Система подготовки нефти на ЦПС Усть-Тегусского месторождения

На Усть-Тегусской площади поисковое бурение началось в 1991 г. в северо-восточной части площади заложили поисковую скважину 100, которая в 1992 г. доказала промышленную нефтеносность пласта Ю2.(Л-4). Центральный пункт сбора (далее ЦПС) Усть-Тегусского месторождения введен в эксплуатацию в 2009 г. ЦПС является пунктом сбора продукции скважин, поступающей с Усть-Тегусского месторождения. ЦПС предназначен: для обеспечения непрерывного приема продукции скважин Усть-Тегусского место-рождения; для первой, второй и третьей ступени сепарации, отбора газа первой, второй и третьей ступени подача в систему газосбора для утилизации; подготовки нефти с доведением её показателей качества для приёмосдаточных операций по ГОСТ Р 51858-2002. транспортировки подготовленной нефти насосами на Тямкинское месторождения ;очистки пластовой воды от нефти, механических примесей и подачи её на БКНС для закачки в продуктивные горизонты; учета поступаемой и перекачиваемой нефти, газа и воды.

Товарная нефть на ДНС Тямкинского МР ^^^^^“

Схема 1. Принципиальная схема подготовки нефти на ЦСП Усть-Тегусском месторождении.

Максимальная мощность ЦПС Усть-Тегусского месторождения III очереди строительства составляет: 10,0млн. т/год – по нефти; 13,5 млн.м3/год – по жидкости; 230,4 млн.м3/год – по газу. Площадка ЦПС условно разделена на три зоны: зона сооружений технологического назначения; зона производственно-вспомогательных сооружений; зона вспомогательных сооружений.

Система подготовки нефти на ЦПС состоит из 3-х ступеней сепарации. С целью создания наиболее благоприятных условий для расслоения нефтяной эмульсии в линию нефтяной эмульсии перед сепараторами первой ступени НГСВ-1-14 подается реагент-деэмульгатор. Количество дозирования реа-гента-деэмульга-тора определено согласно отчета «Исследование состава и физико-химических свойств водонефтяных эмульсий Усть-Тегусского месторождения. Подбор в лабораторных условиях высокоэффек-тивных деэмульгаторов и режимов работы оборудования ЦПС Усть-Тегусского месторождения для подготовки товарной нефти» выполненный ОАО «Гипро-тюменьнефтегаз». В качестве реагента-деэмульгатора используется нефтерастворимый препарат – Рекод 112 в количестве 75 грамм на тонну нефти. В период пуска новых скважин, проведения ГРП, для предотвращения сбоев в режиме работы ЦПС необходимо увеличивать расход Рекод 112 до 90 г/тонну нефти. (Л-1). Характеристика деэмульгатора Рекод 112: агрегатное состояние – жидкость; цвет – светло-желтый; запах – запах метанола; плотность при 20°С - 0,93...0,95 г/см3; вязкость при 20°С - 65...75 спз; температура застывания - ниже минус 50°С; температура вспышки - 10...17°С; содержание основного вещества в продукте – 60…65%; растворитель – метанол. (Л-1) В качестве установки дозирования используется УДХ 10-2(10)-1(2)-6-У, рабочее давление 10 МПа, количество насосов 2 с максимальной произ-води-тельностью 10 л/ч, внутренняя расходная ем- кость 1 объемом 2 м3, наружная емкость 1 объемом 6 м3, блок управления на общей раме с установкой.

Первая ступень сепарации представляет собой НГСВ (УПСВ) в количестве 14 сепараторов . На 1-й ступени происходит отделение воды, нефти и газа. Конструкция установки выполнена на базе отработанной конструкции нефтегазовых сепараторов со сбросом воды НГСВ. Внутри аппарата расположены: устройство ввода, успокоительная перегородка, секция коалесценции, струнный каплеотводник для очистки газа и секция сбора нефти. По представленной информации естественная температура поступающего на УПСВ сырья в течение года изменяется от +24 до +40°С. (Л-3). Такая температура с использованием деэмульгатора достаточна для предварительного разделения эмульсии, образуемой нефтью. Водная фаза содержит солеобразующие ионы (кальция, бикарбоната), что характерно для попутно добываемых вод Западно-Сибирского региона. В качестве НГСВ используются аппараты объемом 200 м², конструкция которых предусматривает разделение жидкостей за счет разностей плотностей и интенсификации процесса при использовании коалесцирующих элементов, выполненных в виде пакетов и пластин из нержавеющей стали. Уровень раздела фаз «нефть-вода» в УПСВ поддерживается на необходимой высоте при помощи регулятора уровня и клапана, установленного на линии выхода воды из аппарата. После НГСВ скважинная продукция поступает на 2-ю ступень сепарации.

Вторая ступень сепарации представляет собой НГВРП в количестве 16 аппаратов. Нефтега-зоводоразделитель с прямым подогревом – НГВРП (аппарат типа «Heater-Treater»)- предназначен для получения товарной нефти из продукции скважин, для сепарации продукции скважин, для предварительного обезвоживания. Способен заменить установку, состоящую из нескольких аппаратов. НГВРП может эксплуатироваться в условиях холодного макроклиматического региона с абсолютной температурой до – 60С. (Л-3). Район территории по скоростным напорам ветра не регламентируется. Блок устанавливается на открытой площадке. НГВРП является 3-х фазным сепаратором, жидкость в аппарате подогревается до температуры +55-60 С. (Л-2). Далее обезвоженная нефть поступает на 3-ю ступень сепарации.

Третья ступень сепарации представляет собой КСУ в количестве 6 аппаратов. Концевые сепарационные установки (КСУ) предназначены для окончательной дегазации нефти до требуемых значений давления насыщенных паров и очистки попутного газа. В сепараторах КСУ предусмотрены следующие конструкции и узлы: входной узел распределения газожидкостной смеси; внутренняя пеногасящая насадка; распределительные полки; внутренние каплеотбойные устройства, установленные на выходе газа из аппарата. (Л-2). После КСУ обводненность нефти составляет 15% , самотеком нефть перетекает с КСУ в технологические резервуары РВС-5000, где дополнительно происходит отстой и подрезка водяной подушки, затем товарная нефть с обводненностью 0,1-0,3% перетекает в товарные РВС-5000 откуда подается на прием насосов внешнего транспорта. В качестве насосов внешнего транспорта на ЦПС используются марка ЦНС 300-600. Центробежные многоступенчатые насосы ЦНС (секционные) используют для перекачки воды температурой от 1 до 45 градусов Цельсия, а также других жидкостей, химический состав и физические свойства (вязкость, плотность) которых не отличаются существенно от воды. Допускается перекачивание веществ, содержащих не более 0,2% твёрдых включений максимальным диаметром в 0,2 мм. Применяются в различных хозяйственных целях, чаще всего для откачки воды в шахтах, для обеспечения водоснабжения различных объектов, увеличения давления. Уплотнение насосных агрегатов – торцевые с фторопластовыми элементами.

Заключение. Система подготовки нефти на ЦПС являестся современной системой подгото-вки, включающая процессы обезвоживания и обессоливания, с применением современного диэмульгатора Рекод 112М. На ЦПС используются современные конструкции сепараторов таких как НГСВ-1-П-1,6–2000-1-Т-И-У, НГВРП-1,0-115. На насосах внешнего транспорта используется торцевые уплотнения с фторопластовыми элементами, что так же является современным элементов в нефтегазовом деле.