При выборе системы подготовки нефти одним из существенных факторов, который необходимо учитывать, является динамика добычи продукции скважин, а также динамика обводнения добываемой продукции.
Мощности сооружений подготовки нефти рассчитываются на максимальные уровни отбора нефти, газа и воды.
Расчетная мощность сооружений подготовки нефти составляет 2738 тыс. т/год или 7500 м3/сут.
Качество товарной нефти должно отвечать следующим показателям:
- содержание воды – до 0,5 %, содержание хлористых солей – до 100 мг/л, давление насыщенных паров при температуре нефти 38 оС - 500 мм рт. ст. (66650 Па)
Технологический анализ показывает, что процесс обезвоживания и обессоливания нефти месторождения Алибекмола должен включать технологические стадии, представленные на рисунке 1 в схематическом виде.
Рисунок 1 Принципиальная схема последовательности технологических операций при подготовке нефти месторождения Аликбекмола
Реализация этих технологических стадий представлена вариантно в принципиальных технологических схемах.
Варианты технологических схем подготовки нефти рассматриваются с возможностью реализации этого промыслового процесса с использованием оборудования российского производства (вариант 1) и оборудования производства США и Канады (варианты 2 и 3).
Основные условия, указываемые при разработке вариантов:
- производительность по нефти - 363,4 м3/час, производительность по жидкости – 505,0 м3/час, давление на входе - 1,0 МПа, температура поступающей нефти (зима) - 25 оС, температура глубокого обезвоживания - 40 оС, продолжительность отстаивания («задержка») – 30 мин., расход деэмульгатора типа Реапон-4В - 30 г/т.
Вариант 1. Принципиальная технологическая схема установки подготовки нефти месторождения Алибекмола приведена на рисунке 2.
ТФС-1/1,2 – трёхфазный сепаратор (2 по 80м3); ТФС-2/1,2 - трёхфазный сепаратор (2 по 100м3); П-1,2 – печи ПТБ; БР – блок подачи деэмульгатора; Н-1,2 – насосы; С – смеситель; Э-1,2 – электродегидратор (2 по 80м3); С-1/1,2 – концевой сепаратор (2 по 50м3); Р - товарный резервуар; ГС-1,2 – газосепаратор (2 по 16м3); КН – компрессор низкого давления; КВ – компрессор высокого давления; УПГ - установка подготовки газа; н – нефть; г – газ; в – вода; тн – товарная нефть; к - конденсат
Рисунок 2 Принципиальная технологическая схема установки подготовки нефти месторождения Алибекмола (вариант 1)
Продукция скважин поступает на УПН непосредственно в трехфазные сепараторы ТФС-1/1,2 объемом 80 м3 каждый. На трубопроводе перед трехфазными сепараторами рекомендуется установить депульсатор.
Перед депульсатором вводится деэмульгатор. Количество и тип деэмульгатора определяются на основании теплохимических исследований разрушения нефтяных эмульсий.
В трехфазных сепараторах производится отделение свободной воды и газа. Газ сбрасывается в сеть сбора и подготовки газа, а вода направляется на очистные сооружения.
Из ТФС-1/1,2 нефтяная эмульсия поступает в печь П-1,2, где нагревается до необходимой температуры, и далее – в ТФС-2/1,2. Отличие ТФС-2 от ТФС-1 состоит в продолжительности «задержки» (отстаивания) нефти.
В ТФС-2/1,2 происходит сброс газа, выделившегося при нагреве эмульсии, и попутнодобываемой воды. Из ТФС-2/1,2 насосом Н-1 обезвоженная нефть подается в смеситель С, где осуществляется смешение нефти с промывной пресной водой. Далее нефть поступает в электродегидраторы Э-1,2, где она доводится до требуемых кондиций по содержанию воды и солей. Учитывая, что процесс обессоливания в электродегидраторах Э-1,2 осуществляется под давлением, выделение остаточного углеводородного газа реализуется на ступени «горячей» сепарации в сепараторах С-1/1,2. Газ из этого сепаратора направляется в систему сбора газа низкого давления, а нефть – на прием насоса Н-2, откачивающего товарную нефть потребителю.
В схеме целесообразно предусмотреть товарный резервуар – Р.
На линии газа высокого давления должен быть установлен газосепаратор ГС-1, конденсат из которого откачивается в приемные емкости и далее в начало процесса подготовки нефти.
Из ГС-1 газ поступает на установку подготовки газа УПГ (осушка, отбензинивание) и далее на компрессорную высокого давления (КВ) для закачки в пласт.
Указанное на рисунке 2 и упомянутое выше оборудование – российского производства.
Вариант 2. Отличие варианта 2 от варианта 1 состоит только в составе оборудования, в частности, применении оборудования фирмы ТДЕ (Канада).
На рисунке 3 приведена принципиальная технологическая схема УПН при применении этого оборудования.
ТФС-1/1,2 – трёхфазный сепаратор (2 по 50м3); ТФС-2/1,2 - трёхфазный сепаратор (2 по 80м3); Н – нагреватель с промежуточным теплоносителем; БР – блок подачи деэмульгатора; Н-1,2 – насосы; С – смеситель; ЭС-1,2 –электродегидратор статический (2 по 80м3); С-1 – концевой сепаратор (2 по 50м3); Р - товарный резервуар; ГС – газосепаратор; КВ – компрессор высокого давления; УПГ - установка подготовки газа;
н – нефть; г – газ; в – вода; тн – товарная нефть; к – конденсат
Рисунок 3 Принципиальная технологическая схема установки подготовки нефти месторождения Алибекмола (вариант 2 с применением оборудования фирмы ТДЕ, Канада)
Технологическое отличие по применяемому оборудованию состоит в следующем:
- нагреватель нефти применяется с промежуточным теплоносителем (гликоль) и малым перепадом давления (не более 0,2 МПа); ТФС-2 имеет эффективные коалесцирующие устройства из нержавеющей стали; на ступени обессоливания нефти применяются статические электродегидраторы.
В целом объем сепараторов фирмы ТДЕ меньше по сравнению с российским оборудованием на 15-20 %, но по стоимости он дороже.
Остальное оборудование по технологическим задачам и функциям идентично оборудованию российского производства.
Вариант 3 приведен на рисунке 4. По этому варианту применяется оборудование фирмы Petreco.
FWKO – аппарат сброса свободной воды; Х-Т – хиттер-тритер;
БР – блок подачи деэмульгатора; Н-1,2 – насосы; С – смеситель; Э-1,2 – электродегидратор (2 по 80м3); С-1/1,2 – концевой сепаратор (2 по 32м3); Р - товарный резервуар; ГС – газосепаратор; КВ – компрессор высокого давления; УПГ - установка подготовки газа; н – нефть; г – газ; в – вода; тн – товарная нефть; к - конденсат
Рисунок 4 Принципиальная технологическая схема установки подготовки нефти месторождения Алибекмола (вариант 3 c применением оборудования фирмы Petreco)
Нефтяная эмульсия с промысла поступает в аппарат сброса воды FWKO, являющегося аналогом трехфазного сепаратора. Перед этим аппаратом в эмульсию вводится деэмульгатор.
Из FWKO сбрасывается свободная попутнодобываемая вода в систему ее очистки и газ в систему очистки газа высокого давления. Нефть из FWKO поступает в нагреватель типа «Хиттер-Тритер». Это аппарат, в котором совмещены процессы нагрева, сепарации и отделение воды. Вода и газ также сбрасываются в свои системы подготовки.
Из аппарата «Хиттер-Тритер» нефть поступает в смеситель нефти с промывной пресной водой и далее в электродегидраторы.
Из электродегидраторов нефть направляется на ступень горячей сепарации, а отделившийся на этой ступени газ сбрасывается на факел.
Далее технологические сооружения по газу высокого давления и нефти идентичны вариантам 1 и 2.
Из сопоставления вариантов следует, что вариант 3 имеет слабый технический элемент – аппарат «Хиттер-Титер». Аппараты этого типа имеют низкую работоспособность (опыт УПН на Узеньском месторождении) при подготовке продукции скважин, содержащей высокоминерализованные воды.
Поэтому конкурентноспособными являются 1 и 2 варианты.
По сложившейся экономической ситуации более дешевым является российское оборудование. Однако при укомплектовании его системами автоматики из европейских стран (например, Германии) или США и Канады стоимость российского оборудования возрастает. Поэтому вопрос выбора оборудования должен быть конкретизирован на основании тендерных переговоров.
