Самодуровское месторождение

19

Краткая характеристика основных химических реагентов, применяемых на Тарханской УПСВ [4]

На Тарханской УПСВ для осуществления технологического процесса подготовки нефти используются химические реагенты-деэмульгаторы.

В зависимости от состава активного компонента деэмульгаторы подразделяются на ионогенные, неионогенные и высокомолекулярные ПАВ.

Деэмульгаторы условно подразделяются на водорастворимые и нефтерастворимые в зависимости от типа растворителя и растворимости в водной или нефтяной фазе.

Всвязи с тем, что химические реагенты-деэмульгаторы содержат вредные для здоровья людей вещества, при работе

сними требуются особые меры предосторожности, которые приводятся в инструкции по применению каждого реагента-

деэмульгатора.

Описание технологического процесса и технологической схемы установки Технологическая схема Тарханской УПСВ включает в себя следующие основные технологические процессы:

-Обработку газожидкостной смеси деэмульгатором (девонский поток);

-Сепарацию нефтяной эмульсии от газа (девонский и турнейский потоки);

-Обработку нефтяной эмульсии деэмульгатором (турнейский поток);

-Нагрев нефтяной эмульсии (турнейский поток – Графское направление);

-Разделение нефтяной эмульсии на предварительно обезвоженную нефть и пластовую воду (турнейский и девонский потоки);

-Концевую сепарацию обезвоженной нефти (турнейский поток).

На Тарханскую УПСВ поступают пять водоэмульсионных потока:

20

-Водонефтяная эмульсия турнейских горизонтов Тарханского месторождения;

-Частично обезвоженная эмульсия Березовского месторождения;

-Частично обезвоженная эмульсия Графского направления;

-Водонефтяная эмульсия девонского горизонта Тарханского месторождения;

-Водонефтяная эмульсия с ДНС Школьная.

Водонефтяная эмульсия турнейского горизонта Тарханского месторождения поступает в сепараторы первой ступени сепарации С-1/1,2. В сепараторах С-1/1,2 при давлении 0,5-2,0 кг/см2 происходит сепарация нефтяной эмульсии: отделившийся нефтяной газ при рабочем давлении 0,5-1,5 кг/см2 направляется (через отсекатель) на трап-

осушитель ТГ (V=8м3),

Таблица 1.7

Краткая характеристика основных деэмульгаторов, применяемых на Тарханской УПСВ

21

отсепарированная нефть при давлении 0,5-1,5 кг/см2 поступает на прием сырьевых насосов НН-5,НН-6 (ЦНС 300х120). На вход в сепараторы С-1/1,2 установкой УДХ подается реагент деэмульгатор с дозировкой, соответствующей

утвержденным нормам расхода. Уровень раздела фаз “ газ-нефть “ в сепараторах С-1/1,2 регулируется с помощью пневматического регулирующего клапана на «выкиде» сырьевых насосов НН-1/1,2, НН-5. Разгазированная и обработанная деэмульгатором водонефтяная эмульсия, насосами Н-1/1,2,НН-5 через счетчик (НОРД 150*64) подается в аппарат Б-1 (БУОН 100-1,0) (V=100м3), оборудованный соответствующей начинкой, где происходит, под действием деэмульгатора, разделение эмульсии на нефть и воду. Уровень водяной «подушки» в аппарате Б-1, заданный в нормах технологического режима, автоматически поддерживается прибором «Гамма» с помощью пневматического клапана, установленного на линии сброса подтоварной воды.

Отделившаяся в аппарате Б-1 сточная вода через счетчик (НОРД-100*64) поступает в отстойник А-1/2, для дополнительной очистки от нефтепродуктов, Частично обезвоженная нефть из верхней части аппарата Б-1, поступает на сепаратор С-2, количество нефти на выходе с Б-1 учитывается по счетчику (НОРД-100*64).

Частично обезвоженная в аппарате Б-1 нефть Тарханского направления поступает на вторую ступень сепарации С-2 (V=80м3), предварительно соединившись с обезвоженной в аппарате Б-3 (БУОН-200 V=200м3) нефтью Графского направления.

Эмульсия Графского направления, проходя узел учета - счетчик («Норд» 150*64) поступает на Тарханскую УПСВ отдельным потоком. После обработки деэмульгатором эмульсия направляется на путевые подогреватели ПП-1,6 №№ 1,2,3 и далее нагретая до температуры 20-45 0С поступает в аппарат Б-3 (БУОН 200-1,0- блок унифицированной очистки

22

нефти), оборудованный соответствующей начинкой. В работе находится от одной до трех печей ПП-1,6 (П-1,2,3) в зависимости от производственной необходимости. При необходимости можно направить часть потока, минуя П-1,2,3.

Под воздействием деэмульгатора и тепла в Б-3 происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Уровень нефтяной “подушки” в Б-3 автоматически поддерживается прибором “Гамма” с помощью пневматических регулирующих клапанов, установленных на линиях выхода нефти и подтоварной воды с аппарата. Частично обезвоженная нефть, соединяясь с обезвоженным турнейским потоком Тарханского и Березовского месторождений поступает на вторую ступень сепарации С-2. Отделившаяся в Б-3 сточная вода через счетчик (Норд 80х64) поступает в РВС-1,2 (V=1000м3) Тарханской БКНС.

Частично обезвоженная нефть Березовского месторождения поступает с Березовской УПСВ через счетчик (НОРД -

40*64) в сепаратор С-2 и оттуда в технологические РВС-1,2,5.

В сепараторе С-2 происходит выделение из нефти остаточного газа, который поступает в факельный сепаратор К-2,

откуда направляется на факел для сжигания. Освобождение факельного сепаратора К-2 (V=12,5м3) от жидкости осуществляется давлением газа, т.е. путем «прижатия» выхода газа на факел, в канализационную систему, затем насосом НК-№2 (9МГр) откачивается в выкидную линию сырьевых насосов НН-1/1,2,5. Предусматривается (в случае выхода из работы аппарата обезвоживания) совместное обезвоживание Графского, Тарханского и Березовского потоков в Б-1, Б-2

или Б-3. Имеется возможность подогрева в печах ПП-1,6 установки общего потока нефти и отдельно Графского направления. В случае нарушения работы Березовской УПСВ предусмотрена возможность совместной подготовки нефти Тарханского и Березовского месторождений. В этом случае жидкость Березовского месторождения, совместно с жидкостью Тарханского месторождений поступает в сепараторы С-1/1,2 и далее.

23

Отсепарированная в С-2 нефть направляется в резервуарный парк РВС - 2000 м3 № 1,2,5. Резервуары № 1,2,5 оборудованы приборами замера уровня «Гамма». Из резервуаров РВС №№ 1,2,5 обезвоженная нефть откачивается на Заглядинскую УПН через оперативный узел учета ОУУН насосами НН-3,4. Блок насосов внешней откачки включает в себя смонтированные под навесом центробежные насосы (ЦНС 300х420 с производительностью 300м3/ч и давлением Р=4,2 МПа в постоянной работе находится один насосный агрегат) с емкостью Е-1 для сбора утечек через сальники и емкостью Е-3 для сбора промливневых стоков. Освобождение Е-1, Е-3 осуществляется с помощью насоса НК №1 (9МГр) на приём насосов НН-3,4. Также предусмотрена возможность откачки подтоварной воды с РВС-1,2,5,

сбрасываемой в промливневую канализацию через задвижки №№1,8,11 в емкость Е-3 насосом НК №1 (9МГр) на вход Тарханской УПСВ в Турнейский поток.

Отделившаяся в Б-1 сточная вода поступает в отстойник А-1/2, который выполняет функции разделительной емкости. При нарушении режима работы аппаратов обезвоживания Б-1 (понижение температуры поступающей эмульсии, перерыв в подаче деэмульгатора, залповые сбросы нефти вместе с водой и т. д.) пленочная нефть и переходной слой задерживаются в ней. Периодически 1 раз в 2-3 дня, а в случае аварийного сброса нефти с аппарата Б-1,

немедленно, отстойник А-1/2 освобождается от накопившегося слоя нефти, путем временного прекращения дренажа воды из аппарата и выдавливания нефти в линию перед С-2. Контроль за наличием отстоявшейся нефти в А-1/2 ведется по прибору «Гамма».

Из аппарата А-1/2 сточная вода поступает в РВС-1,2 Тарханской БКНС.

Девонская нефть Тарханского месторождения поступает в сепаратор С-4 (V=50 м3), где при давлении 1,4-1,8 кг/см2

происходит 1-я ступень сепарации нефтяной эмульсии, отделившийся нефтяной газ направляется на трап осушитель ТГ

24

установки. В водонефтяную эмульсию на входе в С-4 добавляется деэмульгатор. Дозировка и марка деэмульгатора ведется согласно утвержденных норм расхода.

Из С-4 разгазированная эмульсия при давлении 1,4-1,8 кгс/см2 поступает на прием сырьевых насосов НН-1,2.

Уровень раздела фаз “газ-нефть“ в сепараторе С-3 автоматически регулируется с помощью уровнемера «ГАММА» и СУ «ЭЛЕКТОН-05», установленной на НН-1,2. Разгазированная и обработанная деэмульгатором водонефтяная эмульсия, насосами НН-1,2 через счетчик (TQ ДУ-75*40) подается в аппарат Б-2 (БУОН 100-1,0) (V=100м3), где под действием деэмульгатора происходит отделение нефти от воды.

Газ с сепараторов С-4, С-1/1,2 соединяясь с газом Березовского месторождения через трап ТР при давлении Р=0,7-

1,5 кгс/см2 подводится к печам нагрева ПП-1,6 (П-1,2,3) с целью использования в качестве топливного, а так же поступает для обогрева АБК УПСВ Тарханского месторождения.

Частично обезвоженная нефть из аппарата Б-2 с содержанием воды до 10% поступает в сепаратор С-2 и оттуда в технологические РВС-1,2,5, вместе с Турнейской нефтью откачивается на Заглядинскую УПН. Уровень водяной “подушки” в Б-2, автоматически поддерживается прибором “Гамма” с помощью пневматических регулирующих клапанов, установленных на линиях выхода нефти и подтоварной воды с аппарата. Отстоявшаяся вода из аппарата Б-2

поступает в приемную емкость-дегазатор А-2/2 (V=100 м3) на прием насоса НВ №5 (9МГр) Тарханской БКНС. Из аппарата А-2/2 сточная вода через задвижку № 151 поступает на прием насоса НВ №4 (9МГр) Тарханской БКНС. Уловленная в емкости А-2/2 нефть периодически выдавливается в канализационную систему УПСВ.

С целью предохранения аппаратов (С-1/1,2; С-2; С-4; Б-1; Б-2; Б-3;, А-1/2) от разрушения при аварийном повышении давления выше рабочего, они оборудуются предохранительным клапаном типа СППК-4.

25

Сброс продукции при срабатывании СППК предусматривается в емкость Е-7. При необходимости возможно освобождение аппаратов А-1/2; А-2/2; от накопившегося переходного слоя, путем временного прекращения дренажа воды из аппаратов.

26

Выводы по УПСВ Тархановская

1.На УПСВ осуществляется обезвоживание пластовой жидкости, до остаточной обводненности 10%, что является недостаточным результатом. Необходимо обезвоживать до 2%.

2.Газ используется на собственные нужды в котельной

3.Отделенная вода в систему ППД Тархановского месторождения.

4.1.5 Анализ работы УПН «Заглядинская»

Установка подготовки нефти (УПН) «Заглядинская»предназначена для разгазирования и обезвоживания пластовой нефти, приходящей с установок предварительного сброса воды следующих месторождений: Тархановского,

Березовского, Графского, Школьного, с целью получения подготовленной кондиционной нефти по ГОСТ Р 51858-2002.

Технологическая схема УПН «Заглядинская» представлена на рис.1.6.

Состав сооружений [5]

•технологическая площадка сепарации нефти I, II ступеней;

•резервуарный парк сырой и товарной нефти;

•нефтенасосная сырой и товарной нефти (операторная);

•площадка теплообменников сырой нефти;

•площадка отстойников нефти I, II и III ступеней;

•горячая сепарация нефти;

•резервуар пластовой воды;

•насосная пластовой воды;

27

•реагентное хозяйство;

•факельное хозяйство;

•нефтеналив в автоцистерны;

•котельная;

•бокс-стоянка с хозяйственными помещениями;

•административное здание (лаборатория);

•нефтяной амбар.

Производительность установки

•по пластовой жидкости (нефти) – 3900 т/сут.;

•по нефти при обводненности до 70 % – 1900 т/сут.;

•по нефти при обводненности до 30 % - 2740 т/сут.

Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Пластовая жидкость (обводненная нефть) поступает на 1 ступень сепарации в сепараторы С-1, С-2. Сюда же с помощью НДУ-1 может подаваться деэмульгатор.

Сепаратор С-1, (С-2) горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами. Сепаратор снабжен предохранительным клапаном.

В сепараторах С-1, С-2 при давлении до 8,0 кгс/см2 в С-1 и до 8,0 кгс/см2. В С-2 и естественной температуре происходит отделение растворенного попутного нефтяного газа от пластовой жидкости. Давление в сепараторах контролируется по месту с помощью манометров, а также датчиками давления с выводом показаний в операторную.