Технологические комплексы по подготовке, нефти, газа и воды
Технологический комплекс сооружений по подготовке нефти
Технологический комплекс сооружений по подготовке нефти обеспечивает:
- сепарацию нефти (I ступень – 1,6 МПа, II ступень – 0,6 МПа) и предварительный сброс пластовой воды (на I ступени сепарации до 10% остаточного содержания воды в нефти, на II ступени сепарации до 5% остаточного содержания воды в нефти);
- стабилизацию нефти при давлении 0,15 МПа;
- подогрев нефти;
- подачу химреагентов;
- глубокое обезвоживание нефти;
- обессоливание нефти;
- прием товарной нефти с месторождения им. Ю. Корчагина;
- оперативный замер количества и контроль качества нефти, подготавливае-
мой на ЦТП;
- оперативный замер нефти месторождения им. Ю. Корчагина и В.Филановского, откачиваемой с ЦТП на берег;
- совместный транспорт товарной нефти месторождений им. В. Филанов-
ского и им. Ю. Корчагина на берег;
- подачу товарной нефти месторождения им. В. Филановского в объеме 2 млн. т/год на ЛСП-1 месторождения им. Ю. Корчагина и далее на ПНХ;
- дренаж технологического оборудования в систему закрытого дренажа с
последующей откачкой дренажных стоков в начало технологического процесса;
- возврат нефти в начало технологического процесса на период пуска тех-нологического оборудования в эксплуатацию.
Пластовая продукция ЛСП-1 имеет температуру на устье скважины около 50°С и, так как ЛСП-1 находится в непосредственной близости от ЦТП, подогрев продукции скважин поступающей с ЛСП-1 не предусматривается. Продукция скважин, поступающая с ЛСП-2 и БК с давлением 1,82 МПа, подогревается на ЦТП с температуры 41-46°С до 50°С и, затем совместно с продукцией скважин ЛСП-1 под давлением 1,62 МПа и температурой 50°С поступает на I ступень сепарации.
Перед I ступенью сепарации поток разделяется на две параллельные технологические линии и в поток ГЖС подается деэмульгатор.
Газожидкостная смесь проходит I ступень сепарации в трехфазных сепараторах 10-V-2001А/В при давлении 1,62 МПа и температуре 50°С, где происходит отделение свободного газа от жидкости и предварительный сброс пластовой воды до остаточного содержания ее в нефти до 10%. Нефть с оставшейся пластовой водой подогревается до температуры 60°С в рекуперативных теплообменниках 10-Е-2101А/В/С потоком товарной нефти поступающей с обессоливателей 10-V-2502 А/В, а затем в теплообменниках 10-Е-2102А/В/С до температуры 83°С, теплоносителем (150°С). В качестве теплоносителя принят 60% раствор триэтиленгликоля в воде.
Перед теплообменниками 10-Е-2101А/В/С в поток нефти вводятся химреаген-
ты – деэмульгатор и ингибитор солеотложения. Температура нефти, при которой вводятся химреагенты принята в соответствии с рекомендациями по подготовке нефти месторождения им. В. Филановского, представленными в работе «Комплексные исследования свойств нефти месторождения им. В. Филановского и разработка рекомендаций по сбору и подготовке пластовой продукции и транспорту нефти», выполненной ООО «КогалымНИПИнефть».
После теплообменников жидкость с давлением 0,61 МПа поступает на II ступень сепарации в трехфазные сепараторы 10-V-2002 А/В, в которых производится сброс пластовой воды до остаточного содержания ее в нефти – до 5%. Далее нефть поступает на стабилизацию в блок III ступени сепарации (нефтегазосепараторы 10-V-2101А/В) с давлением 0,15 МПа и температурой 72°С. Стабильная нефть технологическими насосами 10-Р-2201 А/В/С подается под давлением 1,0 МПа в отстойники глубокого обезвоживания 10-V-2501 А/В.
В отстойниках 10-V-2501А/В осуществляется окончательное обезвоживание
нефти до содержания воды не более 0,5% массовых. Перед отстойниками в нефть
подается деэмульгатор. Затем нефть подается в электростатические обессоливатели нефти (электродегидраторы) 10-V-2502 А/В. На входе в электродегидраторы в нефть подается промывочная вода в количестве 5% от объема нефти с температурой 50°С. В качестве промывочной воды используется морская вода, имеющая низкую минерализацию хлористых солей. В трубопровод подачи промывочной воды предусмотрена подача ингибитора солеотложений. Вода с установки обезвоживания и обессоливания подается на вход II ступени сепарации.
Подготовленная до товарной кондиции нефть обрабатывается при температу-
ре 70°С депрессатором для улучшения реологических свойств нефти. Товарная нефть, после охлаждения в рекуперативных теплообменниках 10-Е-2101 А/В/С до температуры 54-57°С, через блочную установку оперативного учета количества и контроля качества нефти 10-А-2401 (СИКН) поступает в буферные емкости 10-V-2201А/В.
В буферные емкости 10-V-2201А/В также поступает товарная нефть от место-
рождения им. Ю. Корчагина. Далее товарная нефть месторождений им. Ю.Корчагина и им. В.Филановского насосами внешнего транспорта 10-Р-2202 А/В/С через блочную установку оперативного учета нефти 10-А-2402 подается в трубопровод внешнего транспорта нефти. Максимальная производительность насосной внешнего транспорта-7 млн.т/год. Технологической схемой предусмотрена возможность возврата нефти на III
ступень сепарации при вводе установки подготовки нефти в эксплуатацию и выводе
на технологический режим.
Товарная нефть месторождений им. В. Филановского и им. Ю. Корчагина, со-
ответствующая требованиям ГОСТ Р 51858-2002, транспортируется под давлением
не менее 6,4 МПа по переходному мосту на райзерный блок и, далее, по подводному
нефтепроводу на головные береговые сооружения. Технологической схемой предусмотрена также возможность подачи нефти месторождения им. В. Филановского на ЛСП-1 месторождения им. Ю. Корчагина в объеме 2 млн. т в год и, далее, на ПНХ.
Замещение нефти на воду в подводном трубопроводе осуществляется при ос-тановленном технологическом процессе при необходимости проведения ремонтных
работ на трубопроводе или форс-мажорных обстоятельствах, связанных с прекра-
щением добычи скважинного флюида.
Во избежание парафинизации нефти в зоне контакта «нефть-вода» необходи-
мо предусмотреть закачку дизельного топлива в объеме около 10 м3. Морская вода подается от установки подготовки воды. Для страгивания нефти используется поршневой насос высокого давления 10-Р-2203. Нефть, в этом случае, подается от буферных емкостей 10-V-2201А/В на прием насоса 10-Р-2203 при малой подаче на нагнетании насоса с целью придать движение нефти в трубопроводе. При начале движения нефти в трубопроводе давление нефти на насосе 10-Р-2203 резко падает и включаются насосы внешнего транспорта нефти 10-Р-2202А/В/С (на первом этапе один насос, при необходимости затем подключается второй насос). Газ I, II ступеней сепарации нефти поступает на соответствующие ступени компримирования компрессорных станций высокого и низкого давления (1,6 и 0,6 МПа соответственно), а пластовая вода при давлении 1,6 и 0,6 МПа – на установку подготовки воды. Газ стабилизации направляется на I ступень компримирования компрессорной станции низкого давления (0,12 МПа). Давление на ступенях сепарации поддерживается при помощи регуляторов давления, устанавливаемых на газовой стороне сепараторов. Уровень жидкости в сепараторах поддерживается регуляторами на выходе жидкости. Защита аппарата от превышения расчетного давления обеспечивается установкой предохранительных клапанов.