Сбор и подготовка попутного газа на Барсуковском месторождении (стр. 5 из 7)
3. предварительное и окончательное обезвоживание и разложение эмульсии нефти;
4. подготовку воды для закачки ее в нефтяные пласты;
5. подготовку хозяйственно-питьевой воды;
6. подготовку и транспорт нефти потребителям;
7. промысловый учет нефти и газа;
8. закачку химреагентов (ингибиторов деэмульсаторов);
9. подачу воды в систему поддержания пластового давления.
Мощность системы сбора, подготовки и транспорта продукции скважин должна быть рассчитана по году максимальной добычи. Предусмотренные на ЦПС аварийные горизонтальные емкости должны быть рассчитаны на рабочее давление сепарации.
Сброс газа при ремонтных, профилактических работах и аварийных ситуациях, а также не используемого для получения энергии и хозяйственно-бытовых нужд будет осуществляться на факел для сжигания.
Для предварительного обезвоживания нефти на ЦПС предусмотрена установка предварительного сброса воды (УПС) с использованием технологии совмещенной подготовки нефти и воды (СПОН и В), которая обеспечивает получение воды с качественными характеристиками, удовлетворяющими требованиям стандарта.
Окончательная промысловая подготовка нефти на установке подготовки нефти (УПН) включает обезвоживание и обессоливание нефти термохимическим способом и откачку нефти в товарные резервуары.
Существует 3 группы подготовки нефти.
Подготовка нефти должна обеспечивать качество ее по первой группе по ГОСТ-18558-2002 (таблица 4.1); в случае необходимости нефть должна направляться на повторную обработку.
Таблица 4.1 - Показатели степени подготовки нефти ГОСТ-18558-2002
| Наименование показателя | Номер группы | |||
| 1 | 2 | 3 | На Барсуковскомм/и | |
| Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 | 300 | 900 | 110 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 | 1 | 1 | 0,5 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 | 0,05 | 0,05 | 0,06 |
| Давление насыщенных паров, Па (мм.рт.ст), не более (500) | 66,7 | 66,7 | 66,7 | 69,1 |
В четвертом столбце приведены показатели степени подготовки нефти на Барсуковском месторождении.
Из таблицы 4.1 видно, что качество подготовки нефти на Барсуковском нефтяном месторождении соответствует ГОСТу и не нуждается в повторной обработке.
4.3 Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции
Физико-химические свойства пластовой нефти Барсуковского месторождения приведены в таблице 4.2, свойства и компонентный состав нефтяного газа – в таблице 4.3, ионный состав и свойства пластовой воды– в таблице 4.4.
Таблица 4.2 - Физико-химические свойства пластовой нефти Барсуковского месторождения.
| №п/п | Наименование параметра | Единица измерения | Значение |
| 1 | Плотность безводной нефти | кг/м3 | 864 |
| 2 | Кинематическая вязкость при 200С при 500С | сСтсСт | 14,96,08 |
| 3 | Массовое содержание: -парафинов -асфальтенов -смол -серы | % | 3,033,125,340,66 |
| 4 | Температура застывания | 0С | Минус 6-10 |
| 5 | Молярная масса | кг/моль | 219 |
| 6 | Температура начала кипения | 0С | 85 |
| 7 | Температура плавления парафина | 0С | 53 |
| 8 | Газовый фактор | м3 /т | 49 |
Таблица 4.3 - Свойства и компонентный состав нефтяного газа
| Наименование компонента | Обозначение | Содержание,% |
| Азот | N2 | 5,08 |
| Углекислый газ | CO2 | 0,15 |
| Метан | CH4 | 67,17 |
| Этан | C2H6 | 6,19 |
| Пропан | С3Н8 | 10,24 |
| Изобутан | С4Н10 | 3,72 |
| Норм.бутан | С4Н10 | 4,64 |
| Изопентан | С5Н12 | 1,14 |
| Норм.пентан | С5Н12 | 0,94 |
| Гексан + высш. | С6Н14 | |
| Плотность, кг/м3 - 0,9487 | ||
Таблица 4.4 - Ионный состав и свойства пластовой воды
| Параметр, компонент | Единица измерения | Значение |
| Ca2+ | мг/экв/л | 12,6,0 |
| Mg2+ | мг/экв/л | 0,4 |
| Na++K+ | мг/экв/л | 0,87 |
| HCO3- | мг/экв/л | 4,1 |
| Cl- | мг/экв/л | 95,9 |
| pH | 7,28 | |
| Плотность при 200С | кг/см3 | 1012 |
| Минерализация | г/л | 17,2 |
| Жесткость общая | 33,0 | |
| Тип | Хлориднокаль-циевый |
Для предотвращения коррозии трубопроводов и оборудования, на входе насосных агрегатов откачки нефти и воды, из установки приготовления и дозирования реагента БР2 подается ингибитора коррозии.
Для отделения пластовой воды от нефти используется химический метод обработки нефтяной эмульсии деэмульгаторами, которые ослабляют структурно-механическую прочность слоев, обволакивающих каплю воды, и способствуют более глубокому расслоению эмульсии.
Для защиты газопровода от гидратообразования в линию газа на ХКС и на факел подается метанол.
Характеристика реагентов приведена в таблице 4.5.
Содержание воды в нефти после предварительного сброса – до 10%.
Вода, закачиваемая в пласт, согласно СТП 0148463-007088 должна удовлетворять условиям:
· содержание ТВВ 40 мг/л;
· содержание нефтепродуктов 60 мг
Таблица 4.5 - Характеристика реагентов
| Маркареагента | Химическая характеристика | Вязкость при 200С,мПа·с. | Плотность при 200С, кг/м3 | Содержа-ние ПАВ, % | Температура, 0С | Раст-вори-тель | Раствори-мость в аромат. угл. | |
| вспышки | застывания | |||||||
| 1. Деэмульгатор Сепарол WF-41 | Неионогенное поверхностно-активное высокомолекулярное соединение на основе окисей алкиленов | 75 | 950 | 60-65 | 20 | ниже минус 50 | М | Р |
| 2. Деэмульгатор ФЛЭК Д-012 | Раствор смеси неионогенных и ионогенных поверхностно-активных компонентов отечественного и зарубежного производства в ароматическом растворителе с изопропанолом или в метаноле | Не более80 | Не нормируется | 38-52 | 25...27 | Не выше минус 45 | М, А | Р |
| 3. Деэмульгатор Дипроксамин 157-65М | Азотосодержащий блоксополимер окиси этилена и окиси пропилена | 55-65 | 960-980 | 65 | 9-12 | ниже минус 45 | М | Р |
| 4. Деэмульгатор Kemelix3450X | Смесь этоксилированных фенольных смол в смеси с ароматическим растворителем (изо-пропанол) | - | При 250С 942 | - | 12 | Минус 51 | М | Р |
5.СЕПАРАЦИОННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
В нефтяной промышленности для отделения попутного газа от нефти широко используется сепарационное оборудование, разновидности которого приведены ниже.
При эксплуатации сепарационного оборудования возможны потери нефти.
Потери нефти из-за несовершенства сепарационного оборудования в основном связаны с тем, что в сепараторах не всегда удается снизить унос газа вместе с нефтью до минимума, в результате чего нефть вместе с частью газа может поступать в негерметичные резервуары. При выделении газа из нефти в резервуарах обычно вместе с газом уносятся и более тяжелые углеводороды, что увеличивает потери нефти. Усовершенствование сепараторов с целью сведения к минимуму уноса газа вместе с нефтью обычно проводится путем улучшения внутренних устройств, способствующих наиболее полному выделению газа из нефти, а также за счет выбора соответствующего объема емкости сепаратора, чтобы время пребывания нефти в нем было достаточным для отделения максимального количества газа. Для наглядного представления механизмов потерь нефти в сепараторах представлены следующие рисунки. Блочная автоматизированная сепарационная установка с предварительным сбросом пластовой сточной воды БАС-1-100 приведена на рис. 5.1.
Вертикальный сепаратор представлен на рис. 5.2. Каплеуловительная секция, расположенная в верхней части сепаратора служит для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых с потоком газа в газопровод, а также жалюзийный каплеуловитель являются секциями сепаратора, которые используются для уменьшения потерь нефти. Конструкция этих секций в значительной мере определяет качество отбора капель нефти при выходе газа из сепаратора.
 | ||
 | ||
Гидроциклонный двухемкостной сепаратор представлен на рис. 5.3. Для отделения капель жидкости из газового потока предназначены перфорированные сетки 6 и жалюзийная насадка 7.
Наиболее серьезным источником потерь нефти является использование негерметичных резервуаров в качестве отстойников для отделения и сброса воды. Потери нефти при этом возрастают прямо пропорционально температуре подогреваемой нефтяной эмульсии.
С целью ликвидации потерь нефти при ее подготовке во всех современных установках применяется герметичное оборудование с отбором газа после нагрева нефти в печах или подогревателях-деэмульсаторах и с последующей горячей сепарацией под вакуумом перед поступлением нефти в товарные резервуары.
При сепарации под вакуумом давление паров нефти становится ниже атмосферного давления и потери нефти в резервуаре, работающем под атмосферным давлением, будут сведены к минимуму. Поэтому внедрение сепарации нефти под вакуумом перед ее поступлением в товарные резервуары является одним из действенных мероприятий по сокращению потерь на нефтяных месторождениях.