Красногородецкого месторождения

29

Производительность Радаевской УПН:

- по поступающей жидкости до 15000 м3/сутки;

-по сырой нефти до 4000 м3/сутки;

-по товарной нефти до 3200 т/сутки.

В 2012 году, была введена в эксплуатацию установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов на площадке Радаевской УПН. Установка предназначена для хранения и подачи реагента нейтрализатора в поток товарной нефти.

Установка очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов является доведение качественных характеристик товарной нефти Радаевской УПН ОАО «Самаранефтегаз» до соответствия требованиям ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть.

Общие технические условия» по массовой доле сероводорода (не более 20 ppm) и легких меркаптанов (не более 40 ppm)

для нефти вида 1.

В состав сооружений Радаевской УПН входят:

-площадка путевых подогревателей;

-концевая сепарационная установка (КСУ);

-узел приема жидкости с участков;

-узел переключения сырьевых резервуаров;

-сырьевые резервуары РВС;

-нефтенасосная: с сырьевыми насосами, с товарными насосами, с насосами внутрипарковой перекачки;

-площадка теплообменников подогрева сырой нефти;

-площадка технологической аппаратуры;

Консорциум « Н е д р а »

30

-площадка отстойников обессоливания и обезвоживания;

-узел переключения технологических резервуаров;

-узел учета товарной нефти;

-насосная пластовой воды;

-узел учета пластовой воды;

-насосная подачи пресной воды на обессоливание;

-сепарационно-дренажный узел;

-факельное хозяйство;

-дренажное хозяйство;

-блок дозирования деэмульгатора;

-очистные сооружения пластовых вод;

-котельная с топливным хозяйством;

-емкость для хранения нейтрализатора сероводорода;

-дозировочная установка БПР-2 подачи нейтрализатора сероводорода.

Подготовка нефти на Радаевской УПН состоит из 6 основных блоков:

•Подогрев нефтесодержащей жидкости поступающей с участков на площадке путевых подогревателей;

•Сепарация нефтесодержащей жидкости поступающей с площадки путевых подогревателей и с участков на концевой сепарационной установке;

Консорциум « Н е д р а »

31

•Холодный динамический отстой нефти в сырьевых резервуарах;

•Термическое обезвоживание и обессоливание;

•Горячий динамический доотстой нефти в технологических резервуарах;

•Подготовка и утилизация пластовой воды.

Описание основных технологических процессов Радаевской УПН: Жидкость с УПСВ Красногородецкая (блок-схема основных технологических процессов, приложение 3) совместно с жидкостью ДНС Боровская и с УПСВ Радаевская поступает на площадку путевых подогревателей (блок 1), где после подогрева направляется на концевую сепарационную установку (блок 2). Сюда же поступает жидкость с Радаевского месторождения. На концевой сепарационной установке происходит сепарация и предварительный сброс пластовой воды. На входе в емкости горячей сепарации осуществляется подача нейтрализатора сероводорода. Предварительно обезвоженная нефть направляется на холодный динамический отстой нефти (блок 3) в сырьевые резервуары, газ на площадку путевых подогревателей, а вода в водяные РВС блока подготовки и утилизации пластовой воды (блок 6). В блоке холодного динамического отстоя нефти в сырьевых резервуарах (блок 3) происходит дальнейшее отделение пластовой воды от нефти, которая сбрасывается на блок подготовки и утилизации пластовой воды (блок 6), откуда происходит откачка на БКНС Радаевская. Уловленная нефть возвращается в блок 3. Нефть с блока холодного динамического отстоя нефти (блок 3) с

остаточным содержанием воды направляется на термическое обезвоживание и обессоливание (блок 4), где происходит глубокое обезвоживание и обессоливание нефти.

Консорциум « Н е д р а »

32

Консорциум « Н е д р а »

Консорциум « Н е д р а »

34

Продолжение таблицы 7

Консорциум « Н е д р а »

35

Продолжение таблицы 7

Консорциум « Н е д р а »

36

Выводы и рекомендации.

Анализ сложившейся системы подготовки продукции скважин на месторождении, состава, свойств нефти и газа,

пластовой воды позволяет сделать вывод, что требования и рекомендации к системе промысловой подготовки продукции скважин находятся в полном соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора,

транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтегазодобывающих районов», что обеспечивает безопасные условия эксплуатации, сдачу нефти в систему АК «Транснефть» по первой группе качества, охрану окружающей природной среды и максимальную сохранность добываемого углеводородного сырья.

8. Технологический расчет отстойника.

Исходные данные для расчета отстойника.

1. Реальный расход эмульсии, Q =12000 м3/сут=0,139 м3/с;

2.Длина отстойника, L=12,0 м;

3.Диаметр отстойника, DB=2,6 м;

4.Высота водяной подушки, h1=1,0 м;

5.Максимальный взлив, h2=0,20 м;

6.Минимальный взлив, h3=0,18 м;

7.Объемная доля дисперсной фазы до отстоя, φН=0,28%;

8.Объемная доля дисперсной фазы после отстоя, φК=0,18%;

9.Плотность дисперсной фазы, ρф=1180 кг/м3;

Консорциум « Н е д р а »