Софинско-Дзержинского месторождения

88

Технологические утечки жидкости через сальниковые уплотнения насосных агрегатов внутренней перекачки направляются в подземную дренажную емкость ДЕ-4, сюда также сбрасываются дренажи и стоки с аварийного резервуара РВС-8. Откачка жидкости из ДЕ-4 производится при помощи дренажного насоса НВ 50/50 под давлением

2,0-5,0 кгс/см2 в резервуары аварийные РВС-4, 5 при достижении уровня жидкости верхнего предельного значения

1400 мм. Контроль давления на выкиде насоса производится по техническому манометру (PI-93), а контроль уровня жидкости в емкости осуществляется с помощью установленного по месту сигнализатора уровня (LSA-94) с контактным устройством, срабатывающим при верхнем предельном значении параметра с подачей сигнализации в операторную.

Для сбора дождевых стоков и утечек предусмотрена промливневая канализация, состоящая из системы взаимосвязанных колодцев и дренажной емкости ДЕ-3, откачка жидкости из которой производится при помощи дренажного насоса НВ 50/50 в аварийные РВС при достижении уровня жидкости верхнего предельного значения

1700 мм. Достижение данного уровня накопившейся жидкостью сопровождается срабатыванием сигнализации в операторной за счет поступающего сигнала с установленного по месту сигнализатора уровня (LSA-90). Давление на выкиде дренажного насоса контролируется по показаниям технического манометра (PI-89), установленного по месту.

Существует схема, предусматривающая подготовку жидкости поступающей с УПСВ С-Дзержинская последовательно в отстойниках НО-2, НО-4, с целью увеличения времени отстоя жидкости. При последовательной работе нефтеотстойников поток через задвижку № Д1, Д4 поступает в НО-2. Подготовленная нефть из отстойника НО-2

через задвижки №№ 248, Д7, Д8, Д6, 126 поступает на вход в нефтеотстойник НО-4 и далее через задвижку № 250 подается на вторую ступень отстоя в нефтеотстойники НО-8,9. Сброс воды с НО-2 осуществляется через задвижки №№ 256, 257, с нефтеотстойника НО-4 через задвижки №№ 261, 262.

Консорциум « Н е д р а »

89

С целью отдельной подготовки и учета нефти Горбатовского месторождения предусмотрена схема подачи подготовленной нефти из нефтеотстойника НО-7 в РВС-№4,5,8. Подготовленная в нефтеотстойнике НО-7 нефть через задвижки №№ 289, 289* (при закрытой задвижке № 288) поступает в КСУ и для дальнейшей подготовки в РВС-4, 5, 8.

Выводы

Проектная мощность УПСВ «Горбатовская» по поступающей жидкости составляет 17800 м3/сутки, сброс осуществляется до 2-3% остаточного водосодержания.

В настоящее время на установку поступает порядка 12000-12500 м3/сут, Процент загрузки составляет 67-70%.

Таким образом, дополнительного емкостного не требуется. УПСВ работает в штатном режиме.

Анализ работы установки предварительного сброса воды «Горбатовская», показал, текущая загруженность установки по нефти и по газовому конденсату не превышает предельно допустимые значения. УПСВ реконструкции не требует.

Консорциум « Н е д р а »

90

4.6 Анализ УПН г. Нефтегорска»

Установки подготовки нефти № 1 и № 2 (УПН №1, УПН №2) предназначены для обезвоживания, обессоливания и

стабилизации девонских и угленосных нефтей, поступающих со следующих месторождений [8]:

-угленосная нефть Кулешовского месторождения;

-угленосная нефть Лебяжинско-Бариновского месторождения в смеси с нефтью с Горбатовской группы месторождений;

-угленосная нефть Южной группы месторождений.

Установки № 1 и № 2 входят в состав ЦПНГ-5.

ЦПНГ-5 находится на территории Нефтегорского нефтегазоносного района Самарской области вблизи г.

Нефтегорска.

Проектная производительность установки 12 млн. тонн нефти в год.

За время эксплуатации установки существенной реконструкции не подвергались. Состав сооружений объекта:

Всостав сооружений объектов входят:

-установка подготовки нефти № 1;

-установка подготовки нефти № 2.

-В состав установок подготовки нефти в свою очередь входят:

Консорциум « Н е д р а »

91

-теплообменники подогрева сырой нефти;

-электродегидраторы (работают как отстойники);

-отстойники;

-промежуточные (буферные) емкости для нефти;

-теплообменники стабильной нефти;

-колонна стабилизации нефти;

-печи подогрева нефти;

-насосы сырой нефти;

-насосы обессоленной нефти;

-насосы откачки стабильной нефти;

-насосы циркуляции стабильной нефти;

-насосы (орошения) для поддержания температуры верха колонны;

-насосы циркуляции щелочи;

-насосы подачи воды, реагента в процесс.

Также в состав установок входят емкости свежей воды, аварийная; бензосепараторы, холодильники – конденсаторы.

Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции

Характеристика исходного сырья

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 »

92

Сырьем для УПН № 1, УПН № 2 является нефть, добываемая с девонских и угленосных пластов Кулешовского, Лебяжинско-Бариновской, Горбатовской и Южной группы месторождений.

Применяемые вспомогательные материалы

В качестве вспомогательного материала используется деэмульгаторы, ингибитор гидратоотложений и нейтрализатор сероводорода и меркаптанов.

На УКПН для осуществления процессов обезвоживанияи обессоливания применяются реагенты – деэмульгаторы: Реапон-4В, Диссолван -4490, Диссолван -4411, Дипроксамин-157-65-14, Прогалит НМ 20/40.

Для предотвращения замерзания газа и нефти применяется в качестве ингибитора гидратоотложений метанол. Для нейтрализации сероводорода и меркаптанов применяется жидкий каустик.

Характеристика применяемых деэмульгаторов

Дипроксамин-157-65-14 применяется в качестве активной основы деэмульгаторов и ингибиторов

парафиноотложений для нефтяной промышленности.

Физико-химические свойства деэмульгатора Дипроксамин-157-65-14 приведены в табл. 4.4.

Таблица 4.4

Физико-химические свойства деэмульгатора Дипроксамин-157-65-14

Консорциум « Н е д р а »

93

Прогалит НМ 20/40 применяется для разрушения водонефтяных эмульсий. Реагент относится к неогеновым ПАВ,

пажароопасен.

Физико-химические свойства деэмульгатора Прогалит НМ 20/40 приведены в табл. 4.5.

Таблица 4.5

Физико-химические свойства деэмульгатора Прогалит НМ 20/40

Характеристика ингибитора гидратоотложений

Для предотвращения замерзания газа и нефти применяется в качестве ингибитора гидратоотложений метанол.

Консорциум « Н е д р а »

94

Метиловый спирт, метанол СН3ОН является простейшим представителем предельных одноатомных спиртов При обычных условиях это бесцветная, легколетучая, горячая жидкость, иногда с запахом, напоминающим запах

этилового спирта. На организм человека метанол действует опьяняющим образом и является сильным ядом.

Физико-химические свойства ингибитора гидратоотложений метанола приведены в табл. 4.6.

Таблица 4.6

Физико-химические свойства ингибитора гидратоотложений метанола

Характеристика нейтрализатора сероводорода и меркаптанов

Для нейтрализации сероводорода и меркаптанов применяется жидкий каустик (концентрация едкого натра 42 %).

Жидкий каустик - водный раствор смеси едкого натра, углекислого натрия и фенолятов. Получается в результате каустификации содовых растворов - отходов при производстве каменноугольных фенолов.

Консорциум « Н е д р а »

95

Физико-химические свойства нейтрализатора сероводорода и меркаптанов жидкого каустика приведены в табл. 4.7.

Консорциум « Н е д р а »

96

Таблица 4.7

Физико-химические свойства нейтрализатора сероводорода и меркаптанов жидкого каустика

Описание технологического процесса УКПН

Технологический процесс стабилизации нефти осуществляется на двух технологических установках подготовки нефти №1, №2, идентичных по составу и состоит из трех стадий: обезвоживание, обессоливание и стабилизации нефти.

Процесс обезвоживания проводится при температуре до 100оС и давлении до 6 атм. в теплообменниках Т-1/1-8.

Подогретая сырая нефть после теплообменников объединяется в один поток и подается в шаровые отстойники О-1, О-2,

Консорциум « Н е д р а »