Ильменевского месторождения

48

Продолжение таблицы.1.9

Консорциум « Н е д р а »

49

Консорциум « Н е д р а »

50

Продолжение таблицаы.1.9

Консорциум « Н е д р а »

51

Технологический процесс на ДНС - УПСВ «Бариновская» сводится к приему, первичной сепарации с выделением попутного газа, частичного обезвоживания и последующей транспортировке пластовой жидкости (нефти) на УПН

(НСП) г. Нефтегорск и попутного газа на Нефтегорский ГПЗ.

Пластовая жидкость (нефть) со скважин Бариновско-Лебяжинского месторождения и с Широкинской ДНС поступает в сепаратор С-2 (3, 4), где происходит первичная сепарация (разгазирование) нефти при давлении 2,8 – 5,0

кгс/см2. Обводненность поступающей нефти достигает 50 – 60 % об.

Пластовая угленосная нефть содержит значительное количество пластовой воды, сероводорода, сероорганических соединений, которые являются коррозионноактивными соединениями, пластовая девонская нефть содержит большое количество сульфатов железа и других соединений. Для защиты оборудования в поток нефти вводится ингибитор коррозии СНПХ 6301 в смеси с аммиачной водой. Обработка девонской и сернистой нефтей производится совместно – в

одном потоке.

Консорциум « Н е д р а »

52

После сепараторов нефть поступает в нефтеотстойники Н-1 (2 – 5), где происходит расслоение водонефтяной эмульсии на нефть и воду. Для интенсификации разделения эмульсии на фазы в нефтяной поток подается деэмульгатор в количестве до 170 г/т. Далее отделившаяся нефть с верха отстойников поступает в буферные емкости Б-1, 2. Пластовая (сточная) вода поступает в водоотстойники В-1 (2 – 6), где при давлении 3 – 5 кгс/смс2 происходит отделение остаточной нефти от пластовой воды. Далее пластовая вода отводится в дегазаторы Д-1 (2, 3), где происходит полная дегазация воды, газ направляется на факел, уловленная нефть отводится в РВС через сепаратор С-1, пластовая вода отводится на КНС и далее на заводнение пластов в нагнетательные и поглощающие скважины. Полученный попутный газ подается частично на факел, основная часть подается на Нефтегорский ГПЗ.

Пластовая жидкость (нефть) с обводненностью 50 – 60 % об. с месторождений под давлением системы сбора и температурой 20 – 27 °С поступает по нефтесборным коллекторам в сепаратор С-2, (С-3, С-4) через узел переключающих задвижек. Сепаратор С-1 используется для разгазировании II ступени сепарации и в аварийных ситуациях

Сепаратор С-2, горизонтальный цилиндрический аппарат со эллиптическими днищами, объемом – 100 м3.

Сепаратор снабжен предохранительным клапаном. Аварийный сброс газа осуществляется на свечу сжигания. Сепараторы С-3, С-4 имеют аналогичную конструкцию, объем и габариты.

В поток входящей в сепараторы жидкости подается деэмульгатор Реапон-4В или Нордек-323 в количестве до 170

г/т.

Подача производится с помощью блочной дозировочной установки БР-2,5-№ 1, 2, 3.

Консорциум « Н е д р а »

53

В сепараторе С-2, (С-3, С-4) при давлении 2,8 – 5,0 кгс/см2 происходит разгазирование нефти.

Попутный газ из С-2 (3, 4) подается в газосепаратор Г-1 объемом 50 м3, где происходит отделение капельной жидкости (конденсата). Газ из газосепаратора Г-1 под свои давлением отводится на Нефтегорский ГПЗ и частично подается для функционирования факела. Конденсат из газосепаратора отводится в сепаратор С-1. Сепараторы С-2, С-3,

С-4 взаимозаменяемы и могут использоваться для разгазирования сернистых и девонских нефтей.

Уровень в сепараторах в пределах 30 – 60 % контролируется уровнемерами РУПШ и У-1500 с сигнализацией на

Регулирование уровня и давления в сепараторах осуществляется вручную задвижками. Водонефтяная эмульсия из сепараторов С-2, (3, 4) поступает в нефтеотстойники НО-1, 2, 3, 4, 5, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду при давлении от 2,8 до 5,0 кгс/см23 и температуре 20 – 27 °С.

Нефтеотстойники работают полным сечением.

Нефтеотстойник НО-1, (2, 3, 4, 5) представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами типа БУОН-1ДГ-200-10Н объемом 200 м3.

Нефтеотстойники НО-1, 2, 3, 4, 5 при необходимости используются для обработки сернистой и девонской нефти.

Уровень раздела фаз «нефть – вода» в нефтеотстойниках контролируется пробоотборниками (в четырех точках по вертикали) и регулируется задвижками.

Консорциум « Н е д р а »

54

Давление в нефтеотстойниках контролируется техническими манометрами МТП-160-10 и регулируется вручную задвижками.

Нефтеотстойники Н-1, (2, 3, 4, 5) взаимозаменяемы при обработке как сернистых, так и девонских нефтей.

Отделившаяся пластовая вода из нижней части нефтеотстойников НО-1, 2, 3, 4, 5 направляется в водоотстойники В-

1, 2, 3, 4, 5, 6, где происходит отделение остаточной нефти при давлении до 5,0 кгс/см2 откуда через узлы учета поступает в Д-1, 2, 3..

Водоотстойники работают полным сечением.

Водоотстойник В-1, (2, 3, 4, 5, 6) представляет собой горизонтальный цилиндрический сосуд с эллиптическими днищами объемом 200 м3.

Отделившаяся уловленная нефть из водоотстойников периодически один раз в сутки сбрасывается через С-1 в РВС.

Пластовая (сточная) вода из водоотстойников через счетчики расходомеры отводится в дегазаторы Д-1, 2, 3

объемом 100 м3, где происходит разгазирование пластовой воды с выделением попутного растворенного газа, который сбрасывается на факел.

Разгазированная пластовая вода пластов «Д» и «С" из дегазаторов Д-1, 2, 3 по отдельным трубопроводам отводится на КНС и насосами КНС закачивается в нагнетательные и поглощающие скважины системы ППД.

Обезвоженная нефть из нефтеотстойников НО-1, 2, 3, 4, 5 поступает в буферные емкости Б-1, Б-2 объемом 32 м3, 25

м3.

Консорциум « Н е д р а »

55

Далее нефть насосами внешнего транспорта №№ 1, 2, 3, 4 через узел учета откачивается на УПН (НСП) г.

Для закачки реагента (деэмульгатора) применяются три установки БР-2,5 с насосами НД 1.025/40 емкостью 50 м3.

Для приема нефти в аварийных случаях имеются два резервуара РВС-1 объемом 3000 м3 и РВС-2 объемом 2000 м3.

Для приема дренажей из аппаратов имеются два резервуара траншейного типа (РТТ) объемом по 2000 м3 каждый Для промышленных стоков имеется бетонная емкость объемом 5 м3 и металлическая емкость объемом 50 м3.

1. Продукция скважин Бариновского месторождения проходит УПСВ обводнённость продукции понижается до 6-

12 %. Таким образом, установка работает явно нерационально, т.к. она обязана понижать обводнённость продукции до 1

– 3 %. Для исправления сложившейся ситуации необходимо изменить подачу реагентов-деэмульгаторов, и установить дополнительные отстойники.

Консорциум « Н е д р а »

56

2. Газ после газосепаратора поступает в систему проектных газопроводов для транспортировки на ГПЗ. Часть газа используется для собственных нужд. В случае срабатывания СППК газ по газопроводу подается на факел аварийного сжигания газа. Газ используется рационально.

1.5 Анализ УПН

Наименование, назначение, месторасположение объекта.

Установки подготовки нефти № 1 и № 2 (УПН № 1, УПН № «) предназначено для обезвоживания, обессоливания и стабилизации девонских и угленосных нефтей. Схема УПН изображена на рисунке 1.6

ЦПНГ-5 находится на территории Нефтегорского нефтегазоносного района Самарской области вблизи г. Нефтегорска.

Состав сооружений объекта.

В состав сооружений объектов входят:

•установка подготовки нефти № 1;

•установка подготовки нефти № 2.

В состав установок подготовки нефти в свою очередь входят:

•теплообменники подогрева сырой нефти;

•электродегидраторы (работают как отстойники);

•отстойники;

•промежуточные (буферные) емкости для нефти;

Консорциум « Н е д р а »

57

•теплообменники стабильной нефти;

•колонна стабилизации нефти;

•печи подогрева нефти;

•насосы сырой нефти;

•насосы обессоленной нефти;

•насосы откачки стабильной нефти;

•насосы циркуляции стабильной нефти;

•насосы (орошения) для поддержания температуры верха колонны;

•насосы циркуляции щелочи;

•насосы подачи воды, реагента в процесс.

Также в состав установок входят емкости свежей воды, аварийная; бензосепараторы, холодильники – конденсаторы.

Консорциум « Н е д р а »