2.4 Анализ состояния системы подготовки нефти

Добываемая продукция со всех промыслов поступала в единый для всего месторождения цех подготовки нефти, где доводилась до товарной кондиции и сдавалась в систему магистральной нефтепроводной системы.

Добываемая жидкость с промыслов под давлением 6-9 кгс/м³ абс. поступает на ЦППН по двум коллекторам: поток с промыслов ВВГ-1 и ПТВ-2 со средней обводненностью 80-90 % и поток с промысла ПТВ-3 со средней обводненностью 60-70 %. После ПУН (пункт учета нефти) поток нефти со средней обводненностью 75-85 % поступает в печи ПТБ-10 №1, 2, где нагревается в до температуры плюс 45-50 оС. В трех параллельных аппаратах УПС №1/2/3 происходит сброс свободной воды, выделившейся в процессе транспортировки по системе нефтесбора. Частично обезвоженная нефть (до 15-20 %) после УПС поступает в печь подогрева нефти ПТБ-10 №4, где подогревается до температуры плюс 55-60 ^оС. Далее, в двух параллельно работающих отстойниках ОГ-200 №3/4 происходит дальнейшее отделение воды. Для повышения эффективности процесса деэмульсации в поток нефти перед печью №4 подается деэмульгатор. После отстойников поток нефти со средней обводненностью 10-15 % поступает на печи ПП-1, 6 № 2/3, где подогревается до температуры плюс 60-65 ^оС. Дальнейший отстой воды происходит в технологическом резервуаре РВС-5000 №3. После резервуара поток нефти со средней обводненностью 6-12 % прокачивается насосами через печь ПТБ-10 № 5, где подогревается до температуры плюс 80 ^оС, и, далее, поступает в параллельно работающие отстойники ОГ-200 №13/14. Для эффективности процесса деэмульсации в поток нефти перед печью №5 подается волжская вода для промывки нефти от хлористых солей и деэмульгатор. После отстойников ОГ-200 №13/14 нефть с частичной обводненностью 2-4 % поступает в резервуары РВС-5000 № 4, 5, 8, 9, откуда насосами откачивается в резервуары РВС-10000 № 1, 5, 7, 8, предварительно нагреваясь в печи ПТБ-10 №6 до температуры плюс 80-85 ^оС. В поток перед печью подается волжская вода для обессоливания нефти и деэмульгатор для эффективности процесса деэмульсации.

Выделившаяся в отстойных аппаратах и резервуарах вода направляется на водоподготовку в водяные резервуары РВС-5000 № 6,7 для дальнейшей закачки в пласт.

Учитывая состояние оборудования ЦППН, требовалась реконструкция цеха, включающая как замену и ремонт существующего оборудования, так и установку дополнительного оборудования для обеспечения профиля добычи в условиях ввода новых скважин.

Учитывая состояние оборудования ЦППН на тот период, требовалось реконструкция цеха, включающая как замену и ремонт существующего оборудования, так и установку дополнительного оборудования для обеспечения профиля добычи в условиях ввода новых скважин.

В таблице 2.13 представлена информация состоянии основного оборудования ЦППН.

Таблица 2.13 - Состояние оборудования на ЦППН (на 01.01.2001 г.)

Наименование оборудования		Текущее состояние
		В работе	В очистке	В ремонте	Не подлежит ремонту
Отстойники ОГ-200		№№3,4,11,12	№№1,2	№№5-10,13,14
Отстойники ПС-200		№№1-3
Нефтяные резервуары	РВС-5000	№№3,4-5,8,9,	№1	№1	№2
	РВС-10000	№№1,5,7,8
Водяные резервуары РВС-5000		№№6,7
Печи подогрева	ПТБ-10	№№1,2,4,5,6,			№3
	ПП-1,6	№№2,3

В 2001 году произведена реконструкция и модернизация технологической линии №1, а так же смонтирована и введена в эксплуатацию по проекту американской фирмы «CBS engineering.inc» новая технологическая линия №2 импортного образца с монтажом следующего оборудования:

Горизонтальные теплообменники нефти «Heat Tranfer Systems» (пр-во США) 2000г. HBG-5030, 5050, 5060 – 3 комплекта;

Горизонтальный теплообменник воды фирмы «Heat Tranfer Systems» (пр-во США) 2000г. HBG- 5040 – 1 комплект;

Установка предварительного сброса воды с подогревом фирмы «KVAERNER Process Systems.Inc» (пр-во США) 2000г. NAM-1101 -1 комплект;

Дегидратор с внутренним подогревом и электростатической решеткой «KVAERNER Process Systems.Inc» (пр-во США) 2000г. NBK-4031 -1 комплект;

Компрессорная установка для подачи воздуха станциям КИПиА фирмы «UNIVERSAL COMPRESSION.Inc» (пр-во США) 2000г. ZZZ-8010 -1 комплект;

Нефтяные насосы PBA-4010A/B фирмы «Flowtronex International» (пр-во США);

Насосы пластовой воды PBA-4030 фирмы «Flowtronex International» (пр-во США) 2000г. - 3 единицы;

Насосы чистой воды фирмы «MOORES PUMP and SERVIES» (пр-во США) 2000г. PBA-4120/4130 для подачи воды в технологические аппараты под давление в случае необходимости размыва песка и сброса его в шламонакопитель;

Насосы товарной нефти фирмы «MOORES PUMP and SERVIES» (пр-во США) 2000г. PBA-4040А/В для перекачки нефти из дегидратора в резервуары товарной нефти;

Вертикальный скруббер топливного газа фирмы «Houston Process Systems.Inc» (пр-во США) 2000г. -1 комплект;

Пружинные предохранительные клапаны, установленные на отстойниках фирмы «ANDERSON GREENWOOD GROSBY» (пр-во США) – 8 штук.

В настоящее время добываемая продукция подготавливается до товарной кондиции в цехе подготовки нефти ЦППН и сдается в систему магистральной нефтепроводной системы. ЦППН эксплуатируется с 80-х годов и процесс подготовки нефтяной эмульсии на основе вязкой тяжелой нефти всегда был нестабилен, зачастую сопровождался появлением некондиционной нефти с высоким остаточным содержанием воды (до 2%) и хлористых солей. Нефть месторождения Каражанбас содержит значительное количество смол и асфальтенов, механических примесей, являющихся стабилизаторами эмульсии. Применяемый метод разработки – паротепловое воздействие на пласт - усугубляют процесс образования стойкой эмульсии, требующей применения эффективных деэмульгаторов в сочетании с высокими температурами деэмульсации. В качестве деэмульгатора на разных этапах эксплуатации месторождения использовались различные деэмульгаторы. Повышение подачи деэмульгатора в разное время доходило до 700 г/т и выше. Длинная технологическая цепочка, состоящая из параллельных отстойников и технологических резервуаров, не обеспечивала качественной подготовки. Ситуация усугубилась с ростом обводненности добываемой продукции, когда производительности входных отстойников стало не достаточно для сброса свободной воды и процесс деэмульсации нефтяной эмульсии осуществлялся лишь на последних ступенях отстоя, включая резервуары товарного парка. Рекомендуемая температура деэмульсации – не менее 80оС, подтвержденная результатами комплексных исследований в лаборатории технологии подготовки нефти НИПИнефтегаз,- выдерживалась лишь на последних стадиях отстоя, что также не улучшало картины в целом.

В последние годы разработан проект модернизации ЦППН за счет обустройства новой технологической линии подготовки нефти, учитывающий как возросшие объемы добычи за счет ввода новых скважин на восточном участке, так и недостатки существующей схемы. Новая технологическая линия включает в себя следующие процессы: после очистки от механических примесей в параллельных пескоуловителях, нефть подается в теплообменник, далее, производится предварительный сброс воды, обессоливание в электродегидраторе с подогревом. Для повышения эффективности процесса обессоливания на вход электродегидратора подается горячая пресная вода. Сточная вода подготавливается в водяном резервуаре. Песок размывается и направляется в шламонакопитель.

Необходимость поддержания высокой температуры процесса как в старой, так и в новой технологии, обусловленная высокой устойчивостью эмульсии, определяет значительный уровень потерь легкой фракции нефти при испарении. Это подтверждается расчетами, выполненными при определении газового фактора нефти в рамках Проекта разработки, когда суммарный газовый фактор выше газосодержания пластового флюида. Наличие значительного количества отстойных аппаратов, резервуаров как технологических, так и товарных, также обуславливают высокие технологические потери нефти. Для сокращения потерь нефти со сточными водами содержание нефти в воде, подготовленной к закачке в систему ППД, должно быть минимальным.

Уровень технологических потерь нефти для месторождения Каражанбас в настоящее время не определен и требуется проведение комплексных лабораторных исследований для определения эмпирического коэффициента и на основании этого разработка нормативов технологических потерь нефти месторождения Каражанбас. Данные работы производятся согласно действующей в РК методики РД 39-1-22-77 “Методика учета технологических потерь нефти при ее сборе для различных систем”, предполагающей проведение комплексных лабораторных исследований, охватывающих всю технологическую цепочку от скважин до сдачи товарной продукции.

Применение того или иного деэмульгатора также должно быть обосновано и подтверждено положительными результатами комплексных лабораторных исследований специализированной лаборатории. На каждую партию хим.реагентов, в том числе, деэмульгаторов, должен проводится входной контроль качества.