
Коммунарского месторождения
.pdf36
Продолжение таблицы 5.1
|
Наименование |
Номер |
|
Норма по |
|
|
|
государственного или |
|
ГОСТ, ОСТ, |
Область |
||
|
сырья, |
Показатели |
||||
|
отраслевого |
СТП, ТУ |
применения |
|||
|
материалов, |
качества, |
||||
№ |
стандарта, |
(заполняется |
изготовляем |
|||
реагентов, |
обязательные |
|||||
|
технических условий, |
при |
ой |
|||
|
изготовляемой |
для проверки |
||||
|
стандарта |
необходимости |
продукции |
|||
|
продукции |
|
||||
|
организации |
|
) |
|
||
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
2 |
Попутный |
Метод газового |
1. |
|
Используетс |
|
|
нефтяной газ |
анализа |
Компонентный |
|
я в качестве |
|
|
|
ГОСТ 5439-76* |
состав, % об. |
|
топливного |
|
|
|
|
Метан |
23,33 |
газа |
|
|
|
|
Этан |
21,45 |
|
|
|
|
|
Пропан |
23,37 |
|
|
|
|
|
И – бутан |
4,16 |
|
|
|
|
|
Н – бутан |
9,19 |
|
|
|
|
|
И - пентан |
2,17 |
|
|
|
|
|
Н - пентан |
1,98 |
|
|
|
|
|
Остаток (С6 + |
1,61 |
|
|
|
|
|
высшие) |
|
|
|
|
|
ГОСТ 5439-76* |
Сероводород |
0,32 |
|
|
|
|
ГОСТ 5439-76* |
Углекислый газ |
1,70 |
|
|
|
|
ГОСТ 5439-76* |
Азот + редкие |
10,52 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГОСТ 3900-85* |
2. Удельный |
1,412 |
|
|
|
|
|
вес по воздуху |
|
|
Консорциум « Н е д р а »
37
3 |
Пластовая |
Методика ГипВН |
1. Плотность, |
1170-1180 |
Использует |
|
вода |
№ 224.12.14.298/2003 |
кг/м3 |
|
ся для |
|
|
ПНДФ № 141; 2; 3; |
2. Показатель |
5,6 – 6,0 |
заводнения |
|
|
4.121-97 |
активности |
|
нефтяных |
|
|
|
водородных |
|
пластов |
|
|
|
ионов, pH |
|
|
|
|
|
3. Ионный |
|
|
|
|
|
состав воды, |
|
|
|
|
|
мг-экв/л |
|
|
|
|
Методика ГипВН |
CL- |
4130 - 4510 |
|
|
|
№ 224.01.02.302/2003 |
|
|
|
|
|
Методика ГипВН |
SO42- |
10 - 27 |
|
|
|
№ 224.01.01.301/2003 |
|
|
|
|
|
Методика ГипВН |
HCO-3 |
1,6 – 3,2 |
|
|
|
№ 224.01.02.304/2003 |
|
|
|
|
|
Методика ГипВН |
Ca2+ |
210 - 305 |
|
|
|
№ 224.01.02.290/2003 |
|
|
|
|
|
Методика ГипВН |
Mg2+ |
75 – 101 |
|
|
|
№ 224.01.02.300/2003 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »

38
Продолжение таблицы 5.1
|
|
Номер |
|
|
|
|
|
Наименование |
государственног |
|
|
Норма по |
|
|
о или |
|
|
ГОСТ, ОСТ, |
Область |
|
|
сырья, |
|
Показатели |
|||
|
отраслевого |
|
СТП, ТУ |
применения |
||
|
материалов, |
|
качества, |
|||
№ |
стандарта, |
|
(заполняется |
изготовляем |
||
реагентов, |
|
обязательные для |
||||
|
технических |
|
при |
ой |
||
|
изготовляемой |
|
проверки |
|||
|
условий, |
|
необходимости |
продукции |
||
|
продукции |
|
|
|||
|
стандарта |
|
|
) |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
организации |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ОСТ 39-234-89 |
4. Содержание |
100 - 200 |
|
|
|
|
сероводорода мг/л |
|
|
||
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГОСТ 21534-76* |
5. Минерализа-ция, |
263 - 268 |
|
|
|
|
г/л |
|
|
||
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
4 |
Деэмульгатор |
ТУ 6-05-221-711- |
1. Массовая доля |
50 ± 5 |
Применяет |
|
|
Реапон-4В |
83* |
основного |
|
ся для |
|
|
|
|
вещества, |
|
разрушени |
|
|
|
|
% вес. |
|
я |
|
|
|
|
|
|
|
водонефтя |
|
|
|
|
|
|
ных |
|
|
|
|
|
|
эмульсий |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2. Температура, °С: |
|
|
|
|
|
|
• |
застывания |
|
|
|
|
|
• |
кипения |
минус 50 - 57 |
|
|
|
|
|
|
66 |
|
|
|
|
3. Вязкость при 25 |
25 - 42 |
|
|
|
|
|
°С, сПз |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4. Плотность, кг/м3 |
900 - 930 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
39
|
|
|
5. Растворимость: |
|
|
|
|
|
|
• |
в воде |
плохо |
|
|
|
|
|
|
растворим |
|
|
|
|
• |
в нефти |
не растворим |
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
Деэмульгатор |
ТУ 2458-011- |
1. Внешний вид |
Однородная |
Применяет |
|
|
Decleave R-1573 |
57258729-2005 |
|
|
жидкость от |
ся для |
|
|
|
|
|
светло- |
разрушени |
|
|
|
|
|
желтого до |
|
|
|
|
|
|
я |
|
|
|
|
|
|
коричневого |
|
|
|
|
|
|
водонефтя |
|
|
|
|
|
|
цвета, без |
|
|
|
|
|
|
ных |
|
|
|
|
|
|
мех. примесей |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2. |
Плотность при |
0,93±0,09 |
эмульсий. |
|
|
|
20 0С, г/см2 |
|
|
|
|
|
|
3. |
Кинематическая |
Не более 170 |
|
|
|
|
вязкость при |
|
|
|
|
|
|
температуре 20 0С, |
|
|
|
|
|
|
м2/с |
|
|
|
|
|
|
4. |
Температура |
Не выше |
|
|
|
|
застывания, 0С |
минус 50 |
|
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 »

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 »