Цех подготовки и перекачки нефти

 

Чаще всего рекомендуется  вместо одного трубопровода большого диаметра укладывать два трубопровода меньшего диаметра, равных по площади  большому. Данная схема сбора представлена на рис. 1.1.

 

Рис. 1.1. Схема герметизированной  двухтрубной высоконапорной системы  сбора нефти, газа и воды:

1 – эксплуатационные  скважины; 2 – выкидные линии; 3 –  АГЗУ «Спутник»;

4 – сборный коллектор; 5 – установка предварительного  сброса воды (УПСВ);

6 – установка подготовки  нефти (УПН); 7 – автоматизированная  замерная установка товарной  нефти; 8 – кустовая насосная станция  (КНС); 9 – нагнетательные скважины; 10 – коллектор товарной нефти; 11 – парк товарных резервуаров; 12 – головная насосная станция; 13 – магистральный нефтепровод; 14 – сборный газопровод; 15 – установка  компримирования природного газа (УКПГ); 16 – дожимная насосная  станция (ДНС)

 

Это важно для получения  высоких скоростей потоков (1,5-2,5м/с), предотвращающих образование в  повышенных местах рельефа местности  так называемых «газовых мешков», которые  приводят к значительным пульсациям давления в системе сбора и  к срыву нормального режима работы сепарационных установок, установок  подготовки нефти и установок  подготовки и сброса воды.

 

1.2 Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

 

Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ включает в себя:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды;

3) нагрев продукции скважин;

4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему поддержания пластового давления (ППД);

7) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов - деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

Объекты предварительного разделения продукции скважин должны рассматриваться  как составная часть единого  технологического комплекса сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, газа и воды.

На ДНС с УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный  сброс воды. Попутный нефтяной газ  месторождения используется для  нужд котельных и подается на УКПГ.

Как уже указывалось, жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание  на УПСВ с ДНС. После сепараторов  она поступает в параллельно  работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на УПН и ЦПС для окончательной  подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для  поддержания пластового давления.

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в "отстойные" аппараты;

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

в) предварительное обезвоживание  нефти до содержания в ней воды не более 5 – 10% (масс.).

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться  подача реагента - деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед  первой ступенью сепарации нефти), а  при наличии соответствующих  рекомендаций научно-исследовательских  организаций - подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.

 

Рис. 1.2. Принципиальная схема  дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС  с УПСВ)

 

Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы; ОГ –  отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 –  центробежные насосы. Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа; ГНД – газ низкого давления

Процесс предварительного обезвоживания  нефти должен предусматриваться  при обводненности поступающей  продукции скважин не менее 15-20% и  осуществляться, как правило, без  дополнительного нагрева продукции  скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных  и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

Предварительное обезвоживание  нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку  в продуктивные горизонты без  дополнительной очистки (предусматривается  только дегазация воды).

Сброс пластовых вод с  аппаратов предварительного обезвоживания  нефти должен предусматриваться  под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосов.

Принципиальная схема  установки представлена на рис. 1.2.,/6/.

 

2. Характеристика сырья, готовой продукции и применяемых реагентов

 

Исходным сырьем установки  предварительного сброса воды является газоводонефтянная эмульсия с содержанием  воды 60%.

Компонентный состав входящей нефти представлен в табл. 2.1

Физико-химические свойства нефти в табл. 2.2

Химический состав пластовых  вод (по СТП 5770049-065-98) приведен в табл. 2.3

Расходные показатели реагентов  и их характеристика приведены в  табл. 2.4, табл.2.5

Продуктом УПСВ является обезвоженная нефть, которая поступает на ЦПС, где происходит подготовка нефти  до товарных кондиций (обезвоживание, обессоливание и т.д.) и перекачка  ее по системе внешнего транспорта. На УПСВ происходит сепарация газа, который поступает на компрессорную  станцию ГКС и сдается на ГПЗ. Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает по системе водоводов  на КНС и закачивается в пласты с целью поддерживания пластового давления.

Степень очистки воды представлена в табл. 2.6.

 

 

 

 

 

Таблица 2.1

Состав входящей нефти

№ п/п	Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти (z ), % мол.	Молекулярная масса (М ), кг/кмоль
1	Диоксид углерода (СО )	0,17	44
2	Азот (N2)	0,53	28
3	Метан (СН )	20,06	16
4	Этан (С Н )	1,86	30
5	Пропан (С Н )	4,44	44
6	n-Бутан (n-С Н )	2,29	58
7	i-Бутан (i-С Н )	4,50	58
8	n-Пентан (n-С Н )	2,36	72
9	i-Пентан (i-С Н )	2,92	72
10	Гексан и выше (С Н +)	60,87	86
		100	-

 

Таблица 2.2

Физико-химические свойства нефти

Наименование показателя	Поток на входе УПСВ	Поток на выходе УПСВ (нефть на ЦППН)
	Ватьеганское  м/р
Плотность, кг/м3 по ГОСТ 3900-85	845-855	850,0
Вязкость кинематическая, мм2/с по ГОСТ 33-2000 при 20 °С при 50 °С	22-53 8-15	31,2 10,5
Содержание в нефти, % масс. воды, по ГОСТ 21534-76 солей, мг/л ГОСТ 21534-76 серы по ГОСТ Р 51947-2002 парафина по ГОСТ 11851-85 смол по ГОСТ 11858-66 асфальтенов по ГОСТ 11858-66 Сероводорода ГОСТ Р 50802-95	60 2705 0.83-1,0 2,9-3,9 7,0-11,0 1,8-5,0 нет 0,18	0-1 104 0,9 3,88 8,39 3,46 нет 0,01

 

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 2.3

Физико-химические свойства попутно добываемых вод

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 2.4

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 2.5

Физико-химические свойства реагента

Наименование показателей	Деэмульгатор "Рекорд 118»	Ингибитор парафиноот ложения 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  сольвенте нефтяном тяжелом (Нефрас А 120/200). Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76 - 3-й, ПДКв воздухе рабочей зоны - 300,0 мг/м³.

 

Таблица 2.6

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.

 

3. РАСЧЕТ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ДНС С УПСВ

 

1. Материальный баланс первой ступени сепарации.

 

При расходе нефтяной эмульсии Gэ - 1000000 тонн/год часовая производительность установки составит

 

 т/ч. (3.1)

 

Таблица 3.1.1 Исходные данные для расчета

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ( )	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
CO2	0,17	44	14,6
N2	0,53	28	48,8
CH4	20,06	16	20,8
С2Н6	1,86	30	2,98
С3Н8	4,44	44	0,63
изо-С4Н10	2,29	58	0,29
н-С4Н10	4,50	58	0,2
изо-С5Н12	2,36	72	0,05
н-С5Н12	2,92	72	0,04
С6Н14+	60,87	86	0,01
å	å 100	~	-

 

Составляем уравнения  мольных концентраций для каждого  компонента в газовой фазе в расчете  на 100 молей нефти по формуле :

 

, (3.2)

где - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии; - мольная доля отгона, - константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации.