Коммунарского месторождения

123

Консорциум « Н е д р а »

124

8.2 Описание технологического процесса на Бариновской УПСВ

Технологический процесс на УПСВ «Бариновская» сводится к приему, первичной сепарации с выделением попутного газа, частичного обезвоживания и последующей транспортировке пластовой жидкости (нефти) на УПН

(НСП) г. Нефтегорск и попутного газа на Нефтегорский ГПЗ.

Пластовая жидкость (нефть) со скважин БариновскоЛебяжинского месторождения и с Широкинской ДНС поступает в сепаратор С-2 (3, 4), где происходит первичная сепарация (разгазирование) нефти при давлении 0,3 . 0,5

МПа. Обводненность поступающей нефти достигает 50 . 70 %.

Пластовая угленосная нефть содержит значительное количество пластовой воды, сероводорода, сераорганических соединений, которые являются коррозионно активными соединениями, пластовая девонская нефть содержит большое количество сульфатов железа и других соединений. Обработка девонской и сернистой нефтей производится совместно – в одном потоке.

Консорциум « Н е д р а »

125

Далее процесс подготовки нефти может идти двумя способами: основной технологической цепью или альтернативной (А). Выбор процесса переработки делает технолог установки в зависит от производственной необходимости.

После сепараторов нефть поступает в нефтеотстойники НО-1 (2 – 5), где происходит расслоение водонефтяной эмульсии на нефть и воду. Для интенсификации разделения эмульсии на фазы в нефтяной поток подается деэмульгатор в количестве до170 г/т.

Основная технологическая цепь:

Далее отделившаяся нефть с верха отстойников поступает в буферные емкости Б-1. Пластовая (сточная) вода поступает в водоотстойники В-1 (2 – 6), где при давлении 0,3 - 0,5 МПа происходит отделение остаточной нефти от пластовой воды. Далее пластовая вода отводится в дегазаторы Д-1 (2, 3), где происходит полная дегазация воды, газ направляется на факел через емкость С-1, уловленная нефть отводится в РВС через сепаратор С-1, пластовая вода отводится на КНС и далее на заводнение пластов в нагнетательные и поглощающие скважины. Полученный попутный газ, частично, подается на факел, основная часть подается на Нефтегорский ГПЗ.

Альтернативная технологическая цепь:

Далее отделившаяся нефть с верха нефтеотстойников поступает в концевой сепаратор С-1 и через него в РВС-3000

№1, который используется для дополнительного отстоя эмульсии. Нефть с РВС-3000 №1 поступает на буферную ёмкость Б-2 V-25 м пластовая вода отводится в дегазаторы Д-1 (2, 3), где происходит полная дегазация воды, газ направляется на факел через емкость С-1, уловленная нефть отводится в РВС через сепаратор С-1, пластовая вода

Консорциум « Н е д р а »

126

отводится на КНС и далее на заводнение пластов в нагнетательные и поглощающие скважины. Полученный попутный газ подается частично на факел, основная часть подается на Нефтегорский ГПЗ.

Описание технологической схемы установки

Основная технологическая цепь:

Пластовая жидкость (нефть) с обводненностью 50 .70 % с месторождений под давлением системы сбора и температурой 25 . 34 °С поступает по нефтесборным коллекторам в сепаратор С-2, (С-3, С-4) через узел переключающих задвижек. Сепаратор С-1 используется для разгазирования II ступени сепарации и в аварийных ситуациях.

Сепаратор С-1, горизонтальный цилиндрический аппарат со эллиптическими днищами, объемом – 100 м3, оснащен манометром для замера давления (Pi-1) и уровнемером, для замера максимального и минимального уровня жидкости

(LiA-1).

Сепаратор С-2, горизонтальный цилиндрический аппарат со эллиптическими днищами, объемом – 100 м3, оснащен манометром для замера давления (Pi-2) и уровнемером, для замера максимального и минимального уровня жидкости

(LiA-2).

Сепаратор снабжен предохранительным клапаном. Аварийный сброс газа осуществляется на свечу сжигания. Сепараторы С-3, С-4 имеют аналогичную конструкцию, объем и габариты и так же оснащены манометрами (Pi-3,4) и уровнемерами (LiA-3,4) соответственно.

В поток входящей в сепараторы жидкости подается деэмульгатор Реапон-4В или Нордек-323 в количестве до 170

г/т.

Подача производится с помощью блочной дозировочной установки БР-2,5-№ 1, 2, 3.

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 »

127

В сепараторе С-2, (С-3, С-4) при давлении 0,3– 0,5 МПа происходит разгазирование нефти. Попутный газ из С-2 (С-3, С-4) подается в газосепаратор Г-1 объемом 50 м3, где происходит

отделение капельной жидкости (конденсата). Уровень конденсата в Г-1 контролируется уровнемером РУПШ (LiA-5).

Газ из газосепаратора Г-1 под своим давлением отводится на Нефтегорский ГПЗ. 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 20 . 60 % контролируется уровнемерами РУПШ сигнализацией выведенной в вагоноператорную УПСВ (LiA-1, 2, 3, 4).

Давление газа в сепараторах контролируется техническими манометрами МТП 160-10 с показанием по месту (Pi-1, 2, 3, 4).

Регулирование уровня в сепараторах осуществляется вручную задвижками на выкиде насосов Н-1,3,4.

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 0,3 до 0,5 МПа (3.5 кг/см2) и температуре 2534 °С.

Нефтеотстойники работают полным сечением.

Нефтеотстойник НО-1, 2, 3, 4, 5 представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами объемом 200 м3.

Нефтеотстойники НО-1, 2, 3, 4, 5 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 »

128

Давление в нефтеотстойниках контролируется техническими манометрами (Pi-6, Pi-7, Pi-8, Pi-9, Pi-10) МТП-160-10

и регулируется вручную задвижками.

Нефтеотстойники НО-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, 5направляется в водоотстойники В-

1, 2, 3, 4, 5, 6, где происходит отделение остаточной нефти при давлении до 0,5 МПа откуда через узлы учета вода 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. Давление в водоотстойниках контролируется

по месту техническими манометрами (Pi-11, Pi-12, Pi-13, Pi-14, Pi-15, Pi-16) МТП-160-10.

Отделившаяся уловленная нефть из водоотстойников периодически сбрасывается через С-1 в РВС-1.

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 через емкость С-1. Давление в дегазаторах контролируется по месту техническими манометрами

(Pi-20, Pi-21, Pi-22) МТП-160-10. Уровень в емкостях Д-1, 2, 3 замеряется по месту уровнемерами (Li-9, Li-10, Li-11).

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. В емкостях контролируется уровень жидкости в пределах 40-90 % от объёма уровнемерами РУПШ (LiA-7, LiA-8).

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 »

129

Далее нефть насосами внешнего транспорта №№ 1, 2, 3, 4 через узел учета откачивается на УПН (НСП) г. Нефтегорска для дальнейшей подготовки. Давление на выкиде насосов контролируется манометрами МТП-160-10 (Pi 1/1, Pi 2/1, Pi

3/1, Pi 4/1). В качестве насосов внешнего транспорта используются насосные агрегаты ЦНС 180.340, ЦНС 300.300 ЦНС 300 м3/ч и Р=3 МПа.

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.

Вемкости РВС-1 объемом 3000 м3 для измерения уровня жидкости установлен уровнемер УЛМ-11 (LiA-13). Для измерение уровня раздела фаз уровнемер У-1500 (LiA-15).

Вемкости РВС-2 объемом 2000 м3 для измерения уровня жидкости установлен уровнемер УЛМ-11 (LiA-14).

Уровень раздела фаз не контролируется.

Для приема дренажей из аппаратов имеются два резервуара траншейного типа (РТТ) объемом по 2000 м3 каждый. Для промышленных стоков имеется бетонная емкость объемом 5 м3 и металлическая емкость объемом 50 м3.

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. 13. Нефть из РВС-1, 2 откачивается насосом Н-2 через узел учета в нефтепровод на Нефтегорскую УПН (НСП). Давление в напорном коллекторе нефтепровода, контролируется электроконтактным манометром марки ДМ2005 (PIA -1).

Альтернативная технологическая цепь:

Пластовая жидкость (нефть) с обводненностью 50 – 70 % с месторождений под давлением системы сбора и температурой 25 – 34 °С поступает по нефтесборным коллекторам в сепаратор С-2, (С-3, С-4) через узел

Консорциум « Н е д р а »