Киселевского месторождения

Консорциум н е д р а

21

Готовой продукцией УПСВ «Ивановская» является разгазированная и обезвоженная нефть и попутный газ.

Характеристика применяемых реагентов

Деэмульгаторы – поверхностно-активные вещества, обладающие более высокой, чем эмульгаторы данной эмульсии, поверхностной активностью, но меньшей стабилизирующей способностью.

Деэмульгаторы используются в процессе подготовки нефти для разделения нефтяной эмульсии на воду и нефть.

При введении такового в эмульсионную нефть он вследствие своей растворимости в обеих фазах эмульсии свободно проникает во внутреннюю фазу, разрушает пленки эмульгаторов, снижает поверхностное натяжение на границе «вода -

нефть», что способствует разложению эмульсии.

Для разрушения водонефтяных эмульсий, а так же для улучшения транспортных свойств в качестве вспомогательных материалов используется деэмульгаторы: Реапок-4В, Сепарол ВФ-41, Decleave марки V-1446.

Физико-химические свойства применяемых деэмульгаторов приведены в табл. 5.2.

Таблица 5.2

Консорциум н е д р а

22

Физико-химические свойства применяемых деэмульгаторов

Консорциум н е д р а

23

Таблица 5.2

Физико-химические свойства применяемых деэмульгаторов

Консорциум н е д р а

24

Описание технологического процесса на Ивановской УПСВ

Водонефтяная пластовая жидкость (эмульсия), продукция скважин Ивановского, Ольховского и Киселёвского месторождений, поступает на приём установки через задвижки №1, 2, 3, 5, 6 в трёхфазный сепаратор ТФС.

На территории УПСВ расположена одна из замерных установок системы сбора типа «Спутник» (АГЗУ №2). Водонефтяная эмульсия поступающая на УПСВ содержит попутный нефтяной газ, пластовую воду и нефть с

большим содержанием серы, смол силикагелевых, асфальтенов, парафинов, которые в свою очередь сильно влияют на вязкость и деэмульсацию жидкости.

Консорциум н е д р а

25

Для увеличения скорости расслоения эмульсии и снижения вязкости перекачиваемой жидкости, на входе, через задвижку №64 подаётся реагент-деэмульгатор (см. табл. 5.2), с помощью насосно-дозирующей установки БР-2,5.

Вход в ТФС выполнен в виде трубного деэпульсатора (наклонный трубопровод увеличенного диаметра с отводом газа), который служит для отделения свободного газа с поступающего потока, тем самым, обеспечивая более равномерное поступление жидкости в аппарат. Газ с деэпульсатора отдельным трубопроводом, через задвижку №8 поступает в верхний патрубок ТФС.

Трёхфазный сепаратор ТФС представляет собой горизонтальную цилиндрическую ёмкость, объёмом 200 м3, с эллиптическими днищами.

Для защиты от превышения давления на трехфазном сепараторе установлен предохранительный клапан, сброс газа через который производится на факел.

В трёхфазном сепараторе ТФС происходит разделение входящего потока на три фазы: газ, нефть, вода.

Уровень раздела фаз нефть-вода (межфазный уровень) контролируется с помощью уровнемера LIA-2 и поддерживается в пределах 0,4 – 1,5 м от нулевого уровня (днище аппарата). Регулирование межфазного уровня производится автоматически электроклапаном К-1 (ZY-1), через блок автоматики находящейся на пульте управления в операторной.

Общий уровень в ТФС контролируется с помощью уровнемера LIA-1 и поддерживается в пределах 1,5 – 2,6 м от днища аппарата.

Показания обоих уровнемеров, с помощью вторичных преобразователей, выведены в операторную.

Консорциум н е д р а

26

Предусмотрена сигнализация максимальных и минимальных уровней жидкости в ТФС, входящих в состав вторичных преобразователей уровнемеров.

Выделяемый из ТФС попутный нефтяной газ через задвижку №11 по газовому коллектору поступает на факел и сжигается.

Давление в ТФС поддерживается до 0,3 МПа (до 3,0 кгс/см2) и регулируется вручную при помощи задвижки №11. Контроль давления в аппарате осуществляется по техническому манометру РЕ-2.

Выделившаяся в ТФС пластовая вода, через задвижки №31, 39, К-1 (электроклапан), 41, 42, 44, 45 поступает в водяной газовый сепаратор С-2 объемом 50 м3.

ТФС может работать как остойник.

Расход пластовой воды контролируется с помощью расходомера FIQ-3, показания которого выведены в операторную.

Водяной газовый сепаратор С-2 предназначен для дегазации пластовой воды, которая затем используется для заводнения пластов. Так же С-2 служит буферной ёмкостью водяных поршневых насосов Н-3 и 4 (НБ-125).

Водяной газовый сепаратор С-2 представляет собой горизонтальную цилиндрическую ёмкость, объёмом 50 м3, с эллиптическими днищами.

Газ с С-2 через задвижку №47 через узел учета факельного газа подается на факел для сжигания.

Контроль давления в аппарате осуществляется по техническому манометру РЕ-4. Давление поддерживается в пределах до 0,3 МПа (до 3,0 кгс/см2) регулировкой вручную при помощи задвижки №47.

Консорциум н е д р а

27

Уровень поступающей пластовой воды в сепараторе С-2 контролируется уровнемером LIA-4 и поддерживается в пределах 0,4-2,0 м от днища аппарата.

Показания уровнемера с помощью вторичных преобразователей выведены в операторную.

Предусмотрена сигнализация максимальных и минимальных уровней жидкости в С-2, входящих в состав вторичного преобразователя уровнемера.

Пластовая вода из сепаратора С-2, через задвижки №46, 60, 19, 21 поступает на прием насосов Н-3, 4 (НБ-125),

расположенных в насосной совместно с насосами откачки нефти, и далее через задвижки № 20, 22, 62, 63, 49 подается к нагнетательным скважинам №1, 47 для заводнения пластов.

Давление на выкиде насосов Н-3, 4 поддерживается в пределах до 12,0 МПа (до 120,0 кгс/см2), контролируется с помощью датчика давления PI-2, показания которого выведены в операторную и электроконтактного манометра PISA-2,

с автоматическим отключением насосных агрегатов при привышении давления выше разрешённого или резким падением.

Так же для защиты от превышения давления в системе заводнения на выкидной линии насоса установлен предохранительный клапан со сбросом на прием насоса.

Частично обезвоженная и разгазированная нефть с ТФС, через задвижки №35, 36 поступает в нефтяной газовый сепаратор С-1, где происходит дополнительная сепарация нефти при давлении до 0,3 МПа (до 3,0 кгс/см2).

Выделяемый из С-1 попутный нефтяной газ, через задвижки №67, К-2 (электроклапан), 68,37 по газовому коллектору поступает на факел.

Контроль давления осуществляется по техническому манометру PE-3, а регулируется электроклапаном К-2.

Консорциум н е д р а

28

Нефтяной газовый сепаратор С-1 представляет собой горизонтальную цилиндрическую ёмкость, объёмом 200 м3, с эллиптическими днищами.

Для защиты от превышения давления на трехфазном сепараторе установлен предохранительный клапан, сброс газа через который производится на факел.

Уровень в сепараторе С-1 контролируется уровнемером LIA-3 и поддерживается в пределах 0,8-2,5 м от днища аппарата.

Показания уровнемера с помощью вторичных преобразователей выведены в операторную.

Предусмотрена сигнализация максимальных и минимальных уровней жидкости в С-1, входящих в состав вторичного преобразователя уровнемера.

Предварительно обезвоженная и разгазированная нефть, через задвижки №13, 15, 17 поступает на прием насосов Н-1 и 2 откачки нефти и далее через задвижки №16, 18, 26, 56, 27, 57, 28, 33 транспортируется на УПСВ 1-го сборного пункта Радаевского месторождения.

В качестве насосов перекачки нефти используются центробежные насосы Н-1, 2 (ЦНС 60х330).

Расход нефти контролируется одним из двух расходомеров FIQ-1 и FIQ-2, которые имеют разные диаметры. Выбор того или иного расходомера зависит от производительности насосов Н-1, 2, расход которых находится в пределах измерения расходомера.

Давление на выкиде насосов Н-1, 2 поддерживается в пределах до 4,5 МПа (до 45,0 кгс/см2), контролируется по техническому манометру PЕ-5, PЕ-6. Регулировка производительности и давления производится выкидными задвижками насосных агрегатов.

Консорциум н е д р а

29

Давление в трубопроводе за узлом учёта нефти поддерживается в пределах до 4,5 МПа (до 45,0 кгс/см2),

контролируется датчиком давления PI-1 показания которого выведены в операторную и электроконтактным манометром

PISA-1, с автоматическим отключением насосных агрегатов при привышении давления выше разрешённого или резким падением.

Техническая схема предусматривает возможность вывода из режима любого аппарата без остановки фонда скважин.

При остановке ТФС (вывод в ремонт, аварийная ситуация) продукция скважин через задвижки №3, 5, 7, 36 поступает в С-1. Пластовая вода через задвижки №38, 59 и узел учета (задвижки №42, 44) поступает в С-2.

При остановке С-1 частично обводненная нефть через задвижки №35, 65 поступает на прием насосов ЦНС 60x330. Для сбора утечек жидкости с насосов перекачки нефти и дренажных стоков на установке предусмотрены

канализационные колодцы (КК -1-5).

При высокой вязкости транспортируемой нефти на УПСВ 1-го сборного пункта Радаевского месторождения, давление в нефтепроводе может подниматься до 4,5 МПа (45 кгс/см2), при котором насосные агрегаты Н-1, 2 (ЦНС 60х330) не обеспечивают прокачку всего поступащего объёма нефти на УПСВ (обычно в зимний период), возможна схема откачки поршневым насосом Н-4 (НБ-125), при этом насос Н-3 остаётся работать на заводнение пластов.

При организации такой технологической цепочки пластовая вода на насос Н-3 поступает с С-2 через задвижки №46, 61 (задвижка №60 закрыта), а нефть на насос Н-4 через задвижки №13, 14, 21 и далее через задвижки на выкидной линии №22, 24, 30, 33 транспортируется на УПСВ 1-го сборного пункта Радаевского месторождения. Расход и давление регулируется задвижкой №52.

Консорциум н е д р а