Рыбкинского месторождения

27

Объемный расход нефтяной эмульсии, транспортируемой на УКПНГ «Загорская», замеряется счетчиком турбинным «НОРД-М-100», состоящим из турбинного преобразователя расхода (ТПР), магнитоиндукционного датчика НОРД-И2У-02 и электронного блока НОРД-Э3М, установленного в операторной ДНС. Показания измеряемого параметра (расхода) отображаются на панели электронного блока НОРД-ЭЗМ.

Контроль давления на выходе с ДНС «Рыбкинская» осуществляется по месту с помощью технического манометра МП4-УУ2-60МПа.

Пластовая вода с емкостей Е-7, Е-8, Е-9 по трубопроводу Дн=114 мм поступает через фильтр тонкой очистки на прием шурфовых насосов ВШ-1, типа ЭЦН 5А 250х1000 или ВШ-2 типа ЭЦН 5А 500х1000 и далее, через узел учета

«Метран», при давлении 8,0…10,0 МПа закачивается в систему поддержания пластового давления.

Газ из емкостей Е-1, Е-2, Е-3, Е-4, Е-5, Е-6, Е-7, Е-8, Е-9 через огневой преградитель сбрасывается на свечу рассеивания.

Сбор дренажей при опорожнении сепаратора С-1, НГСВ и технологических емкостей Е-1, Е-2, Е-3, Е-4, Е-5, Е-6, Е-

7, Е-8, Е-9 при проведении ремонтных работ осуществляется через открытые задвижки, утечки с насосов Н-1, Н-2

собираются в емкости ЕД-2.

При заполнении дренажных емкостей ЕД-1, ЕД-2, ЕД-3 до верхнего уровня производится откачка дренажа передвижным насосным агрегатом в бойлеры с последующим вывозом на УКПНГ «Загорская».

Система водоснабжения, канализации и пожаротушения

Консорциум « Н е д р а »

28

Источником производственного и питьевого водоснабжения является вода – привозная.

Наружное пожаротушение площадки ДНС предусматривается имеющимися первичными средствами пожаротушения пожарного щита, установленного на площадке ДНС, формированием ДПД цеха и силами пожарной части Новосергиевского района Оренбургской области.

Противопожарное оборудование, ручной оповещатель находится на пожарном щите на технологической площадке.

ДНС должна быть оборудована запасом воды для целей пожаротушения в объеме 200м3.

Выводы

Рекомендуется на месторождении произвести реконструкцию существующей ДНС и перевести ее в режим УПСВ.

Сущность технологии заключается в разделении потока газожидкостной смеси на жидкую и газовую фазы в подводящем трубопроводе с минимальным содержанием в газе капельной жидкости, дальнейшей сепарации жидкости в сепараторе и газа в газосепараторе (каплеуловителе). Жидкость из газосепаратора (каплеуловителя) направляется в конденсатосборник.

Обводненная газонасыщенная нефть со скважин месторождения поступает на замерные установки, где осуществляется замер дебита скважин. После ЗУ нефть поступает в УПО, выполняющее роль депульсатора, и далее в сепараторы первой ступени сепарации, где при давлении 0,4-0,8 МПа осуществляется первая ступень сепарации.

Нефтяной газ из УПО и сепараторов первой ступени подается в газосепаратор, где происходит очистка его от капельной жидкости. Осушенный попутный газ далее транспортируется по газопроводу на Загорскую компрессорную станцию.

Консорциум « Н е д р а »

29

После сепаратора первой ступени нефтяная эмульсия подается с отстойник предварительного сброса воды, где осуществляется обезвоживание нефти до 5-10 % остаточной обводненности. Далее частично обезвоженная нефть подается в сепаратор-буфер, где осуществляется вторая ступень сепарации.

После сепараторов – буферов нефтяная эмульсия насосами УПСВ через оперативный узел учета по напорному нефтепроводу подается на подготовку на УКПНГ Загорская.

Подтоварная вода из отстойника подается на очистку от капельной жидкости и мехпримесей в очистные аппараты и далее закачивается в систему ППД.

Для повышения использования и достижения 95 % уровня утилизации попутного нефтяного газа на Рыбкинском месторождении запланировано строительство газопровода ДНС «Рыбкинская» – УКПНГ «Загорская» (газопровод Д-

159мм, L-47 км).

Консорциум « Н е д р а »

30

3. Подготовка нефти до товарных кондиций на УКПНГ «Загорская»

Установка подготовки газа

Газонасыщенная нефть с давлением не выше 16 кгс/см2 и температурой 5-25оС «Загорского» и «Лебяжинского» месторождений поступает в сепараторы первой ступени – С-1/1, С-1/2 в которых происходит ее сепарация от газа [5].

Нефтяной попутный газ из сепаратора С-1/1. Далее потоки нефти объединяются и подаются на установку подготовки нефти.

Сепаратор С-1/1 оборудован двумя предохранительными клапанами (СППК) с переключающими устройствами

(система «интерлог»), для предотвращения разрушения оборудования. При срабатывании СППК аварийный сброс газа производится в коллектор факельной системы низкого давления.

Нефтяной попутный газ с первой ступени сепарации из сепараторов С-1/1, С-1/2 объединяется и общим потоком через задвижку 191 поступает в сепаратор ГС-4. В сепараторе ГС-4 предусмотрена подача нефтяного попутного газа второй ступени сепарации из газового сепаратора ГС-6.

Газосепаратор ГС-4 сетчатый предназначен для очистки (улавливания) капельной жидкости из нефтяного попутного газа, тем самым обеспечивая защиту измерительных приборов расхода коммерческого узла учета сырого газа

(КУУСГ-1) от попадания капельной жидкости.

Нефть из сепаратора выводится объединяется с потоком нефти из сепараторов С-1/1, С-1/2 и подаётся на УПН.

Консорциум « Н е д р а »

31

В нижней части сепаратора ГС-4 предусмотрена ручная запорная арматура для обеспечения сброса жидкости в подземную дренажную емкость ЕД-4 (УКПНГ), газовая фаза из которой отводится в коллектор факельной системы низкого давления.

После отделения капельной жидкости в газосепараторе ГС-4 нефтяной попутный газ поступает на коммерческий замерный узел (КУУСГ № 1), где расходомерами «Метран -350» производится учет поступающего нефтяного попутного газа первой ступени сепарации. КУУСГ № 1 состоит из трёх измерительных линий. Две линии с расходомерами «Метран-350» одна в работе другая в резерве производят замер НПГ с «Загорско-Лебяженской» группы месторождений, третья линия предназначена для замера газа с ГКС «Вахитовская».

Нефтяной попутный газ по газопроводу «Вахитовская ГКС – УКПНГ Загорская» с давлением не выше 25 кгс/см2

поступает в сепаратор С-1.

В сепараторе С-1 происходит разделение потока на газообразную и жидкую фазу, которая образуется при транспортировке газа и при поршневании трубопровода.

Газовая фаза из сепаратора С-1 подаётся на коммерческий узел учёта сырого газа (КУУСГ) измерительная линия № 3, где прибором «Ирвис-РС 4» производится учёт газа Вахитовской ГКС.

Газовый конденсат из сепаратора С-1 подаётся в трубное пространство теплообменника Т-12.

Нагретый газовый конденсат в виде парожидкостной смеси подаётся в нефть Загорского и Лебяжинского месторождений на входе с сепаратор С-1/2 для дальнейшей переработки.

Консорциум « Н е д р а »

32

Вцелях непрерывного процесса приёма газа Вахитовкой ГКС схемой предусмотрено байпасирование потока жидкости помимо теплообменника Т-12. В этом случае поток газового конденсата помимо теплообменника подаётся на вход сепаратора С-1/2.

Ваварийных ситуациях схемой предусмотрено сброс жидкости из сепаратора С-1 со сжиганием на горизонтальной факельной установке. Для предотвращения гидратообразований схемой предусмотрен блок подачи реагентов с расходом 40 литров в час. В качестве реагента используется метанол.

На период пуска установки подготовки газа и вывода установки на нормальный технологический режим предусмотрена части нефтяного попутного газа сепарации I ступени на факел низкого давления №2. Это необходимо для приема всего нефтяного попутного газа II ступени и рециклового газа.

После коммерческого замерного узла, нефтяной попутный газ по трубопроводу Ду-300, Ру-16 кгс/см2 объединяется

срецикловым газом выветривания углеводородного конденсата из газового сепаратора СК-1, газом деэтанизации с рефлюксной емкости РФ-1, входящей в состав ГФУ и поступает на вход основной камеры газового эжектора в качестве «активного газа».

Нефтяной попутный газ в основной камере газового эжектора производит работу по эжектированию газа второй ступени сепарации нефти «пассивный поток» с нагнетания компрессора «ТАКАТ».

Нефтяной попутный газ из газового эжектора поступает в газовый сепаратор ГС-3. Газовый сепаратор ГС-3

предназначен для очистки нефтяного попутного газа от механических примесей и капельной жидкости углеводородного конденсата, перед подачей в центробежные компрессора К-1, К-2 (ЭКА-50/8-60). Объем газового сепаратора 50 м3.

Консорциум « Н е д р а »

33

Отделившийся в ГС-3 углеводородный конденсат, выводится из сепаратора и направляется по трубопроводу Ду -

100 мм Ру -16 кгс/см2 в общий поток нефти в теплообменник Т-3.

В нижней части сепаратора ГС-3 предусмотрена ручная запорная арматура для обеспечения сброса жидкости в подземную дренажную емкость ЕД-4 (УКПНГ), соединенную со сбросом газа в коллектор факельной системы низкого давления №2.

Нефтяной попутный газ из сепаратора ГС-3 поступает на всас компрессора:

1-е направление: через электрозадвижку ЗД-1 в фильтр Ф-01 для очистки от механических примесей. Тонкость очистки нефтяного попутного газа в фильтре Ф-01 составляет 15 мкм. Согласно условиям эксплуатации компрессоров К-1 и К-2 (ЭКА-50/8-60), содержание капельной жидкости на входе в компрессора не должно превышать 20 мг/м3,

массовая концентрация примесей твердых частиц размером не более 40 мкм должна составлять до 5 мг/м3.

В нижней части фильтра Ф-01 имеется запорная арматура, служащая для очистки корпуса фильтра от механических примесей и периодического дренажа жидкости, накопившихся в процессе эксплуатации, в подземную дренажную емкость ЕД-4 (УПГ) соедененную со сбросом газа в коллектор факельной системы низкого давления №2.

Нефтяной попутный газ из фильтра Ф-01 подается в центробежный компрессор К-1 (ЭКА-50/8-60). Расход нефтяного попутного газа в центробежный компрессор К-1 (ЭКА-50/8-60) замеряется расходомером «Метран -350».

При недостаточном объеме поступления нефтяного попутного газа на вход в центробежный компрессор К-1 (ЭКА- 50/8-60), схемой предусмотрена подача рециклового газа с нагнетания в линию всаса компрессора через задвижку КП-1.

Центробежный компрессор К-1 (ЭКА-50/8-60) является машиной, в которой сжатие газа (коэффициент сжатия 7,4) происходит под воздействием центробежных сил, развивающихся при вращении рабочих колес, а также вследствие

Консорциум « Н е д р а »

34

уменьшения скорости в каналах направляющего аппарата. Давление нефтяного попутного газа на выходе из компрессора составляет не более 62 кгс/см2 и температура газа не более 190 оС.

Нефтяной попутный газ после компрессора с давлением не более 62 кгс/см2 и температурой не более 190 оС по трубопроводу Ду -150 мм Ру -6,3 МПа поступает в воздушный холодильник АВО-1, где охлаждается до температуры не выше 45оС. В летнее время с целью снижения температуры, предусмотрена подача на АВО-1 воды через систему распыления в качестве орошения.

2-е направление: в фильтр Ф-02 для очистки от механических примесей. Тонкость очистки нефтяного попутного газа в фильтре Ф-02 составляет 15 мкм. Согласно условиям эксплуатации компрессора К-2 (ЭКА-60/8-60), содержание капельной жидкости на входе в компрессор не должно превышать 20 мг/м3, массовая концентрация примесей твердых частиц размером не более 40 мкм должна составлять до 5 мг/м3.

Нефтяной попутный газ из фильтра Ф-02 подается в центробежный компрессор К-2 (ЭКА-60/8-60). Расход нефтяного попутного газа в центробежный компрессор К-2 (ЭКА-60/8-60) замеряется расходомером «Метран -350».

При недостаточном объеме поступления нефтяного попутного газа на вход в центробежный компрессор К-2 (ЭКА- 60/8-60), схемой предусмотрена подача рециклового газа с нагнетания на линию всаса компрессора.

Центробежный компрессор К-2 (ЭКА-60/8-60) является машиной, в которой сжатие газа (коэффициент сжатия 7,4)

происходит под воздействием центробежных сил, развивающихся при вращении рабочих колес, а также вследствие уменьшения скорости в каналах направляющего аппарата. Давление нефтяного попутного газа на выходе из компрессора составляет не более 62 кгс/см2 и температура газа не более 190 оС.

Консорциум « Н е д р а »

35

Нефтяной попутный газ после компрессора с давлением не более 62 кгс/см2 и температурой не более 190 оС по трубопроводу Ду -150 мм Ру -6,3 МПа поступает в воздушный холодильник АВО-2, где охлаждается до температуры не выше 45 оС. В летнее время с целью снижения температуры, предусмотрена подача на АВО-2 воды через систему распыления в качестве орошения.

Нефтяной попутный газ после АВО-1 и АВО-2 с нагнетания компрессоров К-1 и К-2 объединяется и поступает на вход в абсорбционную колонну К-102.

Абсорбционная колонна К-102 предназначена для осушки газа от влаги и доведения его до точки росы не выше минус 100С, за счет подачи в качестве абсорбента диэтиленгликоля. Аппарат рассчитан на давление 69 кгс/см2.

Осушка газа обеспечивает непрерывную эксплуатацию оборудования и газопроводов, предотвращая образование ледяных и гидратных пробок. На блоке осушке применен метод абсорбции, при котором осушаемый газ направляется в нижнюю часть колонны К-102, а навстречу ему с верха колонны стекает раствор поглотителя (осушителя) –

диэтиленгликоля. Массообмен между газом и поглотителем осуществляется на контактных устройствах – тарелках,

где газ барботирует через поглотитель. Движущая сила процесса – разность парциальных давлений водяного пара в газовой и жидкой фазах. Абсорбционная колонна К-102 представляет собой аппарат с 5 ситчатыми тарелкам и встроенным в верхней части аппарата - сетчатым каплеуловитлем. Кубовая часть отпарного аппарата К-102 выполнена с встроенной перегородкой и выполняет функцию трехфазного сепаратора.

Газ с выхода компрессоров после АВО со 100% влажностью, содержащий капельную жидкость, поступает в кубовую часть колонны К-102. При входе в колонну происходит снижение скорости потока газа и отделение капельной жидкости, состоящей из воды, углеводородного конденсата и компрессорного масла, которая переливается в отсек

Консорциум « Н е д р а »