Коммунарского месторождения

36

Продолжение таблицы 5.1

Консорциум « Н е д р а »

37

Консорциум « Н е д р а »

38

Продолжение таблицы 5.1

Консорциум « Н е д р а »

39

Примечание: На установке могут использоваться и другие реагенты, применяемые в ЦПНГ №5 и утвержденные к использованию в

подразделениях ОАО «Самаранефтегаз».3.

5.3 Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Технологический процесс на ДНС - УПСВ «Евгеньевская» сводится к приему, первичной сепарации с выделением попутного газа, частичного обезвоживания и последующей транспортировке пластовой жидкости (нефти) на Широкинскую ДНС, попутного нефтяного газа на НГПЗ.

Консорциум « Н е д р а »

40

В поток входящей в сепараторы жидкости для интенсификации разделения жидкости на нефть и воду подается деэмульгатор. Подача производится с помощью блочной дозировочной установки БРХ-1, 2. Во входной трубопровод через задвижки №37,5, 35, 36, 38 производится постоянно закачка деэмульгатора марки Реапон-4В, Decleave R-1573,

согласно утвержденных норм расхода реагента. Возможно применение других реагентов, допущенных к применению в установленном порядке. Автоматизация блоков БРХ-1,2 выполнена в соответствии с паспортом. Давление на выкиде дозировочных насосов БРХ-1,2 контролируется по месту приборами поз. PI-7, 8. Для контроля температуры реагента в БРХ-1,2 предусмотрены датчики температуры поз. ТТ-1, 2.В случае превышения заданных параметров по температуре срабатывает блокировка.

Пластовая жидкость (нефть) со скважин Евгеньевского, Поплавского, Можаровского, Шарлыкского месторождений через задвижки № 41, 41а, 42, 4, 2, 1, 114, 105 поступает в НГВРП, где происходит первичная сепарация (разгазирование) нефти при давлении 3,0 – 7,0 кгс/см2 и отделение пластовой воды. Нефть с НГВРП через задвижки № 110, 111, 82, 81 поступает в сепаратор С-2 объемом 100 м3, туда же через задвижки № 80, 81 поступает пластовая жидкость (нефть) со скважин Советского месторождения, где происходит сепарация ПНГ I ступени. Далее нефть из С-2

поступает на прием нефтяных насосных агрегатов Н-1, (2, 3) через задвижки № 44 18, (8, 9).

Так же нефть с НГВРП может поступать на прием нефтяных насосных агрегатов через задвижки № 110, 115, 51, 18

(8, 9).

НГВРП – горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами, объем – 110 м3. НГВРП снабжен предохранительными клапанами. Аварийный сброс газа осуществляется на свечу сжигания. В НГВРП происходит первичная сепарация (разгазирование) нефти при давлении 3,0 – 7,0 кгс/см2 и отделение пластовой воды которая

Консорциум « Н е д р а »

41

поступает в сепаратор С-1. Регулирование давления осуществляется вручную задвижками, контроль давления осуществляется по техническим манометрам.

Уровень жидкости и раздела фаз нефть-вода в НГВРП контролируется уровнемерами типа «Альбатрос» ДУ-4-01-

ТВ, сигнализатором «Альбатрос» ДПУ-6, с выводом текущих значений на вторичный прибор, который расположен на щите КИП в помещении операторной (приборы поз. LIA-7/1,2,3). Давление в НГВРП контролируется по месту манометром поз. PI-3.

Пластовая вода с НГВРП через задвижки № 108, 101 поступает в сепаратор С-1 V-200 м3 и далее через фильтр жидкости и узел учета воды (задвижки №52, 54 (53, 51), счетчики поз. FT-3 (FT-4)) подается на КНС «Евгеньевская» и насосными агрегатами Н-4, 5 (типа ЦНС 60х330), и насосом Н-6 (типа ЦНС 105х490) утилизируется в поглощение. Давление на выкиде насосов Н-4, 5, 6 контролируется по месту PI-9, 10, 11.

Так же сброс пластовой воды с НГВРП можно осуществлять через задвижки №108,100, минуя С-1 V-200 м3,

подавая ее перед фильтром воды и входом в УУВ. Фильтр воды предназначен для очистки попутной воды, поступающей на УУВ от посторонних предметов.

Имеется возможность проводить сепарацию попутного газа I ступени и предварительную подготовку нефти Евгеньевского, Кордонного, Поплавского, Шарлыкского, Можаровского месторождений в С-1 V-200 м3 в случае проведения работ по ремонту и техническому обслуживанию НГВРП, жидкость поступает в аппарат через задвижки №41, 41а, 42, 4, 2, 1, 6 . В этом случае в С-1 происходит сепарация попутного нефтяного газа I ступени, ПНГ через задвижки № 20, 25, 28, 31, (27, 30), 34, (32, 33), СЦВ-Г направляется в газопровод УПСВ «Евгеньевская» - НГПЗ, попутная вода, выделившаяся в С-1, через задвижку № 19 направляется на фильтр и узел учета воды, а затем подается на

Консорциум « Н е д р а »

42

КНС «Евгеньевская», частично дегазированная и обезвоженная нефть через задвижки №7, 78, 82, 81 идет в сепаратор С- 2 V-100 м3. В случае необходимости нефть из С-1 через задвижки №18 (8, 9), может поступать на прием насосных агрегатов Н-1, (2, 3).

Так же имеется возможность завода всей продукции скважин, работающих на УПСВ «Евгеньевская» через задвижки №41, 41а, 42, 4, 2, 1, 3, 6 на сепаратор С-1; через задвижки №41, 41а, 42, 4, 2, 1, 3, 43, 81 на С-2; через задвижки №41, 41а, 42, 4, 2, 1, 3, 114, 105 на НГВРП с последующей откачкой ее при помощи насосных агрегатов Н-1, 2,

3.Для С-1 нефть к насосам идет через задвижки №7, 18, (8, 9) , для С-2 - №44, 18, (8, 9).

Вслучае завода ее на аппараты С-1, НГВРП можно вести сепарацию ПНГ I ступени и предварительное обезвоживание продукции со сбросом попутной воды на КНС «Евгеньевская» и насосными агрегатами Н-4, 5, 6 в поглощение. В случае завода всей продукции на С-2, ведется только сепарация ПНГ I ступени без сброса попутной воды.

Частично дегазированная и обезвоженная нефть насосами Н-1, 2, 3 через задвижки №10а, (10, 11), узел учета нефти (задвижки №14, 15, (13, 16), фильтры жидкостные, расходомеры поз. FT-1(2)) откачивается насосами на Широкинскую ДНС по напорному нефтепроводу. Давление на узле учета нефти контролируется по месту прибором поз. PI-12.

Попутный газ под давлением сепарации транспортируется через СЦВ-Г по газопроводу УПСВ «Евгеньевская» -

НГПЗ расходомеры поз. FT-5,6, а в случае аварии, порыва, проведения плановых или внеплановых работ на Нефтегогрском ГПЗ или ремонта газопровода, так же через СЦВ-Г газ сжигается на свече аварийного сжигания газа расходомеры поз. FT-7,8. Узле учета факельного газа предусмотрен контроль температуры по месту и с выводом значений в операторную (приборы поз. TI-1,2 и TT-3,4).

Консорциум « Н е д р а »

43

Выделившийся газ из НГВРП через задвижки №107, 113 подается на нефтегазосепаратор С-2 V-100 м3.

Вслучае необходимости газ из сепараторов и трубопроводов может сбрасываться на свечу сжигания – при плановых и внеплановых остановках Нефтегорского ГПЗ, порывах на газопроводах и в других случаях. Из НГВРП – через задвижку №104 , из С-1 – через задвижки №21 узел учета факельного газа (задвижки №73, 74, (76, 75), расходомеры поз. FT-7,(8)), из С-2 – через задвижку №45, узел учета факельного газа.

Сепаратор С-1 – горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами, объем – 200 м3. Сепаратор снабжен предохранительным клапаном со сбросом газа на свечу аварийного сжигания газа.

Всепараторе С-1 при давлении 3,0 – 6,0 кгс/см2 происходит отделение остаточных нефтепродуктов и механических примесей от пластовой воды. Давление в аппарате контролируется при помощи показывающего манометра поз.PI-1,

уровень жидкости – при помощи уровнемера поз. LIA-1, уровень раздела фаз нефть-вода – при помощи поворотного пробоотборника. Пластовая вода из С-1 подается по трубопроводу на КНС «Евгеньевская» а так же насосами Н-4, Н-5

марки ЦНС 60×330 и Н-6 марки ЦНС 105×490 на поглощение.

Сепаратор I ступени С-2 предназначен для отделения газа от жидкости при давлении 3,0 – 6,0 кгс/см2. Объем сепаратора С-2 составляет 100 м3. Давление в сепараторе контролируется прибором PI-2, уровень - прибором LIA-2. При падении уровня до 1100 мм или повышении до 2200 мм срабатывает сигнализация. Для защиты от превышения давления на сепараторе С-2 установлен предохранительный клапан, установочное давление которого составляет 7,5 кгс/см2. Сброс с предохранительного клапана осуществляется на факел.

Давление жидкости в напорном трубопроводе на ДНС «Широкинская» поддерживается в пределах 20,0 – 40

кгс/см2. Контроль давления на выкиде насосов осуществляется по приборам PI-4, 5, 6.

Консорциум « Н е д р а »

44

Учет подаваемой пластовой жидкости (нефти) на ДНС «Широкинская» и воды, сбрасываемой на КНС,

производится с помощью узла учета нефти (расходомеры поз.FT-1,2), и узла учета воды (расходомеры поз. FT-3,4)

Освобождение аппаратов и трубопроводов от остатков жидкости осуществляется в канализационные емкости Е-1,

Е-2, Е-3, уровень в которых контролируется приборами поз. LI-1,2,3.

Для откачки жидкости из канализационной емкости Е-1 служит полупогружной насос НВ-50/50, при помощи которого по мере наполнения емкости, производится откачка жидкости в С-2. Давление на выкиде погружного насоса контролируется по месту прибором PI-13.

Канализационные емкости Е-2, Е-3 освобождаются от жидкости при помощи передвижных вакуумных бойлеров.

Выводы и рекомендации

Евгеньевская УПСВ предназначена для сбора, первичной сепарации, частичного обезвоживания и последующей транспортировки обводненной продукции на Широкинскую ДНС.

Сырьем для данной установки служит нефтепродукция скважин Евгеньевского, Можаровского, Поплавского,

Шарлыкского, Западно-Коммунарского месторождений. Обводненность добываемой нефти достигает 55 %, плотность

0,85 г/см3, вязкость 3,8 МПа·с. Вместе с нефтью попутно добывается нефтяной газ и пластовая вода.

Технологический процесс на ДНС - УПСВ «Евгеньевская» сводится к приему, первичной сепарации с выделением попутного газа, частичного обезвоживания и последующей транспортировке пластовой жидкости (нефти) на Широкинскую ДНС, попутного нефтяного газа на НГПЗ.

Консорциум « Н е д р а »