Описание технологического процесса

Технологический процесс предварительной подготовки поступающей на УПСВ пластовой жидкости (обводнённой нефти) заключается в разгазировании нефти и отделении пластовой воды.

Процесс обезвоживания нефти протекает в нефтеотстойниках.

Ввиду разницы удельного веса нефти и воды происходит их расслоение под действием сил гравитации.

Вода, как более тяжелая жидкость, собирается в нижней части аппарата, а нефть скапливается в верхней части аппарата.

Процесс расслоения нефтяной эмульсии ускоряется при обработке её деэмульгаторами, а также подогреве.

В процессе используется деэмульгатор марки ДИН-4.

Деэмульгатор способствуют разрушению центров (глобул) эмульгации, а подогрев способствует снижению вязкости нефти. Подогрев нефти может осуществляться в зимнее и в летнее время, так как температура поступающей нефти различных потоков летом колеблется от 17 ^оС до 28 ^оС, а зимой температура падает до 10-8 ^оС.

Время нахождения нефти в отстойниках в процессе обезвоживания должно быть не менее 40-50 минут.

Уменьшение времени пребывания нефти в отстойниках ведет к неполному расслоению нефти.

На границе раздела фаз «нефть-вода» в отстойниках образуется трудно разделяющийся пограничный (промежуточный) слой, который с течением времени может накапливаться в значительных количествах.

Образование промежуточного слоя, как правило, происходит, когда процесс обезвоживания происходит без подогрева, а также вследствие наличия в нефти значительного количества смол, парафинов и механических загрязнений.

Промежуточный слой (масса) выводится из аппарата вместе с пластовой водой.

Продукция скважин с месторождений ЦДНГ-6 и объектов ЦПНГ-6 поступает на УПСВ пятью потоками в нефтеотстойники первой ступени (НО-1 – НО-7).

Первый поток – включает в себя продукцию скважин Горбатовского месторождения и поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-7.

Второй поток – включает в себя жидкость с УПСВ «Карагайская» УПСВ «Софинско-Дзержинская». Поток поступает в нефтеотстойник первой ступени (НО-1, НО-2, НО-3, НО-4).

Третий поток - включает в себя продукцию скважин с Кудиновской УПСВ (Кудиновское и Аглосское месторождения) направляется непосредственно в буферные емкости для дальнейшей перекачки.

Четвертый поток – включает в себя жидкость поступающую с ДНС «Рассветская»» и ДНС «Гараевская». Поток поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-6 либо НО-5.

Пятый поток – включает в себя жидкость поступающую с ДНС «Тверская» продукцию скважин Тверского и Подъем-Михайловского месторождений. Поток поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-3, либо НО-4.

Отделившаяся вода из нефтеотстойников первой ступени НО-1 – НО-7 подается в водяные резервуары РВС 2000 м³ №№2, 6, 7. Частично обезвоженная нефть, для дополнительной подготовки смешиваясь, поступает в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9, откуда вода подается в водяные резервуары РВС 2000 м³ №№2, 6, 7, а нефть с остаточным содержанием воды под собственным давлением подается в буферные емкости. В буферных емкостях происходит сепарация нефти от газа. Далее нефть подается на прием насосов Н-1, 2, 3, 4 (ЦНС 180х425) и откачивается на НСП г. Нефтегорск, а газ через факельный сепаратор транспортируется на ГКС «Горбатовская».

Вода из водяных резервуаров насосами Н-8, 9, 10, 11, 12 (АХ 250-200-315) подается на БКНС-3 и далее в систему поглощения.

По мере накопления в водяных резервуарах верхнего слоя уловленной нефти производится ее сброс по «пленочной» линии на прием насосных агрегатов внутренней перекачки. [14]