Анализ работы установки предварительного сброса ЦДНГ-9 НГДУ "Мамонтовнефть"

Изменяя число присоединяемых молекул окиси этилена или пропилена, т. е. длину полиоксиэтиленовой или полиоксипропиленовой цепи, можно регулировать деэмульгирующую способность неионогенных деэмульгаторов. При удлинении оксиэтиленовой или оксипропиленовой цепи растворимость поверхностно активного вещества в воде повышается за счет увеличения гидрофильной (водорастворимой) части молекулы.

Неионогенные ПАВ в настоящее время находят самое широкое применение в процессах обезвоживания и обессоливания нефти в силу целого ряда преимуществ по сравнению с ионогенными ПАВ.

Их расход исчисляется граммами - от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Это значительно снижает стоимость транспортировки деэмульгатора и общую стоимость процессов обезвоживания и обессоливания. Неионогенные ПАВ не реагируют с солями, содержащимися в пластовой воде, и не вызывают образования осадков. При использовании неионогенных ПАВ содержание нефти в дренажной воде значительно ниже, так как эти ПАВ не способствует образованию эмульсии типа нефть в воде. Преимущества перед ионогенными: незначительный удельный расход; хорошо растворяются как в воде, так и в нефти; не реагируют с солями и кислотами, содержащимися в пластовой воде и нефти, и не дают осадков в трубах и аппаратах.

Наиболее эффективными и универсальными отечественными деэмульгаторами нефтяных эмульсий являются проксанолы 146, 186, 305, проксамин 385 и дипроксамин 157.

Проксанолы - это продукты последовательного присоединения окиси пропилена, а затем окиси этилена к гидроксильным группам пропиленгликоля:

НО-(С2Н4О )n-(СзН6О)m-(С2Н4О)n-Н

Проксамины - продукты последовательного оксипропилирования, затем оксиэтилирования этилендиамина:

H-(C2H4О)n - (C3H6 О )m (СзН6О)-(С2Н4О) -Н

NCH2CH2N

H-(C2H4 О )n-(C3H6 О )m (С3Н6О)-(С2Н4О) -Н

Проксанолы 146 и 186 при обычной температуре светло-желтые пасты, при легком нагревании переходят в вязкие жидкости, растворимые в воде, применяются в виде 2-3%-ных водных растворов.

Проксанол 305 - маслянистая жидкость светло-коричневого цвета, плотностью 1,036г/см3, слаборастворимая в воде, керосине, хорошо растворимая в спирте, толуоле и др. органических растворителях.

Дипроксамин 157 - продукт последовательного оксиэтилирования, затем оксипропилирования этилендиамина:

Н-(С3Н6О)m-(С2Н4О)n (С2Н4О)n-(С3Н6О) m -Н

NCH2CH2N

Н-(С3Н6О) m -(С2Н4О)n (С2Н4О)n-(С3НбО) m -Н

Плотность реагента 1,0286 г/см3. Он плохо растворяется в воде, хорошо растворим в ароматических углеводородах и в нефти, имеет низкую температуру застывания (-38°С).

Обычно для применения на обезвоживающих и обессоливающих установках готовят 1 -2%-ный раствор деэмульгатора. В зависимости от условий применения, особенно для разрушения высокообводнённых эмульсий, можно применять растворы других концентраций или 100%-ные деэмульгаторы.

Деэмульгаторы должны удовлетворять следующим основным требованиям: хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии; иметь достаточную поверхностную активность, чтобы вытеснить с границы раздела «нефть-вода» естественные эмульгаторы, образующие защитную пленку на капельках воды; обеспечивать достаточное снижение межфазного натяжения на границе фаз «нефть-вода» при малых расходах реагента; не коагулировать в пластовых водах; быть инертными по отношению к металлам (не корродировать их).

Одновременно с этим деэмульгаторы должны быть дешевыми, транспортабельными, не должны изменять своих свойств, при изменении температуры, ухудшать качество нефти после обработки и обладать определенной универсальностью, т.е. разрушать эмульсии различных нефтей и вод.

Из импортных реагентов для обезвоживания и обессоливания нефтей применяются: прогалит (Германия), дисолван 4411, сепарол 25 с ингибитором коррозии (Германия), R-11 и Х-2647 (Япония), L-1632 (США), оксайд-А (Англия) и серво- 5348 (Голандия), Кемеликс 3448 (Великобритания) и др. /6,7/

В данном проекте применяют отечественный деэмульгатор « Рекорд-118 » и другие реагенты по просьбе заказчика.

Деэмульгатор «Рекорд-118»

Продукт представляет собой раствор неионогенного ПАВ (с массовой долей (50±5)% в сольвенте нефтяном тяжелом (Нефрас А 120/200).

Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76 - 3-й, ПДК в воздухе рабочей зоны - 300,0 мг/м3.

Температура самовоспламенения - 400оС (по метанолу);

Температура вспышки - 15оС;

Пределы взрываемости: нижний - 5,5 об. %; верхний - 36,6 об. %.

Плотность реагента (при 20оС) - 940-980 кг/м3.

Вязкость кинематическая (при 20 С), 30-60 мм2/с

Температура застыавания - минус 50°С.

Внешний вид - однородная жидкость от бесцветного до светло- коричневого цвета;

(Технические условия на деэмульгатор "Рекорд -118" , предназначенный для промысловой подготовке нефти).

1.6 Основные методы разрушения нефтяных эмульсий

Деэмульгирование нефтяных эмульсий лежит в основе обоих процессов подготовки нефти к переработке - её обезвоживания и обессоливания. При обезвоживании деэмульгированию подвергают исходную эмульсионную нефть, при обессоливании -искусственную эмульсию, создаваемую при перемешивании нефти с промывной водой.

Механизм разрушения нефтяных эмульсий можно разбить на три элементарных стадии: столкновение глобул воды; слияние их в более крупные капли; выпадение капель или выделение в виде сплошной водной фазы. Чтобы обеспечить максимальную возможность столкновения глобул воды, увеличивают скорость их движения в нефти различными способами: перемешиванием в смесителях, мешалках, при помощи подогрева, электрического поля, центробежных сил и др. Однако для слияния капель воды одного столкновения недостаточно, нужно при помощи деэмульгаторов или другим способом ослабить структурно-механическую прочность слоев, создать наилучшие условия для быстрого и полного отстоя крупных капель воды от нефти.

Согласно закону Стокса, скорость движения выпадающих частиц прямо пропорциональна квадрату их радиуса, разности плотностей диспергированных частиц и среды, ускорению силы тяжести и обратно пропорциональна вязкости среды, окружающей частицы. Следовательно, ускорить выпадение капелек воды можно, увеличив их размер, разность воды и нефти и уменьшив вязкость нефти.

Разность плотностей можно увеличить, повысив температуру, так как коэффициент расширения воды при температуре примерно до 100°С меньше коэффициента расширения нефти. Вязкость нефти с повышением температуры уменьшается.

Способы деэмульгирования нефтяных эмульсий условно можно разделить на следующие группы:

* механические -фильтрация, центрифугирование, обработка ультразвуком и др.

* термические - подогрев и отстаивание при атмосферном давлении и под избыточном давлением; промывка нефти горячей водой

* электрические - обработка в электрическом поле переменного или постоянного тока

* химические - обработка эмульсий различными реагентами - деэмульгаторами.

В промышленности наибольшее применение нашли комбинированные способы разрушения нефтяных эмульсий. Основным современным способом деэмульгирования и обезвоживания нефти на промыслах является термохимический отстой под давлением до 15 ат с применением эффективных реагентов - деэмульгаторов. Для обессоливания нефти, главным образом на нефтеперабатывающих заводах, применяют способ, сочетающий термохимический отстой под избыточным давлением с обработкой эмульсии в электрическом поле высокой напряженности. Широко применяется на промыслах электрический способ обезвоживания и обессоливания. Электрический способ обессоливания включает две операции:

1) введение в частично обезвоженную нефть горячей воды для растворения солей и превращения нефти в эмульсию (расход воды на промывку эмульсии 10-15% от объёма нефти);

2) разрушение образовавшейся эмульсии в электрическом поле. При этом вода, выделяющаяся из эмульсии, уносит с собой соли. Обычно при использовании этого способа остаточное содержание воды в нефти 0-2,5%; количество удаляемых из неё солей - 95% и более.

Выделение воды из эмульсии подчиняется закону Стокса. Однако основную роль в разрушении эмульсии играет не скорость выпадающих капель диспергированной фазы, а разрушение защитных плёнок глобул и соединение их в крупные капли, которые выпадают с линейной скоростью, определяемой законом Стокса. На этом основании электрический метод - разрушение эмульсии в электрическом силовом поле между электродами. Гидрофобные эмульсии, состоящие из глобул воды в нефтяной среде, разлагаются электрическим током достаточно эффективно. Это обусловлено значительно более высокой электрической проводимостью воды (да ещё содержащей соли) по сравнению с проводимостью нефти (проводимость чистой воды 4*10-8, проводимость нефти 3*10-13).

В электрическом поле постоянного напряжения все глобулы эмульсии стремятся расположиться воль силовых линий поля, так как вода имеет большую диэлектрическую постоянную, чем нефть (для нефти она равна примерно 2, для воды - около 80). Элементарные глобулы образуют между электродами водяные нити-цепочки, что вызывает увеличение проводимости эмульсии и увеличение протекающего через неё тока. Между цепочками глобул возникают свои электрические поля, ведущие к пробою и разрыву оболочек и к слиянию глобул в капли, которые начинают быстрее оседать. При помещении эмульсии в электрическое поле, созданное переменным током, скорость слияния глобул и расслоения эмульсии в 5 раз больше. Это объясняется большей вероятностью столкновения глобул при наличии переменного тока. При этом разрыв оболочек адсорбированного на глобулах эмульгатора облегчается возникающим в них натяжением и перенапряжением.

Для обезвоживания малоустойчивых нефтяных эмульсий на нефтепромыслах применяют обычный способ отстаивания воды в резервуарах после смешения с деэмульгатором без подогрева или при подогреве до 30-50°С. Большой эффект даёт также в сочетании с отстаиванием промывка нефтяной эмульсии пластовой водой с деэмульгатором.

В зависимости от устойчивости эмульсии опытным путём устанавливается технологический режим (температура, время отстаивания, расход деэмульгатора и др.) обработки полученных на промыслах нефтяных эмульсий. Более быстрое разделение фаз нефтяной эмульсии достигается центрифугированием, при котором силы гравитационного поля заменены в десятки тысяч раз большими центробежными силами. Основным недостатком центрифугирования является относительно низкая производительность сложного аппарата, требующего высококвалифицированного обслуживания./4 /

1.7 Установки предварительного сброса воды нефти

На установках подготовки нефти обеспечивается предварительное обезвоживание нефти, сепарация газа от жидкости и получение дренажной воды высокого качества.

При выборе схемы и условий обезвоживания необходимо учитывать обводнённость и стабильность эмульсионной нефти, степень и способ её подогрева, место подачи деэмульгатора, интенсивность перемешивания и др. Основной задачей является наиболее быстрое и полное удаление воды и механических примесей из нефти при минимальном расходе тепла и реагентов. Для всех современных схем обезвоживания обязательна полная герметизация, обеспечивающая максимальное снижение потерь легких фракций при подготовке нефти.

В некоторых случаях для деэмульгирования высокообводнённых нефтей выгодно применять ступенчатую схему. На многих промыслах нефть предварительно обезвоживают, подавая деэмульгатор в сборный коллектор и направляют на установку термохимического обезвоживания.

Технология предварительного обезвоживания нефти в процессе сепарации газа: жидкость поступает из ступени сепарации, оборудованные трехфазными сепараторами С-1/2, из которых газ направляется потребителю. Частично обезвоженная нефть из сепаратора С-2 откачивается насосом Н-1 на ЦПС для подготовки, а дренажная вода из ёмкости Е, в зависимости от ее качества, направляется насосом Н-2 на отчистку или после отделения свободного газа используется в заводнении. Деэмульгатор подается перед ступенью сепарации из БДР. Эффективность обезвоживания определяется временем пребывания в сепараторе и интенсивностью газовыделения. При умеренном перемешивании эмульсии выделяющимся свободным газом интенсифицируется частичное обезвоживание нефти. Наличие свободного газа способствует разрушению эмульсии.

Эта технология предварительного обезвоживания нефти получит развитие для безреагентного сброса свободной воды в связи с ростом обводненности добываемых нефтей.

Схема предварительного обезвоживания нефти в процессе сепарации газа представлена на рис. 1.

Термохимическое обезвоживание нефти при атмосферном давлении.

Эмульсионная нефть из резервуара Р-1, с 10-20%воды вместе с деэмульгатором, подаваемым на приём сырьевого насоса Н-1, прокачивается через теплообменник Т, где нагревается до 40-60°С, и направляется в резервуар Р-2, в котором после соответствующего отстоя происходит расслаивание эмульсии на нефть и воду. Отстой нагретой эмульсии в резервуаре в зависимости от ее характера и стабильности длится от нескольких часов до суток и более. Отстоявшуюся воду спускают - из резервуара во время поступления в него горячей нефти, либо после некоторого отстоя.

Деэмульгатор на прием сырьевого насоса Н-2 подают для обеспечения необходимого смешения его с нефтью и увеличения времени контактирования. В отдельных случаях для более вязких нефтей лучшие результаты получаются при подаче деэмульгатора в горячую нефть с последующим перемешиванием в специальных смесителях. На некоторых установках для отстоя эмульсионной нефти и отделения воды выделяют специальный резервуар отстойник Р-3 с утепленными стенками, оборудованный переточной трубой, через которую обезвоженная нефть сверху резервуара непрерывно перепускается в товарные резервуары Р-4, а отстаивающая вода систематически сбрасывается.

Уровень воды в резервуаре поддерживают сравнительно высокий (200-400см) для создания контакта поступающей нефти с водой и содержащимся в ней деэмульгатором. При прохождении нефти через слой воды изменяется соотношение масс воды и нефти, увеличивается число столкновений водяных капель с массой воды, что способствует их укрупнению и выпадению. Кроме того, при подаче эмульсионной нефти через столб отстоявшейся воды, содержащей деэмульгатор, сокращается его расход на процесс обезвоживания.

Схема термохимического обезвоживания нефти при атмосферном давлении представлена ни рис.2

Отстой в резервуарах применим только для тяжёлых нефтей, не содержащих большого количества легко летучих фракций; при этом нельзя поднимать температуру нефти выше начала её кипения. Ведения процесса обезвоживания при сравнительно низкой температуре снижает его эффективность и требует большего времени для отстоя нефти.

При обезвоживании нефти в термохимических отстойниках под давлением указанные выше недостатки устраняются, так как в процессе деэмульгирования нефти под соответствующим давлением можно подогреть нефть до необходимой оптимальной температуры, избежав испарения лёгких фракций.

На рис. 3 приведена принципиальная технологическая схема установки термохимического обезвоживания нефти под давлением: сырая нефть из резервуара Р-1 совместно с деэмульгатором, подаваемым из БДР, прокачивается насосом Н-1 через теплообменник Т-1 и пароподогреватель Т-2 в термоотстойник ТО, где происходит отделение воды от нефти.

Время пребывания нефти в отстойнике ТО обычно 1-Зч. Обезвоженая нефть после термоотстойника направляется через теплообменник Т-1 (где отдает свое тепло поступающей сырой нефти) в резервуар обезвоженной нефти Р-2. Отстоявшаяся вода из термоотстойника ТО сбрасывается в нефтеловушку НЛ и после отстоя закачивается насосом Н-4 в систему для поддержания пластового давления. Для закачки сточной воды в поглощающую скважину одного отстоя в ловушке часто бывает недостаточно, необходимо доочистить сбрасываемую воду при помощи специальных фильтров или другим способом. Собранная в нефтеловушке нефть откачивается насосом Н-2 обратно в сырую нефть для обезвоживания. Часть сточных вод (до50%), дренируемых из термоотстойника ТО, направляется насосом Н-3 на прием сырьевого насоса Н-1 с целью вторичного использования деэмульгатора, содержащегося в сточной воде.

Обезвоживание и обессоливание нефти осуществляется как на промысле, так и на НПЗ.

На промыслах обезвоженная и обессоленная нефть ведется с целью обеспечения требований к нефтям (табл. 1). Эти требования необходимо обеспечить при подачи нефти на процесс первичной перегонки нефти.

Схема установки термохимического обезвоживания и обессоливания нефти представлена на рис. 4.

Такие установки отличаются от описанных выше тем, что в технологической схеме имеется не одна, а две ступени термоотстойников. Перед второй ступенью для отмывки солей подаётся 5-10% пресной воды, а при необходимости и деэмульгатор. Часть воды после ступени обессоливания может быть направлена на ступень обезвоживания при небольшой обводнённости исходного сырья. Такое мероприятие обеспечивает частичную промывку нефти в первой ступени без дополнительных затрат на промывную воду и её подогрев. В схеме предусмотрен возврат части воды после первой ступени для вторичного использования содержащегося в ней деэмульгатора.

Сырая нефть из резервуара Р-1 с деэмульгатором, подаваемом из БДР, насосом Н-1, прокачивается через теплообменники Т-1/2 в термоотстойники первой ступени ТО-1, второй ступени ТО-2. Обезвоженная и обессоленная нефть из термоотстойника ТО-2 направляется через теплообменник Т-1, где отдаёт своё тепло и далее идёт в резервуар Р-2. Часть отстоявшейся воды из термоотстойников ТО-1/2 прокачивается водяным насосом Н-2 и подаётся после теплообменников Т-1/2. Для отмывки солей насосом Н-3 подаётся пресная вода, перед термоотстойником ТО-2. Пресная вода и нефть смешивается с помощью инжектора И-2 равномерно.

Наиболее широко применяется в технологии подготовке, комбинированный способ разрушения эмульсии электрохимический или электрический. Установки на которых применяется этот способ носят названия ЭЛОУ. В зависимости от формы основного аппарата различают ЭЛОУ с вертикальными, горизонтальными, шаровыми электродегидраторами.

Предпочтение отдают горизонтальным электродегидраторам типа 2ЭГ-160. Он обеспечивает высокую производительность и глубокую очистку нефти от воды, так как линейная скорость подъёма нефти является основным фактором лимитирующим производительность, а средняя линейная скорость перемещения нефти в горизонтальном электродегидраторе выше, чем у других электродегидраторов (в горизонтальном - 2,7м/с, вертикальном - 4,3м/с, шаровом -7м/с), этим объясняется почему удельная загрузка горизонтального выше, чем шарового и вертикального электродегидратора.

Электродегидраторы входят в блок ЭЛОУ комбинированных и встроенных установок первичной переработки нефти типа ЭЛОУ-AT и др.

Принципиальная технологическая схема ЭЛОУ с горизонтальными электродегидраторами представлена на рис.5

Эмульсионная нефть сырьевым насосом Н-1, прокачивается через теплообменник Т, а затем подогреватель П и поступает в электродегидратор первой ступени Э-1. На выкид насоса Н-1 подаётся деэмульгатор и нефть отстоявшаяся в отстойнике соляного раствора О, которая подается насосом Н-2. В Электродегидраторы первой ступени Э-1 перед поступлением эмульсионной нефти вводят горячий соляной раствор из электродегидратора второй ступени Э-2 с помощью инжектора в котором нефть равномерно смешивается с водой, деэмульгатором и щелочью. Частично обезвоженная и обессоленная нефть с верха Э-1 направляется в Э-2.

Отстоявшийся в Э-1/2соляной раствор сбрасывается в отстойник О. Перед Э-2 через инжектор в нефть подаётся свежая вода (4-6% воды на нефть). Отстоявшаяся нефть в отстойнике О возвращается в цикл насосом Н-2, а соляной раствор сбрасывается в канализацию.

Обезвоженная, обессоленная нефть из Э-2 прокачивается через теплообменник Т сырой нефти, где отдает тепло и палее поступает в резервуар подготовленной нефти. /2,8/

2. Метод производства и его технико-экономическое обоснование

Установка предварительного сброса воды № 3 (УПСВ-3) расположена на территории Мамонтовского месторождения цеха добычи нефти и газа № 9 НГДУ «Мамонтовнефть» Открытого Акционерного Общества «Юганскнефтегаз» нефтяной компании ЮКОС. Находится в районе Ханты-Мансийского Автономного округа Тюменской области. УПСВ предназначена для сбора, сепарации, обезвоживания и откачки нефти, поступающей с кустов скважин ЦДНГ-9 на ЦППН (Цех подготовки и перекачки нефти). Подготовленная нефть транспортируется на ЦППН, газ на ГПЗ, пластовая вода после подготовки подаётся в систему ППД.

Сырьём установки является нефть Мамонтовского месторождения. Тип нефти - средняя, сернистая, парафинистая, обводнённостью 80-90% (табл.6). Подготовка нефти производится химическим способом с использованием деэмульгаторов.

Комплекс технологических сооружений на УПСВ-3 включает в себя следующие объекты:

1. Насосную станцию с агрегатами ЦНС 300х360 - 4 шт.;

2. Насосную станцию с агрегатами ЦНС 300х180 - 5 шт.;

3. Насосную станцию с агрегатами ЦНС 38х110 - 2 шт.;

4. Резервуары РВС- 5000м3 - 4шт., РВС-2000м3 - 1 шт.;

5. Сепараторы 1 ступени V =100м3 -2 шт.;

6. Сепараторы 2 ступени V =100м3 - 2 шт.;

7. Газовый сепаратор V =100м3 - 1 шт.;

8. Отстойники ОГ-200 V =200м3 - 6 шт.;

9. Блок реагентного хозяйства - 1шт.;

10. Узел учета нефти - 1 шт.;

11. Блок учета газа - 1 шт.;

12. Блок качества нефти - 1 шт.;

13. Подземные емкости для сбора промышленных и ливневых стоков - 7 шт.;

14. Факел для сжигания попутного газа - 2 шт.

Вспомогательные сооружения.

1. Комплектная трансформаторная подстанция КТП-400/10/0,4

2. Блок-бокс РУ9/1Щ-0,2

3. Операторная

4. Пожарная насосная

5. Компрессорная

6. Резервуары противопожарного запаса воды

Описание УПСВ-3.

Установка была запущена в работу 28 августа 1996 года в режиме ДНС и с 22 октября 1996 года в режиме УПСВ.

Проектная мощность установки - 30 000 м3/сут.

УПСВ-3 состоит из двух депульсаторов, двух сепараторов первой ступени сепарации, газового сепаратора, блок учета газа, шести отстойников, двух сепараторов второй ступени сепарации, двух аварийных резервуаров, трех технологических резервуаров, насосных блоков по откачке воды и нефти, узлов учета воды и нефти, системы подачи реагента.

Проектом УПСВ предусмотрена подготовка нефти, поступающей с кустов скважин ЦДНГ-9. Газоводонефтяная смесь со скважин поступает на первую ступень сепарации, где происходит отделение газа от жидкости. Газ поступает в газовый сепаратор для дополнительной осушки и далее подается на ГПЗ. Жидкость поступает в отстойники, где происходит отделение нефти от воды. С отстойников нефть направляется в сепараторы второй ступени сепарации (конечная сепарационная установка) для полной сепарации газа и затем нефтяными агрегатами ЦНС откачивается через блок качества нефти и узел учета нефти на ЦППН. Вода с отстойников поступает в технологические резервуары и далее откачивается водяными агрегатами ЦНС через узел учета воды на БКНС 21, 1Е, 2Е.

При аварийных ситуациях, связанных с отключением эл/энергии, порывом напорного нефтепровода и т.д., предусмотрен сбор нефти в аварийные резервуары.

Нефтяная пленка, собирающаяся в технологических резервуарах при дополнительном отделении воды от нефти, откачивается насосами уловленной нефти на прием нефтяных агрегатов.

Работа пневматических приборов осуществляется от воздушного компрессора, работающего в автоматическом режиме.

Для сокращения времени разделения водонефтяной эмульсии в поток жидкости на прием первой ступени сепарации подается деэмульгатор.

В целях обеспечения нормальной экологической обстановки проектом предусмотрена система сбора промышленных стоков, конденсата с газопроводов ФНД и ФВД, состоящая из заглубленных емкостей и насосов F DRC.

Схема базовой действующей установки представлена на рисунке 6

Материальный баланс базовой УПСВ-3 на 2003 год представлен в табл. 2

Исходные данные:

Q1 - Добыча нефти с ДНС 2-Е - 537 200 т/год;

Q2 - Добыча нефти с кустов - 320 400 т/год;

У - процент утилизации газа = 98,3%;

П - Технологические потери газа = 437 000 м3/год

Расход реагента -12 г/т.

pн -плотность нефти- 875 кг/м3;

pв - плотность воды - 1,01 кг/м3;

pг - плотность газа - 0,952 г/ дм3;

F - газовый фактор - 43 м 3/т;

Число дней работы установки - 365.

1. Ресурсы газа, пришедшего на установку составляют:

Р = Q2 * F = 320 400 * 43 = 13 777 200 м3/год;

2. Уровень добычи газа:

Д = Р * У /100 = 13 777 200 * 98,3 /100 = 13 542 988 м3/год;

3. Количество газа, пришедшего на установку с учетом технологических потерь:

Г = Д-П = 13 542 988 - 437 000 = 13 105 988 м3/год = 12 500 т/год.

Таблица 2

Материальный баланс базовой УПСВ -3 на 2003 год

2.1 Оценка технического состояния установки предварительного сброса воды № 3

Проектная мощность установки - 30 000 м3/сут. УПСВ имеет две ступени сепарации жидкости от газа, что позволяет полностью разгазировать жидкость, перекачивать нефть на ЦППН и воду на БКНС практически свободную от попутного нефтяного газа.

Развитая сеть газопроводов и небольшие расстояния дают возможность транспортировать попутный нефтяной газ на Южно-Балыкский газоперерабатывающий завод под собственным давлением, что дает значительный экономический эффект.

Наличие на месторождении трех блочных кустовых насосных станций и большого фонда нагнетательных скважин позволяет производить полный сброс подтоварной воды непосредственно на месторождении.

Технологический режим и технологическая схема установки дает возможность, используя только химический метод, отделять нефть с содержанием воды до 1%.

Наличие на УПСВ закрытой системы сбора промышленных и поверхностных стоков, связанной с действующими трубопроводами, позволяет снизить риск аварийных ситуаций, что, в свою очередь, снижает возможность экологического загрязнения территории.

Используемая для ведения технологического процесса многоступенчатая автоматизированная система управления позволяет безопасно и качественно поддерживать технологический режим.

Модернизированные насосные агрегаты с торцевыми уплотнениями, применяемые для перекачки нефти на ЦППН, обеспечивают полное отсутствие сальниковых утечек, а, следовательно, снижают риск возгорания, разлива нефти и т.д.

Система пожаротушения позволяет на должном уровне обеспечить пожарную безопасность установки.

Основной проблемой вывода УПСВ-3 на проектную мощность является недостаточный объем добычи нефти табл.3.

Таблица 3

Уровень добычи нефти и газа с месторождений

Из таблицы 3 видно, что объем добычи нефти на Мамонтовском и Ефремовском месторождении имеет тенденцию к снижению, следовательно, недозагрузка установки по сырью будет увеличиваться.

Материальный баланс базовой УПСВ-3 на 2005 год представлен в табл. 4

Таблица 4

Материальный баланс базовой УПСВ -3 на 2005 год

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6