Сорочинско-Никольского месторождения

57

-по жидкости – 3,2 млн. тонн в год.

-по газу – 36,5 млн. м3 в год.

Фактическая по жидкости за 2012 год составила: 7,6 млн. тонн год Режим работы УПСВ – непрерывный.

Технологическая схема УПСВ выполнена однопоточной и обеспечивает следующие стадии:

-прием нефти и сепарацию;

-предварительное обезвоживание нефти до 7%;

-транспортировку нефти.

Консорциум « Н е д р а »

58

Технологическая схема УПСВ «Никольская»

Рис.4.3

Консорциум « Н е д р а »

59

Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

Технологическая линия нефти

Сырая нефть с содержанием пластовой воды до 65 % при естественной температуре под давлением системы сбора после замера дебита скважин на АГЗУ «Спутник» через задвижки № 101, 102, 103 поступает на I ступень сепарации в сепараторы С-1/1, 1/2, также на первую ступень сепарации поступает жидкость с площадки приема технологической жидкости.

Сепараторы С-1/1, 1/2 - горизонтальные цилиндрические аппараты со сферическими днищами, объемом 56 м3 и 80 м3 соответственно.

Давление в сепараторе I ступени 4,5÷5,5 кгс/см2. В поток нефти на вход в сепаратор через задвижку № 295 подается дозированная порция деэмульгатора от дозирующего насоса блочной установки БР-1 и уловленная нефть с водоподготовки.

ВТолкаевский поток нефти деэмульгатор подается от дозирующего насоса блочной установки БР-2 через задвижку

№206.

Всепараторе С-1/1, 1/2 контролируется уровень и давление с выводом показаний на щит управления.

Уровень и давление в С-1/1, 1/2 поддерживается в заданных пределах вручную с помощью задвижек. Для защиты от превышения давления сепараторы С-1/1, 1/2 снабжены предохранительными клапанами.

Частично разгазированная нефть из С-1/1, 1/2 через задвижки № 193, 194, 105, 17, 18 поступает в буферную емкость

Е-1.

Консорциум « Н е д р а »

60

Буферная емкость сырой нефти Е-1 – горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами объемом

100м3. Емкость снабжена предохранительным клапаном.

Вемкости Е-1 предусмотрен контроль давления с выводом показаний уровня на щит управления.

Регулирование уровня и давление в Е-1 осуществляется вручную задвижками.

Из буферной емкости Е-1 частично разгазированная нефть под своим давлением поступает в одну из печей подогрева № 1, 2, 3, 4 типа ПТБ-10, где нагревается до температуры 25-40 ºС за счет выделившегося тепла при сгорании попутного нефтяного газа.

Печь трубчатая блочная ПТБ-10 представляет собой комплексное нагревательное устройство с четырехпоточным змеевиком, состоящая из теплообменной камеры с газогорелочными устройствами, вентиляторного блока, дымовых труб и приборного утепленного отсека с освещением, отоплением.

Вся конструкция закрыта теплоизолированными панелями и кожухом и установлена на сварной раме.

На ПТБ-10 предусмотрен контроль давления топливного газа на горелки и расхода нефти с сигнализацией минимального и максимального показаний. Номинальная тепловая мощность ПТБ-10, МВт (ккал/ч) – 11,6 (10 106).

Номинальная производительность по нагреваемой нефти, кг/с (т/ч) – 115,7 (416,6).

Подогретая нефть из подогревателя через задвижки № 196, 107, 112, 134, 128, 120, 113 поступает в параллельно работающие нефтеотстойники ОН-1, 2, 3, 4, где происходит обезвоживание нефти до остаточного содержания воды не более 7 %.

Нефтеотстойники ОН-1, 2, 3, 4 работают полным сечением.

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 »

61

Нефтеотстойники – горизонтальные цилиндрические аппараты со сферическими днищами объемом по 200 м3

каждый.

Вотстойниках контролируется межфазный уровень «вода-нефть» с выводом показаний на щит управления с сигнализацией минимального и максимального взлива (уровня) пластовой воды.

Давление в отстойниках контролируется по месту манометрами. Регулировка уровня и давления осуществляется вручную задвижками.

Для защиты от превышения давления отстойники нефти ОН-1, 2, 3, 4 снабжены предохранительными клапанами. Отстойники оборудованы устройством для ввода нефтяной эмульсии под слой водяной подушки.

Нефть из отстойников ОН-1, 2, 3, 4 через задвижки № 114, 121, 129, 135,512, 93 отводится в буферную емкость обезвоженной нефти ЕН.

Буферная емкость обезвоженной нефти ЕН – горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами объемом 200 м3.

Вемкости ЕН контролируется уровень с выводом показаний на щит управления с сигнализацией минимального и максимального показаний.

Давление контролируется манометром по месту и с выводом показаний на щит управления. Регулирование давления и уровня осуществляется вручную задвижками.

Для защиты от превышения давления на емкости установлен предохранительный клапан.

Нефть из буферной емкости ЕН через задвижки №96, 85, 87, 89, 516 поступает на насосы внешней откачки Н-1, 2, 3,

4.

Консорциум « Н е д р а »

62

Насосами Н-1, 2, 3, 4 через задвижки № 90, 88, 86, 515 нефть откачивается на Покровские головные сооружения, где производится окончательная сепарация, обезвоживание и обессоливание до необходимого качества.

Для перекачки товарной нефти применяются центробежные секционные насосы Н-1, Н-2 марки ЦНС 180 425 и Н-3

марки ЦНС 300 480 с производительностью 180 и 300 м3/ч и напором 42 и 48 кгс/см2 соответственно.

На прием насосов Н-1, 2, 3 или в РВС-1, 2, 3, 4, 5, 6 через узел учета поступает нефть с геологоразведки.

Замер откачиваемой нефти производится счетчиками FiQ-1, FiQ-2 (установленными между задвижками № 63, 64, 65, 66) с показаниями на щите управления.

Консорциум « Н е д р а »

63

Выводы по УПСВ:

1.Обводненность месторождения в среднем составляет 50-70%. Частичное обезвоживание нефти так же проходит по раздельным технологическим линиям. Считаю, что рационально используется технологическая схема.

2.В поступающих потоках нефти на УПСВ наблюдается смешение продукции девона и карбона, но содержание девонской нефти в общем потоке менее 5 %, что вполне допустимо.

3.УПСВ «Никольская» сбрасывает воду до 5-7%, что является не очень эффективной в настоящее время,

необходимо до 3%.

4. На установке осуществляется первая ступень сепарации продукции Сорочинской нефти, в результате которой выделяется основное количество газа, направляемого на ГКС Покровскую, а также используемого как топливо в печах ПТБ-10. Так же на УПСВ осуществляется вторая ступень сепарации нефти с «Малаховской» и «Родинской» ДНС,

выделившийся при этом газ сжигается на факеле. Что является не рационально, предлагаю этот газ через ижектора запитывать в линию подготовки газа Сорочинской нефти для дальнейшей транспортировки на Покровскую ГКС.

5. Отделенная вода закачивается в систему ППД и поглощение Сорочинско-Никольского месторождения.

Консорциум « Н е д р а »

64

4.5 Анализ работы УПН «Покровская»

Покровская установка подготовки нефти (УПН) предназначена для получения:

-обезвоженной, обессоленной и стабильной нефти 1 группы качества;

- очищенной и дегазированной пластовой сточной воды, используемой в системе заводнения Покровского месторождения.

Технологическая схема УПН приведена на рисунке 4.4.

Процесс подготовки нефти на Покровской УПН осуществляется в несколько ступеней:

1.Сепарация и предварительное обезвоживание.

2.Полная (нулевая) сепарация.

3.Нагрев.

4.Глубокое (термохимическое) обезвоживание.

5.Обессоливание.

6.Отдувка легких фракций и частичное удаление сероводорода.

Установка построена в соответствии с проектом института «Гипровостокнефть» и введена в эксплуатацию в 1972

году. В настоящее время проводится реконструкция Покровской УПН по проекту ГУП «Салаватгипронефтехим».

Покровская УПН расположена в Грачевском районе Оренбургской области.

Консорциум « Н е д р а »

65

Производительность установки за 2016 год составила:

•по товарной нефти – 7 млн. 913,343 тыс. тонн / год;

•по жидкости – 12 млн. 439,8 тыс. тонн / год;

•по воде – 4 млн. 526, 6 тыс. тонн / год;

•по газу 85 млн. м3 / год

Консорциум « Н е д р а »