Производственная практика в ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»

Для защиты от повышения  давления на каждом сепараторе установлены  предохранительные клапаны  СППК - 4  с условным проходным сечением 80 мм. При срабатывании предохранительных клапанов, установленных на сепараторах С-1 и С-2, сброс продукта осуществляется в дренажную емкость ДЕ, при срабатывании клапана, установленного на сепараторе ГС – на свечу рассеивания.

Сепараторы  С-1  и  С-2  оборудованы  указателями  уровня  ДУУ-2 (LT  1 и LT  2 соответственно)  для контроля  за  уровнями  жидкости.  На  сепараторе  С-2 установлен  датчик  давления  МИДА (PT 1). Информация  о  текущих  уровнях  жидкости  в сепараторах  С-1, С-2  и  давлении  в  С-2  непрерывно  выводится  на  АРМ  оператора. При  достижении уровня  жидкости и  давления  в сепараторах предельных  значений,  срабатывает  звуковая  и  световая  сигнализация  на  АРМ   оператора.

С выходных штуцеров сепараторов С-1 и  С-2 рабочий агент через  открытые задвижки №№ 80,82 по двум трубопроводам Æ 426 мм  поступает в общий  коллектор Æ 426 мм.   Далее рабочий агент по трубопроводам Æ168 мм, через задвижки  №№ 37,81 подается  на  прием насосных  агрегатов ЦНС 180–1422 №№ 1,2,3,4, и 5,6 соответственно.

Приемные трубопроводы насосных агрегатов ЦНС-180х1422 оборудованы  сетчатыми  фильтрами, защищающими  проточную  часть  насоса  от  повреждения  твердыми  частицами  и  запорной  арматурой  №№ 1,2,3,4 и 43,44.  Приемные  трубопроводы  насосных  агрегатов связаны импульсными  трубопроводами  с электроконтактными  манометрами PIS 5/1…4,  установленными  на  стойках КИП и А.  При снижении  давления  воды  на  приеме  насосных  агрегатов до 0,03 МПа  происходит  аварийная автоматическая  остановка  насосного  агрегата.

 Вода после  фильтров поступает в первую  секцию насосов, и на выходе  с последней под давлением 100...150 кгс/см² по трубопроводам Æ114 мм,  оборудованным обратными клапанами КО – 100 х 160,  запорной  арматурой №№  5,6,7,8 и №№ 47,51,  датчиками расхода    воды  ДРС –200   (FT  1…6),  поступает в два коллектора Æ 219 мм и Æ 168 мм, по  которым,  в свою  очередь,  через открытые задвижки  №№ 90,91 и 79 подается  в коллектора  высоконапорной  распределительной гребенки ( БГ – 1,2,3 ), и распределяется  по  направлениям  закачки.

В  БГ – 1, БГ - 2 и БГ-3 на  трубопроводах  по  направлениям  закачки Æ 114 мм установлены отсекающие  задвижки  №№ 92,93,95…107 и датчики расхода  ДРС – 200                ( FТ  7/1…15).  Информация (текущий  и  нарастающий  расход)   выводится  на  блоки БПИ.  

Часть воды, забираемая с  приемного коллектора насосов ЦНС 180-1422, используется для охлаждения и смачивания сальниковых  уплотнений  на  валу насосов, для работы узла разгрузки насосного агрегата,  и проходит  по трубопроводам технологической обвязки насоса. Использованная  вода  через  задвижки  № № 9,10,11,12 и 57,58  поступает  в  дренажную  емкость ДЕ.

На трубопроводе разгрузки  насосных агрегатов установлены датчики температуры             TЕ 5/1…6, сигнал с которых непрерывно выводится на контроллер БКНС-2 соответствующего насосного агрегата, а при достижении предельного значения (70^о С) происходит автоматическая аварийная остановка соответствующего насосного агрегата.

Дренажная емкость  представляет собой подземную емкость  объемом V=50м³, соединенную с дренажными линиями насосных  агрегатов ЦНС-180-1422,  с  дренажной  линией  блока  сепарации,   а также с дренажными насосами ЦНС 60-198 через вакуум - бак. Наполнение дренажной емкости (текущий уровень) контролируется датчиком  уровня  сигнализаторами уровня LТ 4/1…2, которые при  достижении в емкости предельных значений уровня воды включают звуковую и световую  сигнализацию. Затем с помощью дренажных  насосов ЦНС-60-198,   эта  вода  откачивается  в приемный коллектор насосных  агрегатов ЦНС 180-1422.

Вода,  по высоконапорным водоводам до кустов с конечным давлением  от 90 до 150 кгс/см² (в зависимости от приемистости нагнетательных скважин), распределяется по нагнетательным скважинам.

6. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа

Подготовка нефти, газа и воды до такого качества, которое позволяет транспортировать их потребителям. Осуществляется посредством комплекса оборудования и трубопроводов, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и транспортировки их до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦПС). В системе сбора применяются групповые замерные установки (ГЗУ) для определения дебита каждой скважины и дожимные насосные станции (ДНС) для повышения давления транспортировки продукции до ЦПС

6.1. Сбор нефти на кустовых площадках:

Сбор жидкости на кустовых площадках  производится при помощи АГЗУ (автоматизированная групповая замерная установка). Установка предназначена для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях.

Функциональное назначение установок: 1) определение количества жидкости  и определение дебита скважин и, при наличии счётчика газа турбинного типа, определение количества газа; 2) сигнализация отсутствия потока в контролируемой  скважине;

Эксплуатационное назначение установок: 1) обеспечение контроля за технологическими  режимами работы нефтяных скважин; 2)областью применения установок являются напорные системы сбора продукции нефтяных скважин и автоматизированные системы управления технологическими  процессами нефтедобычи;

Каждая установка состоит из технологического помещения и щитового, и включает комплект запасных частей, инструмента и принадлежностей.

Основные технические данные:

1. диапазон дебитов, подключённых к установке скважин, м3/сут., в пределах от 1 до 400;
2. рабочее давление, МПа (кгс/см2), не более 4,0 (40);
3. количество подключаемых к установке скважин 8,10,14;
4. характеристика окружающего воздуха: интервал температур от-50 до +45, влажность воздуха 80%;
5. характеристика рабочей среды: температура в пределах от 5 до 70, кинематическая вязкость от 1:10^-6до 120:10^-6, содержание воды в жидкости от 0 до 98%, содержание сернистых соединений в массовой доле не более 3%,количество механических примесей не более 3000 мг/л, размер механических примесей не более 5мм, содержание сероводорода до 2%.

Работа установок происходит следующим  образом. Продукция скважин по трубопроводам, подключённым к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод.  В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Отделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней ёмкости сепаратора. С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, происходит циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счётчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. За время продавки жидкость проходит через счётчик ТОР и направляется в общий трубопровод. Счетчик выдаёт на блок управления и индикации импульсы, которые регистрируются электромагнитными счётчиками. Счётчик имеет шкалу и механический индикатор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин  осуществляется по заданной программе или по системе телемеханики. При срабатывании реле включается  электродвигатель гидропривода  (ГП) и в системе гидравлического управления повышается давление. Привод переключателя ПСМ под воздействием давления ГП перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина. Длительность измерения определяется установкой реле времени. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий: дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и т.д.

Установки имеют электрическое  освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию. Щитовое помещение имеет  естественную вентиляцию электрические  нагреватели. Всё оборудование смонтировано на металлическом основании.

6.2. Дожимная насосная станция - ДНС-5. Общая характеристика

Дожимная насосная станция  ДНС-5 расположена в северной части  Повховского месторождения на территории ЦДНГ-5 в 40 км от вахтового посёлка  ПОВХ. Район расположения представляет собой озёрно-болотистую равнину. Климат района резко-континентальный. Средняя температура самой холодной пятидневки января -43 градусов по Цельсию. Средняя температура июля +16,7 градусов по Цельсию. Среднегодовая температура воздуха -4 – 2 градусов по Цельсию, среднегодовая скорость ветра 2,2 м/с.

ДНС-5 предназначена для отделения газа, воды от нефти, идущих с кустов скважин, и перекачки частично разгазированной нефти и обезвоженной нефти на центральный пункт сбора нефти. Продукция скважин через узел сбора (гребёнку) поступает в газовый расширитель Р-1, и далее через узел стационарных смесителей СС-1,2, поступает в КДФТ, где происходит разделение на нефть и воду в динамическом режиме. Для улучшения отделения воды от нефти после сбора в продукцию вводят диэмульгатор. Отделённая  от нефти вода, через фильтры расположенные в КДФТ сбрасывается на БКНС, далее в нагнетательные скважины. А частично обезвоженная нефть поступает в систему окончательного разгазирования ГСУ, откуда насосами внешней перекачки через узел учёта нефти откачивается на ЦПС Повховского месторождения. Попутный газ высокого давления, отделённый от нефти направляется на Повховскую компрессорную станцию КС-1 и далее на Локосовский газоперерабатывающий завод ЛГПЗ.

Объекты, входящие в состав технологический  площадок, выделены в  соответствующие зоны:

• Зона производственных сооружений;
• Зона резервуарного парка;
• Зона факельного хозяйства;
• Зона предварительного сброса воды  ТВО УПВС;
• Зона блока сепарации с насосами внешней откачки нефти.

Нефть на ДНС-5 поступает со следующих  кустов:92, 93, 100, 101, 107, 107б,108,109,110,111,115,115б,116,117,119,120,121,124,125,126,129,130,131, 133,302,303,304,103,103б,104,104б,105,105б,106,106б,113,114,114б,118,122, 127,142,142б,301,317,318

Проектная производительность ДНС-5 по жидкости составляет 5000 т.н./сут.

Газовый фактор – 79 м3/т.

ДНС-5 построена по проекту института  «Гипротюменьнефтегаз» в 1985г.

Все нефтепромысловые сооружения –  нефтяные и газовые сепараторы, блочные  установки – установлены на свайных  основаниях.

Горизонтальные емкости, поднятые по технологическим требованиям на высоту более 2,7 м от поверхности земли, установлены на стальные постаменты. Все блочные конструкции – операторная, щитовая, воздушная компрессорная  установлены на свайном основании.

Проектная производительность ТВО УПСВ при газовом факторе до 78 нм3/м3, Ру=0,3-0,5 Мпа, температуре окружающей среды от минус 50 С до плюс 40 С составляет :

по жидкости от 1 м3/сутки  до 15000 м3/сутки;

по газу от  1000 нм3/сутки  до 413400 нм3/сутки.

ТВО УПСВ построен по проекту  ЗАО НТК «МодульНефтеГазКомплект» в 2004 году.

6.2. Описание технологического процесса и технологической схемы установки

            Водонефтяная эмульсия и попутный  газ поступают на приемную  гребенку ДНС- 5 с давлением  3 - 8 кг/см2 и температурой до 7-15*С 

по трубопроводам лучевого группового нефтесбора. От гребенки по успокоительному коллектору УК-1 (ф700) через отсечную задвижку 201 поступает на площадку КДФТ. Для интенсификации процесса выделения воды из г.ж.с., на этом участке, вводят концентрированный деэмульгатор в расчете 10-20 г/тн нефти. Реагент подается с БРХ дозировочным насосом. По мере движения г.ж.с. по УК-1, под действием деэмульгатора и ламинарного режима происходит его частичное расслоение на  нефть и воду. На данном участке осуществляется контроль давления датчиком «Метран-55» линия №23. Частично расслоенный поток поступает в газовый расширитель Р – 1, в котором происходит отбор свободного газа и осаждение крупных механических примесей. В Р-1 предусмотрен контроль температуры поступающей г.ж.с. прибором «ТСМУ» линия №23.

             После Р-1 через задвижки №  205, 206 поступает в узел стационарных  смесителей СС-1,2, где происходит  интенсивное перемешивание г.ж.с., что позволяет значительно интенсифицировать  контакт деэумульгатора с жидкостью  и значительно сократить время динамического отстоя в КДФТ. Для контроля за уменьшением свободного сечения насадки СС-1,2 и соответственно ухудшением перемешивания жидкой среды и деэмульгатора предусмотрен контроль перепада давления по манометрам давления расположенным  на СС-1,2 до смесительных насадок и на УК-2 непосредственно за СС-1,2. При увеличении перепада оператор переключит поток г.ж.с. с одного смесителя на другой и произведет очистку засорившегося фильтра.

            После СС-1,2 г.ж.с. через задвижки № 208,209 поступает  УК-2 (ф700) и далее в УТ (ф700), где происходит дальнейшее отделение газа от жидкости и расслоение жидкости на нефть и воду. Выделившейся после СС-1,2 газ собирается вдоль верхней образующей УТ и отбирается с помощью газоотводящего устройства, выполненного в виде колпака. В сборном колпаке предусмотрен контроль давления и установлен датчик верхнего аварийного уровня предупреждающий о попадании жидкости в газовую линию.

           После УТ поток разделяется  на две равные части и через задвижки № 226, 227, 228, 229 перетекает в параллельно расположенные КДФТ – 1,2,3,4, где происходит окончательное (до заданных значений обводненности – не более 10 %) разделение на нефть и воду в спокойном динамическом режиме. Это режим позволяет дополнительно выделить из нефти часть воды и дочистить воду до содержания нефтепродуктов не более 30 мг/л, мех. примесей – не более 50 мг/дм3. Уровень раздела фаз в аппаратах КДФТ-1,2,3,4 поддерживается и контролируется датчиками уровня раздела фаз нефть-вода «ВМ-100» линия №23 и поддерживается на определенном уровне уставкой оператора, при помощи регулирующего клапана с электроприводом «АУМА». Поддержание уровня осуществляется по одному из четырех сигналов.