Подготовка нефти к транспорту по магистральному нефтепроводу с Арланского месторождения

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время проблема повышения эффективности обессолива-ния нефти является актуальной по многим причинам.
Во-первых, многие нефтяных месторождений находятся на заверша-ющих стадиях эксплуатации. Особенности технологии добычи приводят к тому, что в процессе эксплуатации скважин значительно увеличивается об-водненность добываемой нефти и содержание минеральных солей в пла-стовой воде.
Во-вторых, уменьшение содержания минеральных солей в сырой нефти увеличивает межремонтный пробег нефтедобывающего и нефтепе-рерабатывающего оборудования, что является весьма своевременным в условиях интенсификации производства.
В-третьих, рациональное использование промывной воды, сокраща-ет объем сточных вод, следовательно сокращается нагрузка на окружаю-щую среду, что особенно важно в связи переходом на более жесткие эко-логические стандарты.
Технологический процесс обессоливания предполагает смешение нефти с пресной промывной водой. Известно, что результат обессоливания зависит от того, насколько эффективно была введена промывная вода. Для осуществления интенсивного смешения и диспергирования воды необхо-димо применять специальные смесители.
Таким образом, исследования связанные с совершенствованием устройств предварительной подготовки нефти перед обессоливанием свое-временны и целесообразны.
Выпускная квалификационная работа посвящена совершенствованию технологии обессоливания нефти на УКПН «Ашит» путем возврата части сбрасываемой воды со ступени обессоливания с целью экономии пресной воды и химических реагентов

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

1.1 Организация системы сбора и подготовки нефти

Система сбора и подготовки нефти на Арланском месторождении, спроектирована и построена согласно унифицированной системы сбора нефти, газа и воды [4], поэтому в дальнейшем будем рассматривать ее.
Унифицированные технологические схемы предусматривают раз-личные сочетания процессов герме¬тизированного сбора и подготовки нефти, газа и воды для обеспечения требуемого качества продукции при минимальных эксплуатационных и капитальных затратах.
При проектировании обустройства месторождения унифицированная технологическая схема преду¬сматривает:
замер продукции только на АГЗУ;
полную герметизацию процессов сбора и транспортирования нефти, газа и воды;
разделение на блоке сбора в оборудовании "Спутников" продукции скважин (на газ и жидкость) и измерение их количества по каждой под-ключенной скважине;
совместное или раздельное после АГЗУ транспортирование обвод-ненной и необводненной нефти и газа;
использование нефтесборных коллекторов для подготовки продук-ции скважин к дальнейшей ее обработке;
качественная сепарация газа от нефти;
подготовка товарной нефти (обезвоживание и обессоливание);
подготовка сточных вод до нужных кондиций и передача их в систе-му ППД;
точные поточные измерения количества и качества товарной нефти и передача ее товарно-транспортным организациям.
Основные варианты.
В связи с разнообразием условий конкретных месторождений ком-плекс может иметь два варианта технологической схемы размещения до-полнительного оборудования на месторождении:
1 ступень сепарации с ДНС и с предварительным обезвоживанием нефти, причем качество воды должно удовлетворять требованиям закачки в трещиновато-пористый пласт;
1 ступень сепарации с насосной откачкой без сброса воды.
На Арланском месторождении применяется 1-я схема
Унифицированная технологическая схема показана на рисунке. В схеме можно выделить пять узлов-установок: замера продукции скважин (АГЗУ), подготовки газа (УПГ), нефти (УПН), воды (УПВ) и шлама и ме-ханических примесей (УПШ).
Нефть, газ и вода под давлением до 1,5-3,0 МПа из скважин 1 по вы-кидным трубам диаметром 75-150 мм, длиной 0,8-4 км направляются в ав-томатизированные групповые установки 2 (типа "Спутник"), где происхо-дит отделение газа от жидкости (нефти, воды) и автоматическое поочеред-ное измерение расхо¬дов жидкости и газа.
После замерной установки нефть, газ и вода снова смешиваются и транспортируются по сборному коллектору диаметром 200-500 мм, дли-ной до 7-70 км под собственным давлением до УПН. Допустимые пределы однотрубного транспортирования зависят от рельефа местности, вязкости и расхода продукции, диаметра трубопровода и давления на его входе. Для внутритрубной деэмульсации с помощью блока 3 вводится в поток деэмульгатор.
На УПН осуществляют последовательно сепарацию первой ступени 4, предварительное обезвожива¬ние 5, нагрев эмульсии 6, укрупнение ка-пель воды 7, глубокое обезвоживание и сепарацию второй ступени 8, ввод пресной воды в поток 9, обессоливание 10 и сепарацию третьей ступени (стабилизацию), Обезво¬женная и обессоленная нефть из сепараторов 11 самотеком поступает в два попеременно работающих гер¬метизированных резервуара 12 на кратковременное хранение. Из них нефть забирается подпорным насосом 13 и подается на автоматизированную установку ко-личества и качества товарной нефти 14.
Если нефть отвечает кондициям, то она направляется в парк товар-ных резервуаров и далее в маги¬стральный нефтепровод и на НПЗ. Если нефть окажется некондиционной по содержанию воды (более 0,5%) и солей (более 100 мг/л), то задвижка на входе в товарный резервуар автоматиче-ски закрывается и откры¬вается задвижка для возврата нефти снова на обезвоживание и обессоливание. Необводненная нефть минует часть узлов УПН и поступает сразу в концевые сепараторы III ступени 11, где смеши-вается с обезвожен¬ной и обессоленной нефтью.
Отделившийся газ по сборным газопроводам поступает на УПГ, весь комплекс оборудования кото¬рого называют газобензиновым заводом. Обычно УПГ монтируют для большой группы месторождений, где имеют-ся большие запасы нефтяного газа. На промысле подготовка газа не осу-ществляется.
Отделившаяся в отстойниках и электродегидраторе вода самотеком поступает на УПВ. Там она проходит через блоки очистки 17 и дегазации 20 и через узел замера 21 подается на кустовые насосные станции (КНС) для закачки в пласт. Уловленная в блоке 22 нефть откачивается на УПН.
Шлам, который отделяется от нефти и воды на УПН и УПВ, поступа-ет в емкостьшламонакопитель 23 УПШ. Вода из емкости 23 и сточная вода из промысла поступают в блок стоков 24, откуда откачиваются в мульти-гидроциклон 25 для отделения шлама. Шлам собирается в емкости 23, а вода подается на вход УПН. Газы дегазации воды поступают на свечу для сжигания.
При такой схеме сбора и подготовки потери углеводородов сведены до минимума (0,2 %).

Нефть представляет собой горючую, маслянистую жидкость темного цвета со специфическим запахом. Основными элементами, образующими нефть, являются углерод и водород. Их соотношение в различной нефти оценивается соответственно 83-87% и 12-14%. В нефти содержатся сера, кислород, азот в количестве 0,5-8%. Незначительную долю примесей со-ставляют хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, германий, фосфор, кремний (менее 0,02-0,035%).
Углеводородные соединения, входящие в состав нефти, подразделя-ются на 3 группы: метановые, нафтеновые и ароматические. Содержание нафтеновых углеводородов в нефти составляет 25-75%, ароматические - 15-20%, метановые - до 20%.
Газ всех объектов месторождения жирный, с высоким содержанием азота, с низкой теплотворной способностью.
Пробы нефти турнейского яруса в пластовых условиях были ото-браны за период 1998-2004 гг. Средние значения физических параметров пластовых нефтей по площадям: вязкость 25,0-41,9 мПа*с, плотность 886-902 кг/м3, давление насыщения 3,2-8,4 МПа. Плотность нефти в поверх-ностных условиях изменяется от 0,887 г/см3 до 0,906 г/см3. По плотности нефти относятся к категории средних.
Вязкость нефти изменяется от 30,87 МПа с до 45,80 МПа с. По со-держанию серы нефти ТТНК относятся к сернистым (среднее содержание серы 2,47%), по содержанию смол - к высокосмолистым (17,48%), по со-держанию парафинов - к парафинистым (1,83-3,70%).
Характеристика пластовых вод.
Воды в карбонатных отложениях каширского горизонта слабоактив-ные (до 2,5 м3/сут), высокоминерализованные (600-750 мгэкв на 100 г), плотность 1,169 г/см3. В верейском горизонте получены притоки воды с небольшими дебитами.
Воды основной продуктивной толщи - ТТНК имеют плотность 1,17-1,18 г/см3, минерализацию 750-800 мгэкв. Воды нижележащего тур-нейского яруса схожи по своему солевому составу с водами ТТНК. Плот-ность 1,168-1,177 г/см, минерализация - 734-787 мгэкв. Минерализация увеличивается с севера на юг. Коэффициент метаморфизации 2,8-3,2.
В настоящее время гидродинамический режим в пластах ТТНК - жесткий водонапорный, в залежах среднего карбона на разрабатываемых частях - растворенного газа, в турнейских залежах практически началь-ный, упруговодонапорный, она составляет 30-36 м.
Для разрушения водонефтяной эмульсии производится подача де-эмульгатора перед сепаратором. При подготовке нефти используются сле-дующие реагенты: СНПХ-4410, Дауфакс 50С15Д.
Физико-химическая характеристика реагентов приводится в таблице 1
Для защиты оборудования от коррозии в систему дозируется инги-битор коррозии Нефтехим-3, жидкость темно-коричневого цвета, пред-ставляющая собой смесь полиэтилен полиамина и карбоновых кислот, лег-кого талового масла, 40 % активного вещества, применяется при содержа-нии сероводорода до 300 мг/л, защитная способность 85-90 % , удельный расход 15 г/м3, плотность 0,98 г/ см3, температура застывания – 28 оС.