Ильменевского месторождения
.pdf
|
|
|
28 |
Производительность установки: |
|
|
|
По обводненной нефти (продукция скважин) – до 11000 м3/сутки. |
|
|
|
По попутному газу – до 100 тыс.м3/сутки. |
|
|
|
Состав сооружений: |
|
|
|
В состав технологической схемы ДНС «Широкинская» входят следующие сооружения: |
|
||
сепаратор С-1, 2 – 2 шт; |
|
|
|
газосепаратор ГС – 1 шт; |
|
|
|
блок подачи реагентов УБР-063/2У – 1 шт.; |
|
|
|
нефтенасосная станция – 4 насоса ЦНС; |
|
|
|
узел учета нефти (УУН); |
|
|
|
узел учета факельного газа (УУФГ); |
|
|
|
узел |
учета |
газа |
(СИКГ); |
Консорциум « Н е д р а »
29
Рис.1.4
Консорциум « Н е д р а »
30
узел учета воды (УУВ);
емкость для приема реагентов;
трубный водоотделитель;
емкости канализационные ЕК-1-5;
операторная.
СЦВ-Г (сепаратор центробежный вертикальный газовый)
Сырьем для данной установки служит нефтепродукция скважин Ильменёвского, Западно-Коммунарского месторождений. Обводненность добываемой нефти достигает до 70%, плотность разгазированной нефти 0,85-0,89 г/см3.
Вместе с нефтью попутно добывается нефтяной газ и пластовая вода. Готовой продукцией является разгазированная нефть и попутный газ.
Характеристика нефти и газа приведена в таблице 1.8.
Таблица 1.8
Характеристика исходного сырья, реагентов, изготовляемой продукции
№ |
Наименован |
|
|
|
|
Норма |
по |
|
|
|
|
Номер государственного |
Показатели |
|
ГОСТ, |
ОСТ, |
Область |
||||
|
ие |
сырья, |
или |
отраслевого |
|
СТП, |
ТУ |
|||
|
материалов, |
качества, |
|
применения |
||||||
|
стандарта, |
технических |
для |
(заполняется |
||||||
|
реагентов, |
условий, |
стандарта |
обязательные |
при |
|
изготовляемой |
|||
|
изготовляемо |
проверки |
|
|
продукции |
|||||
|
й продукции |
организации |
|
|
|
необходимост |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
и) |
|
|
|
1 |
|
Нефть |
|
|
1. Содержание, % |
|
|
После |
||
|
разгазирова |
|
|
вес |
|
|
|
обезвоживания |
||
|
нная |
ГОСТ 1437-75 |
серы |
|
1,2-2,0 |
|
и обессоливания |
|||
|
|
|
МВИМ-0495/98 |
|
|
|
|
на |
установке |
|
Консорциум « Н е д р а »
31
|
|
ГОСТ 11858-66 |
смол |
|
2,7 – 5,7 |
комплексной |
|
|
ОСТ 39-112-8а ГВН |
силикагелевых |
|
обработки |
|
|
|
ГОСТ 11858-66 |
асфальтенов |
3,8-5,0 |
нефти служит |
|
|
|
ОСТ 39-112-8а ГВН |
|
|
|
как сырье для |
|
|
Методика ГипВН |
асфальтенов |
1,14 – 4,9 |
нефтепереработ |
|
|
|
№ 224.12.01.095/2003 |
|
|
|
ки на НПЗ. |
|
|
ГОСТ 20287-91 |
2.2.Температура |
минус 3,7 |
|
|
|
|
|
застывания, °С |
– 18,0 |
|
|
|
|
ГОСТ 3900-85 |
3.3. |
Плотность |
0,85 – 0,89 |
|
|
|
|
при 20 °С, г/см3 |
|
|
|
|
|
ГОСТ 33-2000 |
4.4. Вязкость при |
8,8 – 34,7 |
|
|
|
|
|
20 °С, МПа*с |
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
32
Продолжение таблицы 1.8
|
|
|
|
5. |
Содержание |
|
|
|
|
|
|
|
|
нефти, % масс. |
|
|
|
||
|
|
ГОСТ 2477-65* |
- вода |
|
41 - 50 |
|
|
||
|
|
|
|
- |
мехпримеси, |
по факту |
|
|
|
|
|
|
|
мг/л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- |
хлористые |
по факту |
|
|
|
|
|
|
|
соли, мг/л |
|
|
|
|
|
|
|
Методика ГипВН |
- углекислый газ |
следы |
|
|
|||
|
|
№ 224.10.097/2003 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Методика ГипВН |
- азот + редкие |
до 3,8 |
|
|
|||
|
|
№ 224.10.097/2003 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГОСТ Р 50802-95 |
- сероводород |
до 1,2 – 1,5 |
|
|
|||
2 |
Попутный |
Метод |
газового |
1. |
|
|
|
Поступает |
на |
|
нефтяной |
анализа |
|
Компонентный |
|
Нефтегорский |
|||
|
газ |
ГОСТ 5439-76*. |
состав, |
|
|
ГПЗ |
для |
||
|
|
|
|
% масс. |
|
|
дальнейшей |
|
|
|
|
|
|
Метан |
|
23,33 |
переработки. |
|
|
|
|
|
|
Этан |
|
21,45 |
|
|
|
|
|
|
|
Пропан |
|
23,37 |
|
|
|
|
|
|
|
И – бутан |
|
4,16 |
|
|
|
|
|
|
|
Н – бутан |
|
9,19 |
|
|
|
|
|
|
|
И - пентан |
|
2,17 |
|
|
|
|
|
|
|
Н - пентан |
|
1,98 |
|
|
|
|
|
|
|
Остаток (С6 + |
1,61 |
|
|
||
|
|
|
|
высшие) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Углекислый газ |
1,70 |
|
|
||
|
|
|
|
Азот+редкие |
10,52 |
|
|
||
|
|
|
|
Сероводород |
0,32 |
|
|
||
|
|
ГОСТ 3900-85* |
2. |
|
|
1,29 |
|
|
|
|
|
|
|
Относительная |
|
|
|
||
|
|
|
|
плотность |
газа, |
|
|
|
|
|
|
|
|
кг/м3 |
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
33
3 |
Пластовая |
Методика ГипВН |
1. Плотность, г/см3 |
1,17 – 1,18 |
|
|
вода |
№ 224.12.14.298/2003 |
|
|
|
|
|
ПНДФ № 141; 2; 3; |
2. |
Показатель |
5,6 – 6,0 |
|
|
4.121-97 |
активности |
|
|
|
|
|
водородных |
|
|
|
|
|
ионов, pH |
|
|
|
|
|
3. |
Ионный |
|
|
|
|
состав воды, мг- |
|
|
|
|
|
экв/л |
|
|
|
|
Методика ГипВН |
CL- |
|
4378 - 4499 |
|
|
№ 224.01.02.302/2003 |
|
|
|
|
|
Методика ГипВН |
SO42- |
|
14 - 24 |
|
|
№ 224.01.01.301/2003 |
|
|
|
|
|
Методика ГипВН |
HCO-3 |
|
1,0 – 1,97 |
|
|
№ 224.01.02.304/2003 |
|
|
|
|
|
Методика ГипВН |
Ca2+ |
|
242 - 888 |
|
|
№ 224.01.02.290/2003 |
|
|
|
|
|
Методика ГипВН |
Mg2+ |
|
103 – 1228 |
|
|
№ 224.01.02.300/2003 |
|
|
|
|
|
Методика ГипВН |
Na++ K+ |
3396 - 4181 |
|
|
|
№ 224.01.02.297/2003 |
|
|
|
Используется для заводнения нефтяных пластов.
Консорциум « Н е д р а »
34
Продолжение таблицы 1.8
|
|
ОСТ 39-234-89 |
4. |
|
Содержание |
100 |
– 200 |
|
||
|
|
|
|
сероводорода мг/л |
|
|
|
|
||
|
|
ГОСТ 21534-76* |
5. |
Минерализа-ция, г/л |
254 |
- 258 |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
Деэмульга |
ТУ |
6-05-221- |
1. |
Массовая |
доля |
50 |
± 5 |
Применяется |
|
|
тор |
711-83* |
|
основного вещества, % |
|
|
для разрушения |
|||
|
Реапон-4В |
|
|
вес. |
|
|
|
|
водонефтяных |
|
|
|
|
|
2. Температура, °С: |
минус 50 – |
эмульсий |
||||
|
|
|
|
застывания |
|
57 |
|
|
||
|
|
|
|
кипения |
|
66 |
|
|
||
|
|
|
|
3. |
Вязкость при 25 |
25 |
- 42 |
|
||
|
|
|
|
°С, сПз |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
4. Плотность, г/см3 |
0,9 – 0,93 |
|
||||
|
|
|
|
5. |
Растворимость: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
в воде |
|
плохо |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
растворим |
|
|
|
|
|
|
в нефти |
|
не растворим |
|
|||
|
|
|
|
2. |
Температура, °С: |
|
|
|
||
|
|
|
|
застывания |
|
минус 15 - 18 |
|
|||
|
|
|
|
кипения |
|
108 |
|
|
||
|
|
|
|
3. |
Вязкость при 20 °С, |
16,2 |
|
|||
|
|
|
|
сПз |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4. |
Плотность, г/см3 |
1,05 |
|
|||
|
|
|
|
5. |
Растворимость: |
|
растворим |
|
||
|
|
|
|
в воде |
|
плохо |
|
|||
|
|
|
|
в нефти |
|
растворим |
|
|||
5 |
Ингибитор |
|
|
1. |
Массовая |
доля |
50 |
± 5 |
Применяется |
|
|
коррозии |
|
|
основного вещества, |
|
|
для |
|||
|
СНПХ-6301 |
|
|
% вес. |
|
|
|
предотвращения |
||
|
|
|
|
2. Температура, °С: |
|
|
отложений солей |
|||
|
|
|
|
застывания |
|
минус 40 |
|
|||
|
|
|
|
кипения |
|
65 |
|
|
||
Консорциум « Н е д р а »
35
|
|
|
|
3. |
Вязкость при |
20 |
25 |
|
|
|
|
|
|
°С, мм2/с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4. |
Плотность, г/см3 |
0,94 |
|
|
|
|
|
|
|
5. |
Растворимость: |
|
|
|
|
|
|
|
|
в воде |
|
плохо |
|
|
|
|
|
|
|
в нефти |
|
растворим |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
растворим |
|
|
6 |
Деэмульга |
ТУ |
2458-011- |
1. Внешний вид |
|
Однородная |
Применяется |
||
|
тор |
57258729-2005 |
|
|
|
жидкость от |
для разрушения |
||
|
Decleave |
|
|
|
|
|
светло- |
|
водонефтяных |
|
R-1573 |
|
|
|
|
|
желтого |
до |
эмульсий. |
|
|
|
|
|
|
|
коричневого |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
цвета без мех. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
примесей |
|
|
|
|
|
|
2. |
Плотность |
при |
0,93 0,09 |
|
|
|
|
|
|
20 0С, г/см3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. |
Вязкость |
при |
Не |
более |
|
|
|
|
|
20 °С, м2/с |
|
170 |
|
|
|
|
|
|
|
4. |
Температура |
Не |
выше |
|
|
|
|
|
|
застывания, 0С |
|
минус 50 |
|
||
Консорциум « Н е д р а »
36
Примечание: На установке ДНС «Широкинская» могут использоваться и другие деэмульгаторы, применяемые в ЦПНГ №5 и утвержденные к использованию в подразделениях ОАО «Самаранефтегаз».
Описание технологического процесса и технологической схеме установки:
Технологический процесс на ДНС «Широкинская» сводится к приему, первичной сепарации с выделением попутного газа и последующей транспортировке пластовой жидкости (нефти) на Бариновскую УПСВ, попутного газа ГПЗ г.Нефтегорск.
Продукция Ильменевского месторождения проходит предварительную подготовку в трубном водоотделителе (ТВО), при этом отделившаяся попутная вода поступает на прием стендовых скважин № 2, 3 и далее утилизируется в поглощающих скважинах № 1101, 1102 Ильменевского месторождения. Частично обезвоженная нефть из ТВО вместе с попутным газом поступает в сепаратор С-1 (2), где происходит отделение попутного газа.
Пластовая жидкость (нефть) со скважин Мало-Малышевского, Западно-Коммунарского, Чаганского, Евгеньевской УПСВ, Западно-Коммунарской УПСВ поступает в сепаратор С-1, (2), где происходит первичная сепарация (разгазирование) нефти при давлении 4,0 – 6,0 кгс/см2, а с Ильменевского месторождения скважинная жидкость поступает в ТВО, где происходит частичное обезвоживание нефти. Нефть с остаточной обводненостью поступает в сепаратор С-1 (2), пластовая вода через узел учета воды идет на стендовые скважины №2, 3 и далее – в поглощающие скважины № 1101, 1102.
Консорциум « Н е д р а »
37
Нефть содержит значительное количество пластовой воды, сероводорода, сероорганических соединений, которые являются коррозионно-активными соединениями, пластовая девонская нефть содержит большое количество сульфатов железа и других соединений.
Всвязи с этим для защиты аппаратов и трубопроводов в нефтяные трубопроводы на входе на ДНС подается ингибитор коррозии. Для этой цели используются ингибитор коррозии СНПХ-6301. Закачка ингибиторов коррозии осуществляется согласно графика ингибирования трубопроводов.
Всборный коллектор Ильменевского месторождения за 50 м до ТВО производится закачка деэмульгатора марки
Decleave R-1573 (Реапон-4В).
Частично разгазированная, обезвоженная нефть откачивается насосами на Бариновскую УПСВ. Попутный газ под давлением сепарации через СЦВ-Г и узел учета газа отводится на Нефтегорский ГПЗ.
Пластовая жидкость Ильменевского месторождения под давлением системы сбора, с естественной температурой поступает по нефтесборному коллектору в ТВО через узел переключающих задвижек, где происходит частичное обезвоживание. ТВО представляет собой наклонный трубопровод диаметром 1020 мм с толщиной стенки 16 мм длиной 40 м, заглушенный на концах сферическими заглушками, установленный на опорах под углом 7 к горизонту. ТВО служит для разделения жидкости на нефть и воду. Для интенсификации процесса обезвоживания, в поток жидкости с Ильменевского месторождения подается деэмульгатор Реапон-4В или Decleave-R-1573 в дозировке 70 – 100 г/т. Подача деэмульгатора осуществляется при помощи блока реагентного хозяйства БР-2,5 через задвижку №18а, врезанную в сборный нефтепровод с Ильменевского месторождения, расположенную на расстоянии 50 м от трубного
Консорциум « Н е д р а »