Описание технологической схемы. Продукция скважин Горбатовского месторождения без предварительного разгазирования

Продукция скважин Горбатовского месторождения без предварительного разгазирования 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 подается в РВС-2 или в РВС-7 (РВС-6), а частично обезвоженная нефть подается в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9 для дальнейшей подготовки.

Продукцию скважин с Карагайской УПСВ (Карагайское, Восточное, Коренное, Байкальское, Казачье и Гайдаровское м/р), Софинско-Дзержинской УПСВ и Холмового купола поступает в нефтеотстойник первой ступени (НО-1, НО-2, НО-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-4 происходит отделение нефти от воды. Вода подается в РВС-2 или в РВС-7 (РВС-6); а частично обезвоженная нефть подается в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9 для дальнейшей подготовки.

Продукция скважин Рассветского, Колыванского и Ясеневско-Гараевского м/р поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-6 (НО-5, 7), где при давлении от 3 до 5, 2 кгс/см² и межфазном уровне 1500-2000 мм для НО-6, 1500-2100 мм для НО-7 происходит отделение нефти от воды. Вода из аппарата подается в РВС-2 или в РВС-7 (РВС-6); а частично обезвоженная нефть подается в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9 для дальнейшей подготовки.

Продукция скважин с Тверской ДНС поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-3 (НО-4), где при давлении от 3 до 5, 2 кгс/см² и межфазном уровне 1500-1800 мм происходит отделение нефти от воды. Вода из аппарата подается в РВС-2 или РВС-7, либо РВС-6, а частично обезвоженная нефть через задвижки подается в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9 для дальнейшей подготовки.

Для защиты от превышения давления нефтеотстойники НО-1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 снабжены предохранительными клапанами с направлением сброса через факельный сепаратор ФС-1 на свечу.

В газосепараторе ГС-1 при давлении 1, 8-3, 5 кгс/см² осуществляется отделение капельной жидкости и конденсата от нефтяного газа, поступающего из буферных емкостей. По мере накопления жидкость из газосепаратора откачивается в дренажную емкость ДЕ-1, откуда откачка жидкости и вывоз производится с помощью автобойлера.

С целью улучшения процесса отделения нефти от воды во входящие потоки подается реагент-деэмульгатор с дозировкой 85-100 г/т. Для подачи деэмульгатора предусмотрены блоки БРХ-1, 2, 3, 4, 5.

Схема обвязки блоков следующая:

- с БРХ-1, 2, 3 реагент-деэмульгатор может подаваться в любой технологический поток.

- с БРХ-4 реагент-деэмульгатор может подаваться в пятый технологический поток.

- с БРХ-5 реагент-деэмульгатор может подаваться в четвертый технологический поток.

Частично обезвоженная нефть с содержанием воды от 10 до 25% из нефтеотстойников первой ступени НО-1 - НО-7 смешиваясь поступает в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9, где при давлении от 2, 6 до 4, 2 кгс/см² и межфазном уровне 1700-2100 мм происходит окончательное отделение нефти от воды. Вода из аппаратов подается в РВС-2 или в РВС-7 (РВС 6), а частично обезвоженная нефть подается для сепарации в буферные емкости БЕ-1, 2. Аппараты НО-8, 9 взаимозаменяемые, поэтому при необходимости возможен вывод из эксплуатации любого из аппаратов для проведения ремонтных работ.

В буферных емкостях БЕ-1, 2 при давлении 1.8-4 кгс/см² и уровне жидкости 800 - 2500 мм происходит сепарация нефти от газа. Газ подается через факельный сепаратор ФС-1 для отделения от газа капельной жидкости и далее на свечу. По мере накопления жидкость из факельного сепаратора подается в подземную дренажную емкость ДЕ-1, откуда откачка жидкости и вывоз производится с помощью автобойлера.

Частично разгазированная нефть из буферных емкостей БЕ-1, 2 с остаточным содержанием воды до 10 % поступает на прием насосов внешнего транспорта нефти Н-1, 2, 3, 4 (ЦНС 180x425) и при давлении на выкиде от 34, 0 до 47, 0 кгс/см2 откачивается по напорному нефтепроводу на НСП г. Нефтегорск для окончательной подготовки до товарных кондиций.

Попутно добываемая вода, сбрасываемая в результате отстоя в РВС-2, 6, 7, очищается в них от механических примесей и нефтепродуктов поступает на прием насосов пластовой воды Н-8, 9, 10, 11, 12.(АХ 250-200), откуда при давлении 4, 0-7, 0 кгс/см² подается на прием насосов БКНС-3, которые утилизируют воду в поглощающие горизонты. Качество воды, откачиваемой на БКНС-3, должно соответствовать следующим требованиям: количество нефтепродуктов до 40 мг/л, мехпримесей до 30 мг/л.

Выводы

1. Продукция скважин Тверского месторождения проходит УПСВ обводнённость продукции понижается. Готовой продукцией Горбатовской УПСВ является частично разгазированная нефть с остаточным содержанием воды до 10 %, данный процент установлен действующим регламентом.

2. Уровень утилизации попутного составляет 95%, что является допустимым и не требует поисков дополнительных способов утилизации. Попутно добываемый газ используется на нужды котельной.Попутный газ из аппаратов УПСВ поступает на ГКС «Горбатовская» с дальнейшей транспортировкой на НГПЗ.

3. Два потока представляют собой продукцию пластов девона, два – продукцию пластов карбона и один – смесь продукции пластов девона и карбона. Таким образом, на установке осуществляется смешение явно несовместимой продукции, в результате увеличивается доля механических примесей в сброшенной воде (за счет образующегося сульфида железа) и происходит заражение сероводородом пластовой воды девона. Сброшенная вода выводится одним потоком и направляется в систему ППД всех подсоединённых месторождений, что совершенно недопустимо.

Для исправления сложившейся ситуации необходимо разделить приходящую продукцию на два потока – девон и карбон – и осуществить предварительный сброс воды на отдельных технологических линиях установки, смонтировав недостающее оборудование и осуществив необходимую переобвязку существующего оборудования. Смешение сброшенной воды допустимо только в том случае, если будет смонтирован узел очистки воды от сероводорода; в противном случае утилизация сброшенной воды должна осуществляться также двумя потоками. Поток сырья, представляющий собой смесь продукции девона и карбона, должен быть разделён еще на месторождении.

4. С целью улучшения процесса разделения пластовой воды и нефти применяется преимущественно реагент ДИН-4 и Дисольван -2830.

5. Вода из водяных резервуаров насосами подается на БКНС-3 и далее в систему поглощения. Качество воды, откачиваемой на БКНС-3, должно соответствовать следующим требованиям: количество нефтепродуктов до 40 мг/л, мехпримесей до 30 мг/л. С целью контроля за качеством воды один раз в сутки отбирается проба (после насосов перекачки воды на БКНС-3) и передается в лабораторию для проведения анализов.

 

⇐ Предыдущая3456789101112Следующая ⇒

Поделиться: