Наименование производственного объекта

Наименование объекта: Дожимная насосная станция Школьного месторождения. Эксплуатирующая организация – ООО «Бугурусланнефть».

Год ввода установки в действие

Ввод в эксплуатацию объекта – 2005 год. Реконструкция – 2009 год.

Назначение установки

ДНС используется для первичной сепарации нефти перед подачей на насосы для дальнейшего транспорта на Тарханскую УПСВ.

Состав производственного объекта

А. Основное технологическое оборудование:

1. Нефтегазовый сепаратор Е-1 – 1 шт.;

2. Ёмкость технологическая Е-2 – 1 шт.;

3. Насосы внешнего транспорта нефти – 5 шт.;

4. Емкость дренажная - 2 шт.;

5. Факел низкого давления;

6. Реагентное хозяйство.

Б. Вспомогательные сооружения:

1. Блок-бокс для хранения противопожарного инвентаря.

Количество технологических линий (потоков)

Сырая нефть на подготовку поступает 2-мя потоками:

1) с кустов скважин Школьного месторождения;

2) с кустов Краснонивского и Н.-Федеровского месторождений.

Производительность установки

Фактическая производительность ДНС Школьного месторождения:

· по пластовой жидкости – 680 м³/сут.

Характеристика производимой продукции, сырья, материалов, полупродуктов и энергоресурсов

Сырье

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, готовой продукции представлена в таблице 2.1, физико-химические свойства нефти - в таблице 2.2, физико-химические свойства добываемых попутных вод – в таблице 2.3, физико-химические свойства попутного нефтяного газа – в таблице 2.4.

 

 

Таблица 2.1

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции

№№ п/п

Наименование сырья, материалов, реагентов

Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта организации

Показатели качества, обязательные для проверки Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ

Область применения изготовляемой продукции

1 2

3

4 6

7

Сырье

1 Нефтяная эмульсия

-

Обводненность, % до 63

Нефтяная эмульсия на входе ДНС

Продукты

2 Нефтяная эмульсия -

Обводненность, %,

до 63

Откачивается на Тарханскую УПСВ 3 Попутный нефтяной газ -

-

-

На факел

Материалы, реагенты и катализаторы

4 Метанол ГОСТ 2222-75

Плотность при 20 ^ОС, кг/м³

Вязкость кинематическая при 20 ^ОС, мм²/с

Температура застывания, ^ОС

810,1

0,979

-97,7

Подача в газопровод                

Таблица 2.2

Физико-химические свойства нефти

№ п/п	Наименование показателя	Ед. изм.	Значение
1	Плотность по ГОСТ 3900-85	кг/м3	886
2	Вязкость кинематическая по ГОСТ 33-82 при 200 С	мм2/сек	30,3
3	Содержание в нефти:
	воды по ГОСТ 2477-65	% масс.	8
	серы по ГОСТ 1437-75	%	2,98
	парафина по ГОСТ 11851-86	%	7,8
	смол по ГОСТ 11851-86	%	20,53
	асфальтенов по ГОСТ 11851-86	%	3,28
	механических примесей по ГОСТ 14981-69	%	1400
4	Фракционный состав по ГОСТ 2177-82
	начало кипения	0С	6
	выход фракции до 1000С	%	14
	выход фракции до 2000С	%	22
	выход фракции до 3000С	%	36
	выход фракции до 3500С	%	50
5	Температура застывания по ГОСТ 20287-74	0С	-13

 

Таблица 2.3

Физико-химические свойства добываемых попутных вод

№ п/п	Наименование показателя	Ед. изм.	Значение
1	Удельный вес при 200С по ГОСТ 3900-85	-	1,166
2	рН	-	5
3	Ионный состав воды по ОСТ 39-971-78:
	НСО3-	г/л	0,1440
	Cl-	г/л	156,0000
	SO4--	г/л	0,8200
	Ca++	г/л	16,0000
	Mg++	г/л	3,8000
	K+ + Na+	г/л	76,0456
	Общая минерализация	г/л	252,8863
4	Массовая доля сероводорода	мг/л	167

 

Таблица 2.4

Физико-химические свойства попутного нефтяного газа

№ п/п	Наименование показателя	Един. изм.	Значение
1	Плотность	кг/м3	0,942
2	Состав газа по ГОСТ 13379-77:
	H2S	% мольн.	2,89
	N2	% мольн.	17,74
	CO2	% мольн.	1,01
	CH4	% мольн.	47,46
	C2H6	% мольн.	12,41
	C3H8	% мольн.	12,44
	i – C4H10	% мольн.	1,65
	n – C4H10	% мольн.	2,89
	i-C5H12	% мольн.	0,80
	n C5H12	% мольн	0,38
	2.2 диметилбутан 2 метилпентан	% мольн	0,15
	3 метилпентан	% мольн	0,09
	N c6h14	% мольн	0,07
	c6h14	% мольн	0,02
3	тЕПЛОТВОРНАЯ СПОСОБНОСТЬ (НИЗШАЯ)	ККАЛ/М3	10487,97

 

ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА и технологической схемы производственного объекта

Технологическая часть

Технологическая схема ДНС Школьного месторождения приведена в Приложении 1. Предусмотрены 2 режимаработы ДНС.

Режим №1. Продукция добывающих скважин Н.-Федоровского и Краснонивского месторождений после задвижек №43,42 смешивается с потоком продукции добывающих скважин Школьного месторождения и под собственным давлением единым потоком поступает на площадку ДНС.

Сначала эмульсия через задвижку №1 направляется в сепаратор Е-1(V=16м³), в котором при давлении 0,06 ÷ 1,150 МПа происходит первичное отделение газа от нефти. Давление в емкости Е-1 регулируется задвижкой №18.

Далее жидкость из сепаратора Е-1 через задвижки №2 и №3 направляется в буферную ёмкость Е-2, где происходит дополнительная сепарация. После емкости Е-2 поток жидкости через задвижку №4 направляется на приём поршневых насосов Н-1,2 (9МГР) и далее откачивается в напорный нефтепровод ДНС – АГЗУ-122 Тарханского месторождения. На напорном трубопроводе установлен счетчик для замера откачиваемой жидкости. Для ревизии счетчика предусмотрена обводная (байпасная) линия.

Уровень жидкости в технологической ёмкости Е-2 регулируется уровнемером «Гамма-8»:

· при достижении уровня жидкости в технологической емкости 0,8 м, автоматически включается основной насос Н-1;

· при достижении уровня 1,6м - автоматически запускается резервный насос Н-2. 

· при достижении уровня жидкости в Е-2 0,4 м происходит автоматическая остановка насосов.

Контроль за работой насосов осуществляется оператором по добыче нефти и газа круглосуточно. Регулировка производительности насоса №1 осуществляется станцией управлением с частотным преобразователем (уменьшением или увеличением частоты).

 Газ, отделившийся в Е-1 и Е-2 через задвижки №5,№18,№21,счетчик газа и задвижки №22,№23 направляется на факел, где происходит его сжигание.

С целью защиты сепаратора Е-1 и технологической ёмкости Е-2 от разрушения при аварийном повышении давления (выше 1,15 МПа) емкости оборудованы клапанами СППК. Жидкость с СППК из Е-1 сбрасывается на факел, жидкость с Е-2 сбрасывается в дренажную емкость.

Уровень в дренажной емкости контролируется визуально. Опорожнение дренажной емкости осуществляется с помощью передвижной автотехники.

При вскрытии фильтра перекачиваемая жидкость сливается в дренажную емкость через задвижку №33.

Для очистки напорного трубопровода от ДНС до АГЗУ№122 Тарханского месторождения от механических примесей и парафина предусмотрен узел пуска очистных устройств. При запуске очистного устройства открываются задвижки №17,15, закрывается задвижка №14. Перекачиваемая жидкость с узла запуска для проверки состояния наличия очистного устройства сливается в дренажную емкость через задвижку №16. Запуск очистных устройств, проводится на основании утвержденного графика.

В целях предотвращения отложения гидратных пробок в зимнее время на газопроводе установлены два устройства для подачи метанола.

Для защиты нефтепровода ДНС Школьного месторождения – УПСВ Тарханского месторождения от коррозии предусмотрена подача ингибитора коррозии с расходом 25г/м3.

Режим №2. Продукция добывающих скважин Н.-Федоровского и Краснонивского месторождений после задвижек №43,42 смешивается с потоком продукции добывающих скважин Школьного месторождения и под собственным давлением единым потоком поступает на площадку ДНС.

Поток эмульсии через задвижки №34,№25,№27,№28,№30 направляется на ОМФНУ. Пуск насосных установок производится при давлении на входных трубопроводах 0,4 МПа. Для регулирования производительности ОМФНУ используется станция управления с частотным преобразователем. После ОМФНУ поток эмульсии через задвижки №40,11,13,14 направляется на УПСВ Тарханского месторождения.