Сбор и подготовка высокообводненных нефтей

Тип воды данных продуктивных пластов  по классификации С. А. Щукарева хлоридно-натриево-кальциевые, по классификации В. А. Сулина хлор-кальциевые. Плотность воды в стандартных  условиях составляет 1007-1012 кг/м³. Минерализация  изменяется от 11,269 до 17,101 кг/м³, что  в среднем составляет 15,624 кг/м³. Водородный показатель (рН) изменяется в диапазоне  от 6,85 до 8,2, что в среднем составит 7,34. Из микрокомпонентов воды содержат: йод-3,3-6,2 мг/л, в среднем 5,06 мг/л; бор 2,0-8,0 мг/л, в среднем 5,14 мг/л; бром 27,0-45,0 мг/л, в среднем 40,2 мг/л; кремний 2,3-15,7 мг/л, в среднем 8,73 мг/л и другие.

     К данным результатам  исследования проб пластовых  флюидов по результатам исследования  скв №135 и повторного исследования  в скв №133,  необходимо относиться  с осторожностью, так как перфорация  и последующий за ней гидроразрыв  пласта проведен в нефтенасыщенном  пласте Ю₁² совместно с газоконденсатонасыщенным пластом Ю₁¹.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Технико - технологическая часть

 

2.1. Характеристика объекта

 

      Проектом   предусматривается   обустройство    и   эксплуатация  месторождения на период пробной  эксплуатации - 3 года (пусковой комплекс) и с учетом полного развития  согласно данных проекта пробной  эксплуатации Снежного месторождения  и данных пробной эксплуатации  скважин №№133,135.

     Для   возможности   проведения   пробной   эксплуатации   Снежного

месторождения и сбора дополнительных данных по месторождению для следующих  этапов  разработки  настоящим  проектом  обустройства предусматривается   строительство следующих основных сооружений:

  обустройство  одиночной скважины 133;

  обустройство  кустовых площадок 1, 2, 3;

  нефтесборные  сети и водоводы ППД;

  установка  подготовки нефти и воды (УПН)  с блочной кустовой насосной

     станцией (БКНС)

  нефтепровод  от площадки УПН до узла  подключения нефтеналивной баржи;

  энергокомплекс  с газопоршневой электростанцией  (ГПЭС);

  опорная  база промысла со складом ГСМ;

  вахтовый  поселок;

  водозабор;

а также необходимые  внеплощадочные коммуникации и сети.

  На УПН последовательно проводятся следующие технологические операции:

- прием нефтегазоводяной  смеси;

- сепарация  нефти в две ступени;

- обезвоживание  и обессоливание, предварительно  обезвоженной нефти в

  газонасыщенном  состоянии с последующей ее  сепарацией на концевой                   

  ступени;

- очистка  от нефти и мехпримесей пластовой  воды с второй ступени

   сепарации,  из отстойника нефти и из  резервуаров РВС в отстойнике  воды;

- сжигание  аварийных и постоянных сбросов  на факеле высокого и низкого                                                                                                                                                                                                    

  давления;

- прием и  учет товарной нефти;

- подача  товарной нефти в промысловый  нефтепровод (перспектива) или  на

  баржу.

Для проведения вышеназванных операций проектом предусмотрен следующий состав сооружений:

- площадка подключения;

- технологическая площадка в  составе:

1) сепарационная установка

2) площадка отстойника нефти

3) площадка отстойников воды

- блок измерительно-регулирующий (БИР);

- площадка подогревателей;

- насосная внутренней и внешней  перекачки;

- узел учета нефти;

- резервуарный парк;

- факельное хозяйство;

- дренажные и аварийные емкости;

- площадка подключения;

- площадка фильтров;

" блок реагентов;

- стояк наливной.

       Для интенсификации разработки  месторождений требуется организация

системы поддержания  пластового давления. Для поддержания  стабильного притока нефти проектом предусматривается система заводнения, часть сооружений, которой размещается  на территории УПН: блочная кустовая насосная станция, установка дегазации воды, блок насосной воды и резервуары накопители воды.

          Комплекс сооружений кустовой  насосной станции обеспечивает:

• разгазирование воды;

• очистку воды от мехпримесей  и нефти;

• подачу воды в систему ППД

          Для закачки в систему ППД  используется:

• вода пластовая, очищенная от мехпримесей  и нефти, поступающая  с нефтью от кустов скважин;

• вода сеноманская, подготовленная на площадке КНС;

• очищенные промливневые стоки.

2.1.1.  Пусковой комплекс обустройства

На основании задания на проектирование, для возможности уменьшения затрат на пробную эксплуатацию скважины, уточнения данных по добыче, составе  и физико-химических   свойствах   пластовых  флюидов   и  эксплуатационных характеристиках пластов проектом предусмотрено строительство пускового  комплекса обустройства.

В пусковой комплекс обустройства входят следующие сооружения:

основные сооружения:

• обустройство одиночной скважины №133;

• обустройство кустовых площадок №1 и №2 (К1, К2);

• нефтесборные сети от К1 и К2 до УПН;

• установка сбора и подготовки нефти и воды (УПН) без сооружений БКНС;

• нефтепровод от площадки УПН  до узла подключения нефтеналивной

  баржи;                                                                                                                                                                                                

вспомогательные сооружения:

• энергогородок  с дизельной электростанцией  и расходными резервуарами

ГСМ;

• опорная база промысла со складом  ГСМ;

с необходимыми трубопроводными технологическими  сетями.

         Состав  нефтесборных сетей дан на  схеме приложения.

         Мощность  УПН по пусковому комплексу  составляет:

• по товарной нефти                                   - 78,5 тыс.т/год

• по добыче жидкости                                - 83,5 тыс.т/год

• по газу (газовый фактор 75м3/т)            - 5,89 млн. м³/год

Закачка пластовой и промливневой воды в пусковой период выполняется  в поглощающую скважину 1 п (добыча сеноманской воды не планируется).

Для пускового комплекса из полного состава сооружений УПН исключены следующие сооружения: установка дегазации; отстойник воды поз. ОВ1;технологическая насосная воды; блок насосов БКНС; резервуары накопители.

2.1.2. Оборудование для подготовки нефти

 

Сбор  нефти на промысле осуществляют по системе, в общем случае состоящей  из мерника, насоса, труб и сырьевых резервуаров нефтесборного пункта. Однако перечисленные элементы не всегда являются обязательными, состав их может  быть меньшим, например могут отсутствовать  насос, сырьевые резервуары, а мерник может представлять элемент так  называемой индивидуальной или групповой  установки, в которой кроме определения  производительности скважины осуществляется также и сепарация газа.

 

Сепаратор первой ступени сепарации

 

На входе  в сепаратор (в конце сборного коллектора) установлен депульсатор 5 и выделен каплеуловитель 8. В  депульсаторе происходят расслоение структуры  газожидкостной смеси, отбор газа и  уменьшаются пульсации расхода  и давления. Газожидкостная смесь  из сборного коллектора подводится по наклонному 1 (30-40°), горизонтальному 2 (длиной 2-3 м) и наклонному 3 (10-15°) длиной.15-20 м трубопроводу. Из трубопровода 3 в  верхней части (выше уровня жидкости в сепараторе) проводится отбор газа по газоотводным трубкам 4 в газосборный  коллектор депульсатора 5, подводящий газ в выносной каплеуловитель (каплеотбойник) 8, в котором устанавливаются выравнивающая  поток газа перфорированная перегородка 6 и жалюзийная кассета 7. Из. каплеуло-вителя 8 газ направляется в эжектор 9 (не входит,в комплект установки) и дальше в газопровод на ГПЗ. Капельки нефти собираются и стекают в сепаратор. В сепараторе выделяется основная часть газа, который поступает в эжектор 9. Нефть идет на УПН.

Блочные сепарационные установки типа УБС  выпускаются на пропускную способность  по жидкости 1500-16000 мсут при газовом  факторе 120 м7т и рабочем давлении 0,6 и 1,6 МПа.

 

 

Рис.4.Блочная  сепарационная установка типа УБС

 

Путевой подогреватель-0,63А

 

Рис. 1. Путевой подогреватель – 0,63 А

 

        Путевой подогреватель  ПП-0,63 состоит из цилиндрического  сосуда с плоскими днищами.  Внутри расположен продуктовый  змеевик и камера сгорания, оборудованная  горелкой с запальником и дымовой  трубой. Сосуд путевого подогревателя  установлен на сварных санях,  позволяющих перемещать подогреватель  в пределах площадки промысла. Снаружи на сосуде находятся  контролирующие приборы автоматики, трубопровод топливной обвязки,  трубопровод подвода и отвода  нефти, лестница, площадка обслуживания, расширительный бачок, указатель уровня воды. Нагрев продукта происходит при сгорании нефти или газа в камере сгорания через промежуточный теплоноситель (воду).

        Путевой подогреватель  ПП-0,63 выпускается в двух исполнениях,  отличающихся по виду используемого  топлива: ПП-0,63А (газовый) в  качестве топлива использует  природный или попутный нефтяной  газ; ПП-0,63АЖ (жидкостный) использует  нефть из топливной системы  либо из промысловой сети, которая  подвергается предварительной очистке  и редуцированию при помощи  блока подготовки жидкого топлива  БПЖТ-0,22-4,0.

         Подогреватель  оснащается системой автоматизации  СА-ПНГ-И, которая позволяет проводить  дистанционный розжиг форсунки, регулирует параметры процесса  нагрева нефти, осуществляет функции  рабочей и аварийной сигнализации  и автоматической защиты при  отклонении технологических параметров.

 

Отстойник нефти

 

        Отстойник  нефти объемов до 100 м³ и номинальной производительностью по жидкости до 5000 м³/сут предназначен для обезвоживания нефти на установках подготовки нефти. 
Отстойник представляет горизонтальный цилиндрический аппарат, устанавливаемый на двух седловых опорах, оснащенный штуцерами для входа эмульсии, выхода нефти, выхода воды, необходимыми технологическими штуцерами и штуцерами для КИПиА. 
Поток эмульсии поступает через входной штуцер и распределительное устройство. Поток движется вертикально по аппарату. Предварительно обезвоженная нефть выводится из аппарата через штуцер выхода нефти. Выделившаяся вода выводится из аппарата через штуцер вывода воды.

В процессе подъема жидкости из скважин и  транспорта ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и  воды постепенно снижается давление и из нефти выделяется газ. Объем  выделившегося газа по мере снижения давления в системе увеличивается  и обычно в несколько десятков раз превышает объем жидкости. Поэтому при низких давлениях  их совместное хранение, а иногда и  сбор становятся нецелесообразными. Приходиться  осуществлять их раздельный сбор и  хранение.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от продукции нефтяных скважин, называют газосепаратором.

В современных  системах сбора нефти и газа газосепараторами оснащаются все блочные автоматизированные групповые замерные установки, дожимные насосные станции и центральные  пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды.

На блочных автоматизированных замерных установках отделение газа от нефти осуществляется только с  целью раздельного измерения  дебита скважин по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются и подаются в общий нефтегазовый коллектор.

Часто отвод  свободного газа от нефти осуществляется в нескольких местах. Каждый пункт  вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа.

Многоступенчатая  сепарация применяется для постепенного отвода свободного газа по мере снижения давления. Она применяется при  высоких давлениях на устье скважин.