CC BY
6
УДК 004.02:004.5:004.9
Фасеев В.Р. студент магистратуры
ТИУ
Россия, г. Тюмень
ПРИМЕНЕНИЕ ОПЫТА СИСТЕМЫ СБОРА СКВАЖИНОЙ ПРОДУКЦИИ ЕМЕГОВСКОГО ЛУ НА ТАЛИНСКОЙ ПЛОЩАДИ
Fateev V. R. master's degree student
TIU
Russia, Tyumen
APPLICATION EXPERIENCE OF SYSTEM FOR THE COLLECTION OF WELL PRODUCTION OMEGASCOPE LOU TALINSKAYA AREA
ЦТП «Красноленинский» включает в себя установки подготовки нефти №1, 2. УПН-1 и УПН-2 предназначены для подготовки газонасыщенной водонефтяной эмульсин с кустов Талинской площади и водонефтяных эмульсии с дожимных насосных станций ДНС-1, 2, 3 Ем-Еговского ЛУ до товарного качества первой группы, соответствующего требованиям ГОСТ Р 51858-2002, а также приема подготовленной нефти с аппаратов УПН-1, УПН-2, хранения, коммерческого учета и транспортировки товарной нефти на НПС «Красноленинская» для сдачи АО «Транснефть-Сибирь», а также для подготовки подтоварной воды с последующей транспортировкой в систему низконапорных водоводов ППД.
Газонасыщенная водонефтяная эмульсия с кустов Ем -Ёговского ЛУ и жидкость с ДНС-1,2 Ем-Еговского ЛУ двумя раздельными потоками поступают на крановые узлы ЦТП «Красноленинский» УПН-1. С крановых узлов газонасыщенная жидкость с кустов Ем-Еговского ЛУ подается в сепаратор первой ступени С-1 для отделения попутного нефтяного газа. Далее после отделения попутного нефтяного газа водонефтяная эмульсия из С-1, совместно с потоком жидкости с ДНС-1,2 направляется в отстойники O-
1 и О-2. где осуществляется предварительное отделение основной массы пластовой воды от водонефтяной эмульсии. В качестве отстойников O-l и О-
2 используются горизонтальные отстойники ОГ-200П V=200 м3, работающие при полном заполнении.
Для улучшения процесса разделения эмульсии, перед входом сырьевой жидкости с узла подключения в отстойники O-l и О-2. производится дозированная подача деэмульгатора от БРХ-1. Для хранения месячного запаса реагента предусмотрен склад-навес.
Нефтяная эмульсия с остаточной обводненностью 10 % отводится из верхней части отстойников O-1,2 и направляется в подогреватель ПТБ-10/1 (ПТБ-10/2, ПТБ-10/3). В ПТБ-10/1 (ПТБ-10/2, ПТБ-10/3) нефтяная эмульсия
нагревается до температуры 50...70 °С. Температура нагрева нефтяной эмульсии регулируется подачей топливного газа. В качестве топливного газа для печей используется попутный нефтяной газ, выделившийся при сепарации жидкости в С-1 и прошедший последовательную подготовку.
Газ из сепаратора С-1 поступает сначала в сепаратор С-3А, а затем частично сбрасывается в газопровод «Газ на ГПЗ» и в газосепаратор С-3 для окончательной осушки от капельной жидкости. Подготовленный газ из газосепаратора С-3 используется на собственные нужды как топливо для печей ПТБ-10/1 (ПТБ-10/2, ПТБ-10/3) и котельной. Регулирование давления топливного газа, поступающего в печи ПТБ-10/1 (ПТБ-10/2, ПТБ-10/3) осуществляется на газо-регулирующем пункте (ГРП).
При необходимости, в случае нехватки собственного попутного нефтяного газа, используется сырой газ из газопровода «Газ с месторождения», прошедший предварительно осушку от капельной жидкости в газосепараторе С-3.
Из сепаратора С-1/1, разгазированная нефтяная эмульсия подается в горизонтальные электродегидраторы ЭГ-2, ЭГ-3 (ЭГ-1) типа ЭГ-200-10, У=200 м3, где осуществляется ее обезвоживание.
Отстойники и электродегидраторы оборудованы предохранительными клапанами, сброс жидкости с которых направляется в аварийную емкость Е -15, У=16 м3.
Далее нефть с остаточным содержанием воды из электродегидраторов ЭГ-2, ЭГ-3 (ЭГ-1) поступает на концевую сепарационную установку КСУ в сепаратры С-2/1, С-2/3, С-2/4 (С-2/2) для отделения остаточного газа от нефти при давлении 0,005 МПа.
Газ из сепараторов КСУ С-2/1...С-2/4 по газопроводу поступает в расширительную камеру КР для осаждения из него капельной жидкости, а затем направляется на факел и сжигается. Учет расхода газа, подаваемого на факел осуществляется по расходомеру.
Технологической схемой ЦТП «Красноленинский» УПН-1 предусмотрена подача товарной и некондиционной нефти в любой из резервуаров товарного парка. При нормальном режиме эксплуатации ЦТП «Красноленинский» УПН-1 прием некондиционной нефти с остаточным содержанием воды более 1 % из сепараторов КСУ С-2/1, С-2/3, С-2/4 (С-2/2) осуществляется в технологические резервуары Р-2, Р-4, прием товарной нефти соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858-2002* осуществляется по перетокам из технологических резервуаров Р-2, Р-4 в товарные резервуары Р-1, Р-3. Резервуары товарного парка Р-1, Р-2, Р-3, Р-4 оборудованы устройством ввода потока жидкости (маточником).
На УПН-2 ЦТП «Красноленинский» осуществляются: раздельный учет поступающего сырья с определением содержания воды в потоке водонефтяной эмульсии с ДНС-3 Ем-Еговского ЛУ, ЦПС «Талинский» с последующей подготовкой и ЦПС «Южный».
Подготовка водонефтяной эмульсии Ем -Еговского ЛУ осуществляется термохимическим способом с применением деэмульгаторов.
Технологическая схема подготовки нефти на ЦТП «Красноленинский» УПН-2 принята на базе совмещенных аппаратов подготовки нефти типа FWKO и Heater-Treater производительностью 3 млн. т/год по нефти. Первоначально водонефтяная эмульсия поступает на установку предварительного сброса воды FWKO (УПСВ-1, УПСВ-2). Установка предварительного сброса воды представляет собой трехфазные аппараты, оснащенные средствами автоматики, в которых в результате нагрева и взаимодействия с деэмульгатором происходит сепарация попутного газа и сброс отделившейся воды.
Вода, отделившаяся от нефти в аппаратах, поступает для очистки в резервуары-отстойники пластовой воды РВС-5000 Р-23, Р-24, Р-25 и затем, через узел учета воды, направляется на систему ППД.
Для измерения количества сырой нефти и нефтяного газа применяют ИУ с пределами допускаемой основной относительной погрешности измерений:
A) массы сырой нефти: ±2,5%;
Б) массы нефти с содержанием воды: до 70%: ± 6%; от 70% до 95%:
±15%.
свыше 95% - предел допускаемой относительной погрешности устанавливают в МВИ, утвержденных и аттестованных в установленном порядке;
B) объема нефтяного газа: ±5,0%.
Указанную точность измерений обеспечивают при наличии данных плотности нефти и воды, определенных по методике измерений (МИ), аттестованными и утвержденными в порядке, установленном ГОСТ 8.5632009.
Вычислительные устройства ИУ должны обеспечивать регистрацию и хранение информации о результатах измерений количества и параметров сырой нефти по скважине за период не менее одного месяца.
ИУ должна обеспечивать регистрацию отработанного скважинами времени.
Допускается регистрация отработанного скважинами времени в контроллерах ИУ или пунктах сбора информации систем телемеханики (СКАДА-систем).
Вычислительные устройства ИУ должны обеспечивать передачу на верхний уровень информационных систем (пунктов сбора информации систем телемеханики или центральных серверов корпоративных баз данных) архивной информации о текущих результатах измерений.
Требования к измерениям количества сырой нефти по лицензионному участку.
1. Измерения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа должны осуществляться в непрерывном или периодическом режимах. Допускается количество добытой нефти по лицензионному участку определять как сумму результатов измерений, полученных с помощью СИ, ИУ, СИКНС по МИ, утвержденной в установленном порядке.
2. С помощью СИКНС выполняют измерения массы сырой нефти с последующим определением массы нетто сырой нефти.
3. Измерения количества сырой нефти при пробной и опытнопромышленной разработке залежей допускается выполнять с помощью автоматизированных ИУ, в том числе мобильных.
4. При транспортировании сырой нефти с лицензионного участка на различные объекты измерения количества сырой нефти выполняют для каждого объекта.
5. СИКНС должны соответствовать следующим техническим требованиям:
- состав СИКНС, технические и метрологические характеристики СИ и оборудования, входящих в состав СИКНС, должны соответствовать проекту, разработанному по техническому заданию на проектирование СИКНС, прошедшему метрологическую экспертизу и экспертизу промышленной безопасности, и требованиям стандарта.
- обработку результатов измерений следует осуществлять с применением системы обработки информации.
- значения пределов допускаемой основной и относительной погрешности измерений количества сырой нефти с помощью СИКНС определяют на стадии разработки технических заданий на проектирование СИКНС и разработку МИ и проекта на основе технико-экономического анализа в зависимости от условий измерений, выбранного метода измерений и метрологических характеристик СИ.
Требования к измерениям количества свободного нефтяного газа Измерение свободного нефтяного газа производится в соответствие с ГОСТ Р 8.733-2011.
Количество свободного нефтяного газа, извлекаемого из недр по лицензионному участку, определяют по сумме измерений по всем газовым линиям, имеющимся на данном лицензионном участке (включая факельные линии).
При применении газлифтного способа добычи нефти осуществляют измерения количества закачанного газа.
Предел допускаемой основной относительной погрешности измерений объема свободного газа не должен превышать 5%.
Пробы газа отбирают по ГОСТ 31370 -2008.
Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа должны соответствовать проекту, разработанному по техническому заданию на проектирование и прошедшего метрологическую экспертизу и экспертизу промышленной безопасности, и требованиям стандарта ГОСТ Р 8.615-2005.
Для обеспечения процесса подготовки добываемой жидкости предусматривается реконструкция и расширение действующих объектов.
Текущая загрузка объектов подготовки нефти приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Текущая годовая загрузка объектов подготовки нефти по жидкости
Наименование объекта Номинальная производительность Текущая загрузка
3 тыс. м /год 3 тыс. м /год %
ДНС-1 ЕЕ 3 650 1 788 49
ДНС-2 ЕЕ 3 980 5 580 140
ДНС-3 ЕЕ 3 650 3 059 84
ЦТП «Красноленинский» 13 140 13 997 107
В связи с тем, что текущая загрузка ДНС-2 превышает проектную и составляет 140%, ДНС-2 в 2020 году расширяется до производительности 20 000 м3/сут, а с 2021 г. вводится в эксплуатацию УПСВ на ДНС -2.
Принципиальная технологическая схема УПСВ на ДНС -2 представлена на рисунке 10.51.
В связи с тем, что по ДНС-3 ожидается рост поступления жидкости, пропускная способность напорного нефтепровода ДНС-3 - ЦТП не позволит обеспечить транспорт жидкости на ЦТП. Для снижения объемов перекачиваемой жидкости обеспечения ее транспорта необходимо организовать сброс воды на ДНС-3.
Строительство УПСВ на ДНС-3 в 2022 году позволит транспортировать жидкость на ЦТП по существующему напорному нефтепроводу, а также отказаться от целевой закачки пресной воды на КНС -3, используя подтоварную воду с УПСВ ДНС-3.
Для организации УПСВ планируется использовать существующее сепарационное и насосное оборудование ДНС-3. Производительность УПСВ на ДНС-3 - 3,9 млн. м3/год. Сброс пластовой воды планируется осуществлять в трехфазных сепараторах, также планируется строительство двух аварийных резервуаров РВС-3000.
УПСВ на ДНС-3 обеспечивает:
• предварительный сброс пластовой воды до 10% остаточного содержания
• подготовку пластовой воды необходимого качества в напорном режиме в отстойниках воды и подача на БКНС с целью использования в системе ППД;
• транспорт и учет 10%-ной нефтяной эмульсии с помощью насосной по перекачке нефти и узла учета нефти на ЦТП «Красноленинский» для последующей товарной подготовки нефти;
• сброс нефтяной эмульсии в аварийные резервуары на случай аварии на напорном нефтепроводе (порыв, разгерметизация и т.д.).
Для обеспечения подготовки нефти необходимо строительство дополнительных объектов по сбросу воды - рекомендуется строительство ДНС с УПСВ - ДНС-4 и ДНС-5.
В качестве основных аппаратов предлагается использовать КДФТ -для ДНС-4: две секции D=1400 мм, L=30 м производительностью до 6000 м3/сут., для ДНС-5 - две секции D=1400 мм, L=20 м производительностью до 3000 м3/сут.
Строительство новых УПСВ на Ем-Еговском ЛУ обеспечит:
• предварительный сброс пластовой воды до 10%
остаточного содержания
• подготовку пластовой воды необходимого качества в напорном режиме в отстойниках воды и подача на новую БКНС с целью использования в системе ППД;
• транспорт 10%-ной нефтяной эмульсии на ЦТП «Красноленинский» для последующей товарной подготовки нефти.
Таким образом, с учетом опыта организации системы сборы и подготовки продукции на Ем-Еговском ЛУ, система сбора и подготовки добываемой продукции на Талинской площади должна отвечать следующим требованиям:
• обеспечение непрерывной добычи, сбора и транспорта на установки подготовки продукции скважин;
• автоматическое и непрерывное измерение количества добываемой продукции каждой скважины;
• обеспечение возможности автоматического или ручного отбора проб на химический анализ со скважин, ГЗУ, технологических установок;
• обеспечение максимальной герметизации системы на всем пути движения и промысловой подготовки;
• при необходимости обеспечение своевременного и эффективного разрушения нефтяных эмульсий реагентами-деэмульгаторами;
• обеспечение антикоррозийной защиты трубопроводов и оборудования;
• обеспечение предупреждения отложений АСПО и возможности их удаления с рабочих поверхностей скважинного и нефтепромыслового оборудования;
• обеспечение улавливания капельной нефти из попутных газов;
• исключение аварийных ситуаций и обеспечение безопасных условий труда.
Согласно планируемой динамике добычи, предполагается ввод новых кустов добывающих скважин и одиночных разведочных скважин.
Сбор продукции скважин рекомендуется осуществлять по традиционной напорной герметизированной схеме: газожидкостная смесь под устьевым давлением по выкидным линиям поступает на АГЗУ, где осуществляется замер дебита скважин по жидкости, нефти и газу и далее, по системе нефтесборных трубопроводов, по кратчайшему расстоянию транспортируется до точки врезки в существующую систему сбора продукции скважин.
Таким образом, дальнейшее развитие системы сбора продукции скважин будет заключаться в строительстве трубопроводов от новых кустов
добывающих скважин и, при необходимости, реконструкции трубопроводов, отработавших срок службы.
На ЦТП «Красноленинский» нефть подготавливается до требований ГОСТ Р 51858-2002. На выходе с ЦТП производится учет нефти, которая подается на НПС «Красноленинская» и далее в систему магистральных нефтепровод АО «Транснефть-Сибирь».
Использованные источники:
1. Федеральный закон от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (с изменениями и дополнениями).
2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, 2013г.;
3. ВНТП 3-85 «Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений»;
4. ВСН 51-2.38-85 «Проектирование промысловых стальных трубопроводов»;
5. РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов»;
6. СП 34-116-97. «Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов»;
7. Технологический регламент дожимной насосной станции №1 Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения;
8. Технологический регламент дожимной насосной станции №2 Ем -Еговской площади Красноленинского месторождения;
9. Технологический регламент дожимной насосной станции №3 Ем -Еговской площади Красноленинского месторождения;
10. Технологический регламент Центрального товарного парка «Красноленинский»
