Коммунарского месторождения

54

Продолжение таблицы 6.1

Консорциум « Н е д р а »

55

Консорциум « Н е д р а »

56

Продолжение таблицы 6.1

Консорциум « Н е д р а »

57

Примечание: На установке ДНС «Широкинская» могут использоваться и другие деэмульгаторы, применяемые в ЦПНГ №5 и

утвержденные к использованию в подразделениях ОАО «Самаранефтегаз».

Консорциум « Н е д р а »

58

6.3 Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Технологический процесс на ДНС «Широкинская» сводится к приему, первичной сепарации с выделением попутного газа и последующей транспортировке пластовой жидкости (нефти) на Бариновскую УПСВ, попутного газа ГПЗ г.Нефтегорск.

Продукция Ильменевского месторождения проходит предварительную подготовку в трубном водоотделителе (ТВО), при этом отделившаяся попутная вода поступает на прием стендовых скважин № 2, 3 и далее утилизируется в поглощающих скважинах № 1101, 1102 Ильменевского месторождения. Частично обезвоженная нефть из ТВО вместе с попутным газом поступает в сепаратор С-1 (2), где происходит отделение попутного газа.

Пластовая жидкость (нефть) со скважин Мало-Малышевского, Западно-Коммунарского, Чаганского, Евгеньевской УПСВ, Западно-Коммунарской УПСВ поступает в сепаратор С-1, (2), где происходит первичная сепарация (разгазирование) нефти при давлении 4,0 – 6,0 кгс/см2, а с Ильменевского месторождения скважинная жидкость поступает в ТВО, где происходит частичное обезвоживание нефти. Нефть с остаточной обводненостью поступает в сепаратор С-1 (2), пластовая вода через узел учета воды идет на стендовые скважины №2, 3 и далее – в поглощающие скважины № 1101, 1102.

Нефть содержит значительное количество пластовой воды, сероводорода, сероорганических соединений, которые являются коррозионно-активными соединениями, пластовая девонская нефть содержит большое количество сульфатов железа и других соединений.

Консорциум « Н е д р а »

59

Всвязи с этим для защиты аппаратов и трубопроводов в нефтяные трубопроводы на входе на ДНС подается ингибитор коррозии. Для этой цели используются ингибитор коррозии СНПХ-6301. Закачка ингибиторов коррозии осуществляется согласно графика ингибирования трубопроводов.

Всборный коллектор Ильменевского месторождения за 50 м до ТВО производится закачка деэмульгатора марки

Decleave R-1573 (Реапон-4В).

Частично разгазированная, обезвоженная нефть откачивается насосами на Бариновскую УПСВ. Попутный газ под давлением сепарации через СЦВ-Г и узел учета газа отводится на Нефтегорский ГПЗ.

Пластовая жидкость Ильменевского месторождения под давлением системы сбора, с естественной температурой поступает по нефтесборному коллектору в ТВО через узел переключающих задвижек, где происходит частичное обезвоживание. ТВО представляет собой наклонный трубопровод диаметром 1020 мм с толщиной стенки 16 мм длиной 40 м, заглушенный на концах сферическими заглушками, установленный на опорах под углом 7 к горизонту. ТВО служит для разделения жидкости на нефть и воду. Для интенсификации процесса обезвоживания, в поток жидкости с Ильменевского месторождения подается деэмульгатор Реапон-4В или Decleave-R-1573 в дозировке 70 – 100 г/т. Подача деэмульгатора осуществляется при помощи блока реагентного хозяйства БР-2,5 через задвижку №18а, врезанную в сборный нефтепровод с Ильменевского месторождения, расположенную на расстоянии 50 м от трубного водоотделителя. Попутный газ, выделившийся на депульсаторе и водоотделителе, далее смешивается с нефтью в трубопроводе и поступает в С-1 (2).

На отметке 15 м от выхода нефти к нему подключены трубопроводы от депульсатора-трубопровода диаметром 1020 мм с толщиной стенки 16 мм и длиной 4 м. Жидкость с Ильменевского месторождения подается в депульсатор. С

Консорциум « Н е д р а »

60

верхней образующей депульсатора и трубного водоотделителя собирается отделившийся попутный газ и частично обезвоженная нефть. С нижней высотной отметки трубного водоотделителя отбирается отделившаяся попутная вода и через узел учета воды транспортируется к стендовым скважинам и далее утилизируется в поглощение.

Сепаратор С-1, (2) – горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами, объем – 200 м3.

Сепаратор снабжен предохранительным клапаном. Аварийный сброс газа осуществляется на свечу сжигания

Впоток входящей в сепараторы жидкости подается ингибитор коррозии. Ингибирование оборудования проводится согласно графика.

Всепараторе С-1, (2) при давлении 4,0 – 6,0 кгс/см2 происходит разгазирование пластовой жидкости (нефти). Регулирование давления осуществляется вручную задвижками, контроль давления осуществляется по техническим манометрам, установленным на месте РI-1,2.

Уровень С-1, (2) контролируется уровнемерами РУПШ с сигнализацией на щите LIA-1,2.

Узел учета газа (СИКГ) включает расходомер FT-3, прибор для контроля давления газа PТ-1, РI-15, PI-21 прибор контроля температуры ТТ-2, TI-1.

В случае аварии на газопроводе, а так же при аварийных и плановых остановках НГПЗ, согласно действующей технологической схеме, в соответствии с ранее выполненным проектным решением, выделившийся газ через СЦВ-Г и узел учета факельного газа, через задвижку № 92,93 (94,95) направляется на факел.

Узел учета факельного газа (УУФГ) включает расходомеры СУРГ по расходу газа FT-4, 5, контроля давления PI-

16,17, РТ-2,3 приборы для контроля температуры ТТ-3,4 и TI-2,3. Расход газа, направляемого на факел, составляет до 100 тыс. м3/сут, давление газа до 0,55 МПа.

Консорциум « Н е д р а »

61

Жидкость (нефть) из нижней части сепараторов С-1, (2) насосами Н-1, 2, 3, 4 марки ЦНС 180×297 (насос Н-4) и

ЦНС 300×300 (насосы Н-1,2,3) откачивается по межпромысловому нефтепроводу диаметром 273×9 мм на ДНС - УПСВ

«Бариновская». Контроль давления на выкиде насосов производится по месту манометрами (приборы PI-3,4,5,6).

Давление жидкости в напорном трубопроводе на УПСВ «Бариновская» поддерживается в пределах 1,5 – 3,0 МПа

(15,0 – 30,0 мг/см2). Контроль давления в напорном коллекторе производится по месту манометрами (приборы PI-18,19).

В Ильменевский поток подается деэмульгатор при помощи БРХ-1 дозировочными насосами НД. Контроль за давлением на выкиде насосов контролируется ЭКМ ДМ2010 (PIS-1). В случае превышения уставок заданных параметров, срабатывает блокировка.

Учет жидкости, откачиваемой с ДНС «Широкинская» на УПСВ «Бариновская», производится с помощью узла учета по счетчикам типа «Турбоквант» (FT-1, 2). Учет сбрасываемой попутной воды с ТВО ведется по узлу учета сбрасываемой воды (УУВ) FT-6 (со счетчиком «Норд»). Давление на узле учета воды замеряется по месту манометром

PI-20.

Освобождение аппаратов и трубопроводов от остатков жидкости осуществляется в канализационные емкости №

1,2,3,5 уровень в которых замеряется по месту (приборы поз. LI-1,2,3,4).

Выводы и рекомендации

ДНС «Широкинская» предназначена для сбора, первичной сепарации и последующей транспортировки обводненной продукции со скважин Ильменёвского, Мало-Малышевского, Западно-Коммунарского, Чаганского,

Консорциум « Н е д р а »

62

Евгеньевской УПСВ, Западно-Коммунарской УПСВ на Бариновскую ДНС - УПСВ. Отсепарированный попутный газ подается по газопроводу на Нефтегорский ГПЗ.

Технологический процесс на ДНС «Широкинская» сводится к приему, первичной сепарации с выделением попутного газа и последующей транспортировке пластовой жидкости (нефти) на Бариновскую УПСВ, попутного газа ГПЗ г.Нефтегорск.

Консорциум « Н е д р а »