Сорочинско-Никольского месторождения

66

Технологическая схема УПН «Покровская»

Рис.4.4

Консорциум « Н е д р а »

67

Характеристика исходного сырья Сырьем для УПН является газонасыщенная и обводненная (до 60-70%) смесь нефтей Покровского,

Пронькинского, Воробьевско-Никифоровского, Рябинового, Пасмуровского месторождений с общим названием

«Покровская нефть», а также сепарированная и обезвоженная до 7 % нефть с Сорочинско-Никольской установки предварительного сброса воды – «Сорочинская нефть». Готовой продукцией является обезвоженная и обессоленная нефть 1 группы качества согласно ГОСТ Р 51858-2002 с содержанием воды до 0,5 % и солей до 100 мг/л.

В качестве вспомогательных продуктов, используемых в процессе подготовки нефти, применяется деэмульгатор ДИН-12Д.

Попутно добываемая пластовая вода, отделяемая в процессе обезвоживания и обессоливания нефти, после очистки от нефти и механических примесей используется в качестве рабочего агента при заводнении продуктивных пластов.

Характеристика сырья, нефтяного газа, деэмульгаторов, пластовой воды и ингибиторов солеотложений приводится ниже.

Характеристика готовой продукции

Готовой продукцией установки предварительного сброса пластовой воды являются:

−газ с давлением 0,25– 0,6 МПа и точкой росы плюс 11 оС;

−обезвоженная и обессоленная нефть 1 группы качества;

−пластовая сточная вода, дегазированная и очищенная до установленных норм, которая используется в качестве рабочего агента для заводнения Покровского месторождения, так как пластовая вода содержит сероводород, ее не рекомендуется использовать для заводнения продуктивных пластов, не содержащих сероводород.

Характеристика применяемого деэмульгатора

Консорциум « Н е д р а »

68

В настоящее время на Покровской УПН применяют реагент-деэмульгатор ДИН-12Д.

Реагент-деэмульгатор предназначен для введения в поток нефти с целью разрушения водонефтяных эмульсий в

системе нефтедобычи и нефтеподготовки.

Состав и физико-химические свойства реагента-деэмульгатора ДИН-4 приведены в таблице 4.5.

Таблица 4.5

Состав и физико-химические свойства реагентов-деэмульгаторов

Характеристика метанола (СН3ОН) – реагента для предотвращения гидратообразования Для предотвращения гидратообразования применяют специальные ингибиторы-спирты, гликоли. Наиболее

распространенным ингибитором является метанол.

Метиловый спирт - метанол, химическая формула СН3ОН, молекулярная масса 32,04 представляет собой бесцветную жидкость с резким запахом, без механических примесей.

Консорциум « Н е д р а »

69

Метанол - сильнодействующий яд. Смешивается с водой в любых соотношениях без следов помутнения.

Введенный в поток газа, метанол, смешиваясь с водяными парами, переводит их в спиртоводный раствор с низкой температурой замерзания. Контактируя с гидратами углеводородов, метанол разрушает их.

На Покровской УПН применяется метанол, выпускаемый предприятиями химической промышленности в соответствии с требованиями ГОСТ 2222-95.

Основные показатели и требования, предъявляемые к метанолу по указанному ГОСТу, приводятся в таблице 4.6.

Консорциум « Н е д р а »

70

Таблица 4.6

Физико-химические свойства метанола

Консорциум « Н е д р а »

71

Описание процесса подготовки нефти.

Процесс подготовки нефти на Покровской УПН включает следующие технологические операции:

1.Сепарация нефти Сорочинского потока.

2.Нагрев, предварительное обезвоживание и сепарация нефти Покровского потока.

3.Нагрев и глубокое обезвоживание смеси нефтей Сорочинского и Покровского потоков.

Консорциум « Н е д р а »

72

4.Обессоливание нефти.

5.Отдувка из нефти легких фракций и сероводорода.

Нефтяная эмульсия на УПН поступает двумя потоками: с месторождений Покровского направления

(Пронькинского, Воробьевско-Никифоровского, Рябинового, Пасмуровского) и с месторождений НГДУ

«Сорочинскнефть» (Сорочинский поток).

Нефтяная эмульсия Пронькинского потока поступает на предварительный нагрев на печи П-3,4, где нагревается с 5 (зимой) оС до 35-40 оС, после чего направляется на входную гребенку, и смешиваясь с нефтяной эмульсией

Покровского потока проходит дальнейшую сепарацию и обезвоживание.

Покровский поток поступает на УПН по двум трубопроводам Ду 500 мм, в которые подается деэмульгатор из блочной реагентной БР-2,5, после чего направляется в трехфазные сепараторы ТФС-1,2,3, подключенные параллельно, в

которых происходит сепарация газа и отделение свободной пластовой воды (ориентировочно 30 - 40% от ее общего содержания в нефти).

Сепараторы ТФС-1,2,3 объемом 100 м3, оборудованные уровнемерами LICA 1, 3, 11 для контроля уровня раздела фаз нефть-газ, и уровнемерами LICA 5, 6, 7 для контроля уровня раздела фаз нефть-вода, датчики давления PICA 8, 9, 10

для контроля давления в аппарате, датчиками температуры TT 2, 4 4а для измерения температуры по входу эмульсии,

выходу эмульсии и газа. Уровень раздела фаз газ-нефть в сепараторе ТФС-3 поддерживается за счет клапана LCV15,

размещенного на трубопроводе выхода нефти, а уровень раздела фаз «нефть-вода» в ТФС-1, 2, 3 поддерживается регулирующими клапанами LCV-11, 13, 16, размещенными на линии сброса пластовой воды.

Консорциум « Н е д р а »

73

Сепараторы также снабжены предохранительными клапанами СППК № 3, 3а, 4, 4а, 5, 5а для защиты их от превышения давления.

Сброс пластовой воды из трехфазных сепараторов ТФС-1, 2, 3 производится автоматически по уровню раздела фаз через регулирующие клапаны в общий коллектор сброса пластовой воды.

Газ из трехфазных сепараторов проходит через газовые сепараторы СЩВ-1,2,3, где отделяются капли жидкости и далее через регуляторы давления "до себя" PCV-10, 12, 14 направляется в общий коллектор. Газ из общего коллектора замеряется в узле учета газа и поступает в существующий компрессорный цех.

Нефть из трехфазных сепараторов ТФС-1,2,3 направляется в аппараты БУОН 1/1,2.

Технологической схемой предусмотрено, что нефть из трехфазных сепараторов ТФС-1,2,3 направляется в теплообменники ТА-1 ÷ ТА-6 для подогрева обратным потоком нефти. Обвязка теплообменников выполнена последовательно по прямому и обратному потокам, теплообменники ТА-1 ÷ ТА-6 оборудованы датчиками температуры

TIR 14 ÷ 19 и датчиками давления PIR 20 ÷ 25.

Для обеспечения возможности отключения двух теплообменников при их ремонте предусмотрены соответствующие байпасы по прямому и обратному потокам.

Нефть, из трехфазных сепараторов ТФС-1,2,3 или теплообменников, поступает в аппараты БУОН-1/1 и БУОН-1/2, в

которых происходит ее отстаивание и сброс пластовой воды до остаточного содержания в нефти 5 ÷ 10%. Аппараты БУОН-1/1, 2, объемом 200 м3, оборудованные уровнемерами LICA 28, 29 для контроля уровня раздела фаз, датчиками давления PIRA 26, 27 для контроля давления в аппарате, датчиком температуры TIR 11 для измерения температуры. Для

Консорциум « Н е д р а »

74

защиты от превышения давления БУОН-1/1, 2 также оборудованы предохранительными клапанами СППК № 10, 10а,

сброс с которых осуществляется в дренажную емкость ЕД-5.

Впроцессе отстаивания в аппаратах БУОН-1/1,2 из нефти выделяется газ, который затем вместе с нефтью подается

вбуферы-дегазаторы БД-3 и БД-4, где происходит дальнейшее разделение жидкости на нефть, пластовую воду и газ. Буферы-дегазаторы БД-3 и БД-4, объемом 200 м3, оборудованные уровнемерами LICA 32, 33 для контроля уровня раздела фаз нефть-газ и уровнемерами LICA 34, 35 для контроля уровня раздела фаз нефть-вода, датчиками давления

PICA 36, 37 для контроля давления в аппарате. Для защиты от превышения давления БД-3, 4 также оборудованы предохранительными клапанами СППК № 6, 6а, 7, 7а сброс с которых осуществляется на факел низкого давления.

Пластовая вода из аппаратов БУОН-1/1,2 и буферов-дегазаторов БД-3,4 автоматически по уровню раздела фаз через регулирующие клапаны LCV 17, 18, 21, 23 направляется на блок водоподготовки.

Газ из БД-3 и БД-4 проходит регулятор давления PCV-19 "до себя", смешивается с потоками газа из БД-1 и БД-2, из сепараторов С-2/3,4,5 и С-5/1,2 через узел учета газа направляется на установку сероочистки ГКС.

Нефть из БД-3 и БД-4 автоматически по уровню через регулирующие клапаны LCV-20, 22 направляется в емкость дегазации Е-2, откуда поступает на прием насосов Н-1/4 и Н-1/7, Н-1/8, или в резервуары хранения сырой нефти РВС-5 ÷

8.

Схемой предусмотрен сброс газа в газопровод II ступени сепарации или на факел низкого давления.

Сырая нефть Сорочинского потока поступает на УПН по двум трубопроводам Ду 300 мм и направляется в буферы-

дегазаторы БД-1 и БД-2, в которых из нефти отделяется газ и пластовая вода. Буферы-дегазаторы БД-1 и БД-2 объемом 200 м3, оборудованные уровнемерами LICAH 171, 172 для контроля уровня раздела фаз нефть-газ и уровнемерами LICAH

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 »