Проектирование пласта месторождения

С установок предварительного сброса воды нефть с остаточной обводненностью до 10 % подается на центральный пункт подготовки нефти (ЦППН), где готовится до товарного качества и сдается на реализацию.

газ I-ой ступени сепарации отводится в дополнительный вертикальный газовый сепаратор типа СЦВ-1000-1-1 для его более глубокой подготовки к транспорту и использованию в качестве топлива для работы печей и других бытовых объектов. Избыток газа под собственным давлением по системе газосбора транспортируется для переработки на Казахский газоперерабатывающий завод (КазГПЗ), что обеспечивает полную утилизацию попутного газа.

На ГУ предусмотрены:

· дренажная система, по которой, в случае проведения ремонтных и профилактических мероприятий, осуществляется слив жидкости из технологических сетей (трубопроводов) и аппаратов в подземную горизонтальную дренажную емкость;

· факельная система, позволяющая при ремонтных работах и в аварийных ситуациях производить сброс и сжигание газа.

С целью повышения надёжности работы выкидных трубопроводов за счет сокращения их протяженности в системе промыслового сбора нашло применение звено «скважина>ЗУ (БГ)>ГУ». На ЗУ производится поскважинный замер дебитов, подогрев газожидкостной смеси в печах типа ПП-0,63 и подача по трубопроводу под собственным давлением на ближайшие ГУ. Для улучшения работы малодебитных скважин, удаленных от ГУ (ЗУ), производится подогрев газожидкостной смеси на устье с использованием устьевых подогревателей. Также используется путевой подогрев продукции, поступающей от БГ до ГУ (ЗУ). В качестве устьевых и путевых подогревателей применяются печи огневого подогрева типа ППС и УН-0,2М3, работающие на газе.

3.2 Требования и рекомендации к предварительной подготовке продукции скважин

Предыдущими исследованиями, проводимыми на месторождении, было установлено, что наиболее эффективное разрушение свежей водонефтяной эмульсии происходит при расположении объекта подготовки нефти вблизи устьев скважин, за счет чего снижается её устойчивость [49]. Это позволяет на установках предварительного сброса воды, расположенных на промыслах, без особых дополнительных затрат отделить воду от нефти и снизить ее обводнённость до 10-15 %.

Учитывая высокий уровень обводненности добываемой продукции, по результатам промысловых испытаний, проведенных ранее институтом совместно с предприятием в 1983 году, было рассмотрено несколько вариантов организации на месторождении технологии УПСВ.

Первый вариант предусматривал организацию предварительного сброса воды непосредственно на каждой ГУ. Рассмотрен он был в связи с тем, что на ГУ уже практически реализовано то аппаратурное оформление, которое при реконструкции и расширении обеспечит организацию технологии УПСВ. Кроме того, результаты лабораторных исследований показали, что наиболее эффективно происходит разрушение свежей эмульсии, когда объект подготовки нефти расположен как можно ближе к устью скважины. В этом случае исключаются процессы «старения» эмульсии и приобретения ею устойчивости.

Однако на том этапе разработки месторождения не было возможности оперативно осуществить реконструкцию многочисленных ГУ. Возникала сложность с утилизацией сточных вод. Также в целях организации оперативного контроля за процессом предварительного сброса воды непосредственно на групповых установках, требовалось значительное увеличение численности обслуживающего персонала. Поэтому было принято решение, что эта технология на данном этапе разработки месторождений не может быть рекомендована к широкой реализации.

Второй вариант предусматривал организацию предварительного сброса воды на каждом промысле. Преимущество такой технологии состояла в том, что она тоже предполагала размещение объектов в относительной близости от скважин. Появлялась реальная возможность обеспечить раздельный учет добываемой продукции по каждому промыслу. При реализации указанной технологии проще решалась задача утилизации сточных вод. Однако большое число промыслов и значительная рассредоточенность установок не позволяли реализовать технологию в полном объеме в сжатые сроки и оперативно решить назревшие проблемы совершенствования системы внутрипромыслового сбора, не терпящие отлагательства.

Третий вариант предусматривал организацию установок предварительного сброса воды: на плато (упсв 1) и во впадине (упсв 2) месторождения.

Преимущество данного варианта состояло в том, что его реализация была возможна в довольно сжатые сроки. С вводом в эксплуатацию установок предварительного сброса воды по данному варианту крупногабаритные нефтепроводы большой протяженности на ЦППН могли работать с меньшей загрузкой и при значительно меньшем давлении; таким образом, перекачиваемая по ним малообводненная среда могла обладать значительно меньшей коррозионной агрессивностью. Это позволяло существенно удлинить сроки службы крупногабаритных трубопроводов и разгрузить ЦППН. При реализации этого варианта проще решалась задача утилизации сточных вод. Появлялась возможность часть ближайших БКНС полностью перевести на закачку сточных вод, исключив нежелательное смешивание морской и сточных вод. Этот вариант имел и ряд существенных недостатков: в результате его реализации продолжается перекачка высокообводненной, коррозионно-активной жидкости по сточным крупногабаритным коллекторам большой протяженности на УПСВ 1, 2 со всеми вытекающими последствиями. Сокращение, в соответствии с данным вариантом, числа пунктов предварительного сбора воды на промыслах до 2-х требовало соответствующего их укрупнения, что было связано со значительными капитальными вложениями и эксплутационными расходами.

Технико-экономическая оценка вариантов реконструкции промыслового обустройства месторождения показала, что вариант 3 с позиции скорейшего внедрения является наиболее приемлемым.

3.2.1 Текущее состояние обустройства месторождения установками предварительного сброса воды (УПСВ)

На месторождении ввод в эксплуатацию установок предварительного сброса воды УПСВ-2 «Впадина» был произведен в 2000 году на территории НГДУ-2 и УПСВ-1 «Плато» в 2001 году на территории НГДУ-1. Отделение воды от нефти на УПСВ-1 и 2 осуществляется методом термохимического воздействия на водонефтяную эмульсию с применением химического реагента-деэмульгатора «Диссольван-4411».

Технология действующих объектов УПСВ

на УПСВ-1 «Плато» технологический процесс предварительного сброса воды осуществляется следующим образом (рис. 3.2).

Водонефтяная эмульсия с обводненностью более 80 % с нефтепромыслов НП-1, 2, 5, 8, 10 и ОЭПУ по трубопроводам с давлением 0,3-0,5 Мпа и температурой 35-42 °С поступает в группу аппаратов деэмульсационного обезвоживания УДО-II № 1-8 (8 шт.) на предварительное обезвоживание.

вода, отделившаяся с нижней части аппаратов УДО, поступает в резервуары отстоя РВС № 1/1 и № Ѕ (V=5000 м³). После предварительного обезвоживания нефтяная эмульсия с обводненностью 30-40 % с верхней части аппаратов УДО поступает на прием насосов 1Д 630/90 (4 шт.) и подается в печи ПТБ-10/64 (5 шт.), где подогревается до температуры 58-63° С. В поток водонефтяной эмульсии, поступающей на прием насосов с блочной дозаторной установки Бр-2,5 подается деэмульгатор «Диссольван-4411». Подогретая водонефтяная эмульсия поступает в группу отстойников УГО-200 №1-6 (6 шт.), где происходит ее обезвоживание до 20 %. Затем нефтяная эмульсия под избыточным давлением подается на концевую сепарационную установку (КСУ), состоящую из 4-х отстойников ОГ-200, установленных на постаменте на высоте 17 м, где производится ее глубокая дегазация. Из отстойников ОГ-200 нефтяная эмульсия насосами 1Д 630/90 (4 шт.) по трубопроводу условным диаметром 400 мм транспортируется на Центральный пункт подготовки и перекачки нефти (ЦППН).

пластовая вода, отделившаяся в отстойниках ОГ-200 №1-6, поступает в резервуары РВС № 1/1 и № Ѕ (V=5000 м³), где происходит дополнительный отстой. С резервуаров пластовая вода насосами 1Д1600/90 (3 шт.) через фильтры СДЖ-500 откачивается в резервуары РВС № 2/1 или 2/2 (V=5000 м³).

Далее с резервуаров РВС № 2/1 или 2/2 пластовая вода насосами СЭ-1250/140 (4 шт.) подается по трубопроводу условным диаметром 500 мм в систему поддержания пластового давления (ППД).

газ, выделившийся на КСУ и в аппаратах УДО-II, поступает в газосепараторы (2 шт.) для очистки от капельной жидкости. Из газосепараторов предварительно осушенный газ направляется на компрессоры 7ВКГ-30/7 (2 шт.). Компримированный газ под давлением 0,3-0,5 Мпа подается в систему газосбора и далее на КазГПЗ. В случае аварийной остановки ГКС предусмотрена схема сброса газа на факел. Нефть, уловленная в резервуарах РВС № 1/1 и № Ѕ, по 12-ти метровым перетокам поступает на прием насосов 1Д630/90 (2 шт.) и возвращается в голову процесса.

Рисунок 3.2 - Технология предварительного сброса воды на УПСВ-1 «Плато» месторождения Узень

Дренаж аппаратов, утечки из сальниковых уплотнений насосов и сброс жидкости с предохранительных клапанов производится в дренажную систему, включающую емкости ЕПП 12,5-2000-2-1 (1 шт.) и ЕПП 50-2400-2-1 (2 шт.). Жидкость из дренажных емкостей насосами НБ-125 (4 шт.) откачивается в отстойники ОГ-200.

В аварийной ситуации предусмотрен байпас для сырой нефти в обход УПСВ-1 на нефтяной коллектор ЦППН.

на УПСВ-2 «Впадина» технологический процесс предварительного сброса воды осуществляется аналогично, но с некоторыми изменениями в аппаратурном оформлении и использовании оборудования (рис. 3.3).

Водонефтяная эмульсия с обводненностью более 80 % с нефтепромыслов НП-3, 4, 6, 7 и 9 по трубопроводам с давлением 0,3-0,5 Мпа и температурой 35-42 С поступает в группу аппаратов деэмульсационного обезвоживания УДО-II № 9-13 (5 шт.), где происходит предварительное обезвоживание нефти до 30-60 %. В качестве резерва предусмотрены аппараты деэмульсационного обезвоживания УДО-I № 1-4 (4 шт.).

Нефтяная эмульсия с верхней части аппаратов УДО-II насосами 8 НДВ-НМ (4 шт.) подается в печи ПТБ-10/64 (2 шт.) и ПТБ-10А (3 шт.), где подогревается до температуры 55-65 С. В поток водонефтяной эмульсии, поступающей на прием насосов, с блочной дозаторной установки Бр-2,5 подается деэмульгатор «Диссольван-4411». Подогретая водонефтяная эмульсия поступает в группу отстойников ОГ-200 № 5-8 (4 шт.), где происходит ее обезвоживание до 20 %. Затем нефтяная эмульсия под избыточным давлением подается на КСУ, состоящую из 2-х отстойников ОГ-200, установленных на постаменте на высоте 17 м, где производится ее глубокая дегазация. с КСУ дегазированная нефтяная эмульсия насосами 8 НДВ-НМ (2 шт.) поступает на прием мультифазных насосов МФН МR-250/370 (2 шт.) и резервных насосов НК-560/180 (4 шт.) и через узел учета нефти по магистральному трубопроводу (рабочему и резервному условными диаметрами соответственно 400 и 500 мм) транспортируется на ЦППН.

Пластовая вода, отделившаяся в аппаратах УДО, поступает в резервуары отстоя пластовой воды РВС № 2 и 3 (V=5000 м³).

Пластовая вода, отделившаяся в отстойниках ОГ-200, с целью исключения попадания растворенного газа в резервуары отстоя пластовой воды, также поступает на концевую сепарационную установку (КСУ), состоящую из 2-х отстойников ОГ-200, установленных на постаменте высотой 17 м. С КСУ пластовая вода поступает в накопительные резервуары РВС № 2 и 3. Пластовая вода с резервуаров РВС № 2 и 3 пропускается в РВС № 1 (V=5000 м³), откуда насосами СЭ 1250/140 (3 шт.) и 8 НДВ (2 шт.) откачивается через узел учета воды в систему поддержания пластового давления (ППД).

Рисунок 3.3 - Технология предварительного сброса воды на УПСВ-2 «Впадина» месторождения Узень

Уловленная нефть с резервуаров РВС № 2 и 3 всасывается с 12-ти метровых перетоков насосами НК-200/120 (2 шт.) и НК-200Д и подается на прием печей ПТБ-10/64 и ПТБ-10А и далее на начало процесса.

газ с КСУ поступает на компрессорную установку, после чего транспортируется на КазГПЗ. В аварийной ситуации газ сбрасывается на факел. Дренаж аппаратов, подтек сальниковых уплотнений насосов, сброс жидкости с предохранительных клапанов производится в дренажные емкости ЕП 50-3000-2-1 (2 шт.).

Жидкость из дренажных емкостей насосами НБ-125 (2 шт.) откачивается в отстойники ОГ-200. В аварийной ситуации предусмотрен байпас сырой нефти на ЦППН в обход УПСВ-2.

Намечается строительство РВС-10000 м³ на УПСВ-1 и 2.

Внедрение на месторождении УПСВ-1 и 2 позволило снизить коррозионные процессы, а следовательно и затраты на ремонт и замену трубопроводов, заменить нефтесборные коллекторы на трубопроводы с меньшим диаметром, сократить затраты на перекачку воды в виде эмульсии с промыслов до ЦППН и с ЦППН, после подготовки, обратную откачку пластовой воды в систему ППД, разгрузить ЦППН и создать условия для возможности ее коренной реконструкции с применением электродегидраторов.

Однако в настоящее время при постоянном росте обводнения продукции промысловики возвращаются к варианту внедрения технологии предварительного сброса воды непосредственно на промыслах. Данная технология уже организована на 2а и 3 блоках месторождения Узень, тем самым достигнуты положительные результаты, а именно уменьшение порывов нефтепроводов от ГУ, ПС до УПСВ-1, а также отложения солей в них.

3.2.2 Рекомендации по расширению на месторождении технологии предварительного сброса воды

В настоящее время месторождение характеризуется высоким уровнем и прогрессирующим темпом обводнения продукции, а также ростом коррозионной агрессивности среды.

коррозионная агрессивность среды обусловлена, прежде всего, высоким содержанием в воде углекислоты, сероводорода, наличием значительного количества абразивных мехпримесей, вызывающих коррозионно-эрозионный износ по нижней образующей нефтепроводов, т.е. так называемую «канавочную» коррозию. Фактический срок службы нефтесборных коллекторов до УПСВ-1 и 2, например, в некоторых случаях сокращается до 1,5 - 2-х лет. Имеют место случаи замены труб условным диаметром 300-500 мм в течение полугода. ремонтные работы по ликвидации аварий на трубопроводах создают перебои в технологическом процессе, нарушая его температурный и гидравлический режим. Из-за высокой минерализации и агрессивности среды путевые печи и отстойная аппаратура УПСВ-1, 2 и ЦППН быстро забиваются продуктами солеотложений и коррозии, поступающими из трубопроводов обширных систем внутрипромыслового сбора, коррозируют, требуют очистки и замены. Возникает необходимость периодического ремонта, расширения и реконструкции объектов товарной подготовки нефти с вводом в эксплуатацию дополнительных аппаратов, печей подогрева, электрообезвоживающих установок и др.

Проектные и фактические по состоянию на 01.01.2005 г. мощности и загруженность установок предварительного сброса воды (УПСВ-1 и 2) представлены в табл. 3.1.

Таблица 3.1 - Проектные и фактические мощности и загруженность УПСВ

УПСВ	Мощность УПСВ проектная, тыс. т/год	Загруженность, тыс. т/год (%)
		фактическая добыча на 2005г. (Узень с Карамандыбасом)	проектная максимальная добыча на 2021 г. (Узень с Карамандыбасом)
1	2	3	4
УПСВ 1
Жидкость	16425	20034,94 (122)	29019,484 (177)*
Нефть	5475	3682,59 (67)	3883,03 (71)*
УПСВ 2
Жидкость	16425	14311,07 (87)	24775,126 (151)*
Нефть	5475	2834,07 (52)	3265,92 (60)*
УПСВ 1+УПСВ 2
Жидкость	32850	34346,01 (105)	53794,61 (164)*
Нефть	10950	6516,66 (59,5)	7148,95 (65,3)*

*) при 10 % технологическом резерве

Как следует из данных, представленных в табл. 1.6, на 2005 г. фактическая загруженность УПСВ-1 и 2 составляет 34346,01 тыс. т/год, т.е. 105 % от проектной мощности.

по рекомендованному варианту проекта разработки месторождения Узень (с месторождением Карамандыбас) максимальный уровень добычи жидкости (нефти), приходящийся на 2021 г., составит 53794,61 (7148,95) тыс. т/год (в т.ч. с месторождения Карамандыбас 6974 (693) тыс. т/год). При этом суммарная загруженность УПСВ-1 и 2 составит 164 % от проектной мощности, что потребует примерно в 1,65 раз увеличить суммарную мощность действующих УПСВ-1 и 2.

Обоснование необходимости повышения качества глубокой очистки сточных вод подробно изложены в соответствующем разделе 2 данного Проекта.

С учетом выше изложенного предлагается расширение технологии предварительного сброса воды с организацией ее на всех ГУ. При этом рассмотрены два варианта промыслового трубопроводного транспорта и глубокой подготовки сточной воды.

3.2.3 Варианты промыслового трубопроводного транспорта и глубокой подготовки сточной воды

В соответствии с производственной программой ПФ «УМГ» на месторождении предусматривается организация технологии предварительного сброса воды на всех ГУ. При этом сточная вода с ГУ по индивидуальной трубопроводной системе транспортируется на УПСВ-1 и 2 для глубокой очистки сточной воды и подачи в систему водоснабжения ППД.

Большим достижением предприятия в решении вопроса глубокой очистки сточной воды на УПСВ-2 и ЦППН является реконструкция узла отстоя воды путем поднятия отстойников на постамент. За счет внедрения этой технологии достигается более глубокая дегазация воды и остаточной нефти, обеспечивающая в последующей ступени отстоя более глубокое разделение фаз.

Однако реализация этой технологии сопряжена значительными капитальными затратами по созданию трубопроводного транспорта сточной воды на УПСВ-1 и 2. Поэтому в данном Проекте разработки месторождения Узень рассмотрены два варианта промыслового трубопроводного транспорта сточной воды с ГУ и глубокой ее подготовки:

1. Вариант 1. Транспорт сточной воды с ГУ по индивидуальной трубопроводной системе на УПСВ-1 и 2, ее глубокая подготовка и подача в систему водоснабжения ППД (в соответствии с производственной программой ПФ «УМГ»).

2. Вариант 2. Подача сточной воды с ГУ на установки глубокой очистки воды (УГОВ), установленные на отдельных ГУ, расположенные в близи системы водоснабжения ППД и удаленные от УПСВ-1 и 2.

Ниже изложены технические решения, направленные на реализацию предложенных вариантов промыслового трубопроводного транспорта и глубокой подготовки сточной воды.

технические решения по реконструкции промыслового обустройства месторождения подробно проработаны, представлены в графическом отображении и послужат основой для рабочего проектирования (Графическое приложение П120 - П135).

Вариант 1. Транспорт сточной воды с ГУ по индивидуальной трубопроводной системе на УПСВ-1 и 2, ее глубокая подготовка и подача в систему водоснабжения ППД

Вариант 1 предусматривает организацию предварительного сброса воды на всех ГУ с последующей раздельной подачей частично обезвоженной нефти и воды по самостоятельным трубопроводам на УПСВ 1 и 2 для их более глубокой подготовки.

Рекомендуемое аппаратурное оформление ГУ с реализацией предварительного сброса воды представлено на рис. 3.4.

Рисунок 3.4 - Типовое аппаратурное оформление ГУ с предварительным сбросом пластовой воды

1 - скважина; 2 - автоматическая групповая замерная установка; 3 - блок гребенка; 4 - трехфазный сепаратор; 5 - вертикальный газовый сепаратор; 6 - дожимные насосы нефти; 7 - печи подогрева жидкости; 8 - дожимные насосы воды; 9 - факельный сепаратор; 10- дренажная емкость; 11 - установка дозировки химреагентов.

Сущность технологического процесса предварительного сброса воды на ГУ заключается в том, что нефть, поступая в 3-х фазный сепаратор, проходит I-ю ступень сепарации и предварительное обезвоживание, после чего откачивается через подогреватель и узел оперативного учета на УПСВ-1 и 2, где происходит ее глубокое обезвоживание.

Выделившаяся на ГУ из 3-х фазного сепаратора сточная вода откачивается в автоматическом режиме методом поддержания уровня по индивидуальной трубопроводной системе через узел учета на УПСВ-1 и 2 для глубокой подготовки.

газ I-й ступени сепарации отводится в дополнительный вертикальный газовый сепаратор для более глубокой подготовки к использованию в качестве топлива для работы печей и других бытовых объектов. Избыток газа под собственным давлением через узел учета подается в систему газосбора и транспортируется на КазГПЗ для переработки, что обеспечивает полную утилизацию попутного газа.

Глубокая подготовка сточной воды на УПСВ-1 и 2 достигается за счет реконструкции узла отстоя воды путем поднятия отстойников на постамент и строительства дополнительных резервуаров.

После глубокой очистки сточная вода подается в систему водоснабжения ППД. Частично обезвоженная нефть транспортируется на ЦППН для доведения до товарной кондиции и сдачи потребителю.

Завод изготовитель ОАО «НефтеМаш» для глубокой очистки воды рекомендует трехфазные аппараты предварительного сброса воды с прямым подогревом. Однако аппараты совмещенного процесса использовались на месторождении и оказались не эффективными.

В Проекте разработке месторождения Узень предусматривается увеличение объемов добычи жидкости, и на УПСВ-1 и 2 будут поступать объемы сточной воды, превышающие установленные мощности. В связи с этим на УПСВ-1 и 2 необходимо предусмотреть расширение мощностей узлов сброса сточной воды и ее глубокой подготовки (увеличение установленных мощностей печей, отстойников, резервуаров и др.).

Объемы и сроки работ по варианту 1 организации предварительного сброса воды на ГУ, транспорта сточной воды с ГУ по индивидуальной трубопроводной системе на УПСВ-1 и 2, ее глубокой очистки и подачи в систему водоснабжения ППД представлены в табл. 3.2.

Как следует из данных, представленных в табл. 3.2, реализация варианта 1 потребует:

Таблица 3.2 - Объемы и сроки работ для реализации Варианта 1

№№ п/п	Наименование мероприятий	Ед. изм.	Годы	ВСЕГО
			2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023
1	2		3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
1	Организация технологии УПСВ на действующих ГУ путем их реконструкции:	ед.	6	7	9	9	9	8	7											55
1.1	блок-гребенка	ед.	6	7	9	9	9	8	7											55
1.2	УПСВ-1500/0,6М	ед.					5	3												8
1.3	УПСВ-3000/0,6М	ед.	1	6	6	8	3	2	6											32
1.4	УПСВ-5000/0,6М	ед.	5	1	3	1	1	3	2											16
1.5	насосный агрегат для откачки сточной воды типа ЦНС-60/99	ед.					10	6												16
1.6	насосный агрегат для откачки сточной воды типа ЦНС-105/98	ед.	12	14	18	18	8	10	16											96
1.7	расходомеры по учету воды	ед.	6	7	9	9	9	8	7											55
1.8	расходомеры по учету газа	ед.	6	7	9	9	9	8	7											55
2	Организация технологии УПСВ на дополнительном (проектном) ГУ:	ед.		1																1
2.1	блок-гребенка	ед.		1																1
2.2	УПСВ-1500/0,6М	ед.		1																1
2.3	сепарационно-измерительный блок (СИБ)	ед.		1																1
2.4	насосный агрегат для откачки нефти типа НБ-125	ед.		2																2
2.5	насосный агрегат для откачки сточной воды типа ЦНС-60/99	ед.		2																2
2.6	печь огневого подогрева типа ПП-0,63	ед.		2 (1 резерв)																2
2.7	блок оперативного учета нефти	ед.		1																1
2.8	блок оперативного учета воды	ед.		1																1
2.9	дренажная система закрытого типа	ед.		1																1
3	Увеличение мощности ПС-3 и 4	ед.		2																2
3.1	УПСВ-3000/0,6М	ед.		1																1
3.2	УПСВ-5000/0,6М	ед.		1																1
4	Прокладка от ГУ с УПСВ сточных водоводов до водосборного коллектора (стекловолоконных)	м	4385	9710	7130	7615	9020	14050	9905											61815
4.1	Ду 150 мм	м	2200	1455				400	3925											7980
4.2	Ду 160 мм	м		3000	800	45		1800	450											6095
4.3	Ду 200 мм	м	2185	5255	6330	7570	9020	11850	5530											47740
5	Прокладка водосборного коллектора до УПСВ-1 и 2 (сталь)	м	3290	13595	15460	4020	3915													40280
5.1	Ду 300 мм	м			1775		2745													4520
5.2	Ду 350 мм	м			2610	1170	1170													4950
5.3	Ду 400 мм	м		1210	5275	2850														9335
5.4	Ду 500 мм	м	3290	12385	5800															21475
5.5	диспергатор	ед.	2	7	7	2	2													20
5.6	блок подачи хим. реагента типа БР-2,5	ед.			3	2	1													8
6	Расширение УПСВ-1 с установкой дополнительного оборудования и строительством водовода большего диаметра:
6.1	- аппаратов деэмульсационного обезвоживания типа УДО-II	ед.												2						2
6.2	- печи подогрева нефти типа ПТБ-10А	ед.												2						2
6.3	- отстойников нефти типа ОГ-200	ед.												2						2
6.4	- резервуара для отстоя сточной воды типа РВС-10000	ед.		1																1
6.5	- блок подачи хим. реагента типа БР-10	ед.												1						1
6.6	- прокладка водовода от УПСВ-1 до БКНС-3а Ду 600 мм (сталь)	м												2100						2100
6.7	- диспергатор	ед.												1						1

· реконструкции 55 ед. действующих ГУ и строительство 1-й дополнительной ГУ с монтажом на них УПСВ соответствующей производительности 1500, 3000 и 5000 м³/сут;

· монтаж на 56 ед. ГУ с УПСВ насосных агрегатов типа ЦНС 60/99 и 105/98 для откачки сбрасываемой сточной воды;

· установки расходомеров по учету воды, газа;

· прокладки телескопических водосборных коллекторов до УПСВ-1, 2 из стальных труб Д_у 300-500 мм общей протяженностью 40280 м и сточных водоводов из стекловолокна от ГУ с УПСВ до водосборных коллекторов Д_у 150-200 мм общей протяженностью 61815 м;

· расширения мощностей узлов подготовки нефти и сточной воды на УПСВ-1, 2 со строительством дополнительных аппаратов деэмульсационного обезвоживания, печей подогрева, отстойников, резервуаров и др.

Для защиты от коррозии стальных телескопических водосборных коллекторов «ГУ-91(80) - УПСВ-1» (17,5 км) и «ГУ-21(46) - УПСВ-2» (22,8 км) предусмотрено применение ингибитора коррозии «Додикор В - 2870 К» (или аналогов «Додиген W180-2», «Норуст РА 23 Df», «Нефтехим») с дозировкой 20 мг/л.

Ингибирование сточной воды осуществляется впрыском ингибирующего реагента насосом-дозатором (производительностью 25 л/час) на входы центробежных насосов, перекачивающих сточную воду с ГУ по сточному водоводу.

Для закачки ингибитора в водосборный коллектор, протяженностью 17,5 км, предусмотрен монтаж 4-х БР-2,5:

- в начальных точках водовода на ГУ-91 и ГУ-80;

- на ответвлениях водовода на ГУ-4 и ГУ-65;

Дозировка ингибитора коррозии в водосборный коллектор, протяженностью 22,8 км осуществляется также из 4-х вновь смонтированных БР-2,5, которые размещаются соответственно:

- в начальных точках водовода на ГУ-21 и ГУ-46;

- на ответвлениях водовода на ГУ-27 и ГУ-5.

Защитный эффект вышеуказанных ингибиторов коррозии в сточной воде месторождения Узень явно недостаточен. Это связано ограниченной растворимостью ингибиторов коррозии в минерализованной воде.

Существенное повышение защитного эффекта ингибиторной защиты достигается установкой дополнительных диспергаторов по длине водовода сточной воды, которые обеспечивают образование в воде мелкодисперсных частиц ингибитора коррозии [48].

Для повышения эффективности ингибиторной защиты стальных водоводов рекомендуется:

- вдоль стального водосборного коллектора «ГУ-91(80) - УПСВ-1», длиной 17,5 км установить 9 диспергаторов с интервалом 2 км;

- вдоль стального водосборного коллектора «ГУ-21(46) - УПСВ-2», длиной 22,8 км установить 11 диспергаторов с интервалом 2 км.

Водосборный коллектор до УПСВ-1 и 2 из стальных труб предложен из-за ограничений по рабочему давлению для труб Д_у 500 мм из стекловолокна. Однако возможно замена одной нитки стальных труб Д_у 500 мм на две нитки труб из стекловолокна меньшего диаметра. Это приведет к удорожанию объекта. На стадии рабочего проектирования предприятию следует рассмотреть предложенный вариант и принять оптимальное решение.

Вариант 2. Подача сточной воды с ГУ на установки глубокой очистки воды (УГОВ), установленные на отдельных ГУ, размещенные в близи системы водоснабжения ППД и удаленные от УПСВ-1 и 2

Вариант 2 предусматривает организацию предварительного сброса воды на всех ГУ с последующей раздельной подачей частично обезвоженной нефти на УПСВ 1 и 2, а вода, в зависимости от удаленности ГУ, - на УПСВ-1 или 2, или на ближайшие ГУ, с установленными на них УГОВ.

Размещение УГОВ предлагается на 15 ед. ГУ, которые находятся на значительном удалении от УПСВ-1, 2 и наиболее ближе расположенные к системе водоснабжения.

Данные установки УГОВ являются новейшей продукцией, разработанные заводом-изготовителем ОАО «НефтеМаш», и в настоящее время эксплуатируется на месторождениях ОАО Роснефть Юганскнефтегаз.

Завод-изготовитель ОАО «НефтеМаш» готов разработать и поставить данное оборудование для конкретных условий месторождения и оказать авторские услуги по освоению новейшего оборудования.

Установка осуществляет следующие технологические операции:

· подготовка пластовой воды - отделение газа, нефти, органики, коллоидной глины и других взвешенных веществ;

· прием и дозированная подача химических реагентов.

Производительность установки по жидкости 208 м³/час (5000 м³/сут).

Технология подготовки воды осуществляется следующим образом: сточная вода под давлением с УПСВ (ГУ) поступает на блок гидроциклонов, для отделения под действием центробежных сил крупных твердо взвешенных частиц. Далее вода поступает в сепаратор-флотатор, где посредством водогазовой флотации освобождается от нефти и взвешенных веществ. Водогазовая смесь подается в распределительную систему флотатора центробежным насосом через водогазовый эжектор, забирающий свободный газ из газовой зоны флотатора. Центробежный насос обеспечивает постоянную циркуляцию рабочей воды с выхода флотатора через водогазовый эжектор в распределительную систему того же флотатора. При необходимости перед входом на блок гидроциклонов в воду подается коагулянт или флокулянт. Очищенная вода через буферную емкость (в состав установки подготовки не входит) подается на вход насосов БКНС. Частично обводненная уловленная нефть через накопительную емкость (в состав установки не входит) отправляется на обратный цикл. Свободный газ, не участвующий в процессе флотации, отводится в дополнительный вертикальный газовый сепаратор для более глубокой подготовки к использованию в качестве топлива для работы печей и других бытовых объектов или же подается в систему газосбора и транспортируется на КазГПЗ для переработки.

В состав установки входят:

· четыре циркуляционных насоса ЦНС 13 - 245;

· два горизонтальных сепаратора-флотатора объемом не менее 25 м³ каждый, предназначенные для сепарации газа, содержащегося в подтоварной воде, отделения и улавливания нефти, а так же коллоидных взвешенных веществ. На входе в сепараторы установить регуляторы уровня с электроприводом;

· два гидроциклона, предназначенных для очистки воды от мехпримесей;

· две установки дозирования хим.реагентов;

· блок управления;

· площадки обслуживания.

Сбрасываемая сточная вода с ближайших объектов ГУ с УПСВ будет транспортироваться на эти УГОВ, откуда, пройдя глубокую очистку, будет подаваться в близлежащий действующий коллектор водоснабжения системы ППД.

техническая характеристика УГОВ представлена в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Техническая характеристика УГОВ

Параметр, размер	Значение параметра
Рабочая среда	сточная вода с Н2S не более 0,01%
Температура воды, ОС, в пределах	40ч50
Содержание твердо взвешенных веществ на входе, мг/л, не более	300
Содержание газа в пластовой воде на входе, м3/м3, в пределах	0,1…1,0
Содержание нефти в воде на входе в установку, мг/л, не более	1000
Содержание взвешенных веществ на выходе, мг/л, не более	10
Содержание нефти в воде на выходе, мг/л, не более	10
Давление воды на входе в установку, МПа, номинальное	0,5
Давление воды на выходе установки, МПа, номинальное	0,3
Производительность по жидкости, м3/час (м3/сут)	208 (5000)
Циркуляционные насосы:
тип центробежный	ЦНС 13-245
производительность, м3/час (м3/сут), номинальная	13 (312)
давление, МПа, номинальное	2,45
мощность двигателя, кВт	22
количество, шт.:	4
рабочих	2
резервных	2
Тип сепаратора-флотатора	горизонтальный с газожидкостной напорной флотацией
Расчетное давление, МПа	1,0
Количество сепараторов, шт.	2
рабочих	2
резервных	нет
Объем сепаратора, м3	25
Габаритные размеры сепаратора, мм, диаметр х длина, не более	2020 х9000
Масса сепаратора, кг, не более	5500
Тип гидроциклона	Корпусный наборный
Количество гидроциклонов, шт.:	2
рабочих	2
резервных	нет
Производительность одного гидроциклона, м3/сут, номинальная	2500
Тонкость фильтрации, мкм	60
Расчетное давление, МПа, не более	1,0
Перепад давления на гидроциклоне, МПа, оптимальный	0,3
Габаритные размеры гидроциклона, мм	800х1900
Масса, кг	990
Закачка химреагентов
Производительность дозировочного насоса, л/час	25
Максимальное давление, МПа	4
Тип дозировочного насоса	НД2,5 10/100 К13В
Мощность электродвигателя, кВт	0,25
Напряжение, В	380
Количество насосов, шт.:	2
рабочих	2
резервных	нет
Объем расходных емкостей, м3:
-водного раствора коагулянта	1,5
-водного раствора флокулянта	1,5
Тип шестеренного насоса для закачки реагентов в емкости и перемешивания	НМШ5-25-4,0/4Б-1
Производительность, м3/час	4
Рабочее давление, МПа	0,4
Мощность электродвигателя, кВт	2,2
Количество насосов, шт.:	2
-рабочих	2
-резервных	нет
Мощность установленная, кВт, не более	130
Габаритные размеры технологического блока (БТ), мм	12220 х11220 х 4500
Габаритные размеры блочной установки (БУ), мм	6200 х 3200 х 3900

техническая характеристика обеспечивает требуемое качество подготовки сточных вод по содержанию эмульгированной нефти и мехпримесей для системы ППД.

Номера ГУ с УПСВ и УГОВ, ГУ с УПСВ и без УГОВ, с которых сбрасываемая вода будет транспортироваться на УГОВ, а также сроки монтажа УГОВ на ГУ с УПСВ представлены в табл. 3.4.

Таблица 3.4 - Номера ГУ с УПСВ, сроки монтажа на них УГОВ, а также ГУ с УПСВ, с которых сбрасываемая вода будет транспортироваться на УГОВ

Годы ввода в эксплуатацию УГОВ	№ ГУ с УПСВ и УГОВ	Длина водовода от УГОВ до системы водоснабжения	№ ГУ с УПСВ без УГОВ	Характеристика водовода от ГУ до УГОВ	Годы ввода в эксплуатацию УГОВ
		L	Dу		L	Dу
1	2	3	4	5	6	7	8
2007	41	875	250	40	2025	200	2007
	91	365	250	45	1805	200	2007
				6	1470	150	2010
1	2	3	4	5	6	7	8
2008	5	445	250	43	1925	200	2008
				42	2465	150	2010
	10	875	250	107	1285	200	2008
				2П	1695	150	2008
				21	1405	150	2012
2009	74	780	200
	77	180	250	76	1855	200	2013
	87	685	250	46	2750	160	2010
				49	1400	200	2010
	90	445	250	47	2070	160	2010
				48	1605	150	2012
2010	22	1080	250	23	1350	150	2010
				110	2600	150	2010
	84	505	250	83	1055	200	2010
				51	2150	160	2012
2011	80	1330	250	81	1345	200	2013
	88	940	250	89	1570	200	2011
				1П	1785	150	2011
2012	2	815	250	68	1740	200	2012
	15	830	200
2013	4	320	250	85	1360	200	2013
Всего	15	10470		22	38710

На месторождении, согласно данным, представленным в табл. 1.9, предлагается ввод в эксплуатацию 15 ед. УГОВ осуществить в течение 2007-2013 гг.

Для повышения эффективности мероприятий по вводу в эксплуатации УГОВ предусмотрен ввод их в эксплуатацию с особым образом составленной очередностью: первоочередными для ввода в эксплуатацию являются УГОВ, на которых будет готовиться наибольший объем попутно добываемой сточной воды.

Объемы и сроки работ по варианту 2 организации предварительного сброса воды на ГУ, подачи сточной воды с ГУ на установки глубокой очистки воды (УГОВ), установленные на выборочных ГУ, удаленных от УПСВ-1 и 2, представлены в табл. 1.10.

Реконструкция ГУ в УПСВ для организации глубокой очистки воды и подаче ее в систему водоснабжения ППД потребует:

· реконструкции 55 ед. действующих ГУ и строительство 1-й дополнительной ГУ с монтажом на них УПСВ соответствующей производительности 1500, 3000 и 5000 м³/сут;

· монтаж на 56 ед. ГУ с УПСВ насосных агрегатов типа ЦНС 60/99 и 105/98 для откачки сбрасываемой сточной воды;

· монтаж на 15 ед. ГУ с УПСВ установок глубокой очистки сточной воды (угов) с последующей ее утилизацией в системе ППД;

· установку расходомеров по учету воды, газа;

· прокладку сточных стекловолоконных водоводов от ГУ с УПСВ до УГОВ Д_у 150-200 мм общей протяженностью 38710 м и водоводов из стекловолокна от УГОВ до системы водоснабжения ППД Д_у 250 и 300 протяженностью соответственно 1610 и 8860 м.

· прокладку телескопических водосборных коллекторов из стекловолокна до УПСВ-1, 2 общей протяженностью 10505 м и сточных водоводов из стекловолокна от отдельных ГУ с УПСВ до водосборных коллекторов, условными диаметрами 150 и 200 мм протяженностью соответственно 8000 и 15200 м

3.3 Требования и рекомендации к товарной подготовке нефти

На месторождении Узень подготовка нефти до товарной кондиции осуществляется в цехе подготовки и перекачки нефти (ЦППН).

3.3.1 Текущее состояние товарной подготовки нефти

установка термохимической товарной подготовки нефти на ЦППН месторождения запроектирована институтом «Гипровостокнефть» и введена в эксплуатацию в 1972 году. Проектная мощность установки 26 млн. тонн нефти в год. Максимальная загрузка установки была достигнута в 1975 году и составила 16,3 млн. тонн в год (75 % от установленной мощности с учетом 20 % технологического резерва).

С длительным сроком эксплуатации объекта коммуникации, линии электроснабжения, телемеханики, автоматического контроля в связи изношенностью часто выходят из строя и приводят к нарушению технологического процесса.

технология сложна в управлении из-за несовершенства элементов автоматизации процессами, в результате чего требуется большое количество обслуживающего персонала.

в процессе эксплуатации установки увеличивалось содержания хлористых солей в товарной нефти. Наиболее вероятной причиной этого является обогащение солями пластовой воды в связи с ее постоянной циркуляцией через систему ППД.

С вводом в эксплуатацию на месторождении установок предварительного сброса воды УПСВ-2 «Впадина» в 2000 году и УПСВ-1 «Плато» в 2001 году, уменьшился объем поступающей жидкости на ЦППН. В связи с этим большая часть существующего физически изношенного оборудования, механизмов и коммуникаций высвободились из технологического процесса. увеличились затраты на обеспечение температурного режима подготовки нефти из-за возросших теплопотерь при перекачке меньших объемов продукции по обширной территории объекта. Увеличилось, по сравнению с прошлыми годами, содержание механических примесей в нефти, что приводит к скоплению донного осадка в товарных резервуарах и осложняет сдачу нефти.

В настоящее время транспортной организацией ужесточены требования к качеству сдаваемой нефти - принимается только по первой группе ГОСТ Р 51858-2002, согласно которой не должны превышать массовая доля воды 0,5 %, содержание хлористых солей 100 мг/дм³, механических примесей 0,05 %.

Для достижения требуемых параметров, в случаях поступления в товарные резервуары некондиционной нефти, приходится производить ее доподготовку, отправляя ее в начало технологического цикла. Все это приводит к увеличению затрат электроэнергии, топливного газа, химреагентов, вследствие длительности процесса доподготовки нефти происходит затоваривание парка.

в целях обеспечения мобильности и оперативности в управлении громоздкой установкой по подготовке нефти возникла необходимость в реконструкции ЦППН.

3.3.2 Реализация мероприятий по дальнейшему совершенствованию технологического процесса товарной подготовки нефти

В целях совершенствования технологического процесса подготовки товарной нефти на ЦППН 20.02.2002г. разработано Технико-экономическое обоснование на проектирование и строительство установки по глубокому обезвоживанию и обессоливанию нефти на ЦППН «Узень». Реализация проекта предусматривает полную автоматизацию процесса подготовки нефти, улучшение оперативности управления процессом, снижая влияние человеческого фактора на ход процесса.

Проект включает две технологические линии подготовки нефти мощностью по 3,5 млн. т нефти в год. в обе технологические линии включены электродегидраторы ЭГ-200, на выходе из которых, за счет создания высокого напряжения и подачи пресной воды на вход в ЭГ, достигается более глубокое обезвоживание и обессоливание нефти.

Аппараты разработаны согласно исходным данным, выданным ОАО «КазНИПИмунайгаз» для специфических условий месторождения Узень и изготовлены в ОАО «Курганхиммаш» в 2004 г. в количестве 6 штук следующего назначения:

Достоинством аппаратов является большой путь движения нефти и время пребывания в аппарате, т.к. ввод сырья расположен значительно ниже, чем в других электродегидраторах (вертикальные, шаровые). При этом улучшаются условия отстаивания воды.

Шифр аппарата	Ступень обессоливания	Кол-во аппаратов	Расчетная производительность, мЗ/час	Конструктивная особенность ввод нефти
ЭГ200-10-04-У1	1	2	600	через распределительные головки нижнего электрода
ЭГ200-10-04-У2	2	4	300	в нижнюю часть аппарата

Электродегидраторы ЭГ-200 оснащены двумя электродами - верхним и нижним, установленными горизонтально друг над другом почти посередине аппарата, куда подается высокое напряжение промышленной частоты. Принцип работы электродегидратора заключается в воздействии на эмульсию электрическим полем переменной частоты. Под воздействием сил электрического поля глобулы воды испытывают непрерывную деформацию, способствуя эффективному разрушению эмульсии.

3.3.3 Технология действующей установки подготовки нефти с электродегидраторами

Процесс товарной подготовки нефти на ЦППН осуществляется путем термохимического воздействия с применением реагента - деэмульгатора «Диссольван-4411» по технологической схеме, представленной на рис. 3.5.

Частично обезвоженная нефть с УПСВ-1 и 2 по нефтесборным коллекторам с давлением до 3,0-3,5 кгс/см², температурой 50-60 С и обводненностью до 20 % поступает на установку улавливания мехпримесей (УУМП), состоящую из 2-х блоков:

· ТОР-ТРЭП-аппарат циклонного типа для удаления мехпримесей из потока сырой нефти на входе на установку подготовку нефти (2 шт.);

· ТОР-СКРАБ-аппарат циклонного типа для очистки мехпримесей от нефти(2 шт.).

На УУМП достигается степень удаления мехпримесей размером до 20 мкм до 90%.

Далее нефть проходит через оперативный узел учета нефти (УУНО) и поступает в отстойники I ступени отстоя УДО (6 шт.), где при температуре 46 С и давлении 0,005 МПа осуществляется сепарация нефти от газа.

Затем поток нефти с обводненностью 14-18 % обрабатывается реагентом-деэмульгатором «Диссольван-4411» дозаторной установкой БР-2,5 и насосами НОН (6 шт.) внутренней перекачки подается на печи ПТБ-10/64 (4 шт.), где подогревается до температуры 60-65 С. Нагретая нефтяная эмульсия направляется в отстойники глубокого обезвоживания ОГ-200 (6 шт.), где путем динамического отстоя при температуре нагрева в печах ПТБ-10/64 обезвоживается до содержания воды не более 2 %. Из отстойников ОГ-200 нефть с остаточной обводненностью 2 % поступает в электродегидраторы ЭГ-200(6 шт.). Для интенсивной отмывки солей в нефть перед ЭГ через смесительное устройство (СМ) подается пресная вода в объеме 5% от объема подготавливаемой нефти.

Обезвоженная и обессоленная нефть под давлением 0,005 МПа поступает на глубокую дегазацию на концевые сепараторы 1 и 2, после чего нефть через технологические резервуары Р3 и Р4 поступает в товарный парк для сдачи потребителю.

На линии отвода пресной воды из электродегидраторов установлен солемер КАЦ-021М. При превышении нормы с помощью электроприводных задвижек пресная вода через концевую сепарационная установка (КСУ) сбрасывается на Р1 и Р2.

В аварийных ситуациях обводненная нефть, не доходя до УУМП, направляется в аварийные сырьевые резервуары Р3, Р4, куда также поступает некондиционная нефть.

Из резервуаров Р1, Р2, Р3, Р4 некондиционная нефть насосами технологического парка подается на начальный процесс для повторной подготовки.

Подготовленная товарная нефть соответствует следующим требованиям:



Рисунок 3.5 - Технологическая схема ЦППН

- содержание воды в нефти - не более 0,05%;

- давление насыщенных паров - не более 50 мм. рт. ст.;

- содержание солей - не более 50 мг/л.

Попутный нефтяной газ из сепараторов КСУ поступает на компрессорную станцию (КС). Газ после КС транспортируется на КазГПЗ.

В аварийных ситуациях газ сбрасывается на факел.

В технологической схеме ЦППН предусмотрена дренажная система, состоящая из подземных емкостей ЕД, ЕА и ЕУ. Разгрузка аппаратов на период ремонта, сброс жидкости с предохранительных клапанов отстойников производится в подземную емкость ЕД (V=100 м³), с последующей откачкой продукции в начало технологического процесса.

Аварийный сброс продукции из печей П1 осуществляется в емкость аварийного сброса ЕА (V=40 м³). Утечки от насосов Н1 и узлов качества нефти сбрасываются в подземную емкость ЕУ (V=40 м³) дренажной системы.

Все подземные емкости снабжены электропогружными насосами для откачки продукта в начало технологического процесса.

Газ с подземных емкостей ЕД и ЕА направляется на факельную установку низкого давления, с емкости ЕУ - на свечу рассеивания.

Пластовая вода из УДО, УГО, УЭГ поступает на концевые сепараторы 3, 4 для глубокой дегазации, а затем в технологические резервуары, где в результате отстоя отделяется остаточная нефть. Уловленная нефть откачивается в начало процесса.

Пластовая вода из резервуара Р1, Р2 поступает на прием существующих насосов и подается в систему заводнения.

3.3.4 Технология утилизации низконапорного газа

Технология утилизации низконапорного газа на ЦППН осуществляется по следующей технологической схеме (рис. 3.6).

газ КСУ под давлением 0,01-0,03 МПа и температурой 35-60 С (в зависимости от времени года) поступает в вертикальный газовый сепаратор, где из него отделяется капельная жидкости (газоконденсат и воды). в сепараторе межфазный уровень «газ-жидкость» контролируется двумя сигнализаторами уровня, которые имеют выход на компьютер пульта управления. По мере заполнения газосепаратора, газоконденсатная смесь сбрасывается в дренажную емкость. Предварительно осушенный газ после сепарации поступает в воздушную газоохладительную установку (ВХ), где путем подачи воздуха вентилятором через межтрубное пространство и охлаждающего воздействия водяного пара на поверхности змеевиков температура газа снижается с 50-55 С до30-35С.

Рисунок 3.6 - Газокомпрессорная станция

В летнее время газ с помощью ВХ охлаждается до 40 С, а в зимнее время, с целью рентабельности, предусмотрена байпасная линия поступления газа на следующий газосепаратор, минуя воздушный холодильник (ВХ). После охлаждения, газ поступает в дополнительный газосепаратор для более глубокой осушки от влаги и конденсата. Здесь также для контроля межфазного уровня установлены сигнализаторы уровня с выходом на компьютер пульта управления. Далее осушенный газ поступает в один из компрессоров 7ВКГ-30/7, где происходит его сжатие до 0,3-0,5 МПа в процессе вращение двух винтов - ведущего и ведомого, находящихся в зацеплении между собой. От компрессоров маслогазовая смесь с давлением 0,3-0,5 МПа и температурой 75-95С подается в газосепаратор. В газосепараторе происходит процесс отделения от компремированного газа смазывающего и охлаждающего агента - масла. Смазывающий и охлаждающий агент в свою очередь пропускается через фильтры (3 шт.) и маслоохладители, и снова под давлением 0,3-0,5 МПа и температурой менее 65 С возвращается на компрессоры. Компримированный попутный газ через узел учета газа подается в коллектор газосбора и далее на КазГПЗ. Учет газа производиться с помощью специального расходомера с выходом на компьютер пульта управления.

Кроме того, предусмотрена схема подачи попутного газа после узла учета через газосепараторы на прием печей ПТБ-10/64 и ПТБ-10А для использования в качестве топливного газа.

В случае аварийной остановки КС предусмотрена схема сброса газа на факел.

Жидкость, отделившаяся в газосепараторах, отводится в дренажную емкость. По мере заполнения дренажной емкости объем жидкости встроенным погружным насосом откачивается в емкость ЕП 16-2000-2-1, откуда центробежными насосами подается на площадку отстойников ОГ-200.

Таким образом, ПФ «Узеньмунайгаз» успешно реализовало мероприятия по дальнейшему совершенствованию технологического процесса товарной подготовки нефти на ЦППН с применение электродегидраторов, повысив эффективность разрушения эмульсий в поле переменного тока и обеспечив более качественную подготовку нефти.

предприятию предстоит продолжить работы по отладке технологии и оптимизации режима работы ЭД для достижения более глубокого обезвоживания и обессоливания нефти.

Выводы и рекомендации

1. с самого начала разработки месторождения организация эксплуатации системы промыслового сбора, транспорта и товарной подготовки нефти оказалась наиболее сложной.

2. Относительно надежная работа скважин в холодный период года достигается за счет реализации комплексных мероприятий: сокращения длины выкидных трубопроводов, укладка в грунт на глубину 0,8 м, устьевой подогрев, теплоизоляция.

3. разработано «технико-экономическое обоснование реконструкции промыслового обустройства месторождения Узень» с использованием метода формирования вариантов реализации промыслового обустройства:

4. Обосновано расширение технологии предварительного сброса воды на промыслах (УПСВ) по Варианту 1 с организацией этой технологии на ГУ путем их реконструкции и раздельной подачи частично подготовленных нефти и сточной воды по самостоятельным трубопроводам на УПСВ-1 и 2.

5. Транспорт сточной воды с ГУ по индивидуальной трубопроводной системе на УПСВ-1 и 2 и ее глубокая подготовка на УПСВ-1 и 2 экономически обоснована и согласуется с производственной программой ПФ «УМГ».

6. Вариант промыслового обустройства месторождения с использованием стекловолоконных труб является наиболее капиталоемким. Однако, в условиях неуклонного роста обводненности добываемой продукции он рекомендован к реализации, поскольку обеспечивает наибольшую долговечность внутрипромысловых коммуникаций.

7. В результате реализации ПФ «Узеньмунайгаз» мероприятий по дальнейшему совершенствованию технологии товарной подготовки нефти на ЦППН с применением электродегидраторов, обеспечивается более качественная подготовка нефти.

4. Охрана труда

4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов при сборе и подготовке нефти и газа на месторождении Узень

К производственным опасностям и профессиональным вредностям на нефтегазодобывающих предприятиях относятся: неблагоприятное метеорологическое условие (ветер, пыль, туман) вредные вещества, шум, вибрации, взрывоопасные вещества и так далее.

Климат района полупустынный, резко континентальный. Лето знойное и сухое, температура воздуха достигает 4045 С. Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко буранами, температура воздуха зимой понижается до 30 С. Атмосферных осадков выпадает мало.

Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий регламентируется норма температуры, влажности, скорости движения воздуха в производственных помещениях, + 1622 С. в холодный и переходной период года + 1825 С. в тёплый период года. Влажность воздуха при этом составляет 3060 %, скорость его движения 0,20,7 м/с.

Основными элементами нефти является углерод и водород. Опасность и вредность нефти зависит от количества тяжёлых и лёгких углеводородных фракций. Попутный газ содержит 82,6 % метана; 2,04 % этана; 1,96 % пропана; 0,4 % бутана; 0,1 % углекислоты, азота и другие инертные газы. Метан, этан, пропан, бутан относятся к числу неядовитых. Вдыхание их в небольшом количестве не оказывает заметного действия на организм человека. При содержании их в воздухе около 10 %, человек испытывает недостаток кислорода, а при большом содержании может наступить удушение.