Ильменевского месторождения

38

водоотделителя. Попутный газ, выделившийся на депульсаторе и водоотделителе, далее смешивается с нефтью в трубопроводе и поступает в С-1 (2).

На отметке 15 м от выхода нефти к нему подключены трубопроводы от депульсатора-трубопровода диаметром 1020

мм с толщиной стенки 16 мм и длиной 4 м. Жидкость с Ильменевского месторождения подается в депульсатор. С

верхней образующей депульсатора и трубного водоотделителя собирается отделившийся попутный газ и частично обезвоженная нефть. С нижней высотной отметки трубного водоотделителя отбирается отделившаяся попутная вода и через узел учета воды транспортируется к стендовым скважинам и далее утилизируется в поглощение.

Сепаратор С-1, (2) – горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами, объем – 200 м3.

Сепаратор снабжен предохранительным клапаном. Аварийный сброс газа осуществляется на свечу сжигания

Впоток входящей в сепараторы жидкости подается ингибитор коррозии. Ингибирование оборудования проводится согласно графика.

Всепараторе С-1, (2) при давлении 4,0 – 6,0 кгс/см2 происходит разгазирование пластовой жидкости (нефти).

Регулирование давления осуществляется вручную задвижками, контроль давления осуществляется по техническим манометрам, установленным на месте РI-1,2.

Уровень С-1, (2) контролируется уровнемерами РУПШ с сигнализацией на щите LIA-1,2.

Узел учета газа (СИКГ) включает расходомер FT-3, прибор для контроля давления газа PТ-1, РI-15, PI-21 прибор контроля температуры ТТ-2, TI-1.

Консорциум « Н е д р а »

39

В случае аварии на газопроводе, а так же при аварийных и плановых остановках НГПЗ, согласно действующей технологической схеме, в соответствии с ранее выполненным проектным решением, выделившийся газ через СЦВ-Г и узел учета факельного газа, через задвижку № 92,93 (94,95) направляется на факел.

Узел учета факельного газа (УУФГ) включает расходомеры СУРГ по расходу газа FT-4, 5, контроля давления PI-

16,17, РТ-2,3 приборы для контроля температуры ТТ-3,4 и TI-2,3. Расход газа, направляемого на факел, составляет до

100 тыс. м3/сут, давление газа до 0,55 МПа.

Жидкость (нефть) из нижней части сепараторов С-1, (2) насосами Н-1, 2, 3, 4 марки ЦНС 180×297 (насос Н-4) и

ЦНС 300×300 (насосы Н-1,2,3) откачивается по межпромысловому нефтепроводу диаметром 273×9 мм на ДНС - УПСВ

«Бариновская». Контроль давления на выкиде насосов производится по месту манометрами (приборы PI-3,4,5,6).

Давление жидкости в напорном трубопроводе на УПСВ «Бариновская» поддерживается в пределах 1,5 – 3,0 МПа

(15,0 – 30,0 мг/см2). Контроль давления в напорном коллекторе производится по месту манометрами (приборы PI-18,19).

В Ильменевский поток подается деэмульгатор при помощи БРХ-1 дозировочными насосами НД. Контроль за давлением на выкиде насосов контролируется ЭКМ ДМ2010 (PIS-1). В случае превышения уставок заданных параметров, срабатывает блокировка.

Учет жидкости, откачиваемой с ДНС «Широкинская» на УПСВ «Бариновская», производится с помощью узла учета по счетчикам типа «Турбоквант» (FT-1, 2). Учет сбрасываемой попутной воды с ТВО ведется по узлу учета сбрасываемой воды (УУВ) FT-6 (со счетчиком «Норд»). Давление на узле учета воды замеряется по месту манометром

PI-20.

Консорциум « Н е д р а »

40

Освобождение аппаратов и трубопроводов от остатков жидкости осуществляется в канализационные емкости № 1,2,3,5 уровень в которых замеряется по месту (приборы поз. LI-1,2,3,4).

Выводы и рекомендации.

1)С ДНС выходит частично обезвоженная нефть, с обводненностью 41-50%. Отделенная вода в поглощающие скважины. Отсепарированный газ на НГПЗ.

2)На ДНС «Широкинская» поступают значительные объемы продукции пластов девона и карбона, свойства которых как по воде, так и по нефти сильно отличаются друг от друга. Продукция которых, характеризующихся различными физико-химическими свойствами, а именно повышенным содержанием кальция и ионного железа в продукции терригенного девона и сульфатов, сероводорода в пластах карбона, на ДНС образуются пересыщенные растворы попутно добываемых с нефтью вод. Для предотвращения солевых отложений (включающих сульфаты и карбонаты кальция, сульфиды железа и другие виды минеральных солей) и защиты нефтепромыслового оборудования, настоящей работой рекомендуется подавать на входе в ДНС «Широкинская» два химических реагента. Одним из них является ингибитор коррозии (например, СНПХ-6301), а другой – ингибитор сульфатных отложений (например, СНПХ5312).

Консорциум « Н е д р а »

41

1.4 Анализ УПСВ

ДНС - УПСВ «Бариновская» предназначена для сбора, первичной сепарации, предварительного (частичного)

пластовой воды нефтепродукции со скважин Бариновско – Лебяжинской группы месторождений, Евгеньевского,

Можаровского, Западно-Коммунарского, Ильменьевского, Усманскогои Широкинского. Схема УПСВ приведена на рисунке 1.5

На месторождениях разрабатываются пласты угленосные и девонской нефтей А0, А4, А5, О2, Б02, В2, Д1, Д2, Д3, С3-1а,

О1-4.

На УПСВ подается нефтепродукция с Широкинской ДНС.

Частично разгазированная и обезвоженная нефть с УПСВ транспортируется насосами на Нефтегорскую НСП

(УПН) для дальнейшей подготовки.

Попутный газ сепарации под своим давлением подается на Нефтегорский ГПЗ для переработки.

Пластовая вода отводится на КНС и используется для заводненеия продуктивных пластов.

ДНС - УПСВ «Бариновская» расположена в 3 км к югу от села Бариновка, входит в состав ЦПНГ-5 ОАО

Консорциум « Н е д р а »

42

Узел учета нефти;

Канализационные колодцы;

Консорциум « Н е д р а »

43

Рис.1.5

Консорциум « Н е д р а »

44

Резервуары траншейного типа для приема дренажей V=2000 м3 - 2 шт.;

Нефтенасосная

Производительность установки По обводненной нефти (продукция скважин) – до 16000 м3/сутки.

По попутному газу – до 50 тыс.м3/сутки.

По пластовой воде - до 8000 м3/сутки.

Сырьем для данной установки служит нефтепродукция скважин Бариновско-Лебяжинского месторождения и нефтепродукция с Широкинской ДНС. Обводненность добываемой нефти достигает 60 % об., плотность 0,84 г/см3,

вязкость 6,5 МПа·С.

Вместе с нефтью попутно добывается нефтяной газ и пластовая вода.

Готовой продукцией является разгазированная нефть и попутный газ.

Характеристики их приведены в таблице 1.9

Таблица.1.9

Консорциум « Н е д р а »

45

Характеристика исходного сырья, реагентов, изготовляемой продукции

Консорциум « Н е д р а »

46

Консорциум « Н е д р а »

47

Консорциум « Н е д р а »