ИТС 28-2017 Добыча нефти

     2.3.1 Установка подготовки нефти

Целью промысловой подготовки нефтегазоводяной жидкости является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация. Процессы очистки нефтегазоводяной жидкости на промысле осуществляются на установках подготовки нефти (УПН) и установках комплексной подготовки нефти (УКПН).

Установка подготовки нефти (УПН) предназначена для приема продукции нефтяных скважин, ее предварительного разделения на нефть, попутный нефтяной газ и пластовую воду и последующей подготовки нефти до товарного качества. Кроме того, на УПН происходит учет обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти, учет и рациональное использование попутного газа, откачка обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти в трубопровод. Блочные автоматизированные установки по подготовке нефтегазоводяной жидкости предназначены для эффективного нагрева, обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий и подготовки обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти.

В состав УПН могут входить такие блоки, как входной блок гребенки, нефтегазовые сепараторы, путевые подогреватели нефтегазоводяной смеси, нефтегазовые сепараторы со сбросом воды, блок обезвоживания и обессоливания нефти, блок концевой сепарационной установки, аппараты подготовки пластовой воды, газовые сепараторы, блок насосной откачки нефти, блок насосной откачки пластовой воды, блок измерения и регулирования расхода попутного газа, блок коммерческого (оперативного) учета нефти, факельные установки высокого и низкого давления, буферные емкости, дренажные емкости, аварийные резервуары

Принципиальная технологическая схема добычи и подготовки добываемой продукции с блоком УПН приведена на рисунке 2.22 [38].

     
Рисунок 2.22 - Принципиальная технологическая схема добычи и подготовки добываемой продукции нефтегазодобывающим предприятием (НГДУ)

Продукция добывающей скважины 1 по индивидуальному трубопроводу поступает на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) 2. В продукцию, как правило, добавляют реагент 3, а если нефтегазоводяная смесь высоковязкая или теряет текучесть при сравнительно высокой температуре (сопоставимой с температурой окружающей среды), то ее подогревают в печи 4. Затем она направляется в газожидкостную сепарационную установку первой ступени дегазации 5 и на установку подготовки нефти (УПН) в сепарационную установку второй ступени 6. После этого водонефтяная смесь поступает в деэмульсационную установку 7, где происходит обезвоживание и обессоливание, а затем в стабилизационную установку 8. В технологическом блоке 9 определяют количество и качество обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти перед сдачей ее в резервуарный парк. Если по каким-либо причинам обезвоженная, обессоленная и стабилизированная нефть не удовлетворяет заданным параметрам, то она автоматически направляется на повторную обработку. Выделившийся из нефтегазоводяной жидкости газ в установках 5, 6 и 8 после соответствующей обработки подается на компрессорную станцию 10 и далее на газоперерабатывающий завод. Дренажная вода после деэмульсационной установки 7 поступает на установку очистки нефтепромысловых сточных вод 11, где подготавливается для использования ее в системе поддержания пластового давления (ППД) и направляется на кустовые насосные станции (КНС) 14, оттуда в нагнетательные скважины месторождения 15. На КНС подается также пресная вода с водозаборных устройств 12 через очистные сооружения 13.

Принципиальная схема УКПН с ректификацией приведена на рисунке 2.23.

Рисунок 2.23 - Принципиальная схема установки комплексной подготовки нефти:

1, 9, 11, 12 - насосы; 2, 5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор; 6 - стабилизационная колонна; 7 - конденсатор-холодильник; 8 - емкость орошения; 10 - печь;

I - нефтегазоводяная жидкость; II - подогретая нефтегазоводяная жидкость; III - дренажная вода; IV - частично обезвоженная нефтегазоводяная жидкость; V - пресная вода; VI - обезвоженная и обессоленная нефтегазоводяная жидкость; VII - пары легких углеводородов; VIII - несконденсировавшиеся пары; IX - широкая фракция (сконденсировавшиеся пары); X - стабильная нефть

Нефтегазоводяная жидкость из резервуаров ЦПС насосом 1 через теплообменник 2 подается в отстойник 3 непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее в поток вводится пресная вода (V), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде.

В электродегидраторе 4 производится окончательное отделение воды от нефтегазоводяной смеси, и обезвоженная нефтегазовая жидкость через теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счет прокачки из низа колонны через печь 10 насосом 11 ее температура доводится до 240°C. При этом легкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в конденсатор-холодильник 7. Здесь пропан-бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция откачивается насосом 9 на фракционирование, а частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла нефтегазоводяной смеси в теплообменниках 2, 5.

Таким образом, на УКПН для обезвоживания используются одновременно подогрев, отстаивание и электрическое воздействие, т.е. сочетание сразу нескольких методов.