1.2 Описание основного технологического процесса днс

Продукция нефтяных скважин представляет собой сложную смесь, состоящую из нефти, попутного газа, пластовой воды, минеральных солей натрия, калия, магния и других, механических примесей. Это приводит к коррозии трубопроводов, увеличению устойчивости эмульсий, износу нефтеперекачивающего оборудования, образованию гидратов и т. д. Поэтому сырую нефть подвергают очистке от пластовой воды, минеральных солей, растворенного попутного газа и механических примесей.

ДНС-СЗ с установкой предварительного сброса воды (УПСВ) ЦППН-2 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» осуществляет сбор нефти с кустов скважин № 82, 81, 85, 86, 93, 92, 91, 90, 84, 100, 101, 102. Также на ДНС-СЗ производится отделение от нефти попутного газа, его утилизация, предварительный сброс пластовой воды, её подготовка и подача с очистных сооружений на кустовую насосную станцию Северо-запад (КНС-СЗ) для закачки обратно в пласт, учет перекачиваемой нефти и пластовой воды и транспорт частично обезвоженной нефти на подготовку на ЦППН-2. Отсепарированный газ используется также на собственные нужды.

В состав ДНС-СЗ входят:

1. Сепаратор первой ступени С-1/1 НГС2-1,0-2000-09Г2С (V=25 м³);

2. Сепаратор первой ступени С-1/2 НГС2-1,0-2000-09Г2С (V=25 м³);

3. УПСВ - Трёхфазный сепаратор О-1 HEATER-TREATER (SIVALLS);

4. Сепаратор второй ступени С-2 НГС1-10-2000-09Г2С (V=25 м³);

5. Газосепаратор Г-1 НГС1-10-2000-09Г2С (V=25 м³);

6. Газосепаратор Г-2 СЦВ 500-2-1 (V=0,5 м³);

7. Блок реагента-деэмульгатора БДР-25;

8. Резервуар-отстойник РО-1 (V=3000 м³);

9. Резервуар-отстойник РО-2 (V=3000 м³);

10. Аварийный резервуар АРВС (V=2000 м³);

11. Ёмкость дренажная ЕД-1 ЕПП 40-2400-2к (V=40 м³);

12. Ёмкость дренажная ЕД-2 ЕПП 40-2400-2к (V=40 м3);

13. Ёмкость дренажная ЕД-3 ЕПП 40-2400-2к (V=40 м3);

14. Ёмкость дренажная ЕД-4 ЕПП 16-2000-2к (V=16 м3).

На вход ДНС-СЗ с кустовых площадок приходит эмульсия типа “вода в нефти”. Для ослабления стойкости эмульсии перед отделением пластовой воды от нефти в трубопровод на входе в ДНС подается реагент – деэмульгатор. Деэмульгаторы исключают влияние природных эмульгаторов (асфальтенов, смол, мельчайших механических примесей, как ил и глина), которые покрывают капельки воды слоем эмульгатора и мешают слиянию капелек.

Деэмульгатор, адсорбируясь на поверхности раздела фаз, замещает менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, причем образуемая пленка становится менее прочной. По мере накопления деэмульгатора на поверхности капелек воды между ними возникает силы взаимного притяжения. Капельки воды образуют большие капли (хлопья), пленка на поверхности капель становится ослабленной, разрушается, и они сливаются. В большинстве нефтей есть механические примеси (ил, сульфид железа, глина и т. д.). Эти частички собираются на линии раздела фаз нефть – вода и укрепляют пленки на поверхности глобул. Деэмульгаторы обволакивают их тонкой пленкой, хорошо смачиваемой водой, частички выделяются из нефти и удаляются вместе с водой.

В качестве реагентов-деэмульгаторов используют поверхностно-активные вещества. Перед подачей в трубопровод реагент разбавляют нефтью, чтоб улучшить действие деэмульгатора. Чтоб выдержать удельный расход реагента – 20-25 г/т – необходимо измерять расход концентрированного и разбавленного реагента, а также необходимо контролировать давление, под которым реагент подается в трубопровод.

Далее эмульсия, пришедшая с кустов скважин, через задвижки поступает в узел предварительного отбора газа (УПОГ). Он служит для создания благоприятных условий для сепарации (отделения газа от нефти). УПОГ представляет собой трубный сепаратор, подводящий трубопровод которого имеет длину около 30 метров и диаметр, обеспечивающий скорость потока не более 5 м/с. При движении нефтегазовой смеси с такой скоростью обеспечивается значительное разделение потока на газовую и жидкую фазы.

Тогда нефтегазовый сепаратор, установленный после УПОГ, превратится в емкость, где за счет разности плотностей и при помощи соответствующих устройств идет лишь механическое “расслоение” газа и водонефтяной эмульсии. Газ, выделившийся в УПОГ, отбирается из подводящей трубы и направляется в каплеотбойник. Данный сепаратор оборудован полками и перегородками для максимального отделения остаточного газа из эмульсии. Полки увеличивают площадь потока, из которой идет выделение газа, перегородки отбивают капельки жидкости из газа.

Затем эмульсия поступает через задвижки на вход сепараторов С-1/1 и С-1/2. Для большей эффективности сепарация (отделение газа от нефти) на ДНС-СЗ происходит в две ступени. Первая ступень идет в двухфазных жалюзийных сепараторах С-1/1, С-1/2 и Г-1. Устройство жалюзийных сепараторов позволяет достичь более высокой степени очистки газа от взвешенной нефти, чем в гравитационных. Внутри сепараторов капельки жидкости, уносимые газом, оседают вниз под действием гравитации. Улавливать капельки нефти, не осевшие под действием силы тяжести, позволяют установленные на входе сепараторов жалюзийные насадки: капельки прилипают к твердой поверхности и стекают вниз. Газ, отделившийся из потока, поднимается к верху сепаратора и выводится в Г-1, где он дополнительно очищается от капельной жидкости. Жидкая фаза поступает на вход УПСВ. Дренаж сепараторов С-1/1, С-1/2 и Г-1 осуществляется при помощи насосов в дренажную емкость ЕД-1. Важно поддерживать внутри сепаратора давления насыщения, при котором идет выделение газа. Этого можно достичь, поддерживая в сепараторах определенный уровень жидкости. Его превышение прекратит разгазирование нефти, а при понижении газ может попасть в нефтяной коллектор. Успешность сепарации зависит также от скорости и температуры потока. При большой скорости нефть не успеет разгазироваться, снижение температуры также уменьшит успешность процесса. При снижении уровня уменьшают сечение трубопровода после сепараторов, выход жидкости снижается, и уровень в сепараторе повышается. При росте давления, повышении уровня необходимо увеличивать выход жидкости из сепараторов.

С выхода сепараторов первой ступени эмульсия через задвижки поступает на вход установки предварительного сброса воды (УПСВ) - трехфазного сепаратора О-1 (HEATER-TREATER производства фирмы Sivalls (США)). Здесь, чтобы выделить из эмульсии основную массу воды, её нагревают. Повышение температуры значительно уменьшает вязкость веществ, составляющих пленки на поверхностях глобул воды. Это снижает их прочность, и глобулы могут объединяться в более крупные. Вязкость эмульсии также снижается, что способствует коалесценции глобул воды.

Эмульсия поступает в О-1 через входной штуцер, расположенный на верху емкости, во входную секцию установки, где идет выделение газа. Он поднимается вверх установки и через экстрактор влаги поступает к выпускному газовому патрубку. В экстракторе влаги вся жидкость в газе коагулируется и сливается с жидкой фазой в нижней части емкости. Затем газ проходит через клапан обратного давления, контролирующий рабочее давление газа в установке и выводится с установки.

Эмульсия проходит вниз вокруг стенок жаровой трубы и нагревается. Несвязанная вода собирается на дне ёмкости под жаровыми трубами в зоне отстоя. Капли воды, выделившиеся из эмульсии, выпадают на дно ёмкости и соединяются с несвязанной водой, которая медленно оседает без подогрева. Нефть поднимается через отстойник, где за счёт гравитации из неё выходит вся оставшаяся вода.

Оставшаяся смесь перетекает через специальные перегородки, попадая в коалесцирующие фильтры (коалесцеры). Они способствуют большему столкновению капель с образованием крупных глобул. Собравшаяся нефть поднимается наверх, а вода, под действием силы тяжести, оседает в нижней части емкости. Обезвоженная нефть продолжает подниматься наверх и протекает в сборную секцию, откуда через патрубок, через выкидной клапан выводится из аппарата.

Далее нефть через задвижки поступает на вход двухфазного жалюзийного сепаратора С-2. В С-2 идет очищение подтоварной нефти от остатков газа. Как и в сепараторах первой ступени, в С-2 необходимо контролировать давление, уровень и температуру жидкости. С выхода данного сепаратора нефть, пройдя узел учета нефти, поступает через задвижки на вход насосов по нефти Н-1, Н-2 и Н-3 и откачивается на ЦППН. Для предотвращения аварий в насосных по воде и по нефти необходимо измерять загазованность, температуру насосов в пяти точках, давление в трубопроводе.

Вода с выхода О-1 попадает через задвижки в цилиндрические вертикальные резервуары отстаивания РО-1 и РО-2, аналогичные резервуарам, которые предназначены для хранения нефти. После термической обработки в отделенной воде остается небольшое количество нефти. Для отбора этих остатков применяется её отстаивание – разделение дисперсных систем под действием сил земного притяжения. Нефть имеет плотность, меньшую, чем у воды. Поэтому при отстаивании частички нефти всплывают на поверхность воды.

После заполнения резервуаров вода осаждается в нижней их части, а уловленная нефть собирается в верхней. Предварительный нагрев жидкости в О-1 уменьшает вязкость эмульсии, что ускоряет выделения воды из нефти путем отстаивания. Важно не допустить переполнения резервуаров, для этого необходимо подавать её самотеком на вход насосов откачки очищенных стоков. Далее подтоварная вода откачивается насосами через задвижку на КНС-СЗ. На КНС-СЗ вода закачивается обратно в пласт для поддержания необходимого пластового давления. Значение температуры и давления внутри резервуара не должно превышать установленных значений: давление не выше 6 МПа, температура не выше 35 ^oC. Чтоб не допустить аварийного разлива жидкости, резервуары ограждены по периметру бетонным каре. Уловленная нефть с высоты 8 метров при накоплении слоя толщиной более 50 см. через задвижки поступает самотеком в дренажные емкости. Оттуда погружными насосами она откачивается через задвижки в аварийный резервуар РВС-2000. Из АРВС уловленная нефть через задвижки может подаваться на вход насосов по нефти Н-1, Н-2 и Н-3 и откачиваться на ЦППН.

Газ, поступающий на ДНС-СЗ, утилизируется, так как является кислым. Для этого он, пройдя узел учета газа, направляется на факел. Также предусмотрен аварийный сброс газа на факел на любой ступени сепарации при превышении допустимого давления в сепараторах. После С-2 газ сразу идет на факел. Кроме того попутный газ можно использовать для топки О-1. Для этого он проходит осушку в узле предварительной подготовки топливного газа (УПТГ) Г-2. Сюда поступает газ из Г-1 через задвижки и УПОГ через задвижки. Газосепаратор Г-2 представляет собой вертикальный сепаратор с радиально-щелевым входом. Он имеет вид трубы, вваренной в корпус сепаратора радиально и снабженной в нижней части продольными щелями, через которые остатки нефти стекают вниз, а газ, огибая трубу, поднимается на верх сепаратора. Смесь в сепаратор вводится тангенциально (по касательной к корпусу) и получает вращательное движение. Под действием центробежной силы жидкость, имеющая большую, чем у газа, плотность, отбрасывается к стенкам и стекает вниз. В верхней части сепаратора расположены каплеотбойные тарелки. Проходя через них, газ резко меняет свое направление, а капельки жидкости по инерции идут дальше и прилипают к поверхности тарелок, стекая вниз. За счет этого дополнительно отделяются захваченные газом частички жидкости [1].