Красноармейского месторождения

53

52, 53, 56А, 56Б и электроклапан КЛ-1 с управлением из операторной ДНС-1 через оперативный узел учета нефти (ОУУН) № 242, и далее через задвижки №№ 67, 68, 430, 410 на НСП г. Нефтегорск для окончательной подготовки до товарных кондиций. Для контроля за давлением на выкиде насосных агрегатов установлены технические манометры с показаниями по месту (PI-82 на Н-1, PI-81 на Н-2, PI-80 на Н-3, PI-75 на Н-4). Контроль давления на приеме насосов осуществляется также с помощью технических манометров (PI-79 на Н-1, PI-78 на Н-2, PI-77 на Н-3, PI-76 на Н-4).

Эксплуатация ОУУН осуществляется в соответствии с Инструкцией по эксплуатации оперативного узла учета сырой нефти УПСВ «Горбатовская» ЦПНГ-6 ОАО «Самаранефтегаз». Для защиты аппаратов БЕ-1, 2 от превышения давления установлены ППК с направлением сброса через факельный сепаратор ФС-1 на свечу. В процессе эксплуатации возможно накопление воды в буферных емкостях, о чем свидетельствует увеличение обводненности перекачиваемой жидкости. В этом случае возможна подача жидкости из нижней части буферных емкостей через задвижки №№ 374, 374', 375, 375', 230 в резервуары аварийные. Для визуального контроля качества сбрасываемой в РВС жидкости на трубопроводе установлен стеклянный колпак.

Попутно добываемая вода, сбрасываемая в результате отстоя в РВС-2, 6, 7, очищается в них от механических примесей и нефтепродуктов и через задвижки №№ 501, 504, 334, 518, 516, 517, 345, 360, 362, 364, 366, 368 поступает на прием насосов пластовой воды Н-9, 10 (АХ 500/37), Н-8, 11 ,12

(АХ 250-200), откуда при давлении 4,0-7,0 кгс/см2 подается на узел учета пластовой воды (состоящий из «рабочей» и «контрольной» линий), для рабочей линии через задвижки №№ 277, 278, для контрольной линии №№ 213, 214. На рабочей линии установлен расходомер НОРД-200, а на контрольной или резервной смонтирован МИГ-200 (по схеме

FE-69а (FE-70а)), мгновенные и накопительные показания которого выведены в операторную. Имеется возможность

Консорциум « Н е д р а »

54

сличения значений расходов рабочей или резервной линии через контрольную линию. Контроль давления на выкиде насосов пластовой воды осуществляется по показаниям технических манометров (PI-117 на Н-8, PI-115 на Н-9, PI-113 на Н-10, PI-111 на Н-11, PI-109 на Н-12). Давление на приеме также контролируется техническими манометрами (PI-116 на Н-8, PI-114 на Н-9, PI-112 на Н-10, PI-110 на Н-11, PI-108 на Н-12). После узла учета пластовая вода подается на прием насосов БКНС-3, которые утилизируют воду в поглощающие горизонты. Уровень жидкости в РВС контролируется приборами (LIE-5 на РВС-2, LIE-9 на РВС-6, LE-10а на РВС-7) с выводом показаний на АРМ оператора. По мере накопления уловленной нефти в РВС-2, 6, 7 нефть по «пленочной линии» через задвижки №№ 502, 505, 335, 308, 308', 309,309' с уровня 6,0 - 6,5 м самотеком поступает в резервуары аварийные РВС-4, 5, 8.

При необходимости обвязкой предусмотрена возможность завода каждого из пяти потоков минуя технологию через концевой газосепаратор КСУ в аварийные резервуары.

Первый поток через задвижки №№ 12з, 18з, 434; второй поток через задвижки №№ 16з, 17з; третий поток через задвижки №№ 14з' 13з' 434; четвертый поток через задвижки №№ 15з, 17з, 434; пятый поток через задвижки №№ 324; 19з; 289'; 17з, 434.

Кроме этого, предусмотрена возможность завода частично обезвоженного потока после нефтеотстойников первой ступени НО-1 - НО-7 через задвижки №№ 247, 248, 249, 250, 251, 252, 253, 13з, 13з', 434 в концевой газосепаратор.

При необходимости остановки откачки нефти на НСП г. Нефтегорск предусмотрена возможность завода потока подготовленной нефти в концевой газосепаратор после нефтеотстойников второй ступени через задвижки №№ 246, 434 или после оперативного узла учета нефти через задвижки №№ 7р, 7з, 10з, 18з, 434.

Консорциум « Н е д р а »

55

Вконцевом газосепараторе происходит разгазирование жидкости при давлении 0,5-1,0 кгс/см2. Газ через задвижку

№509 поступает в факельный сепаратор и через узел учета сжигаемого газа на свечу. Жидкость под собственным давлением через задвижки №№ 435, 386’, 386 (РВС-8), №№ 435, 311, 307 (РВС-4), №№ 435, 312, 310 (РВС-5) подается в аварийные резервуары РВС-4, 5, 8. Дренаж газосепаратора предусмотрен в дренажную емкость ДЕ-5 факельного сепаратора.

По мере накопления жидкость из резервуаров через задвижки №№ 385; 391; 308; 308', 309, 309', 388; 382; 380 подается на прием насосов внутренней перекачки и насосами Н-1, 2, 3 при давлении 7,0-14,6 кгс/см2 на выкиде насосов через задвижки №№ 387, 383, 381, 244, (117 для НО-5, 6) 126 для НО - 4 перекачивается в «голову» технологического процесса для подготовки. Раскачка РВС ведется до уровней, утвержденных в нормативных остатках. Контроль давления на выкиде насосов внутренней перекачки осуществляется техническими манометрами с показаниями по месту (PI-88 на Н-1, PI-86 на Н-2, PI-84 на Н-3). Давление на приеме насосов также контролируется техническими манометрами по месту (PI-87 на Н-1, PI-85 на Н-2, PI-83 на Н-3).

Существует схема, предусматривающая подготовку жидкости поступающей с УПСВ С-Дзержинская последовательно в отстойниках НО-2, НО-4, с целью увеличения времени отстоя жидкости. При последовательной работе нефтеотстойников поток через задвижку № Д1, Д4 поступает в НО-2. Подготовленная нефть из отстойника НО-2

через задвижки №№ 248, Д7, Д8, Д6, 126 поступает на вход в нефтеотстойник НО-4 и далее через задвижку № 250 подается на вторую ступень отстоя в нефтеотстойники НО-8,9. Сброс воды с НО-2 осуществляется через задвижки №№ 256, 257, с нефтеотстойника НО-4 через задвижки №№ 261, 262.

Консорциум « Н е д р а »

56

С целью отдельной подготовки и учета нефти Горбатовского месторождения предусмотрена схема подачи подготовленной нефти из нефтеотстойника НО-7 в РВС-№4,5,8. Подготовленная в нефтеотстойнике НО-7 нефть через задвижки №№ 289, 289* (при закрытой задвижке № 288) поступает в КСУ и для дальнейшей подготовки в РВС-4, 5, 8.

Выводы и рекомендации

Проектная мощность УПСВ «Горбатовская» по поступающей жидкости составляет 17800 м3/сутки, сброс осуществляется до 2-3% остаточного водосодержания.

В настоящее время на установку поступает порядка 12000-12500 м3/сут, Процент загрузки составляет 67-70%.

Таким образом, дополнительного емкостного не требуется. УПСВ работает в штатном режиме.

8. Предварительная подготовка нефти на термохимобессоливающей установке ЦПНГ-5

Характеристика объекта

Термохимобессоливающая установка (ТХОУ) с установкой предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) входит в состав нефтестабилизационного производства, расположенного на территории Нефтегорского промузла, входящего в состав ЦПНГ-5 ОАО «Самаранефтегаз».

Установка (ТХОУ) предназначена для предварительной подготовки сырой обводненной нефти перед подачей ее на установки глубокого обезвоживания, обессоливания и стабилизации установки подготовки нефти №1 и №2).

Предварительная подготовка сырой обводненной нефти на ТХОУ включает следующие процессы:

Консорциум « Н е д р а »

57

•сепарация (разгазирование) сырой нефти на II-ой и III-ей ступенях сепарации;

•предварительный сброс пластовой воды на УПСВ и подача сырой нефти в технологические резервуары;

•подготовка и откачка пластовой воды на ДНС-1, 2 или на КНС-3;

•сброс пластовой воды из технологических резервуаров;

•подготовка и сдача ловушечной нефти;

•прием товарной стабильной нефти с установок стабилизации № 1, 2;

•сдача товарной стабильной нефти Самарскому РНУ;

•отпуск товарной нефти через пункт налива на собственные нужды и сторонним организациям;

•закачка в трубопроводы и аппараты сырой нефти ингибиторов коррозии и деэмульгаторов;

•прием сырой нефти от сторонних организаций ОАО «Самара – Нафта» и ООО «Приволжскнефть». Термохимобессоливающая установка построена по проекту института «Гипровостокнефть» и введена в

эксплуатацию - в 1964 году Проектная производительность установки ТХОУ до 12 миллионов тонн нефти в год.

Для осуществления производственной деятельности на ТХОУ имеется следующее оборудование:

•II-ая ступень сепарации сырой нефти, состоящая из булитов № 7, 8, 9, 10, 15, 16;

•III-ья ступень сепарации сырой нефти, состоящая из булитов № 1, 2, 3, 4, 5, 6, 13, 14;

•шесть технологических резервуаров РВС-5000 № 7, 8, 9, 10, 11, 12;

•шесть резервуаров для товарной нефти РВС-5000 № 1, 2, 3, 4, 3а, 4а;

Консорциум « Н е д р а »

58

•два технологических резервуара РВС-5000 № 13, 14 для приема и откачки пластовой воды;

•установка предварительного сброса пластовой воды;

•насосная УПСВ;

•насосная внешнего транспорта нефти;

•узел учета нефти;

•технологические трубопроводы;

•насосная противопожарная;

•насосная пенотушения;

•промышленный водопровод;

•трубопроводы внешнего транспорта нефти;

•промышленная площадка нефтеналива.

Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции

Характеристика сырья

Сырьем для ТХОУ ЦПНГ-5 является обводненная нефть, добываемая механизированным способом на нижеперечисленных месторождениях:

•угленосная сырая нефть Кулешовского месторождения;

Консорциум « Н е д р а »

59

•угленосная сырая нефть Лебяжинско-Бариновского месторождения в смеси с сырой нефтью Горбатовской группы месторождений;

•угленосная сырая нефть Южной группы месторождений.

Обрабатываемые нефти парафинистые, смолистые. В нефти присутствуют мехпримеси, кристаллы тугоплавких парафинов, а также солей, в том числе образованных в результате ингибирования труб аммиачной водой.

Минерализация пластовых вод колеблется в диапазоне 180000 - 220000 мг/л, среднемесячная кислотность (рН)

пластовых вод колеблется в пределах 5,5 - 6,2. В эмульсии поступающей на НСП содержатся реагенты (деэмульгаторы,

ингибиторы и т.д.), поданные ранее на промыслах. Содержание мехпримесей в исходной эмульсии колеблется от 0,1 до

0,3 %. Характеристика сырья приведена в табл. 8.1.

Таблица 8.1

Консорциум « Н е д р а »