
Коммунарского месторождения
.pdf54
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/с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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/с |
|
|
|
|
|
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 »