Субботинского месторождения

39

•Буферная емкость нефти - Е-1 (БЕ), объемом V=200 м3;

•Нефтенасосная - Н-1,3 – ЦНС 60×220 – 2 шт., - Н-2 – ЦНС 180×255 – 1 шт.;

•Узел учета нефти;

•Узел учета газа на НГПЗ;

•Узел учета газа на свечу;

•Канализационные колодцы, канализационные емкости.

Нефтегазожидкостная смесь под давлением до 6,0 кгс/см2, температурой 14 – 30°С и обводненностью 70 – 93 % со скважин Грековского, Алексеевского, Курско-Кулагинского, Речного месторождений, а также продукция УПСВ

«Богатыревская» и ДНС «Ерыклинская» через распределительную гребенку Грековского сепарационного узла поступает в трехфазный сепаратор, предназначенный для отделения газа и сброса свободной пластовой воды из продукции нефтяных скважин.

На вход в ТФС от блока БР-2,5 вводится реагент – деэмульгатор – Реапон-4В, Decleave R-1573.

Частично разгазированная и обезвоженная нефть из ТФС поступает в отстойник Е-1 (БУОН), где производится дополнительный отстой нефти и сброс пластовой воды. Далее обезвоженная нефть поступает на прием насосов внешнего транспорта и через узел учета нефти откачивается на Нефтегорское НСП.

«Консорциум « Н е д р а »

40

Выделившийся попутный нефтяной газ отводится в газосепаратор Е-2 и через узел учета газа по газопроводу транспортируется на Нефтегорский газоперерабатывающий завод (НГПЗ). В случае необходимости газ может сбрасываться на свечу.

Пластовая вода, выделившаяся в аппаратах Е-2, Е-1 отводится в водоотстойник Е-3, где в динамическом гравитационном режиме происходит улавливание механических примесей, остаточной нефти и промежуточных слоев и далее направляется в буфер – дегазатор Е-4, предназначенный для дегазации пластовой воды, поступающей из отстойника воды. Буфер – дегазатор является конечной ступенью водоподготовки. Отсюда вода забирается насосами ЦНС 105×490 и через узел учета пластовой воды откачивается на Южно-Несмеяновское поднятие Грековского месторождения в поглощающие скважины №1110 и 1111.

Выводы и рекомендации.

Загруженность УПСВ в настоящее время составляет 110%. Для осуществления бесперебойной работы УПСВ требуется расширение проектных мощностей УПСВ. Кроме того, вследствие ограничения мощности системы поглощения, на УПСВ осуществляется сброс воды до 20%. Таким образом, для увеличения сброса воды до 1%

остаточного водосодержания в нефти, необходимо включить дополнительное оборудование: дополнительную емкость подготовки воды, насос внешней перекачки нефти, кроме того потребуется освоение новых поглощающих скважин.

«Консорциум « Н е д р а »

41

7. Подготовка нефти до товарных кондиций на Нефтегорском НСП

Процесс подготовки нефти на Нефтегорском НСП включает следующие стадии:

•предварительный сброс пластовой воды;

•обезвоживание;

•обессоливание;

•стабилизация.

Предварительный сброс пластовой воды

Предварительный сброс пластовой воды проводится в технологических резервуарах РВС-5000 и на установке предварительного сброса пластовой воды УПСВ. Перед подачей сырой нефти на УПСВ в нефтяные коллекторы подается дозированное количество деэмульгаторов из мерников М 1-6 (подробное описание процесса предварительного сброса пластовой воды приводится в регламенте ТХОУ УПСВ).

Технологический процесс стабилизации нефти осуществляется на двух технологических установках подготовки нефти № 1, № 2, идентичных по составу и состоит из 3-х стадий.

Обезвоживание нефти

Обезвоживание – процесс, при котором происходит отделение пластовой воды из нефтяной эмульсии. Процесс обезвоживания проводится при температуре до 100 °С и давлении до 6 кгс/см².

«Консорциум « Н е д р а »

42

Сырая нефть с температурой 10 - 20 °С на ступень обезвоживания подается двумя потоками из сырьевой нефтенасосной центробежными насосами Н-1/1-7 и поступает двумя потоками в теплообменники Т-1/1-8 (9-16).

В теплообменниках Т-1/1-8 (9-16) происходит подогрев нефти до температуры65 - 100°С за счет вторичной рекуперации тепла отходящей стабильной нефти. Стабильная нефть проходит по межтрубному пространству, а сырая нефть проходит по трубному пространству теплообменников Т-1/1-8 (9-16).

Перед входом нефти в теплообменники Т-1/1-8 (9-16) установлены датчики и регулирующие клапаны № 88, 89 для регулировки давления по потокам с помощью регулятора PRC-88, 89, пневмосигнал на регулятор давления поступает от датчиков давления.

В качестве теплообменников вторичной рекуперации тепла стабильной нефти применяются сдвоенные горизонтальные кожухотрубные теплообменные аппараты с плавающей головкой со сферическими крышками, диаметром 1400 мм, с поверхностью теплообмена 900 - 1122 м2.

Расход сырой нефти на выходе из теплообменников контролируется и регистрируется по приборам FR–1, 13,

температуры сырой и стабильной нефти на входе и выходе из теплообменников замеряется и регистрируется по прибору

TR-7.

Подогретая сырая нефть после теплообменников Т-1/1-8 (9-16) объединяется в один поток и подается в шаровые отстойники О-1, О-2, где под воздействием температуры и деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной эмульсии и отстой пластовой воды, в качестве отстойников используется шаровые аппараты объемом 600 м3, по два на каждой установке.

«Консорциум « Н е д р а »

43

На входе сырой нефти в отстойники О-1, О-2 подается пресная вода от насосов Н-8/1-2, (Н-9/1-2) для отмывки солей из нефти.

Пресная вода поступает из трубопровода циркуляционного водоснабжения в вертикальную емкость Е-2 объемом 50

м3; уровень в емкости контролируется по прибору – уровнемеру LIRCA-2 и регулируется регулирующим клапаном 2,

давление пресной воды во входном трубопроводе контролируется по прибору PIRA-5 с регистрацией и сигнализацией падения давления на ЦПУ.

Расход пресной воды на отмывку солей замеряется диафрагмой 36а, поддерживается в заданных пределах прибором

FRC-36 и регулирующим клапаном 36г.

В качестве насоса для подачи пресной воды используется центробежный насосный агрегат ЦНС-60

производительностью 60 м3/час с напором на выкиде до 13 кгс/см2.

Перед подачей пресной воды на отмывку солей вода подогревается паром в кожухо-трубном сдвоенном теплообменнике Т-3 с поверхностью теплообмена 45×2 м2. Уровень раздела фаз «нефть – вода в шаровых отстойниках О-1, О-2 контролируется электродным методом уровнемерами РУМ-Ф в выносной камере и поддерживается в заданных пределах регуляторами LRCA 45-46 и регулирующими клапанами, установленными на трубопроводах слива пластовой воды. Давление в О-1, О-2 контролируется по прибору PIPSA-80, предусмотрена сигнализация и блокировка сырьевых насосов Н-1/1-7 по превышению давления.

Пластовая соленая вода из отстойников О-1, О-2 сбрасывается в емкости третьей ступени сепарации или может сбрасываться в промышленную канализацию в пруды дополнительного отстоя на КНС-3 или может использоваться в подготовке ловушечной нефти перед подачей ее на установку подготовки.

«Консорциум « Н е д р а »

44

Шаровые отстойники работают полным объемом. В них происходит процесс разрушения центров эмульсии,

обезвоживание и обессоливание, частично обессоленная и обезвоженная нефть с содержанием солей до 100 - 300 мг/л и воды до 0,2 % через верхние патрубки выходит из отстойников и поступает на стадию обессоливания.

Обессоливание нефти

Процесс обессоливания нефти происходит в шаровых электродегидраторах Э-1, Э-2 при обработке ее электрическим током промышленной частоты с напряжением 11 - 16 кВ при температуре 65 - 100 °С и давлении до 5

кгс/см2.

В качестве электродегидратора используется аппарат в форме шара объемом 600 м3, на каждой установке имеется по два электродегидратора.

На отмывку во входные нефтепроводы перед электродегидраторами подается подогретая вода от насосов Н-8/1, 2,

(Н-9/1, 2) регулирование расхода пресной воды в электродегидраторы осуществляется аналогично, как и в шаровые отстойники с помощью регулятора FRC-35, распределение потока воды между аппаратами происходит с помощью задвижек. Для достижения лучшего смешения подаваемой горячей пресной воды с нефтью перед электродегидраторами установлены эмульсионные клапаны – смесители, на которых поддерживается определенный перепад давления,

устанавливаемый опытным путем в зависимости от физико-химических свойств поступающей нефти.

Под действием сильного электрического поля в электродегидраторах происходит процесс разрушения центров эмульгации.

«Консорциум « Н е д р а »

45

Процессу разрушения центров (глобул) эмульгации также способствует подогрев нефти и подача горячей воды,

деэмульгаторов, что приводит к понижению вязкости нефти, а следовательно и ослаблению молекулярных сил в центрах

(глобулах) эмульгации.

В результате разрушения центров эмульгации и подачи пресной воды в электродегидраторах происходит основное обессоливание нефти, а также снижается кислотность, вода как более тяжелая фаза скапливается на дне, а нефть как более легкая фаза скапливается в верхней части аппарата.

Уровень раздела фаз нефть – вода в электродегидраторах контролируется электродным методом уровнемерами РУМ-Ф в выносной камере и поддерживается в заданных пределах прибором – регулятором уровня – 47, 48 и

регулирующим клапаном, установленным на линии сброса соленой воды.

Сброс воды из электродегидраторов осуществляется на УПСВ или в пруды дополнительного отстоя на КНС-3.

Для защиты от превышения на электродегидраторах также как и на отстойниках установлены спаренные предохранительные клапаны, сброс с предклапанов осуществляется в аварийную емкость Е-4/1, давление в электродегидраторах контролируется техническими манометрами по месту.

Для защиты от электрических перегрузов каждый электродегидратор оборудован камерой Фишера, которая должна быть постоянно заполнена нефтью, и через камеру всегда должен быть небольшой проток нефти (прибор ПК-16).

В случае падения уровня в камере Фишера (прибор ПК-16) ЭД-1, ЭД-2 срабатывает световая сигнализация от прибора LSA-4, 6, 6а и следует отключение электронапряжения на электродегидраторах.

Электродегидратор может работать как отстойник в зависимости от качества нефти, тогда и напряжение на ЭД-1, 2

не подается, камера Фишера (ПК-16) отключается, а также отключается сигнализация и блокировка.

«Консорциум « Н е д р а »

46

Обезвоженная, обессоленная нефть из верхней части электродегидратора поступает в промежуточную емкость Е-1,

служащую буферной емкостью для насосов Н-3/1-4.

Емкость Е-1 горизонтальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами объемом 150 м3, на емкости для защиты от превышения давления установлен предклапан со сбросом в Е-4/1.

Для предотвращения чрезмерного опорожнения электродегидраторов и падения вследствие этого давления в них на переливной линии в Е-1 установлен регулирующий клапан, управляемый регулятором давления RGC-1, 2.

В промежуточной емкости Е-1 давление в заданных пределах поддерживается регулятором PRC-81 и

регулирующим клапаном, установленным на линии выхода газа в аварийную емкость Е-4/1 с последующим сжиганием на факеле.

Стабилизация нефти

Из промежуточной емкости Е-1 обессоленная нефть насосами Н-3/1-4 подается во вторую группу теплообменников Т-2/1-8, где обессоленная нефть подогревается до температуры 120 - 185 °С горячей стабильной нефтью из куба колонны К-1; при этом обессоленная нефть проходит по межтрубному пространству, а стабильная нефть проходит по трубному пространству и откачивается насосами Н-4/1-3 через теплообменники Т-1/1-16 с температурой до 40 °С в товарные резервуары РВС-5000. Предусмотрена возможность подачи нефти насосами Н-3/1-4 непосредственно в печи ПБГ-1, 2.

Обессоленная нефть после первичной рекуперации тепла в теплообменниках Т-2/1-8 поступает на 11, 15 тарелки колпачковой ректификационной колонны К-1.

«Консорциум « Н е д р а »

47

Для подачи обессоленной нефти в колонну К-1 используется центробежный насос типа НК-560/300 и НКВ-600/320

с производительностью 400 - 560 м3/час, напор насоса до 30 кгс/см2.

Для откачки стабильной нефти на склад используются центробежные насосы типа 10НД-6×1 с

производительностью 240 - 460 м3/час, напор насоса 10 - 15 кгс/см2.

Расход обессоленной нефти в колонну стабилизации от насосов Н-3/1-4 замеряется диафрагмой, контролируется и регистрируется на диаграмме прибора FR-22 и регулируется в заданных пределах в зависимости от уровня в буферной емкости регулятором ZRCA-49 и регулирующим клапаном 49г, установленным на выкидной линии насосов.

Давление нефти на выкиде насосов Н-3/1-4 контролируется электроконтактным манометром PISA-40 с сигнально-

блокирующим устройством, при падении давления ниже заданных пределов следует сигнализация и отключение насосов.

Процесс стабилизации нефти заключается в выделении из нефти широкой фракции легкокипящих, а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как азот, сероводород, углекислый газ.

Выделение из нефти ШФЛУ осуществляется методом ректификации в тарельчатой колонне К-1, внутри которой имеется 38 колпачковых тарелок.

Ректификация - это процесс многократного испарения и конденсации углеводородов, происходящий на колпачковых тарелках за счет двух встречных потоков парообразной и жидкой фаз.

Движущей силой процесса ректификации является разность температур и давлений по высоте колонны.

Для поддержания подобного режима в нижнюю часть колонны подается горячая нефть с температурой 200 - 290 °С

из печей подогрева, а в верхнюю часть колонны подается более холодная жидкая фаза – флегма с температурой до 40 °С.

«Консорциум « Н е д р а »