 |
Технологические нормы состава сырья и продукции
|
|
|
|
Исходным сырьем ДНС является газоводонефтянная эмульсия с содержанием воды 10 - 15%, которая поступает с кустов скважин Талаканского месторождения.
Продуктом ДНС является обезвоженная нефть, которая поступает на ЦППН, где происходит подготовка нефти до товарных кондиций (обезвоживание, обессоливание и т.д.) и перекачка ее по системе внешнего транспорта. На ДНС происходит сепарация газа, который поступает на компрессорную станцию ГТЭС. Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает по системе водоводов на КНС и закачивается в пласты с целью поддерживания пластового давления[29].
Характеристика нефти представлена в таблице 1.2.
Таблица 1.2 – Физико-химические свойства нефти
| Наименование показателя | Поток на входе ДНС | Поток на выходе ДНС (нефть на ЦППН) |
| Плотность, кг/м3 по ГОСТ 3900-85 | 871-885 | 875,3 |
| Вязкость кинематическая, мм2/с по ГОСТ 33-2000 при 20 °С при 50 °С | 22-53 8-15 | 31,2 10,5 |
| Содержание в нефти, % масс. воды, по ГОСТ 21534-76 солей, мг/л ГОСТ 21534-76 серы по ГОСТ Р 51947-2002 парафина по ГОСТ 11851-85 смол по ГОСТ 11858-66 асфальтенов по ГОСТ 11858-66 Сероводорода ГОСТ Р 50802-95 мех. примесей по ГОСТ 6370-83 | 80-90 1,2-1,5 2,9-3,9 7,0-11,0 1,8-5,0 нет 0,18 | 0-10 1,41 3,88 8,39 3,46 нет 0,01 |
Пластовые воды месторождения относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу, минерализация вод составляет в среднем от 15,21 до 16,85 г/л. Плотность воды в поверхностных условиях составляет в среднем 1010 кг/м3[34].
Характеристика очищенных стоков с РО-1,2:
содержание нефти – не более 40 мг/л;
содержание механических примесей – не более 15 мг/л;
ионный состав воды – Cl -,HCO3-, Ca2+, Mg2+, Na+, K+, Fe3+.
Компонентный состав нефтяного газа (по ГОСТ 23781-87) представлен в таблице 1.3.
|
|
|
Таблица 1.3 – Физико-химические свойства попутного нефтяного газа
| Компонент газа | Объёмные % | Весовые % |
| Метан (СН4) | 75,38 | 52,82 |
| Этан (С2Н6) | 7,51 | 9,87 |
| Пропан (С3Н8) | 10,58 | 20,37 |
| Изо-бутан (С4Н10) | 3,15 | 8,00 |
| Норм.-бутан (С4Н10) | 2,67 | 6,78 |
| Изо-пентан (С5Н12) | 0,41 | 1,31 |
| Норм.-пентан (С5Н12) | 0,16 | 1,50 |
| Гексан и выш. (C6H14+) | 0,06 | 0,23 |
| Диоксид углерода (СО2) | 0,07 | 0,14 |
| Азот (N2) | 0,00 | 0,00 |
Характеристика газа подготовленного на ДНС:
теплота сгорания, (низш. при 20оС) ккал/м3 – 11080,99;
сероводород отсутствует;
плотность, кг/м3 0,952;
молекулярный вес 23.
Описание технологического процесса подготовки нефти
Описание потока сырья
Общая структурная схема технологического процесса подготовки нефти на ДНС, представлена на (рис. 1.1).
БДР - блок дозирования реагента; 1 ступень – первая ступень сепарации; 2 ступень – вторая ступень сепарации; ТС-1 – трехфазный сепаратор «Хиттер‑Триттер» фирмы «SIVALLS»; НН – нефтенасосная станция; Р-1- аварийный резервуар; РО – резервуар-отстойник; КНС – кустовая насосная станция; Г-1; Г-2 – газовый сепаратор.
Рисунок 1.1 – Структурная схема технологического процесса подготовки нефти на ДНС
Продукция от скважин через задвижку узла переключений по трубопроводу диаметром 700 мм поступает на площадку узла сепарации в сепараторы первой ступени сепарации С-1/1, С-1/2, где происходит отделение свободного газа и части механических примесей. Обводненная разгазированная нефть, после сепараторов первой ступени сепарации С-1/1, С-1/2 через регулирующие клапаны и задвижку по трубопроводу поступает в трехфазный сепаратор ТС-1/1. Для более эффективного разделения эмульсии осуществляется подача разбавленного реагента в поток входящей жидкости на узле переключений[44].
В трехфазном сепараторе ТС-1 осуществляется сепарация газожидкостной смеси, подогрев нефтяной эмульсии и предварительный сброс воды.
|
|
|
Эмульсия, нефть и свободная вода попадает во входной маточник и равномерно распределяется по длине жаровых труб. Благодаря различным плотностям нефти и подтоварной воды, уменьшения скорости потока, а также действиям реагента происходит разрушение эмульсии на газ, нефть и воду, свободная вода скапливается на дне аппарата под жаровыми трубами. Более стойкая эмульсия поднимается вокруг жаровых труб и нагревается до 50 °С, в процессе чего происходит дополнительное разрушение эмульсии, коагуляция капель воды. Укрупненные капли оседают и соединяются со свободной водой в нижней части аппарата, а нефть поднимается выше и через маточник перетекает в отсек с коалесцерами, где происходит дальнейшее разрушения эмульсии за счёт увеличение площади поверхности процесса коагуляции капель воды.
Далее нефть попадает в нефтесборник. Постоянный уровень нефти в нефтесборнике поддерживается при помощи автоматического клапана-регулятора. Отделенная от нефти вода из аппаратов, пройдя узел замера, по трубопроводу диаметром 400 мм поступает на очистные сооружения.
Предусмотрен сброс газа в факельный газопровод через предохранительные клапана при превышении рабочего давления в аппаратах.
Обезвоженная нефть поступает в сепараторы С-2/1, С-2/2, где происходит остаточная дегазация нефти. Давление в аппаратах поддерживается регулирующим клапаном.
Нефть после сепарации подается на насосы Н-1/1, Н-1/2, Н-1/3. Предусмотрена возможность подачи нефти после сепарации через регулятор в резервуар Р-1 для доподготовки нефти и дальнейшей подачи на насосы Н-1/1…1/3. Внутри резервуары оборудованы маточником, с помощью которого нефть равномерно распределяется по всей площади резервуара. Дополнительно предусмотрена откачка нефти из резервуаров со стояка высотой 3,5м.
Нефть после насосов Н-1/1…1/3 поступает на узел измерения количества и качества нефти.
Блок измерительных линий ДНС Талаканского газонефтяного месторождения состоит из трех рабочих, резервной и контрольной линий с массовыми кориолисовыми расходомерами Мicro - Motion.
Выполнив измерения количества и получив показатели качества нефти на узле учета нефти, товарная нефть подается на ЦППН Талаканского месторождения для подготовки к подаче в магистральный нефтепровод «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ВСТО).
|
|
|
Описание потока газа
Газ, выделившийся в сепараторах первой ступени сепарации С-1/1,2, поступает через задвижки в газосепаратор Г-1 для удаления жидкой фазы[44].
После газосепаратора Г-1 газ под собственным давлением через узел учета газа подается в газопровод диаметром 500 мм в систему газопроводов ГТЭС, газосепаратор Г-2. После газосепаратора Г-2 газ под собственным давлением подается на котельную, в топки трехфазного сепаратора ТС-1, а так же на затвор, запал и дежурные горелки факела.
В аварийном режиме, газ после Г-1 при открытой электроприводной задвижке сбрасывается на факел аварийного сжигания газа СФНР-400. Расчет факела выполнен на максимальное количество газа, выделившегося на ДНС.
Факельная система включает в себя:
- ствол факельный;
- оголовок;
- сепаратор факельный;
- емкость сбора конденсата;
- технологические трубопроводы (подводящий газопровод, газопровод на дежурные горелки, трубопровод откачки конденсата и др.).
Проектируемые байпасные трубопроводы позволяют осуществлять плановые остановки площадочных объектов для проведения ревизии и капитального ремонта технологического оборудования.
Сброс пластовой воды
Пластовая вода, выделившаяся в трехфазном сепараторе ТС-1, выводится из него через два механических клапана регулятора с электроприводом через открытые запорные клапана по трубопроводу Ду400 и поступает в резервуары-отстойники подготовки пластовой воды РО-1,2, где осуществляется подготовка до необходимых величин, согласно ГОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству»[44].
После динамического отстоя очищенная пластовая вода из резервуаров-отстойников подготовки пластовой воды РО-1,2 через электроприводные задвижки самотеком поступает на прием насосов кустовой насосной станции (КНС).
Предусмотрена технологическая схема «слива» уловленной нефти из резервуаров-отстойников РО-1,2 в подземную емкость Е-2, через электроприводные задвижки, с последующей откачкой её из емкости насосом НВ-50/50 на прием насосов ЦНС-60×165.
|
|
|
Для работы резервуаров-отстойников подготовки пластовой воды РО-1,2 в последовательном режиме проектом предусмотрен трубопровод перетока. При остановке трехфазного сепаратора ТС-1 пластовая вода, отделившаяся в аварийном резервуаре Р-1, перетекает в резервуары-отстойники РО-1,2.
|
|
|
