Крюковского месторождения

41

С блока подогревателей нефтяная эмульсии поступает в трехфазный сепаратор ТФС-4, где при давлении 8,5 кгс/см2

происходит и сепарация и сброс пластовой воды до 15% остаточного водосодержания. Сброшенная вода отводится в отстойники воды О-1/1,2 [13].

Частично обезвоженная нефть поступает в приемный коллектор отстойников обезвоживания БУОН-1,2, где смешивается с потоком нефти с ТФС-1,2.

Выделившийся попутный нефтяной газ из ТФС-3,4 и буферной емкости БЕ-2 отводится в вертикальный сепаратор ГС-2, где происходит отделение капельной жидкости. Конденсат из ГС-2 сливается в дренажную емкость Е-11. Из ГС-2

попутный газ через СИКГ подается на путевые подогреватели ПНТП-1,6. Избыток попутного газа используется на технологические нужды и ГТЭС (газотурбинную электростанцию ГТЭС) для выработки электроэнергии.

Нефть с общего приемного коллектора с давлением 10 кгс/см2 поступает в трехфазный сепаратор ТФС-1,2, где происходит отделение попутного газа и предварительный сброс пластовой воды.

Попутный нефтяной газ из ТФС-1,2 отводится в вертикальный газовый сепаратор ГС-1, где происходит отделение капельной жидкости. Конденсат из ГС-1 сливается в дренажную емкость Е-4/1,2. Попутный нефтяной газ из ГС-1

подается - к блоку путевых подогревателей с промежуточным теплоносителем П-1-3, через узел учета газа на ГТЭС. В случае необходимости попутный нефтяной газ сжигается на факеле.

Частично обезвоженная нефть поступает в отстойники обезвоживания БУОН-1,2, где происходит сброс пластовой воды до 5% содержания ее в нефти. Нефть из БУОН-1,2 отводится в буферную емкость БЕ-2. Вода отводится в отстойники воды О-1/1,2. Нефть из БЕ-2 поступает на прием насосов внешнего транспорта и через узел учета нефти №2 поступает на пункт налива в автоцисцерны. И транспортируется на Нефтегорскцю УПН.

Консорциум « Н е д р а »

42

При необходимости общий поток нефти через задвижку может поступать в буферную емкость БЕ-1 и далее в резервуар РВС №2.

Вода из отстойников 1/1,2 поступает в буфер-дегазатор пластовой воды, где происходит окончательная дегазация воды. Далее вода подается в резервуар пластовой воды РВС №1 и затем утилизируется в систему поглощения.

Технологическая схема Константиновской УПСВ приведена на рис.4.5.

Рис.4.5 - Технологическая схема УПСВ «Константиновская»

Выводы по УПСВ Константиновская

1.Готовой продукцией является нефть с остаточной обводненностью, до 5%. Далее нефть автоцистернами вывозится на УПН г. Нефтегорска.

2.Очищенная пластовая вода для закачки в систему ППД.

3.Газ сепарации используется на технологические нужды и ГТЭС (газотурбинную электростанцию) для выработки электроэнергии.

Консорциум « Н е д р а »

43

4.6 Анализ УНП «п. Просвет»

Установка подготовки нефти (УПН) ЦДНГ-1 предназначена для:

•подготовки нефти (сепарация, обезвоживание и обессоливание) до требования качества действующих стандартов;

•насосного транспорта товарной нефти на автомобильный налив УПН ЦДНГ-1;

•сброса воды и утилизации ее в Серпуховской горизонт;

•обеспечения замеров поступающей и разделяемой продукции, в т. ч., нефти, пластовой воды, отсепарированного

газа.

Схема УПН «п. Просвет» приведена на рисунке 4.6

Проектные и фактические показатели загрузки установки приведены в таблице 4.3

Таблица 4.3 - Проектные и фактические показатели загрузки

Сырьем установки промысловой подготовки нефти является продукция нефтяных скважин – водонефтегазовая смесь.

Готовой продукцией являются отсепарированный газ, разгазированная, обезвоженная и обессоленная нефть,

отделившаяся пластовая вода.

В качестве вспомогательного материала для расслоения водонефтяной эмульсии используется реагент-

деэмульгатор.

Для обессоливания нефти используется пресная вода.

Консорциум « Н е д р а »

44

Характеристика готовой продукции и вспомогательных материалов приведена в таблице 4.4.

Рис.4.6 – УПП Просвет

Консорциум « Н е д р а »

Консорциум « Н е д р а »

На пункте для подготовки нефти технологией предусмотрены следующие сооружения:

УПН состоит из:

•Сепаратор трехфазный НГСВ 25 м3. в количестве 1 единица.

•Путевые подогреватели (ПП-063-А) в количестве 2 единицы.

•Установка по подготовки нефти (OIL TREATMENT UNIT DESALTER) фирмы HANOVER . в количестве 1 единица.

•Буферная емкость (Б.Е. №1, №2), объемом 100 м³ в количестве две единицы.

•Дренажную емкость (ДЕ-2), объемом 60 м3 в количестве 1 единица.

•Дренажную емкость (ДЕ-1), объемом 60 м3 в количестве 1 единица.

•Насосная откачки нефти до автомобильного налива 1 единица

•Дренажную емкость (ДЕ-6), объемом 25 м3 в количестве 1 единица.

•Факельное хозяйство высокого давления, включает в себя:

•Факельный сепаратор (ФС-2) объемом 4 м3 в количестве 1 единица.

•Дренажную емкость (ДЕ-5), объемом 8 м3 в количестве 1 единица.

•Факельный ствол.

Консорциум « Н е д р а »

47

•Факельное хозяйство низкого давления, включает в себя:

•Факельный сепаратор (ФС-1) объемом 4 м3 в количестве 1 единица.

•Дренажную емкость (ДЕ-4), объемом 8 м3 в количестве 1 единица.

•Факельный ствол.

•Пункт налива нефти, включает в себя:

•Площадку с обвязкой для налива нефти.

•Две подземные емкости для капельной нефти (ДЕ-13, ДЕ14)- 3 м3 каждая.

•Насосная откачки подтоварной воды на систему утилизации в Серпуховской горизонт.

•БРХ. Сепаратор трехфазный Сепаратор НГСВ с предварительным сбросом воды, предназначен для отделения газа от обводненной нефти и сброс

свободной пластовой воды с одновременным учетом количества воды и сепарированного газа, выходящих из аппарата.

В качестве НГСВ принят нефтегазовый сепаратор со сбросом воды. В НГСВ происходит частичное отделение попутного газа и подтоварной воды. Газ высокого давления из НГСВ поступает на факел высокого давления. Для сброса давления в сепараторе НГСВ при его повышении установлен предохранительный клапан. Отвод газа от предохранительного клапана производится на факельный сепаратор ФС по газопроводу, проложенному надземно с уклоном не менее 0,003 в сторону ФС. Дренаж сепаратора осуществляется в подземную дренажную емкость ДЕ марки ЕП 252800- 900-2 объемом 25 м3 по ТУ 26-18-34-89. Откачка из емкости производится погружным насосом НВ 50/50- 3,5-В-СД-У2 на а/ц.

Подтоварная вода с НГСВ поступает на РВС-1000.

Консорциум « Н е д р а »

48

Нефть с процентом обводненности до 5% поступает на путевые нагреватели.

Площадка путевых подогревателей ПП-063-А

Для снижения степени парафинизации оборудования и трубопроводов на установке подготовки нефти при разгазировании нефти, а также снижения содержания сероводорода в накапливаемой и вывозимой нефти и обеспечения наибольшей глубины обезвоживания продукции скважин, в схему включены путевые подогреватели нефти ПП-0,63А.

Нефтяная эмульсия с месторождений поступает на гребёнку пункта сбора нефти ЦДНГ-1. Узел переключений

(гребенка), предназначен для объединения отдельных потоков продукции скважин, в общий поток. Для разделения эмульсии в основной поток выхода жидкости с гребёнки подаётся хим. реагент. Нефтегазовая смесь выйдя с гребёнки одним потоком с давлением 7 кг/см2 и обводнённостью 40% до 70% температурой 150 С нефтяная эмульсия поступает в сепаратор НГСВ.

В НГСВ за счёт реагента и отстоя происходит подготовка нефти. В первой секции НГСВ при давлении 6-3 кг/см² происходит сепарация газа, после чего газ поступает в газопровод высокого давления. С линии высокого давлениия газ утилизируется (сжигается) на факеле высокого давления. Также в первой секции за счёт реагента и отстоя происходит разделение эмульсии на нефть и воду, вода с нижней части аппарата сбрасывается на РВС №1, 2. Нефть с обводнённостью 0,8-5% через перегородку поступает во вторую секцию, откуда на приём путевых подогревателей ПП - 0,63А.

Нефть с 0,8-5% обводнённостью пройдя путевые подогреватели ПП-0,63 нагревается до 55 оС и подаётся на установку ООУ «Hanover». На установке ООУ «Hanover» происходит подготовка нефти до требуемой группы качества

(ГОСТа). Для лучшего вымывания солей на установке ООУ «Hanover» подаётся пресная вода. Газ с установок ООУ

Консорциум « Н е д р а »