Кабановского месторождения

26

Технологическая схема установки подготовки нефти на Кабановском месторождении.

Рис.1.3

Консорциум « Н е д р а »

31

Описание технологической схемы УПН «Кабановская» и технологического процесса.

Подготовка нефти на Кабановской УПН включает в себя следующие основные стадии:

•учет поступающей нефтяной эмульсии;

•обработка поступающего сырья реагентом-деэмульгатором;

•сепарацию нефти от газа;

•предварительное обезвоживание нефти;

•нагрев сырой нефти;

•глубокое обезвоживание нефти;

•приём нефти и нефтешлама на установку из автоцистерн;

•обработка ловушечной нефти;

•обезвоживание и обессоливание с использованием пресной воды;

•сепарацию товарной нефти (стабилизация);

•хранение и откачка товарной нефти потребителю.

Технологической схемой предусмотрено поступление продукции скважин на УПН двумя потоками:

I поток (Н1) – водогазонефтяная эмульсия с участков Кабановского, Северо-Красноярского, Ново-Михайловского и Завьяловского месторождений;

II поток (Н2) - обезвоженная нефть с Карповской УПСВ БЛОК КОНЦЕВОЙ СЕПАРАЦИИ НЕФТИ

Консорциум « Н е д р а »

32

Поток Н1 водогазонефтяная эмульсия, по трубопроводу Ду – 250 направляется в емкость Е-2/1 (1 ступень сепарации), где производится разгазирование эмульсии, уровень раздела фаз контролируется по прибору «Гамма-8», выделившийся газ через газовый трап ТГ используется в котельной и на собственные нужды для работы ПП-1,6 №№ 1,2. Высота уровня раздела фаз и давление сепарации задаются в карте технологического режима. Оперативный контроль давления сепарации осуществляется визуально по манометру типа ОБМ – 160, Р – 0-0,4Мпа; 1,5 периодически (при обходах). Температура эмульсии и газа соответствует окружающей среде (летом +16 - +180С; зимой +4 - +60С) и в технологическом процессе не контролируется. Возможно направлять поток Н1 напрямую в Е-2/4, минуя Е-2/1.

Отсепарированная в Е-2/1 эмульсия направляется в Е-2/4 (на 2-ю ступень сепарации), или минуя её на ступень предварительного сброса воды (в РВС-12, отстойники Е-6/1,2).

Выделившийся газ направляется на факельную свечу. Уровень раздела фаз контролируется по прибору «Гамма-8». Высоты уровней раздела фаз и давления сепарации задаются в карте технологического режима. Оперативный контроль давления сепарации осуществляется визуально, по манометру типа ОБМ-160, Р-0-0,4 МПа; 1,5

БЛОК ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ Блок предварительного сброса пластовой воды состоит из РВС-1000 № 1/1 (12), подпорных и дренажных насосов К-

160/30 3 шт. и емкостей Е-6/1,2 (V-100 м3).

Водонефтяная эмульсия со 2-й ступени сепарации может направляться или в РВС-1/1(12) или в емкости Е-6/1,2.

Возможна совместная работа сырьевого РВС -1/1(12) и емкостей Е-6/1,2.

Нефть со 2-й ступени сепарации (Е-2/4) по трубопроводу Ду-200 мм поступает на вход в РВС-1/1(12). В эту же линию подается горячая дренажная вода с отстойника глубокого обезвоживания О-1, с остаточным содержанием

Консорциум « Н е д р а »

33

деэмульгаторов. Контроль уровня жидкости в РВС и раздел фаз «нефть-вода» осуществляется по прибору «Гамма-7»,

показания которого выведены в операторную. Для визуального контроля за разделом фаз и отбора проб резервуар оборудован смотровыми краниками, расположенными на уровнях 1, 2,3, 4, 5м от днища РВС. Отстоявшаяся в РВС, вода насосами К-160/30 НВ-3,4 сбрасывается на ОЧС для последующей закачки в систему ППД.

Нефть, через подъёмную трубу (позволяющую производить отбор с разных уровней) подпорным насосом К-160/30

НН-7 подается на прием сырьевых насосов НН-1,2.

Предусмотрены 2 варианта работы отстойников Е-6/1,2: последовательная и параллельная. В емкостях Е-6/1, Е-6/2

происходит частичное разделение водонефтяной эмульсии на нефть и воду. Вода скапливается в нижней части аппарата,

откуда сбрасывается по линии напорной (герметизированной) канализации в общий трубопровод Ду=200 и на очистные сооружения, где после очистки закачивается в систему ППД.

Частично обезвоженная (до 5%) и разгазированная эмульсия из верхней части аппарата, совместно с потоком Н2(обезвоженная нефть с Карповской УПСВ), направляется по трубопроводу Ду=200 на прием сырьевых насосов НН-

1,2. Для регулирования уровня раздела фаз нефть – вода применяется прибор «Элита», который поддерживает уровень водяной подушки с помощью электрозадвижки. Допускается ручное регулирование уровня раздела фаз (задвижкой) при контроле за водяной подушкой по прибору «Элита» или пробоотборным краникам.

Давление в Е – 6/1,2 контролируется оперативно (при обходах) по манометру ОБМ – 160; 0-0,6 МПа; 1,5.

БЛОК СЫРЬЕВЫХ НАСОСОВ

Консорциум « Н е д р а »

34

На прием сырьевых насосов НН – 1,2, в трубопровод Ду=200 подается частично обезвоженная водонефтяная эмульсия из Е-6/1,2 или в трубопровод Ду-150 частично обезвоженная водонефтяная эмульсия из РВС-1/1(12)

подпорным насосом НН-7.

Кроме того, в трубопровод перед приемом насосов НН – 1,2 поступает обезвоженная нефть с Карповской УПН, которая по трубопроводу Ду=100 перепускается от узла учета ОУУН в трубопровод Ду-200 от емкостей Е-6/1,2. Также в этот трубопровод подаётся горячая дренажная вода по трубопроводу Ду-100 из дегидраторов ДГ-1,2.

С сырьевых насосов НН – 1,2 вся нефтяная эмульсия, содержащая дренажную воду поступает на блок нагрева на ПП-1,6 № 1,2.

На выкиде насосов НН – 1,2 необходимо поддерживать определенное давление, величина которого задается в карте технологического режима. При понижении и превышении давления сверх заданного на выкиде насосов НН – 1,2

осуществляется световая и звуковая сигнализация. Кроме того, для визуального оперативного контроля за давлением на выкиде насосов НН – 1,2 установлен манометр типа ОБМ – 160; Р – 0-1,6 МПа; 1,5

Возможно использовать насос НН-8 в качестве резервного сырьевого насоса. БЛОК ПУТЕВЫХ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ ПП-1,6

Подогрев нефтяной эмульсии осуществляется на блоке путевых подогревателей ПП-1,6 № 1,2. Топливом служит газ, выделившийся на 1-й ступени сепарации. Тип горелок - инжекционный. Количество горелок – 2. Подогреватель нефти ПП-1,6 оснащен приборами контроля, управления и автоматического регулирования СА-ПНГ.М-2И, обеспечивающими:

Технологический контроль:

Консорциум « Н е д р а »

35

Оперативный контроль температуры и давления на ПП-1,6 осуществляется визуально периодически (при обходах)

соответственно по термометрам (0 – 1000С) и манометрам типа ОБМ – 160; Р– 0-1,6 МПа; 1.

Консорциум « Н е д р а »