Карповского месторождения
.pdf19
4. Предварительная подготовка нефти на УПСВ «Карповская»
Общая характеристика объекта
Карповская установка предварительного сброса воды построена в 1972г. по проекту института «Гипровостокнефть» Центральный сборный пункт (ЦСП) нефти на Карповском месторождении НГДУ « Бугурусланнефть» - для сброса и обезвоживания нефтяной эмульсии с группы месторождений Саврушинское, Ново-Кудринское, Карповское, Западно-
Степановское, Северо-Степановское ЦДНГ-№1 [5].
Проектная производительность продукции: Объем поступающей эмульсии составляет до 3800 м3/сут при обводненности – до 95%. Объем товарной продукции 800-100 т/сут при обводненности до 5%.
Фактическая производительность продукции: Объем поступающей эмульсии составляет до 3000 м3/сут при обводненности – до 85%. Объем товарной продукции 350-800 т/сут при обводненности 1-3%.
На установке можно условно выделить следующие основные технологические блоки (оснащенные арматурой, КИПиА) с соответствующими трубопроводами:
Блок первой ступени сепарации нефти в составе сепараторов С-1/1,2 и газового трапа ТГ–1, для разгазирования поступившей эмульсии.
Блок предварительного сброса пластовой воды в составе отстойников О-2/1 и О-2/2.
Блок нагрева нефти БН-5,4 (2шт).
Блок второй ступени сепарации в составе сепаратора Е-3.
Блок технологических резервуаров РВС-2000 №1,2.
Консорциум « Н е д р а »
20
Блок насосной перекачки нефти в составе насосов НН-2/1,2(2шт) для откачки обезвоженной нефти на Красноярскую УПН. Блок очистки сточных вод в составе отстойников Е-1/1,2 (2шт.), подземной дренажной емкости Е-1, насоса Н-4
(типа 9МГр) для откачки уловленной нефти и насосов НВ-3/1,2 для откачки сточной воды в систему ППД (на шурфы №№ 1,2 и на Запад-Степановскую УЭЦП). Блок ингибиторной защиты трубопроводов системы ППД в составе дозировочной установки УДХ-2Б.
Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции [12]
На Карповскую УПСВ поступает газоводонефтяная эмульсия с месторождений ЦДНГ-№1-Саврушенского, Ново-
Кудринского, Карповского, Западно-Степановского и Журавлёво-Степановского.
В процессе прохождения газоводонефтяной эмульсии по установке, происходит разделение ее на обезвоженную нефть и дренажную (сточную) воду.Обезвоженная нефть откачивается на Красноярскую УПН для дальнейшей подготовки, а сточная вода, после очистки, откачивается в систему ППД.
Для осуществления процесса нагрева нефти на блоке нагрева БН-5,4 (2шт) используется в качестве топливного – нефтяной попутный газ с месторождений ЦДНГ-№1 и концевой ступени сепарации установки. Физико – химические характеристики применяемой продукции приведены в таблице ниже:
Таблица 4.1
Физико-химические свойства нефти
№№ |
Наименование показателя |
Метод |
Карповская УПСВ |
|
|
|
|||
п/п |
испытаний |
|
|
|
|
на входе |
на выходе |
||
|
|
|
||
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
21
1. |
Плотность нефти при 20 0С, кг/м3 |
ГОСТ 3900-85 |
860-875 |
|
866-870 |
|
||
2. |
Вязкость кинематическая при |
ГОСТ 33-2000 |
14-21 |
|
15-18 |
|
||
20 0С, сСт |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. |
Массовая доля воды, % |
|
ГОСТ 2477-65 |
75-85 |
|
До 2 |
|
|
4. |
Массовая концентрация |
ГОСТ 21534-76 |
1000-3200 |
|
570-1600 |
|
||
хлористых солей, мг/дм |
3 |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5. |
Массовая доля серы, % |
|
ГОСТ 1437-75 |
2,0-2,8 |
|
2,5-2,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6. |
Массовая доля парафина, % |
ГОСТ 11851-85 |
5,5-7,5 |
|
5,0-6,0 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7. |
Массовая доля механических |
ГОСТ 6370-83 |
До 0,10 |
|
До 0,01 |
|
||
примесей, % |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 4.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
№№ |
Наименование показателя |
Метод |
Карповская УПСВ |
|
||||
|
|
|
|
|||||
п/п |
испытаний |
|
|
|
|
|||
|
|
на входе |
|
на выходе |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8. |
Выход фракций |
|
ГОСТ 2177-99 |
|
|
|
|
|
|
при температуре до 200ºС |
|
% |
|
23 |
|
23 |
|
|
при температуре до 300ºС |
|
% |
|
40 |
|
40 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 4.2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Физико-химические свойства дренажных вод |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
№№ |
Наименование показателя |
|
Единица измерения |
|
Величина |
|
||
п/п |
|
|
показателя |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1. |
Плотность, ГОСТ 3900-85 |
|
|
кг/м3 |
|
1105,0-1119,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
22
2. |
Единица РН |
- |
6,3-7,2 |
||
|
|
|
|
||
3. |
Ионный состав воды, ОСТ 39-071-78: |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
НСО |
− |
3 |
|
|
|
|
г/дм |
0,1-0,3 |
||
|
|
3 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
Сl − |
|
г/дм3 |
95,6-110,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
−− |
|
3 |
1,1-1,6 |
|
SO |
4 |
|
г/дм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ca ++ |
|
г/дм3 |
5,9-7,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Mg ++ |
|
г/дм3 |
1,8-2,18 |
|
|
|
|
|
|
|
|
K + |
+ Na + |
г/дм3 |
51,5-60,2 |
|
|
|
|
|
||
|
Общая минерализация |
г/дм3 |
157,3-181,5 |
||
|
|
|
|
||
4. |
Массовая доля железа |
мг/дм3 |
Отсутствует |
||
|
|
|
|
||
5. |
Массовая доля сероводорода |
мг/дм3 |
110-180 |
||
|
|
|
|
||
6. |
Склонность пластовых вод к отложениям |
- |
не склонны |
||
солей |
|
||||
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
23
Таблица 4.3
Физико-химические свойства попутного нефтяного (топливного) газа УПСВ Карповская
№№ |
Наименование показателя |
Метод испытаний |
Величина показателя |
п/п |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1. |
Плотность при стандартных |
ГОСТ 30319.1-96 |
1,228-1,260 |
условиях, кг/м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2. |
Компоненты газа, мол % |
ГОСТ 22667-82 |
|
|
Сероводород |
|
1,65-2,65 |
|
Азот |
|
12,00-13,80 |
|
углекислый газ |
|
1,30-1,50 |
|
Метан |
|
26,90-31,25 |
|
Этан |
|
21,75-22,80 |
|
Пропан |
|
19,00-20,65 |
|
i-бутан |
|
1,50-1,75 |
|
n-бутан |
|
4,00-4,85 |
|
i-пентан |
|
0,70-0,90 |
|
n-пентан |
|
0,75-0,95 |
|
Гексаны |
|
0,10-0,20 |
|
|
|
|
3. |
Молекулярная масса газа, г/моль |
ГОСТ 22667-82 |
31,25-32,25 |
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
24
4. |
Теплота сгорания газа, ккал/м3 |
ГОСТ 22667-82 |
11595-13220 |
|
|
|
|
Краткая характеристика основных химических реагентов, применяемых на ЦСП «Карповский» (УПСВ) [12]
На Карповской УПСВ для ведения технологического процесса применяют следующие хим. реагенты:
- ингибиторы коррозии для защиты водоводов системы заводнения месторождений от внутренней коррозии.
Ввиду того, что для заводнения на очистных сооружениях на Карповской УПСВ применяется сточная вода,
содержащая коррозионно-активные компоненты (соли, сероводород), для защиты от внутренней коррозии применяются ингибиторы коррозии (в настоящее время типа «Сонкор», «Корексит»).
В связи с тем, что химические реагенты содержат вредные для здоровья людей вещества, при работе с ними требуются особые меры предосторожности которые, приводятся в инструкции по применению для каждого реагента.
Краткая характеристика основных применяемых реагентов, правила применения и техника безопасности, приведены в таблицах существующего технологического регламента и инструкций по применению.
Описание технологического процесса и технологической схемы установки [12]
Подготовка нефти на Карповской УПСВ включает в себя следующие основные стадии:
−учет поступающей нефтяной эмульсии;
−сепарацию нефти от газа и его осушку;
−предварительное обезвоживание нефти ;
−нагрев сырой нефти;
Консорциум « Н е д р а »
25
−сепарацию нагретой обезвоженной нефти;
−подготовку сточной воды и откачку в систему ППД;
−хранение и откачка подготовленной нефти на Красноярскую УПН.
Водонефтяная эмульсия с ДНС месторождений ЦДНГ №1 поступает на узел управления У-1 по отдельным трубопроводам (поз.1,2,3), замер объемов поступающей жидкости производится счетчиками оперативного узла учета нефти установленными на указанных трубопроводах.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 4.4 |
|
|
Краткая характеристика основных реагентов, применяемых на УПСВ Карповская |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
№№ |
Наименование |
|
Плотность |
Состояние, |
|
Токсич- |
|
Температура, ºС |
|
Состав |
при 20ºС, |
Вязкость, мПа·с |
|
|
|
||||
п/п |
реагента |
цвет |
ность |
|
вспышки |
застывания |
|||
|
кг/м3 |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1. |
Корексит SXT- |
Раствор активного |
913 |
Однородная |
|
3 класс |
|
|
|
|
1003 |
вещества в |
|
жидкость |
Не более 20,0 |
опасности |
|
+22 |
- 50 |
|
|
растворителе |
|
цвет от |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
бесцветной |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
до |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
коричневой |
|
|
|
|
|
2. |
СОНКОР-9920 |
Композиция |
800 |
Жидкость |
Не более 20,0 |
3 класс |
|
+10 |
-40 |
|
А» |
фосфорорганического |
|
темно- |
|
опасности |
|
|
|
|
(ингибитор |
ПАВ и химически |
|
коричневого |
|
|
|
|
|
|
коррозии)) |
модифицированных |
|
цвета |
|
|
|
|
|
|
|
азотсодержащих |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
соединений в |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
органическом |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
растворителе |
|
|
|
|
|
|
|
Примечание: реагенты, не внесенные в данную таблицу, используются согласно Инструкции о применении.
Консорциум « Н е д р а »
26
Оперативный визуальный контроль давления на узле переключения У-1 производится по манометру,
установленному на узле. С узла У-1 эмульсия по общему трубопроводу направляется в промежуточные емкости -
сепараторы С-1/1., С-1/2. Выделившийся из сепаратора С-1/1 газ направляется на осушку в газовый трап ТГ и далее на БН-5,4 № №1,2, излишки газа направляются для сжигания на факельную свечу.
При работе установки без разгазирования эмульсии, газосепараторы |
С-1/1, С-1/2 используются |
как |
промежуточные, технологические, а газовый трап резервируется. |
|
|
Разгазированная водонефтяная эмульсия из С-1/1, С-1/2 поступает в отстойники предварительного сброса воды О-
2/1,2 работающие параллельно (или в один из отстойников), где осуществляется процесс предварительного сброса основной массы сточной воды. Из отстойников О-2/1, 2 частично обезвоженная нефть поступает в печи БН-5,4 № 1,2(2 шт.) где нагревается до температуры 45-50 0С. Затем обезвоженная нефть поступает в сепаратор Е-3, где осуществляется
2-я ступень сепарации. Подача топливного газа печи БН-5,4 осуществляется по газопроводу с месторождений ЦДНГ-1 и от сепараторов С-1/1, Е-3.
Выделившаяся в отстойниках О-2/1,2 дренажная вода сбрасывается на блок подготовки сточной воды в отстойники Е-1/1,2. Для контроля за разделом фаз «нефть-вода» в отстойниках О-2/1, 2 применяются приборы «Элита». Регулирование производится в ручном режиме задвижками на линиях сброса сточной воды с О-2/1 и О-2/2. При повышении давления в О-2/1 выше допустимого подается звуковая сигнализация от манометра типа ВЭ-16 р.б.
В сепараторе Е-3 происходит разгазирование нагретой частично обезвоженной нефти. Уровень раздела фаз «газ-
жидкость» контролируется прибором «Гамма-8» с выводом показаний в операторную. Уровень раздела фаз
Консорциум « Н е д р а »
27
регулируется в ручном режиме задвижками на выходе газа и жидкости из сепаратора Е-3. Газ через газовый трап ТГ-2
поступает на печи ПП-1,6 № 1.2 или сжигается на факельной свече. Частично обезвоженная нефть через узел переключения У-2 поступает в технологические РВС-2000 № 1, 2.
Замер уровня жидкости в РВС и раздел фаз контролируется прибором «Гамма-7» с выводом показаний измерений в операторную. При необходимости, из резервуаров может осуществляться дополнительный сброс дренажной воды на блок подготовки сточной воды в Е-1/1, Е-1/2 или в систему канализации в подземную емкость Е-1.
Нефть из резервуаров РВС-2000 № 1, 2 насосами НН-2/1,2, через узел учета У-3, откачивается на Красноярскую УПН.
Для контроля давления на нагнетательной линии насосов НН-2 установлен манометр типа ВЭ-16рб, с помощью которого производится автоматическая остановка насосов при повышении давления против установленного на шкале манометра. При повышении или понижении давления на НН-2 подается звуковая сигнализация в операторной.
Для оперативного, визуального контроля за давлением откачки, на насосах и узле учета У-3 установлены манометры и прибор «Экограф» с выводом показаний в операторную.
Для контроля за разделом фаз «нефть-вода» в отстойниках О-2/1, 2 применяются приборы «Элита». Регулирование производится в ручном режиме задвижками на линиях сброса сточной воды с О-2/1 и О-2/2.
Сброс сточной воды со ступени предварительного сброса воды, из отстойников О-2/1, О-2/2 и РВС-2000 № 1, 2 осуществляется на блок подготовки сточной воды в отстойники Е1/1, Е-1/2 для глубокой очистки сточных вод от остаточного содержания нефтепродуктов. Откачка воды с Е-1/1,2 осуществляется насосами НН-3/1,2 в систему ППД на
Консорциум « Н е д р а »
28
Запад – Степановскую УЭЦП и на прием шурфов №№ 1,2 для закачки в пласт. Для защиты водоводов от коррозии, в нагнетательную линию насосов НН-3 установкой УДХ подается ингибитор коррозии.
Уловленные нефтепродукты по системе канализации сбрасываются в подземную емкость Е-1, откуда, периодически, откачиваются насосом Н-4 (9 МГР) через задв.№ 18 на вход печей БН-5,4 №№ 1,2.
С целью предотвращения разрушения емкостей О-2/1, О-2/2, С-1/1, С-1/2, Е-3 при резком (аварийном) повышении давления, устанавливаются предохранительные клапаны типа СППК-4. Оперативный визуальный контроль за давлением в отстойниках О-2/1., О-2/2, сепараторах С-1/1,2, Е-3 осуществляется по манометрам по месту.
Выводы
Карповская установка предварительного сброса воды построена в 1972г. по проекту института «Гипровостокнефть» Центральный сборный пункт (ЦСП) нефти на Карповском месторождении НГДУ « Бугурусланнефть» - для сброса и обезвоживания нефтяной эмульсии с группы месторождений Саврушинское, Ново-Кудринское, Карповское, Западно-
Степановское, Северо-Степановское ЦДНГ-№1.
Объем поступающей эмульсии составляет до 3000 м3/сут при обводненности – до 85%. Объем товарной продукции 350-800 т/сут при обводненности 1-3%.
На Карповскую УПСВ поступает газоводонефтяная эмульсия с месторождений ЦДНГ-№1-Саврушенского, Ново-
Кудринского, Карповского, Западно-Степановского и Журавлёво-Степановского.
Обезвоженная нефть откачивается на Красноярскую УПН для дальнейшей подготовки, а сточная вода, после очистки, откачивается в систему ППД.
Консорциум « Н е д р а »