Описание технологического процесса для предложенной технологической схемы Бешкульского СП

Газожидкостная смесь со скважин Бешкульского месторождения под давлением Р = 0,15 МПа, при t = 10 0С поступает на АГЗУ «Спутник», где происходит замер дебита скважин.

Поток I — жидкость с АГЗУ № 1 под давлением Р = 0,12 МПа поступает в горизонтальный нефтяной сепаратор (ГНС). Во время прохождения жидкости от АГЗУ до ГНС в поток вводится деэмульгатор. Для этого в технологическую линию врезается нагнетательная линия агрегата электронасосного дозировочного НД 2,5 10/100д 14А (см. рис 2, приложение).

Поток II — жидкость из горизонтального нефтяного сепаратора (ГНС) под давлением Р = 0,1 МПа направляется в емкости для сбора нефти (Е № 1, 2, 3), где происходит дополнительное разгазирование и частичное отделение нефти от пластовой воды.

Поток III — выделившийся в емкостях для сбора нефти (Е № 1, 2, 3) попутный газ поступает в вертикальный газовый сепаратор (ВГС), где происходит отделение капель жидкости от газа под давлением Р = 0,08 МПа.

Поток IV — попутный газ для утилизации направляется на факел, проходя через счетчик учета газа (ИМ-2300 Ех) установленный на газовой линии.

Поток V — разгазированная и частично обезвоженная жидкость из емкостей для сбора нефти (Е № 1, 2, 3) направляется в электрокоалесцер, где происходит более глубокое обезвоживание нефти. Затем нефть отправляется на прием насосов НБ-125-Иж и 9МГр.

Поток VI — дренажная линия, в которую осуществляется сброс пластовой жидкости из емкостей для сбора нефти (Е № 1, 2, 3) в дренажную емкость V=200 м3, где происходит более полный отстой жидкости и отделение нефти от пластовой воды. Далее отделившаяся пластовая вода сбрасывается в емкость V=25м3, где происходит физический отстой жидкости с осаждением мехпримесей. После отстоя пластовая вода насосом 9МГр закачивается в нагнетательную скважину, а оставшаяся в дренажной емкости нефть откачивается насосом НБ-125-Иж в нефтепровод. В зимнее время для более лучшего отделения нефти от пластовой воды можно провести циркуляцию жидкости через печь ПТ-25−100 по системе: емкость V-200 м3 — насос НБ-125-Иж — печь ПТ-25−100, с повышением температуры жидкости до 75 0С.

Поток VII — линия подачи нефтяного (попутного) газа на печь ПТ -25−100.

Поток VIII — Внутрипромысловый нефтепровод, по которому производится откачка жидкости с Бешкульского СП на Головные сооружения № 1 (ГС-1).

Данная система подготовки нефти на Бешкульском нефтяном месторождении позволит:

• 1. Проводит более полную дегазацию нефти от растворенного попутного газа, за счет модернизированного нефтегазового сепаратора с перфорированным коллектором.
• 2. Снизить обводненность перекачиваемой жидкости с 85% до? 60%, что в свою очередь приведет к уменьшению агрессивного воздействия её на нефтепровод. Также важным аспектом является уменьшение порывов на нефтепроводе, что также дает значительный экономический эффект, поскольку в настоящее время затраты на ликвидацию одного порыва и связанная с ним рекультивация почвы составляют в среднем 2500 руб. Таким образом, применение модернизированного сепаратора и перспективной технологии трубной деэмульсации с помощью деэмульгатора Реапон-ИФ, обладающего хорошими защитными и бактерицидными свойствами, обеспечивает рациональное использование материальных ресурсов, снижает себестоимость добываемой нефти и, в конечном счете, стабилизирует экономическое положение Бешкульского месторождения.