Основные технологические показатели УПН Черновского м.н.

Объект	Объем подготовки жидкости, млн. м3 в год	Объем подготовки нефти, млн. тонн в год	Объем подготовки и утилизации воды, млн. м3 в год	Объем утилизации попутного нефтяного газа, млн. м3 в год
УПН Черновского м.н.	3, 6	1, 05	2, 5	7, 3

2.2. Технико-эксплуатационная характеристика установки подготовки нефти Черновского месторождения

 

Водогазонефтяная эмульсия с Черновского, Быгинского, Сосновского, Центрального, Южно-Лиственского, Погребняковского нефтяных месторождений по трубопроводам поступает на установку подготовки нефти Черновского месторождения на входную блок-гребенку (депульсатор) на вход установки при давлении от 0, 15 МПа до 0, 32 МПа, температуре 15-25°С, в сепараторы первой ступени сепарации С-1.1 и С-1.2. Содержание воды в поступающей жидкости 50-70%. При необходимости на вход УПН блоком дозирования реагентов БР-1 дозируется деэмульгатор СНПХ-4114 (приложение 2). Нефть, принимаемая со сторонних цехов, с содержанием воды до 1% по трубопроводам, через узел учета нефти поступает в резервуар предварительного сброса воды РВС-2000 №2.

В сепараторах С-1.1 и С-1.2 при температуре 15-25°С и давлении от 0, 15 МПа до 0, 32 МПа происходит первичное отделение газа от водонефтяной эмульсии. Для регулировки и поддержания заданных параметров уровня в сепараторах С-1.1 и С-1.2, предусмотрены электроклапана тип КМР. Поддержание заданного уровня 1, 2 м. в сепараторах необходимо для эффективной дегазации водонефтяной эмульсии и служит барьером для прохода газа на вторую ступень сепарации нефти. Давление на первой ступени сепарации поддерживается клапаном регулятором на выходе газа из газосепаратора ГС-1.

Отделившийся попутный нефтяной газ с I ступени сепарации поступает в газосепаратор ГС-1, где освобождается от унесенной с газом капельной жидкости в виде выпавшего конденсата. Подготовка топливного газа продолжается в газоосушителе ГО, где происходит каплеобразование и сбор конденсата в нижней части аппарата. Подготовленный газ подается в качестве топлива на путевые подогреватели ПП -1, 6 №№1, 2, 3 и котельную п/б Черновского м.н. Излишки газа направляются на рекуператорную установку РУ, в случае вывода рекуператорной установки в ремонт на совмещенную факельную остановку.

После сепараторов первой ступени нефтяная эмульсия поступает в сепараторы С-2.1 и С-2.2 второй ступени сепарации, где происходит отделение остаточного газа от нефти при давлении до 0, 05 МПа. В сепараторах С 2.1 и С 2.2 автоматически поддерживается уровень 500 мм. при помощи клапанов-регуляторов, для исключения выноса газа в технологические сырьевые резервуары.

Далее сепарированная нефть поступает в технологические резервуары предварительного сброса пластовой воды РВС-4000 №7, РВС-4000 №8 и РВС-2000 №2. Сырьевые резервуары работают параллельно, взаимозаменяемы на случай ремонта одного из сырьевых резервуаров. В технологических резервуарах предварительного сброса воды предусмотрено: - ввод сырья на уровень 4, 5 м.; - вывод частично обезвоженной нефти на уровне 7, 0 м.; - выведение отделившей воды с 0, 6 м. В резервуарах предварительного сброса общий уровень жидкости составляет от 7, 2 до 10, 4 м, при этом высота «водяной подушки» поддерживается в пределах от 6, 0 до 6, 5 м. Водонефтяная эмульсия, проходя через слой воды в резервуарах разделяется на фазы нефть/вода путем гравитационного отстоя.

Нефть, завезенная с других месторождений, принимается в подземные емкости (ЕП-1 -53м3, ЕП-2 -75м3), пункта приема нефти и насосами перекачивается на входную блок - гребенку.

Для создания условий разрушения промежуточных слоев «нефть-вода» (стойких эмульсий), на высоту 5 м при необходимости подается подогретая до 30-45°С подтоварная вода (горячая струя). В технологических резервуарах РВС-4000 №7, РВС-4000 №8 и РВС-2000 №2 необходимо поддерживать уровень воды от 6м. до 6, 5 м., для более эффективного отделения ее от нефти.

Частично обезвоженная нефть из резервуаров предварительного сброса воды РВС-4000 №7, РВС-4000 №8, РВС-2000 №2 с уровня 7 м поступает на прием насосов внутренней перекачки нефти Н-1.1, Н-1.2. Перед сырьевыми насосами дозирующими установками УДЭ-2А, УДЭ-2Б подается деэмульгатор СНПХ-4114 в количестве 26 г/т летом, 56 г/т зимой.

Сырьевыми насосами Н-1.1 и Н-1.2 нефть направляется в пластинчатый теплообменник ПТО№2, где происходит съем тепла с подготовленной товарной нефти и предварительный нагрев сырья. Есть возможность подачи сырой нефти в теплообменник ПТО№1.

Затем под избыточным давлением до 1, 2 МПа подается в подогреватели нефти ПП-1, 6 №№1, 3. Есть возможность подачи и в ПП-1, 6 №2. Для более эффективного отделения воды от нефти в ПП-1, 6 производится нагрев нефти до 55-70°С.

После нагрева в путевых подогревателях нефть подается в отстойники I ступени отстоя ОГ-5, ОГ-6, ОГ-7, ОГ-8, где при давлении до 0, 6 МПа и температуре 55-70°С происходит отстой нефти и сброс пластовой воды. Отстоявшаяся нефть отводится сверху аппарата, через раздаточный патрубок. Вода отводится снизу аппарата, через раздаточный патрубок и запорно-регулирующие устройства, далее направляется в резервуары подготовки воды РВС-1000 №5, №6. В отстойниках I ступени поддерживается уровень воды 900 мм при помощи электрических клапанов-регуляторов типа КМР.

Обезвоженная нефть из ОГ-5, ОГ-6, ОГ-7, ОГ-8 поступает в отстойники II ступени ОГ-1, ОГ-2, ОГ-3, ОГ-4, где происходит окончательная стадия обезвоживания и обессоливания нефти. На вход в отстойники насосами Н-7.1, Н-7.2 через диспергаторы №№1, 2, которые служат для распыления воды до мелко - дисперсного состояния, подается пресная вода. Объем подаваемой воды рассчитывается как 10% от общего объема подготавливаемой нефти.

Обезвоженная и обессоленная нефть после отстойников II ступени поступает в пластинчатый теплообменник ПТО №2, где за счет теплообмена происходит охлаждение товарной нефти до 40-45º С, с одновременным нагревом сырой нефти (см. описание выше). Затем товарная нефть поступает в пластинчатый теплообменник №1, где в результате теплообмена происходит охлаждение товарной нефти до 30-35º С, с одновременным нагревом сырой нефти/подтоварной воды («горячая струя»).

После ПТО №1 охлажденная товарная нефть направляется в концевой сепаратор С-3.1, где происходит окончательная дегазация товарной нефти.

На линии выхода товарной нефти с ПТО №1 на С-3.1 установлен влагомер УДВН для оперативного контроля содержания воды в подготовленной нефти.

При ремонте сепаратора С-3.1 или при получении некондиционной нефти в качестве концевого сепаратора может работать С-2.1.

Дегазированная при давлении до 0, 005 МПа нефть из концевого сепаратора самотеком поступает в буферные резервуары РВС-2000 №1, РВС-4000 №9, а затем, после гравитационного отстоя и дренирования подтоварной воды, в товарные резервуары РВС-2000 №3, РВС-2000 №4. Нефть из товарных резервуаров откачивается насосами внешней перекачки Н-2.1, Н-2.2, Н-2.3 через блочный коммерческий узел учета (СИКН), где осуществляется контроль качества (приложение 1) и учет количества товарной продукции, по товарному нефтепроводу в магистральный нефтепровод «Ножовка- Мишкино- Киенгоп».

Нефть поступает в резервуары на уровень 0, 5 м, вывод ее предусмотрен с 3, 0 и 0, 5 м. Резервуары работают поочередно в режиме накопления и откачки. Качество нефти, откачиваемой из товарных резервуаров, характеризуется объемной долей воды от 0, 03 до 0, 5% и концентрацией хлористых солей до 100 мг/дм³ (приложение 1).

Для утилизации ПНГ на УПН предусмотрены путевые подогреватели ПП-1, 6 №№1, 2, 3, рекуператорная установка (РУ) и совмещенная факельная установка ФУ. Топливный ПНГ с сепараторов I ступени проходит подготовку в сепараторах ГС-1, ГО, затем по газопроводам высокого давления отправляется на газопотребляющее оборудование.

Газ, выделившийся из нефти в сепараторах второй и концевой ступени сепарации, по газопроводам низкого давления через конденсатосборник поступает на РУ. В случае вывода РУ в ремонт газ со второй ступени сепарации сжигается на совмещенной факельной установке.

Основной объем ПНГ в холодное время года утилизируется на путевых подогревателях и котельной промышленной базы Черновского м.н. В теплое время года котельная останавливается, расход газа на путевые подогреватели снижается. Образующиеся излишки газа утилизируются на рекуператорной установке. В случае отключения рекуператорной установки излишки ПНГ поступают на совмещенную ФУ для сжигания.

Газопроводы высокого и низкого давления на рекуператорную и факельную установку проходят через конденсатосборные емкости высокого ЕКВ и низкого давления ЕКН (на схеме).

Конденсатосборники оборудованы электропогружным насосом. Откачка жидкости производится в начало процесса подготовки, в трубопровод перед сепараторами С-1.1, С-1.2.

Подготовка пластовой воды осуществляется в резервуарах РВС-1000 №5, РВС-1000 №6.

Подтоварная вода из технологических резервуаров предварительного сброса воды РВС-4000 №7, РВС-4000 №8, РВС-2000 №2, направляется в резервуары подготовки воды РВС-1000 №5, РСВ-1000 №6 где происходит отстой и дегазация пластовой воды. Часть воды насосом Н-4.5 отбирается с РВС-4000 №7, РВС-4000 №8 и откачивается в ППД Южно-Лиственского м/р.

Резервуары РВС-1000 №5, РСВ-1000 №6 оборудуются трубопроводами отвода уловленной нефти и устройствами распределения и сбора жидкости. Внутренняя начинка РВС-1000 №5, РВС-1000 №6 подразумевает работу с фиксированным гидрофобным слоем. Гидрофобный слой состоит из уловленной нефти и предназначается для очистки воды от механических примесей. Слой нефти должен составлять 30-50 см. Принцип очистки состоит в том, что вода, проходя через слой нефти, очищается за счет того, что механические примеси и КВЧ остаются в гидрофобном слое. Отработанный гидрофобный слой (уловленная нефть) с 5-метрового уровня резервуаров РВС-1000 №5, РВС-1000 №6 через систему трубопроводов для отвода уловленной нефти насосом Н-4.6 подается обратно в резервуары РВС-4000 №7, РВС-4000 №8, РВС-2000 №2.

Подготовленная подтоварная вода с РВС-1000 №6 утилизируется насосами Н-4.1, Н-4.2, Н-4.3, Н-4.4 в систему ППД Черновского м.н., а часть воды направляется на ПТО №1 и на рекуператорную установку. На ПТО №1 происходит предварительный нагрев подтоварной воды за счет снятия тепла с товарной нефти. После ПТО №1 предварительно подогретая вода поступает в путевой подогреватель ПП-1, 6 №2, где нагревается до 35-40⁰С. После нагрева подтоварной воды на ПП-1, 6 №2 и на рекуператорной установке она по линии «горячей струи» направляется в РВС-4000 №7, РВС-4000 №8, РВС-2000 №2.

С отстойников I и II ступеней отстоя нефти, подрезанная после обезвоживания и обессоливания подтоварная вода поступает в РВС-1000 №5. Для подготовки подтоварной воды на утилизацию и улавливание содержащихся в воде нефтепродуктов. После очитки от нефтепродуктов, подготовленная подтоварная вода насосами Н-3.3, Н-3.4 утилизируется в поглощающие скважины 319, 423.

Для измерения количества закачиваемой подтоварной воды в систему ППД предусмотрен узел учета воды. Также учет откачиваемой воды предусмотрен по направлениям поглощающих скважин 319, 423 и в ППД Южно-Лиственского м/р.

Для защиты оборудования и трубопроводов от коррозионного воздействия агрессивных сточных вод предусматривается применение ингибитора коррозии в трубопровод очищенных сточных вод, откачиваемых в систему ППД. Потребное количество закачиваемого ингибитора – 4, 5 кг/час.

Ингибиторное хозяйство включает в себя установку дозирования ингибитора коррозии УДЭ. В качестве ингибитора – бактерицида используется СНПХ-1004 с фиксированной дозировкой реагента. Расход ингибитора бактерицида в подтоварную воду определен как 40г/м3.

2.3. Описание оборудования применяемого при подготовке нефти.

 

2.2.2.1 Сепаратор нефтегазовый типаНГС-50. Используется для очистки попутного газа и для дегазации нефти.

Сепараторы НГС представляют собой цилиндрический горизонтальный аппарат с отбойником грубого разделения нефтегазового потока. Для выравнивания скоростей потоков по сечению аппарата установлена вертикальная перегородка из просечно-вытяжных листов. Струнный каплеуловитель применяется для очищения газа, штуцеры — для входа/выхода продуктов деления. Для отсоса воздуха используются патрубки, стандартные бабышки. Так же сепараторы снабжены штуцерами для монтажа манометра и предохранительного клапана. Конструкция сепаратора полностью исключает возможность утечки нефтепродуктов, участвующих в разделении (рис.3.).

Рис. 3. Нефтегазовый сепаратор

Сепаратор типа НГС состоит из горизонтальной емкости 1, оснащенной патрубками для входа продукции 2, для выхода нефти 10 и газа 7. Внутри емкости непосредственно у патрубка для входа нефтегазовой смеси смонтированы распределительное устройство 3 и наклонные желоба (дефлекторы) 4 и 5. Возле патрубка, через который осуществляется выход газа, установлены горизонтальный 8 и вертикальный 6 сетчатые отбойники. Кроме того, аппарат снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматического регулирования режима работы.
Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок 3, изменяет свое направление на 90°, и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в верхние наклонные желоба 4, а затем в нижние 5. Отделившийся из нефти газ проходит сначала вертикальный каплеотбойник 6, а затем горизонтальный 8. Эти каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от капельной жидкости (эффективность свыше 99%), что позволяет отказаться от установки дополнительного сепаратора газа. Выделившийся в сепараторе газ через патрубок 7, задвижку и регулирующий клапан поступает на путевые подогреватели ПП-1, 6 для утилизации и подогрева нефти.

2.2.2.2. Подогреватель путевой с промежуточным теплоносителем предназначен для нагрева нефтяных эмульсий, с целью уменьшения ее вязкости для дальнейшей подготовки. Может комплектоваться горелочными устройствами, работающими как на газообразном, так и на жидком топливе.

Описание конструкции и принцип работы:

Подогреватель представляет собой цилиндрическую горизонтальную емкость с плоскими днищами, во внутренней полости которого в нижней части установлены две топки П-образного типа и два 4-х заходных трубчатых змеевика (рис.4). Емкость заполняется жидким теплоносителем через расширительный бачок.

Рис. 4. Путевой подогреватель ПП-1, 6

Снаружи сосуда смонтированы узлы подготовки и подачи топлива горелочным устройствам, указатель уровня теплоносителя, лестница, площадка обслуживания.

Подогреватель располагается на раме сварной конструкции.

Продукт подается в змеевики, в которых нагревается от теплоносителя до 70˚ С. Температура теплоносителя поддерживается автоматикой +95˚ С путем регулирования мощности горелок.

После нагрева до 70 ⁰С нефть поступает в горизонтальный отстойник ОГ-100 для гравитационного отстоя и отделения воды от нефти.

2.2.2.3. Отстойники типа ОГ используются для отделения нефти от пластовой воды и попутного газа на нефтепромысловых и добывающих предприятиях.

Принцип работы отстойника заключается в гравитационном отстое и в эффекте промывки эмульсии, как в слое дренажной воды, так и в промежуточном слое. Рабочее давление в отстойниках составляет 0, 8 Мпа.

Отстойник представляет собой горизонтальную емкость с эллиптическими днищами (рис.5.).

Рис. 5. Отстойник горизонтальный ОГ-100

После отделения воды от нефти в отстойниках горизонтальных ОГ-100, нефть поступает в резервуары вертикальные стальные типа РВС для хранения и последующей откачки потребителю.

2.2.2.4 Резервуары вертикальные стальные РВС предназначены для накопления, хранения нефти.

Вертикальный резервуар РВС представляет собой цилиндрическую емкость, установленную на фундамент. Основными конструктивными элементами резервуара являются крыша, стенка, днище, лестница, площадки обслуживания, ограждения, люки и патрубки. Все резервуары УПН Черновского месторождения имеют стационарную крышу.

На УПН Черновского месторождения установлено: РВС – 700 – 2шт., РВС – 1000 - 2шт., РВС – 2000 - 4шт., РВС – 4000 - 3шт.

К основным конструктивным элементам резервуара относятся(рис.6.):
- стенка, включая врезки патрубков и люков;
- днище;
- крыша;
- площадки и ограждения на крыше;

- лестница шахтная;
- технологические люки и патрубки.

Рис. 6. Резервуар вертикальный стальной РВС

2.2.2.5 Пластинчатый теплообменник.

Пластинчатый теплообменник предназначен для переноса тепла между различными средами, причем парами рабочих сред могут служить как пар-жидкость, так и жидкость-жидкость.

Теплоносители движутся в теплообменнике между соседними пластинами по щелевым каналам сложной формы. Каналы для теплоносителя, отдающего и принимающего тепло, следуют друг за другом,

Системы каналов между пластинами соединены каждая со своим коллектором и имеют каждая свои точки входа и выхода теплоносителя на неподвижной плите (Рис.7).

На раме теплообменника укрепляется пакет пластин.

Рис.7 Конструктивная схема пластинчатого теплообменника.

Устройство рамы теплообменника: неподвижная плита, подвижная плита, штатив, верхняя и нижняя направляющие, и стяжные болты.

При сборке направляющие - верхняя и нижняя - сначала закрепляются на штативе и неподвижной плите. Далее, на направляющие надевается сначала пакет пластин, а затем подвижная плита. Подвижную и неподвижную плиты стягивают болтами.

2.4. Анализ эффективности применяемой технологии обессоливания при подготовке нефти.

 

Для цеха добычи и подготовки нефти №3 нефтегазового добывающего управления №2 АО «Белкамнефть», включающий в себя вышеуказанные месторождения на начальном этапе разработки была характерны добыча практически безводной нефти фонтанным способом. В процессе эксплуатации скважин содержание воды в жидкости увеличивается, а так как растворенные в воде соли и механические примеси в нефти вызывают коррозию и абразивный износ оборудования снижается его нормативный срок эксплуатации. Для снижения воздействия на трубопроводы коррозией применяют ингибиторы коррозии. Присутствие в нефти эмульгаторов – природных поверхностно-активных веществ (ПАВ) таких как: смолы, асфальтены, высокоплавкие парафины, способствуют образованию высокостабильных водонефтяных эмульсий.

На установке подготовки нефти Черновского месторождения (УПН «Черновское»), нефть проходит стадию подготовки к переработке. Расчетная производительность УПН «Черновское» составляет: а) по жидкости – 3, 6 млн. т/год б) по нефти – 1 млн. т/год в) по закачке воды в систему поддержания пластового давления – 2, 6 млн. т/год. Обессоливание нефти осуществляется промывкой водой.

Для разрушения различных водонефтяных эмульсий на УПН Черновского месторождения нефти применяют деэмульгатор марки СНПХ – 4114 (приложение 2), который подают на вход – в приемный коллектор сепараторов первой ступени сепарации и на приемный коллектор путевых подогревателей (рис. 8).

Рис. 8. Принципиальная технологическая схема УПН Черновского м.н.

Основное назначение деэмульгаторов заключается в том, чтобы вытеснить с поверхностного слоя капель воды, нефти - эмульгаторы естественные слабые ПАВ (поверхностно - активные вещества), содержащиеся в нефти и в пластовой воде. Вытеснив с поверхностного слоя капель воды природные эмульгаторы, в результате чего капельки воды при столкновении сливаются в более крупные капли и оседают. Чем эффективнее деэмульгатор, тем больше он снижает прочность «бронированного» слоя и тем интенсивнее происходит разрушение эмульсии (рис.9.). В зависимости от свойств и химического строения деэмульгаторы разделяют на водорастворимые и маслорастворимые. Маслорастворимые по своим свойствам быстрее и легче вступают в контакт с каплями нефти. Механизм их действия заключается в том, что деэмульгатор, адсорбируясь на поверхности раздела фаз «нефть-вода», вытесняет и замещает менее поверхностно-активные природные эмульгаторы.

 

Рис. 9. Принцип воздействия деэмульгатора

 

Деэмульгатор СНПХ – 4114 (приложение 2) высокоэффективен и позволяет решить большинство проблем, связанных с качеством подготовки нефти. Однако при его использовании, были выявлены некоторые проблемы. Во-первых, высокая стоимость деэмульгатора СНПХ – 4114. Во-вторых, при проведении Геолого – технических мероприятий на скважинах Черновского месторождения и поступлении продуктов отработки на УПН Черновского м.н. происходит сбой при подготовке скважинной продукции до товарной нефти I группы качества согласно ГОСТ Р51858-2002 за счет значительного повышения кислотности продукции. Таким образом поиск более дешевого и эффективного реагента остается актуальной задачей для данной установки.

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться: