Курманаевского месторождения

36

Аппарат глубокой очистки воды предназначен для очистки пластовой сточной воды от эмульгированной нефти и механических примесей. Вывод нефти и шлама из аппарата производится по мере их накопления через соответствующие штуцера. Нефть, уловленная в АГОВ, поступает в дренажную емкость ЕД-1. Шлам периодически сбрасывается в передвижные емкости. Подача воды в промывную систему предусмотрена от постороннего источника (из трубопровода повышенного давления, передвижных средств и т.д.). Сброс нефтяного газа с аппаратов АГОВ-1,2 осуществляется в трубопровод на факел.

Уровень в АГОВ-1, 2 контролируется уровнемерами LT 407, LT 408 и регулируется клапанами LCV-01/2 и LCV02/2.

Для измерения давления в АГОВ-1,2 используются манометрами PI 206 и PI 207 и датчиками избыточного давления

PT 240 и PT 241. На АГОВ-1,2 установлены предохранительные клапана СППК № 9 и 10.

После отстойника очищенная пластовая вода самотеком поступает в буфер водяной (Е-2). Дегазация пластовой воды производится до давления 0,1-0,12 МПа.

Для измерения давления в Е-2 используется манометр PI 208 и датчик избыточного давления PT 242. На Е-2

установлен предохранительный клапан СППК №11.

После очистки пластовая вода поступает на насосную станцию с содержанием веществ:

-нефтепродуктов – не более 15-30 мг/л;

-взвешенных веществ – не более 10-25 мг/л.

Нефтяной газ из трёхфазного сепаратора ТФС-1 и сепаратора С-1 проходит сепаратор для очистки попутного газа С-2 и направляется на ГКС.

Консорциум « Н е д р а »

37

Для измерения давления в С-2 используется манометр PI 204 и датчик избыточного давления PT 234. На С-2

установлен предохранительный клапан СППК №5. Уровень нефти в С-2 конторолируется уровнемером LT 405 и

регулируется клапаном LCV-03.

Система автоматического регулирования предусматривает поддержание постоянного уровня раздела фаз «газ-

нефть» или «нефть-вода» в аппаратах ТФС, БУОН, С-1, Е-1, С-2, ГС-1.

При аварийных ситуациях (при пожаре или при достижении загазованностью концентрации «Порог 2») газ сбрасывается на факел УФ-1. В этом случае происходит закрытие задвижки с электроприводом (клапан UV-03) и открытие клапана UV-04. На случай неисправности газового трубопровода газ после сепаратора С-2 может направляться на сжигание на факел. Так как давление в сбросном трубопроводе на факел 0,1-0,2 МПа, на трубопроводе топливного газа предусматривается установка регулятора давления PCV-04 «до себя».

Нефтяной газ после сепаратора С-2 проходит окончательную очистку от жидкости в газовом сепараторе сетчатом ГС-1 и подаётся в качестве топливного газа в подогреватель нефти ПТ-6,3/200МГ. В качестве топливного газа факельной установки должен быть использован газ в соответствии с требованиями «Правил устройств и безопасной эксплуатации факельных систем». На трубопроводе подачи топливного газа в ПТ-6,3/200МГ установлен счетчик газа FT 304.

Для измерения давления в ГС-1 используется манометр PI 220 и датчик избыточного давления PT 247. На ГС-1

установлен предохранительный клапан СППК №4. Уровень нефти в ГС-1 контролируется уровнемером LT 414 и

регулируется клапаном LCV-07.

Консорциум « Н е д р а »

38

После ТФС-1 и БУОН предусмотрен сброс нефти в резервуар вертикальный стальной РВС. Нефть перед подачей в резервуар проходит через концевые делители фаз КДФ-1, 2, в которых производится разделение на газ, воду и частично обезвоженную нефть.

Уровень нефть-газ контролируется уровнемерами LT 415, LT 417 и регулируется клапанами LCV-08, 09, уровень «вода-газ» контролируется уровнемерами LT 416, LT 418 и регулируется клапанами LCV-10,11.

С целью защиты КДФ-1,2 от разрушения при аварийном превышении давления выше расчетного установлены предохранительные клапаны СППК №7 и 8.

Газ, поступающий с КФД и сброс от предохранительных клапанов аппаратов ТФС, С-1, С-2, БЕ-1, ГС-1

объединены в одну систему с направленным сбросом через факельный сепаратор СФ в факельную систему УФ-1

площадки УПСВ.

Дренаж с факельного сепаратора СФ и трубопровода подачи газа на факел осуществляется в заглубленную емкость ЕД-1.

Дренаж от КДФ и технологических трубопроводов объединены в одну систему со сбросом жидкости от предохранительных клапанов аппаратов БУОН, АГОВ-1,2 и Е-2 и с направленным сбросом в дренажную ёмкость ЕД-1.

Жидкость из ЕД-1 откачивается погружным насосом и подается в линию нефти перед насосами ЦНС № 3 и 4. Сброс газа от ЕД-1 и ЕД-2 объединен с дальнейшим сбросом на факел УФ-1.

Консорциум « Н е д р а »

39

Выводы по УПСВ:

Готовой продукцией УСПВ являются:

•газ с давлением 0,25– 0,6 МПа и точкой росы +11 оС; газ полностью используется в качестве топливного газа в подогревателе нефти ПТ-6,3/200МГ

•смесь нестабильной нефти и нестабильного конденсата с давлением насыщения до 7,0 МПа, с обводненностью до

10 %, транспортируемую на УПН Бобровская, для дальнейшей подготовки

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

Значение выходной обводненности в 10%, является большим, современные УСПВ должны обезвоживать нефть до

2-3%. Для достижения данных значений, необходима установка дополнительного отстойника. ОГ-200 м3. 1.4 Анализ УПН «Бобровская»

Бобровская установка подготовки нефти (УПН) предназначена для получения:

•обезвоженной, обессоленной и стабильной нефти 1 группы качества;

•газа 1 ступени сепарации с давлением до 0,58 МПа и последующего транспорта его на Нефтегорский ГПЗ;

•газа II и термической ступеней сепарации с давлением до 0,02 МПа, и направляемого на Бобровскую газокомпрессорную станцию (ГКС);

•очищенной и дегазированной пластовой сточной воды, используемой в системе заводнения Бобровского месторождения.

Технологическая схема Бобровской УПН приведена на рисунке 1.4

Консорциум « Н е д р а »

40

В состав Бобровской УПН входят две технологические линии, первая из которых обрабатывает нефти Бобровской группы месторождений, а вторая – нефть Гаршинского месторождения.

Первая технологическая линия включает блок 1 ступени сепарации, блок предварительного обезвоживания,

нефтенасосную внутренней перекачки, блок нагрева, блок термообезвоживания и обессоливания, блок термической сепарации, нефтенасосную внешней перекачки, блок водоподготовки, резервуарный парк, а также узлы учета бобровской и товарной нефти.

Установка построена в соответствии с проектом института «Гипровостокнефть» «Обустройство Бобровского нефтяного месторождения Оренбургской области» и введена в эксплуатацию в 1972 году.

Проектная производительность установки по товарной нефти 3 млн. т/год.

Текущая производительность установки составляет:

•по нефти - 2466,825 тыс. т/год

•по воде - 5780,950 тыс. мЗ/год

•по газу - 56432,000 тыс. мЗ/год

Консорциум « Н е д р а »

41

Сырьем для Бобровской УПН являются обводненные газонасыщенные нефти Бобровской группы месторождений

(Бобровского с Савельевским куполом, Курманаевского, Долговского), а также нефть, транспортируемая с Гаршинского нефтяного месторождения.

Товарной продукцией установки подготовки нефти являются:

•обезвоженная и обессоленная нефть 1 группы качества по ГОСТ Р 51858-2002 с содержанием воды – до 0,5 %,

солей – до 100 мг/л и упругостью насыщенных паров – до 500 мм рт. ст.;

•нефтяной газ с давлением до 0,60 МПа;

•нефтяной газ с давлением 0,02 МПа.

В качестве вспомогательных продуктов, используемых в процессе подготовки нефти, применяются деэмульгаторы ДИН-1 А, LML-4312.

Попутно добываемая пластовая вода, отделяемая в процессе обезвоживания и обессоливания нефти, после очистки от нефти и механических примесей используется в качестве рабочего агента при заводнении продуктивных пластов.

Характеристика сырья, нефтяного газа, деэмульгаторов и пластовой воды приводится ниже.

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

приведена в таблице 1.10

Консорциум « Н е д р а »

42

Таблица 1.10

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

Консорциум « Н е д р а »

43

Продолжение табл.1.10.

Консорциум « Н е д р а »