Ибряевского месторождения

38

Таблица 1.13

Физико-химические свойства нефти

Таблица 2.14

Физико-химические свойства попутно-добываемой воды

Консорциум « Н е д р а »

39

Определенные расчетом нормы качества сточной воды для закачки в продуктивные пласты Ибряевского месторождения приведены в табл. 1.15

Таблица 1.15

Нормы качества закачиваемой воды в пласт

Описание технологического процесса и технологической схемы Водонефтегазовая эмульсия с АГЗУ №1,5,6 через задвижку №1 и с УПСВ ДНС-3 через задвижку №2 по

нефтесборному трубопроводу поступает на УПСВ через задвижки №5,6 в сепаратор С-1, где происходит разгазирование жидкости. После обработке деэмульгатором эмульсия, проходя через задвижки №7,9,11,13,15 поступает в путевые подогреватели ПП-1,6 №1,2 через задвижки №10,12,14,16. после подогрева нефтяной эмульсии до 40-50 0С через задвижки №135,137,139 поступает в блок унифицированный обезвоживания нефти (БУОН) О-1/2 где под воздействием

Консорциум « Н е д р а »

40

деэмульгатора происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Рекомендуемый расход деэмульгатора в летнее время 30 г/т., в зимнее время 40 г/т. Давление в О-1/2 0,1-0,15 МПа, температура жидкости 35-40.

Обезвоженная нефть до 5% через задвижки №139,149,145,102,32 из О-1/2 направляется в буферные емкости О-3/1,2

объемом 100 м3, О-3/3 объемом 80м3 откуда нефть проходя через задвижки № 3,4,8,9,10,20,21 поступает на прием насосов ЦНС-60 №1,2 и далее через задвижки №17,19,13 узел учете нефти (счетчик F-1) и задвижки №12,23 в нефтесборный трубопровод ДНС-1 – УПСВ «Графская». Давление в О-3/1,2,3 0,01-0,06 МПа, температура нефти 25 0С. Давление на выходе насосов ЦНС №1,2 1,5 – 2,5 МПа. Для контроля за уровнем жидкости в буферной емкости О-3/3

используется прибор «ДУЖ» с выводом показаний на пульт в операторную УПСВ. Сброс утечек с сальников насосов ЦНС-60 №1,2 осуществляется в ДК №1.

Газ выделившийся в буферных емкостях О-3/1,2,3 проходя через задвижки №27,28,29 сжигается на факеле. На выходе газовой линии с О-3/3 для предотвращения образования гидратных пробок установлена метанольница.

Влетний период возможен вариант работы УПСВ по следующей схеме: С-1 – О-1/1,2 – О-3/1,2,3 (минуя ПП-1,6 №1,2 при ремонтных работах).

Влетний зимний периоды – по схеме:

С-1 – ПП-1,6 №1,2 – О-1/1,2 – О-3/1,2,3.

Отделившаяся пластовая вода в О-1/2 поступает через задвижки №140,141,144,35,36 направляется в напорные отстойники О-2/1,2 где происходит улавливание пленочной нефти. Далее через задвижки №37,38,39,132 пластовая вода с содержанием нефтепродуктов не более 50 мг/дм3 поступает в РВС-2000. Накопившаяся уловленная нефть в О-2,/1,2

Консорциум « Н е д р а »

41

путем отбора проб с верхней точки пробоотборников О-2/1,2 через задвижки №170,171,54 передавливается в буферные емкости О-3/1,2,3.

Накопившаяся нефть в РВС-2000 уровень которой контролируется прибором «ГАММА» через задвижку №134 сбрасывается в дренажные емкости Е-1, Е-2. Уровень в дренажных емкостях Е-1,2 контролируется прибором «РОС», при достижении максимального уровня дренажные емкости откачиваются через задвижку №89 в линию выхода с О-1/1

в буферные емкости О-3/1,2,3.

Отстоявшаяся и дегазированная пластовая вода с РВС -2000 через задвижку №132 и задвижки №45,46,53 поступает на прием шурфов №1,2,3 и далее через задвижки №47,48,52, через узел учета воды (счетчик F-1), 182,49 направляется на ВРП-1. На прием шурфов №4,5 через задвижки №132,161,162 далее через задвижки №159,160, узел учета воды (счетчик F-2), через задвижку №181 направляется на ВРП-4. Для защиты водоводов системы ППД от коррозии в пластовую воду через задвижку №38 подается ингибитор коррозии с рекомендуемой нормой расхода 20г/м3.

Отделившийся газ в С-1 через задвижки №61,62,63,67 и газ поступающий с УПСВ ДНС-3 через задвижку №206 направляется в осушитель С-4, где происходит улавливание конденсата который по мере накопления через задвижку №131 сбрасывается в дренажную емкость Е-1,2. Осушенный газ через задвижки №68,69,70 поступает в ШГРП под давлением 0,13-0,15 МПа. После регулятора давления «РДУК» через задвижку №72 под давлением 0,1 МПа и через задвижки №156, УУГ, №157,109,110 поступает на ПП-1,6 №1,2.

С целью защиты емкостей С-1, С-2, О-1/1,2, О-2/1,2, О-3/1,2,3 от разрушения при аварийном повышении давления на емкостях установлены предохранительные клапана СППК. Жидкость и газ с СППК С-1, С-2 сбрасывается на С-5, где

Консорциум « Н е д р а »

42

имеется дренажная емкость Е-5 для накопления где максимальный уровень контролируется прибором «РОС». С СППК О-1/1,2, О-2/1,2 сбрасывается в дренажные емкости Е-1, Е-2.

В аварийном случае с О-1/2 подогретая нефть после ПП-1,6 №1,2 через задвижку №25 направляется в О-1/1 где происходит разделение эмульсии на нефть и воду, далее через задвижку № 26,27,102,32 обезвоженная нефть до %5 направляется в буферные емкости на ДНС -1. отделившаяся в О-1/1 вода через задвижки №34,35,36 направляется в высоконапорные отстойники О-2/1,2.

При необходимости поток жидкости поступающий с АГЗУ №1,5,6 и УПСВ ДНС-3 можно направить в трубопровод ДНС-1 минуя УПСВ «Ибряевская» через электрозадвижку №3, закрыв электрозадвижки №5,32.

Выводы по УПСВ Ибряевская

1.На УПСВ Ибряевская осущестляется предсварительный сброс пластовых вод, до остаточной обводненности 5%, что является хорошим результатом, но недостаточным, необходимо обезвоживать до 2-3%.

2.Отделенная вода очищается в отстойниках, и закачивается в систему ППД Ибряевского месторождения.

3.Газ сжигается на факеле, необходимо установить путевой подогреватель, это позволит поднять уровень использования попутного газа до 95%, и улучшить обезвоживание продукции, благодарю предварительному подогреву продукции.

4.Далее нефть транспортируется на УПН Заглядинская, через УПСВ Графская и УПСВ Тархановская, на этих УПСВ продукция не проходит технологическую цепочку аппаратов, а только добавляется в поток к готовой продукции каждой УПСВ. На каждой УПСВ остаточная обводненность 5%.

Консорциум « Н е д р а »

43

1.5 Анализ УПН «Заглядинская»

Установка подготовки нефти (УПН) «Заглядинская»предназначена для разгазирования и обезвоживания пластовой нефти, приходящей с установок предварительного сброса воды следующих месторождений: Тархановского,

Березовского, Графского, Школьного, с целью получения подготовленной кондиционной нефти по ГОСТ Р51858-2002.

Технологическая схема УПН «Заглядинская» представлена на рис.4.5

Состав сооружений

•технологическая площадка сепарации нефти I, II ступеней;

•резервуарный парк сырой и товарной нефти;

•нефтенасосная сырой и товарной нефти (операторная);

•площадка теплообменников сырой нефти;

•площадка отстойников нефти I, II и III ступеней;

•горячая сепарация нефти;

•резервуар пластовой воды;

•насосная пластовой воды;

•реагентное хозяйство;

•факельное хозяйство;

•нефтеналив в автоцистерны;

•котельная;

Консорциум « Н е д р а »

44

•бокс-стоянка с хозяйственными помещениями;

•административное здание (лаборатория);

•нефтяной амбар.

Производительность установки

•по пластовой жидкости (нефти) – 3900 т/сут.;

•по нефти при обводненности до 70 % – 1900 т/сут.;

•по нефти при обводненности до 30 % - 2740 т/сут.

Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Пластовая жидкость (обводненная нефть) поступает на 1 ступень сепарации в сепараторы С-1, С-2. Сюда же с помощью НДУ-1 может подаваться деэмульгатор.

Сепаратор С-1, (С-2) горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами. Сепаратор снабжен предохранительным клапаном.

В сепараторах С-1, С-2 при давлении до 8,0 кгс/см2 в С-1 и до 8,0 кгс/см2. В С-2 и естественной температуре происходит отделение растворенного попутного нефтяного газа от пластовой жидкости. Давление в сепараторах контролируется по месту с помощью манометров, а также датчиками давления с выводом показаний в операторную.

Контроль уровня жидкости осуществляется с помощью уровнемера с выводом показаний и сигнализацией в операторной.

Выделившийся газ по трубопроводу направляется в газовый сепаратор (конденсатосборник) КС-1.

В КС-1 подается и попутный нефтяной газ с ДНС 2-го сборного пункта Якушкинского месторождения.

Консорциум « Н е д р а »

45

Газовый сепаратор горизонтальный аппарат с эллиптическими днищами объемом 50 м3 , снабжен предохранительным клапаном.

Попутный газ из сепаратора КС-1 подается на технологические нужды котельной. Давление газа в сепараторе поддерживается в пределах 0,2-1,0 кгс/см2. Регулирование давления и уровня в КС-1 производится вручную задвижками.

Отделившийся в газосепараторе газоконденсат сливается в нефтеловушку.

При невостребованности газа в котельной он может направляться через узел учета газа (УУФГ) на факел через регулировочный клапан.

Консорциум « Н е д р а »

46

Технологическая схема УПН «Заглядинская»

Рис 1.6

Консорциум « Н е д р а »

47

КС-1 в летнее время используется как пожарный водоем объемом 50 м3 для противопожарных целях.

Частично разгазированная пластовая жидкость из сепараторов С-1, С-2 подается на 2 ступень сепарации в сепаратор С-3 или С-4. Для замера расходов сырьевых потоков на трубопроводах входа в сепаратор С-3, С-4

установлены расходомеры.

Регулирование давления и уровня жидкости в сепараторах С-1, С-2 производится регулирующим клапаном,

установленным на выходе газа из аппарата или запорной арматурой вручную.

В С-3 (С-4) поступает и частично разгазированная пластовая жидкость с УПСВ Графскоого месторождения.

Сепаратор С-3 (С-4) горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами объемом 50 м3,

снабжен предохранительным клапаном. Регулирование давления и уровня в С-3 (С-4) осуществляется вручную задвижками.

В сепараторе С-3 (С-4) при давлении 0,3-1,0 кгс/см2 и естественной температуре происходит отделение попутного газа. Выделившийся газ направляется через узел учета газа (УУФГ) на факел.

Разгазированная обводненная нефть из С-3 (С-4) поступает в сырьевой резервуар РВС-4 (при ремонте РВС-

4 обводненная нефть поступает в резервуар РВС-5, который имеет обвязку как технологического, так и сырьевого РВС). Также в РВС-4 (РВС-5) подается частично обезвоженная и разгазированная жидкость с УПС.

Технологической обвязкой предусмотрена и параллельная работа сырьевых РВС-4 и РВС-5 (в РВС-4 поступает жидкость с С-3 (С-4) в РВС-5 жидкость с УПСВ). Жидкость с УПСВ также непосредственно может подаваться на сырьевые насосы Н-10, Н-11.

Резервуар сырой нефти РВС-4 вертикальный цилиндрический аппарат с плоским днищем и купольной кровлей, объемом 3000 м3.

Консорциум « Н е д р а »