Киньзякского месторождения

27

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 счобой 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 »

28

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.

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

Консорциум « Н е д р а »

29

В качестве насосов внешнего транспорта используются насосные агрегаты ЦНС 180×297, ЦНС 300×300 ЦНС 300 м3/ч и Р=30 кгс/см2.

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 откачки отстоявшейся воды из резервуаров используется насос Н-5 марки ЦНС 38×132 с производительностью

38 м3/час и напором на выкиде 132 м.ст.ж.

Нефть из РВС-1, 2 откачивается насосом Н-2 через узел учета в нефтепровод на УПН (НСП).

Выводы и рекомендации:

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

12 %. Таким образом, установка работает явно нерационально, т.к. в противном случае она обязана понижать обводнённость продукции до 2 – 3 %. Для исправления сложившейся ситуации необходимо изменить подачу реагентов-деэмульгаторов.

2.Газ утилизируется на факеле. Газ используется нерационально. Рекомендую установить газовые силовые установки, для выработки электроэнергии.

3.Отделенная вода в ППД.

Консорциум « Н е д р а »

30

Выводы по УПСВ Грековская:

1.Готовой продукцией является нефть обезвоженная до 10%, отсепарированный газ и подтоварная вода.

2.Нефть перекачивается на УКПН г. Нефтегорска, вода в систему ППД, газ на Нефтегорский ГПЗ.

3.Необходимо обезвоживать до 2-3%, для чего потребуется установка дополнительной аппаратуры.

4.1.5 Анализ УПН г. Нефтегорска

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 1.5

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

Состав сооружений объекта.

Всостав сооружений объектов входят:

•установка подготовки нефти № 1;

•установка подготовки нефти № 2.

Всостав 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 »

31

•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 »

Консорциум « Н е д р а »

Консорциум « Н е д р а »

34

Описание технологического процесса и технологической схемы установок Процесс подготовки нефти в ЦПНГ-5 включает следующие стадии:

•предварительный сброс пластовой воды;

•обезвоживание;

•обессоливание;

•стабилизация.

Предварительный сброс пластовой воды Предварительный сброс пластовой воды проводится в технологических резервуарах РВС-5000 и на установке

предварительного сброса пластовой воды УПСВ. Перед подачей сырой нефти на УПСВ в нефтяные коллекторы подается дозированное количество деэмульгаторов из мерников М 1-6 (подробное описание процесса предварительного сброса пластовой воды приводится в регламенте ТХОУ УПСВ).

Технологический процесс стабилизации нефти осуществляется на двух технологических установках подготовки нефти № 1, № 2, идентичных по составу и состоит из 3-х стадий.

Обезвоживание нефти.

Обезвоживание – процесс, при котором происходит отделение пластовой воды из нефтяной эмульсии. Процесс обезвоживания проводится при температуре до 100 °С и давлении до 6 кгс/см².

Сырая нефть с температурой 10 - 20 °С на ступень обезвоживания подается двумя потоками из сырьевой нефтенасосной центробежными насосами Н-1/1-7 и поступает двумя потоками в теплообменники Т-1/1-8 (9-16).

Консорциум « Н е д р а »

35

В теплообменниках Т-1/1-8 (9-16) происходит подогрев нефти до температуры 65 - 100 °С за счет вторичной рекуперации тепла отходящей стабильной нефти. Стабильная нефть проходит по межтрубному пространству, а сырая нефть проходит по трубному пространству теплообменников Т-1/1-8 (9-16).

Перед входом нефти в теплообменники Т-1/1-8 (9-16) установлены датчики и регулирующие клапаны № 88, 89 для регулировки давления по потокам с помощью регулятора PRC-88, 89, пневмосигнал на регулятор давления поступает от датчиков давления.

В качестве теплообменников вторичной рекуперации тепла стабильной нефти применяются сдвоенные горизонтальные кожухотрубные теплообменные аппараты с плавающей головкой со сферическими крышками, диаметром 1400 мм, с поверхностью теплообмена 900 - 1122 м2.

Расход сырой нефти на выходе из теплообменников контролируется и регистрируется по приборам FR–1, 13,

температуры сырой и стабильной нефти на входе и выходе из теплообменников замеряется и регистрируется по прибору

TR-7.

Подогретая сырая нефть после теплообменников Т-1/1-8 (9-16) объединяется в один поток и подается в шаровые отстойники О-1, О-2, где под воздействием температуры и деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной эмульсии и отстой пластовой воды, в качестве отстойников используется шаровые аппараты объемом 600 м3, по два на каждой установке.

На входе сырой нефти в отстойники О-1, О-2 подается пресная вода от насосов Н-8/1-2, (Н-9/1-2) для отмывки солей из нефти.

Консорциум « Н е д р а »