Курманаевского месторождения

28

-узел приема нефтяной эмульсии (входная гребенка У-1);

-блок обезвоживания и дегазации нефтяной эмульсии;

-блок очистки и подготовки пластовой воды;

-блок реагентного хозяйства БР-10;

- нефтенасосная;

Рис.1.3

Консорциум « Н е д р а »

29

-узел учёта нефти;

-факельная установка УФ-1;

-система аварийного сброса нефтяной эмульсии.

Проектная производительность установки по жидкости 3500 м3/сут.

Текущая производительность установки составляет:

В 2006 году была проведена реконструкция Курманаевской УПСВ в результате которой заменены аппараты С-1,

О-1/1, О-1/2, БВ.

На Курманаевскую установку предварительного сброса воды (УПСВ) поступает продукция скважин Курманаевского, Шулаевского, Ново-Медведкинского, Красногвардейского, Докучаевского и Скворцовского месторождений из продуктивных пластов Б1, Т1, Т2. На Курманаевскую установку предварительного сброса воды поступает продукция Т2 в объёме 4-5%, продукция пласта Б2 в объёме 48%, продукция пласта Т1 в объёме 48-47%.

В качестве деэмульгаторов применяют реагент-деэмульгатор ДИН-2Е и LML 4312 C.

Характеристика сырья, реагентов и готовой продукции по компонентам, вызывающим коррозию металлов,

приведена в таблице 1.8.

Консорциум « Н е д р а »

30

Таблица 1.8

Характеристика сырья, материалов, реагентов и готовой продукции по компонентам, вызывающим коррозию металлов

Консорциум « Н е д р а »

Консорциум « Н е д р а »

32

Таблица 1.11

Компонентный состав и физико-химические свойства попутного нефтяного газа.

Консорциум « Н е д р а »

33

Готовой продукцией установки предварительного сброса пластовой воды являются:

−газ с давлением 0,25– 0,6 МПа и точкой росы +11 оС;

−смесь нестабильной нефти и нестабильного конденсата с давлением насыщения до 7,0 МПа;

−пластовая сточная вода, дегазированная и очищенная до установленных норм, которая используется в качестве рабочего агента для заводнения Курманаевского месторождения.

Приём нефтяной эмульсии на площадке УПСВ ведётся через входную гребёнку, где нефть предварительно очищается от механических примесей, проходя через жидкостной сетчатый фильтр Ф-1 или Ф-2. Устанавливаются два фильтра, один из них – рабочий, другой – резервный. Пластовая нефть во входную гребёнку подаётся под буферным давлением скважины 0,4-0,65 МПа. Входная гребёнка оборудована задвижкой с электроприводом (отсечным клапаном

Консорциум « Н е д р а »

34 UV-01) для прекращения приёма нефти на площадку УПСВ при пожаре или при достижении загазованностью

концентрации «Порог 2».

Поступающая газожидкостная смесь обрабатывается деэмульгатором. Деэмульгатор подаётся из блока реагентов БР-2, 3, 4 электронасосным дозировочным агрегатом в продукцию скважин.

Обводненная нефть с введённым в неё деэмульгатором поступает в трубопровод нефтяной эмульсии перед трёхфазным сепаратором ТФС-1. В сепараторе производится разделение газожидкостной смеси на газ, воду и частично обезвоженную нефтяную эмульсию. Регулирование давления в ТФС-1 осуществляется клапаном PCV-01 «до себя», установленным на трубопроводе нефтяного газа. Трехфазный сепаратор оборудован уровнемером LT 401 и клапаном

LCV-01 регулирующим уровень раздела фаз «нефть-газ», уровнемером LT 402 и клапаном LCV-05 регулирующим уровень раздела фаз «нефть-вода».

Для измерения температуры в ТФС-1 используется датчик температуры ТТ 105 и термометр TI 101, для измерения давления – манометр PI 201 и датчик избыточного давления PT 231. С целью защиты ТФС от разрушения при аварийном превышении давления выше расчетного установлен предохранительный клапан СППК №1.

Газ и вода из трёхфазного сепаратора выводятся, а частично обезвоженная нефтяная эмульсия проходит нагрев в подогревателе ПТ-6,3/200МГ (нагрев нефтяной эмульсии производится только в холодный период года).

Система автоматизации и контроля поставляется комплексно вместе с подогревателем и устанавливается по месту. Давление топливного газа, поступающего от сепаратора ГС-1, регулируется в ГРПШ печи.

Когда температура пластовой продукции (нефтяной эмульсии) выше 30 С, она напрямую поступает в сепаратор для дегазации нефти С-1. Давление газа в сепараторе С-1 регулируется клапаном PCV-02 «до себя». Для измерения

Консорциум « Н е д р а »

35

давления в С-1 используется манометр PI 202 и датчик избыточного давления PT 232. На С-1 установлен уровнемер LT 403 и предохранительный клапан СППК №2.

Из сепаратора С-1 дегазированная нефтяная эмульсия подается в аппарат обезвоживания нефти - БУОН. Проходя через внутренние устройства БУОН, нефтяная эмульсия разделяется на нефть и воду. Регулирование уровня жидкости в БУОНе в зимнее время предусматривается клапаном LCV-02 «до себя». На БУОНе установлен уровнемер LT 404 и

клапан LCV-06, регулирующий границы раздела фаз «вода-нефть» Для измерения давления в БУОНе используется манометр PI 203 и датчик избыточного давления PT 233. На БУОНе установлен предохранительный клапан СППК №3.

Обезвоженная нефть, пройдя буфер-дегазатор нефти Е-1, поступает на насосную установку и откачивается насосами Н-3, 4 на Бобровскую установку подготовки нефти.

Для измерения давления в Е-1 используется манометр PI 205 и датчик избыточного давления PT 235. На Е-1

установлен уровнемер LT 406 и предохранительный клапан СППК №6.

Насосы по перекачке обезвоженной нефти Н-3, 4 производительностью 180 м3/ч. Давление на выкидном трубопроводе насосов замеряется манометрами PI 209, PI 210 и датчиками избыточного давления PT 245, PT 246.

Насосные агрегаты Н-3 и Н-4 оснащены приборами для дистанционного измерения температуры подшипниковых узлов TЕ 110 а,б, TЕ 112 а,б, TЕ 111 а,б, TЕ 113 а,б.

Пластовая вода, сбрасываемая с трёхфазного сепаратора ТФС-1 и аппарата обезвоживания нефти БУОН, поступает в блок очистки и подготовки воды, включающий два аппарата глубокой очистки воды (АГОВ-1,2) и буфер водяной (Е- 2).

Консорциум « Н е д р а »