Технология внутрипромысловой подготовки нефти

Добыча ОАО «Газпром» на севере Тюменской области осуществляется на Уренгойском месторождении, где нефть проходит промысловую подготовку по общепринятой («классической») технологии, т.е. с получением товарной нефти по ГОСТ-9965 с давлением насыщенных паров не более 500 мм рт.ст. По действующей схеме Уренгойская товарная нефть с ЦПС-1 и ЦПС-2 поступает в конденсатопровод Уренгой - Сургут, по которому, совместно с деэтанизированным конденсатом с Уренгойского УПКТ, транспортируется на Сургутский ЗСК для стабилизации и переработки. При такой схеме очевидно, что в конденсатопровод можно подавать нефть со значительной остаточной газонасыщенностью (деэтанизированную по аналогии с деэтанизированным конденсатом). Единственное требование к подготовке такой нефти - обеспечение требований ТУ на НГК-смесь по воде и содержанию суммы углеводородов С1 и С2. Изменение технологии подготовки нефти с переходом на поставку деэтанизированной нефти вместо товарной, позволило бы снять проблему утилизации хотя бы наиболее жирного газа ступеней сепарации низкого давления, тем более, что эта утилизация попутного газа из КСУ является наиболее затратной и наименее прибыльной (прирост производства продукции за счет утилизации этих газов минимален).

В настоящее время выполнен проект по реконструкции системы подготовки нефти и строительства компрессорных станций для утилизации низконапорного попутного газа на ЦПС-1 и ЦПС-2, предусматривающий перевод технологии подготовки нефти до состояния остаточной газонасыщенности (деэтанизированного состояния) (далее – «работа ЦПС по закрытой схеме»).

Принципиальная технологическая схема УПН для Юрхаровского месторождения по варианту подготовки деэтанизированной нефти представлена на рисунке 8.6.

Таблица 8.5 - Характеристика основных показателей добычи нефти в период опытно-промышленной эксплуатации по кусту 1Н

Таблица 8.6 - Характеристика основных показателей добычи нефти в период опытно-промышленной эксплуатации по кусту 2Н

Таблица 8.7 - Характеристика основных показателей добычи нефти в период опытно-промышленной эксплуатации по кусту 3Н

Таблица 8.8 - Характеристика основных показателей добычи нефти в период опытно-промышленной эксплуатации по кусту 4Н

Таблица 8.9 - Характеристика основных показателей добычи нефти в период опытно-промышленной эксплуатации по кусту 6Н

окончание таблицы 8.9

Таблица 8.10 - Характеристика основных показателей добычи нефти в период опытно-промышленной эксплуатации по кусту 9Н

окончание таблицы 8.10

Таблица 8.11 - Характеристика основных показателей добычи нефти в период опытно-промышленной эксплуатации по кусту 10Н

Рисунок 8.6 - Принципиальная технологическая схема подготовки деэтанизированной нефти

По опыту работы нефтяных скважин Уренгойского месторождения известно, что их эксплуатация осложняется образованием гидратных и парафиновых пробок, а также значительным изменением режимов работы добывающих скважин. В результате газосодержание сырьевого потока поступающего с кустов скважин колеблется в больших пределах от 40 до 2350 т/м³ увеличивая нагрузку сепараторов по газу.

Выбор технологического оборудования установки подготовки следует принять с учетом максимальный добычи нефти, максимального процента обводненности и газового фактора из расчета на объемы добычи 2017 года: нефти – 126,0 тыс.т, жидкости – 559,2 тыс.т, газа - 79,9 млн.м3. Подбор оборудования выполняется на стадии обустройства месторождения. Рекомендуется принять установку подготовки нефти с учетом резерва мощности на расчетную производительность по нефти 151,2 тыс.т в год.

В связи с этим, сепарация нефти на УПН производится, как для нефтяных месторождений с подгазовыми зонами (РД 39-014870-320-88) с применением входного сепаратора. В соответствии с технологической схемой, предварительное разделение жидкой и газовой фаз осуществляется во входном сепараторе. Нефтегазовая смесь со скважин поступает во входной сепаратор С-1, который разгружает нефтегазовые сепараторы по газу, снижает механическую вибрацию оборудования, возникающую при движении газовых пробок в подводящих трубопроводах. Из входного сепаратора газ направляется в схему утилизации попутного нефтяного газа. Отсепарированная нефть частично дросселируется (до давления порядка 0,8 – 0,9 МПа) и поступает в печь П-1 для подогрева до 30 – 40 °С. Температура регулируется таким образом, чтобы обеспечить требуемую степень обезвоживания и дегазации нефти (содержание суммы метана и этана в деэтанизированной нефти не должно превышать 0,8 %масс). Перед П-1 необходимо предусмотреть возможность дозирования деэмульгатора, который может подаваться при неудовлетворительной степени обезвоживания, хотя по опыту эксплуатации нефтяных оторочек на ЦПС Уренгойского месторождения отделение воды от нефти идет достаточно эффективно и без подачи деэмульгатора.

Подогретая в П-1 нефть поступает в сепаратор С-2, откуда газ проходит в газосепаратор СГ-2 (для отделения капельного уноса нефти) и направляется в схему утилизации попутного нефтяного газа. Нефть из С-2 дросселируется до давления 0,65 – 0,7МПа и поступает в сепаратор С-3, откуда остаточный газ направляется в схему утилизации попутного нефтяного газа, а нефть подается в отстойник О-1.

Обезвоженная деэтанизированная нефть из О-1 направляется в систему транспорта с помощью насосов. Перед насосной целесообразно предусмотреть небольшой парк из буллитов емкостью 200 м³, рассчитанных на давление до 1,6 МПа.

Подтоварная вода из О-1, содержащая метанол (по опыту Уренгоя – до 10 % масс.), направляется на утилизацию. Регенерация метанола из такой воды экономически нецелесообразна, поэтому рекомендуемое решение по его утилизации – сжигание на горизонтальной факельной установке.

В связи с удаленностью потенциальных потребителей попутного газа, нефтяной газ используется на собственные нужды промысла, излишки подготавливаются совместно с газом газоконденсатных залежей на УКПГ, что позволит утилизировать более 95% добываемого газа. Попутные нефтяные газы с УПН дожимаются на двухступенчатой утилизационной компрессорной станции для подачи на газоконденсатный промысел (УКПГ). Газ из С-1, СГ-2 и С-3 поступают в сепаратор С-4, где отделяется жидкая фаза содержащая преимущественно воду с примесью метанола, которая сбрасывается в линию утилизации подтоварной воды. Отсепарированный газ сжимается компрессором К-1 до давления 3,2МПа, охлаждается в аппарате воздушного охлаждения ВХ-1 и поступает в сепаратор С-5. Отсепарированный газ из С-5 дожимается компрессором К-2 до давления 5,.6МПа, охлаждается в ВХ-2, проходит сепаратор С-6 и направляется на газоконденсатный промысел. Жидкая фаза из сепараторов С-5 и С-6 возвращается в схему подготовки нефти перед сепаратором С-3.

Далее компримированный попутный нефтяной газ подается на низкотемпературную ступень сепарации УКПГ для подготовки совместно с газом газоконденсатных залежей.

Газ по газопроводу внешнего транспорта подаётся в межсистемную технологическую перемычку «УКПГ-15 – КС Ямбургская».

Нефть нефтяных оторочек после промысловой подготовки на УПН транспортируется совместно с деэтанизированным конденсатом от УКПГ до точки врезки в конденсатопровод «Ямбург-Уренгой».

Для контроля за разработкой и эксплуатацией нефтяных оторочек должен быть предусмотрен необходимый объем контрольно-измерительной аппаратуры, средств автоматизации и пробоотборных устройств на потоках нефти и газа для контроля и регулирования параметров процесса (уровня, давления, температуры, количества жидкости и газа, содержания газа в нефти и капельной нефти в газе после узла сепарации). контроль за эффективностью защиты на нефтесборных сетях (установить зонды с образцами свидетелями). Необходимо предусмотреть системы учета: товарной нефти, пластовой воды, утилизации хозяйственно-бытовых стоков, метанола, тепла, газа высокого и низкого давления на утилизацию и на факел, газа на собственные нужды. Погрешности измерения: на узле учета массы товарной нефти не более 0,25%; на узлах учета пластовой воды, промышленных и хозяйственно-бытовых стоков, газа не более 0,5%.

Система оперативного контроля (местный и дистанционный) за работой оборудования (скважин, подогревателей, систем ингибирования, нефте- и газопроводов) регулирования параметров технологического процесса, учета попутного нефтяного газа, должна осуществляться централизованно - с передачей данных на УПН; с обеспечением подачи информации в операторную и далее в информационно-управляющую систему НГДУ.

При проектировании вспомогательного хозяйства необходимо предусмотреть систему водоснабжения, электроснабжения, противопожарные мероприятия.

Дата добавления: 2015-07-25