СКАЧАТЬ:  tpp.zip [41,83 Kb] (cкачиваний: 89)

Лабораторная работа

На тему: «Организация сбора, предварительного обезвоживания и        подготовки продукции скважин в НГДУ «Елховнефть»» 

СОДЕРЖАНИЕ

1. Организация сбора, предварительного обезвоживания и подготовки

    продукции скважин в НГДУ «Елховнефть»…………………………………….. 3

1.1. Сбор и предварительное обезвоживание продукции скважин……………… 3

             1.2. Подготовка нефти………………………………………………………. 5

        1.2.1. Подготовка девонской нефти на Кичуйской ТХУ……………...  6

1.2.2. Подготовка высокосернистой нефти на УПВСН………………..8

2. Использование деэмульгаторов………………………….………………………  10

3. Сбор и утилизация попутного нефтяного газа………………………………….  10 

1. Организация сбора, предварительного обезвоживания и подготовки

                          продукции скважин в НГДУ «Елховнефть»     

1.1. Сбор и предварительное обезвоживание продукции скважин

НГДУ «Елховнефть» добывает нефть девонских и угленосных горизонтов Ново-Елховского месторождения. Схема сбора продукции скважин предусматривает раздельный сбор девонской и высокосернистой нефти. Принципиальные схемы сбора продукции скважин представлены на рис.1, 2.

Принципиальная схема сбора девонской нефти НГДУ «Елховнефть»

Девонская нефть с ГУ-4, ГУ-6, ГУ-8, СП-1, ДНС-13 без предварительного сброса воды и с ГУ-43, ДНС-11 после предварительного сброса подготавливается на Кичуйской термохимической установке (ТХУ). Готовая нефть через коммерческий узел учёта № 211 откачивается на нефтеперекачивающую станцию (НПС) «Калейкино».

Принципиальная схема сбора

высокосернистой нефти НГДУ «Елховнефть»

Рис.2

Продукция скважин угленосных горизонтов с ДНС-206, ГУ-9, ГУ-3, ДНС-205, ДНС-207, ДНС-209с, ДНС-1с  без предварительного сброса воды поступает на установку подготовки высокосернистой нефти. Готовая нефть через коммерческий узел учёта нефти № 217 откачивается на центральный пункт сбора (ЦПС) высокосернистой нефти НГДУ «Альметьевнефть». Кроме собственной продукции скважин на УПВСН ведётся подготовка высокосернистой нефти ЗАО «Татойлгаз» и «Акмай».

Сброс и подготовка сточной воды в НГДУ «Елховнефть» производится на девонских установках предварительного сброса воды (УПС) при ДНС-11, ГУ-43, очистных сооружениях Кичуйского товарного парка и УПВСН. В системе сбора высокосернистой нефти УПС отсутствуют.

           Для защиты водоводов системы ППД на УПСах и очистных сооружениях подаются ингибиторы коррозии «СНПХ-1004», «СНПХ-6301».

Существующая система очистки сточных вод в настоящее время не предусматривает раздельную утилизацию сточных и канализационных вод. Канализационные стоки, являющиеся основным источником попадания кислорода в сточную воду, откачиваются на вход установки подготовки нефти и в приёмный коллектор очистных сооружений.  

 Качество подготовки сточных вод на всех объектах соответствует требованиям «Положения о закачке нефтепромысловых сточных вод в нагнетательные скважины системы ППД ОАО   «Татнефть».

          Для улучшения качества подготовки сточных вод на ГУ-43 смонтированы и   введены  в    эксплуатацию в 2000 году    два   аппарата очистки сточных вод (АОСВ). АОСВ предназначены для доочистки сточной воды после отстоя в резервуаре РВС-2000 путём выноса нефтепродуктов и механических примесей мельчайшими пузырьками  попутного нефтяного газа.

1.2.Подготовка нефти

Подготовка нефти в НГДУ «Елховнефть» осуществляется на Кичуйской термохимической установке (ТХУ) и установке подготовки высокосернистой нефти (УПВСН).

Кичуйская ТХУ построена по проекту ГПИ «Нефтехимпроект» и введена в эксплуатацию в 1999 году. Установка предназначена для обезвоживания и глубокого обессоливания нефти девонских  горизонтов. Проектная мощность установки составляет 1 млн.т/год, фактически в 2003 году подготовлено 0,69 млн.т нефти.

УПВСН построена по проекту института «ВНИПИнефтепромхим», предназначена для обезвоживания и обессоливания высокосернистой нефти. Установка состоит из двух очередей. Первая очередь, введённая в эксплуатацию в 1982 году, включает в себя технологический блок первого потока. Вторая очередь введена в эксплуатацию в 1989 году, включает технологический блок второго потока и  дополнительный трубчатый подогреватель. Проектная мощность установки составляет 2 млн.т/год, производительность каждой очереди – по 1 млн.т/год. Фактически в 2003 году подготовлено 0,94 млн.т

Кроме своей нефти на УПВСН осуществляется подготовка высокосернистой нефти ЗАО «Татойлгаз» и «Акмай». В 2003году подготовлено 157,207  тыс.т нефти ЗАО «Татойлгаз» (16,8 % от общего объёма подготовленной нефти на УПВСН) и 10,443 тыс.т ЗАО «Акмай» (1,1 %) .

Основной объём девонской нефти сдаётся по 1а группе качества (по содержанию хлористых солей до 40 мг/л, обводнённостью не более 0,5 %), высокосернистой нефти – по 2 группе (по содержанию хлористых солей до 300 мг/л, обводнённостью не более 1 %). Высокосернистая нефть ЗАО «Татойлгаз» и «Акмай» сдаётся по 2 группе качества.

1.2.1. Подготовка девонской нефти на Кичуйской ТХУ

На Кичуйской ТХУ осуществляется подготовка девонской нефти ЦДНГ-1, 2, 3, 4. Принципиальная технологическая схема подготовки нефти на Кичуйской ТХУ представлена на рис.3.

Принципиальная технологическая схема Кичуйской ТХУ

КДФ-1 (1 шт.), КДФ-2 (1 шт.) – концевые делители фаз;

С-1 (4 шт.) – вторая ступень сепарации;

РВС-1 (2 шт.), РВС-2 (1 шт.) –  резервуары сырой нефти; ТО (2 шт.) – теплообменники;

П (2 шт.) – печи ПТБ-5; О-1 (1 шт.) – отстойник ступени обезвоживания;

ЭДГ-1 (1 шт.), ЭДГ-2 (1 шт.) – электродегидраторы;

РВС-3 (3 шт.), РВС-4 (1 шт.), РВС-5 (1 шт.) – резервуары готовой нефти;

УУН-211 – узел учёта нефти № 211;

РВС-6 (2 шт.), РВС-7 (1 шт.) – резервуары очистных сооружений;

Н-1 (2 шт.), Н-2 (2 шт.), Н-3 (5 шт.) – насосы.

Рис.3

Нефтяная эмульсия из ЦДНГ-1, 3 обводнённостью до 90 % поступает на приём концевых делителей фаз (КДФ-1, КДФ-2) Кичуйского товарного парка. Затем из КДФ-1, КДФ-2  частично обезвоженная нефть направляется на вторую ступень сепарации (С-1).

Продукция скважин из ЦДНГ-2, 4 транспортируется на вторую ступень сепарации (С-1). Поступление эмульсии с ДНС-11 ЦДНГ-2 происходит неравномерно, что создаёт трудности в ведении технологического процесса Кичуйского товарного парка.

Из (С-1) нефть подаётся в технологические (РВС-1) и буферный (РВС-2) резервуары сырой нефти. Выделившийся газ из отстойников второй ступени сепарации (С-1) направляется на КС-21 управления «Татнефтегазпереработка». Отделившаяся сточная вода из КДФ-1, КДФ-2, РВС-1, РВС-2 поступает на очистные сооружения.

Из буферного резервуара (РВС-2) отстоявшаяся нефть насосами (Н-1) прокачивается через теплообменники (ТО), где нагревается  до 53 ^оС и поступает в печи (П). Нагрев нефти в ТО происходит за счёт тепла поступающего с Елховской нефтеперерабатывающей установки (ЕНПУ) газойля. Охла­див­шийся газойль из ТО направляется на Кичуйский товарный парк.

Для подогрева нефти в печах (П) используется попутный нефтяной газ. Нагретая в печах (П) до 90 ^оС нефть подаётся на ступень обезвоживания (О-1), откуда с остаточным содержанием воды не более 2 % направляется на ступень обессоливания в последовательно работающие электродегидраторы (ЭДГ-1, ЭДГ-2). Для промывки остаточных хлористых солей перед ЭДГ-1, ЭДГ-2 подаётся пресная вода от 3 до 8 % от объёма готовой нефти.  Дренажная вода из О-1, ЭДГ-1, ЭДГ-2 поступает на приём насосов (Н-1). Часть воды из О-1 направляется на начало процесса в технологические резервуары (РВС-1).

Из ЭДГ-1 часть готовой нефти (около 40 %) с содержанием хлористых солей до 40 мг/л и обводнённостью до 0,5 % поступает в резервуары готовой нефти (РВС-3, РВС-4), откуда насосами (Н-2) через коммерческий узел учёта нефти № 211 откачивается на нефтеперекачивающую станцию (НПС) «Калейкино».

Оставшаяся часть (60 %) нефти из ЭДГ-1 поступает в ЭДГ-2 на дополнительное обессоливание.  Перед ЭДГ-2 подаётся деэмульгатор. Из ЭДГ-2 готовая нефть с содержанием хлористых солей не более 5 мг/л поступает в резервуар (РВС-4), откуда направляется на переработку на Елховскую нефтеперерабатывающую ус­та­новку (ЕНПУ).

Сточная вода из КДФ-1, КДФ-2, РВС-1, РВС-2, отстоявшись в технологических резервуарах с гидрофобным фильтром (РВС-6), поступает в буферные резервуары (РВС-7) и откачивается на КНС-1, 2, 5, 78.

Уровень жидкости в резервуарах Кичуйского товарного парка и очистных сооружений замеряется  системой «КОРВОЛ».

1.2.2. Подготовка высокосернистой нефти на УПВСН

Принципиальная технологическая схема УПВСН представлена на рис.4.

Нефтяная эмульсия из ЦДНГ-1, 2, 3, 4 с обводнённостью 50-70 % поступает в концевой делитель фаз (КДФ), где происходит её расслоение на нефть и воду. Частично обезвоженная до 30 % нефть из КДФ поступает в отстойники предварительного сброса воды (ОПС), откуда направляется в горизонтальные буферные ёмкости (БЕ-1). Из БЕ-1 нефть насосом (Н-1) прокачивается через трубчатые теплообменники (ТО), где нагревается за счёт тепла уходящей с установки готовой нефти до 20-25 ^оС, и поступает в печи (П).

Нагретая до 50 ^оС из печей (П) нефть поступает на ступень обезвоживания в отстойники (О-1), затем подаётся на ступень обессоливания в электродегидраторы (ЭДГ). Отделившаяся сточная вода из О-1 направляется на ступень предварительного сброса воды в отстойники (ОПС). Дренажная вода из ЭДГ направляется на приём буферных ёмкостей (БЕ-1).

После электродегидраторов нефть с остаточным содержанием воды до 1% и солей до 300 мг/л охлаждается в теплообменниках (ТО) до 38 ^оС и поступает в буферные ёмкости готовой нефти (БЕ-2). Из БЕ-2 готовая нефть насосами (Н-2) через коммерческий узел учёта нефти № 217 откачивается на Миннибаевский центральный пункт сбора высокосернистой нефти (ЦПС) НГДУ «Альметьевнефть».

Газ из БЕ-1 и БЕ-2 транспортируется на компрессорную станцию КС-25 управления «Татнефтегазпереработка».

Отделившаяся от нефтяной эмульсии вода из КДФ и ОПС подаётся на подготовку в технологический резервуар (РВС-1) очистных сооружений. Из РВС-1 вода поступает в буферный резервуар очистных сооружений (РВС-2), откуда насосами откачивается на БКНС-172 и КНС-78с.

Уловленная нефть из резервуаров (РВС-1, РВС-2) откачивается в приёмный коллектор буферных ёмкостей сырой нефти (БЕ-1).

Принципиальная технологическая схема УПВСН

КДФ (1 шт.) – концевой делитель фаз;

ОПС (4 шт.) – отстойники предварительного сброса воды;

БЕ-1 (2 шт.) – буферные ёмкости сырой нефти; ТО (3 шт.) – теплообменники;

П – печи (ПТБ-10 – 1 шт., Гурьевские печи – 2 шт.);

О-1 (4 шт.) – отстойники ступени обезвоживания;

ЭДГ (4 шт.) – электродегидраторы; 

БЕ-2 (2 шт.) – отстойники готовой нефти; Н-1, Н-2 – насосы;

РВС-1 (1 шт.), РВС-2 (1 шт.) – резервуары очистных сооружений.

УУН-217 – узел учёта нефти № 217

Рис.4

2.Использование деэмульгаторов

В НГДУ «Елховнефть» деэмульгаторы используются в системе нефтесбора для внутритрубной деэмульсации продукции скважин и снижения давления в трубопроводах, а также на установках подготовки нефти. Всего в НГДУ имеется 58 точки подачи деэмульгаторов, из них 56 – в системе нефтесбора, 2 – на объектах подготовки нефти.

В НГДУ «Елховнефть» с 2000 года подаются деэмульгаторы отечественного производства. Удельные нормы расхода деэмульгаторов, утверждённые отделом подготовки нефти и газа ОАО «Татнефть», с 1999 года составляют 110 г/т и фактически соблюдаются.

До августа 2002 года для разрушения эмульсий в НГДУ применялись деэмульгаторы марки «Рекод-752» и «Рекод-758». В июне 2001 года на объектах сбора девонской и высокосернистой продукции скважин Альметьевским филиалом ОАО «Напор» были начаты опытно-промысловые испытания деэмульгатора бинарного действия марки «Реапон-ИК». Работы проводились без изменения основных технологических параметров добычи, сбора и подготовки нефти. В ходе испытаний производился подбор оптимальных дозировок реагента. Основным критерием оценки эффективности реагента служило качество товарной нефти до и после его применения. В результате исследований за период с июня по август 2001 года удельный расход деэмульгатора был снижен с 80,7 до 73,0 г/т на девонских и со 111,8  до 100,8 г/т на высокосернистых эмульсиях без ухудшения качества подготовки нефти. Во время проведения работ в осенне-зимний период выяснилось, что деэмульгатор «Реапон-ИК» обладает лучшими характеристиками по сравнению с ранее применявшимися реагентами «Рекод-752» и «Рекод-758». Учитывая высокую эффективность реагента и согласно рекомендациям ОАО «Напор», с августа 2002 года на всех объектах системы  нефтесбора НГДУ «Елховнефть» используется деэмульгатор марки «Реапон-ИК».

3.Сбор и утилизация попутного нефтяного газа

Сбор и утилизация попутного нефтяного газа НГДУ «Елховнефть» осуществляется с Елховской, Федотовской площадей и 20-ти залежей Ново-Ел­ховского месторождения. Всего в НГДУ эксплуатируется 20 пунктов сепарации газа, которые подключены к газосборным сетям.

Транспорт попутного нефтяного газа девонских горизонтов с I ступени сепарации осуществляется бескомпрессорным способом. Газ под собственным давлением поступает на Миннибаевский газоперерабатывающий завод (МГПЗ). Со II ступени сепарации газ отбирается компрессорами и подаётся на МГПЗ.

Нефтяной газ угленосных горизонтов с I ступени сепарации под собственным давлением поступает на Миннибаевскую установку сероочистки (МУСО). Газ II ступени сепарации поступает на КС-25, расположенную на территории УПВСН, затем транспортируется на МУСО.

В настоящее время газ, выделяющийся из продукции скважин в резервуарах на ДНС-11 Федотовской площади, сбрасывается в атмосферу. Для улучшения экологической обстановки в районе ДНС-11 и в соответствии с «Инструкцией по применению технологий сепарации нефти и утилизации низконапорного нефтяного газа» (РД 39-0147585-194-99), разработанной институтом «ТатНИПИнефть», в 2002 году начаты работы по реконструкции ДНС-11 с монтажом системы улавливания лёгких фракций углеводородов (УЛФ). Окончание работ планируется в 2004 году. Установка системы  УЛФ на данном объекте позволит остановить КС-22 управления «Татнефтегазпереработка» и сэкономить затраты на компримирование газа II ступени сепарации ДНС-11.