АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА СИСТЕМЫ ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ НА ДНС - МЫХПАЙ

ANALYSIS OF THE TECHNOLOGICAL PROCESS OF THE SYSTEM FOR PREPARING WELL PRODUCTS AT BPS - MYKHPAY

Osman Bekbulatov

Master's student, Department of REGM, Institute of Geology and Oil and Gas Production, TIU,

Russia, Tyumen

АННОТАЦИЯ

В статье автор проводит анализ технологического процесса системы подготовки скважинной продукции на ДНС – Мыхпай, подробно рассматривая каждый этап.

ABSTRACT

In the article, the author analyzes the technological process of the well production preparation system at DNS-Mykhpai, considering each stage in detail.

Ключевые слова: нефть, подготовка нефти, технологическое оборудование для подготовки нефти.

Keywords: oil, oil preparation, technological equipment for oil preparation.

Добываемая со скважин ЦДНГ-2 Самотлорского месторождения нефтегазоводяная смесь с содержанием воды 94 - 96%, температурой до 57ºС и давлением 3,5 - 5,0 кгс/см² поступает на распределительную гребенку - узел дополнительных работ (УДР), откуда она тремя потоками направляется на первую ступень сепарации в нефтегазосепараторы: НГС-1, 2, 3 (V-200 м³ каждого). На УДР ДНС-Мыхпай также периодически поступает газовый конденсат с Нижневартовского ГПК и УДС-3 ЦПГ.

Для интенсификации разрушения водонефтяной эмульсий в три нефтегазопровода с УДР из БРХ дозировочными насосами вводится реагент-деэмульгатор.

В аппаратах первой ступени сепарации (НГС-1, 2, 3) при давлении 3,0 - 4,0 кгс/см² происходит отделение основного количества газа, содержащегося в нефти. Для эффективности сепарации уровень раздела фаз «газ-жидкость» поддерживается в пределах 40 - 60% (1,2 - 1,8 м). Разгазированная водонефтяная эмульсия выводится из аппаратов, через регулирующие клапаны, для предварительного отделения нефти от пластовой воды поступает на вход в горизонтальные отстойники ОГ-200 №№1, 2, 3 (V-200 м³).

Отделившийся газ из НГС-1, 2, 3 поступает в газосепаратор ГС-6 (V-200 м³) для его очистки от капельной жидкости. Рабочее давление в ГС-6 составляет 2,9 - 3,6 кгс/см². Максимальный уровень жидкости в газосепараторе не должен превышать 0,5 м.

После очистки, газ из газосепаратора ГС-6 с давлением 2,6 - 3,4 кгс/см² поступает через регулирующий клапан на узел учета газа (УУГ) и далее в газопровод на Нижневартовский ГПК. Узел учета газа оснащен камерной диафрагмой и датчиками расхода, давления и температуры. Регулирующий клапан обеспечивает поддержание давления в газосепараторе ГС-6.

При необходимости технологической схемой предусмотрена полная утилизация газа на факеле ДНС-Мыхпай:

- в случае аварии на газопроводе ДНС-Мыхпай – Нижневартовский ГПК;

- плановые остановки на ремонт Нижневартовского ГПК

- при превышении давления на регуляторе сброса газа на ГПК более 3,5 кгс/см² (вследствие нарушения режима работы объектов добычи и подготовки нефти и газосборных сетей);

- при превышении давления в аппаратах: НГС-1,2,3, ГС-6 (высокое давление) выше установочных (в целях предотвращения нарушения целостности сосудов). Сброс производится через предохранительные клапаны СППК-4Р на факел.

Для снабжения котельной ДНС-Мыхпай топливом, часть газа, по трубопроводу с узла регулирования, через узел учета (УУГ) поступает на узел осушки газа (подготовки газа для котельной), в состав которого входят: газосепаратор ГС (V-0,5 м³), конденсатосборник КС (V-4,0 м³) и блок откачки конденсата. Давление в ГС составляет 2,5 - 3,5 кгс/см². Осушенный в газосепараторе газ подается на ГРП котельной.

При накоплении в КС газового конденсата его сброс осуществляется на прием насосов блока откачки газового конденсата С 5/140 (Н-1, 2), которые откачивают его в приемные коллекторы с УДР на сепараторы первой степени сепарации.

Разгазированная водонефтяная эмульсия из аппаратов первой ступени сепарации, поступает на вход в горизонтальные отстойники предварительного сброса воды ОГ-1, 2, 3 (V-200 м³). Отстойники состоят из секции отстоя и секции сбора нефти. Уровни нефти и раздела фаз «нефть-вода» в отстойниках контролируется датчиками уровня и поддерживается регулирующими клапанами (на выходе нефти и подтоварной воды) в пределах 40 - 55%, рабочее давление составляет 2,2 - 3,0 кгс/см² и также поддерживается общим регулирующим клапаном на выходе газа с ОГ-1, 2, 3.

Нефть выводится с отстойников и с остаточным содержанием газа и пластовой воды, поступает в буферные емкости БЕ-4, 5 (V-200 м³), в которых происходит временное накопление нефти перед ее поступлением на прием насосов внешней перекачки. Уровень жидкости в аппаратах контролируется датчиками уровня и поддерживается не менее 20 - 45% (0,8 – 1,70 м). Рабочее давление в БЕ-4,5 составляет 1,4 - 2,2 кгс/см².

С буферных емкостей БЕ-4,5 нефть поступает на прием насосного блока внешней перекачки нефти (НВП) установлены четыре насоса Н-1, 2, 3, 4. Нефть с выкидных линий насосов с рабочим давлением 1,4 – 6,6 кгс/см² через блок контроля качества нефти (БККН) и оперативный узел учета (УУН) откачивается в напорный нефтепровод на Нижневартовский ЦТП ЦПСН-1. В состав УУН входят три рабочих и одна контрольная измерительная линия со счетчиками - массовыми расходомерами кариолисового типа «Promass-83» фирмы «Endress+Hauser».

Пластовая вода с отстойников ОГ-1, 2, 3 (с содержанием нефтепродуктов до 400 мг/л), для очистки от остаточной нефти и взвешенных веществ, через регулирующие клапаны поступает в резервуарный парк очистных сооружений - РВС №№1, 2 (V-5000 м³).

Доочистка воды в резервуарах очистных сооружений осуществляется методом отстоя. Отделившаяся нефть, за счет меньшей плотности продукта, скапливается на поверхности раздела фаз «нефть-вода», в верхней части резервуаров. При накоплении слоя нефти 0,05 - 0,5 м она по стояку в резервуарах поступает на прием насосов уловленной нефти НУН-1, 2. Уловленная нефть с выкида насосов откачивается на прием сепараторов первой степени сепарации НГС-2,3.

После отстоя подтоварная вода с резервуаров очистных сооружений поступает на прием насосного блока подтоварной воды (НПВ), в котором установлены насосные агрегаты Н-1, 2, 3, 4. С выкидных линий насосов вода, направляется через узел учета (УУВ) на КНС-1Е (под давлением 2,0 – 10,0 кгс/см²) и КНС-2Е (под давлением 2,0 – 10,0 кгс/см²). Содержание нефтепродуктов в пластовой воде должно составлять не более 40 мг/л. Для уменьшения внутренней коррозии водоводов ППД на ДНС-Мыхпай в приемный коллектор насосов производится подача из УДХ химических реагентов - ингибиторов коррозии.

На территории ДНС-Мыхпай выполнена промливневая канализация (ПЛК) с колодцами, системой трубопроводов и заглубленными грязевыми емкостями для сбора стоков: ГЕ-1, 2 (V-25 м³). В емкость ГЕ-2 дополнительно предусмотрен сброс жидкости по дренажным трубопроводам с аппаратов: НГС-1, 2, 3, ОГ-1, 2, 3, БЕ-4, 5, ГС№6 и технологических трубопроводов при их опорожнении. Для откачки стоков в ГЕ-1 и ГЕ-2, установлено по одному погружному насосу. Откачка стоков производится: с ГЕ-1 в приемный коллектор резервуаров очистных сооружений РВС-1, 2, с ГЕ-2 на прием отстойников ОГ-1, 2, 3.

Система пожаротушения ДНС-Мыхпай включает: пеногенераторную станцию (ПГС), четыре емкости пожарного запаса воды (V-200 м³ каждая), пожарное кольцо с пожарными гидрантами и первичных средств пожаротушения. Заполнение пожарного кольца осуществляется пресной водой из артезианских скважин №№1, 2 выполненных вблизи территории ДНС-Мыхпай. Резервуары оборудованы подслойным пенотушением и кольцами водяного охлаждения.

Список литературы:

1. Дунюшкин И. И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений: учеб. пособие. - М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУНГ им. И. М. Губкина, 2006.
2. Отчетные документы и регламент работы ДНС-Мыхпай
3. Сулейманов Р. С., Хафизов А. Р. И др. Сбор, подготовка и хранение нефти и газа. Технологии и оборудование.Уфа.: «Нефтегазовое дело», 2007 г.