Анализ системы сбора и подготовки Карлово-Сытовского месторождения Самарской области. Анализ системы сбора и подготовки Карлово-Сытовского месторожден. Курсовой проект по дисциплине Сбор и подготовка скважинной продукции и экологическая безопасность
 Скачать 6.58 Mb.
|
|
1.5 Описание УПН Установка подготовки нефти Карлово-Сытовского расположена на правом берегу р. Елшанка и включает в себя: прием продукции со скважин месторождения, подготовку нефти с обводненностью до 1%, закачку пластовой воды в нагнетательные скважины, утилизацию попутного нефтяного газа с помощью сжигания на факеле, транспортировку продукции автобойлерами на Сызранскую УПН. Максимальная проектная производительность установки составляет 500 м3/сут по жидкости, 250 м3/сут по нефти. Реальная производительность в целом по жидкости составляет 238 м3/сут. В состав сооружений по регламенту входят: • площадка технологической аппаратуры (сосуды №1,2,3,4,5); • водонасосная (насосы 1,2); • нефтенасосная (насосы 1,2,3,4); • резервуар РВС-1, V=1000м3; • операторная; • химлаборатория; • узел учета нефти; • узел учета воды; • пункт налива нефти (1,2); • система измерения количества газа (СИКГ); • система водяного пожаротушения (ПГ-1,2,3,4,5); • скоростной подогреватель нефти СПН-100; • система канализации (КК-3,4,5 КЕ-2); • факельная установка. Описание технологического процесса и технологической схемы установки. Продукция скважин по приёмному нефтепроводу и отдельно по выкидной линии скважины №51 через задвижки № 1, 2, 3, 4, 6 попадает в сосуд № 3 на первый этап подготовки нефти. Сосуд оснащен уровнемером У-1500. Показания уровнемера выводятся на щит управлении в операторную. С целью ускорения подготовки в продукцию через вентиль № 110, перед задвижкой № 1, или через вентиль №120 с блока подачи реагента поступает реагент в товарном виде. Отсепарированный газ через задвижку № 78 и газовый сепаратор ТГ-1800 поступает на факел через СИКГ. В сосуде № 3 отделяется пластовая вода и через задвижки № 43, 49, 52 сбрасывается в сосуд № 1 для дополнительного отстоя. Накопленная в сосуде № 1 нефтяная шапка периодически, через задвижки № 12, 13 сбрасывается в сосуд № 4. Пластовая вода, отделившись от нефти, через задвижки № 53, 54, 55, 56, 57 насосами №1,2 закачивается в скважины для нагнетания. Объём сброса пластовой воды определяют с помощью расходомера. Нефть отделяется в сосуде № 3 и через задвижки № 7, 8 поступает в сосуд второго уровня подготовки № 2. Отделившись, вода через задвижки № 45, 49, 52 сбрасывается в сосуд № 1. Обезвоженная нефть в сосуде № 2 через задвижки № 10, 11, 14, 16 подается в сосуд № 4 для окончательного отстоя. Отделившаяся вода через задвижки № 23, 25, 91 насосом № 3 (НБ-32) откачивается в голову процесса (сосуд № 3). Сосуд № 4 оснащен уровнемером РУПШ. Обезвоженная до 1% нефть из сосуда № 4 V-80м3, подается в буферную ёмкость нефти № 5 V-80м3. через задвижки № 17, 19. Из сосуда № 5 нефть через задвижки № 27, 28,.30,94 поступает в РВС- 1 V= 1000м3. Для контроля уровня резервуар оснащен уровнемером ВМ-702. Показания выводятся на щит управления в операторной. С резервуара нефть через задвижки № 70, 98 поступает на прием нефтяных насосов № 1, 2, 4 и через задвижки № 38, 36, 39, 100, 67, 107 откачивается на пункт налива нефти (ПНН), или через з/а №38,36,39,100,121 поступает на новый ПНН, находящийся на УПН для заправки бойлеров и дальнейшего транспорта нефти на Сызранскую УПН. В дальнейшем откачивается по нефтепроводу на СНПЗ. Сосуд № 5 оснащен уровнемером РУПШ с выводом сигнала в операторную. Отделившийся в сосудах № 1, 2, 3, 4, 5 нефтяной попутный газ через задвижки № 82, 81, 78, 83, 84 поступает в газовый сепаратор ТГ-1800, оснащенный РУПШ-64. Далее через узел учёта факельного газа (УУФГ) подается на факел с целью сжигания. В холодное время года осуществляется подогрев нефти в сосудах № 2 с целью более эффективной подготовки продукции. Эмульсия нефти из сосуда №3 через задвижку №115 подается в скоростной подогреватель нефти СПН – 100М. В нем производят нагрев нефти до заданной температуры и организовывают дальнейшее поступление эмульсии нефти в сосуд №2 через задвижку №114. В этот момент промежуточная задвижка №8 закрыта. СПН-100М работает в автоматическом режиме по заданным параметрам. При аварийных ситуациях (прорыв трубопроводов откачки нефти, разгерметизация аппаратов), нефть из сосуда № 5 может быть направлена в резервуар РВС-1000. В случае отключении электроэнергии на УПН продукция скважин через задвижки № 99, 98, 70 может быть направлена в РВС-1000. Газовый конденсат и уловленная нефть с газового сепаратора Т-1, нефтяные остатки после отбора проб с отстойников № 1,2,3 и контроля межфазного слоя при помощи поворотного пробоотборника с отстойник № 2, дренируется в канализационный колодец № 3,4 (КК-3,4). Далее самотёком сливается в дренажную ёмкость Е-2 с дальнейшей откачкой насосом НБ-32 на приём отстойника №3. Дренажная ёмкость оснащена уровнемером с выводом звукового сигнала. В канализационном колодце дренируется жидкости с площадки насосных агрегатов №1,2 по закачке пластовой воды и канализационные стоки с буферных емкостей нефти №3,4. Откачка нефти на эстакаду для налива нефти организуется периодически по приходу нефтеналивных бойлеров и сообщению оператора по наливу нефти нефтяным насосом № 1. Сепарация и обезвоживание скважинной жидкости осуществляется на УПН. Газ, выделившийся при разгазировании, сжигается на факельной свече. Нефть самотёком поступает в автоцистерны. С помощью автобойлерной техники осуществляется транспорт нефти на УПН Сызранская, заправка производится на ПНН. Эстакада по наливу нефти оснащена: емкостью налива, установленная на высоте 4 м, для налива нефти в бойлер по остаточном давление; подземной емкостью слива объемом 6 м3 для исключения перелива нефти из емкости налива. С технологической схемы УПН «Карлово-Сытовская», подготовленная нефть с РВС-1 (V-1000 м3) через задвижки 30,94,32,35(34) подается на прием насосов Н-1(2) ЦНС 60х330(60х264). Далее через задвижки 38(39),40,100,67,92, поступает на пункт отпуска нефти (ПОН). На эстакаде пункта отпуска нефти имеются задвижки № 107,106. Они контролируют уровень наполнения цистерны, до уровня контрольной метки на планке в горловине цистерны. Контроль уровня осуществляют визуально, с площадки автоцистерны.  Рис.6 Блок-схема УПН «Карлово-Сытовская» Блок-схема материального баланса система сбора УПН «Карлово-Сытовская»  Рис.7 Схема материального баланса УПН «Карлово-Сытовская» Табл.7 Характеристика исходного сырья, реагентов, изготовляемой продукции
1.6 Анализ УПН Газожидкостная смесь с пластов Б0 и Б1,Б2, имеющих нефть сходную по свойствам, поступает по трубопроводу на УПН «Карлово-Сытовская». Готовая продукция – нефть третьей группы качества: обводненность - 1%, содержание солей - 900 мг/л. По классификации нефтей мы знаем, что нефть первой и второй группы должна иметь массовую долю воды до 0,5% и содержание солей не более 100 и 300 мг/л соответственно. Высокое содержание солей в продукции на выходе из УПН объясняется тем, что на установке подготовки нефти отсутствует система обессоливания продукции. После отделения воды нефть поступает сразу в вертикальный резервуар, откуда готовится к транспортировке автовозами. То есть на УПН «Сызранская» продукция с рассматриваемого месторождения поступает 3 группы качества. Для удаления солей следует установить смеситель с подачей в него пресной воды и электродегидратор. Для эффективного процесса обессоливания и обезвоживания необходимо подобрать деэмульгатор, совместимый со свойствами пластовой жидкости. Газ после сепаратора и узла учёта сжигают на факеле. Как вариант, этот газ можно применить для выработки электроэнергии предприятия. Отделенная в УПН пластовая вода, служит в дальнейшем для целей поддержания пластового давления и отвечает всем нормативным требованиям качества. Кроме изложенных выше пунктов, в остальном работа установки подготовки нефти Карлово-Сытовского месторождения является удовлетворительной. 1.7 Описание системы ППД В настоящее время месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления (ППД). Закачка воды производится нагнетательными скважинами № 4, 31, 36, 99, 107. Источник водоснабжения для поддержания пластового давления – вода, сбрасываемая с УПН «Карлово-Сытовская». Очищенная от нефти пластовая вода с УПН из сосуда № 1 по трубопроводам через задвижки № 53, 54, 55, 56, 57 идет на прием насосов Н-1 (Н-2) марки ЦНС 60х330 и по системе водонапорных водоводов под давлением 4,2 МПа закачивается в скважины нагнетания № 4, 31, 36, 99, 107. Предварительно при помощи блока дозирования реагента непосредственно на УПН подаётся ингибитор коррозии «КорМастер», обеспечивая охват всех водоводов реагентом на выходе из установки подготовки. Схема ППД показана на рисунке.  Рис.7 Схема ППД месторождения Заводнение продуктивных пластов Карлово-Сытовского месторождения предусматривается осуществлять за счет очищенных сточных вод, сбрасываемых с УПН «Карлово-Сытовская», представляющую собой смесь добываемых попутных вод продуктивных горизонтов месторождения и высокоминерализованной воды из отложений Бобриковского горизонта с водозаборной скважины № 106, переведённой в 2018 году из поглощающего фонда. В 2021г. в продуктивные пласты Карлово-Сытовского месторождения было закачано всего 32,8 тыс. м3 воды: подтоварной воды УПН «Карлово-Сытовская» - 22,3 тыс. м3, подземной воды Бобриковского горизонта – 10,5 тыс. м3. На сегодняшний день система ППД является слабоэффективной в связи с тем, что текущее пластовое давление 6,7МПа существенно ниже начального 11,7МПа. Для поддержания давления не ниже уровня давления насыщения 4,41МПа была завершена закачка воды в системы поглощения и переведена только под нужды ППД. В 2021 году 100% воды с УПН закачивается в нагнетательные скважины.  Стабильность и совместимость вод Сточная вода, сбрасываемая с УПН «Карлово-Сытовская», при закачке не вызовет осложнений по образованию осадка нерастворимых солей в системе заводнения. Пластовые воды пластов Б0, Б1 и Б2 исходя из анализа и расчёта в работе «Дополнение к проекту разработки Карлово-Сытовского месторождения» стабильны по карбонату кальция. Воды недонасыщены также сульфатом кальция и являются стабильными. Табл.8 Фактические показатели качества воды для ППД
Табл.9 Требуемые показатели качества воды для ППД
Минимальная проницаемость пластов, в которые производится закачка воды на данном месторождении составляет 0,8 мкм2, следовательно, мы укладываемся в рамки требований. Рассмотрим совместимость закачиваемой воды с пластовыми водами продуктивных пластов. Сточная вода с УПН представляет собой смесь вод продуктивных пластов Тульского (Б0) и Бобриковского (Б1, Б2) горизонтов в соотношениях объемов добычи. Смешение близких по составу пластовых вод в системе сбора не вызовут нарушения стабильности по карбонату и сульфату кальция. Таким образом, воды в системе ППД совместимы. Определение норм качества вод для заводнения выполнено в соответствии с ОСТ 39-225-88 по методике РДС 39-01-041-81 на основе данных о коллекторских свойствах нефтесодержащих пород бобриковского горизонта и свойствах нефти, газа и воды. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||