Рассветное месторождение

 

 

5.3.Технологический процесс работы  УПСВ «Рассвет»

 

На УПСВ «Рассвет»  используется термохимический метод  обезвоживания нефти.

Обводненная нефть с  Маячного, Рассветного и Горского  месторождений (см. схему УПСВ граф. прилож.) после I ступени сепарации через задвижки 44, 47, 58, 16, 2 поступает в буферную емкость БЕ-2 на I ступень сепарации. В БЕ-2 также происходит I ступень сепарации нефти Рассветного месторождения, поступающей через з.2. Из БЕ-2 отсепарированная нефть через з.53, 54, 56, 62 поступает в трубный успокоитель. Имеется также возможность подачи нефти Маячного месторождения через з.87, 63, минуя, БЕ-2 сразу в трубный успокоитель.

       В  трубном успокоителе происходит  успокоение потока и далее  обводненная нефть через з.64, 65, 66 подается в путевой подогреватель ПП-1,6 №1, и через з.80, 83, 120 в ПП-1,6 №2, где нагревается до t = 40°С. При высоком входном давлении на ПП-1,6 №1,2 или при большом уровне нефти в БЕ-2 можно приоткрывать байпасные задвижки № 121, 122, при этом часть обводненной нефти пойдет мимо ПП-1,6 № 1,2 в трубный делитель фаз (ТДФ).

       Нагретая  обводненная нефть через з.67, 68 (ПП1,6 №1), 81, 82 (ПП-1,6№2) и 69, 70 поступает  в депульсатор, где происходит  частичное расслоение водогазонефтяной эмульсии. Из депульсатора нефть через з.71, 72, а также через нижнюю перемычку подается в трубный делитель фаз. В ТДФ происходит расслоение эмульсии на нефть, воду и газ. Обезвоженная до 40-50% нефть через з.73, 74, 75 (а в случае ремонта расходомера через з.76), 77, 60 поступает в буферную емкость БЕ-1. Далее нефть через з.4, 7, 6, 33, 34, 35 поступает на прием насосов внешнего транспорта ЦНС 180х485 №1, 2, 3 и через з.36, 37, 38, 40, 41, 42, 43 проходит по узлу учета нефти и через з.86 подается на УППН «Оса», где происходит ее подготовка до товарной кондиции.

       Пластовая  вода с ТДФ по з.102, 103, 104, 105 через  расходомер подается по з.107 в  БЕ-4 блока очистки пластовой воды, где происходит отстаивание растворенной в воде нефти. Далее вода через з.111, 112, 113, 115 поступает в буфер-дегазатор объемом 50м3. Уловленная нефть через з.123 поступает в емкость уловленной нефти КЕ-5 V = 16м3, из которой погружным насосом НВ 50/50 откачивается на вход в БЕ-2.

       Очищенная   дегазированная пластовая вода  из буфера-дегазатора через з.116, 116а, 117, 118 идет на прием насосов БКНС и далее закачивается в пласт.

       Газ,  отделяемый в БЕ-2, через з.15 поступает  в БЕ-3 V = 56м3, где происходит первичная очистка газа от капельной нефти и воды, и далее идет в вертикальный газосепаратор на вторичную очистку и осушку.

       Из  газосепаратора газ через з.24, 28, 95, 96 идет на горелки путевых  подогревателей ПП-1,6 №1,2 в качестве топлива, а также поступает в газовую линию на УППН «Баклановка».

       Газ,  выделившийся из нефти в БЕ-1, через з.12, 50, поступает на факел сжигания «голубая свеча». 

 

5.4. Анализ работы УПСВ  «Рассвет».

5.4.1. Существующее положение.

 

       В настоящее  время обводненная  отсепарированная  нефть Горского месторождения и не сепарированная нефть с Маячного и Рассветного месторождений поступает 3 потоками на УПСВ «Рассвет».

       Физико-химические  свойства нефтей сведены в табл. 32.

 

Таблица 31 Характеристика нефтей Маячного, Рассветного и  
Горского Месторождений

Месторождение	Плотн. Кг/м3	Вязкость,Сст 20 С             60 С	Газосодержание м3/т	Содержание,%масс. Серы  смол  асф.  параф
Маячное	902	52                  18,3	30	3,2       22,2    3,5       3,7
Рассветное	918	73                  25	21,5	3,2       25,5    6,06     3,85
Горское	902	48,7              15,2	15,5	3,47     17,3    4,96     5,34

 

Как видно из таблицы, нефти Маячного, Рассветного и Горского месторождений относятся к нефтям тяжелого, асфальтенового типа.

       Общий   объем поступающей жидкости с  месторождений равен 4135 м3/сут  (декабрь 1999 г.). Обводненная нефть  с Маячного, рассветного месторождений  поступает в булитную емкость БЕ-2, далее жидкость поступает в трубный успокоитель, где смешивается с поступающей туда обводненной нефтью Горского месторождения. Из трубного успокоителя поток обводненной нефти проходит через путевые подогреватели ПП-1,6 №1,2, где нагревается до температуры 40-50°С. Нагретая обводненная нефть, проходя через депульсатор, снижающий давление сепарации и позволяющий предотвратить барботаж жидкости в ТДФ, поступает в трубный делитель фаз, где происходит разделение эмульсии на нефть, воду и газ. Вода, отделившаяся от нефти, с остаточным содержанием нефтепродуктов до 1000 мг/л и КВЧ до 300 мг/л под давлением 0,2 МПа через расходомер «Норд» 100/64 поступает на блок водоподготовки, где проходит через очищающий гидрофобный слой нефти толщиной 50 см поступает под давлением 0,02 МПа на прием насосов БКНС и. Содержание нефтепродуктов и КВЧ после блока водоочистки снижается до 40 мг/л и 60 мг/л соответственно.

       Нефть  при температуре 20-25°С из верхней части трубного делителя фаз поступает в булитную емкость БЕ-1 объемом 200 м3, откуда насосами внешнего транспорта ЦНС 180х425 через узел учета нефти под давлением 1,4-1,7 МПа периодически  откачивается на УППН «Оса», где происходит дальнейшая ее подготовка до товарной кондиции.

       Газ,  выделившийся из нефти в БЕ-2, поступает в буферную емкость БЕ-3 объемом 56 м3, где отделяется от капель нефти и воды. Далее газ, проходя через газосепаратор и повторно очищаясь, через узел учета  поступает на горелки путевых подогревателей пп-1,6 №1,2, где используется в качестве топлива.

       Среднесуточный  объем сбрасываемой воды равен  1195 м3, объем откачиваемой на УППН «Оса» жидкости равен 2970 м3. Объем газа, поступившего на горелки ПП-1,6 №1,2 равен 9000 м3/сут.

       Средняя  обводненность поступающего на УПСВ сырья составляет 51%, обводненность на выходе с УПСВ равна 26,7 %, что близко к проектному режиму (20%).

       Для  разрушения нефтяной эмульсии  в системе сбора Рассветного  месторождения существует 6 точек подачи реагента-деэмульгатора. В качестве реагента используется деэмульгатор СНПХ-4501 в смеси с Сепарол или Флэк, подаваемых в соотношении 2:1. Для обеспечения разделения эмульсии агрегативная устойчивость сырья должна быть в пределах 3-5%. По рекомендации лаборатории технологических процессов ПермНИПИнефть расход деэмульгатора на основании реологических характеристик нефти  для  снижения  вязкости  до  величины  0,2 Па*сек в декабре 1998 года был увеличен с 180 кг/сут или 130г/т до 225 кг/сут или 160 г/т.   Реагент-деэмульгатор подается на ГЗУ-1,2,25, 34,35,39,50.

Для защиты трубопроводов от коррозии на УПСВ «Рассвет» подается ингибитор коррозии ВНПП-1 в трубопровод сброса соленой воды на БКНС с расходом 100 кг/сут и в трубопровод  откачки готовой продукции на УППН «Оса» с расходом 75 кг/сут. По результатам лабораторных исследований реагент ВНПП-1 проявляет высокую ингибирующую способность.         

      

5.4.2. Необходимые условия работы  ТДФ.

 

При предварительном сбросе воды в  герметизированных аппаратах необходимо выполнение следующих основных требований:

• основное количество газа из эмульсии перед отстоем должно быть удалено в депульсаторах, сепараторах
• конструкция аппаратов должна исключать возможность турбулизации потока и взаимного перемешивания фаз.

Линейная скорость движения воды в  наклонном трубопроводе должна быть не менее 0,15 м/сек, время прохождения воды до нижнего конца трубы не менее 600 сек. Оптимальное значение угла наклона трубопровода 4°. Поступление сырья в наклонную трубу должно осуществляться в нижнюю часть нефтяной фазы. Поступление жидкости в наклонный водоотделитель через депульсатор, снижающий давление сепарации газа, позволит предотвратить барботаж жидкости в трубе и получить воду с содержанием нефтепродуктов не более 300 мг/л. Введение в поток поступающего сырья подогретой нефти улучшает качество отводимой нефти и воды.

В качестве аппарата для очистки  воды используется горизонтальный напорный отстойник с гидрофобным слоем, обязательным условием работоспособности которого является отсутствие в нем газовой подушки; оптимальная высота гидрофобного слоя должна составлять 0,5 м. Качество подготовленной воды в этом случае будет находиться в норме по количеству механических примесей и нефтепродуктов. Подача очищаемой воды должна осуществляться в верхнюю часть гидрофобного слоя. 

5.5. Конструктивные решения,  
улучшающие процесс подготовки нефти на УПСВ «Рассвет».

 

1.  В соответствии с проектом, поток обводненной нефти с трубного успокоителя должен поступать в ПП-1,6 №1, где должен происходить нагрев до температуры 10°С. Нагретая обводненная нефть поступает в депульсатор, где происходит частичное расслоение водогазонефтяной эмульсии. Нефть при выходе из депульсатора смешивается с горячей струей нефти, которая после насосов внешнего транспорта подается в ПП-1,6 №2, где нагревается до температуры 60°С. Подогретая за счет горячей струи нефть подается в трубный делитель фаз, где водогазонефтяная эмульсия окончательно расслаивается на нефть, газ и пластовую воду при температуре 20°С. Однако, из-за низкой пропускной способности печи(2300м3/сут), а фактически объем проходящей жидкости равен 4000 м3/сут, подогрев был невозможен, так как основная часть эмульсии проходила, минуя печи по байпасной линии, и, вследствие этого, проектная температура не была достигнута. Исходя из этого, решено было задействовать ПП-1,6 №1 и ПП-1,6 №2. Жидкость стала поступать через печи двумя параллельными потоками, что позволило осуществить эффективный нагрев жидкости и обеспечить вследствие улучшения отделения воды в ТДФ сброс пластовой воды с трубного делителя фаз более 1000 м3/сут.
2. До недавнего времени забор нефти из ТДФ осуществлялся из верхней части наклонной трубы, газовая шапка, как таковая, отсутствовала, наличие относительно большого объема растворенного в нефти газа, а, следовательно, и большего объема жидкости, приводило к  снижению эффективности расслоения эмульсии. Для ликвидации этого негативного фактора была сделана переврезка выхода нефти с трубного делителя фаз. Забор нефти из ТДФ стал осуществляться ниже на 1 метр, что привело к увеличению газовой шапки и позволило сбрасывать отсепарированный в наклонной трубе газ через дренажную емкость на факел.
3. До февраля 1999 года нефть с Гарюшкинского и Туркинского месторождений обводненностью 10-12% поступала на УПСВ «Рассвет» объемом порядка 500-600 м3/сут. В процессе сбора с месторождений на НГСП «Гарюшки» и откачки на УПСВ «Рассвет» стойкость эмульсии с увеличением времени отстоя также увеличивалась, и это затрудняло отделение воды от нефти в ТДФ. Кроме того, при поступлении большого количества жидкости с НГСП «Гарюшки» приходилось часть жидкости пускать по байпасной линии мимо путевых подогревателей в ТДФ, так как пропускная способность печей ограничена, что приводило к резкому снижению температуры жидкости на выходе с трубного делителя фаз до 10-15°С, и, следовательно, к ухудшению отделения воды от нефти. Исходя из вышеописанного, для улучшения подготовки на УПСВ «Рассвет» в конце февраля 1999 года была осуществлена переврезка трубопровода  «Гарюшки- УПСВ» в трубопровод «УПСВ - УППН «Оса»», что позволило производить откачку с НГСП «Гарюшки» на УППН «Оса», минуя установку. Данное решение улучшило подготовку нефти на установке и дало некоторый экономический эффект. Время отработки насосов внешнего транспорта на УПСВ «Рассвет» за счет снижения объема перекачиваемой жидкости уменьшилось, в среднем, на 3 часа в сутки, что дает за счет экономии электроэнергии годовой экономический эффект порядка 150000 рублей. Кроме того, обводненность выходящей с установки продукции за счет сохранения объема сбрасываемой воды на прежнем уровне снизилась с 44% до 27%, что является существенным улучшением технологического процесса.

5.6. Предложения по дальнейшему  совершенствованию 
производственно-технологического процесса  
на УПСВ «Рассвет».

Приоритетным  направлением в совершенствовании производственно-технологического процесса является увеличение глубины обезвоживания нефти и поддержания качества подаваемой на БКНС подтоварной воды. Главным условием является выполнение УПСВ по полной схеме, предложенной институтом ПермНИПИнефть.

5.6.1. Подготовка и откачка нефти.

 

В настоящее время откачка жидкости ведется периодически из булитной емкости БЕ-1. В периоды между откачками в БЕ-1 происходит частичное расслоение эмульсии на нефть и воду, поэтому в начала откачки с БЕ-1 на УППН «Оса» происходит забор отстоявшейся подтоварной воды или высокообводненной (60- 70%) эмульсии. Высота выходного патрубка составляет около 15 см от днища булита, что способствует забору подтоварной воды.

Для обеспечения сброса отстоявшейся подтоварной воды и снижения обводненности выходящей с установки продукции предлагается следующее:

• произвести реконструкцию внутренней обвязки буллита, то есть смонтировать перфорированный затрубный патрубок для отбора нефти высотой до одного метра, что предотвратит забор подтоварной воды из буллита
• смонтировать дополнительную дренажную емкость объемом 16 м3 для осуществления сброса в нее подтоварной воды и установить на емкости полупогружной насос типа НВ 50/50
• смонтировать трубопровод с выкида насоса НВ 50/50 до блока водоподготовки, что позволит использовать сброшенную с БЕ-1 подтоварную воду в системе ППД
• произвести монтаж трубопровода сброса подтоварной воды с БЕ_1 с установкой клапана-регулятора типа ОРВ
• установить на буллитной емкости межфазный уровнемер типа ВК-1200 2М, что позволит определять высоту водяной подушки.

В периоды между откачками, при  наличии отстоявшейся подтоварной  воды, клапан-регулятор автоматически  открывается, происходит сброс воды в дренажную емкость, откуда она откачивается насосом на блок водоподготовки. Данное решение позволит дополнительно сбрасывать 150-200 м3/сут подтоварной воды и снизит обводненность выходящей с установки нефти до 18-20%.

Для эффективного разделения эмульсии в трубном делителе фаз необходимо поддерживать в нем температуру 20-25°С. Однако, опыт эксплуатации установки в зимний период показал, что отсутствие теплоизоляции наклонной трубы отрицательно сказывается на температуре жидкости в трубном делителе фаз. При снижении температуры окружающего воздуха до -15°С и ниже или при охлаждении сильным ветром температура жидкости в ТДФ снижается до 10-12°С, что отрицательно сказывается на процессе отделения нефти от воды.