Выпускная работа «Разработка предложений и их технико-экономическое обоснование по совершенствованию технологии сбора и подготовки нефти на Игольско-Таловом месторождении НГДУ «Васюганнефть» (стр. 8 )

23

металлическими панелями. Оборудование, как правило, устанавливают на фундаментах или салазках, технологические площадки бетонных покрытий не имеют, широко применяется гравийная отсыпка. В районах с суровыми климатическими условиями (например, Аляска) применяются технологические блоки-модули, а щитовые конструкции используются для объединения нагревателей-деэмульсаторов в самообогреваемые производственные блоки, в которых размещаются необходимая контрольно-измерительная и регулирующая аппаратура, насосы, дозаторы и другое оборудование.

Многие виды оборудования, в том числе и компрессорные станции, монтируются на открытых площадках, окруженных щитами, нижняя часть которых для улучшения условий работы в летний период удаляется. Тепло компрессорных станций при необходимости утилизируется с помощью воздушных калориферных устройств. Для обогрева вспомогательных помещений на объектах широко используется тепло гликолевых установок, применяемых при осушке газа. Технологические схемы подготовки нефти и набор оборудования определяются большим числом весьма разнообразных факторов: уровнем добычи, качеством добываемой нефти, требованиями со стороны нефтепровод ных компаний к качеству нефти, природно-климатическими условиями, отдаленностью от месторождений и начальными извлекаемыми запасами, взаимным расположением месторождений, разрабатываемых одной и той же фирмой и т. д. Теплообменная аппаратура, как правило, не применяется. Обезвоживание нефти на наиболее крупных узлах осуществляется с помощью технологической пары нагреватель-резервуар (Канада, Венесуэла, США, Иран, ФРГ, Нигерия, Франция), причем технологические резервуары оборудованы газовой обвязкой и во многих случаях снабжены малогабаритными сепараторами горячей ступени. На многих мелких месторождениях в качестве отстойной аппаратуры также применяются герметизированные резервуары. Иногда для обезвоживания нефти используют электродегидраторы, но в США и других районах на крупных сборных пунктах отказываются от применения даже уже построенных электродегидраторов и стремятся осуществлять подготовку нефти с использованием резервуаров. В Венесуэле деэмульсаторы служат для нагрева дренажной воды, являющейся теплоносителем, а подготовка нефти осуществляется в резервуарах, в которые поступает эмульсия, разрушенная в коротких участках трубопроводов, подводящих продукцию скважин к резервуарам. В Нигерии обезвоживание нефти проводят в две

24

ступени, причем качественную нефть получают отстаиванием в герметизированных резервуарах, а разрушению в деэмульсаторах подвергают лишь промежуточный слой и концентрированную эмульсию, отбираемые из этих резервуаров. Во Франции подготовка нефти осуществляется по пути ее движения: обезвоживание нефти - на месторождении Луго и обессоливание - на территории месторождения Парантин.

В Алжире нефть, поставляемая на экспорт, имеет содержание воды и солей соответственно около 1% и 60 мг/л. Это достигается обработкой нефти в электродегидраторах и ее последующим отстаиванием в резервуарах в течение суток. Качество нефти по пути ее движения постоянно улучшается за счет сброса воды из промысловых резервуаров, магистральных трубопроводов, резервуаров портовой перевалочной базы. Герметизированные резервуары, из которых всегда отбирается выделившийся газ, используют в качестве второй ступени сепарации, концевой ступени сепарации, технологических резервуаров предварительного сброса пластовой воды, отстойных аппаратов, горячей ступени сепарации, товарных резервуаров. В большинстве случаев резервуары используют комбинированно. Сырьевые резервуары в технологической цепи скважина-система ПАКТ, как правило, отсутствуют, и нефть из скважин поступает непосредственно в технологические аппараты для сепарации газа и последующей ее деэмульсации. Однако система ПАКТ не исключает строительства и использования резервуаров, в которых нефть после ее подготовки в деэмульсаторах выдерживают значительное время для отбора легких фракций. С целью предотвращения старения эмульсии применяется подача деэмульгатора на устье скважин и головные участки трубопроводов. Сброс воды осуществляется во всех удобных для этой цели точках, включая групповые установки. Единых требований на содержание в нефти различных компонентов, продаваемой нефтепроводным компаниям, не существует. Нефть в основном только обезвоживается, хотя содержание солей в пластовой воде в несколько раз ниже, чем, например, на месторождениях европейской части нашей страны. Так, содержание солей в нефти при одном проценте воды в ней по некоторым месторождениям достигает: Уэйминг (США) - 9-1 мг/л, Кирикири (Венесуэла) -117 мг/л, Вилмингтон (США) - 234 мг/л, Канзас Уэст (США) - 1232 мг/л, Муф Ко (США) - 1881 мг/л. В Калифорнии (США) считалось допустимым содержанием воды

25

и мехпримесей в нефти до 3%, Мидконтиненте 1-2%, на юге США - 1-2%, на Аляске 0,5%.

Однако все чаще к качеству нефти предъявляются повышенные требования. Для многих месторождений допускаемое содержание воды и мехпримесей в нефти составляет 0,3%. В Канаде существуют единые нормы на содержание воды и мех. примесей в поставляемой нефти, определяемое величиной 0,5%. Содержание солей в нефти не лимитируется. В Европе существуют другие требования к нефтям, которые обусловлены в основном тем обстоятельством, что большое число нефтеперерабатывающих заводов работает на высококачественных нефтях европейского континента, Ближнего и Среднего Востока, практически не содержащих при добыче воду и соли. Здесь допустимое содержание солей в нефти, поступающей на НПЗ, обычно лимитируется 55-85 мг/л. Однако в ФРГ допустимое содержание воды в нефти, поставляемой па НПЗ, составляет 1%, а солей - 200 мг/кг нефти. При изготовлении электродного кокса вводится дополнительное ограничение на содержание в нефти золы, которое не должно превышать 200 мг/кг нефти. В отдельных случаях на заводы направляется нефть с содержанием солей 10-30 мг/л. В целом нормы на допустимое содержание балласта в нефти определяются технологическими трудностями удаления воды на месторождениях до минимальных значений современными техническими средствами и уровнем затрат для осуществления этого процесса.

2.2. Анализ технологических потерь при подготовке нефти на промыслах НГДУ «Васюганнефть»

Под технологическими потерями понимаются безвозвратные потери нефти (уменьшение ее массы) являющиеся следствием исходных ее физико-химических свойств, степени совершенства используемых технологических процессов, технических средств и нефтесберегающих мероприятий при сборе, подготовке, транспортировке и хранении нефти.

Нефтепромысловые объекты где происходят потери углеводородного сырья:

- эксплуатационные скважины (кусты скважин или отдельно расположенные
скважины);

- замерные установки;

-  дожимные насосные станции;

-  центральные пункты сбора нефти и газа;

-  резервуарные парки.

26

2.3 Источники технологических потерь нефти

При добыче и сборе:

•  фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной
арматуры и полированного штока на устье скважин и замерных
установках;

•  сепарационные узлы нефти и газа всех ступеней, если жидкость из
конденсатосборников газосборных сетей и факельных линий не
утилизируется на предприятиях нефтяных или иных компании,
фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной
арматуры на ДНС, резервуары и отстойники для предварительного
сбора пластовых вод;

•  емкости для сбора утечек из сальниковых уплотнений центробежных
насосов.

При подготовке:

•  технологические резервуары;

•  отстойники и резервуары для очистки и подготовки сточных вод;

•  сепараторы концевых ступеней сепарации нефти, если газ из них
сбрасывается на факел, а жидкость не утилизируется из
конденсатосборников.

При транспортировке и хранении нефти на промыслах:

• резервуары товарной нефти, дренажные емкости для сбора утечек
нефти из сальниковых уплотнений насосов.

При транспортировке нефти по магистральным нефтепроводам:

•  резервуары на головных НСП;

•  дренажные емкости для сбора утечек нефти из сальниковых
уплотнений подпорных и магистральных насосов;

•  установки для очистки сточных вод.

Технологические потери нефти условно классифицируются по видам:

•  от испарения;

•  от уноса капельной нефти газом;

•  от уноса остаточной нефти пластовыми и дренажными водами;

•  от утечек нефти через уплотнения оборудования.

В настоящее время вследствие недостаточных мер по герметизации и несовершенства технического оснащения объектов сбора, транспорта и хранения, а иногда промысловой и нефтезаводской подготовки нефтей

27

потери легких углеводородов из них по пути движения от мест добычи до переработки продолжают оставаться недопустимо большими. Основные потери обусловлены испарением нефтей в узлах замера (трапно-замерные установки), на которых обычно установлены негерметичные мерники (при самоточной системе сбора нефти), при наливе, хранении в резервуарах сборных пунктов, товарных парков нефтепромыслов, товарно-транспортных управлений и нефтеперерабатывающих заводов. Потери можно рассматривать как устранимые и неустранимые. Неустранимые находятся в полной зависимости от технического оснащения нефтепромысловых предприятий, их можно сократить до минимума при совершенствовании техники и технологии процессов нефтедобычи (герметизация пути движения нефти с переходом на напорные и высоконапорные системы сбора нефти, мероприятия по полной герметизации резервуарных парков улавливанием из них выбрасываемых в атмосферу углеводородов, сокращение количества перевалок нефти и др.). Устранимые потери свидетельствуют о бесхозяйственности, неумелом использовании техники, нарушении элементарных правил эксплуатации и поддержания в должном состоянии промыслового оборудования, т. е. эти потери могут быть ликвидированы проведением обычных организационно-технических мероприятий (устранение течей, ремонт крыш, днищ и поясов, установление дыхательных и огнезащитных клапанов, обвязка дыхательными линиями резервуаров и т. п.).

Ликвидировать потери легких фракций можно в основном внедрением наиболее рациональных схем сбора нефти и газа, а также строительством объектов по стабилизации нефтей для их хранения и транспортировки.