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

54

Продолжение таблицы 6.1

 

Номер

 

 

Норма по

 

 

Наименование

государственного

 

 

 

 

 

 

ГОСТ, ОСТ,

 

 

сырья,

или отраслевого

 

 

Область

 

Показатели качества,

СТП, ТУ

 

материалов,

стандарта,

применения

 

обязательные для

(заполняется

 

реагентов,

технических

изготовляемо

 

 

проверки

при

 

изготовляемо

условий,

 

й продукции

 

 

 

необходимост

 

й продукции

стандарта

 

 

 

 

 

 

и)

 

 

 

организации

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

Деэмульгат

ТУ 6-05-221-711-

1. Массовая доля

50 ± 5

Применяется

 

ор

83*

основного

 

для

 

Реапон-4В

 

вещества,

 

разрушения

 

 

 

% вес.

 

водонефтян

 

 

 

2. Температура, °С:

 

ых эмульсий

 

 

 

 

 

 

 

 

застывания

минус 50 -

 

 

 

 

 

 

57

 

 

 

 

кипения

66

 

 

 

 

3. Вязкость при 25

25 - 42

 

 

 

 

°С, сПз

 

 

 

 

 

4. Плотность, г/см3

0,9 – 0,93

 

 

 

 

5. Растворимость:

 

 

 

 

 

в воде

плохо

 

 

 

 

растворим

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

в нефти

не растворим

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Температура, °С:

 

 

 

 

 

застывания

минус 15 -

 

 

 

 

 

 

18

 

 

 

 

кипения

 

 

Консорциум « Н е д р а »

55

 

 

 

 

 

108

 

 

 

 

3.

Вязкость при 20

16,2

 

 

 

 

°С, сПз

 

 

 

 

 

4.

Плотность, г/см3

1,05

 

 

 

 

5.

Растворимость:

 

 

 

 

 

в воде

растворим

 

 

 

 

в нефти

плохо

 

 

 

 

растворим

 

 

 

 

 

 

 

Консорциум « Н е д р а »

56

Продолжение таблицы 6.1

 

Номер

 

 

 

 

 

Наименование

государственн

 

 

Норма по

 

 

ого или

 

 

ГОСТ, ОСТ,

 

 

сырья,

 

 

Область

 

отраслевого

Показатели качества,

СТП, ТУ

 

материалов,

применения

 

стандарта,

 

обязательные для

(заполняется

 

реагентов,

 

изготовляемо

 

технических

 

проверки

при

 

изготовляемой

 

й продукции

 

условий,

 

 

необходимост

 

продукции

 

 

 

 

стандарта

 

 

и)

 

 

 

 

 

 

 

 

организации

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5

Ингибитор

 

1. Массовая доля

50 ± 5

Применяетс

 

коррозии

 

 

основного

 

я для

 

СНПХ-6301

 

 

вещества,

 

предотвращ

 

 

 

 

% вес.

 

ения

 

 

 

 

 

 

отложений

 

 

 

2. Температура, °С:

 

 

 

 

 

солей

 

 

 

 

 

 

 

 

 

застывания

минус 40

 

 

 

 

кипения

65

 

 

 

 

3. Вязкость при 20

25

 

 

 

 

 

°С, мм2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Плотность, г/см3

0,94

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. Растворимость:

 

 

 

 

 

в воде

плохо

 

 

 

 

в нефти

растворим

 

 

 

 

 

 

растворим

 

6

Деэмульгатор

ТУ 2458-011-

1. Внешний вид

Однородная

Применяется

 

Decleave R-1573

57258729-2005

 

 

жидкость от

для

 

 

 

 

 

светло-

разрушения

 

 

 

 

 

желтого до

водонефтяны

Консорциум « Н е д р а »

57

 

 

 

 

коричневого

х эмульсий.

 

 

 

 

цвета без

 

 

 

 

 

мех.

 

 

 

 

 

примесей

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Плотность при

0,93 0,09

 

 

 

 

20 0С, г/см3

 

 

 

 

 

3. Вязкость при

Не более 170

 

 

 

 

20 °С, м2

 

 

 

 

 

4. Температура

Не выше

 

 

 

 

застывания, 0С

минус 50

 

 

 

 

 

 

 

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 »

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 »