Коммунарского месторождения

105

закрываются электрозадвижки Эз-27, 28, 29 на линии нефти из отстойников в ЕП-2, ЕП-3 (от уровнемеров поз. LT-7,8,9-

7). Остаточное содержание нефти и мехпримесей в воде на выходе – 15 мг/л.

Давление в отстойниках измеряется по месту манометрами поз. PI-31,32,33-3, температура биметаллическими термометрами поз. TI-19,20,21-1.

Расход нефти от насосов Н-1, Н-2 для гидрофобного слоя измеряется расходомерами поз. FE-3,4,5-19а.

Из отстойников ОВГ-1,2,3 очищенная пластовая вода поступает:

девонский поток - в буфер-дегазатор пластовой воды БДВ-1 через узел регулирующего клапана LCV-14 и задвижки

1092,1095;

угленосный поток - в буфер-дегазатор пластовой воды БДВ-3 через узел регулирующего клапана LCV-16 и

задвижки 1017,1020

Буфер-дегазатор пластовой воды БДВ-2 служит резервом для БДВ-1 или БДВ-3, а также может работать совместно с ними на любом из потоков в случае технологической необходимости.

Буферы-дегазаторы предназначены для окончательной дегазации пластовой воды и создания буфера перед насосами откачки воды в систему ППД, представляют собой емкостные аппараты объемом 50 м3, с расчетным давлением 1,6 МПа, внутренними устройствами.

Вода в буферах-дегазаторах проходит отделение остаточного газа от воды, затем вода стекает вниз, двигается по аппарату и выводится:

вода девонских пластов через нижний штуцер и задвижки 1104,1073;1074, 1077 на прием насосных станций подкачки системы ППД;

Консорциум « Н е д р а »

106

вода угленосных пластов через нижний штуцер и задвижки 1023, 1073;1076, 1075 на прием насосных станций системы поглощения.

Отделившийся газ очищается от капельной жидкости, поступает в газовую линию и далее на факел низкого давления.

Накапливаемая в буфере-дегазаторе нефть собирается в сборнике нефти, расположенном на штуцере верхней образующей аппарата и по мере накопления, выводится в емкость уловленной нефти, при максимальном уровне в сборнике нефти (500 мм) включается сигнализация от сигнализатора уровня поз. LSA- 41-10 (LSA- 42-10, LSA- 43-10).

Для слива уловленной нефти из буфера-дегазатора (БДВ) необходимо:

Закрыть задвижки на выходе газа из БДВ-1101,1102; (1024,1025; 1070,1071).

Открыть задвижку на выходе нефти из колпака БДВ1103, (1026; 1072).

Закрыть задвижку на выходе пластовой воды из БДВ-1104, (1073 1023).

Уровень жидкости в БДВ поднимается и уловленная нефть поступает в емкость уловленной нефти ЕП-2 (ЕП-3).

После заполнения емкости уловленной нефти (сигнал верхнего аварийного уровня в емкости уловленной нефти):

Открыть задвижку на выходе пластовой воды из БДВ. -1104,1073 1023).

Закрыть задвижку на выходе нефти из колпака БДВ. . 1103, (1026; 1072).

Открыть задвижку на выходе газа из БДВ. 1101,1102; (1024,1025; 1070,1071).

Первоначально уловленную нефть сливать один раз в полгода. В дальнейшем, периодичность определяется по опыту эксплуатации.

Консорциум « Н е д р а »

107

Газ, выделившийся из буферов-дегазаторов пластовой воды, поступает в газовую линию и далее на факел низкого давления.

Буферы-дегазаторы работают под атмосферным давлением, давление в аппаратах контролируется по месту манометрами МП-4У PI-34,35,36-3, с выводом на щит оператора с помощью преобразователей давления поз. PT- 17,18,19-4.

Для создания необходимого подпора для насосных агрегатов насосной подкачки, аппараты БДВ-1, 2, 3 установлены на постамент высотой 4,0 м.

Дренаж из напорных отстойников и буферов-дегазаторов выводится в сеть производственно-дождевой канализации, в емкость ЕП-1.

Уровень пластовой воды в буферах-дегазаторах БДВ-1,2,3 измеряется уровнемерами поз. LT-13,14,15-9. Аварийно-

максимальный уровень пластовой воды в буферах-дегазаторах 1800 мм сигнализируется от сигнализаторов уровня поз.

LSA- 35,36,37-10. Аварийно-минимальный уровень в буферах-дегазаторах 500 мм сигнализируется от сигнализаторов уровня поз. LSA- 38,39,40-10.

После дегазации пластовая вода поступает:

девонский поток - в низконапорную насосную станцию системы ППД, подающую очищенную пластовую воду к трем кустовым насосным станциям (КНС-1, 2, 3), расположенным на месторождении Западно-Коммунарского купола.

Затем, погружными насосами кустовых насосных станций, очищенная пластовая вода через водораспределительные блоки (ВРП-1, 2, 3) по высоконапорным водоводам и через 12 нагнетательных скважин закачивается в пласты ДI, ДII, ДIII

Западно-Коммунарского купола.

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

108

угленосный поток - очищенная пластовая вода угленосного потока от насосов КНС-5, расположенной на площадке УПСВ, по водоводу, с давлением 4,5 МПа (45,0 кгс/см2), поступает на прием насосов КНС-6, расположенной около проектируемой нагнетательной скважины № 118, и далее по высоконапорному водоводу закачивается в продуктивные пласты нагнетательной скважины № 118.

В связи с дефицитом пластовой воды девонского потока используемой для системы ППД, проектируется водозабор технической воды. При необходимости пресная вода от водозабора будет подаваться в систему перед буферами-

дегазаторами пластовой воды БДВ-1,2,3..

Производственно-дождевые стоки (в том числе: с технологических площадок, дренаж с очистных сооружений, площадок КНС поглощения) отводятся сетью производственно-дождевой канализации в емкость сбора производственно-дождевых стоков ЕП-1, объемом 63 м3, с погружным насосом. Из емкости ЕП-1 стоки подаются на очистные сооружения пластовой воды угленосного потока и далее, после очистки, вместе с очищенной пластовой водой, поступают в систему поглощения угленосного потока.

Достижение максимального уровня в емкости ЕП-1 2400 мм сигнализируется от сигнализатора уровня поз. LA-20-

11. При минимальном уровне в емкости 400 мм (по сигнализатору уровня поз. LSA-19-11) насос автоматически останавливается. При максимальном давлении в линии нагнетания насоса дренажной емкости ЕП-2 0,5 МПа (по сигнализирующему манометру поз. PISA-22-6) включается аварийная сигнализация.

Уловленная нефть из напорного отстойника и буфера-дегазатора девонского потока отводится под остаточным напором, сетью уловленной нефти, в емкость уловленной нефти девонского потока ЕП-2, объемом 16 м3, с погружным

Консорциум « Н е д р а »

109

насосом. Аналогично уловленная нефть угленосного потока – в емкость ЕП-3, объемом 16 м3, с погружным насосом. Из обеих емкостей нефть подается в соответствующие технологические аварийные емкости.

Достижение максимального уровня в емкости ЕП-2 1600 мм сигнализируется от сигнализатора уровня поз. LA-23-

11. При минимальном уровне в емкости 400 мм (по сигнализатору уровня поз. LSA-21-11) насос автоматически останавливается. При максимальном давлении в линии нагнетания насоса дренажной емкости ЕП-2 0,5 МПа (по сигнализирующему манометру поз. PISA-23-6) включается аварийная сигнализация.

Достижение максимального уровня в емкости ЕП-3 1600 мм сигнализируется от сигнализатора уровня поз. LA-24-

11. При минимальном уровне в емкости 400 мм (по сигнализатору уровня поз. LSA-22-11) насос автоматически останавливается. При максимальном давлении в линии нагнетания насоса дренажной емкости ЕП-2 0,5 МПа (по сигнализирующему манометру поз. PISA-24-6) включается аварийная сигнализация.

Для сбора бытовых стоков от операторной предусмотрена емкость подземная ЕП-4 с полупогружным насосом.

Откачка из емкости производится в передвижную цистерну. Максимальный уровень жидкости в емкости ЕП-4 1600 мм сигнализируется от сигнализатора уровня поз. LA-25-11.

Для защиты оборудования и трубопроводов от коррозионного воздействия пластовой воды, предусматривается ввод в пластовую воду ингибитора коррозии Кормастер-1045.

Ввод ингибитора осуществляется с помощью блока дозирования ингибитора коррозии (УБР-5) в блочном исполнении УБР-10-У1, выпускаемой ООО «Нефтепромсервис» г. Октябрьск.

Характеристику установки дозирования ингибитора коррозии см. табл. 7.1.

Таблица 7.1

Консорциум « Н е д р а »

110

Характеристика установки дозирования ингибитора коррозии

Выводы и рекомендации

УПСВ «Западно-Коммунарская» предназначена для приема, частичного разгазирования, сброса и утилизации пластовой воды раздельными потоками продукции скважин девонских и угленосных пластов Западно-Коммунарского купола Западно-Коммунарского месторождения с последующим транспортом обезвоженной нефти и выделившегося газа на УПСВ «Бариновская».

Технологический процесс сепарации и обезвоживания продукции скважин девонских и угленосных пластов и подготовки сброшенной пластовой воды на Западно-Коммунарской УПСВ осуществляется двумя параллельными потоками и включает следующие последовательные стадии:

Консорциум « Н е д р а »

111

•первая ступень сепарации и предварительное обезвоживание обработанной реагентом деэмульгатором Реапон-

4В продукции скважин;

•нагрев предварительно обезвоженной продукции скважин до температуры 40 0С,

•глубокое обезвоживание при температуре 40 0С и вторая ступень сепарации продукции скважин

•концевая сепарация и транспорт нефти на УПСВ «Бариновская»

Глубокое обезвоживание проводится при температуре жидкости 40 0С.

Вся поступающая на УПСВ продукция нефтяных скважин (девонский поток с обводненностью от 32,35 до 81,74 %

об., угленосный поток с обводненностью от 70,54 до 94,48 % об.) для интенсификации процесса выделения воды из газожидкостной смеси обрабатывается деэмульгатором Реапон-4В с дозировкой.

8. Предварительная подготовка продукции на УПСВ «Бариновская»

8.1 Общая характеристика объекта

Полное наименование объекта: УПСВ «Бариновская» входит в состав ЦПНГ-5 открытого акционерного общества

«Самаранефтегаз».

Месторасположение объекта: Российская Федерация, Самарская область, Нефтегорский район (в 3 км к югу от

села Бариновка).

Назначение объекта:

Консорциум « Н е д р а »

112

предназначена для сбора, первичной сепарации, предварительного (частичного) отстоя пластовой воды нефтепродукции со скважин Бариново-Лебяжинской группы месторождений, Евгеньевского, Можаровского, Западно-

Коммунарского, Ильменьевского, и Широкинского.

На месторождениях разрабатываются пласты угленосные и девонской нефтей А0, А4, А5, О2, Б02, В2, Д1, Д2, Д3,

С3-1а, О1-4.

На УПСВ подается нефтепродукция с Широкинской ДНС и Бариновско-Лебяженского месторождения.

Частично разгазированная и обезвоженная нефть с УПСВ транспортируется насосами на Нефтегорскую НСП

(УПН) для дальнейшей подготовки.

Попутный газ сепарации под своим давлением подается на Нефтегорский ГПЗ для переработки.

Пластовая вода отводится на КНС и используется для заводнения продуктивных пластов.

Состав сооружений:

В состав сооружений УПСВ входят:

•Резервуары (РВС-3000, РВС-2000);

•Площадка технологического оборудования;

•факельное хозяйство;

•площадка дожимных насосов.

•блок реагентов (3 шт.)

•узел учета факельного газа

•ОУУН

Консорциум « Н е д р а »

113

Производительность установки:

- По пластовой жидкости - 16000 м3/сутки,

-По газу - 50000 м3/сутки,

- По пластовой воде - 8000 м3/сутки

Ввод в эксплуатацию:

ДНС введена в эксплуатацию в 1968 г.

УПСВ введена в эксплуатацию в 1975 г.

Характеристики сырья и готовой продукции.

Поскольку рассматриваемый объект предназначен для сбора, первичной сепарации, предварительного (частичного)

отстоя пластовой воды нефтепродукции со скважин Бариново-Лебяжинской группы месторождений, Евгеньевского,

Можаровского, Западно-Коммунарского, Ильменьевского, и Широкинского месторождений продукта (нефтяной эмульсии) в процессе работы в его системе обращаются следующие вещества:

Нефть – представляет собой смесь углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов, причем преобладают обычно углеводороды метанового или нафтенового рядов. Метановые углеводороды, входящие в состав нефти относятся к насыщенным или предельным. Формула последних CnH2n+2.

Углеводороды от СН4 до С4H10 при нормальных условиях (760 мм рт. ст., и 0ºC) представляют собой газы; от С5H12- С16H34 – жидкости; от С17H36-С37H76 – твердые вещества (парафины и церезины).

В пластовых условиях нефть является смесью всех трех составных ее частей. На поверхности она теряет газ и частично из нее выделяется парафин.

Консорциум « Н е д р а »