Карагайского месторождения

37

Консорциум « Н е д р а »

Примечание: На установке могут использоваться и другие реагенты, применяемые в ЦПНГ №6 и утвержденные к использованию в подразделениях ОАО «Самаранефтегаз».

Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Консорциум « Н е д р а »

39

В связи с тем, что пластовая вода Восточного и Карагайского месторождений несовместима по своему химическому составу, процесс предварительного обезвоживания нефти на установке организован двумя технологическими потоками

1.Девонский (включает продукцию Карагайского месторождения).

2.Девонский (включает продукцию Восточного, Гайдаровского месторождений и вводится в Е-2).

Обводнённая нефть с месторождений принимается на гребёнку, с которой Карагайский поток по трубопроводу, через задвижку №№ 1,44 поступает в концевой делитель фаз (КДФ). В КДФ происходит сброс основного количества свободной пластовой воды. Для улучшения разделения водонефтяной эмульсии в трубопровод перед КДФ подается реагент-деэмульгатор. Подача реагента осуществляется в количестве необходимым для обеспечения требуемого качества продукции установки, в пределах утверждённых норм.

Вода из КДФ по трубопроводу, через задвижку №47 сбрасывается в аппарат очистки воды 0-1. Аппарат очистки воды 0-1, предназначен для более тонкой очистки воды от нефтяной пленки. Очищенная вода, через задвижки №№ 60, 97, 70, 128 по трубопроводу поступают на вход насоса Н-8. Насос Н-8 подаёт очищенную воду в систему ППД.

Нефть, уловленная в аппарате 0-1 по трубопроводу, через задвижки №№ 63, 66 сбрасывается в дренажную ёмкость Е-4, либо через задвижки №№ 63, 67 в трубопровод перед нефтяным буфером Е-2. В дренажную ёмкость Е-4

производится также опорожнение аппаратов КДФ, Р-1, 0-1, Е-5 и сброс через газовый сепаратор ГС-3 жидкости с предохранительных клапанов у аппаратов КДФ, Р-1, Е-2, Е-1.

Предусмотрена также и другая схема подготовки, при которой с Гайдаровского месторождения нефть поступает через задвижку №105 на вход в емкость Е-2 (в случае вывода Е-2 – емкость Е-1). Нефть Восточного и Карагайского

Консорциум « Н е д р а »

40

месторождений через задвижки № 39, 3, 1 подается в КДФ, а вода из КДФ сбрасывается в отстойник О-1 через задвижки № 47, 114. Затем отстоявшаяся в О-1 вода через задвижки № 60, 59, 115, 87 поступает в емкость Е-1, а из нее через задвижки № 120, 121, 122, 136 подается на прием насоса Н-7, и через задвижки № 57, 128 - попадает на прием насоса Н-

8. Нефть из КДФ через задвижки № 46, 118, 84 подается в аппарат Р-1 (где происходит ее дополнительное отстаивание). После чего нефть из Р-1 через задвижки № 185, 49, 5 подается в Е-2 – для дальнейшей откачки на УПСВ «Горбатовская».

Предусмотрен аварийный сброс газа с ППК на факельную свечу через факельный сепаратор ГС-3 и ФС. Дренаж уловленной нефти с ГС-3 осуществляется в подземную емкость Е-4, с ФС на Е5 с последующей откачкой в Е4

Отделившееся пластовая вода периодически сбрасывается через задвижку №56. Реагент подается на общий поток Восточного и Карагайского месторождений.

Подача реагента осуществляется в количестве необходимым для обеспечения требуемого качества продукции установки, в пределах утверждённых норм.

Процесс обезвоживания жидкости 2 (Восточного) потока осуществляется в аппарате Р-1. Обводнённая нефть с месторождений принимается на гребёнку, с которой поток Восточного месторождения по трубопроводу, через задвижки №№ 39, 4, 78, 84 поступает в аппарат Р-1. В аппарате Р-1 происходит сброс основного количества свободной пластовой воды. Для улучшения разделения водонефтяной эмульсии в трубопровод перед задвижкой №39 подается реагент-деэмульгатор. Подача реагента осуществляется в количестве необходимым для обеспечения требуемого качества продукции установки, в пределах утверждённых норм.

Консорциум « Н е д р а »

41

Вода с аппарата Р-1, по трубопроводу, через задвижки №№ 116, 117, 87 направляется в водяной буфер Е-1, в котором происходит очистка пластовой воды и вывод уловленной нефти, через трубопровод с задвижкой №36 в нефтяной буфер Е-2. Очищенная вода выводится из аппарата Е-1, по трубопроводу, через задвижки №№ 120, 121, 122, 136 на насос Н-7. Насос Н-7 подаёт воду в систему ППД.

Обезвоженная нефть из КДФ по трубопроводу, через задвижки №№ 46, 119, 50, 52, 5 , и из Р-1, по трубопроводу, через задвижки №№ 185, 50, 51, 52, 5 направляется в нефтяной буфер Е-2. Буфер Е-2 выполняющий также функцию газосепаратора. Нефть из буфера Е-2 по трубопроводу, через систему задвижек поступает на вход насосов Н-1, 2, 3, 4, 5,

6 и откачивается на Горбатовскую УПСВ. На нефтяном буфере Е-2 (Е-1 в случае использования как нефтяного буфера) установлен уровнемер и сигнализатор уровня с выводом показаний в операторную (BW-25, LS 300), уровень жидкости в Е-1,2 регулируется изменением расхода жидкости насосами внешнего транспорта. Действия персонала при Мин. и Макс. уровнях в Е-2 описаны в таблице 6.2

Газ из нефтяного буфера Е-2 (Е1 при выводе Е2) объёмом по 100 м3 каждая, проходит через газовый сепаратор ГС-

1 и через измерительную линию системы измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ 847П.19-01 ПС. Затем попутный нефтяной газ поступает в газопровод.

Уловленные в ГС-1 продукты - нефть и конденсат собираются в дренажную ёмкость Е-3. В ёмкость ЕД предусмотрено опорожнение аппарата Е-2 промливневой канализации и утечки от торцевых уплотнений насосов. С поворотных пробоотборников, уровнемеров (КДФ, Р-1, О-1,) в дренажную ёмкость Е-4.

Консорциум « Н е д р а »

42

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 попутный нефтяной газ после сепарации Е2 (Е1 при выводе Е2) объёмом по 100 м3 каждая, через задвижки №11,12,15,83Г и ГС-3 поступает в измерительную линию системы измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ 800П.31-01-ТХ. Далее попутный нефтяной газ, через ФС направляется на факел. Задвижка №14 должна быть закрыта.

Сигнал с измерительных линий поступают на вторичный прибор УВП-280, установленный в операторной и предназначен для вычисления объема свободного нефтяного газа, приведённого к нормальным условиям. Вычислитель УВП-280А применяется в СИКГ совместно с первичными преобразователями расхода, датчиками давления и температуры.

На технологической площадке, а также в районе площадки дренажной емкости осуществляется непрерывно контроль загазованности окружающего воздуха с помощью сигнализатора загазованности типа «СТМ10»,

При превышении концентрации смеси углеводородов (С1-С6) в воздухе выше 20 % НКПВ (нижнего концентрационного предела взрываемости), срабатывает сигнализатор загазованности и подает сигнал в систему предупредительной сигнализации в операторную и на контролируемые площадки (световой и звуковой сигналы). При дальнейшем повышении концентрации углеводородов в воздухе и достижении 40 % НКПВ срабатывает второй порог сигнализатора.

Выводы и рекомендации

Консорциум « Н е д р а »

43

Установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) Карагайского месторождения. Карагайская УПСВ

предназначена для:

−сепарации газа от жидкости, поступающей по системе сбора со скважин Восточного, Гайдаровского и собственно Карагайского.

−отделения пластовой воды от нефти химико-гравитационным способом при естественной температуре;

−получения предварительно обезвоженной (до 10 %) нефти, пригодной для дальнейшего транспорта на УПСВ

«Горбатовское» и далее на НСП «Нефтегорское».

−получения сточной воды, пригодной для использования ее в системе поддержания пластового давления и сброса в поглощающие скважины;

−получения отсепарированного газа с давлением, обеспечивающим его дальнейший бескомпрессорный транспорт;

−сжигания газа на факельном хозяйстве в аварийных ситуациях.

Сырьем для данной установки служит продукция пластов девона Восточного (Д3vor; Д1’), Гайдаровского (Д1) и

собственно Карагайского (Д3vor, Д1) месторождений.

Вместе с нефтью попутно добывается нефтяной газ и пластовая вода. Готовой продукцией является разгазированная нефть и попутный газ.

Консорциум « Н е д р а »

44

5. Предварительная подготовка продукции на установке предварительного сброса воды (УПСВ)

«Горбатовская»

Горбатовская установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) предназначена для предварительной подготовки нефти добываемой на месторождениях ЦДНГ-6 и ЦДНГ-7.

Предварительная подготовка нефти заключается в разгазировании нефти и отделении попутно добываемой пластовой воды.

Попутный газ из аппаратов УПСВ сжигается на факеле.

Нефть после сброса пластовой воды с остаточным содержанием воды откачивается на нефтестабилизационное производство в г. Нефтегорск.

Выделенная на УПСВ пластовая вода откачивается на БКНС-3 для утилизации в поглощающие горизонты.

Горбатовская УПСВ входит в состав ЦПНГ-6 ОАО «Самаранефтегаз».

УПСВ расположена в 2 км от поселка Ровно-Владимировка Волжского района Самарской области.

В состав сооружений и оборудования установки входят:

•Нефтеотстойники 1-ой ступени НО-1, 2, 3, 4, 5, 6, 7

•Нефтеотстойники 2-ой ступени НО-8, 9.

•Дожимная насосная станция ДНС-1.

•Резервуарный парк с насосами внутренней перекачки нефти.

•Буферные емкости БЕ-1, 2.

Консорциум « Н е д р а »

45

•Резервуары подготовки пластовой воды.

•Насосная станция для подачи пластовой воды на БКНС-3.

•Площадки подогрева нефти путевыми подогревателями ПП-1,6.

•Реагентное хозяйство для подачи деэмульгатора.

•Канализационное и дренажное хозяйство.

•Факельное хозяйство.

•Автоматизированный узел учета факельного газа.

•Оперативный узел учета нефти № 242.

•Система подачи воды в пожарное кольцо.

Проектная производительность УПСВ:

Проектировщик и разработчик технологии – институт ОАО «Гипровостокнефть», г. Самара.

Срок ввода УПСВ в эксплуатацию – 1979 год. В 2001 г. проводилась частичная реконструкция по проекту ООО

«Совинтекс».

Характеристика сырья. Вспомогательных материалов и готовой продукции Характеристика сырья и готовой продукции

Консорциум « Н е д р а »