Сбор и подготовка высокообводненных нефтей

Нефтегазовую  смесь из скважины направляют сначала  в газосепаратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основная масса газа. Этот газ может  транспортироваться на большие расстояния под собственным давлением.

Из сепаратора высокого давления нефть поступает  в сепаратор среднего и низкого  давления для окончательного отделения  от газа.

 

Рис. 4. Отстойник  нефти

Сепаратор трехфазный

 

Для отделения нефти от воды и  газа применяют трехфазные сепараторы или установки с предварительным  сбросом воды (УПС) (рис. 5). Их особенность  использование в одной емкости  двух отсеков: сепарационного 3 и отстойного 6, которые разделены глухой сферической  перегородкой 15 и сообщаются между  собой через каплеобразователь 14.

Продукция скважин поступает в  сепарациониый отсек по соплу 1 и  нёфтеразливной полке 2, которая обеспечивает более полную сепарацию и предотвращает  пенообразование. Отделившийся нефтяной газ через регулятор уровня 4 отводится  в отстойный отсек 6, откуда через  каплеотбойник 7 и регулятор давления поступает в газосборный коллектор. Уловленная в капле-отбойнике 7 жидкость самотеком поступает в отстойный  отсек.

Водонефтяная эмульсия из сепарационного отсека 3 в отстойный отсек 6 поступает  через каплеобразователь 14 под давлением  газа. Допустимый перепад давления между отсеками не более 0,2 МПа (в  зависимости от длины каплеобразователя). Для улучшения разделения фаз  в каплеобразователь вводится также  возвратная вода из УПН, которая содержит ПАВ.

 

Рис.5.Сепаратор трехфазный

 

Концевой  сепаратор

 

Нефть из УПН на КС-1, как правило, поступает  с высокой температурой (40- 60 °С). С помощью форсуночных разбрызгивателей 2 она диспергируется в газовом  объеме сепаратора, в котором посредством  эжектора 4 создан вакуум. Мелкодисперсные  капельки нефти, имея большую поверхность  контакта с газом, дополнительно  дегазируются, осаждаются на каплеуловительную  сетку (жалюзи) 3 и стекают из нее  в виде струек или крупных капель. Дегазированная нефть самотеком  отводится в товарные резервуары

Конечная  ступень сепарации должна обеспечить давление насыщенных паров в пункте сдачи нефти не более 0,066 МПа. Отбор  из нефти наиболее летучих углеводородов (пропан, бутан) и получение стабильной нефти, практически неспособной испаряться в атмосферу, называют стабилизацией нефти. Кроме сепарации для получения стабильной нефти предлагалось использовать также ректификацию (испарение и конденсацию в колоннах), которая, однако, не нашла применения на промыслах. Отбор наиболее летучих углеводородов и обеспечение требуемого давления насыщенных паров осуществляют горячей сепарацией и созданием вакуума на конечной (горячей) ступени сепарации.

 

 

Рис.3. Концевой сепаратор

2.2. Описание технологического процесса

2.2.1. Установка подготовки нефти (УПН)

Технологическая схема УПН обеспечивает безопасную эксплуатацию, возможность  ремонта, проведения необходимых исследований, замер продукции скважин ее разгазирование, сбор нефти и выдачу потребителю. Для возможности сбора и сдачи  добытой нефти предусмотрена  сепарация и подготовка нефти  до параметров, соответствующих ГОСТ Р 51858-2002 (при обводненности нефти  до 96%).

Продукция скважин с кустовых площадок №1, 2, 3 по соответствующим

линейным  трубопроводам  поступает  на  площадку  подключения  через

электрозадвижку 1эз. На площадке подключения собран узел, представляющий собой коллектор  с врезками подводящих трубопроводов (с учетом перспективы)

располагаемый на открытой площадке.

После площадки подключения нефтегазоводяная смесь  через электрозадвижку 2эз поступает  на площадку УПН на блок входных  фильтров. Фильтры служат для улавливания  пропана, выносимого из скважин.

Для улучшения  процесса деэмульсации нефти и отделения  пластовой воды, а также для  борьбы с парафиноотложением и коррозией  в трубопровод

нефтегазоводяной  смеси подается деэмульгатор и ингибитор  парафиноотложения и коррозии с  блока дозирования реагентов  БР1, установленного рядом с площадкой  фильтров.

Нефтегазоводяная  смесь после фильтров по трубопроводу 0200 мм поступает на технологическую  площадку в сепаратор I ступени сепарации  С1. На технологической площадке размещаются: сепарационная установка, площадка отстойника нефти и площадка отстойников  воды. На сепарационной установке  расположены нефтегазовые сепараторы первой ступени С1, второй ступени  С2 и сепаратор концевой ступени  сепарации КС1.

Неразгазированная нефть вначале поступает в  сепарационный блок

нефтегазовых  сепараторов на 1-ую ступень, где  происходит холодная сепарация нефти с выделением попутного нефтяного газа из жидкости. Сепаратор С1, стабилизируя нефтегазоводяной поток, служит для предварительного сброса газа, тем самым облегчая работу следующему за ним трехфазному сепаратору С2. В сепараторе С1 происходит отделение до 60% нефтяного газа от нефти. Давление в аппарате до 0,5 МПа изб. поддерживается клапаном К2 сбросом в газосепаратор ГС1. Уровень жидкости регулируется клапаном К1. При низком газовом факторе схемой предусмотрена работа, минуя первую ступень сепарации.

Далее газоводонефтяная смесь поступает в один из подогревателей нефти П1, 2, где нагревается до температуры 30-40°С для улучшения процесса отделения воды от нефти.

После П1, 2 нефтегазоводяной поток направляется на вторую ступень

сепарации в  трехфазный сепаратор С2 для отделения  от него пластовой воды и дальнейшего  разгазирования (до 35% всего газа) при  давлении до 0,4 МПа. Процесс обработки  нефти в аппарате регулируется автоматически: в нефтесборном отсеке аппарата уровень  нефти, в отстойном отсеке - уровень  раздела «нефть - вода» регулируются клапанами КЗ и К5 соответственно. Давление в аппарате С2 поддерживается клапаном К4 на сбросе газа в коллектор  на газосепаратор ГС1.Обезвоживание  нефти в С2 обеспечивается до содержания воды в нефти не более 10%.

Для доведения  нефти по содержанию воды до товарного  качества (до 0,5%) проектом предусмотрен отстойник нефти поз. ОН1, нефть, в  который поступает через клапан КЗ. В отстойнике нефти, работающем в режиме 80% заполнения, за счет большого времени пребывания (до 1 часа) и создания условий повторного

перемешивания жидкости в отстойнике обеспечивается достаточно полное отделение воды от нефти. Межфазный уровень «нефть - вода» регулируются клапаном К8. Давление в аппарате поддерживается клапаном Кб на уровне необходимом для поддержания  газовой подушки, обеспечивающей передавливание подготовленной нефти в КС1 (до 0,18 МПа с учетом перепада высот между  отстойником и концевым сепаратором  КС1). Для возможности обессоливания  нефти при содержании солей более  требования ГОСТ, на вход ОН1 предусмотрен впрыск пресной воды в количестве до 3% от количества нефти.

Окончательное разгазирование нефти осуществляется в концевом сепараторе КС1 (давление насыщенных паров не более 500 мм рт.ст.).

Давление  в аппарате поддерживается минимально достаточным для вывода газов  на факел низкого давления, но не более 0,005 МПа. Уровень в аппарате до 0,6Д поддерживается регулирующим клапаном К9.

После клапана, товарная нефть направляется через электрозадвижку 4эз в резервуар товарной нефти РЗ. Обвязка резервуаров выполнена таким образом, что каждый резервуар может быть как сырьевым, так и товарным.

Далее товарная нефть через электрозадвижки  эз5 или эз7 поступает в насосную внешней перекачки на всасывающих  насосов Н1,2 для подачи ее через  оперативный узел учета на стояк  налива нефти в автоцистерны или  в трубопровод на баржи, или в  нефтепровод на сдачу в систему  «АК Транснефть».

В узле учета  нефти и после ОН1 установлен поточный влагомер для контроля обводненности  нефти. Кондиционная нефть из КС1 подается в резервуары товарной нефти или, при высокой обводненности минуя  КС1, из ОН1 в сырьевые резервуары Р1,2 по коллектору некондиционной нефти. Нефть  в резервуарах дополнительно  отстаивается от воды. Степень обезвоживания  нефти в резервуаре РЗ достигает 0,2-0,5%, а в резервуарах Р 1,2 до 0,5-3%.

Откачка товарной нефти производится с уровня в резервуарах выше 5 м (согласно произведенным анализам), а из резервуара РЗ с уровня 0,5 м. Предусмотрена возможность работы  насосов внутренней  перекачки на некондиционной нефти из резервуаров с уровня выше 0,5 м в отстойник нефти или из аварийного резервуара в целый. Водяная «подушка» в резервуарах   Р1,2 поддерживается на уровне 2-3 м. В резервуарах предусмотрен контроль межфазного уровня. Подтоварная вода выводится из резервуаров по трубопроводу Ду 150 в дренажную емкость Е4 (У=63 м³). Вода из емкости Е4 откачивается погружным насосом на вход отстойника нефти ОН1 при большом содержании нефти или во входной коллектор отстойников воды ОВ1.

Пластовая вода после трехфазного сепаратора II ступени сепарации и

отстойника  нефти направляется на очистку в  аппарат очистки воды ОВ1, а в  аварийных ситуациях в нефтеуловитель ЭКО (см. проект ВК) и далее в один из резервуаров накопителей поз. РВ1,2.

Очистка пластовой воды, а также производственно-дождевых стоков,

подаваемых  в аппарат ОВ1, до необходимой  степени - 20 мг/л по нефти и 15 мг/л  по мехпримесям, производится в одну стадию с помощью гидрофобной  технологии очистки воды. Технология основана на способности капель воды очищаться от примесей нефти и  взвешенных твердых частиц при прохождении  через гидрофобный фильтр. В качестве фильтра используется слой нефти  достаточной толщины (~ 0,5 м) находящийся  на поверхности воды. Подача воды в  аппарат выполнена сбоку через  перфорированное распределительное  устройство непосредственно в гидрофобный  слой, при осаждении (фильтрации) через  который, происходит абсорбция взвешенных частиц и нефти нефтяным слоем.

Давление  в аппарате поддерживается до 0,5-0,8 кгс/см². Сброс избытка газ осуществляется на факел низкого давления. В отстойниках предусматривается автоматическое регулирование уровней нефти и воды с помощью клапанов К 10 и К 11. Нефть из отстойника очистки воды ОВ1 периодически по уровню выводится в подземную емкость Е-1 с дальнейшей откачкой погружным насосом на вход отстойника нефти ОН1.

Очищенная пластовая вода из ОВ1/1,2 подается в  сборный коллектор всасывающей  технологической насосной воды и  далее перекачивается через фильтры  тонкой очистки в резервуары накопители поз.РВ1,2. Нефтяная пленка из РВ1,2 периодически по мере накопления выводится в подземную  емкость ЕЗ.

После резервуаров  накопителей, очищенная до необходимой  степени - 5 мг/л по нефти и 5 мг/л  по мехпримесям, вода поступает во всасывающий  коллектор БКНС, сжимается насосами поз. НЗ/1,2,3 и подается по коллектору высокого давления (Рраб.=20 МПа) в напорный трубопровод высокого давления, откуда распределяется по кустовым площадкам.

Нефтяной  газ после I и II ступеней сепарации  по сборному коллектору

поступает в  газосепаратор ГС1. Газ, после дополнительной очистки от капельной влаги в  газосепараторе ГС1 (остаточное содержание до 0,015 г/м³), поступает в сборный коллектор блока БИР либо на блок подготовки газа (перспектива). Из сборного коллектора часть подготовленного газа используется на собственные нужды, на сжигание в котельных, в качестве топливного газа на газопотребляющих электростанциях с целью выработки электроэнергии и для подогревателей нефти П1,2, факелов высокого и низкого давления и в качестве продувочного газа в факельных коллекторах. Избыток газа по давлению «до себя» клапаном К 14 автоматически сбрасывается на факел высокого давления. Для повышения надежности параллельно К 14 предусмотрена установка клапана прямого действия типа 21с 12нж. Замер расходов газа производится на узле учета газа, расположенном в блоке БИР, с выводом показаний в операторную. Для удобства обслуживающего персонала в блоке также установлена вся основная регулирующая арматура УПН.

В дальнейшем планируется строительство установки  подготовки газа с

отбором бензиновых фракций. На площадке ГС 1 предусмотрен узел подключения для этих целей.

Сжигание  неиспользованных объемов газов  сепарации осуществляется на

факелах высокого и низкого давления.

Защита    технологических    процессов    сепарации    осуществляется

предохранительными  клапанами.

Давление  срабатывания клапанов установлены  с учетом п. 5.5.9 «Правила

устройства  и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» (ПБ 03 -576-03).

Постоянный  и аварийный сброс газов I и II ступени  сепарации, газосепаратора ГС 1 и от их предохранительных клапанов осуществляется в факельный коллектор высокого давления.

На факел  низкого давления поступают постоянные и аварийные сбросы от КС1, ОН1,ОВ1иСЗ.

Для редуцирования  давления газа с 0,4 МПа до 0,25 МПа, на линии топливного газа в БИР перед  системой розжига факельных установок  устанавливается регулятор давления.

В начало факельных коллекторов предусматривается  подача продувочного газа. Продувочный  газ подается в факельные коллектора для предотвращения образования  взрывоопасной смеси в факельной  системе. Предусмотрен контроль за подачей  продувочного газа с сигнализацией  в операторной при минимально-допустимом расходе.

Технологическая схема проекта выполнена с  учетом полного развития на