Сбор и подготовка попутного газа на Барсуковском месторождении

Пластовая вода, отделяемая в отстойнике-нагревателе, подается на очистные сооружения, представляющие собой отстойник, оборудованный  мультициклонной головкой и флотационной камерой. Флотация осуществляется попутным газом II ступени сепарации.  

После очистки  пластовая вода поступает на прием  кустовой насосной станции для закачки  в продуктивные горизонты для  поддержания пластового давления. Уловленная нефтяная эмульсия возвращается в начало процесса. 

Механическая примесь и шлаки, отделенные от жидкости, вывозятся на полигон по переработке и используются (после обжига) в качестве строительного материала. 

На установку  очистки воды подаются и нефтесодержащие  промысловые стоки. 

Головным сооружением  по концентрации и замеру продукции скважин на кустовой площадке является ГЗУ. 

Основные технические  данные ГЗУ:  

·             диапазон измерения количества жидкости от 1 до 2000 м3/сут;  

·             рабочее давление до 4 МПа;  

·             предел допустимого значения, относительной погрешности измерения количества жидкости составляет не более 2,5 %;  

·             количество подключаемых скважин - до 14-ти;  

·             исполнение приборов и технологическое  помещение взрывозащищенные;  

·             категория взрывоопасной среды в техническом блоке - II А;  

·             группа взрывоопасных смесей по ГОСТ 12.1.011-78, Т3;  

·             класс помещения замерно-переключающей  установки - В-1А;  

·             исполнение отдельно стоящего щитового помещения - обыкновенное. 

ГЗУ состоит  из двух самостоятельных блоков - технологического и щитового, которые работоспособны в диапазоне температур окружающей среды от +500С до -500С. 

Блоки оборудованы  системами электрического освещения, обогрева, принудительной и естественной вентиляции. 

Для более эффективной  борьбы с коррозией трубопроводов  на кустовых площадках скважин следует  предусматривать сооружение блочных  автоматизированных установок для  приготовления и дозировки ингибиторов. 

На кустовой площадке скважин устанавливается также электрический распределительный щит и вспомогательные трансформаторы. 

После ГЗУ продукция  скважин под устьевым давлением  транспортируется на дожимную насосную станцию, а затем на установку  предварительного сброса воды (УПСВ), которая  технологически с ней совмещена, и далее на центральный пункт сбора продукции скважин (ЦПС). Технологический комплекс сооружений ЦПС будет обеспечивать: 

1.            разделение продукции скважин  на три фазы - газ, нефть и  воду;  

2.            подготовку газа для внешнего транспорта или подачи его на газотурбинные электростанции;  

3.            предварительное и окончательное  обезвоживание и разложение эмульсии  нефти;  

4.            подготовку воды для закачки  ее в нефтяные пласты;  

5.            подготовку хозяйственно-питьевой воды;  

6.            подготовку и транспорт нефти  потребителям;  

7.            промысловый учет нефти и газа;  

8.            закачку химреагентов (ингибиторов  деэмульсаторов);  

9.            подачу воды в систему поддержания  пластового давления. 

Мощность системы  сбора, подготовки и транспорта продукции  скважин должна быть рассчитана по году максимальной добычи. Предусмотренные  на ЦПС аварийные горизонтальные емкости должны быть рассчитаны на рабочее давление сепарации. 

Сброс газа при ремонтных, профилактических работах и аварийных ситуациях, а также не используемого для получения энергии и хозяйственно-бытовых нужд будет осуществляться на факел для сжигания. 

Для предварительного обезвоживания нефти на ЦПС предусмотрена  установка предварительного сброса воды (УПС) с использованием технологии совмещенной подготовки нефти и воды (СПОН и В), которая обеспечивает получение воды с качественными характеристиками, удовлетворяющими требованиям стандарта.  

Окончательная промысловая подготовка нефти на установке подготовки нефти (УПН) включает обезвоживание и обессоливание нефти термохимическим способом и откачку нефти в товарные резервуары. 

Существует 3 группы подготовки нефти. 

Подготовка нефти  должна обеспечивать качество ее по первой группе по ГОСТ-18558-2002 (таблица 4.1); в случае необходимости нефть должна направляться на повторную обработку. 
 

Таблица 4.1 - Показатели степени подготовки нефти ГОСТ-18558-2002Наименование показателя Номер группы

1 2 3 

На Барсуковском 

м/и 

Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 100 300 900 110

Массовая доля воды, %, не более 0,5 1 1 0,5

Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05 0,05 0,05 0,06 

Давление насыщенных паров, Па (мм.рт.ст),  

не более (500)  66,7 66,7 66,7 69,1 
 

В четвертом столбце приведены показатели степени подготовки нефти на Барсуковском месторождении. 

Из таблицы 4.1 видно, что качество подготовки нефти  на Барсуковском нефтяном месторождении  соответствует ГОСТу и не нуждается  в повторной обработке. 
 

4.3 Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции 

Физико-химические свойства пластовой нефти Барсуковского  месторождения приведены в таблице 4.2, свойства и компонентный состав нефтяного газа – в таблице 4.3, ионный состав и свойства пластовой  воды– в таблице 4.4. 

Таблица 4.2 - Физико-химические свойства пластовой нефти Барсуковского  месторождения.

№ 

п/п Наименование параметра Единица измерения Значение

1 Плотность безводной нефти 

кг/м3 864

2 

Кинематическая  вязкость при 200С 

 при 500С 

сСт 

сСт 

14,9 

6,08

3 

Массовое содержание: 

-парафинов 

-асфальтенов 

-смол  

-серы % 

3,03 

3,12 

5,34 

0,66

4 Температура застывания 

0С  Минус 6-10

5 Молярная масса кг/моль 219

6 Температура начала кипения 

0С 85

7 Температура плавления парафина 

0С 53

8 Газовый фактор 

м3 /т  49 
 

Таблица 4.3 - Свойства и компонентный состав нефтяного  газаНаименование компонента Обозначение 

Содержание, 

%

Азот 

N2 5,08

Углекислый газ 

CO2 0,15

Метан 

CH4 67,17

Этан 

C2H6 6,19

Пропан 

С3Н8 10,24

Изобутан 

С4Н10 3,72

Норм.бутан 

С4Н10 4,64

Изопентан 

С5Н12 1,14

Норм.пентан 

С5Н12 0,94

Гексан + высш. 

С6Н14  

Плотность, кг/м3 - 0,9487 
 

Таблица 4.4 - Ионный состав и свойства пластовой водыПараметр, компонент Единица измерения Значение 

Ca2+ мг/экв/л 12,6,0 

Mg2+ мг/экв/л 0,4 

Na++K+ мг/экв/л 0,87 

HCO3- мг/экв/л 4,1 

Cl- мг/экв/л 95,9

pH  7,28 

Плотность при 200С 

кг/см3 1012

Минерализация г/л 17,2

Жесткость общая  33,0

Тип  Хлориднокаль-циевый 
 

Для предотвращения коррозии трубопроводов и оборудования, на входе насосных агрегатов откачки нефти и воды, из установки приготовления и дозирования реагента БР2 подается ингибитора коррозии. 

Для отделения  пластовой воды от нефти используется химический метод обработки нефтяной эмульсии деэмульгаторами, которые  ослабляют структурно-механическую прочность слоев, обволакивающих каплю воды, и способствуют более глубокому расслоению эмульсии.  

Для защиты газопровода  от гидратообразования в линию газа на ХКС и на факел подается метанол.  

Характеристика  реагентов приведена в таблице 4.5. 

Содержание воды в нефти после предварительного сброса – до 10%. 

Вода, закачиваемая в пласт, согласно СТП 0148463-007088 должна удовлетворять условиям: 

·          содержание ТВВ                                      40 мг/л; 

·          содержание нефтепродуктов                   60 мг 
 

Таблица 4.5 - Характеристика реагентов

Марка 

реагента Химическая характеристика 

Вязкость при 200С, 

мПа·с. 

Плотность при 200С, кг/м3 

Содержа-ние  ПАВ, 

% 

Температура, 0С Раст-вори-тель Раствори-мость в аромат. угл.

вспышки застывания

1. Деэмульгатор  Сепарол WF-41 Неионогенное поверхностно-активное высокомолекулярное соединение на основе окисей алкиленов 75 950 60-65 20 ниже минус 50 М Р

2. Деэмульгатор  ФЛЭК Д-012 Раствор смеси неионогенных и ионогенных поверхностно-активных компонентов отечественного и зарубежного производства в ароматическом растворителе с изопропанолом или в метаноле 

Не более 

80 Не нормируется 38-52 25...27 Не выше минус 45 М, А Р

3. Деэмульгатор  Дипроксамин 157-65М Азотосодержащий блоксополимер окиси этилена и окиси пропилена 55-65 960-980 65 9-12 ниже минус 45 М Р

4. Деэмульгатор Kemelix 3450X Смесь этоксилированных фенольных смол в смеси с ароматическим растворителем (изо-пропанол) - 

При 250С 942 - 12 Минус 51 М Р 
 

5.СЕПАРАЦИОННОЕ  ОБОРУДОВАНИЕ

В нефтяной промышленности для отделения попутного газа от нефти широко используется сепарационное  оборудование, разновидности которого приведены ниже.

При эксплуатации сепарационного оборудования возможны потери нефти. 

Потери нефти  из-за несовершенства сепарационного оборудования в основном связаны с тем, что в сепараторах не всегда удается снизить унос газа вместе с нефтью до минимума, в результате чего нефть вместе с частью газа может поступать в негерметичные резервуары. При выделении газа из нефти в резервуарах обычно вместе с газом уносятся и более тяжелые углеводороды, что увеличивает потери нефти. Усовершенствование сепараторов с целью сведения к минимуму уноса газа вместе с нефтью обычно проводится путем улучшения внутренних устройств, способствующих наиболее полному выделению газа из нефти, а также за счет выбора соответствующего объема емкости сепаратора, чтобы время пребывания нефти в нем было достаточным для отделения максимального количества газа. Для наглядного представления механизмов потерь нефти в сепараторах представлены следующие рисунки. Блочная автоматизированная сепарационная установка с предварительным сбросом пластовой сточной воды БАС-1-100 приведена на рис. 5.1.