Анализ работы установки предварительного сброса воды ЦДНГ-9 НГДУ «Мамонтовнефть»

 

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 годСтатьи баланса 

%

 

объем 

тыс.

 

м3/год м3/сут м3/час 

%

 

масс тыс т/год т/сут кг/час

 

Приход:

 

1. Сырая нефть:

 

В том числе: 33,00 6 534,1 17 901,6 745,9 99,8 6467,1 17 718,1 738 255,8

нефть с ДНС-2Е 3,0 613,9 1 682,0 70,1 8,3 537,2 1 471,8 61 324,2

вода с ДНС-2Е 18,00 3 479,0 9 531,5 397,1 54,2 3 513,8 9 626,8 401 118,7

нефть с кустов 2,00 366,2 1 003,2 41,8 5,0 320,4 877,8 36 575,3

вода с кустов 10,00 2 075,0 5 684,9 236,9 32,3 2 095,7 5 741,7 239 237,6

2. Газ попутный 67,00 13 106,0 35906,8 1 496,1 0,2 12,5 34,2 1 424,3

Итого: 100,0 19 640,1 53 808,4 2 242,0 100,0 6 479,6 17 752,3 739 680,1

 

Расход:

 

1. Обезвоженная нефть:

 

в том числе: 5,03 986,6 2 703,1 112,6 13,3 864,2 2 367,6 98 651,0

нефть на ЦПС 5,0 980,1 2 685,2 111,9 13,2 857,6 2 349,6 97 901,6

вода на ЦПС 0,03 6,5 17,8 0,7 0,1 6,6 18,0 749,4

2. Вода на КНС 28,25 5 547,4 15 198,5 633,3 86,5 5 602,9 15 350,5 639 604,2

 

3. Газ попутный:

 

в том числе: 66,72 13 106,0 35 906,8 1 496,1 0,2 12,5 34,2 1 424,9

Газ на ГПЗ 55,03 10 808,5 29 612,3 1 233,8 0,159 10,3 28,2 1 174,6

Газ на котельную 1,45 284,0 778,1 32,4 0,004 0,3 0,7 30,9

Газ на факел 9,27 1 821,5 4 990,4 207,9 0,027 1,7 4,8 198,0

Газ на ЦПС 0,67 131,1 359,1 15,0 0,002 0,1 0,3 14,2

Газ на КНС 0,3 61,0 167,0 7,0 0,001 0,1 0,2 6,6

Итого: 100,0 19 640,1 53 808,4 2 242,0 100,0 6 479,6 17 752,3 739 680,1

 

 

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 месторожденийГод Добыча нефти, тыс.т. Ресурсы добычи газа, тыс.м3

Мамонтовское Ефремовское Угутское Мамонтовское Угутское

2004 328,3 550,9  14 116,9 

2005 320,4 537,2  13 777,2 

2006 310,8 521,1 303,89 13 364,4 18 841,18

2007 298,4 500,4 384,85 12 831,2 23 860,7

2008 273,52 458,37 507,68 11761,36 31 476,16

2009 262,85 419,86 618,68 11302,55 38 358,16

2010 252,60 384,60 734,22 10861,80 45 521,64

 

 

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 годСтатьи баланса 

%

 

объем 

тыс.

 

м3/год м3/сут м3/час 

%

 

масс тыс т/год т/сут кг/час

 

Приход:

 

1. Сырая нефть: 32,2 6 086,1 16 674,2 694,8 99,8 6 023,7 16 503,3 687 638,4

в т.ч. нефть с ДНС-2Е 3,0 571,9 1 566,8 65,3 8,3 500,4 1 371,0 57 123,3

вода с ДНС-2Е 1,8 341,0 934,3 38,9 4,9 298,4 817,5 34 063,9

нефть с кустов 17,1 3 240,7 8 878,6 369,9 54,2 3 273,1 8 967,4 373 640,7

вода с кустов 10,2 1 932,5 5 294,5 220,6 32,3 1 951,8 5 347,5 222 810,5

2. Газ попутный 67,8 12 831,2 35 154,0 1 464,7 0,2 12,2 33,5 1 394,4

Итого: 100,0 18 917,3 51 828,2 2 159,5 100,0 6 035,9 16 536,8 689 032,9

 

Расход:

 

1. Обезвоженная нефть: 4,86 919,0 2 517,7 104,9 13,3 804,9 2 205,2 91 885,3

в т.ч. нефть на ЦПС 4,83 912,9 2 501,1 104,2 13,2 798,8 2 188,5 91 187,2

вода на ЦПС 0,03 6,1 16,6 0,7 0,1 6,1 16,8 698,1

2. Вода на КНС 27,31 5 167,1 14 156,5 589,9 86,5 5 218,8 14 298,1 595 753,2

3. Газ попутный: 67,8 12 831,2 35 154,0 1 464,7 0,2 12,2 33,5 1 394,4

Итого: 100,0 18 917,3 51 828,2 2 159,5 100,0 6 035,9 16 536,8 689 032,9

 

 

Таким образом, из таблиц 2,3,4 видно, что в настоящее время  загруженность установки по сырью  составляет около 60 %, и имеет тенденцию  к снижению. В 2005 году коэффициент  загрузки установки по сырью составит ≈ 0,55 (55%), а к 2008 году менее 0,5. Следовательно, большая часть оборудования полностью не загружена и работает « в холостом режиме». Это, в свою очередь, увеличивает амортизационные затраты, себестоимость продукции.

 

В то же время в НГДУ «МсН», а, следовательно, и в ОАО «ЮНГ»  существует большие трудности с  подготовкой нефти с месторождений  НГДУ «МсН». Добыча в НГДУ «МсН» идет по нарастающей, но при этом уже сегодня  мощности ЦППН «МсН» используются полностью. ЦППН «МсН» перегружен по воде и  нефти.

 

Данный проект решает возникшие  трудности перед НГДУ «МсН» посредством  подготовки части нефти Угутско  – Киняминской группы месторождений  силами НГДУ «Мамонтовнефть» на УПСВ-3 (объем подготавливаемой нефти на УПСВ регламентируется общим объемом  нефти, подготавливаемой на ЦППН НГДУ «МН», - 12 млн. тонн.). Часть нефти с  месторождения Угутско – Киняминской  группы поступает на УПСВ-3, где происходит предварительный сброс воды (до остаточного  содержания воды в нефти порядка 1-10 %). После УПСВ нефть откачивается на ЦППН НГДУ «МН», где происходит окончательная  подготовка нефти.

 

При переводе части жидкости Угутско-Киняминской группы на УПСВ-3 будут решены следующие проблемы:

 

1. снизится нагрузка по  подготовки нефти на ЦППН НГДУ  «МсН» (проектная мощность ЦППН - 9000 тыс. т. в год при обводненности  38 %, планируемые объемы добычи  на 2004 год 10 000 тыс. т.);

 

2. снизится нагрузка на  нефтесборный трубопровод Угут  – ЦППН НГДУ «МсН»;

 

3. уменьшение затрат компании  на подготовку нефти, уменьшение  применения ингибиторов коррозии;

 

4. экономия средств ОАО  «Юганскнефтегаз» на строительство  УПСВ на Угутском месторождении;

 

5. экономия средств ОАО  «Юганскнефтегаз» на реконструкции  ЦППН НГДУ «МсН»;

 

6. снижение затрат на  встречные перекачки балластной  жидкости с ЦПС НГДУ «МН»  на БКНС-21;

 

7. снижение себестоимости  подготовки нефти на УПСВ-3 и  ЦПС НГДУ «МН» за счет увеличения  коэффициента загрузки УПСВ и  ЦППН (фактическая мощность ЦППН  – 12 000 тыс. т. в год);

 

8. снижение прямых и  косвенных потерь нефти в результате  порывов за счет снижения коррозионной  агрессивности перекачиваемой по  трубопроводам водонефтяной эмульсии.

 

 

3. Характеристика сырья,  готовой продукции и применяемых  реагентов

 

Исходным сырьем установки  предварительного сброса воды является газоводонефтянная эмульсия с содержанием  воды 80 - 90%, которая поступает двумя  потоками. Один поток жидкости поступает  с ДНС-2Е Ефремовского месторождения, где происходит предварительная  сепарация газа от жидкости. Второй поток жидкости с содержанием  газа 43 м3/т поступает с кустов скважин бригады ДНГ № 9 Мамонтовского  месторождения. Разгазированные нефти  обоих потоков сернистые, парафинистые, среднего типа, обводненностью 80-90%.

 

Компонентный состав нефтяного  газа (по ГОСТ 23781-87) представлен в  табл. 5.

 

Физико-химические свойства нефти в табл. 6.

 

Химический состав пластовых  вод (по СТП 5770049-065-98) приведен в табл. 7.

 

Расходные показатели реагентов  и их характеристика приведены в  табл. 8, табл.9.

 

Продуктом УПСВ является обезвоженная нефть, которая поступает на ЦПС, где происходит подготовка нефти  до товарных кондиций (обезвоживание, обессоливание и т.д.) и перекачка  ее по системе внешнего транспорта. На УПСВ происходит сепарация газа, который поступает на компрессорную  станцию ГКС и сдается на ГПЗ. Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает по системе водоводов  на КНС и закачивается в пласты с целью поддерживания пластового давления.

 

Степень очистки воды представлена в табл. 10.

 

 

Таблица 5

Физико-химические свойства попутного нефтяного газаКомпонент  газа Объёмные % Весовые %

Метан (СН4) 75,38 52,82

Этан (С2Н6) 7,51 9,87

Пропан (С3Н8) 10,58 20,37

Изо-бутан (С4Н!0) 3,15 8,00

Норм.-бутан (С4Н10) 2,67 6,78

Изо-пентан (С5Н12) 0,41 1,31

Норм.-пентан (С5Н12) 0,16 1,50

Гексан и выш. (C6H14+) 0,06 0,23

Диоксид углерода (СО2) 0,07 0,14

Азот (N2) 0,00 0,00

 

 

 

 

Теплота сгорания, (низш.при 20оС) ккал/м3 – 11080,99.

 

Сероводород отсутствует 

 

Плотность, кг/м3 0,952

 

Молекулярный вес 23

 

Таблица 6

 

Физико-химические свойства нефти. Наименование показателя Поток на входе УПСВ 

Поток на выходе УПСВ

 

(нефть на ЦППН)

Мамонтовское  м/р Ефремовское м/р 

Плотность, кг/м3 по ГОСТ 3900-85 871-885 879 875,3

 

Вязкость кинематическая, мм2/с по ГОСТ 33-2000

 

при 20 °С

 

при 50 °С 

22-53

 

8-15 

31,5

 

11,1 

31,2

 

10,5

 

Содержание в нефти, % масс.

 

воды, по ГОСТ 21534-76

 

солей, мг/л ГОСТ 21534-76

 

серы по ГОСТ Р 51947-2002

 

парафина по ГОСТ 11851-85

 

смол по ГОСТ 11858-66

 

асфальтенов по ГОСТ 11858-66

 

Сероводорода ГОСТ Р 50802-95

 

мех. примесей по ГОСТ 6370-83 

80-90

 

2705