Коммунарского месторождения

72

Таблица 7.5

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов изготовляемой продукции

Консорциум « Н е д р а »

73

Консорциум « Н е д р а »

74

Консорциум « Н е д р а »

75

Консорциум « Н е д р а »

76

7.3 Описание технологического процесса и технологической схемы Описание технологического процесса

Консорциум « Н е д р а »

77

Технологический процесс сепарации и обезвоживания продукции скважин девонских и угленосных пластов и подготовки сброшенной пластовой воды на Западно-Коммунарской УПСВ осуществляется двумя параллельными потоками и включает следующие последовательные стадии:

•первая ступень сепарации и предварительное обезвоживание обработанной реагентом деэмульгатором Реапон-

4В продукции скважин;

•нагрев предварительно обезвоженной продукции скважин до температуры 40 0С,

•глубокое обезвоживание при температуре 40 0С и вторая ступень сепарации продукции скважин

•концевая сепарация и транспорт нефти на УПСВ «Бариновская»

Глубокое обезвоживание проводится при температуре жидкости 40 0С.

Вся поступающая на УПСВ продукция нефтяных скважин (девонский поток с обводненностью от 32,35 до 81,74 %

об., угленосный поток с обводненностью от 70,54 до 94,48 % об.) для интенсификации процесса выделения воды из газожидкостной смеси обрабатывается деэмульгатором Реапон-4В с дозировкой:

•для девонского потока – 200 г/т нефти;

•для угленосного потока – 580 г/т нефти.

Продукция скважин девонского потока от площадки отключающих задвижек и смесителей СМ – 1/1,2 поступает в параллельно работающие трехфазные сепараторы ТФС-1/1, ТФС-1/2, продукция скважин угленосного потока от площадки отключающих задвижек и смесителей СМ – 2/1,2– в трехфазный сепаратор ТФС-1/3, в которых осуществляется I ступень сепарации при давлении 1,0 МПа (изб.) и предварительный сброс воды.

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

78

Перед каждым из аппаратов ТФС-1/1,2,3 предусмотрен коллектор-усреднитель потока КУП-1/1,2,3 и устройство предварительного отбора газа УПОГ-1/1,2,3.

Обводненность водогазонефтяной эмульсии на выходе из аппаратов ТФС-1/1,2,3 составляет до 20 % объемных.

Пластовая вода из аппаратов ТФС-1/1, ТФС-1/2 и ТФС-1/3 раздельными потоками подается на сооружения очистки пластовой воды. Уровень раздела фаз нефть-вода в ТФС-1/1,2,3 поддерживается регулирующими клапанами

LCV-1, LCV-2, LCV-7

Предварительно обезвоженная нефть из сепараторов ТФС-1/1, ТФС-1/2 для девонского потока и из сепаратора ТФС-1/3 для угленосного потока, в зависимости от уровня, поддерживаемого регулирующими клапанами поз LCV-3, LCV-8 направляется в подогреватели нефти П-1, П-2 и П-3 соответственно, где нагревается до 40 С.

Газ девонского потока, выделившийся в сепараторах ТФС-1/1 и ТФС-1/2, поступает в газосепаратор ГС-1, где отделяется от капельной жидкости, и транспортируется на УПСВ «Бариновская» и далее по существующим газопроводам на Нефтегорский ГПЗ.

Часть газа девонского потока используется в путевых подогревателях нефти П-1, П-2, П-3 в качестве топлива.

Газ угленосного потока, выделившийся в сепараторе ТФС-1/3, поступает в газосепаратор ГС-2, где отделяется от капельной жидкости, и совместно с газом девонского потока транспортируется на УПСВ «Бариновская» и далее на Нефтегорский ГПЗ.

Нагретая в подогревателях нефти П-1,2,3 до 40 ºС предварительно обезвоженная нефть двумя потоками поступает в аппараты ТФС-2/1, ТФС-2/2 и ТФС-2/3, в которых осуществляется вторая ступень сепарации и глубокое обезвоживание нефти. Перед каждым из этих аппаратов также предусмотрен коллектор-усреднитель потока КУП-2/1,2,3

Консорциум « Н е д р а »

79

и устройство предварительного отбора газа УПОГ-2/1,2,3. Обводненность нефти после глубокого обезвоживания составляет не более 1 %.

Газ девонского потока, выделившийся в сепараторах ТФС-2/1 и ТФС-2/2, поступает в газосепаратор ГС-1. Газ угленосного потока, выделившийся в сепараторе ТФС-2/3, поступает в газосепаратор ГС-2. Давление газа в трехфазных сепараторах ТФС -1/1,2,3 и ТФС-2/1,2,3 поддерживается регулирующими клапанами поз. №PCV-1 PCV-4 и PCV-2, PCV- 5, .

После аппаратов ТФС-2/1, ТФС-2/2 и ТФС-2/3 обезвоженная до 1 % нефть объединенным потоком поступает в буферные емкости БЕ-1, БЕ-2, в которых при давлении до 0,6 МПа осуществляется концевая сепарация нефти.

Газ от буферных емкостей БЕ-1, БЕ-2 частично направляется на горелки факела. Остальной газ подается в газосепаратор ГС-2.

Пластовая вода из аппаратов ТФС-2/1, ТФС-2/2 и ТФС-2/3 также раздельными потоками подается на сооружения очистки пластовой воды. Уровень раздела фаз нефть-вода в ТФС-2/1,2,3 поддерживается регулировочными клапанами поз LCV-4, LCV-5, LCV-9.

После очистки и дегазации девонская вода поступает в систему заводнения и поглощения, а угленосная вода закачивается в систему поглощения.

Нефть из буферных емкостей БЕ-1, БЕ-2 поступает на прием насосов внешнего транспорта Н-1, Н-2, которыми по нефтепроводу через систему измерения количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС) подается на УПСВ «Бариновская».

Описание технологической схемы

Консорциум « Н е д р а »

80

Первая ступень сепарации

Продукция скважин девонского потока Западно-Коммунарского месторождения с обводненностью до 90 % об. с

давлением до 1,0 МПа, через задвижку Эз-1, задвижки 5 (6) поступает в струйные смесители СМ-1/1,2, в которых смешивается с нефтяным раствором реагента-деэмульгатора, а затем направляется через задвижки 10(9), 11,61,91 на первую ступень обезвоживания через коллекторы-усреднители потока КУП-1/1,2, устройство предварительного отбора газа УПОГ-1/1,2, в которых газожидкостная смесь предварительно разделяется на три потока – нефть, газ и воду.

Давление в трубопроводе входа девонского потока на УПСВ контролируется манометром, поз. РI-9-3. Давление в трубопроводе после смесителей СМ-1/1,2 контролируется манометром, поз. РI-10-3.

В качестве смесителей приняты струйные смесители, разработанные ЗАО НТК «МодульНефтеГазКомплект».

Смесители способствуют перемешиванию газожидкостной смеси и распределению деэмульгатора по всему объему жидкости.

Для образования нефтяного раствора реагента-деэмульгатора часть нефти от насосов Н-1, Н-2 через задвижку 476

по трубопроводу направляется через узел расходомера . FE-1-19а и регулирующего клапана FCV-1 через задвижку 13 к

ТФС-1/1,2. Перед узлом расходомера . FE-1-19а и регулирующего клапана FCV-1 в трубопровод подается от блока дозирования реагента УБР-1 деэмульгатор Реапон-4В в количестве 200 г/т нефти. Расход нефтяного раствора реагента контролируется расходомером, поз. FE-1-19а, автоматически регулируется в пределах 1600÷3800 кг/час регулирующим клапаном поз. FCV-1.

Консорциум « Н е д р а »