Красноармейского месторождения

38

Азот из Е-1 через регулирующий клапан К-25 и электрозадвижку ЭЗ-25 подается в емкость Е-4/1, 2, а через электрозадвижку ЭЗ-29 в емкость Е-6.

Выводы и рекомендации

УПСВ «Софинско-Дзержинская» предназначена для первичной обработки нефти кратковременного хранения и последующей перекачки нефти с обводненностью до 5 % на Горбатовскую УПСВ.

Нефть с Софинско-Дзержинского месторождения подогреву не подвергается. Обработка нефти девонских и угленосных пластов осуществляется совместно.

Пластовая вода утилизируется в поглощение нефтяных пластов.

Технология УПСВ позволяет: подавать попутный нефтяной газ на Нефтегорский ГПЗ по газопроводу, а также полностью сжигать выделившийся попутный газ на факельной установке в зависимости от ведения технологического режима УПСВ.

В трубопровод от БД-1 до РВС №1 подается ингибитор коррозии. Подача ингибитора осуществляется дозирующим плунжерным насосом блочной установки ИБР-1.

Установка отвечает современным требованиям подготовки нефти.

Консорциум « Н е д р а »

39

7. Предварительная подготовка продукции на установке предварительного сброса воды «Горбатовская»

Общая характеристика объекта

Горбатовская установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) предназначена для предварительной подготовки нефти добываемой на месторождениях ЦДНГ-6 и ЦДНГ-7 [5].

Предварительная подготовка нефти заключается в разгазировании нефти и отделении попутно добываемой пластовой воды.

Попутный газ из аппаратов УПСВ сжигается на факеле.

Нефть после сброса пластовой воды с остаточным содержанием воды откачивается на нефтестабилизационное производство в г. Нефтегорск.

Выделенная на УПСВ пластовая вода откачивается на БКНС-3 для утилизации в поглощающие горизонты.

Горбатовская УПСВ входит в состав ЦПНГ-6 ОАО «Самаранефтегаз».

УПСВ расположена в 2 км от поселка Ровно-Владимировка Волжского района Самарской области.

В состав сооружений и оборудования установки входят:

•Нефтеотстойники 1-ой ступени НО-1, 2, 3, 4, 5, 6, 7

•Нефтеотстойники 2-ой ступени НО-8, 9.

•Дожимная насосная станция ДНС-1.

•Резервуарный парк с насосами внутренней перекачки нефти.

Консорциум « Н е д р а »

40

•Буферные емкости БЕ-1, 2.

•Резервуары подготовки пластовой воды.

•Насосная станция для подачи пластовой воды на БКНС-3.

•Площадки подогрева нефти путевыми подогревателями ПП-1,6.

•Реагентное хозяйство для подачи деэмульгатора.

•Канализационное и дренажное хозяйство.

•Факельное хозяйство.

•Автоматизированный узел учета факельного газа.

•Оперативный узел учета нефти № 242.

•Система подачи воды в пожарное кольцо.

Проектировщик и разработчик технологии – институт ОАО «Гипровостокнефть», г. Самара.

Срок ввода УПСВ в эксплуатацию – 1979 год. В 2001 г. проводилась частичная реконструкция по проекту ООО

«Совинтекс».

Характеристика сырья. Вспомогательных материалов и готовой продукции

Характеристика сырья и готовой продукции

Консорциум « Н е д р а »

41

Сырьём для УПСВ является обводненная с незначительным содержанием газа нефть девонских и угленосных пластов, добываемая со скважин Горбатовского, Карагайского, Восточного, Гайдаровского, Тверского, Гараевского,

Ясеневского, Подъём-Михайловского, Рассветского, Колывановского, Софинско-Дзержинского, Кудиновского месторождений, а также нефть, поступающая с месторождений ЦДНГ-7 на УПСВ «С-Дзержинская» и нефть с ПСН «Горбатовский».

Обводнённость поступающей жидкости с месторождений достигает 90% массовых.

Нефть с Кудиновской УПСВ поступает предварительно обезвоженная до содержания воды не более 10 % массовых,

с С-Дзержинской УПСВ поступает предварительно обезвоженная до содержания воды не более 5 % массовых.

Нефть угленосных пластов содержит значительное количество сероводорода до 3,6 % массовых.

Готовой продукцией Горбатовской УПСВ является частично разгазированная нефть с остаточным содержанием воды до 10 %.

Характеристика вспомогательных материалов

С целью улучшения процесса разделения пластовой воды и нефти применяются реагенты - деэмульгаторы. На установке преимущественно применяется такой реагент, как ДИН-4, но также возможно применение и других реагентов.

Деэмульгатор ДИН-4 имеет следующие физико-химические свойства:

Внешний вид: - прозрачная жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета без механических примесей.

Консорциум « Н е д р а »

42

Температура застывания, оС, не выше минус 50

Растворимость: - растворяется в воде, низших спиртах и ароматических растворителях.

Вязкость при +20 оС, спз 48спз

Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

Описание технологического процесса

Технологический процесс предварительной подготовки поступающей на УПСВ пластовой жидкости (обводнённой нефти) заключается в разгазировании нефти и отделении пластовой воды.

Процесс обезвоживания нефти протекает в нефтеотстойниках.

Ввиду разницы удельного веса нефти и воды происходит их расслоение под действием сил гравитации.

Вода, как более тяжелая жидкость, собирается в нижней части аппарата, а нефть скапливается в верхней части аппарата.

Процесс расслоения нефтяной эмульсии ускоряется при обработке её деэмульгаторами, а также подогреве.

В процессе используется деэмульгатор марки ДИН-4.

Деэмульгатор способствуют разрушению центров (глобул) эмульгации, а подогрев способствует снижению вязкости нефти. Подогрев нефти может осуществляться в зимнее и в летнее время, так как температура поступающей нефти различных потоков летом колеблется от 17 С до 28 С, а зимой температура падает до 10-8 С.

Время нахождения нефти в отстойниках в процессе обезвоживания должно быть не менее 40-50 минут.

Консорциум « Н е д р а »

43

Уменьшение времени пребывания нефти в отстойниках ведет к неполному расслоению нефти.

На границе раздела фаз «нефть-вода» в отстойниках образуется трудно разделяющийся пограничный (промежуточный) слой, который с течением времени может накапливаться в значительных количествах.

Образование промежуточного слоя, как правило, происходит, когда процесс обезвоживания происходит без подогрева, а также вследствие наличия в нефти значительного количества смол, парафинов и механических загрязнений.

Промежуточный слой (масса) выводится из аппарата вместе с пластовой водой.

Продукция скважин с месторождений ЦДНГ-6 и ЦДНГ-7 поступает на УПСВ пятью потоками в нефтеотстойники первой ступени (НО-1 – НО-7).

Первый поток – включает в себя продукцию скважин Горбатовского месторождения и поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-7.

Второй поток – включает в себя продукцию скважин Карагайского, Кудиновского, Восточного, Гайдаровского, Гараевского, Ясеневского месторождений, а также нефть откачиваемую с пункта слива нефти. Поток поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-1 либо НО-3. Для улучшения процесса обезвоживания обвязкой предусмотрена подача потока через путевой подогреватель ПП-1,6 №1. Продукция скважин с Кудиновской УПСВ направляется непосредственно в буферные емкости для дальнейшей перекачки (на подготовку в нефтеотстойники подается в необходимых случаях).

Третий поток – включает в себя продукцию скважин С-Дзержинского месторождения, Холмового купола и месторождений ЦДНГ-7. Поток поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-2 либо НО-6.

Консорциум « Н е д р а »

44

Четвертый поток – включает в себя продукцию скважин Рассветского и Колыванского месторождений. Поток поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-6 либо НО-5.

Пятый поток – включает в себя продукцию скважин Тверского и Подъем-Михайловского месторождений. Поток поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-3 либо НО-4. Для улучшения процесса обезвоживания обвязкой предусмотрена подача потока через путевой подогреватель ПП-1,6 № 1 или № 2.

Отделившаяся вода из нефтеотстойников первой ступени НО-1 – НО-7 подается в водяные резервуары РВС 2000 м3 №№2, 6, 7. Частично обезвоженная нефть, для дополнительной подготовки смешиваясь, поступает в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9, откуда вода подается в водяные резервуары РВС 2000 м3 №№2, 6, 7, а нефть с остаточным содержанием воды под собственным давлением подается в буферные емкости. В буферных емкостях происходит сепарация нефти от газа. Далее нефть подается на прием насосов Н-1, 2, 3, 4 (ЦНС 180х425) и откачивается на НСП г. Нефтегорск, а газ через факельный сепаратор подается на факел.

При необходимости остановки откачки нефти, поток с нефтеотстойников второй ступени заводится в концевой газосепаратор для сепарации, откуда поступает в аварийные РВС 5000 м3 №№ 4, 5, 8, а газ через факельный сепаратор подается на свечу. В необходимых случаях возможен завод потока жидкости после первой ступени отстойников через концевой газосепаратор в резервуары, а также каждого потока с месторождений минуя технологию в концевой газосепаратор и далее в аварийные РВС.

Вода из водяных резервуаров насосами Н-8, 9, 10, 11, 12 (АХ 500/37, АХ 250-200-315) подается на БКНС-3 и далее в систему поглощения.

Консорциум « Н е д р а »

45

По мере накопления жидкость из аварийных резервуаров насосами внутренней перекачки Н-1, 2, 3 (ЦНС 180х85 и ЦНС 60х132) подается на технологию для подготовки, либо в буферные емкости БЕ-1, 2 для дальнейшей перекачки.

По мере накопления в водяных резервуарах верхнего слоя уловленной нефти производится ее сброс по «пленочной» линии на прием насосных агрегатов внутренне перекачки.

Описание технологической схемы

Продукция скважин Горбатовского месторождения без предварительного разгазирования через задвижки №№ 222,

156, 71,79, 113 поступает в нефтеотстойник НО-7, где при давлении от 3 до 5,2 кгс/см2 и межфазном уровне 1500-2100

мм происходит отделение нефти от воды. Вода через задвижки №№ 267, 268, 270, 271, 276, 326 подается в РВС-2 или через задвижки №№ 267, 268, 270, 271 ,300, 506 (№№ 267, 268, 270, 271, 300, 503) в РВС-7 (РВС-6), а частично обезвоженная нефть через задвижки №№ 253, 299, 413, 416, 421, 419 подается в нефтеотстойники второй ступени НО-8,

9 для дальнейшей подготовки.

Продукцию скважин с Карагайской УПСВ (Карагайское, Восточное и Гайдаровское м/р), Кудиновской УПСВ (Кудиновское м/р), Гараевской ДНС (Гараевское, Ясеневское м/р), а также нефть откачиваемая с пункта слива нефти через задвижки №№ 140, 135, 145, 2з, К2, К3, Кз, К4, К4', К5, Кт, К1, 206 (152)-для НО-1, (137)-для НО-3, (146) -для НО- 2, (138, 131) -для НО-4, поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-1 (НО-2-4), где при давлении от 3 до 5,2 кгс/см2

и межфазном уровне 1400-1700 мм для НО-1, 1300-1800 мм для НО-2, 1500-1800 мм для НО-3, 4 происходит отделение нефти от воды. Для учета количества поступающей продукции с указанных месторождений на входящем трубопроводе установлен расходомер (FE-65а по схеме) с выводом в операторную текущего и суммарного по времени показаний. Для

Консорциум « Н е д р а »