122845 (592718), страница 7

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 7)

Физико-химические свойства нефти в табл. 6.

Химический состав пластовых вод (по СТП 5770049-065-98) приведен в табл. 7.

Расходные показатели реагентов и их характеристика приведены в табл. 8, табл.9.

Продуктом УПСВ является обезвоженная нефть, которая поступает на ЦПС, где происходит подготовка нефти до товарных кондиций (обезвоживание, обессоливание и т.д.) и перекачка ее по системе внешнего транспорта. На УПСВ происходит сепарация газа, который поступает на компрессорную станцию ГКС и сдается на ГПЗ. Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает по системе водоводов на КНС и закачивается в пласты с целью поддерживания пластового давления.

Степень очистки воды представлена в табл. 10.

Таблица 5

Физико-химические свойства попутного нефтяного газа

Теплота сгорания, (низш.при 20^оС) ккал/м³ – 11080,99.

Сероводород отсутствует

Плотность, кг/м³ 0,952

Молекулярный вес 23

Таблица 6

Физико-химические свойства нефти.

Пластовые воды месторождения относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу, минерализация вод составляет в среднем от 15,21 до 16,85 г/л. Плотность воды в поверхностных условиях составляет в среднем 1010 кг/м³ .

Таблица 7

Физико-химические свойства попутно добываемых вод.

Плотность, кг/м³ 1010

рН 7,74

Ионный состав воды Cl -,HCO3-, Ca²⁺, Mg²⁺, Na⁺, K⁺, Fe³⁺.

Массовая доля железа, мг/дм³ 0,15

Массовая доля сероводорода, мг/дм³ --

Таблица 8

Расходные показатели реагента

Таблица 9

Физико-химические свойства реагента

Краткая характеристика применяемого реагента

Деэмульгатор "Рекорд -118"

Изготовитель деэмульгатора: ОАО "Казаньоргсинтез" (Россия)

Поставщик: АОЗТ "Химтехнефтегаз" г. Тюмень

Продукт должен обеспечивать получение нефти с содержанием остаточной воды менее 1,0 %.

Продукт представляет собой раствор неионогенного ПАВ в сольванте нефтяном тяжелом (Нефрас А 120/200). Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76 - 3-й, ПДКв воздухе рабочей зоны - 300,0 мг/м³./9/

Таблица 10

Степень очистки воды

Данная степень очистки соответствует требованию Заказчика к качеству воды, используемой в системе поддержания пластового давления.

4. Описание технологической схемы с автоматизацией. Спецификация КИП

Исходным сырьем является газоводонефтянная эмульсия с содержанием воды 80 - 90, которая поступает на приемную гребенку УПСВ двумя потоками. Один поток жидкости поступает по двум приемным трубопроводам D-325мм с ДНС-2Е, где происходит предварительная сепарация газа от жидкости. Второй поток жидкости с содержанием газа 43 м³/т поступает с кустов скважин бригады ДНГ №1 Мамонтовского месторождения по приемному трубопроводу D-426 мм. Рабочее давление в трубопроводах на приемной гребенке УПСВ – 3,0-8,0 кгс/см² (0,3-0,8 мПа). Контроль за приемным давлением осуществляется при помощи прибора Сапфир-22ДИ и технических манометров, установленных на приемных трубопроводах. Технологическая схема приемной гребенки предусматривает перевод жидкости с ДНС-2Е «на прямую» на цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН) и перевод части жидкости на отстойники. С приемной гребенки газоводонефтянная эмульсия поступает по двум трубопроводам D-426мм на первую ступень сепарации газа от жидкости.

Перед первой ступенью сепарации в поток эмульсии подается деэмульгатор для сокращения времени отделения нефти от воды. На УПСВ в качестве деэмульгатора используется Рекорд – 118. Расход реагента 10 –15 г/т.

Первая ступень сепарации состоит из двух депульсаторов, оборудованных установками первичного отделения газа (УПОГ), двух сепараторов (С1/1, С1/2) объемом 100 м³ каждый и газового сепаратора (Г-1) объемом 100 м³. В депульсаторах за счет перепада давления 0,5 – 1,5 кгс/см² (0,05-0,15мПа) происходит стабилизация потока жидкости и первичная сепарация газа, который поступает на УПОГ и далее по газопроводам D- 219 мм в газовый сепаратор для дополнительного отделения газа от жидкости. Остальная часть газоводонефтяной эмульсии направляется в сепараторы первой ступени сепарации. В С1/1, С1/2 происходит сепарация более 80 попутного нефтяного газа под давлением 1,0 – 6,0 кгс/см² (0,1-0,6 мПа). Уровень жидкости в сепараторах – 0,7 – 1,8 м. Контроль за давлением и уровнем жидкости осуществляется при помощи приборов ДУУ2-01, ДУУ2-05. При повышении давления более 8,8 кгс/см² (0,88мПа) срабатывают срывные предохранительные пружинные клапаны (СППК), установленные на сосудах. Уровень жидкости в сепараторах первой ступени сепарации автоматически регулируется при помощи пневматических клапанов, установленных на трубопроводах по выходу жидкости из сепараторов. При отсутствии автоматического регулирования уровня в С1/1, С1/2 (неисправность клапана, уровень жидкости выше или ниже зоны работы клапана) уровень жидкости поддерживают при помощи байпасных задвижек.

Газ с сепараторов первой ступени сепарации поступает в газовый сепаратор, где подвергается полному отделению от жидкости. Рабочее давление в сепараторе 1,0 – 6,0 кгс/см² (0,1-0,6 мПа). Для контроля уровня жидкости (не более 0,2 метра) и давления в Г-1 установлен прибор ДУУ2-06. При повышении давления в сепараторе выше 8,8 кгс/см²(0,88 мПа) срабатывает СППК, установленный на сосуде. Отделенный от жидкости газ из газового сепаратора по газопроводу D-426мм под давлением 3,0–6,0 кгс/см² поступает на Южно-Балыкский газоперерабатывающий завод. Контроль давления в газопроводе осуществляется при помощи прибора Сапфир-22 ДИ и технического манометра.

Часть газа с газового сепаратора Г-1 поступает в газовый сепаратор Г-2, где подвергается дополнительной сепарации от жидкости, и далее на котельную. Уровень жидкости в сепараторе 0 – 0,3 метра контролируется при помощи прибора ДПУ-4. Контроль давления в Г-2 осуществляется при помощи прибора Сапфир - 22МТ и технического манометра.

Жидкость с первой ступени сепарации под давлением 1,5 – 3,0 гс/см² (0,15-0,3 мПа) по трубопроводу D-426 мм поступает на шесть горизонтальных отстойников объемом 200 м³ каждый. Каждый отстойник оборудован двумя маточниками для более равномерного распределения жидкости. В отстойниках происходит отделение нефти от воды под давлением 1,2 – 2,5 кгс/см² (0,12-0,25 мПа). Время отделения – 60 минут. Контроль давления, межфазным уровнем в отстойниках осуществляется при помощи приборов ДУУ2-06. Межфазный уровень 1, 4 – 2,0 метра поддерживается автоматически при помощи двух пневматических клапанов, установленных на трубопроводах по выходу воды из отстойников. При отсутствии автоматического регулирования уровня (неисправность клапана, уровень жидкости выше или ниже зоны работы клапана) уровень жидкости поддерживают при помощи байпасных задвижек. При повышении давления в отстойнике выше 8,8 кгс/см² срабатывает СППК, установленный на сосуде. Отделенная от нефти вода с отстойников поступает в технологические резервуары (РВС) для глубокой очистки. Нефть с содержанием воды 0 - 10 под давлением 1,2 – 3,0 кгс/см² (0,12-0,3 мПа) поступает по трубопроводу D-426мм в сепараторы второй ступени сепарации. Газ с отстойников сбрасывается по газопроводу D-89 мм в сепараторы второй ступени сепарации. Рабочее давление в газопроводе – 0,5-1,5 кгс/см²(0,05-0,15 мПа) контролируется техническим манометром.

В сепараторах второй ступени сепарации (С2/1, С2/2) объемом 100м³ каждый под давлением 0 – 0,2 кгс/см²(0-0,02 мПа) происходит полная сепарация газа от жидкости. Контроль давления и уровнем жидкости в сепараторах осуществляется при помощи приборов ДУУ2-01, ДУУ2-05. Уровень жидкости в сепараторах второй ступени сепарации 0,7 – 1,8 метра автоматически регулируется при помощи пневматических клапанов, установленных на трубопроводах по выходу газа из сепараторов, и при помощи пневматического клапана, связывающего выкидной и приемный трубопроводы нефтяных агрегатов. При отсутствии автоматического регулирования уровня в С2/1, С2/2 (неисправность клапана, уровень жидкости выше или ниже зоны работы клапана) уровень жидкости поддерживают при помощи байпасных задвижек. Выделившийся газ поступает по газопроводу D-530мм на факел низкого давления (ФНД), где происходит его сжигание. Нефть поступает на прием нефтяных насосных агрегатов под давлением 0,2 – 4,5 кгс/см² (0,02-0,45 мПа).

Характеристики

Список файлов ВКР