CC BY
13
УДК 004.02:004.5:004.9
Фасеев В.Р. студент магистратуры
ТИУ
Россия, г. Тюмень
ОСОБЕННОСТИ СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА
ТАЛИНСКОЙ ПЛОЩАДИ
Fateev V. R. master's degree student
TIU
Russia, Tyumen
FEATURES OF THE OIL COLLECTION AND TREATMENT SYSTEM
AT TALINSKAYA SQUARE
Сбор и подготовка нефти - это технологические процессы, осуществляемые с целью приведения качества нефти в соответствие требованиям действующих стандартов и технических условий. При подготовке нефти проводят ее обезвоживание обессоливание или стабилизацию. При необходимости применяют сочетание этих процессов. Подготовленную нефть по магистральным нефтепроводам или в цистернах по железной дороге подают на нефтеперерабатывающие заводы и другим потребителям. Необходимость поддержания и улучшения качества подготовленной продукции сегодня является актуальной задачей.
На Красноленинском месторождении Талинской площади вопросам сбора и подготовки скважинной продукции уделяется значительное внимание.
На месторождении эксплуатируется герметизированная однотрубная система сбора и промысловой подготовки продукции скважин с дожимными насосными станциями, без предварительного сброса воды.
Для измерения дебита скважин кустовые площадки скважин обустроены 75 автоматизированными групповыми замерными установками. В том числе по маркам: БИУС - 3 шт.; АГЗУ марки АМ 40-8-400 - 55 шт.; АМ 40-10-400 - 13 шт.; АМ 40-12-400 - 1 шт. и АМ 40-14-400 - 3 шт.
Продукция скважин (объемом 19516,0 м3/сут на 1.01.17 г.) с 550 добывающих скважин 58 кустов под давлением от 3,32 до 0,45 МПа поступает по нефтесборным трубопроводам диаметром от 89 до 426 мм и общей протяженностью 106,1 км поступает на три дожимные станции (ДНС-1Е; ДНС-2Е и ДНС-3Е) при давлении 0,45 - 0,88 МПа. Смешение несовместимой продукции отсутствует.
Продукция скважин поступает для сепарации на ДНС, оборудованные дополнительными установками предварительного отбора газа (УПОГ).
Мощность насосного оборудования по ДНС представлена в таблице 1.
Таблица 1 - Мощности насосного оборудования ДНС
Номер ДНС Количество насосов, шт. Производительность, м3/сут
Марка насоса установ ленных в работе в резерве проектная текущая на 1.01.07 г
ДНС-1Е ЦНС-105196 2 1 1 2520 3877
ЦНС-180212 1 1 0 4320
ДНС-2Е ЦНС-300240 3 2 1 14400 10026
ДНС-3Е ЦНС-105196 3 2 1 5040 5663
Итого: 9 6 3 26280 19566
Мощности насосного оборудования в целом по трем дожимным насосным станциям загружены на 74 %.
Частично отсепарированная продукция откачивается с ДНС насосными агрегатами под давлением от 2,06 до 2,23 МПа непосредственно по напорным нефтепроводам диаметром от 219 до 530 мм и общей протяженностью 52,8 км на центральный товарный парк (ЦТП) соответственно для подготовки и перекачки нефти.
Отсепарированный газ под собственным давлением (от 0,3 до 0,4 МПа) поступает по газопроводам низкого давления (диаметром от 219 до 530 мм общей протяженностью 50,142 км) на подготовку на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) ООО «Няганьгазпереработка».
Подготовленная на ЦТП товарная нефть Талинской площади Красноленинского месторождения, вместе с нефтью остальных месторождений ОАО «Роснефть» откачивается через коммерческий узел в магистральный нефтепровод на перекачивающую станцию (НПС).
Вода с отстойников и электродегидраторов поступает в установку интенсификации очистки нефтепромысловых сточных вод, а затем в очистные резервуары, а из резервуаров откачивается по водоводам на кустовые насосные станции. (КНС) и далее на кусты и в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления (ППД) для закачки в пласты.
В таблице 2 представлены геометрические параметры, технические характеристики трубопроводов различного назначения: нефтегазосборных трубопроводов (Нсбор), напорных нефтепроводов (НН), газопроводов низкого давления (ГНД), а также даны параметры перекачки жидкости (газа). Техникотехнологические параметры трубопроводов существующей системы сбора продукции скважин (Нсбор, НН, ГНД) находятся в широком диапазоне.
Таблица 2 - Перечень существующих трубопроводов системы сбора продукции скважин по состоянию на 01.01.2017_
Наименование трубопровода Геометрические параметры: Год ввода Технологические параметры
длина, м диаметр, мм толщи на стенки, мм расход жидкости, м3/сут обвод ненность, % начальное давление, МПа
К.17 - т.вр.к.17 450 114 6,0 1996 124,0 51,6 1,23
Т.вр.к.4 т.вр.к.21 760 МПТ15 9 6,0 1999 109,0 56,0 0,86
К.4 - т.вр.к.4 250 МПТ15 9 6,0 2004 144,0 43,8 1,23
Т.вр.к.17 т.вр.к.4 120 114 6,0 1999 765,0 52,6 1,21
К.19 - т.вр.к.17 2000 114 6,0 2011 637,0 72,4 2,10
К.21 - т.вр.к.21 2000 ГПМТ1 50 5,0 2015 522,0 61,9 1,40
Сбор газонасыщенной обводненной нефти с кустов Талинского месторождения, сепарации свободного попутного нефтяного газа от нефти, насосный транспорта нефти на ЦТП «Красноленинский» и подачи газа на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).
А. Основное технологическое оборудование ДНС:
1. Сепаратор первой ступени сепарации У=100 м3 - 1 шт.
2. Сепаратор-буфер У=100 м3-1шт.
3. Газосепаратор У=25 м3 - 1 шт.
4. Насосная внешней откачки нефти.
5. Дренажная емкость У=25 м3 - 2 шт.
6. Узел учета нефти.
7. Узел учета газа.
8. Факел аварийного сжигания газа.
9. Узел улавливания конденсата на факельной линии:
а) Расширительная камера - 1 шт.
б) Конденсатосборник - 1 шт.
10.Блок реагентного хозяйства - 1 шт.
Б. Вспомогательные сооружения
1. Операторная.
2. Бокс для хранения пожарного инвентаря.
Продукция скважин поступает на узел дополнительных работ (УДР). После УДР жидкость поступает на площадку ДНС-2 в сепараторы первой ступени сепарации. Из сепараторов первой ступени жидкость поступает в буферную емкость. Из буферной емкости жидкость подается на прием центробежных насосов и через узел учета нефти (УУН) откачивается на ЦТП «Красноленинский».
Газ, выделившийся из нефти в сепараторе первой ступени, очищается в газосепараторе ГС-1 и через узел учета газа (УУГ) подается на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).
Для опорожнения аппаратов и трубопроводов предусмотрены две дренажные емкости объемом 25 м3 каждая.
Для работы контрольно-измерительной аппаратуры и регулирующей арматуры с пневматическим приводом на ДНС имеется воздушная компрессорная станция БКСА с компрессорами 4ВУ1 -5/9 и СО-243.
Технологическая схема блока подготовки нефти разработана на основе рекомендаций СибНИИНП и «Принципиальной схемы технологического комплекса сбора, подготовки и транспорта нефти и газа Талинского месторождения», утвержденной Главтюменнефтегазом 25.02.85 г.
Назначение установки: подготовка товарной нефти I группы и транспорт ее на ЦТП «Красноленинский».
Производительность установки - 3,5 млн.т нефти в год.
В процессе эксплуатации на установке были смонтированы дополнительное оборудование, приборы и трубопроводы:
1. Линия уловленной нефти из РВС-5000/1,2,3 на прием насосов некондиционной нефти (поз. Н-1/1;2).
2. Линия откачки нефти из РВС-10000/1,2,3 на прием насосов внешней перекачки (поз. Н-З/1.. .4).
3. Концевой сепаратор (поз.С-2/2) переобвязан для использования в качестве газосепаратора.
4. Перемычки между всасывающей и нагнетательной линиями насосов соответственно некондиционной нефти и всасывающей линией насосов внешней перекачки.
5. Построена и выведена в консервацию УПН производительностью 2,5 млн. тонн нефти в год.
6. Смонтировано соответствующее телескопическое устройство вывода нефти непосредственно из резервуаров-отстойников пластовой воды (РВС-5000/1,2,3).
7. Построена новая линия подачи нефти на нефтеналивную эстакаду.
8. Проведена реконструкция узла учета нефти в связи с подачей нефти на НПЗ.
ЦПС включает в себя следующие объекты:
А. Технологические сооружения
1. Устройство предварительного отбора газа (УПО).
2. Сепаратор первой ступени сепарации У=100 м3.
3. Установка подготовки нефти УПН-1:
□ Отстойник для предварительного отстоя нефти ОГ-200П - 2 шт.;
□ Подогреватель нефти ПТБ-10 - 2 шт.;
□ Сепаратор «горячей» ступени сепарации У=100 м3;
□ Электродегидратор ЭГ-200-10 - 2 шт.
4. Сепаратор концевой ступени сепарации У=100 м3 - 2 шт.
5. Газосепаратор У=100 м3 - 1 шт.
6. Резервуар нефтяной РВС -10000 - 3 шт.
7. Емкость газоуравнительной системы резервуаров РВС-10000.
8. Резервуар-отстойник пластовой воды РВС-5000 - 3 шт.
9. Емкость теплоносителя У=80 м3.
10. Емкость буферная У=200 м3 - 1 шт.
11. Насос внешней откачки нефти - 2 шт.
12. Насос некондиционной нефти - 2 шт.
13. Емкость аварийная У =16 м3 - 1 шт.
14. Воздушная компрессорная станция. В. Вспомогательные сооружения:
1. Котельная с двумя котлами.
2. Пункт налива нефти:
а) Емкость хранения нефти У =50 м3 - 1 шт.
б) Емкость хранения ШФЛУ У =40 м3 - 1 шт.
в) Емкость дренажная У =16 м3 - 1 шт.
3. Операторная
4. Резервуар противопожарного запаса воды РВС-400м3 - 2 шт. и РВС200 - 1 шт.
5. Насос пожарной воды - 2 шт.
6. Емкость пенообразователя У =50 м3 - 2 шт, У =200 м3 - 1 шт.
7. Насос пенообразователя - 2 шт.
8. Насос циркуляционный - 2 шт.
Для аналитического контроля ведения технологического процесса установок периодически отбираются пробы нефти, для определения обводненности, на входе на установку, выходе с отстойников или электродегидраторов, узла учета нефти (УУН) после установок, а также отбор проб пластовой воды, для определения остаточного содержания нефтепродуктов после очистных резервуаров, на выкиде насосов 200Д90. Для определения загазованности территории установок производится отбор проб газо-воздушной среды по производственным площадкам и помещениям. Параметры аналитического контроля приведены в таблице 3.
Таблица 3 Параметры аналитического контроля
№ п/п Наименование операции процесса, продукта Место отбора Контролируемые параметры Метод контроля Частота, периодично сть контроля
1 3 4 5 6 7
1. Отбор проб нефти На входе на установку Содержание воды в нефти ГОСТ 2477-65 Каждые часа
2. Отбор проб нефти На выходе с Электродегидратора Содержание воды в нефти ГОСТ 2477-65 Каждые часа
3. Замер загазованности Площадка Электродегидраторов УГ-2 1 раз в смену
4. Замер загазованности Площадка печей УГ-2 1 раз в смену
5. Замер загазованности Блоки нефтяных насосов Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену
6. Замер загазованности Каре резервуаров УГ-2 1 раз в смену
7. Замер загазованности Блоки БРХ УГ-2 1 раз в смену
8. Замер загазованности Площадка буферных УГ-2 1 раз в
емкостей смену
9. Замер загазованности Площадка нефтесепараторов С1-С6 УГ-2 1 раз в смену
В связи с непрерывностью технологического процесса на установке
первичной подготовки нефти предусмотрена система контроля и сигнализации. Система сигнализации и контроля обеспечивает безопасность работы установки, следя за технологическими параметрами процесса и предупреждая об отклонении этих параметров.
Проведенный анализ существующей системы сбора и подготовки нефти на Талинской площади Каменного месторождения, а также проведенные расчеты по соответствующим методикам позволили сделать следующие технологические выводы:
- существующие мощности ДНС загружены на 50%;
- ДНС (УПСВ)-19 перегружена;
- существующие мощности УПСВ на ДНС-17 и ДНС-18 загружены на 47 % и 70% соответственно;
- УПСВ на ДНС-19 перегружена;
- по сверхнормативному сроку службы 130 км трубопроводов различного назначения нуждаются в реконструкции: 2,2 км -нефтегазосборных трубопроводов; 127,6 км - напорных нефтепроводов. В перегруженном режиме работают 18 км действующих нефтегазосборных трубопроводов.
Построение сети сбора должно осуществляться строго из условия создания соответствующих гидравлических режимов потока жидкости, обеспечивающих минимальную внутреннюю коррозию трубопроводов, что впоследствие дает возможность увеличить надежность системы сбора и подготовки. Кроме того, для повышения надежности системы нефтегазосбора необходимо предусмотреть ряд организационных и технических мероприятий.
Использованные источники: 1. Технологический регламент Центрального пункта сбора и подготовки нефти (ЦПС) "ТАЛИБСКИЙ"
2. Проект пробной эксплуатации Красноленинского месторождения (Талинская площадь). Протокол ЦКР №178-03 от 28.11.2013г.
3. Технологическая схема разработки Красноленинского месторождения Протокол ТКР ХМАО-Югры от 29-25.08.17 № 06-17.
4. Основные положения по автоматизации, телемеханизации и автоматизированным системам управления технологическими процессами транспортировки газа. Утверждены 22.04.1996 г. Заместителем Председателя Правления РАО «Газпром» В. В. Ремизовым.
5. Кравцов, Л. В. Технологические основы и моделирование процессов промысловой подготовки нефти и газа: учебное пособие [Текст]/. - Томск: Изд-во Томскою политехнического университета, 2012. - 128 с.
6. Леонтьев, С.А. Расчет технологических установок системы сбора и подготовки скважинной продукции: учебное пособие[Текст] / С. А. Леонтьев, Р. М. Галикеев, О. В. Фоминых. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. - 116 с.
7. Лутошкин, Г. С. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах: учеб. пособие для вузов [Текст] / Г. С. Лутошкин, И. И. Дунюшкин.- М.: Недра, 1985. - 135 с.
8. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: Справочник [Текст] / Г. Г. Рабинович, П. М. Рябых, П. А Хохряков и др.; под ред. Е. Н. Судака. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Химия, 2011. - 568 с.
9. Сбор, подготовка и хранение нефти и газа. Технологии и оборудование: учебное пособие [Текст] / Р. С. Сулейманов, А. Р. Хафизов, В. В. Шайдаков и др. - Уфа: «Нефтегазовое дело», 2007. - 450с.
10. Сбор, транспорт и подготовка нефти [Текст]/ Н. М. Байков, Б. В. Колесников, П. И.Челпанов. - М., «Недра», 1975. - 317 с.
