Карагайского месторождения

64

Характеристика вспомогательных материалов

С целью улучшения процесса разделения пластовой воды и нефти применяются реагенты - деэмульгаторы. На установке преимущественно применяется такой реагент, как ДИН-4, но также возможно применение и других реагентов.

Деэмульгатор ДИН-4 имеет следующие физико-химические свойства:

Внешний вид: - прозрачная жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета без механических примесей.

Растворимость: - растворяется в воде, низших спиртах и ароматических растворителях.

Вязкость при +20 оС, спз 48спз

Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

Описание технологического процесса

Технологический процесс предварительной подготовки поступающей на УПСВ пластовой жидкости (обводнённой нефти) заключается в разгазировании нефти и отделении пластовой воды.

Процесс обезвоживания нефти протекает в нефтеотстойниках.

Консорциум « Н е д р а »

65

Ввиду разницы удельного веса нефти и воды происходит их расслоение под действием сил гравитации.

Вода, как более тяжелая жидкость, собирается в нижней части аппарата, а нефть скапливается в верхней части аппарата.

Процесс расслоения нефтяной эмульсии ускоряется при обработке её деэмульгаторами, а также подогреве.

В процессе используется деэмульгатор марки ДИН-4.

Деэмульгатор способствуют разрушению центров (глобул) эмульгации, а подогрев способствует снижению вязкости нефти. Подогрев нефти может осуществляться в зимнее и в летнее время, так как температура поступающей нефти различных потоков летом колеблется от 17 С до 28 С, а зимой температура падает до 10-8 С.

Время нахождения нефти в отстойниках в процессе обезвоживания должно быть не менее 40-50 минут.

Уменьшение времени пребывания нефти в отстойниках ведет к неполному расслоению нефти.

На границе раздела фаз «нефть-вода» в отстойниках образуется трудно разделяющийся пограничный

(промежуточный) слой, который с течением времени может накапливаться в значительных количествах.

Образование промежуточного слоя, как правило, происходит, когда процесс обезвоживания происходит без подогрева, а также вследствие наличия в нефти значительного количества смол, парафинов и механических загрязнений.

Промежуточный слой (масса) выводится из аппарата вместе с пластовой водой.

Продукция скважин с месторождений ЦДНГ-6 и ЦДНГ-7 поступает на УПСВ пятью потоками в нефтеотстойники первой ступени (НО-1 – НО-7).

Консорциум « Н е д р а »

66

Первый поток – включает в себя продукцию скважин Горбатовского месторождения и поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-7.

Второй поток – включает в себя продукцию скважин Карагайского, Кудиновского, Восточного, Гайдаровского, Гараевского, Ясеневского месторождений, а также нефть откачиваемую с пункта слива нефти. Поток поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-1 либо НО-3. Для улучшения процесса обезвоживания обвязкой предусмотрена подача потока через путевой подогреватель ПП-1,6 №1. Продукция скважин с Кудиновской УПСВ направляется непосредственно в буферные емкости для дальнейшей перекачки (на подготовку в нефтеотстойники подается в необходимых случаях).

Третий поток – включает в себя продукцию скважин С-Дзержинского месторождения, Холмового купола и месторождений ЦДНГ-7. Поток поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-2 либо НО-6.

Четвертый поток – включает в себя продукцию скважин Рассветского и Колыванского месторождений. Поток поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-6 либо НО-5.

Пятый поток – включает в себя продукцию скважин Тверского и Подъем-Михайловского месторождений. Поток поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-3 либо НО-4. Для улучшения процесса обезвоживания обвязкой предусмотрена подача потока через путевой подогреватель ПП-1,6 № 1 или № 2.

Отделившаяся вода из нефтеотстойников первой ступени НО-1 – НО-7 подается в водяные резервуары РВС 2000 м3 №№2, 6, 7. Частично обезвоженная нефть, для дополнительной подготовки смешиваясь, поступает в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9, откуда вода подается в водяные резервуары РВС 2000 м3 №№2, 6, 7, а нефть с остаточным

Консорциум « Н е д р а »

67

содержанием воды под собственным давлением подается в буферные емкости. В буферных емкостях происходит сепарация нефти от газа. Далее нефть подается на прием насосов Н-1, 2, 3, 4 (ЦНС 180х425) и откачивается на НСП г. Нефтегорск, а газ через факельный сепаратор подается на факел.

При необходимости остановки откачки нефти, поток с нефтеотстойников второй ступени заводится в концевой газосепаратор для сепарации, откуда поступает в аварийные РВС 5000 м3 №№ 4, 5, 8, а газ через факельный сепаратор подается на свечу. В необходимых случаях возможен завод потока жидкости после первой ступени отстойников через концевой газосепаратор в резервуары, а также каждого потока с месторождений минуя технологию в концевой газосепаратор и далее в аварийные РВС.

Вода из водяных резервуаров насосами Н-8, 9, 10, 11, 12 (АХ 500/37, АХ 250-200-315) подается на БКНС-3 и далее в систему поглощения.

По мере накопления жидкость из аварийных резервуаров насосами внутренней перекачки Н-1, 2, 3 (ЦНС 180х85 и ЦНС 60х132) подается на технологию для подготовки, либо в буферные емкости БЕ-1, 2 для дальнейшей перекачки.

По мере накопления в водяных резервуарах верхнего слоя уловленной нефти производится ее сброс по «пленочной» линии на прием насосных агрегатов внутренне перекачки.

Описание технологической схемы

Продукция скважин Горбатовского месторождения без предварительного разгазирования через задвижки №№ 222, 156, 71,79, 113 поступает в нефтеотстойник НО-7, где при давлении от 3 до 5,2 кгс/см2 и межфазном уровне 1500-2100

мм происходит отделение нефти от воды. Вода через задвижки №№ 267, 268, 270, 271, 276, 326 подается в РВС-2 или

Консорциум « Н е д р а »

68

через задвижки №№ 267, 268, 270, 271 ,300, 506 (№№ 267, 268, 270, 271, 300, 503) в РВС-7 (РВС-6), а частично обезвоженная нефть через задвижки №№ 253, 299, 413, 416, 421, 419 подается в нефтеотстойники второй ступени НО-8,

9 для дальнейшей подготовки.

Продукцию скважин с Карагайской УПСВ (Карагайское, Восточное и Гайдаровское м/р), Кудиновской УПСВ (Кудиновское м/р), Гараевской ДНС (Гараевское, Ясеневское м/р), а также нефть откачиваемая с пункта слива нефти через задвижки №№ 140, 135, 145, 2з, К2, К3, Кз, К4, К4', К5, Кт, К1, 206 (152)-для НО-1, (137)-для НО-3, (146) -для НО- 2, (138, 131) -для НО-4, поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-1 (НО-2-4), где при давлении от 3 до 5,2 кгс/см2

и межфазном уровне 1400-1700 мм для НО-1, 1300-1800 мм для НО-2, 1500-1800 мм для НО-3, 4 происходит отделение нефти от воды. Для учета количества поступающей продукции с указанных месторождений на входящем трубопроводе установлен расходомер (FE-65а по схеме) с выводом в операторную текущего и суммарного по времени показаний. Для улучшения процесса обезвоживания обвязкой предусмотрена подача потока через задвижки №№ Гп-1, 339, 223 (вход) и 224, 338, 337, (138, 152) для НО 1, (138,146) для НО 2, (138,137) для НО 3 (выход) в путевой подогреватель ПП-1, где происходит нагрев жидкости до температуры 60 °С. Температура жидкости на входе и выходе, а также температура теплоносителя измеряется приборами (термопреобразователи сопротивления ТСМ-50) (TT-41а на входе, TT-41б на выходе, TT-41в для теплоносителя) с выводом показаний в операторную. Вода через задвижки №№ 254, 255, 270, 271, 276, 326 подается в РВС-2 или через задвижки №№ 254, 255, 270, 271, 300, 506 (№№ 254, 255 ,270, 271, 300, 503) в РВС-

7 (РВС-6); для НО-3 №№ 259, 260, 270, 271, 276, 326 в РВС-2; №№ 259, 260, 270, 271, 300, 506 – РВС-7 и №№ 259, 260,

270, 271, 300, 503 - в РВС-6, а частично обезвоженная нефть через задвижки №№ 247, 299, 413, 416, 421, 419 для НО-

Консорциум « Н е д р а »

69

1(для НО-3 №№ 249, 299, 413, 416, 421, 419) подается в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9 для дальнейшей подготовки. При необходимости возможна подача жидкости с Гараевской ДНС в Рассветский (четвертый) поток через задвижку № Дз.

Продукция скважин с С-Дзержинской УПСВ (Софинско-Дзержинского м/р, и месторождений ЦДНГ-7), Холмового купола поступает через задвижки №№ 400, 402, 403,13, 6', 9', 23, 17, 90, 93, 109, Д1, Д4 - для НО-2, Д5, Д6, 126 - для НО-

4, Д5, Д6, 117 - для НО-5 в нефтеотстойник первой ступени НО-2 (НО-4, 5), где при давлении от 3 до 5,2 кгс/см2 и

межфазном уровне 1500-1900 мм для НО-5 происходит отделение нефти от воды. Для учета количества поступившей жидкости на входящем трубопроводе с УПСВ С-Дзержинская установлен турбинный расходомер (FE-64а по схеме) с трехслойным пробоотборником. Вода из аппарата через задвижки №№ 256, 257, 270, 271, 276, 326 подается в РВС-2 для НО-2 или №№ 256, 257, 270, 271, 300, 506 (№№ 256, 257, 270, 271, 300, 503) в РВС-7 (РВС-6) для НО-2, либо через задвижки №№ 261, 262, 270, 271, 276, 326 подается в РВС-2 для НО-4 или №№ 261, 262, 270, 271, 300, 506 (№№ 261, 262, 270, 271, 300, 503) в РВС-7 (РВС-6) для НО-4 {для НО-5 №№ 263, 264, 270, 271, 276, 326 – РВС-2; №№ 263, 264,

270, 271, 300, 506 - в РВС-7 и №№ 263, 264, 270, 271, 300, 503 - в РВС-6}, а частично обезвоженная нефть через задвижки №№ 248, 299, 413, 416, 421, 419 для НО-2 (для НО-4 №№ 250, 299, 413, 416, 421, 419) подается в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9 для дальнейшей подготовки. Для контроля объема поступающей жидкости с С-Дзержинской УПСВ на входе установки установлен расходомер МИГ-80, показания мгновенного и накопительного расхода с которого выведены в операторную. При содержании воды до 5 % в поступающей продукции с указанной УПСВ поток жидкости можно сразу завести в буферную емкость БЕ-1 через задвижки №№ 400, 402, 403, 19.

Консорциум « Н е д р а »

70

Продукция скважин Рассветского и Колыванского м/р поступает через задвижки №№ 115, 303, 304 или 305, 306, (116 для НО-6), 118 для НО-5 и 114 -для НО-7 в нефтеотстойник первой ступени НО-6 (НО-5, 7), где при давлении от 3 до 5,2 кгс/см2 и межфазном уровне 1500-2000 мм для НО-6, 1500-2100 мм для НО-7 происходит отделение нефти от воды. Вода из аппарата через задвижки №№ 265, 266, 270, 271, 276, 326 подается в РВС-2 или через задвижки №№ 265,

266, 270, 271, 300, 506 (№№ 265, 266, 270, 271, 300, 503) в РВС-7 (РВС-6); {для НО-5 №№ 263, 264,270, 271, 276, 326 – РВС-2; №№ 263, 264, 270, 271, 300, 506 - в РВС-7 и №№ 263, 264, 270, 271, 300, 503 - в РВС-6}, а частично обезвоженная нефть через задвижки №№ 252, 299, 413, 416, 421, 419 для НО-6 (№№ 251, 299, 413, 416, 421, 419 для НО-5) подается в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9 для дальнейшей подготовки. Для учета количества поступающей жидкости с Рассветского и Колыванского месторождений на входящем трубопроводе установлены два турбинных расходомера, из них один резервный (FE-67а (FE-68а) по схеме) с выводом в операторную текущего и суммарного по времени показаний.

Продукция скважин с Тверской ДНС (Тверского и Подъем-Михайловского м/р) через задвижки №№ 155; 327; 325 для НО-3 (№№ 155, 327, 324, 130, 126 для НО-4) поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-3 (НО-4), где при давлении от 3 до 5,2 кгс/см2 и межфазном уровне 1500-1800 мм происходит отделение нефти от воды. Для улучшения процесса обезвоживания обвязкой предусмотрена подача потока через задвижки №№ 155, 328, 239-вход и 242, 371 -

выход на путевой подогреватель ПП-2, где жидкость нагревается до температуры 60 0С. Кроме того, имеется возможность завести данный поток на путевой подогреватель ПП-1 через задвижку № 240 на входе и задвижку № 241 на выходе. Температура жидкости на входе и выходе, а также температура теплоносителя контролируется приборами

Консорциум « Н е д р а »

71

(термопреобразователи сопротивления ТСМ-50) (TT-41г на входе, TT-41д на выходе, TT-41е для теплоносителя) с выводом показаний в операторную. Вода из аппарата через задвижки №№ 259, 260, 270, 271, 276, 326 подается в РВС-2

или через задвижки №№ 259, 260, 270, 271, 300, 506 РВС-7 либо №№ 259, 260, 270, 271, 300, 503 РВС-6, а частично обезвоженная нефть через задвижки №№ 249, 299, 413, 416, 421, 419 НО-3 (№№ 250, 299, 413, 416, 421, 419 НО-4)

подается в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9 для дальнейшей подготовки. Имеется возможность подогрева нефти поступающей на НО-8, 9 в ПП-3, в этом случае поток направляется через задвижки №№ 414, 283, 284, 285, 286, 415, задвижка №№ 413 перекрывается. Жидкость в ПП-3 также нагревается до температуры 60 0С. Температура жидкости на входе и выходе, а также температура теплоносителя контролируется приборами (термопарами) (TT-45а на входе, TT-46а на выходе, TT-44а для теплоносителя) с выводом показаний в операторную. Кроме того, давление на трубопроводах входа и выхода нефти на ПП-3 измеряется с помощью технических манометров (PI-49 на входе, PI-47 на выходе) и датчиков давления (PT-50а на входе, PT-48а на выходе), установленных по месту. Сигнал с датчиков давления выводится в операторную с показаниями на щите и срабатыванием сигнализации при предельных значениях.

Для учета количества сбрасываемой пластовой воды после расслоения продукции в нефтеотстойниках первой ступени на общей водяной линии перед подачей воды в резервуары РВС-2, 6, 7 установлен расходомер (FE-66а по схеме) с выводом в операторную текущего и суммарного по времени показаний. Расход сбрасываемой пластовой воды из нефтеотстойников НО-1 и НО-7 может регулироваться дистанционно из операторной с помощью регулирующих клапанов КЛ-2 и КЛ-3 соответственно.

Консорциум « Н е д р а »