Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Система сбора, подготовки и транспорта высоковязкой нефти в ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта»

Продукция скважин ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» характеризуется высокими обводненностью и содержанием смол и асфальтенов, что приводит к образованию высоковязких эмульсий (ВВЭ). Кроме того, для пластовой жидкости характерна высокая концентрация хлористых солей и сероводорода.

В связи с этим в системе сбора, подготовки и транспорта (СПТ) нефти ТПП предусмотрены технологические процессы, направленные на снижение вязкости нефти, обезвоживание, обессоливание и нейтрализацию сероводорода. 

29.03.2017 Инженерная практика №12/2016
Бобров Александр Васильевич Начальник отдела подготовки нефти и газа ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» АО «РИТЭК»

ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» разрабатывает 61 нефтяное месторождение на 26 лицензионных участках на территории Самарской и Ульяновской областей. В состав ТПП входят ЦДНГ «Юг», ЦДНГ «Север» и цех подготовки и сдачи нефти (ЦПСН) «Просвет» (рис. 1). ЦДНГ «Юг» объединяет три пункта налива нефти (ПНН): «Шаболовский», «Зареченский» и «Крюковский», 10 мобильных блочных сепарационно-наливных установок (МБСНУ), три передвижных комплекса исследования и освоения скважин (ПКИОС) и административно-бытовой корпус (АБК), расположенный около с. Константиновка Большеглушицкого района Самарской области.

Рис. 1. Организация системы сбора, подготовки и транспортировки нефти в ТПП РИТЭК-Самара-Нафта
Рис. 1. Организация системы сбора, подготовки и транспортировки нефти в ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта»

В состав ЦДНГ «Север» входят 20 МБСНУ, а также АБК в с. Кошки Кошкинского района Самарской области. В состав ЦПСН входят УПСВ «Константиновская», УПСВ «Булатовская», УПН «Казаковская», УПН «Аксеновская» и комплекс по подготовке и сдаче нефти «Просвет».

ОБЩАЯ СХЕМА СПТ НЕФТИ

ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» ежедневно добывает 25 тыс. м3 нефтесодержащей жидкости. Нефть северной группы месторождений автотранспортом и по системе трубопроводов направляется на УПН «Казаковская» и «Аксеновская» для подготовки до товарного качества, после чего автобойлерной техникой доставляется до ЦПСН «Просвет». Нефть южной группы месторождений проходит предварительную сепарацию, дегазацию и обезвоживание на УПСВ «Константиновская», а затем автобойлерной техникой также транспортируется на ЦПСН «Просвет», где доводится до товарного качества, после чего поступает в систему ПАО «Транснефть» (рис. 1).

Разрабатываемые ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» месторождения удалены на значительные расстояния относительно друг друга и ЦПСН «Просвет»: среднее расстояние между объектами составляет 140-180 км, максимальное – до 500 км. Разработка каждого нового месторождения начинается с пробной эксплуатации. На этом этапе применяется ПКИОС, что позволяет обойтись без строительства трубопровода и сопутствующей инфраструктуры и тем самым избежать значительных экономических затрат.

Для разработки небольших месторождений применяются МБСНУ, в состав которых входят сепараторы, буферные емкости, факельное хозяйство и стояки для налива нефти в автоцистерны. Состав МБСНУ может дополняться или дооснащаться дополнительными блоками, или наоборот, упрощаться. Срок монтажа МБСНУ составляет от трех до 14 дней.

ОСОБЕННОСТИ СПТ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

На месторождениях северной группы добывается нефть с высоким содержанием смол (5-18%) и асфальтенов (2-14%) и высокой обводненностью (до 70%), что приводит к образованию в процессе извлечения из пласта ВВЭ вязкостью до 30 тыс. сП3. Нефть ряда месторождений северной группы с относительно низкой обводненностью (не более 10%) также обладает высокой вязкостью и повышенным содержанием асфальтенов и смол. Эти факторы приводят к снижению напорных характеристик УЭЦН, росту давления в системе трубопроводов и, как следствие, к снижению их пропускной способности.

Для предотвращения образования ВВЭ в рабочих органах УЭЦН на прием насоса по капилляру подается деэмульгатор. Это позволяет снизить вязкость эмульсии с 1500 до 500 сПз при обводненности добываемой продукции 40%, и с 30 000 до 400 сПз при обводненности 70%. Также подача деэмульгатора на прием насоса позволяет снизить давление в трубопроводе и увеличить его пропускную способность.

Для транспортировки ВВЭ до объектов подготовки нефти в ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» применяются мультифазные насосные станции (МНС), позволяющие перекачивать трехфазные жидкости без предварительной сепарации. Благодаря МНС стала возможной транспортировка ВВЭ на значительные расстояния без потерь пропускной способности и роста давления в системе трубопроводов.

РАБОТА УПН «КАЗАКОВСКАЯ»

Процесс подготовки нефти на УПН «Казаковская» (рис. 2) можно разделить на две части: обезвоживание и обессоливание.

Рис. 2. Схема работы УПН Казаковская
Рис. 2. Схема работы УПН «Казаковская»

Для обеспечения эффективного обезвоживания добываемой продукции, поступающей на УПН «Казаковская», предусмотрена предварительная сепарация ВВЭ и сброс свободной воды. После этого частично обезвоженная продукция нагревается на путевых подогревателях до 70-80°С и поступает в отстойники для глубокого обезвоживания. Перед глубоким обезвоживанием стойкой эмульсии, стабилизированной асфальтенами, перед входом в отстойники подается деэмульгатор.

Общая минерализация пластовой воды на месторождениях северной группы составляет свыше 200 г/л (200 000 мг/л), что обуславливает высокое содержание хлористых солей в добываемой продукции и требует ее обессоливания. Этот процесс представляет собой вымывание солей пресной водой с помощью смесителей, подающих воду в поток нефти. Поскольку в нефти содержится большое количество асфальтенов, образующих стойкие эмульсии, перед обессоливанием также предварительно подается деэмульгатор.

В 2016 году на УПН «Казаковская» пущена в работу дополнительная ступень по обессоливанию нефти, которая состоит из электродегидраторов (ЭДГ) производства ЗАО «Нефтех» (рис. 3). Вместе с тем даже с учетом дополнительной очереди ЭДГ содержание солей в товарной нефти находится на грани допустимых значений, что требует дальнейшей доработки и совершенствования процесса обессоливания.

Рис. 3. ЭДГ-3,4 производства ЗАО Нефтех
Рис. 3. ЭДГ-3,4 производства ЗАО «Нефтех»

Перед сдачей нефти в систему ПАО «Транснефть» требуется ее охлаждение до 40°С. Для этого применяется смонтированный на УПН «Казаковская» аппарат воздушного охлаждения производства АО «Объединенная машиностроительная компания» (ОМК) (рис. 4). Такой же аппарат смонтирован и запущен в работу на ЦПСН «Просвет». Его работа позволяет снизить температуру нефти с 70-80°С примерно до 40°С. Поскольку охлаждение нефти производится с помощью вентиляторов с использованием атмосферного воздуха, эффективность охлаждения напрямую зависит от температуры окружающей среды.

Рис. 4. Аппарат воздушного охлаждения производства АО ОМК
Рис. 4. Аппарат воздушного охлаждения производства АО «ОМК»

Еще одна технологическая операция, выполняемая перед сдачей нефти в систему ПАО «Транснефть», заключается в удалении сероводорода из подготовленной нефти посредством подачи нейтрализатора. Поскольку дозирование реагента осуществляется в товарную нефть, при нейтрализации не должны образовываться хлористые соли. Порядка 70% сероводорода поглощается в первые два часа работы нейтрализатора, в последние два-четыре часа нейтрализуется оставшаяся часть сероводорода. В течение пяти-шести часов нейтрализации содержание сероводорода снижается с 600-1500 до 80-90 ppm.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Александр Васильевич, не могли бы Вы уточнить содержание хлористых солей в нефти непосредственно перед ее сдачей в систему ПАО «Транснефть»?
Александр Бобров: Содержание хлористых солей в нефти, поступающей в АК «Транснефть», не должно превышать установленную норму в 100 мг/л. Для нефти, поступающей через УПН «Казаковская», этот показатель составляет 80-90 мг/л, а для нефти, проходящей через УПН «Аксеновская», может приближаться к 100 мг/л и даже превышать этот показатель. Однако за счет смешивания с нефтью с более низким содержанием солей (40-70 мг/л) непосредственно перед пунктом приема АК «Транснефть» этот показатель снижается до допустимых значений.
Вопрос: Сколько нефти уносится в пластовой воде при их разделении?
А.Б.: Порядка 30-40 мг/л.
Вопрос: Каким образом и с какой периодичностью контролируется содержание сероводорода в добываемой нефти?
А.Б.: Содержание сероводорода контролируется путем лабораторного анализа проб, которые отбираются один раз в сутки. Такая периодичность позволяет заметить постепенное повышение содержания сероводорода и соответствующим образом изменить дозировку нейтрализатора.
Вопрос: Как осуществляется утилизация попутного газа с содержанием сероводорода на ПКИОС?
А.Б.: В этом плане нам пока похвалиться нечем: ПКИОС оснащены лишь факельными установками, которые не решают проблему утилизации газа. Но реализация программы по утилизации газа предусматривает доведение ПКИОС до УПСВ, установку нагрева рабочего агента (УНРА), а также установку отдувочной колонны.
Вопрос: До какого уровня вы планируете довести утилизацию попутного газа?
А.Б.: Не менее 95%.
Вопрос: Где планируется построить УНРА, и для каких целей будет использоваться получаемое от нее тепло?
А.Б.: Ближайшая реализация проекта по строительству УНРА запланирована на декабрь 2017 года на УПСВ «Константиновская». Согласно техзаданию, для улучшения процесса дегазации на первой ступени сепарации на подогрев через УНРА будет переведена полностью газоводонефтяная эмульсия, а также пресная вода, направляемая на отопление АБК.
Вопрос: Проводились ли в ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» работы по нейтрализации жидкостей после СКО скважин?
А.Б.: Да, у нас был опыт нейтрализации так называемой «кислой» нефти. В результате ОПИ, которые проводило ООО НПО «Индустрия Сервис», удалось повысить pH нефти с 1,2 до 6. Несмотря на то, что результаты испытаний были признаны успешными, эта технология не получила дальнейшего распространения в ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» из-за ее высокой стоимости.
Вопрос: Контролируется ли в ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» количество формальдегидсодержащих соединений в добываемой продукции?
А.Б.: Пока нет, но мы планируем наладить такой контроль. На данном этапе осуществляется подготовка к соответствующим ОПИ при обязательном условии использования нейтрализаторов сероводорода на бесформальдегидной основе.
Вопрос: Какая дозировка деэмульгаторов применяется на скважинах южной и северной группы месторождений?
А.Б.: На южной группе месторождений дозировка составляет 70 г/т, на северной – до 250 г/т.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Результаты лабораторных испытаний технологии разрушения ВНЭ равномерным электрическим полем, создаваемым электродом «САВЭЛ»
Портал инновационного сотрудничества ПАО «ЛУКОЙЛ»: сегодня и завтра
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №08/2017

Инженерная практика

Выпуск №08/2017

Строительство и ремонт скважин. Механизированная добыча. ППД и трубопроводы. Энергообеспечение
Изоляция продуктивных горизонтов и ликвидация проницаемых зон при буренииСистемы очистки бурового раствора и ВЗД с новым профилемЭксплуатация скважин с боковыми стволами и осложненного фондаОчистка сточных вод и скважинное оборудование для ППДЗащита промысловых трубопроводов от внутренней коррозииКоммерческий учет электроэнергии и газаТехнологии выработки тепловой и электроэнергии
Ближайшее совещание
Механизированная добыча
Осложненный фонд — 2017
Производственно-техническая конференция

Эксплуатация осложненного фонда скважин ‘2017

14-16 ноября 2017 г., г. Тюмень
Анализ опыта и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений в области работы с фондом скважин, эксплуатация которых осложнена различными факторами (коррозия, солеотложения, мехпримеси, АСПО и гидраты, высокая вязкость продукции, высокий газовый фактор, технические ограничения и др.), работа с часто ремонтируемым фондом скважин, организационные решения.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — ноябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

20-24 ноября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми («АМАКС Премьер-отель») в рамках авторского курса С. Балянова.