Разработка АСУ ТП Центрального пункта сбора и подготовки нефти

• Вид строительства – новое;
• Наличие очередей строительства – 2;
• Первая очередь – две технологические линии по 1 млн. тонн в год товарной нефти.
• Производительность установки подготовки нефти – 3 млн. тонн в год товарной нефти.

ООО «Западно-Малобалыкское» владеет лицензией на право пользования недрами Западно-Малобалыкского месторождения. Извлекаемые запасы нефти составляют 25 млн. тонн. [3].

Добыча нефти в  2006 году составила 2,615 млн. тонн. Состояние  дел по выполнению лицензионных соглашений по Западно-Малобалыкскому месторождению находится на высоком уровне. Выполняются практически все лицензионные требования – объемы ГРР, уровни добычи нефти, обновление проектных документов, подсчеты запасов и мониторинг экологического состояния окружающей среды.

В связи с тем, что к концу 2006 года было  завершено бурение добывающих скважин и месторождение вышло на максимальный уровень добычи нефти, предприятие стремится активно расширять свою ресурсную базу, в том числе и за счет проводимых Минприроды аукционов на право пользования недрами,  и за счет расширения объемов геолого-разведочных работ в 2006-2009 годы. В связи с ограниченными возможностями Южно-Балыкского ГПК предприятие прилагает максимальные усилия по обеспечению и сохранению запланированных проектным документом уровней утилизации газа. С целью увеличения степени извлечения нефти из недр и утилизации попутного газа (с доведением этого показателя до 100%) в настоящее время ведутся работы по составлению проекта на закачку попутного газа в продуктивные пласты Западно – Малобалыкского месторождения [4].

 

1.1  Краткая  характеристика предприятия

 

ЦПС ООО «ЗМБ» предназначен для выполнения следующих операций:

• прием и разделение продукции нефтяных скважин на сырую нефть, сырой газ и воду;
• подготовка  и подача через магистральный трубопровод товарной нефти;
• подготовка попутного нефтяного газа, его учет и подача на собственные нужды и в магистральный трубопровод;
• компримирование газа горячей ступени сепарации и легких фракций нефти, собранных из резервуаров.
• подготовка, замер и подача подтоварной (пластовой) воды на КНС для закачки ее в пласт (в систему ППД);
• закачка химреагентов в сырье для получения товарной продукции, закачка реагентов  для защиты аппаратов, трубопроводов  от коррозии.

Количество технологических  линий по подготовке товарной нефти – три, каждая по 1000 тыс.тонн в год (114 тонн в час).

Очередность ввода технологических линий по подготовке товарной нефти и количество производимой продукции с вводом в эксплуатацию представлены в таблице 1.1.

 

 

Таблица 1.1 – Очередность ввода технологических линий

Сырье	Очереди
	первая очередь	вторая очередь
Добыча нефти    тыс.тонн год (т./час.)	2000-2400   (228-272)	1000-1200  (114-136)
Добыча жидкости тыс.тонн год (тонн/час.)	4000-5500  (458-628)	2000-2750  (229-314)
Добыча газа            млн.м3 год (м3/час)	64- 70,4 (7306-8036)	32- 35,2 (3653-4018)

 

Качество товарной нефти должно соответствовать первой группе по ГОСТ Р 51858-2002. Характеристика требований предъявляемая к нефти перечислена в таблице 1.2

 

Таблица 1.2 – Качество товарной нефти, воды и газа

Характеристика		Еденицы измерения	Содержание веществ
Сырье	Параметр
	Содержание хлористых  солей	мг/л	не более  300
	Массовая доля воды	%	до  1
	Массовая доля механических примесей	%	не более  0,5-1,0
	Давление насыщенных паров	мм.рт.ст	не более 500
Вода	Нефть	мг/л	не более 50
	Механические примеси	мг/л	не более 10
Газ	Утилизация газа	%	не менее 95 %

 

 

Параметры на входе в  ЦПС:

• рабочее давление сырья, до 0,8 МПа;
• максимально возможное давление сырья, 1,00 МПа;
• температура сырья, 10 – 45 ⁰С;
• газовый фактор, до 45 м³/т;
• вязкость нефти, 50 – 9,56 мПа/с.

Параметры на выходе с  ЦПС:

• производительность по нефти, 114 - 342 т/час;
• рабочее давление товарной нефти, 0,5 - 1,7 МПа;
• температура нефти, 5 - 45 ⁰С;
• возможные отклонения параметров по нефти, +20, -80%;
• производительность по подтоварной воде, 128 - 572,0 м³/час;
• рабочее давление пластовой воды, 0,5 - 1,28 МПа;
• температура пластовой воды, 25 - 40 ⁰С;
• возможные отклонения параметров по пластовой воде, +20, -80%;
• производительность по газу, 12100,0 м³/час;
• рабочее давление товарного газа, не выше 0,7 МПа;
• температура газа, до 40 ⁰С;
• содержание капельной жидкости в товарном газе, 0,5 г/м³.

 

1.2 Состав производств ЦПС

 

Состав производств  ЦПС включает в себя:

• узел дополнительных работ  (Узел ввода);
• площадка фильтров (6шт.) на входе в установку УПН;
• площадка сепараторов первой ступени сепарации (V=125м3 –2шт., V=100м3–2 шт.);
• площадка печей нагрева нефти  (ПТБ–5Э – 3шт.);
• площадка отстойников нефти и дегазаторов (отстойник ОН- V=100м3 – 3 шт., дегазатор ДГ- V=50м3  - 3шт.);
• площадка электродегидраторов (ЭГ- V=100м3 – 3 шт.) и концевых сепараторов три технологические линии;
• факельная система низкого давления, включающая в себя факельный ствол, систему розжига, факельный сепаратор и конденсатосборник с насосом откачки;
• факельная система высокого давления, включающая в себя факельный ствол, систему розжига, факельный сепаратор и конденсатосборник с насосом откачки;
• блок  дозирования химреагентов – деэмульгатора нефти и ингибитора солеотложения;
• площадка дренажных емкостей для аварийного сброса жидкости из сепараторов и отстойников, электродегидраторов и дегазаторов. Каждая емкость оборудована погружным насосом для откачки жидкости в технологическую систему;
• дренажная емкость с погружным насосом для аварийного сброса жидкости из печей;
• емкости сбора уловленной нефти и сбора утечек с сальников насосов насосной станции внешней перекачки нефти и внутрипарковой насосной;
• площадка подготовки пластовой воды, включающая флотационный отстойник и систему регулирования газа и закачки флокулянта  в жидкость (при необходимости);
• дренажные емкости для сбора промливневых стоков с площадок с погружными насосами;
• насосная станция перекачки подготовленной воды на КНС (насосы ЦНС 180*128-4шт.);
• узел учета воды, откачиваемой на КНС (СЖУ-500м);
• два резервуара для подготовки и откачки подтоварной воды (РВС-5000);
• два резервуара для товарной нефти (РВС-5000);
• четыре резервуара для сырой нефти (РВС-5000);
• насосная станция внешней перекачки товарной нефти  (насосы ЦНС 180*170– 4шт.);
• насосная станция внутрипарковой перекачки некондиционной  нефти (насосы ЦНС 180*85 – 4шт.);
• установка улавливания лёгких фракций;
• противопожарная насосная станция;
• камера управления задвижками;
• пункт налива нефти;
• коммерческий узел учёта нефти с блоком качества и ТПУ;
• операторная для размещения щитов КИПиА и АСУ ТП;
• двухтрансформаторная подстанция 2 х 1600 кВА с НКУ;
• двухтрансформаторная подстанция 2 х 1000 кВА с НКУ;
• распредустройство РУ – 6кВ на 18 ячеек с вакуумными  выключателями;
• два блок-бокса пожинвентаря и пож.оборудования;
• пеногенераторная станция;
• пож.насосная;
• резервуары противопожарного запаса воды (РВС-700-2шт., РВС-300 – 2шт.);
• прожекторные мачты для наружного освещения и молниеотводов (10 шт.);
• проходная (2шт.);
• установка азотного пожаротушения.

1.3 Описание технологического процесса

 

1.3.1 Основные технологические решения

 

Технологический процесс  на  ЦПС ЗМБ разделяется на 8  стадий:

• холодная сепарация  первой ступени с выделением попутного нефтяного газа (до70%);
• подогрев сырой нефти;
• сброс пластовой воды (первичное обезвоживание);
• горячая сепарация (дегазация) нефти;
• глубокое обезвоживание нефти в электродегидраторе;
• глубокая дегазация нефти в КСУ;
• подготовка пластовой воды во флотационном отстойнике;
• подготовка (осушка) газа на адсорбционной установке.

При обустройстве Западно - Малобалыкского нефтяного месторождения сбор продукции скважин осуществляется по напорной герметизированной схеме. Нефтяная эмульсия после замерных установок «Спутник» по нефтесборным трубопроводам транспортируется несколькими  потоками с центральной, южной,  северной части месторождения на узел дополнительных  работ (УДР) - узел переключающих задвижек.

 

1.3.2 Первая ступень сепарации

 

После УДР продукция  нефтяных скважин двумя потоками через задвижки и фильтры поступает  на площадку первой ступени сепарации, где осуществляется первичная подготовка сырья, а именно:

• отделение от жидкости песка и грязи в фильтрах Ф1 – Ф6;
• отделение от жидкости газа в УПОГ и газовой секции сепараторов С1/1-С1/4 (С1/4- резервный сепаратор);
• отделение от жидкости свободной воды в трехфазных сепараторах           С1/1-С1/4.

Устройство предварительного отбора газа УПОГ предназначено для  отбора свободного газа и снятия пульсаций  потока жидкости. В трехфазном  сепараторе происходит разделение сырья на сырой  газ,  подтоварную воду   (при температуре сырья до 45 ⁰С) и нефтяную эмульсию  с содержанием воды ниже 30 %. Перед подачей сырой нефти на сепарацию в поток нефти вводится деэмульгатор. Объем трехфазного сепаратора С1/1, С1/2 – 100 м ³; С1/3, С1/4 – 125 м³  ; Р_раб = 0,5 – 0,8 Мпа;  Ру=1,6 МПа.

Сырой газ через каплеуловитель КУ (циклонный газосепаратор) направляется в вертикальный сетчатый газосепаратор ГС1 объемом 8 м³ _, где от газа отделяется капельная жидкость и газовый конденсат. Сепараторы С1/1…С1/4 оборудованы предохранительными клапанами, сигнализаторами верхнего и нижнего уровней, датчиками давления, датчиками текущего и межфазного уровня «нефть- вода» с  исполнительными механизмами, датчиками температуры, обеспечивающими как визуальный контроль параметров по месту, так и дистанционный контроль, управление и регулирование. Количество сбрасываемой воды и нефти измеряется датчиками (расходомерами).

 

1.3.3 Установка подготовки нефти

 

С площадки первой ступени  сепаратора жидкость поступает на установку  подготовки нефти, где осуществляются  следующие процессы.

После трехфазных сепараторов  С1/1 - С1/4 нефть через нагреватель (печь ПТБ-5-40Э), где нагревается до температуры 60 ^оС, подается в отстойники  ОН1/1 -ОН1/3.

В отстойнике осуществляется отстой нефти до остаточного содержания воды до 3%. Объем отстойника - 100 м³  .

Печь  ПТБ оборудована предохранительным  клапаном, сигнализатором контроля пламени, системой распределения и контроля топливного газа, датчиками давления,  температуры и загазованности. Отстойники ОН1 - ОН3 оборудованы предохранительными клапанами, датчиками уровня и температуры, датчиками межфазового уровня, системой регулирования межфазового уровня. На каждом трубопроводе подготовленной нефти монтируется ручной пробоотборник – для отладки технологического  режима установки.

 Из отстойника нефть подается в сепаратор горячей сепарации (дегазатор) Д1/1 - Д1/3, где жидкость дегазируется при давлении 0,25…0,3МПа. Объем дегазатора V=50 м³. Из дегазатора  жидкость поступает в электродегидратор (ЭГ100-10 МБ), где происходит обезвоживание нефти до товарных показателей - ниже 1,0 % (массовая доля). Жидкость, поступающая в электродегидратор, обрабатывается полем высокого напряжения. Под воздействием этого поля эмульсия разрушается  и вода отстаивается в нижней части электродегидратора. В электродегидраторе контролируется давление, температура, межфазный уровень, верхний уровень. Контролируется сопротивление изоляции  между электродом электродегидратора  и корпусом (отсутствие пробоя через жидкость). На выходе товарной нефти из ЭГ100-10МБ  устанавливаются влагомеры товарной нефти. Назначение - распределение потока жидкости в товарный или сырьевой резервуары. Объем электродегидратора  ЭГ100-10 МБ - 100 м³ .

После электродегидратора товарная  нефть поступает на концевую ступень сепарации (КСУ)  С3/1 - С3/3, где дегазируется при давлении до 0,005 МПа и под действием сил гравитации (Н = 16м)  перетекает в резервуар товарной нефти. Объем сепаратора КСУ V=100 м³, давление Р_р= 0,005 МПа, Ру=0,6 МПа.

1.3.4 Резервуарный парк ЦПС

 

Резервуарный парк запроектирован из расчета трехсуточного приема нефти без откачки и включает 6 резервуаров РВС-5000, оборудованных для приема как товарной, так и сырой нефти. Из товарного резервуара нефть откачивается насосами внешней перекачки Н1/1 - Н1/4 через коммерческий узел учета нефти на НПС «Сентябрьский» на расстояние  15 км.