Сероводород отсутствует
Плотность, кг/м3 0,952
Молекулярный вес 23
Таблица 6
Физико-химические свойства нефти.
| Наименование показателя | Поток на входе УПСВ | Поток на выходе УПСВ(нефть на ЦППН) | |
| Мамонтовское м/р | Ефремовское м/р | ||
| Плотность, кг/м3 по ГОСТ 3900-85 | 871-885 | 879 | 875,3 |
| Вязкость кинематическая, мм2/с по ГОСТ 33-2000при 20 °Спри 50 °С | 22-538-15 | 31,511,1 | 31,210,5 |
| Содержание в нефти, % масс.воды, по ГОСТ 21534-76солей, мг/л ГОСТ 21534-76серы по ГОСТ Р 51947-2002парафина по ГОСТ 11851-85смол по ГОСТ 11858-66асфальтенов по ГОСТ 11858-66Сероводорода ГОСТ Р 50802-95мех. примесей по ГОСТ 6370-83 | 80-9027051,2-1,52,9-3,97,0-11,01,8-5,0нет0,18 | 80-9027051,453,38,34,0нет0,18 | 0-101041,413,888,393,46нет0,01 |
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
| 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 реагента
| Наименование 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 реагента
| Наименование показателей | Деэмульгатор"Рекорд 118» | Ингибитор парафиноотложения 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 воды
| Наименование 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).