраструктуры по утилизации, во-вторых, что значительно важнее, уменьшается риск отрицательного воздействия на окружающую среду,

связанный с порывами трубопроводов из-за высокой коррозионной активности сточных вод.

При условии выполненных рекомендаций, сброшенная пластовая вода будет использоваться в системе ППД Красногородецкого месторождения, остаток будет утилизироваться в поглощающий горизонт.

7. Подготовка нефти до товарных кондиций на УПН «Радаевская».

Установка подготовки нефти (УПН) Радаевская предназначена для разгазирования, термохимического обезвоживания и обессоливания смеси нефтей Радаевского, Ивановского, Ольховского, Киселёвского, Пичерского,

Боровского, Озёркинского, Шумолгинского, Славкинского, Смагинского, Горбуновского, Кельвейского и Красногородецкого месторождений, с получением нефти I-ой (частично) II-ой или III-ей группы качества согласно ГОСТ Р51858-2002.

Установка введена в эксплуатацию в 1962 году, реконструирована в 2000-2008 году.

Консорциум « Н е д р а »