Софинско-Дзержинского месторождения

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 »

66

Конденсат из емкости Е-6 по мере накопления откачивается полупогружными насосами Н-6/1, 2 в резервуар РВС-

3000 №2. Откачка производится в автоматическом режиме.

Розжиг факела осуществляется в ручном управлении по месту и в автоматическом режиме с пульта управления.

Дренаж жидкости с ТФС-1, 2, ГС-1, БУОН-1, 2, БЕ-1 производится в подземные емкости Е-4/1, 2. Емкости Е-4/1, 2

объемом 100м3 оборудованы полупогружными насосами Н-4/1, 2 типа 12НА 9×4.

Дренаж жидкости с трубопроводов подогревателей П-1, 2, 3 производится в подземную емкость Е-2, объемом 8м3.

Емкость оборудована полупогружным насосом Н-2 типа 12НА 9×4.

Дренаж жидкости с насосов Н-1/1-3, фильтров Ф-1/1-3 и трубопроводов их обвязки осуществляется в подземную емкость Е-5, объемом 8м3. Емкость оборудована полупогружным насосом Н-5 типа 12НА 9×4.

Дренаж жидкости с ТФС-3, 4, БЕ-2, ГС-2 производится в подземную емкость Е-11, объемом 100м3. Емкость оборудована полупогружным насосом Н-14 типа 12НА 9×4.

Разливы жидкости с площадок собираются в подземную емкость Е-3, объемом 25м3, оборудованную полупогружным насосом Н-3 типа 12НА 9×4.

Жидкость из дренажных емкостей откачивается погружными насосами в резервуар РВС №2.

Обвязка подземной емкости Е-8 позволяет принимать дренажи пластовой отстоявшейся воды из РВС-3000 №2 и

откачивать её полупогружным насосом Н-8 типа 12НА 9×4 в трубопровод от БД-1 до РВС №1 или дренажи с фильтра Ф-2 , насоса Н-12 и откачивать их в РВС №2.

Для хранения запаса азота под давлением 3,0-10,0кгс/см2 и азотной продувки системы аппаратов и трубопроводов предусмотрена емкость Е-1 объемом 16м3.

Консорциум « Н е д р а »

67

Азот из емкости Е-1 через электрозадвижки ЭЗ-23, ЭЗ-22, ЭЗ-68 подается в сырьевые змеевики печи подогрева нефти П-1, 2, 3.

Азот из Е-1 через электрозадвижку ЭЗ-13 и регулирующий клапан К-6 подается в начало факельного коллектора на продувку.

Азот из Е-1 через регулирующий клапан К-25 и электрозадвижку ЭЗ-25 подается в емкость Е-4/1, 2, а через электрозадвижку ЭЗ-29 в емкость Е-6.

Выводы

УПСВ «Софинско-Дзержинская» предназначена для первичной обработки нефти кратковременного хранения и последующей перекачки нефти с обводненностью до 5 % на Горбатовскую УПСВ.

Нефть с Софинско-Дзержинского месторождения подогреву не подвергается. Обработка нефти девонских и угленосных пластов осуществляется совместно.

Пластовая вода утилизируется в поглощение нефтяных пластов.

Технология УПСВ позволяет: подавать попутный нефтяной газ на Нефтегорский ГПЗ по газопроводу, а также полностью сжигать выделившийся попутный газ на факельной установке в зависимости от ведения технологического режима УПСВ.

В трубопровод от БД-1 до РВС №1 подается ингибитор коррозии. Подача ингибитора осуществляется дозирующим плунжерным насосом блочной установки ИБР-1.

Консорциум « Н е д р а »

68

Зимой в виду низких температур рекомендуется добавлять метиловый спирт для устранения ледяных пробок с

обводненностью более 70%.

Установка отвечает современным требованиям подготовки нефти.

Консорциум « Н е д р а »

69

4.5 Анализ УПСВ «Горбатовская»

Горбатовская установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) предназначена для предварительной подготовки нефти добываемой на месторождениях ЦДНГ-6 и ЦДНГ-7 [7].

Предварительная подготовка нефти заключается в разгазировании нефти и отделении попутно добываемой пластовой воды.

Попутный газ из аппаратов УПСВ сжигается на факеле.

Нефть после сброса пластовой воды с остаточным содержанием воды откачивается на нефтестабилизационное производство в г. Нефтегорск.

Выделенная на УПСВ пластовая вода откачивается на БКНС-3 для утилизации в поглощающие горизонты.

Горбатовская УПСВ входит в состав ЦПНГ-6 ОАО «Самаранефтегаз».

УПСВ расположена в 2 км от поселка Ровно-Владимировка Волжского района Самарской области.

В состав сооружений и оборудования установки входят:

•Нефтеотстойники 1-ой ступени НО-1, 2, 3, 4, 5, 6, 7

•Нефтеотстойники 2-ой ступени НО-8, 9.

•Дожимная насосная станция ДНС-1.

•Резервуарный парк с насосами внутренней перекачки нефти.

•Буферные емкости БЕ-1, 2.

•Резервуары подготовки пластовой воды.

•Насосная станция для подачи пластовой воды на БКНС-3.

Консорциум « Н е д р а »

70

•Площадки подогрева нефти путевыми подогревателями ПП-1,6.

•Реагентное хозяйство для подачи деэмульгатора.

•Канализационное и дренажное хозяйство.

•Факельное хозяйство.

•Автоматизированный узел учета факельного газа.

•Оперативный узел учета нефти № 242.

•Система подачи воды в пожарное кольцо.

Проектировщик и разработчик технологии – институт ОАО «Гипровостокнефть», г. Самара.

Срок ввода УПСВ в эксплуатацию – 1979 год. В 2001 г. проводилась частичная реконструкция по проекту ООО

«Совинтекс».

Характеристика сырья и готовой продукции

Сырьём для УПСВ является обводненная с незначительным содержанием газа нефть девонских и угленосных пластов, добываемая со скважин Горбатовского, Карагайского, Восточного, Гайдаровского, Тверского, Гараевского, Ясеневского, Подъём-Михайловского, Рассветского, Колывановского, Софинско-Дзержинского, Кудиновского

Консорциум « Н е д р а »

71

месторождений, а также нефть, поступающая с месторождений ЦДНГ-7 на УПСВ «С-Дзержинская» и нефть с

ПСН «Горбатовский».

Обводнённость поступающей жидкости с месторождений достигает 90% массовых.

Нефть с Кудиновской УПСВ поступает предварительно обезвоженная до содержания воды не более 10 % массовых,

с С-Дзержинской УПСВ поступает предварительно обезвоженная до содержания воды не более 5 % массовых.

Нефть угленосных пластов содержит значительное количество сероводорода до 3,6 % массовых.

Готовой продукцией Горбатовской УПСВ является частично разгазированная нефть с остаточным содержанием

воды до 10 %.

Характеристика вспомогательных материалов

С целью улучшения процесса разделения пластовой воды и нефти применяются реагенты - деэмульгаторы. На установке преимущественно применяется такой реагент, как ДИН-4, но также возможно применение и других реагентов.

Деэмульгатор ДИН-4 имеет следующие физико-химические свойства:

Внешний вид: - прозрачная жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета без механических примесей.

Растворимость: - растворяется в воде, низших спиртах и ароматических растворителях.

Вязкость при +20 оС, спз 48спз

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 »

72

Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

Технологический процесс предварительной подготовки поступающей на УПСВ пластовой жидкости (обводнённой нефти) заключается в разгазировании нефти и отделении пластовой воды.

Процесс обезвоживания нефти протекает в нефтеотстойниках.

Ввиду разницы удельного веса нефти и воды происходит их расслоение под действием сил гравитации.

Вода, как более тяжелая жидкость, собирается в нижней части аппарата, а нефть скапливается в верхней части аппарата.

Процесс расслоения нефтяной эмульсии ускоряется при обработке её деэмульгаторами, а также подогреве.

В процессе используется деэмульгатор марки ДИН-4.

Деэмульгатор способствуют разрушению центров (глобул) эмульгации, а подогрев способствует снижению вязкости нефти. Подогрев нефти может осуществляться в зимнее и в летнее время, так как температура поступающей нефти различных потоков летом колеблется от 17 С до 28 С, а зимой температура падает до 10-8 С.

Время нахождения нефти в отстойниках в процессе обезвоживания должно быть не менее 40-50 минут.

Уменьшение времени пребывания нефти в отстойниках ведет к неполному расслоению нефти.

На границе раздела фаз «нефть-вода» в отстойниках образуется трудно разделяющийся пограничный

(промежуточный) слой, который с течением времени может накапливаться в значительных количествах.

Образование промежуточного слоя, как правило, происходит, когда процесс обезвоживания происходит без подогрева, а также вследствие наличия в нефти значительного количества смол, парафинов и механических загрязнений.

Консорциум « Н е д р а »

73

Промежуточный слой (масса) выводится из аппарата вместе с пластовой водой.

Продукция скважин с месторождений ЦДНГ-6 и ЦДНГ-7 поступает на УПСВ пятью потоками в нефтеотстойники первой ступени (НО-1 – НО-7).

Первый поток – включает в себя продукцию скважин Горбатовского месторождения и поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-7.

Второй поток – включает в себя продукцию скважин Карагайского, Кудиновского, Восточного, Гайдаровского, Гараевского, Ясеневского месторождений, а также нефть откачиваемую с пункта слива нефти. Поток поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-1 либо НО-3. Для улучшения процесса обезвоживания обвязкой предусмотрена подача потока через путевой подогреватель ПП-1,6 №1. Продукция скважин с Кудиновской УПСВ направляется непосредственно в буферные емкости для дальнейшей перекачки (на подготовку в нефтеотстойники подается в необходимых случаях).

Третий поток – включает в себя продукцию скважин С-Дзержинского месторождения, Холмового купола и месторождений ЦДНГ-7. Поток поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-2 либо НО-6.

Четвертый поток – включает в себя продукцию скважин Рассветского и Колыванского месторождений. Поток поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-6 либо НО-5.

Пятый поток – включает в себя продукцию скважин Тверского и Подъем-Михайловского месторождений. Поток поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-3 либо НО-4. Для улучшения процесса обезвоживания обвязкой предусмотрена подача потока через путевой подогреватель ПП-1,6 № 1 или № 2.

Консорциум « Н е д р а »