Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

Коммунарского месторождения

.pdf
Скачиваний:
2
Добавлен:
28.06.2024
Размер:
9.61 Mб
Скачать

36

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

 

 

 

 

 

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 »