Субботинского месторождения
.pdf30
Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и изготовляемой продукции
Сырьем для данной установки служит нефтепродукция скважин с Ерыклинского, Субботинского и Оленевского (купола) месторождений. Обводненность добываемой нефти достигает 70 % об.
Готовой продукцией является разгазированная нефть и попутный газ. Характеристики их приведены в табл. 5.1.
Описание технологического процесса и технологической схемы
Пластовая обводненная нефть (жидкость) со скважин вышеперечисленных место-рождений с естественной температурой, давлением до 6,0 кгс/см2 через узел переключающих задвижек № 5а, 5, 6, 3 поступает в сепаратор С-1.
Попутный газ выделившийся в сепараторе С-1, поступает в сепаратор С-2, через задвижки 58, 61,где отделяется от капельной жидкости, и транспортируется на УПСВ «Богатыревская» через задвижки 62,59,56 и далее по существующим газопроводам на Нефтегорский ГПЗ. В случае аварии на газопроводе, а так же аварийных и плановых остановках НГПЗ, согласно дей-
ствующей технологической схеме в соответствии с ранее выполненным проектным решением, выделившийся газ через СЦВ-
Г и далее через узел учета факельного газа, через задвижки № 38,39 (40,41) направляется на факел.
Сепаратор С-1 – горизонтальный цилиндрический аппарат, объемом 200 м3 с эллип-тическими днищами. Снабжен предохранительным клапаном со сбросом газа на факел.
Сепаратор С-2 - горизонтальный цилиндрический аппарат, объемом 100 м3 с эллип-тическими днищами. Снабжен предохранительным клапаном со сбросом газа на факел.
Сепараторы С-1, С-2 могут работать по одному и параллельно.
«Консорциум « Н е д р а »
31
Контроль уровня в сепараторах С-1, С-2 производится по уровнемерам LIA-1, LIA-2 с выводом показаний на пульт
управления с сигнализацией предельных показаний.
Давление в сепараторах контролируется техническими манометрами PI.
«Консорциум « Н е д р а »
32
Таблица 5.1
Характеристика исходного сырья, реагентов, изготовляемой продукции
|
|
|
|
Наименование |
|
Номер государственного |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
сырья, материалов, |
|
|
Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
или отраслевого стандарта, |
Показатели качества, |
|
Область применения |
|||
|
№ |
|
|
реагентов, |
|
ТУ (заполняется при |
|
||||
|
|
|
|
технических условий, |
обязательные для проверки |
|
изготовляемой продукции |
||||
|
|
|
|
изготовляемой |
|
необходимости) |
|
||||
|
|
|
|
|
стандарта компании |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
продукции |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1. |
|
|
Нефть |
|
|
1. Содержание в нефти, |
|
|
Используется как сырье для |
||
|
|
|
|
разгазированная |
|
|
|
|
дальнейшей подготовки на |
||
|
|
|
|
|
|
% масс. |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УПСВ «Грековская» |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
ГОСТ 2477-65* |
- Массовая доля воды, % |
Не нормируется |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
МИ № М-01 /2011 |
- Объемная доля воды, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГОСТ 6370-83* |
мех примеси, мг/л |
0,021 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГОСТ 21534-76- |
хлористые соли, мг/л |
870 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГОСТ Р 50802-95 |
сероводород. % |
до 0,35 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГОСТ 3900-85* |
2. Плотность, кг/м3 |
823,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГОСТ 20287-97* |
3. Температура застывания |
0 ÷ +1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нефти, °С |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГОСТ 33-2000 |
4. Вязкость, мм2 /с |
6,26 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5. Массовое содержание, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГОСТ 1437-75* |
серы |
1,66 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Методика ГипВН |
смол силикагелевых |
6,09 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
№ 224.12.01.095/2003 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Методика ГипВН |
асфальтенов |
2,33 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
№ 224.12.01.095/2003 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГОСТ 11851-85* |
парафинов |
0,8 |
|
|
|
|
|
|
|
Попутный нефтяной |
|
Метод газового ана-лиза |
1. Компонентный состав, % |
|
|
|
|
2. |
|
|
газ |
|
ГОСТ 5439-76* |
мольн. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Метан |
37,01 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Этан |
15,53 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
«Консорциум « Н е д р а »
33
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 5.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Наименование |
Номер государственного |
|
|
|
|
|
сырья, материалов, |
|
Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, |
|
||
|
или отраслевого стандарта, |
Показатели качества, |
Область применения |
|||
№ |
реагентов, |
ТУ (заполняется при |
||||
технических условий, |
обязательные для проверки |
изготовляемой продукции |
||||
|
изготовляемой |
необходимости) |
||||
|
стандарта компании |
|
|
|||
|
продукции |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
||
|
|
|
Пропан |
13,79 |
|
|
|
|
|
И – бутан |
4,8 |
|
|
|
|
|
Н – бутан |
2,77 |
|
|
|
|
|
И - пентан |
3,6 |
|
|
|
|
|
Н - пентан |
0,50 |
|
|
|
|
|
Остаток (С6 + выс-шие) |
остальное |
|
|
|
|
ГОСТ 5439-76* |
Сероводород |
0,04 |
|
|
|
|
ГОСТ 5439-76* |
Диоксид углерода |
0,63 |
|
|
|
|
ГОСТ 5439-76* |
Азот |
27,0 |
|
|
|
|
|
Кислород |
0,6 |
|
|
|
|
|
Гелий |
0,077 |
|
|
|
|
|
Водород |
0,039 |
Используется как сырье для |
|
|
|
|
Изобутан |
1,26 |
||
|
|
|
дальнейшей |
|||
|
|
|
Изопентан |
0,52 |
||
|
|
|
подготовки на УПСВ |
|||
|
|
|
Неопентан |
0,01 |
||
|
|
|
«Грековская» |
|||
|
|
|
Циклопентан |
0,07 |
||
|
|
|
|
|||
|
|
|
Изогексаны |
0,06 |
|
|
|
|
|
Н-Гексан |
0,04 |
|
|
|
|
|
Метилциклопентан |
0,03 |
|
|
|
|
|
Изогептаны |
0,02 |
|
|
|
|
ГОСТ 3900-85* |
2. Плотность, кг/м3 |
1168 |
|
|
|
|
|
1.Однородная жид-кость от |
|
|
|
3. |
Деэмульгатор Declive- |
ТУ 2458-011-57258729-2005 |
светло-желтого до |
|
|
|
R-1573 |
коричневого цвета без мех. |
|
|
|||
|
|
|
|
|||
|
|
|
примесей. |
|
|
|
|
|
|
2. Плотность при 20°С,г/см3 |
0,93 ± 0,09 |
|
|
|
|
|
|
|
|
«Консорциум « Н е д р а »
34
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 5.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Наименование |
Номер государственного |
|
|
|
|
|
|
сырья, материалов, |
|
|
Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, |
|
||
|
или отраслевого стандарта, |
|
Показатели качества, |
Область применения |
|||
№ |
реагентов, |
|
ТУ (заполняется при |
||||
технических условий, |
обязательные для проверки |
изготовляемой продукции |
|||||
|
изготовляемой |
необходимости) |
|||||
|
стандарта компании |
|
|
|
|||
|
продукции |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
3. Кинематическая вязкость |
не более 170 |
|
||
|
|
|
при температуре 20°С,м2/с |
|
|||
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
4. Температура застыв- |
не выше минус 50 |
|
||
|
|
|
ния, °С |
|
|||
|
|
|
|
|
|||
4. |
Деэмульгатор |
ТУ 6-05-221-711-83* |
1. Массовая доля основного |
50 ± 5 |
|
||
Реапон-4В |
вещества,% вес. |
|
|||||
|
|
|
|
||||
|
|
|
2. Температура, °С: |
|
|
||
|
|
|
• |
застывания |
минус 50 - 57 |
|
|
|
|
|
• |
кипения |
66 |
Применяется для |
|
|
|
|
3. Вязкость при 25 °С, |
25 - 42 |
разрушения водонефтяных |
||
|
|
|
мм2 /с |
эмульсий |
|||
|
|
|
|
||||
|
|
|
4. Плотность, кг/м3 |
900 - 930 |
|
||
|
|
|
5. Растворимость: |
|
|
||
|
|
|
• |
в воде |
плохо растворим |
|
|
|
|
|
• |
в нефти |
не растворим |
|
|
«Консорциум « Н е д р а »
35
Регулирование уровня и давления в С-1, С-2 осуществляется вручную задвижками.
Выделившийся из сепараторов С-1 (С-2) попутный газ через задвижки 20 (23), через СЦВ-Г и узел учета FiQ-3 (4)
сбрасывается на свечу (факел) для сжигания. Контроль уровня в СЦВ-Г осуществляется сигнализаторами уровня (LS-3, LS-4). Световой сигнал минимального и максимального уровня отображается по месту и в операторной (LIA-3).
Накопившийся конденсат сбрасывается в КЕ-1 объемом 20 м3.
После разгазирования обводненная нефть (жидкость) из сепараторов С-1 (С-2) по-ступает через задвижки № 8, 9, (10), 28 (29, 31) на прием насосов внешнего транспорта
Н-1 (2, 3) и откачивается через задвижки № 25 (26, 27), 37, 16 (17), узел учета FiQ-1 (2), за-движки 15 (30), 32 по напорному коллектору под давлением до 40 кгс/см2 на Грековскую УПСВ. Количество (расход) откачиваемой нефти контролируется, регистрируется, суммиру-ется на узле учета нефти FiQ-1 (2).
В трубопровод на приеме жидкости в С-1 (С-2) через задвижки № 11, 4 подается реа-гент (деэмульгатор) с помощью дозирующего насоса блочной установки БР-2,5. Контроль уровня реагента в емкости БР-2,5 осуществляется при помощи местного уровнемера (стеклянная линейка, поз. LI). Температура реагента контролируется при помощи электроконтактного термометра и поддерживается в автоматическом режиме с блока управления БР-2,5. Давление реагента на выходе БР-2,5 контролируется при помощи электроконтактного манометра с последующей сигнализацией и блокировкой на блоке управления БР-2,5.
Для откачки нефти на Грековскую УПСВ применяются центробежные секционные насосы ЦНС 60х330 (Н-1) с производительностью 60 м3/ч и напором 330 м. водяного стол-ба., ЦНС 60х198 (Н-2) с производительностью 60 м3/ч и
«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»
36
напором 198 м. водяного столба, а так же ЦНС 38х220 (Н-3) с производительностью 38 м3/ч и напором 220 м. водяного столба.
Контроль давления на выкиде насосов и в межпромысловом нефтепроводе осу-ществляется по манометрам.(поз. PI)
В случае полной остановки Ерыклинской ДНС пластовая нефть с месторождения че-рез задвижки № 5а, 5, 6, 24, 15, 32 подается на Грековскую УПСВ.
При этом задвижки № 3 (1) на входе нефти в сепараторы С-1 (С-2) должны быть за-крыты, насосы Н-1 (2, 3)
должны быть остановлены, задвижки на выкиде и приеме насосов закрыты, задвижки на узле учета нефти № 16 (17), 30, 13 должны быть закрыты.
Для приема дренажей из аппаратов С-1 (С-2), с насосов Н-1 (2, 3) схемой предусмот-рена дренажная емкость КЕ-1
объемом 20 м3. Из дренажной емкости накопившаяся жидкость вывозится вакуумным бойлером на Нефтегорское НСП. Существует, возможность перевода жидкости, с месторождений напрямую минуя технологической обвязки ДНС Ерыклинская. При этом необходимо открыть задвижки №73,74,75. При этом задвижки №5,6 задвижки № 3 (1) на входе нефти в сепараторы С-1 (С-2) должны быть закрыты, насосы Н-1 (2, 3) должны быть остановлены, задвижки на выкиде и приеме насосов закрыты, задвижки на узле учета нефти № 16 (17), 30, 13 должны быть закрыты. Подачу реагента в напорный коллектор осуществлять через задвижку №76. При переводе жидкости минуя ДНС, учет жидкости производиться не будет.
Выводы и рекомендации
«Консорциум « Н е д р а »
37
ДНС «Ерыклинская» предназначена для сбора и первичной сепарации нефтепродукции со скважин Ерыклинского,
Субботинского месторождений.
Частично разгазированная нефть с ДНС транспортируется насосами на Грековскую УПСВ и далее на Нефтегорское НСП для дальнейшей подготовки.
Сырьем для данной установки служит нефтепродукция скважин с Ерыклинского, Субботинского и Оленевского
(купола) месторождений. Обводненность добываемой нефти достигает 70 % об.
Готовой продукцией является разгазированная нефть и попутный газ.
«Консорциум « Н е д р а »
38
6. Предварительная подготовка продукции на УПСВ Грековская
ДНС - УПСВ «Грековская» предназначена для сбора, первичной сепарации, предварительного (частичного) сброса пластовой воды из нефтепродукции со скважин Алексеевского, Грековского, Курско–Кулагинского, Богатыревского месторождений.
На УПСВ подается нефтепродукция с Ерыклинской ДНС и Богатыревской УПСВ.
Частично разгазированная и обезвоженная нефть с УПСВ транспортируется насосами на Нефтегорское НСП для дальнейшей подготовки.
Попутный газ сепарации под своим давлением подается на Нефтегорский ГПЗ для переработки.
Пластовая вода отводится на КНС и утилизируется в поглощающем горизонте.
ДНС - УПСВ «Грековская» расположена в 12 км к северу от села Алексеевка Нефтегорского района Самарской области, входит в состав ЦПНГ-5 ОАО «Самаранефтегаз».
Производительность УПСВ «Грековская» по пластовой жидкости до 4000м3/сутки.
В состав УПСВ входят следующие сооружения:
•Сепаратор трехфазный - Е-2 (ТФС), объемом V=100 м3;
•Нефтеотстойник - Е-1 (БУОН), объемом V=100 м3;
•Газосепаратор- Е-2, объемом V=100 м3;
•Водоотстойник - Е-3 (ВО) V=50 м3 ;
•Буфер - дегазатор воды - Е-4 (БД), объемом V=50 м3;
«Консорциум « Н е д р а »