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.
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.
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.
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.
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.
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.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.