Севастьяновское месторождение

18

для ПРС и КРС. Уловленная нефть, с очистных сооружений БВ и АОСВ, может подаваться на вход УПСВ с помощью эжектора. Нефть эжектируется водой высокого давления с КНС.

Выводы и рекомендации

Существующая технологическая схема УПСВ Савельевская Севастьяновского месторождения не требует расширения или других изменений.

6. Предварительная подготовка нефти на УПН Севастьяновская

Сырьем для Севастьяновской УПН являются обводненные газонасыщенные нефти Севастьяновской группы месторождений (Севастьяновского (Савельевский купол), Курманаевского, Долговского), а также нефть,

транспортируемая с Гаршинского нефтяного месторождения.

Севастьяновская установка подготовки нефти (УПН) предназначена для получения:

−обезвоженной, обессоленной и стабильной нефти I группы качества по ГОСТ Р 51858-2002 с содержанием воды – до 0,5 %, солей – до 100 мг/л и упругостью насыщенных паров – до 500 мм рт. ст.;

−газа I ступени сепарации с давлением до 0,6 МПа и последующего транспорта его на Нефтегорский ГПЗ;

− газа II ступени сепарации и газа термической ступени сепарации с давлением до 0,02 МПа, направляемого

на Севастьяновскую газокомпрессорную станцию (ГКС);

−очищенной и дегазированной пластовой сточной воды, используемой в системе заводнения Севастьяновского месторождения.

Консорциум н е д р а

19

Установка построена в соответствии с проектом института «Гипровостокнефть» «Обустройство Севастьяновского нефтяного месторождения Оренбургской области» и введена в эксплуатацию в 1972 году. Проектная

производительность установки по товарной нефти составляла 3 млн т/год.

По состоянию на первую половину 2009 года до расширения производительность установки составляла:

Производительность технологической линии по подготовке Гаршинской нефти составляет 230 тыс. т/год.

Разработчиком и проектировщиком данной технологической линии является ПСБ НГДУ «Бузулукнефть». Проект согласован с институтом «Гипровостокнефть». Линия введена в эксплуатацию в 1997 году.

Техническое перевооружение Севастьяновской УПН», шифр 0008-01-01. До этого, были выполнены проекты ООО

«ОренбургНИПИнефть» шифр 0026, ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» шифр 202.03/5 по расширению УПН.

При расширении было введено дополнительное технологическое оборудование и демонтировано изношенное оборудование.

После расширения производительность УПН:

−по жидкости – 12 991 тыс. м3/год,

−по нефти – 6044,4 тыс. м3/год,

−по воде – 6947 тыс. м3/год,

Консорциум н е д р а

20

− по газу – 85,6 млн. м3/год.

Производительность технологической линии для подготовки нефти с Севастьяновского месторождения составляет по жидкости 8634 тыс. м3/год;

Производительность технологической линии для подготовки нефти с УПСВ Курманаевка, Савельевка, Гаршино,

Долговка составляет по жидкости 7472 тыс. м3/год (497,4 м3/ч);

В состав Севастьяновской УПН входят две технологические линии, первая из которых подготавливает нефть с Севастьяновского месторождения, далее первый поток учитывается и смешивается с потоком второй линии, а вторая для окончательной подготовки нефти с УПСВ Курманаевка, Савельевка, Гаршино, Долговка.

Первая технологическая линия включает блок I ступени сепарации, блок предварительного обезвоживания, блок II

ступени сепарации, нефтенасосную внутренней перекачки, узел учета нефти Севастьяновского месторождения (по сути это УПСВ в составе УПН).

Вторая технологическая линия включает блок I ступени сепарации, сырьевые насосы, блок нагрева, блок термообезвоживания и обессоливания, блок электродегидраторов, концевую сепарационную установку резервуарный парк, нефтенасосную внешней перекачки, блок водоподготовки, резервуар подтоварной воды, БКНС.

Процесс подготовки нефти на Севастьяновской УПН включает следующие технологические операции:

− сепарацию и предварительное обезвоживание нефти Севастьяновского месторождения;

Консорциум н е д р а

21

−смешение предварительно обезвоженной нефти Севастьяновской УПСВ с нефтями Курманаевской УПСВ,

Долговской УПСВ и Савельевской УПСВ, прошедшими предварительное обезвоживание непосредственно на месторождениях;

−нагрев смеси нефтей с термическим разрешением эмульсии;

−глубокое обезвоживание нефти методом электро-химического разрешения эмульсии;

−обессоливание нефти;

−термическую сепарацию нефти.

На «Севастьяновскую» УПН продукция поступает на входную гребенку отдельными трубопроводами: нефтегазовая смесь с Севастьяновского месторождения, а так же частично подготовленная нефть с УПСВ Курманаевка, Савельевка,

Долговка, Гаршино.

Поток нефтегазовой смеси температурой +20°С и обводненностью 82 % Севастьяновского месторождения давлением 0,5 МПа, предварительно обработанный деэмульгатором от блока реагентов УДХ-2 по трубопроводу

Dy 500 мм поступает на площадку сепарации и предварительного сброса пластовой воды. Пройдя через существующие нефтегазовые сепараторы НГС-1,2,3 в которых при давлении 0,5 МПа осуществляется I-я ступень сепарации: отделение от нефти газа, поток нефти поступает в отстойники О-1/1,2,3. В отстойниках при давлении 0,5 МПа происходит отделение пластовой воды от нефти. С отстойников О-1/1,2,3, нефть поступает в буферные ёмкости С-2/1,2 на вторую ступень сепарации. Нефть с буферных емкостей С-2/1,2 по трубопроводу Ду300 насосами внутрипарковой перекачки Н-

Консорциум н е д р а

22

1/1,2 (ЦНС 300 180, один – рабочий, один – резервный), подается на оперативный узел учета нефти Севастьяновского потока. После узла учета нефть поступает на печи ПТБ-10А.

С входной гребенки по трубопроводу Ду250 частично подготовленная нефть общего потока (с УПСВ Курманаевка,

Савельевка, Долговка, Гаршино) давлением 0,7 МПа, предварительно обработанная деэмульгатором от блока реагентов УДХ-1, подается в буферную ёмкость БЕ-1, где происходит дальнейшее отделение газа от нефти. С БЕ-1

разгазированная нефть насосами Н-1/3,4,5 внутрипарковой перекачки нефти ЦНС 300 120 (два – рабочих, один – резервный) подается на печи ПТБ-10А, где смешивается с нефтью Севастьяновского потока.

В печах нефть нагревается до температуры +50 °С. После нагрева нефть поступает на ступень глубокого обезвоживания – в аппараты БУОН-1,2,3,4 объемом по 100 мЗ, в которых за счет улучшенных гидравлических характеристик производится дополнительное отделение пластовой воды. С аппаратов БУОН-1,2,3,4 нефть с давлением

0,4-0,6 МПа поступает в электродегидраторы ЭД-1,2,3,4 работающие параллельно через внутренний коллектор распределения нефти.

На трубопроводе нефти между электродегидраторами расположен смеситель, в который для обессоливания нефти подается пресная техническая вода от насосов Н-3/1,2 (ЦНС-38/88) с давлением 6–10 кгс/см2. Количество подаваемой воды (5–10 %, ~60 мЗ/ч) регулируется клапаном на трубопроводе воды и регистрируется на щите управления.

Обезвоженная и обессоленная нефть после электродегидраторов поступает в два концевых сепаратора С-3/1,2.

Сепараторы С-3/1,2 – горизонтальные, цилиндрические аппараты объемом 100 м3 каждый, снабжены двумя предохранительными клапанами, установленными через пару сблокированных штурвалами задвижек. На трубопроводе

Консорциум н е д р а

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум н е д р а

23

нефти установлены клапана регуляторы уровня с сигнализацией минимума и максимума. Давление в аппаратах 0,05-0,2

кгс/см2. Из сепараторов С-3/1,2 нефть поступает в резервуары товарной нефти РВС-3,6,7,8.

Товарная нефть из резервуаров поступает на прием насосов внешнего транспорта Н-2/1,2 (ЦНС 300 300) и Н-2/3

(ЦНС 300 120) с расходом 300 м3/ч и давлением нагнетания до 1,5 МПа откачивается через коммерческий узел учета нефти по нефтепроводу Ду250 на Кулешовку.

В случае несоответствия качества нефти товарным требованиям ГОСТ, неразрушенная нефтяная эмульсия направляется в технологический резервуар Р-5 и далее на рецикл в голову процесса для повторной подготовки.

Газ Севастьяновского потока (I ступени сепарации) с площадки сепарации и предварительного сброса пластовой воды, пройдя через газосепаратор ГС-1, под собственным давлением 0,70–0,35 МПа направляется в газопровод

«Севастьяновка-Кулешовка» и далее на Нефтегорский ГПЗ. Часть газа I ступени сепарации, в количестве 47,03 м3/ч,

отбирается на продувку факельного коллектора и для розжига факелов Ф-1,2. Газ общего потока с буферной ёмкости БЕ-1 (II-я ступень сепарации) направляется в существующий газосепаратор С-5 и далее на ГКС.

Газ низкого давления с площадок буферных емкостей, подготовки пластовой воды, глубокого обезвоживания и обессоливания нефти, концевой ступени сепарации направляется в существующий газосепаратор С-5 и далее на ГКС Севастьяновская и далее в газопровод на Нефтегорский ГПЗ. При невозможности приема газа на ГКС предусмотрена перемычка для подачи газа на факел низкого давления Ф-2. На ГКС установлены три компрессора марки 7ВКГ-50/7.

Консорциум н е д р а

24

Газ третьей ступени сепарации также направляется на ГКС Севастьяновская. Испарения газовой фазы из резервуаров товарного парка собираются установкой улавливания легких фракций, дожимаются вакуумным компрессором и подаются на ГКС Севастьяновская.

В обвязке резервуарного парка предусмотрено устройство газоуравнительной линии с установкой улавливания легких фракций углеводородов (УУЛФ).

УУЛФ предназначена для отбора, компримирования паров углеводородов, выделившихся в газовое пространство резервуаров при проведении технологических операций, связанных с подготовкой, хранением и перекачкой нефти на УПН.

Газ по трубопроводу газоуравнительной линии поступает в вертикальный емкостной аппарат БЕ. При достижении давления в газовом пространстве аппарата 70–100 мм водяного столба включается компрессор УУЛФ, который откачивает лёгкие фракции по выкидному трубопроводу на ГКС. Если давление в системе продолжает возрастать – компрессор переходит на откачку при повышенных оборотах, увеличивая производительность. Если давление в системе снижается – компрессор переходит на откачку на пониженных оборотах, снижая производительность.

При снижении давления на приёме до минимальной запрограммированной величины, обеспечивающей во всех резервуарах, подключённых к системе УУЛФ избыточное давление 5–10 мм вод.ст., компрессор останавливается.

Отделяемая подтоварная вода проходит дегазацию в буфер-дегазаторах БД и очистку от нефтяной пленки в аппаратах глубокой очистки воды АГОВ. Она учитывается на узле учета воды, собирается в резервуаре РВС-1000,

выполняющем роль буферной емкости и подается на прием насосов БКНС.

Консорциум н е д р а

25

Таблица 6.1

Физико-химические свойства вспомогательных материалов

Консорциум н е д р а

26

Выводы и рекомендации

С учетом динамики добычи жидкости, потребуется увеличить пропускную способность УПН по жидкости.

В связи увеличением добычи обводненной жидкости рекомендуется установить один дополнительный аппарат О-4

для предварительного сброса воды типа БУОН-П или ОН-100, чтобы отделять воду, отслоившуюся при транспорте по промысловому нефтесбору от ЗУ до УПН, и снизить нагрузку на печи.

Рекомендуется установить дополнительный отстойник БУОН-3 после печей, поскольку основное количество воды будет отделяться только после нагрева.

Для очистки подтоварной воды до требований ОСТа рекомендуется дополнить очистные сооружения одним напорным отстойником АГОВ-4 с параллельным подключением.

Консорциум н е д р а