Разработка предложений и их технико-экономическое обоснование по совершенствованию технологии сбора и подготовки нефти на Игольско-Тало

Факельное хозяйство

Факельное хозяйство включает в себя:

• факельный коллектор высокого давления;
• факельный коллектор низкого давления;
• газопровод запального газа;
• трубопровод возврата конденсата;
• конденсатосборник высокого давления КСВД;
• конденсатосборник низкого давления КСНД;
• факел высокого давления;
• факел низкого давления.

 

 

Отделившийся на первой ступени газ поступает в коллектор высокого давления, проходит через расширительную камеру, где происходит отделение капель унесенной нефти, и поступает на факел высокого давления. Отделившийся в расширительной камере конденсат собирается в конденсатосборнике высокого давления КСВД.

Газ с концевой ступени сепарации поступает в факельный коллектор низкого давления, проходит через расширительную камеру и поступает на факел низкого давления. Отделившийся в расширительной камере конденсат собирается в конденсатосборнике низкого давления (КСНД). Факел низкого и высокого давления представляют собой устройство, состоящее из факельного ствола, оголовника и запальной горелки.

Газ на запальную горелку подается от факельного коллектора высокого давления.

Откачка конденсатосборников производится по мере необходимости в сырьевой резервуар.

1.2. Физико-химические  свойства пластовых нефтей

Исследования нефти приводилось при однократном и ступенчатом разгазировании. Результаты этих работ сведены в таблицах №№ 1-9. (Приложение 1).

Нефть Игольской залежи легкая, плотность в пластовых условиях изменяется от 702,6 до 783 кг/м3, средняя составляет 727 кг/м3. Плотность разгазированной нефти после ступенчатой сепарации колеблется от 818,5 до 838,9 кг/м3, при среднем значении показателя 823 кг/м3. Вязкость пластовой нефти изменяется от 0,63 до 2,06 мПа-с, средняя 1,08. В стандартных условиях (при 20 °С) колеблется от 4,47 до 7,5 мПа-с, средняя составляет 6,4 мПа-с. Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях изменяется от 1,148 до 1,343, средний по залежи составляет 1,255.

Давление насыщения газом не превышает 10,2 МПа, среднее значение составляет 8,3 МПа. Диапазон изменения газосодержания по скважинам составляет 74 -115 м3/т, и в среднем оценивается в 94 м3/т.

13

 

Газовый фактор (при ступенчатой сепарации) изменяется от 59 до 101 м3/т, в среднем составляет 81,9 м3/т. По фракционному составу характеризуется как нефтяная смесь. Основной объем фракций нефти (43 - 51%) выкипает в интервале температур 200 - 300 С°. По результатам анализа поверхностных проб нефть парафинистая, содержит от 1,67 до 3,72% парафина; малосернистая (серы от 0,15 до 0,47%, среднее 0,35%).

Таблица 1.1 Свойства пластовой и разгазированной нефти Игольской залежи

(по оценке 2000 г.)

 

Наименование	Пласт Ю	1-0
	Диапазон изменения	Среднее значение
Давление насыщения газом, МПа	6,3 - 10,28,3(8,4)	8,3(8,4)
Газовый фактор, м3/т	74,1-115,6	94,0 (59,4)
Плотность в пластовых условиях, кг/м	702,6 - 783,0	727,4 (763)
Вязкость в пластовых условиях, мПа-с	0,63-2,06	1,08
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях	1,148-1,343	1,255(1,216)
Пластовая температура, С°	81-93	91(91)
Плотность товарной нефти после ступенчатой сепарации	818,5-838,9	831 (829)
Суммарный газовый фактор, м /т (при ступенчатой сепарации)	59,3-101,7	81,9

1.3 Описание  технологического процесса и  технологической схемы

ДНС 36 куст.

Дожимная насосная станция (ДНС 36 куст) предназначена для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего раздельного транспортирования нефти центробежными насосами. Дожимная насосная станция ДНС (рис.2) состоит из следующих блоков:

• буферной емкости;
• сбора и откачки утечек нефти;
• насосного блока;
• низковольтной аппаратуры и КИП и А;
• свечи аварийного сброса газа.

14

 

Рис. 2 Общий вид дожимной насосной станции: 1 - блок буферной емкости; 2 - блок насосов

Технологической схемой ДНС буферная емкость (НГС -100) предназначена для:

• приема  нефти  в целях обеспечения  равномерного  поступления 
  нефти к приему перекачивающих насосов;
• сепарации нефти от газа;
• поддержания  постоянного подпора порядка 0,15    - 0,6 МПа на 
  приеме насосов.

Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудована поперечными решетчатыми перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

Откачка нефти из емкости осуществляется на прием основных гехнологических насосов.

Нефть от групповых замерных установок поступает в НГС-100, :епарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,3 МПа поступает на факельную систему. Количество перекачиваемой нефти замеряется при чомощи расходомеров типа НОРД при прохождении через узел учета нефти.

1.4 Физико-химические  свойства реагентов - деэмульгаторов

В процессе эксплуатации нефтяных месторождений неизбежно образование стойких нефтяных эмульсий, свойства которых переменны во зремени и зависят от множества факторов: газосодержания и обводненности юфтяных скважин, минерализации пластовых вод, способа добычи, юмпонентного состава, физико-химических и коллоидно-химический свойств юфтей и их природных стабилизаторах, наличия частиц механических

 

 

примесей, температуры и так далее. Все это отражается на эффективности процесса обезвоживания нефти, и в первую очередь, возникает необходимость подбора и применения специальных реагентов-деэмульгаторов. Добавление их к нефтяной эмульсии приводит к необратимым изменениям состава и свойств адсорбционных слоев на границе раздела нефть-вода и способствует развитию процесса коалесценции и отделения воды от нефти.

В настоящее время известны и применяются на практике различные методы воздействия на нефтяные эмульсии: термическое обезвоживание, центрифугирование, фильтрация через слой воды и различные гидрофильные коалесцирующие насадки, применение переменного и постоянного электрический полей. [7].

Во всех случаях целесообразна также обработка нефтяных эмульсий реагентами деэмульгаторами.

Реагенты-деэмульгаторы относятся к обширному классу синтетический поверхностно-активных веществ (ПАВ), номенклатура которых, постоянно расширяется. По классификации Ребиндера [7] их следует отнести ко второй группе ПАВ. Деэмульгаторы положительно адсорбируются на границе нефть-вода гораздо сильнее, чем естественные ПАВ нефти (асфальтены, смолы и т.д.), и поэтому вытесняют их с поверхности диспергированных капель пластовой воды и способствуют расслоению эмульсий в результате коалесценции глобул.

В химическом отношении деэмульгаторы представлены различными неионогенными и иногенными поверхностно-активными веществами. Если молекулы нионогенных деэмульгаторов не содержат ионизирующих конечных групп с высоким сродством к десперсионной среде, то для ионогенных ПАВ характерно наличие гидрофильных и гидрофобных групп, а также различие в характере промежуточных связей между ними. Ионогенные ПАВ подразделяются на анионоактивные, катионоактивные и аморфные. К анионным ПАВ по этой классификации относятся вещества, молекулы которых при растворении в воде диссоциируют на положительно заряженный катион металла или водорода и носитель поверхностно-активных свойств отрицательно заряженный гидрофобный анион, в состав которого входит основная углеводородная часть молекулы. К катионоактивным ПАВ относятся вещества, диссоциирующие в воде на поверхностно-активный катион и неактивный или малоактивный анион. В эту относительно малочисленную группу входят, в основном, соли алкиламинов, соли

16

 

четырехзамещенного аммония и соли пиридиновых соединений. К амфотерным ПАВ относятся вещества, в молекуле которых одновременно присутствуют основные и кислотные группы. В зависимости от рН среды амфотерные ПАВ могут при диссоциации образовывать анионоактивные или катионоактивные ионы. Примером веществ этого класса являются высшие ал кила м и нокисл оты.

К неиногенным ПАВ относятся продукты конденсации окиси этилена с различными органическими веществами, содержащими активный атом водорода. Эта группа ПАВ существенно расширилась за счет синтеза продуктов на основ окисей алкиленов (этилена и пропилена) так называемых блоксополимеров. Гидрофобная часть молекулы продуктов конденсации окиси этилена с окисью пропилена образована радикалом пропиленгликоля, а гидрофильная часть - полиоксиэтиленовыми звеньями. При изменении отношения оксиэтиленовых и оксипропиленовых групп, а также их взаимного расположения в молекуле ПАВ получаются соединения, обладающие различной растворимостью в воде, смачивающими и другими поверхностно-активными свойствами. Характерной особенностью неионогенных ПАВ является малое влияние водоростворимых солей и рН среды на их поверхностно-активные свойства. Это обстоятельство предопределило их применение для разрушения нефтяных имульсий, внутренняя фаза которых представлена высокоминерализованными пластовыми водами.

Установлено, что точка ввода реагента-деэмульгатора в технологической схеме установки подготовки нефти имеет определенное влияние на расход деэмульгатора и улучшение качества подготовленной нефти [7]. Однако известные рекомендации о том, куда лучше дозировать деэмульгатор часто противоречат друг другу- Зто объясняется как отличительными особенностями самих деэмульгаторов, так и оптимальными условиями разрушения конкретной нефтяной эмульсии с конкретным деэмульгатором. Существенное значение при этом оказывают различия в обводненности и физико-химических свойствах обрабатываемой продукции скважин, свойствах применяемого деэмульгатора, различия в схемах установок подготовки нефти и т.д.[7]. Если на эти факторы не обращается должного внимания, то рекомендованный к промышленному внедрению деэмульгатор на установках подготовки нефти применяется далеко не в оптимальных условиях, в результате чего имеет место перерасход деэмульгатора, из-за передиспергирования системы ухудшается качество дренажных вод, глубина обезвоживания нефти. Недостатки в подборе

17

 

деэмульгатора часто решаются на установках подготовки нефти путем переноса в технологической схеме точки его дозирования.

1.5. Деэмульгаторы, используемые в системе подготовки  нефти в

ЦППН-2 НГДУ «Васюганнефть»

В      НГДУ     «Васюганнефть»     деэмульгаторы     определяются      по 
рекомендациям специализированных         организаций. Данными

деэмульгаторами являются реагенты серий СНПХ - 4810 А, Кемеликс 3417 ХМ, Диссольван М 3408, которые представляют собой жидкости растворимые в воде, ацетоне, спирте и других органических растворителях. Они являются деэмульгаторами общего назначения и могут применяться на всех видах обезвоживающего оборудования.

По     своим     физико-химическим     свойствам      реагенты     должны соответствовать показателям, приведенным в таблице 1.2.

Таблица 1.2

Физико-химические показатели деэмульгаторов СНПХ - 4810 А, Кемеликс

3417 ХМ, Диссольван М 3408 .

 

Наименование показателей	СНПХ -4810 А	Кемеликс 341 7 ХМ	Диссольван М 3408
Внешний вид	Прозрачная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета	Прозрачная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета	Прозрачная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета
Массовая доля основного вещества, %	45-55	40	50-55
Вязкость кинематическая при температуре 25 °С	30-60	80	29
Температура застывания, °С	минус 45	минус 45	минус 60
Плотность, Kr/MJ	930	893	940

Следует отметить, что на стадии обезвоживания, когда основные процессы разрушения бронирующих оболочек завершены, излишняя дозировка деэмульгатора вообще не желательна, так как из-за пониженного

18

 

межфазного натяжения возможно повышение содержания в нефти тонкодиспергированных глобул воды.

1.6 Требования, предъявляемые к реагентам деэмульгаторам

Отечественными и зарубежными исследованиями было установлено, что основным фактором, определяющим устойчивость нефтяных эмульсий, является структурно-механический барьер, образующийся на поверхности капель воды в нефти. Этот барьер создают природные стабилизаторы -различные высокомолекулярные компоненты нефти и в первую очередь асфальтосмолистые вещества, коллоидно-пептизирующиеся в нефтях и обладающие слабой поверхностной активностью.