Самодуровское месторождение

28

Контроль уровня жидкости осуществляется с помощью уровнемера с выводом показаний и сигнализацией в операторной.

Выделившийся газ по трубопроводу направляется в газовый сепаратор (конденсатосборник) КС-1.

В КС-1 подается и попутный нефтяной газ с ДНС 2-го сборного пункта Якушкинского месторождения.

Газовый сепаратор горизонтальный аппарат с эллиптическими днищами объемом 50 м3 , снабжен предохранительным клапаном.

Попутный газ из сепаратора КС-1 подается на технологические нужды котельной. Давление газа в сепараторе поддерживается в пределах 0,2-1,0 кгс/см2. Регулирование давления и уровня в КС-1 производится вручную задвижками.

Отделившийся в газосепараторе газоконденсат сливается в нефтеловушку.

При невостребованности газа в котельной он может направляться через узел учета газа (УУФГ) на факел через регулировочный клапан.

Технологическая схема УПН «Заглядинская»

Рис 1.6

29

КС-1 в летнее время используется как пожарный водоем объемом 50 м3 для противопожарных целях.

Частично разгазированная пластовая жидкость из сепараторов С-1, С-2 подается на 2 ступень сепарации в сепаратор С-3 или С-4. Для замера расходов сырьевых потоков на трубопроводах входа в сепаратор С-3, С-4 установлены расходомеры.

Регулирование давления и уровня жидкости в сепараторах С-1, С-2 производится регулирующим клапаном,

установленным на выходе газа из аппарата или запорной арматурой вручную.

В С-3 (С-4) поступает и частично разгазированная пластовая жидкость с УПСВ Графскоого месторождения.

Сепаратор С-3 (С-4) горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами объемом 50 м3, снабжен предохранительным клапаном. Регулирование давления и уровня в С-3 (С-4) осуществляется вручную задвижками.

В сепараторе С-3 (С-4) при давлении 0,3-1,0 кгс/см2 и естественной температуре происходит отделение попутного газа. Выделившийся газ направляется через узел учета газа (УУФГ) на факел.

Разгазированная обводненная нефть из С-3 (С-4) поступает в сырьевой резервуар РВС-4 (при ремонте РВС-4

обводненная нефть поступает в резервуар РВС-5, который имеет обвязку как технологического, так и сырьевого РВС).

Также в РВС-4 (РВС-5) подается частично обезвоженная и разгазированная жидкость с УПС. Технологической обвязкой предусмотрена и параллельная работа сырьевых РВС-4 и РВС-5 (в РВС-4 поступает жидкость с С-3 (С-4) в РВС-5

жидкость с УПСВ). Жидкость с УПСВ также непосредственно может подаваться на сырьевые насосы Н-10, Н-11.

Резервуар сырой нефти РВС-4 вертикальный цилиндрический аппарат с плоским днищем и купольной кровлей,

объемом 3000 м3.

30

В сырьевых резервуарах при естественной температуре под действием деэмульгатора и разности удельных весов нефти и воды происходит холодный отстой нефти. Для лучшего отстоя в резервуаре поддерживается уровень раздела фаз «нефть-вода» в пределах 1,8-3,1 м.

Пластовая вода, отстоявшаяся в нижней части резервуара РВС-4 (РВС-5) направля-ется в резервуар пластовой воды РВС-6 или непосредственно на водяные насосы Н-1, Н-2, Н-3 водонасосоной. Также в РВС-6 поступает вода с водяных скважин.

Резервуар пластовой воды РВС-6 вертикальный цилиндрический аппарат с плоским днищем и сферической кровлей, объемом 5000 м3, на летний период может использоваться, как пожарный водоем объемом 5000 м3 для противопожарных целях.

Уровень раздела фаз «нефть-вода» в резервуаре сырой нефти РВС-4 (РВС-5) поддерживается с помощью регулирующего клапана, установленного на выходе пластовой воды из резервуара.

Нефть, из верхней части резервуара РВС-4 (РВС-5) с уровня 6 м подается сырьевыми насосами H-10 марки ЦНС

180х127, Н-11 марки ЦНС 180× 85 в трубное пространство теплообменников ТО-1, ТО-2, ТО-3, ТО-4, ТО-5. Давление на выкиде насосов поддерживается в пределах 7,0-12,0 кг/см2. Расход контролируется с помощью расходомера установленного на выкидной линии этих насосов [5].

В теплообменниках ТО-1, ТО-2, ТО-3, ТО-4, ТО-5 происходит подогрев нефти до t = 40-70 С за счет подачи горячей воды из котельной в межтрубное пространство теплообменников.

Температурный режим в теплообменниках контролируется с помощью термометров с выводом показаний в операторную на потоках: входа и выхода горячей воды; входа и выхода водонефтяной эмульсии.

31

Из теплообменников подогретая нефть поступает на 1 ступень отстоя в отстойники О-1, О-2.

Нефть из резервуаров РВС-4 (РВС-5) может подаваться насосами Н-10, Н-11 непосредственно в отстойники О-1, О- 2 1-ой ступени отстоя, минуя теплообменники ТО-(1-5). Отстойник О-1, (О-2) горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами объемом 200 м3, снабжен предохранительным клапаном.

Давление на 1 ступени отстоя поддерживается в пределах 2,5-4,0 кгс/см2.

В отстойниках О-1, О-2 за счет уменьшения скорости потока, под действием деэмульгатора, температуры и разности удельных весов нефти и воды происходит расслоение жидкости. Межфазный уровень «нефть-вода» в отстойниках контролируется уровнемером и регулируется клапаном.

Вода, как более тяжелая жидкость, собирается в нижней части отстойника и поступает в резервуары сырой нефти РВС-4 (РВС-5). Сброс пластовой воды регулируется запорной арматурой вручную, либо через клапан.

Нефть, с содержанием воды до 5 % с верхней части отстойников О-1, О-2 собирается в общий коллектор и подается в емкость горячей сепарации ГС-1. Расход на выходе отстойников 3-й ступени контролируется с помощью расходомера. На входе в емкости ГС-1 горячей сепарации осуществляется подача нейтрализатора сероводорода от БПР-1 через запорную арматуру №№ 602, 604, 121а, либо через запорную арматуру №№ 603, 605 (606), 120б. Заправка БПР-2

происходит из емкости для хранения нейтрализатора сероводорода Е-1, через запорную арматуру № 1001,1002, 1002а, 608, 609, 610, 611. Запрвка емкости Е-1 контролируется прибором LIA-11.

Горячая нефть из теплообменников может подаваться на 2-ю ступень отстоя, минуя отстойники О-1, О-2.

Отстойник О-3, (О-4) горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами, объемом 100 м3,

снабжен предохранительным клапаном.

32

Давление на 2-й ступени отстоя поддерживается в пределах 2,0-4,0 кгс/см2.

В отстойниках О-3, О-4 происходит дополнительное расслоение жидкости и сброс воды.

Вода с нижней части отстойников через регулирующий клапан смешивается с потоком дренажной воды,

сбрасываемой с отстойников 1-ой ступени О-1, О-2 и поступает в РВС-4 (РВС-5). Нефть с верхней части с содержанием воды до 1% поступает в отстойники О-6, (7, 8, 9) 3-й ступени отстоя.

Обвязкой предусмотрен сброс пластовой воды с отстойников 1-й и 2-й ступени непосредственно в водяной РВС-6.

Отстойник О-6, (7, 8, 9) горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами, объемом 80 м3,

снабжен предохранительным клапаном.

Давление на 3-й ступени отстоя поддерживается 2,0-4,0 кгс/см2.

Вода с нижней части отстойников О-6, (7, 8, 9) возвращается в РВС-4 (РВС-5).

Нефть с верхней части отстойников с содержанием воды до 0,5 % собирается в общий коллектор и подается в емкость горячей сепарации ГС-1. Расход на выходе отстойников 3-й ступени контролируется с помощью расходомера.

Емкость горячей сепарации ГС горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами объемом 32 м3.

Емкость снабжена предохранительным клапаном.

В емкости горячей сепарации ГС при давлении до 1,0 кгс/см2 и температуре до 40 С происходит окончательная сепарация нефти.

Выделившийся газ через узел учета газа (УУФГ) направляется на факел, а нефть поступает в технологические резервуары товарной нефти РВС-1, РВС-2, РВС-3, РВС-5.

33

Приборы учета газа установлены на задвижках №№ 30ас, 30б. Задвижки №№ 30ас и 30б врезаны сверху в газопровод между горячей сепарацией (ГС) и факельной свечой (ФС).

На входе в емкости ГС-1 горячей сепарации осуществляется подача нейтрализатора сероводорода от БПР-1 через запорную арматуру №№ 602, 604, 121а, либо через запорную арматуру №№ 603, 605(606), 120б. Заправка БПР-1

происходит из емкости для хранения нейтрализатора сероводорода Е-1, через запорную арматуру № 1001, 1002, 1002а. Заправка емкости Е-1 происходит через запорную арматуру № 1000. Уровень в Е-1 контролируется прибором LIA-11.

Отстойники О-1 и О-2 1-ой ступени могут работать последовательно, создавая дополнительную ступень отстоя при полном или частичном выводе 2-ой или 3-й ступеней отстойников.

На линии сброса газа с С-1 (2-4), ГС-1, КС-1 установлены подземные дренажные емкости ДЕ-3, ДЕ-4 (по 16 м3) для сбора конденсата. Также в эти подземные емкости предусмотрен сброс с ППК сепарационной и отстойной аппаратуры.

Резервуар товарной нефти РВС-1, РВС-2, РВС-3, РВС-5 вертикальный цилиндрический аппарат конической кровлей, объемом 3000 м3.

Нефть из резервуаров РВС-1, РВС-2, РВС-3, РВС-5 насосами Н-8 марки ЦНС 38х132, Н-8 марки ЦНС 180×132 откачивается под давлением 5,0-15,0 кгс/см2 и Н-9 марки ЦНС 180-255 откачивается под давлением17,0-30,0 кгс/см2 на установку перекачки нефти (УПН) Товарный парк.

Учет перекачиваемой нефти производится с помощью расходомера.

Нефть из РВС-1, РВС-2, РВС-3, РВС-5 через запорный клапан может направляться на пункт налива нефти для заправки автоцистерн сторонним организациям и на производственно-технологические нужды.

34

Пункт налива нефти включает в себя ровную горизонтальную площадку с твердым покрытием, наливной стояк с запорным устройством и трубопровод d=114х8 с задвижками №№ 32,110,111,112,113 и пневмоклапаном.

Для заправки автоцистерн товарная нефть по трубопроводу поступает с РВС-1, РВС-2, РВС-3, РВС-5, открыв задвижки №№ 23, 26б, 30б, 162 (соответственно) и через задвижки №№ 32, 110, 111, 112, 113.

Так же товарная нефть с РВС-1, РВС-2, РВС-3, РВС-5 на УПН «Заглядинская» ПАО «Оренбургнефть» по трубопроводу под давлением до 7 кгс/см2 поставляется на котельную №2.

Для снабжения приборов КИП и А воздухом предусмотрена воздушная компрессорная, включающая два компрессора (рабочий и резервный), осушку (два адсорбера) и сепарацию от масла сжатого воздуха, ресивер (2 м3).

Воздух, через воздухозаборное устройство, поступает на вход компрессоров, откуда под давлением направляется в маслоотделитель и далее через холодильник в адсорбер, для осушки от влаги. В качестве поглотителя влаги в адсорбере может использоваться силикагель. В качестве охлаждения компрессоров и потока сжатого воздуха используется пресная вода. В холодное время года предусмотрен нагрев сжатого воздуха. Давление в ресивере поддерживается в пределах до 4 кгс/см2 автоматическим включением и выключением компрессоров.

Отстоявшаяся в резервуарах РВС-1, РВС-2, РВС-3, РВС-5 вода и некондиционная нефть периодически откачивается сырьевым насосом Н-12 на повторную переработку или сбрасывается через дренажный коллектор в отстойный амбар.

Пластовая вода, из водяного резервуара РВС-6 или напрямую из сырьевого РВС-4 (РВС-5) насосами Н-1, Н-2, Н-3

марки ЦНС 180×212 под давлением 20,0-27,0 кгс/см2 подается на участок ППД Заглядинскогоместорождений.

Схемой предусмотрен дренаж из водонасосной по системе промканализации в дренажную подземную емкость ДЕ-2

объемом 200 м3. Жидкость из емкости ДЕ-2 погружным насосом откачивается в амбар или в РВС -6.

35

В настоящее время дренаж аппаратов осуществляется в нефтяной амбар. Вода из амбара может откачиваться насосами Н-1, Н-2, Н-3 водонасосной на участок ППД.

Выводы по УПН Заглядинская

1.На УПН круглогодично выпускается нефть 1 группы качества ГОСТ Р 51858-2002.

2.Отделенная вода закачивается в систему ППД Заглядинского месторождения.

3.Выделившийся газ используется на собственные нужды в котельной, уровень утилизации 95%.

1.6. Анализ системы ППД

Внастоящее время на Самодуровском месторождении система поддержания пластового давления отсутствует.

Всоответствии с рекомендуемым вариантом разработки месторождения, принятым настоящим технологическим проектным документом в перспективный период закачка воды с целью поддержания пластового давления на Самодуровском месторождении не планируется.

Пластовая вода отделенная на УПСВ Тархановская используется Тархановском месторождении.

Фактические и требуемые показатели качества закачиваемых вод представлены в таблице 1.8 и 1.9

Таблица 1.8

36

Проницаемость минимальная проницаемость пластов в которые производится закачка воды на данном месторождении составляет 0,8 мкм2, следовательно мы укладываемся в рамки требований.

Глава 2. Техническая часть

2.1 Гидравлический расчет сложного однофазного трубопровода

Так как на Самодуровском месторождении однофазные трубопроводы отсутствуют, рассмотрим однофазный трубопровод Тархановского месторождения от БКНС Тархановская до скв № 183, по которому закачивается отделенная вода Островского месторожденеия. Найти потери и сравнить с фактическими, если перепад давления от БКНС Тархановская до скв №24 составляет 2 КПа [6].