Подготовка нефти к транспортировке

 

 

Физико-химические свойства нефти Кудрявцевского и Аптугайского месторождений

Таблица 2.2.

Месторождение	Кудрявцевское										Аптугайское
	Западно-Кораблевское поднятие					Кудрявцевское поднятие
Пласты	КВ1	В2+4	Тл2б	6б	Т	КВ1	В2+4	Тл2б	6б	Т	КВ	ВВ	Тл	Тл+Бб	Т
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
Вязкость нефти при 20оС, сСт	-	-	-	291,76	70,14	-	19,44	142,70	234,60	95,23	7,20	10,90	27,50	28,80	17,70
Вязкость нефти при 50оС, сСт	-	-	-	50,90	19,30	-	19,44	45,70	39,52	24,15	-	-	-	-	-
Содержание, % вес.:                     серы	2,21	2,21	2,36	2,67	2,3	2,21	2,21	2,36	2,55	1,79	0,84	1,75	2,56	2,31	2,50
смол	-	-	-	30,97	24,51	-	20,16	23,25	28,68	19,58	-	-	-	-	-
асфальтенов	-	-	-	4,69	2,46	-	6,41	6,05	6,36	3,58	-	-	-	-	-
парафина	3,70	3,70	2,19	2,30	2,72	3,70	3,70	2,19	2,15	3,73	4,50	3,50	2,50	2,95	3,35
Плотность нефти, кг/м3	888	888	898	899	892	888	888	899	899	892	843	861	885	883	885

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 ОПИСАНИЕ  ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

 

 

 Блок подготовки и  перекачки нефти

 

Водонефтяная эмульсия на УППН «Гожан» поступает с Шагиртско-Гожанского, Бырькинского, Альняшкого, Москудьинского, Кудрявцевского и Аптугайского месторождений.

 Жидкость с месторождений  ЦДНГ -3 поступает на установку  по сборным трубопроводам по  четырем  потоками:

1 поток – с Гожанской площади Шагиртско-Гожанского месторождения (УСУ-0331, ДНС- 0332, 0333)

2 поток - с Быркинского (УПСВ - 0302) и с Альняшского (ДНС -0338) месторождений;

3 поток - с Москудьинского (ДНС -0340, 0341, 0342), с Кудрявцевского (ДНС 0343) и с Аптугайского (ДНС 0344) месторождений;

4 поток - с Шагиртской площади Шагиртско-Гожанского месторождения (УПСВ - 0303 «Шагирт»).

 

 Первый поток водонефтяная  эмульсия со скважин и групповых  объектов Гожанской площади Шагиртско-Гожанского месторождения в объеме 5500 – 8500 м3 в сутки со средней обводненностью до 85 % под давлением 0,3 – 0,4 МПа (3-4 кгс/см2)и температурой от 5 до 25ОС поступает через узел приема (УП) на первую ступень сепарации в сепараторы С-101/1, С-101/2. Каждое направление на УП оборудовано датчиками давления и температурными датчиками.

Для улучшения отделения пластовой  воды от нефти, перед поступлением на С-101/1, С-101/2 в поток водонефтяной эмульсии после УП предусмотрен ввод реагента-деэмульгатора «СОНДЕМ-4403» посредством дозатора БПР-1 №1, а также имеется возможность ввода реагента-деэмульгатора в частично обезвоженную нефть после сепараторов С-101/1,2. Расход реагента устанавливается в соответствии с утвержденным технологическим регламентом расхода реагентов-деэмульгаторов.

В сепараторах С-101/1, С-101/2 (V-200м3-2шт.) при давлении 0,25-0,35 МПа (2,5÷3,5 кгс/см2) происходит разделение жидкости на три фазы: нефть, воду и газ. Попутный нефтяной газ первой ступени сепарации через клапан под управлением регулятора давления подается в газоосушитель ГО-101 (V-50м3), далее в газоосушитель ГО № 2 (V-16м3) и используется в качестве топлива печи ПТБ-10. Емкости оборудованы электроконтактными и техническими манометрами, предохранительными клапанами, датчиками давления. Для контроля за уровнем нефти и межфазным уровнем «вода-нефть» установлены датчики уровня. Показания выведены на щит в операторную и АРМ.

Свободно отделившаяся пластовая  вода в сепараторах С-101/1, С-101/2 отводится  через клапан регулятор, счетчик  объема жидкости в блок очистки сточных  вод ОГФ и далее в РВП.

Частично обезвоженная нефть с  С-101/1, С-101/2 отводится через клапан регулятор, счетчик объема жидкости и влагомер под собственным давлением  поступает на сепарационную установку  КСУ №1,2,3. (V-56м3-3шт.).

На вход или выход первой ступени  сепарации можно подать горячую  пластовую воду с отстойников  горячей сепарации ОГ -200 №1,2,3 (V-200м3-3шт.), для повышения температуры эмульсии для ее улучшения разделения фаз  «нефть - пластовая вода».

 

Второй поток водонефтяная эмульсия Быркинского и Альняшского месторождений с УПСВ 0302 «Бырка» в объеме 1500 – 2200 м3 в сутки со средней обводненностью до 55 % под давлением 0,2 – 0,3 МПа (2-3 кгс/см2)и температурой от 5 до 25ОС поступает на выход обезвоженной нефти с сепараторов С-101/1, С-101/2 и смешивается в один поток. Также жидкость с УПСВ 0302 «Бырка» можно перевести в КДФ.

 

С третьего потока водонефтяная эмульсия с Москудьинского, Кудрявцевского и Аптугайского месторождений в объеме 6000 -7500 м3 в сутки со средней обводненностью до 55 % под давлением 0,2-0,3 МПа ( (2-3 кгс/см2)  и температурой от 5 оС зимой и до 20 оС летом, поступают на прием КДФ, где происходит первичное разделение эмульсии на фазы «нефть - пластовая вода». Пластовая вода из КДФ отводится под собственным давлением на установку предварительного сброса УПС № 1 (V-200м3-1шт.).

В УПС № 1 происходит первичная  очистка пластовой воды от нефти, которая собирается в верхней  части аппарата в виде пленки. Нефтяная пленка сбрасывается через дренаж в  КЕ №1,2 (V-25м3-2шт.) или подается на прием  сырьевых КСУ №1,2,3. Пластовая вода отводится под собственным давлением на блок подготовки и очистки воды (очистные сооружения) в отстойники ОГФ №1, 2, 3

 Водонефтяная эмульсия с  КДФ поступает на сырьевые  концевые сепарационные установки  КСУ №1, 2, 3 (V-56 м3-3 шт.,), где происходит  отделение газа от эмульсии  при давлении 0,001 – 0,02 МПа (0,01 –  0,2 кгс/см2). На КСУ установлены предохранительные клапана, электроконтактные  и технические манометры, контролирующие давление в аппаратах, при повышении давления выше допустимого в операторную поступает сигнал «высокое давление». Для контроля уровня жидкости на КСУ установлены датчики предельного уровня ДУЖЕ-200, сигналы с которого выведены в операторную. Нефтяной газ низкого давления отводится через кондесатосборник КС (V-40м3) и газоосушитель ГО № 3 (V-50м3) на установку улавливания легких фракций УУЛФ.

 

 С четвертого потока сырая  нефть с УПСВ-0303 «Шагирт» поступает на прием технологических насосов через узел приема.

 

После КСУ дегазированная, частично обезвоженная нефть поступает в  резервуары предварительного сброса воды (сырьевой) РПС №2,5,6,9 (РВС-5000) на уровень 2,5м, где проходя через слой водяной  подушки (высота водяной подушки  в РПС №2, 5, 6 - 3,0-6,5 м, в РПС №9 - 3,0-7,5 м), свободная вода отделяется от нефти. Резервуары РПС могут работать последовательно и параллельно. Резервуары оборудованы датчиками аварийного уровня LS – 5200, уровнемерами ДУУ2М, дыхательными и предохранительными клапанами. Допустимый объем поступления частично обезвоженной нефти в резервуары предварительного сброса воды до 550 м3/час.

 Отделившаяся свободная пластовая  вода в РПС с уровня 0,5 м поступает на прием резервуара водоподготовки РВС №11. Далее подготовленная пластовая вода (до существующих требований содержание нефтепродуктов до 20 мг/л, ТВЧ до 14 мг/л) подается на КНС -0302С.

Частично обезвоженная нефть после  дополнительного отстоя из резервуаров  обводненностью до 30 %, со стояков 9 м (РПС № 6,9) и 8 м (РПС № 2,5) поступает на прием технологических насосов №1,2,3(8-нДв-Нм). Насосы оборудованы датчиками температурной защиты, электроконтактными манометрами. На прием технологических насосов так же подается предварительно подготовленная нефть с УПСВ-0303 «Шагирт» с содержанием воды до 5 %.

Для улучшения отделения эмульгированной воды от нефти, перед поступлением на технологические насосы в поток частично обезвоженной нефти вводится реагент – деэмульгатор «СОНДЕМ-4403» посредством блочного дозатора БР-2,5 № 2.

Частично обезвоженная нефть, под  давлением до 1,1 МПа (11,0 кгс/см2) и расходом 120÷300 м3/ч подается технологическими насосами в нагреватели нефти ПТБ-10 (печь трубчатая блочная, 2 шт.,) для нагрева. В змеевиках печи нефть нагревается от 40 ОС до 70 ОС за счет  сжигания на форсунках собственного осушенного попутного нефтяного газа под давлением 0,008÷0,075 МПа ((0,08-0,75 кгс/см2). Для полного сгорания топлива в топку печи подается воздух газодувкой. Печи оборудованы блоком управления «Сатурн», где контролируется: производительность печи, температура жидкости на выходе печей; контроль пламени в горелках, температура уходящих газов; давление жидкости на входе и выходе – электроконтактными манометрами; давление газа, поступающего на печи – электроконтактным манометром после РДУК. При отклонении по одному из технологических параметров печи происходит остановка и блокировка печи. Расход газа учитывается узлом учета газа СВГ-1600.

После нагрева в нагревателях нефти  ПТБ-10, водонефтяная эмульсия поступает  в горячие отстойники глубокого  обезвоживания ОГ №1, 2, 3 (ОГ-200 3 шт. V-200м3), аппараты оборудованы электроконтактными манометрами, датчиками давления, уровнемерами, показания которых выведены в операторную; регулирующими клапанами для контроля и регулирования уровня водяной подушки, предохранительными клапанами. При давлении 0,25÷0,35 МПа( (2,5÷3,5 кгс/см2) происходит обезвоживание нефти до остаточного содержания пластовой воды не более 1 % . Слив воды производится через регулирующий клапан, который регулируются высотой уровня раздела фаз «нефть-вода» (0,15 - 0,4 м).

Перед отстойниками обезвоживания  ОГ №1,2,3 возможна подача пресной воды для обессоливания через регулируемый гидродинамический диспергатор РГД. Количество подачи пресной воды для обессоливания контролируется расходомером.

Пластовая вода с отстойников ОГ №1, 2, 3 при температуре 40÷70 ОС под  собственным давлением отводится  на вход или выход первой ступени  сепарации С-101/1, С-101/2 для подогрева  эмульсии и эффективного использования  реагента-деэмульгатора.

 После отстойников глубокого  обезвоживания нефть поступает  на концевую сепарационную установку  КСУ №1, 2 (товарные 2 шт. V-56 м2), где происходит отделение газа от горячей нефти (стабилизация нефти) при давлении 0,001÷0,02 МПа ((0,01-0,2 кгс/см2) и температуре от +35  до +65 ОС. КСУ оснащены предохранительными клапанами, электроконтактными и техническими манометрами, датчиками аварийного уровня ДУЖЕ-200, сигналы от которых выведены в операторную. Газ горячей сепарации так же отводятся на прием УУЛФ через кондесатосборник КС (V-40 м3) и газоосушитель ГО № 3 (V-40 м3).

 Отсепарированная нефть из товарных КСУ №1,2 с температурой 30÷60 оС поступает в товарные резервуары РТН №№ 1, 3, 5, 6 (4 шт V - 5000м3), где происходит окончательный отстой. Для подрезки «подтоварной воды» и промслоев с резервуаров, используются технологические насосы №1, 2, 3 (8-нДв-Нм) с подачей в голову процесса или на прием ПТБ-10 для повторной обработки. Технологической схемой также предусмотрена подрезка промслоев из резервуаров в РТН № 8 (РВС № 8 может работать резервуаром водоподготовки или для приема НСЖ).

Откачку подготовленной нефти можно  производить со стояков (в РТН  № 1,3 – 1 метр, 3 метра, 8 метров; РТН № 5 – 1 метр, 5 метров, 7 метров; РТН № 6 – 4 метра, 8 метров) насосами внешнего транспорта. ЦНС № 1, 2, 3 (ЦНС 180*255 2 шт. и ЦНС 300*300) на УППН «Куеда». Насосы оборудованы датчиками температурной защиты, электроконтактными манометрами.

Предусмотрена возможность оперативного переключения по резервуарному парку  РТН № 1, 3 и РПС № 5, 6 в манифольдной (отдельно вынесенное из каре сооружение).

Так же имеется технологическая  возможность перекачки жидкости (как сырья, так и товарной нефти) внутри резервуарного парка РТН  № 1,3 и РПС № 5,6.

Перекачка внутри сырьевого парка  РПС № 5, 6 осуществляется технологическими насосами № 1, 2, 3. Перекачка товарной нефти с РТН №1, 3(5, 6) магистральными насосами № 1, 2 ,3.

После достижения качества нефти согласно требованиям в соответствии с  ГОСТ Р 51858-2002 товарная нефть с резервуаров откачивается насосами внешнего транспорта под давлением 1,0÷2,5 МПа( (10÷25 кгс/см2) и температуре 30-45оС по нефтепроводу товарной нефти на УППН «Куеда». Откачка подготовленной нефти, производится через оперативный узел учета нефти ОУУН. Оперативный узел оборудован фильтром, расходомером, автоматическим пробоотборником, техническими манометрами. Скорость перекачиваемой нефти 150-270 м3/час. Схема ОУУН прилагается в разделе №13 приложение Б.