Промысловый сбор и подготовка скважинной продукции

      Проект  Уршакской УПН разработан проектной частью “БашНИПИнефть” в 1975 году (№ проекта 7035) с корректировкой в 1978 году. Проектная мощность УПН с учетом реконструкции - 1 млн. т. товарной нефти в год.

      Строительство осуществлялось трестом “Востокнефтепроводстрой” в 1977 - 1978 г.г., год ввода в эксплуатацию - 1979.

      УПН предназначена для окончательной  сепарации газа, подготовки нефти  и сточной воды, добываемых на Уршакской  группе нефтяных месторождений и  для транспортировки нефти в  нефтепровод УПН «Уршак»- НСП «Казангулово», сточной воды в систему ППД месторождений и подачи газа на компрессорную станцию Принципиальная схема сбора и транспорта нефти, газа и воды в НГДУ «Ишимбайнефть» см. на рис. 1.

      Основное  назначение Уршакской УПН - первичная  обработка и учет сырья, поступающего с нефтепромыслов №3 и №4; разделение ее на товарную нефть; доведение параметров товарной продукции и отходов до норм, соответствующих требованиям ГОСТ и технических условий; учет и определение качества товарной продукции, отходов и откачка их потребителям.

      Технологический процесс подготовки нефти подразделяется  на три самостоятельных цикла проходящих в едином комплексе, это:

-сепарация нефти от газа и предварительный сброс воды;

-подготовка нефти на термохимической установке;

-подготовка сточных вод на очистных сооружениях. 
 
 
 

    3.1.1 Характеристика сырья поступающего на УПН «Уршак»

    Физико-химические свойства нефтей и газов исследованы  по пробам, отобранным на поверхности  и в пластовых условиях. Нефть  в поверхностных условиях исследована в лабораториях ЦНИПРа НГДУ. Основная часть материала взята из отчета по подсчету запасов за 1979 год. Средние их показатели по каждому продуктивному горизонту сведены в таблице 2. Всего было исследовано по месторождению 271 поверхностная проба нефти, отобранных из 146 скважин.

    Нефти среднего карбона являются тяжелыми, высоковязкими, малосмолистыми.{1}

    Удельный  вес нефти, вязкость и сера подольских и каширских отложений соответственно равны 0,8821*10⁴ н/см³ и 0,9102*10⁴/см ³; 88,3 и 69.53 Мпа*с; 1,65 и 3,1%.

    В нижнекаменноугольных отложениях нефти  по основным показателям похожи между  собой. Наиболее изучены нефти турнейского  яруса.

    В общем нефти турнейского яруса  являются тяжелыми (удельный вес 0,8700 – 0,9025*10⁴/см³), вязкими (от 16,8 до 48.2 Мпа*с), высоко-сернистыми (от 1,5 до 3,2%), парафинистыми (1,5-4,9%) и малосмолистыми (8,2-16,3%). Содержание легких фракций при разгонке от начала кипения до 300⁰ составляет в среднем 43%.

    Нефть пласта бобриковского горизонта  тяжелая (удельный вес 0,8734*10⁴ н/см³) с повышенной вязкостью (16,7 Мпа*с), парафинистая (2,93%) и малосмолистая (2,56%).

    В тульском горизонте встречена нефть, обладающая несколько худшими качествами. Её удельный вес составляет 0.8783*10⁴ н/м³, вязкость – 24,6 Мпа*с, содержание серы и парафина соответственно 2,22% и 2,7%.

    Нефти верхнефаменских отложений тяжелые, удельный вес их колеблется в пределах 0,8750 – 0,9001*10⁴ н/см³, вязкие (12,95 – 72,17 Мпа*с), высоко-сернистые (1,8-3,3%), парафинистые (2,8-5,8%) и малосмолистые (от 7 до 13%).

    По  свойствам в поверхностных условиях нефти терригенных отложений  девона близки между собой. Удельный вес их по отдельным пластам и  площадям изменяется от 0,8801 до 0,8912*10⁴ н/см³, вязкость колеблется в пределах 28,11-55,17 Мпа*с. Содержание серы в нефтях 1,96-2,71%, парафина – 2,65-4,82% и смол – 11,64-14,0%. Выход светлых фракций при разгонке от 0 до 300⁰ составляет 39,4-46,3%.

    Пластовые нефти девонского комплекса являются наиболее легкими. Плотности их изменяются от 0,808 до 0,848*10⁴ н/см³, вязкости – 1,98-6,87 Мпа*с, а газовый фактор – 75,1-46,23 м³/т. Причем нефть пласта Дмд имеет наименьшую плотность из них, равную 0,808*10⁴ н/м³, вязкость 1,98 Мпа*с и газовый фактор 75,1 м³/т. А пластовая нефть продуктивного пласта фаменского яруса по свойствам сходна с нефтью пласта Дст.

    Наиболее  тяжёлая нефть была отобрана по мячковскому  горизонту из скв.164. При температуре  пласта 27⁰С и давления насыщения 1,27 Мпа, а плотность нефти при Pнас. cоставляет 0,9180*10⁴ н/см³, газовый фактор – 2,05 м³/т. и объемный коэффициент 1,0218.

    Попутные  нефтяные газа Уршакского месторождения  были исследованы из отложений мячковского, тульского и бобриковского горизонтов, турнейского яруса,

Верхнефаменского  подъяруса, муллинского, старооскольского и бийского горизонтов. Данные сведены в табл. 3.

      Попутные  газы являются жирными. В углеводородной части газов девонских отложений  преобладающим является метан (35-40%). Содержание его почти такое же, как содержание этана и пропана  вместе взятое. В газах нижне-каменноугольных  отложений и верхнефаменского подъяруса преобладает метан и пропан, а в единственной пробе газа мячковского горизонта среднего карбона метан и этан.

    Значения  газового фактора уменьшается вверх  по  разрезу, составляя в терригенном  девоне от 50 до 70 м³/т., а в нижнем карбоне 38-48 м³/т. При низких значениях газового фактора содержание азота в газах увеличивается, а содержание метана уменьшается.

    В некоторых пробах попутных газов  присутствует сероводород в количестве 0,05-1,5% объемных. Попутный газ был  исследован на содержание гелия. Содержание его в газах нижнекаменноугольных отложений и верхнефаменских отложений по отдельным пластам изменяется от 0,017 до 0,035% объемных, а в девонских отложениях – от 0,035 до 0,068 объемных.

    Пробы воды отбирались из скважин, вскрывших водоносные части пластов. Ионный состав исследовался в ЦНИПРах. Физические свойства вод в пластовых условиях определялись опытным путем по номограмме. Данные в таблице 4.

    Пластовые воды представляют собой высокоминерализованные рассолы с содержанием солей до 174-295 г/л. и плотностью в пластовых условиях 1,110-

1,118 г/см³. Газосодержание пластовых вод по расчетным данным может составить 0,8-1,1 м³/т.; объемный коэффициент 1,006-1,008; вязкость 1,06-1,1 сП. Сероводород обнаружен качественно в краевых и подошвенных водах пластов верхнего объекта разработки – в пластах фаменского, турнейского ярусов, бобриковского, тульского горизонтов и среднего карбона.  

3.1.2Технологическая  схема  

        Блок  сепарации, предварительного  сброса воды и сырьевых резервуаров выполнен в виде двух одинаковых технологических ниток, позволяющих в нормальном режиме принимать, сепарировать и учитывать продукцию раздельно по нефтепромыслам №3 и №4.

      При ремонтных работах продукция  промыслов обрабатывается на одной  нитке, что позволяет вести ремонт и профилактическое обслуживание оборудование блока без остановки промыслов.

      В состав блока входят:

-узел переключения задвижек, предназначенный для переключения сборных коллекторов промыслов и подачи сырья в две или одну технологические нитки;

- успокоительные участки трубопроводов диаметром 400 мм, предназначенных для сглаживания пульсаций газожидкостной смеси, поступающих с промыслов;

-сепараторы первой ступени - УБС №1 и УБС №2, выполненных из 2^х блочных сепарационных установок с предварительным отбором газа типа УБС-10000, состоящих из депульсатора, технологической емкости и каплеотбойника;

-узлы учета сырья - ТК №1 и ТК №2, состоящих из турбинных расходомеров типа “Турбо-квант” диаметром 100;75 и 50 мм с пределами измерений 27 -270 м³/ч; пробоотборников для раздельного отбора пробы жидкости с промыслов №3 и №4; влагомеров типа ВСН для определения содержания воды в поступающем сырье.

-сепараторы второй (концевой) ступени - УСТН №1 и УСТН №2, выполненных из 2^х блочных установок сепарационных трубных наклонных типа УСТН-10000;

-резервуар предварительного сброса Р №5 и Р №6  типа РВС-2000. При нормальном режиме для предварительного сброса в работе находится один резервуар. Внутри резервуары оборудованы нефтеотводной трубой, отводящей предварительно обезвоженную нефть с высоты 7,5 -8,5 м;

-сепараторы БС-1, БС-2 и С-3 предназначенные для предварительного отделения конденсата от газа первой и концевой ступени сепарации перед подачей его на компрессорную станцию. Через сепараторы БС-2 проходит газ первой ступени сепарации,  через С-3 проходит газ горячей ступени сепарации, а через БС-1 проходит газ концевой ступени сепарации.

2. Термохимическая часть УПН состоит из:

-сырьевых насосов Н-1/1, Н-1/2,  типа 6 НК 9х1 в количестве 2 шт., производительностью 120 м³/ч, напором 67 м, одного насоса Н-1/3 типа КСМ 50х70 производительностью 50 м³/ч и напором 70 м, а также одного насоса Н-1/4 типа ЦНС-180х75 производительностью 180 м³/ч и напором 75 м. В работе постоянно находится один насос, остальные резервные. По приему сырьевые насосы могут подключатся к резервуарам Р №5 и Р №6, а Н-1/1 подключается к емкости сброса с ППК и приема привозной нефти (Е-1) и подрезки товарных резервуаров Р №№1-4;

-теплообменников Т-1 и Т-2 типа “труба в трубе”, где происходит предварительный нагрев сырья за счет теплообмена с горячим потоком товарной нефти. В работе находится одна из секций Т-1 или Т-2, вторая резервная;

-трубчатых печей П-1 и П-2 Гурьевского типа. Это 2^х-камерная печь с четырьмя газовыми форсунками, двухпоточным трубчатым змеевиком из крекинговых труб диаметром 152х8 мм из стали марки 15Х5М. Максимальный расход сырья 170 м³/ч, температура на входе 20-30⁰ С и на выходе 50-70⁰ С, рабочее давление в змеевике до 0,6 МПа. В работе находится одна печь, вторая в резерве;

-отстойников типа ОГ-200С в количестве 5 шт. Объем каждого отстойника 200 м³, в работе постоянно находятся два отстойника, остальные в резерве,  пропускная способность по сырью при часовом отстое - 200 м³/ч, рабочее давление до 0,4 МПа;

-сепараторов горячей ступени сепарации товарной нефти типа НГС 6-2600-М1 в количестве 2^х штук. Объем каждого сепаратора - 56 м³, рабочее давление до 0,05 МПа. Сепараторы смонтированы на постаменте высотой 14 м, что обеспечивает поступление товарной нефти в резервуары самотеком;

-товарных резервуаров Р №№1-4 типа РВС-2000;

-насосов откачки товарной нефти типа  ЦНС-105х390 - 2 шт., производительностью 105 м³/ч, напором 390 м и насоса ЦНС-180х425 - 1 шт.,  производительностью 180 м³/ч, напором 425 м. 
 

3. Очистные  сооружения УПН

предназначены для подготовки сточных вод и  откачки их в систему поддержания  пластового давления.

      В состав очистных сооружений входят:

-резервуары-отстойники №№9, 12, типа РВС-5000;

-шламонакопителей, емкостью 500 м³ ;

-емкостей для сбора канализационных стоков типа ЕП-40 - 2 шт.;

-насоса откачки канализационных стоков в систему подготовки типа НБ-32;

-насоса откачки подготовленной сточной воды в систему ППД типа ЦНС-60х210 - 1шт., производительностью 60 м³/ч. 

      3.1.4 Описание технологического  процесса

      Продукция скважин по сборным нефтепроводам с нефтепромысла №4  и с нефтепромысла №3  поступает раздельными потоками в успокоительные трубопроводы и далее  в депульсаторы УБС №1 и УБС №2  схема №2. В успокоительных трубопроводах, уложенных с плавным подъемом по рельефу без резких изменений направления потока, происходит снижение скорости движения газожидкостной смеси и разделение ее на свободный газ, который движется по верхней части сечения, и жидкость с мелкими пузырьками газа, которая движется по нижней части сечения трубопровода. В депульсаторах происходит отделение свободного газа от жидкой фазы. После депульсаторов жидкость поступает в нижнюю часть технологических емкостей, а газ с капельной жидкостью и пеной  поступает на сепарационные полки в верхнюю часть технологических емкостей. В технологических емкостях УБС при установившемся рабочем давлении происходит выделение мелких пузырьков газа из жидкой фазы и отделение капельной жидкости унесенной газом из депульсаторов. Далее весь выделившийся газ поступает в верхнюю емкость - каплеотбойник, где пройдя через решетчатые насадки окончательно освобождается от капельной жидкости и через клапана-регуляторы  отводится в сепаратор БС-2.