Краснонивского месторождения

27

Впоток входящей в сепараторы жидкости подается деэмульгатор Реапон-4В или Нордек-323 в количестве до 170 г/т.

Подача производится с помощью блочной дозировочной установки БР-2,5-№ 1, 2, 3.

Всепараторе С-2, (С-3, С-4) при давлении 2,8 – 5,0 кгс/см2 происходит разгазирование нефти.

Попутный газ из С-2 (3, 4) подается в газосепаратор Г-1 объемом 50 м3, где происходит отделение капельной жидкости (конденсата). Газ из газосепаратора Г-1 под свои давлением отводится на Отрадненский ГПЗ и частично подается для функционирования факела. Конденсат из газосепаратора отводится в сепаратор С-1. Сепараторы С-2,

С-3, С-4 взаимозаменяемы и могут использоваться для разгазирования сернистых и девонских нефтей.

НО-1, 2, 3, 4, 5, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду при давлении от 2,8 до 5,0 кгс/см23 и

температуре 20 – 27 °С.

Нефтеотстойники работают полным сечением.

Нефтеотстойник НО-1, (2, 3, 4, 5) представляет счобой горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами

Консорциум « Н е д р а »

28

Нефтеотстойники НО-1, 2, 3, 4, 5 при необходимости используются для обработки сернистой и девонской нефти.

Уровень раздела фаз «нефть – вода» в нефтеотстойниках контролируется пробоотборниками (в четырех точках по вертикали) и регулируется задвижками.

Давление в нефтеотстойниках контролируется техническими манометрами МТП-160-10 и регулируется вручную задвижками.

Нефтеотстойники Н-1, (2, 3, 4, 5) взаимозаменяемы при обработке как сернистых, так и девонских нефтей.

Отделившаяся пластовая вода из нижней части нефтеотстойников НО-1, 2, 3, 4, 5 направляется в водоотстойники В-1, 2, 3, 4, 5, 6, где происходит отделение остаточной нефти при давлении до 5,0 кгс/см2 откуда через узлы учета поступает в Д-1, 2, 3..

Водоотстойники работают полным сечением.

Водоотстойник В-1, (2, 3, 4, 5, 6) представляет собой горизонтальный цилиндрический сосуд с эллиптическими днищами объемом 200 м3.

Отделившаяся уловленная нефть из водоотстойников периодически один раз в сутки сбрасывается через С-1 в

РВС.

Пластовая (сточная) вода из водоотстойников через счетчики расходомеры отводится в дегазаторы Д-1, 2, 3

объемом 100 м3, где происходит разгазирование пластовой воды с выделением попутного растворенного газа,

который сбрасывается на факел.

Консорциум « Н е д р а »

29

Разгазированная пластовая вода пластов «Д» и «С" из дегазаторов Д-1, 2, 3 по отдельным трубопроводам

отводится на КНС и насосами КНС закачивается в нагнетательные и поглощающие скважины системы ППД.

Обезвоженная нефть из нефтеотстойников НО-1, 2, 3, 4, 5 поступает в буферные емкости Б-1, Б-2 объемом 32

м3, 25 м3.

Далее нефть насосами внешнего транспорта №№ 1, 2, 3, 4 через узел учета откачивается на УПН (НСП) г.

Для закачки реагента (деэмульгатора) применяются три установки БР-2,5 с насосами НД 1.025/40 емкостью 50

м3.

Для приема нефти в аварийных случаях имеются два резервуара РВС-1 объемом 3000 м3 и РВС-2 объемом 2000

м3.

Для приема дренажей из аппаратов имеются два резервуара траншейного типа (РТТ) объемом по 2000 м3

каждый Для промышленных стоков имеется бетонная емкость объемом 5 м3 и металлическая емкость объемом 50 м3.

Для откачки отстоявшейся воды из резервуаров используется насос Н-5 марки ЦНС 38×132 с производительностью 38 м3/час и напором на выкиде 132 м.ст.ж.

Консорциум « Н е д р а »

30

Выводы и рекомендации по УПСВ.

1.Современная УПСВ должна оставлять в продукции скважин не более 2% пластовой воды, причём качество сброшенной воды должно быть таково, что её можно направлять с систему ППД без дополнительной подготовки, в противном случае УПСВ должна быть реконструирована. После рассматриваемой установки в нефти остается 2% воды, что является хорошим результатом.

2.Газ после газосепаратора поступает в систему проектных газопроводов для транспортировки на ГПЗ. Часть газа используется для собственных нужд. В случае срабатывания СППК газ по газопроводу подается на факел аварийного сжигания газа. Газ используется рационально.

1.4 Анализ УКПН-2

Наименование, назначение и месторасположение объекта Установка комплексной подготовки нефти №2 предназначена для обезвоживания, обессоливания и стабилизации

нефти, поступающей с установки №3, с обводненностью до 2% объемных. Схема УКПН приведена на рисунке 1.4

Краткая характеристика установки Обезвоживание и обессоливание нефти осуществляется термохимическим методом с промывкой эмульсии пресной

водой и обработкой ее электрическим полем.

Консорциум « Н е д р а »

31

Подогретая в теплообменниках нефть поступает в отстойники ОШ, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти, за счет гравитационного отстоя. Окончательное обессоливание достигается в шаровых электродегидраторах ЭДШ.

Стабилизация нефти осуществляется методом ректификации в стабилизационных колоннах, после предварительного подогрева в теплообменниках и в печах беспламенного горения ПБГ-20.

Состав сооружений установки В состав установки №2 входят следующие основные технологические сооружения:

•два параллельно работающих блока обезвоживания, обессоливания;

•площадка стабилизации нефти на 2-ом блоке;

•реагентное хозяйство;

•воздушно компрессорная станция;

•метанольное хозяйство;

•водонасосная станция;

•пункт налива пентан-гексановой фракции:

Консорциум « Н е д р а »

32

Рис 1.5

Консорциум « Н е д р а »