Анализ работы установки предварительного сброса воды ЦДНГ-9 НГДУ «Мамонтовнефть»

1,2-1,5

 

2,9-3,9

 

7,0-11,0

 

1,8-5,0

 

нет

 

0,18 

80-90

 

2705

 

1,45

 

3,3

 

8,3

 

4,0

 

нет

 

0,18 

0-10

 

104

 

1,41

 

3,88

 

8,39

 

3,46

 

нет

 

0,01

 

 

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.мг/л Сl- СО32- НСО3- Общ.ж Са2+ Mg2+ Na++ K+ Fe3+ Минерал.

мг/экв-л        г/л

8875,0 отс 1073,6  368,7 4,9 5797,0 5,6 16,12

250,0 отс 17,6 18,8 18,4 0,4 248,8 0,2 

 

 

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 реагентаНаименование показателей Норма расхода Количество Ед.изм.

1. Деэмульгатор «Рекорд  118» 10-15 г/т безводной нефти 10,30 т/год

 

 

 

Таблица 9

 

Физико-химические свойства реагентаНаименование показателей 

Деэмульгатор

 

"Рекорд 118» 

Ингибитор парафиноот

 

ложения СНПХ7212 Ингибитор солеотложения

1 . Внешний вид, Однородная жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета 

светло-

 

коричневая 

светло-

 

оранжевая

2. Плотность при 20°С, кг/м3 940-980 0,9085 1,25

3. Вязкость при 20°С, сПз 30-60 13,8 7,0

 

4. Температура застывания,

 

°С, не выше  минус 50 -60 -40

5. Массовая доля активной  основы %, в пределах 45-55 50 не горюч

 

 

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 водыНаименование показателя Норма

Содержание нефтепродуктов, мг/л не более 15

Содержание механических примесей, мг/л не более 10

Содержание газа, м3/м3 0,05

 

 

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).

 

Нефтяная насосная станция  предназначена для транспортировки  нефти на ЦППН. Она состоит из двух насосов ЦНС 300х360 с опорно-уплотнительными  узлами из СГ-П, одного насосного агрегата ЦНС 300х360 и одного насосного агрегата ЦНС 180х297. Контроль за приемным и выкидным давлением насоса осуществляется при  помощи приборов Сапфир-22МТ и технических  манометров. Контроль температуры подшипников  насоса и электродвигателя осуществляется при помощи приборов ТМ-920.

 

Нефть с нефтяных агрегатов  под давлением 25 – 33 кгс/см2 (0,25-0,33 мПа) (ЦНС 300х360) и 23 – 27 кгс/см2 (0,23-0,27 мПа) (ЦНС 180х297) поступает на блок качества нефти (БКН), который оборудован поточным влагомером. Поточный влагомер предназначен для определения количества воды в нефтяной эмульсии (в %). С блока качества нефти жидкость поступает на узел учета нефти (УУН), где происходит ее учет. УУН состоит из трех рабочих линий и одной контрольной. Каждая линия оборудована турбинным счетчиком типа «НОРД». После узла учета нефти оборудован автоматический пробоотборник (АП), при помощи которого происходит отбор проб в контейнер для определения процента воды химико-аналитической лабораторией методом центрифугирования. Далее нефть по напорному нефтепроводу D-530 мм поступает на приемную гребенку УПСВ и оттуда по двум напорным нефтепроводам D-426 мм и 325мм поступает на ЦППН. Рабочее давление в напорном нефтепроводе – 6,0 – 15,0 кгс/см2 (0,6-1,5 мПа) контролируется при помощи прибора Сапфир-22ДИ и технических манометров.

 

Вода с отстойников  по трубопроводу D-426мм поступает в  технологические РВС №№3,4 объемом 5000 м3 каждый, где происходит дополнительное отделение воды от нефти. Затем вода с РВС №№ 3,4 поступает по трубопроводу D-720 мм в буферный РВС № 5 объемом 2000 м3, где происходит окончательное  отделение воды от нефти. Контроль уровня воды в РВС №№ 3,4,5 осуществляется при помощи приборов ДУУ2-11. Рабочий  уровень воды в резервуарах – 6,0 – 9,0 метров. Для дополнительного  контроля уровня в РВС №№3,4,5 установлен прибор ДПУ-3М. Нефтяную пленку, накапливающуюся  в РВС 3,4,5, откачивают по линии уловленной нефти, расположенной в РВС №№ 3,4,5 на уровне 9,5 метров, двумя насосами ЦНС 38х110 блока уловленной нефти. Давление на приеме насосов 1,0 –1,1 кгс/см2 (0,1-0,11 мПа) контролируется при помощи технических  манометров, давление на выкиде насосов 9,0-11,0 кгс/см2 (0,9-1,1 мПа) контролируется при помощи приборов Сапфир-22МТ.

 

С буферного РВС№5 вода с  содержанием нефтепродуктов 0-50 мг/л  поступает на прием водяных агрегатов  под давлением 0,5 – 1,2 кгс/см2 (0,05-0,12 мПа). Насосная станция по перекачки воды состоит из четырех насосных агрегатов  ЦНС 300х180 и одного насосного агрегата ЦНС 300х300. Контроль за приемным и выкидным давлением насоса осуществляется при  помощи приборов Сапфир-22МТ и технических  манометров. Контроль за температурой подшипников насоса и электродвигателя осуществляется при помощи приборов ТМ-920.Вода с водяных агрегатов  под давлением 9 – 17 кгс/см2 (0,9-1,7 мПа) (ЦНС 300х180) и 18 – 27 кгс/см2 (1,8-2,7 мПа) (ЦНС 300х300) поступает на узел учета воды, который оборудован расходомером Panometrics, и далее по трубопроводу D-426 мм на блочные кустовые насосные станции (БКНС) 21, 1Е, 2Е. Рабочее давление в  напорном водоводе – 6,0 – 12,5 кгс/см2 (0,6-1,25 мПа) контролируется при помощи прибора  Сапфир-22ДИ и технического манометра. Для регулирования давления в  напорном водоводе на БКНС 21,1Е, 2Е используются два байпасных трубопровода, один из них связывает приемный и выкидной трубопроводы водяных агрегатов, второй – выкидной трубопровод водяных  агрегатов и РВС №№3,4,5.

 

Для сокращения времени разделения водонефтяной эмульсии на УПСВ применяется  деэмульгатор Рекод-118.Деэмульгатор поступает  на установку в герметичных бочках объемом 200 л каждая. Из бочек реагент  закачивается в емкость подготовки реагента (ЕПР) насосом закачки НМШ5-25-4/4.При  температуре воздуха ниже 0°С в  ЕПР для снижения вязкости происходит постоянный подогрев реагента до температуры 25 – 30 °С, которая регулируется при  помощи прибора ДУУ2-02. Рабочий уровень  реагента в емкости 0,6 – 1,5 метра  контролируется при помощи прибора ДУУ2-02. При снижении уровня реагента в ЕПР ниже 0,6 метра происходит автоматическое отключение электротенов и остановка дозировочного насоса НД25/4,0. С емкости подготовки реагента деэмульгатор насосом НМШ5-25-4/4 закачивается в стакан, оборудованный прибором ДУУ2-09 и мерной колбой для визуального контроля уровня реагента. Рабочий уровень реагента в стакане – 0,6 – 1,35 метра. С мерного стакана реагент дозировочным насосом НД25/4,0 подается в камеру смешения, где смешивается с нефтью, поступающей с напорного нефтепровода, и далее под давлением 3,3 – 8,5 кгс/см2 (0,33-0,85 мПа) по двум трубопроводам D-59мм поступает на прием УПСВ.

 

При повышении давления газа на ГПЗ более 6 кгс/см2 (0,6 мПа) (попадание  жидкости в газопровод, прекращение  приема газа) производится сброс газа на факел высокого давления (ФВД), где  он сжигается. ФНД и ФВД оборудованы  конденсатосборниками D-1020 мм и дренажными емкостями (К-1, К-2) для сбора конденсата. В конденсатосборниках за счет перепада давления происходит дополнительное отделение  газа от жидкости. Жидкость поступает  в К-1, К-2 и затем откачивается на прием отстойников или на прием  нефтяных агрегатов насосами F DRC 80/400 под давлением 1,5 – 2,5 кгс/см2 (0,15-0,25 мПа) в автоматическом или ручном режиме. Рабочий уровень 0,5 – 1,7 метров в  К-1, К-2 контролируется при помощи приборов ДУУ2-01, а давление – при помощи электроконтактного манометра (ЭКМ).

 

На случай аварийных ситуаций (отключение электроэнергии, порыв  напорного нефтепровода, порыв напорного  водовода на БКНС) на УПСВ предусмотрен сбор жидкости под давлением 0 – 1,3 кгс/см2 (0-0,13мПа) в два аварийных резервуара объемом 5000 м3 каждый. Давление в приемном трубопроводе аварийных РВС контролируется техническим манометром. Максимальный уровень нефти в аварийных  РВС – 10,0 метров. Контроль уровня осуществляется при помощи приборов ДПУ-4.

 

Для опорожнения технологических  аппаратов (С1/1,2, С2/1,2, Г-1, отстойников 1-6), сбора сальниковых стоков с нефтяных агрегатов, сбора жидкости при срабатывании СППК на отстойниках на УПСВ применяются  три дренажные емкости (ДЕ-1, ДЕ-2, ДЕ-3)объемом 40м3 каждая. Рабочий уровень  в дренажных емкостях – 0,4 – 1,6 метра  контролируется при помощи прибора  ДУУ2-01, а давление – при помощи ЭКМ. Жидкость с ДЕ-1,2,3 откачивается на прием отстойников или на прием  нефтяных агрегатов насосами F DRC 80/400 под давлением 1,5 – 2,5 кгс/см2 (0,15-0,25 мПа) в автоматическом или ручном режиме.