На рис. 3 приведена принципиальная технологическая схема установки термохимического обезвоживания нефти под давлением: сырая нефть из резервуара Р-1 совместно с деэмульгатором, подаваемым из БДР, прокачивается насосом Н-1 через теплообменник Т-1 и пароподогреватель Т-2 в термоотстойник ТО, где происходит отделение воды от нефти.
Время пребывания нефти в отстойнике ТО обычно 1-Зч. Обезвоженая нефть после термоотстойника направляется через теплообменник Т-1 (где отдает свое тепло поступающей сырой нефти) в резервуар обезвоженной нефти Р-2. Отстоявшаяся вода из термоотстойника ТО сбрасывается в нефтеловушку НЛ и после отстоя закачивается насосом Н-4 в систему для поддержания пластового давления. Для закачки сточной воды в поглощающую скважину одного отстоя в ловушке часто бывает недостаточно, необходимо доочистить сбрасываемую воду при помощи специальных фильтров или другим способом. Собранная в нефтеловушке нефть откачивается насосом Н-2 обратно в сырую нефть для обезвоживания. Часть сточных вод (до50%), дренируемых из термоотстойника ТО, направляется насосом Н-3 на прием сырьевого насоса Н-1 с целью вторичного использования деэмульгатора, содержащегося в сточной воде.
Обезвоживание и обессоливание нефти осуществляется как на промысле, так и на НПЗ.
На промыслах обезвоженная и обессоленная нефть ведется с целью обеспечения требований к нефтям (табл. 1). Эти требования необходимо обеспечить при подачи нефти на процесс первичной перегонки нефти.
Схема установки термохимического обезвоживания и обессоливания нефти представлена на рис. 4.
Такие установки отличаются от описанных выше тем, что в технологической схеме имеется не одна, а две ступени термоотстойников. Перед второй ступенью для отмывки солей подаётся 5-10% пресной воды, а при необходимости и деэмульгатор. Часть воды после ступени обессоливания может быть направлена на ступень обезвоживания при небольшой обводнённости исходного сырья. Такое мероприятие обеспечивает частичную промывку нефти в первой ступени без дополнительных затрат на промывную воду и её подогрев. В схеме предусмотрен возврат части воды после первой ступени для вторичного использования содержащегося в ней деэмульгатора.
Сырая нефть из резервуара Р-1 с деэмульгатором, подаваемом из БДР, насосом Н-1, прокачивается через теплообменники Т-1/2 в термоотстойники первой ступени ТО-1, второй ступени ТО-2. Обезвоженная и обессоленная нефть из термоотстойника ТО-2 направляется через теплообменник Т-1, где отдаёт своё тепло и далее идёт в резервуар Р-2. Часть отстоявшейся воды из термоотстойников ТО-1/2 прокачивается водяным насосом Н-2 и подаётся после теплообменников Т-1/2. Для отмывки солей насосом Н-3 подаётся пресная вода, перед термоотстойником ТО-2. Пресная вода и нефть смешивается с помощью инжектора И-2 равномерно.
Наиболее широко применяется в технологии подготовке, комбинированный способ разрушения эмульсии электрохимический или электрический. Установки на которых применяется этот способ носят названия ЭЛОУ. В зависимости от формы основного аппарата различают ЭЛОУ с вертикальными, горизонтальными, шаровыми электродегидраторами.
Предпочтение отдают горизонтальным электродегидраторам типа 2ЭГ-160. Он обеспечивает высокую производительность и глубокую очистку нефти от воды, так как линейная скорость подъёма нефти является основным фактором лимитирующим производительность, а средняя линейная скорость перемещения нефти в горизонтальном электродегидраторе выше, чем у других электродегидраторов (в горизонтальном - 2,7м/с, вертикальном - 4,3м/с, шаровом -7м/с), этим объясняется почему удельная загрузка горизонтального выше, чем шарового и вертикального электродегидратора.
Электродегидраторы входят в блок ЭЛОУ комбинированных и встроенных установок первичной переработки нефти типа ЭЛОУ-AT и др.
Принципиальная технологическая схема ЭЛОУ с горизонтальными электродегидраторами представлена на рис.5
Эмульсионная нефть сырьевым насосом Н-1, прокачивается через теплообменник Т, а затем подогреватель П и поступает в электродегидратор первой ступени Э-1. На выкид насоса Н-1 подаётся деэмульгатор и нефть отстоявшаяся в отстойнике соляного раствора О, которая подается насосом Н-2. В Электродегидраторы первой ступени Э-1 перед поступлением эмульсионной нефти вводят горячий соляной раствор из электродегидратора второй ступени Э-2 с помощью инжектора в котором нефть равномерно смешивается с водой, деэмульгатором и щелочью. Частично обезвоженная и обессоленная нефть с верха Э-1 направляется в Э-2.
Отстоявшийся в Э-1/2соляной раствор сбрасывается в отстойник О. Перед Э-2 через инжектор в нефть подаётся свежая вода (4-6% воды на нефть). Отстоявшаяся нефть в отстойнике О возвращается в цикл насосом Н-2, а соляной раствор сбрасывается в канализацию.
Обезвоженная, обессоленная нефть из Э-2 прокачивается через теплообменник Т сырой нефти, где отдает тепло и палее поступает в резервуар подготовленной нефти. /2,8/
2. Метод производства и его технико-экономическое обоснование
Установка предварительного сброса воды № 3 (УПСВ-3) расположена на территории Мамонтовского месторождения цеха добычи нефти и газа № 9 НГДУ «Мамонтовнефть» Открытого Акционерного Общества «Юганскнефтегаз» нефтяной компании ЮКОС. Находится в районе Ханты-Мансийского Автономного округа Тюменской области. УПСВ предназначена для сбора, сепарации, обезвоживания и откачки нефти, поступающей с кустов скважин ЦДНГ-9 на ЦППН (Цех подготовки и перекачки нефти). Подготовленная нефть транспортируется на ЦППН, газ на ГПЗ, пластовая вода после подготовки подаётся в систему ППД.
Сырьём установки является нефть Мамонтовского месторождения. Тип нефти – средняя, сернистая, парафинистая, обводнённостью 80-90% (табл.6). Подготовка нефти производится химическим способом с использованием деэмульгаторов.
Комплекс технологических сооружений на УПСВ-3 включает в себя следующие объекты:
1. Насосную станцию с агрегатами ЦНС 300х360 – 4 шт.;
2. Насосную станцию с агрегатами ЦНС 300х180 – 5 шт.;
3. Насосную станцию с агрегатами ЦНС 38х110 – 2 шт.;
4. Резервуары РВС- 5000м3 – 4шт., РВС-2000м3 – 1 шт.;
5. Сепараторы 1 ступени V =100м3 -2 шт.;
6. Сепараторы 2 ступени V =100м3 – 2 шт.;
7. Газовый сепаратор V =100м3 – 1 шт.;
8. Отстойники ОГ-200 V =200м3 – 6 шт.;
9. Блок реагентного хозяйства – 1шт.;
10. Узел учета нефти – 1 шт.;
11. Блок учета газа – 1 шт.;
12. Блок качества нефти – 1 шт.;
13. Подземные емкости для сбора промышленных и ливневых стоков – 7 шт.;
14. Факел для сжигания попутного газа – 2 шт.
Вспомогательные сооружения.
1. Комплектная трансформаторная подстанция КТП-400/10/0,4
2. Блок-бокс РУ9/1Щ-0,2
3. Операторная
4. Пожарная насосная
5. Компрессорная
6. Резервуары противопожарного запаса воды
Описание УПСВ-3.
Установка была запущена в работу 28 августа 1996 года в режиме ДНС и с 22 октября 1996 года в режиме УПСВ.
Проектная мощность установки – 30 000 м3/сут.
УПСВ-3 состоит из двух депульсаторов, двух сепараторов первой ступени сепарации, газового сепаратора, блок учета газа, шести отстойников, двух сепараторов второй ступени сепарации, двух аварийных резервуаров, трех технологических резервуаров, насосных блоков по откачке воды и нефти, узлов учета воды и нефти, системы подачи реагента.
Проектом УПСВ предусмотрена подготовка нефти, поступающей с кустов скважин ЦДНГ-9. Газоводонефтяная смесь со скважин поступает на первую ступень сепарации, где происходит отделение газа от жидкости. Газ поступает в газовый сепаратор для дополнительной осушки и далее подается на ГПЗ. Жидкость поступает в отстойники, где происходит отделение нефти от воды. С отстойников нефть направляется в сепараторы второй ступени сепарации (конечная сепарационная установка) для полной сепарации газа и затем нефтяными агрегатами ЦНС откачивается через блок качества нефти и узел учета нефти на ЦППН. Вода с отстойников поступает в технологические резервуары и далее откачивается водяными агрегатами ЦНС через узел учета воды на БКНС 21, 1Е, 2Е.
При аварийных ситуациях, связанных с отключением эл/энергии, порывом напорного нефтепровода и т.д., предусмотрен сбор нефти в аварийные резервуары.
Нефтяная пленка, собирающаяся в технологических резервуарах при дополнительном отделении воды от нефти, откачивается насосами уловленной нефти на прием нефтяных агрегатов.
Работа пневматических приборов осуществляется от воздушного компрессора, работающего в автоматическом режиме.
Для сокращения времени разделения водонефтяной эмульсии в поток жидкости на прием первой ступени сепарации подается деэмульгатор.
В целях обеспечения нормальной экологической обстановки проектом предусмотрена система сбора промышленных стоков, конденсата с газопроводов ФНД и ФВД, состоящая из заглубленных емкостей и насосов FDRC.
Схема базовой действующей установки представлена на рисунке 6
Материальный баланс базовой УПСВ-3 на 2003 год представлен в табл. 2
Исходные данные:
Q1 -Добыча нефти с ДНС 2-Е - 537 200 т/год;
Q2 - Добыча нефти с кустов - 320 400 т/год;
У - процент утилизации газа = 98,3%;
П - Технологические потери газа = 437 000 м3/год
Расход реагента -12 г/т.
pн -плотность нефти- 875 кг/м3;
pв - плотность воды – 1,01 кг/м3;
pг – плотность газа – 0,952 г/ дм3;
F - газовый фактор - 43 м 3/т;
Число дней работы установки – 365.
1. Ресурсы газа, пришедшего на установку составляют:
Р = Q2 * F = 320 400 * 43 = 13 777 200 м3/год;
2. Уровень добычи газа:
Д = Р * У /100 = 13 777 200 * 98,3 /100 = 13 542 988 м3/год;
3. Количество газа, пришедшего на установку с учетом технологических потерь:
Г = Д-П = 13 542 988 - 437 000 = 13 105 988 м3/год = 12 500 т/год.
Таблица 2
Материальный баланс базовой УПСВ -3 на 2003 год
| Статьи баланса | % объем | тыс. м3/год | м3/сут | м3/час | %масс | тыс т/год | т/сут | кг/час |
| Приход:1. Сырая нефть:В том числе: | 33,00 | 6 534,1 | 17 901,6 | 745,9 | 99,8 | 6467,1 | 17 718,1 | 738 255,8 |
| нефть с ДНС-2Е | 3,0 | 613,9 | 1 682,0 | 70,1 | 8,3 | 537,2 | 1 471,8 | 61 324,2 |
| вода с ДНС-2Е | 18,00 | 3 479,0 | 9 531,5 | 397,1 | 54,2 | 3 513,8 | 9 626,8 | 401 118,7 |
| нефть с кустов | 2,00 | 366,2 | 1 003,2 | 41,8 | 5,0 | 320,4 | 877,8 | 36 575,3 |
| вода с кустов | 10,00 | 2 075,0 | 5 684,9 | 236,9 | 32,3 | 2 095,7 | 5 741,7 | 239 237,6 |
| 2. Газ попутный | 67,00 | 13 106,0 | 35906,8 | 1 496,1 | 0,2 | 12,5 | 34,2 | 1 424,3 |
| Итого: | 100,0 | 19 640,1 | 53 808,4 | 2 242,0 | 100,0 | 6 479,6 | 17 752,3 | 739 680,1 |
| Расход:1. Обезвоженная нефть:в том числе: | 5,03 | 986,6 | 2 703,1 | 112,6 | 13,3 | 864,2 | 2 367,6 | 98 651,0 |
| нефть на ЦПС | 5,0 | 980,1 | 2 685,2 | 111,9 | 13,2 | 857,6 | 2 349,6 | 97 901,6 |
| вода на ЦПС | 0,03 | 6,5 | 17,8 | 0,7 | 0,1 | 6,6 | 18,0 | 749,4 |
| 2. Вода на КНС | 28,25 | 5 547,4 | 15 198,5 | 633,3 | 86,5 | 5 602,9 | 15 350,5 | 639 604,2 |
| 3. Газ попутный:в том числе: | 66,72 | 13 106,0 | 35 906,8 | 1 496,1 | 0,2 | 12,5 | 34,2 | 1 424,9 |
| Газ на ГПЗ | 55,03 | 10 808,5 | 29 612,3 | 1 233,8 | 0,159 | 10,3 | 28,2 | 1 174,6 |
| Газ на котельную | 1,45 | 284,0 | 778,1 | 32,4 | 0,004 | 0,3 | 0,7 | 30,9 |
| Газ на факел | 9,27 | 1 821,5 | 4 990,4 | 207,9 | 0,027 | 1,7 | 4,8 | 198,0 |
| Газ на ЦПС | 0,67 | 131,1 | 359,1 | 15,0 | 0,002 | 0,1 | 0,3 | 14,2 |
| Газ на КНС | 0,3 | 61,0 | 167,0 | 7,0 | 0,001 | 0,1 | 0,2 | 6,6 |
| Итого: | 100,0 | 19 640,1 | 53 808,4 | 2 242,0 | 100,0 | 6 479,6 | 17 752,3 | 739 680,1 |
2.1 Оценка технического состояния установки предварительного сброса воды № 3