Славкинского месторождения

20

Срок ввода ДНС в эксплуатацию

ДНС «Славкинская» была введена в эксплуатацию в 1998 году.

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов иизготовляемой продукции

Характеристики сырья

Сырьем для ДНС «Славкинская» служит продукция скважин Славкинского месторождения. Готовой продукцией

является частично разгазированная водонефтяная эмульсия.

Характеристика нефти и газа приведена в табл. 2.4.

Консорциум « Н е д р а »

21

Консорциум « Н е д р а »

22

Продолжение таблицы 2.4

Консорциум « Н е д р а »

23

Консорциум « Н е д р а »

утвержденные к использованию в подразделениях АО «Самаранефтегаз».

Характеристика изготовляемой продукции

Пластовая жидкость (нефть), откачиваемая с ДНС «Славкинская» по качеству соответствует показателям, приведенным в табл. 2.4.

Описание технологического процесса и технологической схемыустановки

Пластовая жидкость (нефть) с добывающих скважин Славкинского месторождения через входную задвижку №№

209подается в трехфазный сепаратор ТФС объемом 100 м3.

Всепараторе ТФС при давлении 0,02 - 0,33 МПа (0,2 – 3,3 кгс/см2) происходит разгазирование пластовой смеси (частичное отделение газа от жидкости). В ТФС предусмотрены контроль давления и уровня жидкости. Контроль давления предусматривается приборами PIA-1, PI-4. Значения давления выводятся на щит оператора. Контроль уровня в ТФС производится с помощью уровнемера LIA-1. Значения уровня в ТФС выводятся на щит оператора. При нормальном технологическом процессе значение уровня в ТФС находится в пределах от 0,5 до 2,0 м.

Выделившийся газ из ТФС через задвижку № 226 поступает в газосепаратор ГС, где происходит отделение капельной жидкости от газа.

Контроль давления в ГС предусматривается приборами PIA-2, PI-2. Значения давления выводятся на щит оператора и находятся в пределах 0,02 - 0,33 МПа (0,2 – 3,3 кгс/см2). Контроль уровня в ГС производится с помощью уровнемера

Консорциум « Н е д р а »

25

LIA-2. Значения уровня в ГС выводятся на щит оператора. При нормальном технологическом процессе значение уровня в ГС находится в пределах от 0,5 до 2,0 м общего объема.

Из газосепаратора ГС через задвижки № 227, 229 газ подается на узел учета факельного газа (УУФГ-1) и далее в факельный сепаратор и на факел Ф-1 (свечу). При ремонте газосепаратора ГС необходимо перекрыть задвижки № 226, 227 и через задвижки № 228, 229 газ из ТФС направить, минуя газосепаратор ГС, на узел учета факельного газа (УУФГ-

1), затем в факельный сепаратор ФС и далее на свечу.

Из сепаратора ТФС жидкость поступает на вход насосов:

•через задвижки № 211, 212 – на насос Н-1;

•через задвижки № 211, 213 – на насос Н-2;

•через задвижки № 237, 234 – на насос Н-4;

•через задвижки № 237, 235 – на насос Н-5.

Насос Н-5 находится в резерве. С выкида насосов жидкость подается на узел учета нефти (УУН-1) и далее через задвижку № 114 на ДНС «Горбуновская».

Насосы Н-1, Н-2 – центробежные горизонтальные насосы марки ЦНС 60х330, с напором 330 м, подачей 60 м3/ч и мощностью 110 кВт. Насосы Н-4, Н-5 - центробежные горизонтальные насосы марки ЦНС 180х425, с напором 425 м, подачей 180 м3/ч и мощностью 500 кВт. Насос Н-3 – поршневой насос марки НБ-50 с подачей 30 м3/ч и мощностью 45 кВт.

Давление на выкиде насосов Н-1, Н-2, Н-3 поддерживается в пределах 1,0 – 2,8 МПа, (10,0 – 28,0 кгс/см2), на выкиде

насосов Н-4, Н-5 от 1,0 до 5,0 МПа

Консорциум « Н е д р а »

26

(10,0- 50,0 кгс/см2). Давление на выкиде насосов Н-1,2,3,4,5 контролируется приборами PISA-4,5,6,7,8. Значения давления выводятся на щит оператора.

При достижении давления на выкиде насосов: Н-1, Н-2, Н-3 минимального значения, равного 1,0 МПа (10,0 кгс/см2)

или максимального значения, равного 3,3 МПа (33,0 кгс/см2) срабатывает сигнализация и происходит автоматическое отключение насосов.

При достижении давления на выкиде насосов: Н-4, Н-5 минимального значения, равного 1,0 МПа (10,0 кгс/см2) или максимального значения, равного 5,0 МПа (50,0 кгс/см2) срабатывает сигнализация и происходит автоматическое отключение насосов.

Для защиты от превышения давления выкидного трубопровода насоса Н-3, на нем установлен предохранительный клапан СППК-2 со сбросом жидкости в подземную дренажную емкость ЕП-1.

На выкидных линиях трубопроводов насосов Н-1, Н-2, Н-4, Н-5 установлены обратные клапаны № 215а, 216а, 236а, 238а, соответственно. На всасывающих линиях насосов Н-4, Н-5 установлены фильтры жидкостные ФЖ-1 и ФЖ-2

соответственно.

После насосов нефть поступает на узел учета нефти УУН-1. УУН-1 включает: две рабочих линии (основную и резервную), фильтр жидкостной ФЖ-3 и байпасную линию. Рабочие линии включают: задвижки № 219, 232, 221 и расходомеры FIQ-1, FIQ-2. При техническом обслуживании, замене или ремонте расходомеров жидкость направляется по байпасной линии через открытую задвижку № 220.

Для полного опорожнения ТФС и ГС через открытые задвижки № 224, 225 предусмотрен дренаж с подачей дренируемого продукта в подземную дренажную емкость ЕП-1 объемом 16 м3. В ЕП-1 также предусмотрен сбор утечек от торцевых уплотнения насосов Н-1, Н-2 и через задвижку № 229а - с жидкостного фильтра ФЖ-3. Для контроля

Консорциум « Н е д р а »

27

уровня в ЕП-1 предусмотрен прибор LIA-3. При нормальном технологическом процессе значения уровня в ЕП-1

составляют от 0 до 0,5 м. Значения уровня в ЕП-1 выводятся на щит оператора.

Откачка жидкости из ЕП-1 производится поршневым насосом Н-3 через открытую задвижку № 223.

Газ, поступающий из ГС в факельный коллектор, вначале поступает на УУФГ-1, который предназначен для замера количества газа, сжигаемого на факеле. УУФГ-1 состоит из двух расходомеров FIQ-3, FIQ-4, которые врезаны в верхнюю часть факельного коллектора через задвижки № 241, 242 соответственно. После УУФГ-1 газ подается в факельный сепаратор ФС, в котором происходит отделение от газа капельной жидкости. Уровень в ФС контролируется прибором LIA-4. Значения уровня выводятся на щит оператора. При нормальном технологическом процессе значения уровня в ФС составляют от 0 до 0,3 м.

Для защиты от перелива из ФС предусмотрен непрерывный отвод жидкости через открытые задвижки № 239, 240 в подземную дренажную емкость ЕП-2 объемом 25 м3.

Жидкость из ЕП-2 откачивается вакуумным автобойлером. Уровень в ЕП-2 контролируется прибором LIA-5.

Значения уровня выводятся на щит оператора. При нормальном технологическом процессе значения уровня в ЕП-2

составляют от 0 до 0,5 м.

Для улучшения транспортных свойств отсепарированной эмульсии и ее последующей деэмульсации на входе ДНС в трубопровод подается реагент деэмульгатор в количестве до 39-40 г/т нефти. В качестве деэмульгатора, могут использоваться реагенты, приведенные в таблице 1 . Подача реагента производится насосно-дозирующей установкой НДУ-1, которая включает блок дозирования реагента типа БР-2,5. Давление на выкиде дозировочного насоса НД-1

находится в пределах до 0,4 МПа (4,0 кгс/см2). Контроль давления на выкиде дозировочного насоса НД-1 производится прибором PI-3.

Консорциум « Н е д р а »

28

2.5 Предварительная подготовка нефти на установке ДНС «Горбуновская»

Общая характеристика производственного объекта Наименование, назначение, месторасположение производственного объекта

Дожимная насосная станция (далее ДНС) Горбуновская предназначена для приема пластовой жидкости со скважин Горбуновского, Славкинского, Смагинского и Кельвейского месторождений, ее частичной сепарации, учета. Частично разгазированная нефть откачивается насосами в нефтепровод ДНС «Горбуновская» - УПСВ «Красногородецкая» [6].

Дожимная насосная станция (ДНС) Горбуновская входит в систему сбора Горбуновского месторождения.

Эксплуатируется цехом подготовки нефти и газа (ЦПНГ-1) РИТС СГМ ОАО «Самаранефтегаз».

В административном отношении площадка ДНС Горбуновская расположена на территории Шенталинского района Самарской области в 1 км юго-восточнее с. Калиновка.

Состав сооружений производственного объекта

Всостав сооружений системы входят:

–Площадка сепарационных емкостей:

–Нефтегазосепаратор С-1, Е-1, Е-2 объёмом по 50 м3 каждый – 3 шт;

–Нефтенасосная:

–насос Н-1 НБ-125 -1шт;

–насосы Н-4 ЦНС-300-360 -1шт; Н-5,6 ЦНС-300-420 -2 шт;

–Узел учёта нефти УУН - 1шт;

–Узел учёта факельного газа УУФГ - 1шт;

Консорциум « Н е д р а »

29

–Факельная установка Ф-1 – 1шт;

–Блок дозирования реагентов БР-2,5 №1;

–Дренажные ёмкости Е-3, Е-4, Е-5 объёмом по 6 м3 каждый – 3шт;

–Операторная.

ОАО «Институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности «Гипровостокнефть».

Установка введена в эксплуатацию в 1997 году.

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции

Сырьем ДНС Горбуновская является продукция скважин Гобуновского, Славкинского, Смагинского и Кельвейского месторождений.

В качестве вспомогательного материала используется деэмульгатор.

Физико-химическая характеристика нефти и характеристика попутно добываемого нефтяного газа и воды, входящих в состав продукции скважин, а также вспомогательных материалов приведены в табл. 1,2.

Таблица 2.5

Характеристика исходного сырья

Консорциум « Н е д р а »