Разработка нефтедобывающей отрасли

В 1984 году в целях увеличения процента отбора ШФЛУ производилась реконструкция  блоков стабилизации ЯУКПН. Отбор ШФЛУ при этом достиг 3,5 % от количества обессоленной нефти, поступающей на блоки стабилизации.

Обезвоженная (до 2 – 5 % воды) нефть  из Чишминского и Сулеевского  товарных парков поступает в технологический  резервуар РВС – 5000 №7 Якеевского товарного парка, где происходит более глубокое обезвоживание и частичное обессоливание за счёт тепла дренажных вод шаровых и горизонтальных отстойников ЯУКПН. Сюда же поступает уловленная нефть с очистных сооружений и стоки  технологических площадок.

После технологического резервуара №7 нефть (сырьё для ЯУКПН) поступает в резервуар-буфер РВС – 5000 №4, откуда насосами 10 НМК – 2 (Н – 1/13) подаётся в трубное пространство теплообменников ТП – 1400 (Т – 1/1¸14). Перед Т – 1 смонтирован регулятор расхода сырья на установку. Количество постоянно работающих теплообменников 8 ¸ 12 пар. Нагрев сырья в Т – 1 до температуры 60 – 90 °С происходит за счёт тепла уходящей с установки готовой нефти. Далее нагретая эмульсия поступает в горизонтальные отстойники ГО  V =200 м³, где происходит обезвоживание и две ступени шаровых отстойников ШО V = 600 м³ – ступени обессоливания, электрическое поле ШО отключено.

Дозировка реагента – деэмульгатора  производится на нефтепромыслах с помощью  блочных реагентных установок БР – 2,5.

На площадке теплообменников Т  – 1 установлен также БР – 2,5 для подачи реагента – деэмульгатора в сырьё ЯУКПН и готовую нефть в трубопровод перед резервуаром (на случай выхода установки из заданного режима).

Имеется возможность подачи пресной  промывочной воды перед ступенями  обессоливания, для этой цели смонтированы насосы ЦНС 60 x 165 (Н – 7/1 ¸ 3).

В настоящее время пресная вода на ступени обессоливания перед  ШО не подаётся – нет необходимости.

Рабочее давление в ГО – 4 ¸ 6 кг/см²

                                     ШО – 2 ¸ 4 кг/см²

Обводнённость нефти после ГО – до 0,5 %, солей – 150 ¸ 300 мг/л, после II ступени ШО – воды – 0,1-0,3 %, солей – около 100 мг/л.

Дренаж воды с ГО и ШО осуществляется в автоматическом режиме. В целях  исключения накопления сульфида железа в промежуточных слоях, процесс  обезвоживания в ГО может осуществляться без "водяных" подушек.

Обессоленная нефть поступает  в буферную ёмкость Е – 7/2 V = 32 м³, откуда насосами 8 НД ´ 9 или АК-560/180 (Н-3/1¸7) прокачивается через группу теплообменников Т – 2, где дополнительно нагревается до температуры 110 – 140 °С за счёт тепла отходящей стабильной нефти и направляется в печь ПБ-20 (№2 или №3). В ПБ-20 нагревается до температуры 160 – 190 °С и поступает в качестве питания в стабилизационную колонну К – 1 (или К – 2). В К – 1 поддерживается рабочее давление 6¸8 кг/см². Пары лёгких углеводородов (ШФЛУ или нестабильный бензин), уходящие с верха К – 1 конденсируются в аппаратах воздушного охлаждения (АВЗ №№ 1 – 3) и поступают в бензосепаратор С – 1 (или С – 2). ШФЛУ из С – 1 насосами НК-200/120, НК-7 6x1 (Н-6/1¸3) подаётся на орошение колонны К – 1 на 39 тарелку, а балансовое количество откачивается на бензосклад. Для увеличения выработки ШФЛУ вместе с нефтью в колонну подаётся пресная вода (насосами Н-7) из расчёта 0,5 % от сырья в колонну. Несконденсировавшиеся газы из С-1 через регулятор давления отводится на I ступень сепарации Якеевского товарного парка. Дренаж воды из С – 1 осуществляется в автоматическом режиме в промышленную канализацию. Уровень ШФЛУ в сепараторе поддерживается в автоматическом режиме при помощи регулирующего клапана, смонтированного на выкиде насосов Н-6 (на бензопроводе УКПН – бензопарк).

Температура верха К – 1 поддерживается в пределах 100 – 120 °С в зависимости от требуемого качества и количества нестабильного бензина. Глубина отбора ШФЛУ-2,5-2,7 %. Стабильная нефть с низа К – 1, отдав тепло а Т – 2 обессоленной нефти и в Т – 1 готовой нефти, откачивается в товарный парк.

Схемой предусмотрена работа с  печами ПБ-20 (№1 или №4), т.е. стабильная после К – 1 проходит змеевики печи №1, дополнительно нагревается до 110 – 125 °С и только после этого проходит затрубную часть теплообменников Т – 1. Работа с печами №1 (№4) осуществляется в холодное (зимнее) время года.

Установка может работать и без  блоков стабилизации. При этом работа до насосов Н-3 осуществляется по основной схеме. После Н-3 обессоленная нефть поступает в одну из печей, затем по байпасным трубам – в линию стабильной нефти – затрубное пространство теплообменников Т – 1.

В настоящее время работает правый блок установки.

 

 

 

Газовое хозяйство УКПН.

Топливный газ на УКПН при давлении 2,4 – 2,6 кг/см² поступает из компрессорной станции КС-19 управления «Татнефтегаз». Для регулирования давления газа до необходимых величин и замера расхода имеется газорегулировочный пункт (ГРП). Топливный газ проходит через газосепаратор, фильтр Ду 600, Ру-16, замерные и регулирующие приборы и по трубопроводу подаётся на горелки ГБП-280, АГГ-2м, АГГ-3с печей ПБ-20.

Резервный источник газоснабжения  – АО «Бугульмагаз».

 

Сброс с предохранительных клапанов.

Все сосуды, работающие под давлением, снабжены предохранительными клапанами  для предотвращения повышения давления в них выше заданного. Сброс с  ППК нефтесодержащих стоков ГО, ШО, Е-7 выполнен в аварийную ёмкость  Е-9/1-2. Жидкость из Е-9 сливается в канализацию. Газовые сбросы осуществляются в подземную дренажную ёмкость с погружных насосов, откуда жидкость автоматически откачивается на приём насосов Н – 1, газ через огневой предохранитель подаётся на факел.

 

Освобождение аппаратов.

Для подготовки аппаратов и трубопроводов  установки к ремонту, при аварийных  ситуациях предусмотрена возможность  их опорожнения.

Откачка жидкости из ГО и ШО предусмотрена  насосами Н-3/6,7. Оставшаяся часть жидкости сливается в промышленную канализацию  и через очистные сооружения снова возвращается на начало процесса. Слив нефти из К – 1, К – 2, буферных ёмкостей Е-7, теплообменников Т – 1, Т – 2, Т – 3 из технологических трубопроводов также предусмотрен в канализацию.

Слив нефти из змеевиков печей  ПБ-20 предусмотрен в аварийную ёмкость с дальнейшей её откачкой на начало процесса.

Стравливание давления блоков стабилизации в аварийных ситуациях и ремонтно-восстановительных  работах производится на факел сжигания.

 

2.2 Характеристика сырья,  вспомогательных материалов и готовой продукции

 

 

За исходное сырьё принята водонефтяная эмульсия Чишминской, Ташлиярской и  Сулеевской площадей.

Физико-химические свойства нефти:

 

№ п/п	Наименование показателей	Сырья	Готовой нефти
1	2	3	4
1	Плотность, кг/м3, ГОСТ 3900-85	870	855
2	Вязкость кинематическая, мм2/с (ССТ), ГОСТ 33-82        при  20 °С        при  50 °С	17,0 7,37	19,5 2,02
3	Содержание в нефти, % масс воды, ГОСТ 2477-65    солей, ГОСТ 21534-76    серы, ГОСТ 1437-75    парафина, ГОСТ 11851-85    смол, ГОСТ 11858-66    асфальтенов, ГОСТ 11858-66    сероводорода    меркаптанов    сульфида железа    мех. примесей, ГОСТ 14891-69	2,0 4860 1,70 2,3 19,7 6,42 3,12 - 27¸100 0,02	0,2 40 1,55 2,2 19,5 6,60 2,82 - 25¸32 0,01
4	Фракционный состав, % по ГОСТ 2177-82    начало кипения, °С    до 100 °С    до 200 °С    до 300 °С    до 350 °С	62 5,0 17,0 22,0 28,0	54 9,0 14,0 24,0 26,0
5	Температура застывания, °С по ГОСТ 20287-71	- 37	- 37
6	Температура вспышки, °С по ГОСТ 2356-83	- 30	- 30

 

Характеристика  широкой фракции лёгких углеводородов (ШФЛУ), получаемой на блоках стабилизации:

Параметры сдачи  ШФЛУ:

• давление, Мпа – 0,6;
• температура, °С – 20;
• плотность, кг/м³ – 586 ¸ 603.

Компонентный состав, % масс:

• С₂ – 2,20 ¸ 0,95;
• С₃ – 15,62 ¸ 10,36;
• С₄ – 26,20 ¸ 23,30;
• С₅ – 31,50 ¸ 20,38;
• С_{6 + В} – 24,47 ¸ 45,02.

Содержание, % масс:

• серы по ГОСТ 1437-76 – отсутствие;
• сероводорода – отсутствие;
• меркаптанов – отсутствие;
• цветность по ГОСТ 2667-82 – бесцветный;
• содержание влаги – отсутствие.

Физико-химические свойства попутно-добываемых пластовых вод:

• плотность по ГОСТ 3900-85, кг/м³ - 1080¸1095;
• рН – 5,8 ¸ 6,0;
• ионный состав воды, МГ – эквивалент/л

 

Cl-	HCO3-	SO2-4	Ca2+	Mg2+	K+	Na+	H2S	S	Сумма ионов
25,54 – 393,20	0,05 – 0,81	сл – 5,65	8,81 – 97,20	1,97 – 32,12	18,01 – 294,62	-	-	-	81,0 – 848,88

 

Пластовые воды хлор – кальциевого  типа склонны к отложению солей  на внутренних стенках отстойного и  теплообменного оборудования

Физико-химические свойства попутно - добываемого нефтяного газа:

 

Наименование	Количество
показателей	в попутно – добываемом газе	в сухом газе
1	2	3
1. Плотность, кг/м3	2,244	0,6804
2. Состав газа, ГОСТ 13379-77: метан этан пропан бутан пентан гексан О2 N2 CO2 H2S, г/100 м3	42,3 21,5 18,6 4,9 1,2 0,4 - 10,7 0,4 18,30	98,46 0,58 0,26 0,16 - - - 0,54 - -
3. Теплотворная способность  газа, КДж/м3 (ккал/м3)	12157	8037

 

Краткая характеристика деэмульгатора  – ингибитора коррозии Реапон –  ИФ.

Деэмульгатор – ингибитор коррозии Реапон – РФ предназначен для деэмульсации нефти и защиты нефтепромыслового  оборудования от коррозии обладает также бактерицидными свойствами.

Реапон – ИФ – жидкость от светло – жёлтого до коричневого цвета, кинематическая вязкость при 20 °С – не более 60 мм²/с, температура застывания – не ниже минус 25 °С, представляет собой композиционную смесь, состоящую из неиногенного ПАВ, катионоактивного ПАВ и растворителей.

В качестве растворителей применяются  изопропиловый спирт, который действует  на организм как наркотик, ПДК в  воздухе рабочей зоны составляет 10 мг/м³.

Другой растворитель – метанол – действует на организм как нервный и сосудистый яд, ПДК паров метанола в воздухе составляет 5 мг/м³.

Реапон – ИФ обладает слабовыраженным  кожнораздражаюшим воздействием, действует  на слизистые оболочки глаз, проявляет  кумулятивную активность.

 

3.  Недостатки и узкие места производственного процесса подготовки нефти в НГДУ ²Джалильнефть²

 

В НГДУ ²Джалильнефть² процесс подготовки нефти на УПН отлажен и работает согласно технологическому регламенту, приведённому выше. Однако процессы, происходящие в системе сбора, зачастую приводят к нарушениям режима и регламента работы УПН из-за недостатков в схеме стыковки этих двух систем. Например, не являются исключением гидравлические удары на коммуникациях и трубопроводах при вводе газожидкостной смеси в нефтепарк и на установку. Это происходит при повышении газа в трубопроводах системы сбора и не всегда гасится существующим оборудованием.

К недостаткам собственно установки  подготовки нефти необходимо отнести  большую энерго- и материалоёмкость процесса обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти. Поэтому, решая вопросы интенсификации процессов, в первую очередь надо обратить внимание на проблемы снижения расхода реагентов – деэмульгаторов, пресной воды на обессоливание и экономию энергетических затрат.

Приводимые ниже предложения направлены на частичное решение именно этих вопросов.

 

 

 

 

 

 

 

3.  Предложения по  интенсификации процесса подготовки  нефти

 

3.1.Применение депульсаторов  потока на вводе газожидкостной

 смеси в УПН.

Требования к работе узла ввода.

Эффект расслоения потока в конечном участке подводяшего трубопровода должен быть сохранён и использован, при вводе продукции скважин  в сепаратор должен быть плавным, спокойным, с минимальным перепадом  давления, что предотвращает её дополнительное диспергирование и вспенивание и решающим образом влияет на эффективность разделения в сепараторе.