Содержание к диссертации
Введение
1. Нефтяные эмульсии
1.1. Образование нефтяных эмульсий
1.2. Классификация нефтяных эмульсий
1.3. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий
1.4. Устойчивость нефтяных эмульсий
1.5. Деэмульгаторы .
1.5.1. Классификация и некоторые свойства деэмульгаторов
1.5.2. Механизм действия деэмульгаторов при разрушении нефтяных эмульсий .
1.5.3. Требования (условия), предъявляемые к деэмульгаторам
1.6. Основные методы разделения нефтяных эмульсий
2. Оценка влияния природных эмульгаторов на устойчивость эмульсий .
2.1. Состав бронирующих оболочек нефтей различных месторождений и их классификация .
2.2. Природные эмульгаторы и устойчивость водонефтяных эмульсий .
2.2.1. Состав и свойства эмульгаторов нефтяных эмульсий .
2.2.2. Коллоидно-химическое состояние асфальтово-смолистых веществ в нефти .
2.2.3. Роль различных компонентов нефти в стабилизации эмульсий типа «вода в нефти» .
2.3. Старение водонефтяных эмульсий .
2.4. Выводы .
3. Прогнозирование технологических показателей промысловой подготовки нефти группы месторождений ООО «РН-Северная нефть» .
3.1. Развитие подготовки нефти в ООО «РН - Северная нефть»
3.2. Технология подготовки нефти на установке подготовки нефти «Баган» .
3.3. Прогнозирование изменения свойств поступающей продукции на установку подготовки нефти «Баган»
3.4. Оценка влияния изменения содержания асфальтенов на устойчивость нефтяных эмульсий.
3.5. Исследование влияния изменения содержания асфальтенов в нефтяной смеси на устойчивость водонефтяных эмульсий
3.6. Методические приемы прогнозирования и регулирования удельного расхода деэмульгатора на установке подготовки нефти «Баган» .
3.6.1. Прогнозирование удельного расхода деэмульгатора .
3.6.2. Регулирование удельного расхода деэмульгатора
3.6.3. Вопрос перевода установки подготовки нефти «Баган» на новый деэмульгатор .
3.7. Технологическое предложение по снижению затрат на подготовку нефти .
3.8. Экономическая оценка эффективности технологического предложения по строительству шести дополнительных отстойников на УПН «Баган» .
Основные выводы и рекомендации .
Библиографический список .
Приложения
- Физико-химические свойства нефтяных эмульсий
- Механизм действия деэмульгаторов при разрушении нефтяных эмульсий
- Природные эмульгаторы и устойчивость водонефтяных эмульсий
- Технология подготовки нефти на установке подготовки нефти «Баган»
Введение к работе
Актуальность темы. Как известно, качество товарной нефти напрямую зависит от работы установок подготовки нефти (УПН), эффективность функционирования которых обусловлена различными факторами. Среди них наиболее значимым является устойчивость нефтяных эмульсий, определяемая концентрацией и составом природных эмульгаторов.
В течение срока разработки месторождений количество и состав получаемой из скважин продукции постоянно изменяется, соответственно меняется и содержание природных эмульгаторов, обусловливающее степень трудоемкости процесса подготовки. Если на УПН поступает смесь нефтей с различных месторождений неоднородных по своим физико-химическим характеристикам, тогда достижение продукцией товарной кондиции еще более усложняется.
Изменения в составе продукции естественно сказываются на технологических показателях работы УПН: удельном расходе реагента-деэмульгатора, температурном режиме и времени подготовки нефти. В связи с этим возникает необходимость прогноза технологических показателей подготовки нефти в зависимости от изменения содержания природных эмульгаторов.
Цель работы. Повышение эффективности управления подготовкой нефти путем прогнозирования технологических показателей подготовки нефти группы месторождений ООО «РН - Северная нефть».
Основные задачи исследования. Для достижения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи исследования:
- обобщение имеющихся сведений об устойчивости водонефтяных
эмульсий (ВНЭ) и влиянии деэмульгаторов на процесс их разрушения;
оценка влияния природных эмульгаторов на устойчивость ВНЭ;
прогноз изменения содержания природных эмульгаторов в смесях нефтей, поступающих с месторождений 000 «РН - Северная нефть»;
лабораторные исследования влияния природных эмульгаторов на ус-
тойчивость ВНЭ для месторождений ООО «РН - Северная нефть»;
разработка математической модели для прогнозирования удельного расхода деэмульгатора в зависимости от изменения факторов, влияющих на подготовку нефти;
выявление зависимости между концентрацией природных эмульгаторов и свойствами нефти для месторождений 000 «РН - Северная нефть»;
разработка технического решения для повышения эффективности и надежности работы УПН «Баган» 000 «РН - Северная нефть»;
разработка методики регулирования удельного расхода деэмульгатора на УПН «Баган» в зависимости от содержания природных эмульгаторов в смеси нефтей, поступающих с месторождений 000 «РН - Северная нефть».
Научная новизна работы. Впервые:
создана математическая модель, позволяющая оценить качество подготовки нефти;
выполнен прогноз удельного расхода деэмульгатора на УПН «Баган» с учетом показателей разработки месторождений 000 «РН - Северная нефть»;
разработаны методические приемы прогнозирования и регулирования удельного расхода деэмульгатора, направленные на повышение эффективности управления подготовкой нефти 000 «РН - Северная нефть»;
установлена связь между плотностью смеси нефтей и содержанием в нефти асфальтенов для месторождений 000 «РН - Северная нефть»;
разработана методика, регулирования удельного расхода деэмульгатора в зависимости от изменения плотности нефтяной смеси, поступающей на
УПН «Баган».
Практическая ценность и реализация работы.
Использование модели определения удельного расхода деэмульгатора DMO 86520 для подготовки нефти на УПН «Баган» позволило:
выполнить прогноз удельного расхода деэмульгатора на 2007 - 2011 гг.;
разработать техническое предложение, направленное на повышение
эффективности и надежности работы УПН.
Выявленная зависимость между плотностью смеси нефтей месторождений ООО «РН - Северная нефть» и содержанием в ней асфальтенов обеспечивает оперативное определение удельного расхода деэмульгатора в условиях промысла.
Установлены методические принципы прогнозирования и регулирования удельного расхода деэмульгатора на УПН «Баган», которые учитывают возможность перехода УПН на новый деэмульгатор.
Разработана методика регулирования удельного расхода деэмульгатора в зависимости от изменения плотности смеси нефтей, поступающей на УПН «Баган».
Основные результаты работы приняты к использованию компанией 000 «РН - Северная нефть».
Апробация работы. Диссертационная работа выполнена на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подземной гидромеханики Ухтинского государственного технического университета.
Основные результаты работы докладывались:
на заседаниях кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подземной гидромеханики Ухтинского государственного технического университета (2003 - 2007 гг.);
на международной молодежной научной конференций «Севергеоэко-тех - 2004» (Ухта, 2004 г.) и «Севергеоэкотех - 2007» (Ухта, 2007 г.);
на П-ой научно-технической конференции молодых специалистов ООО «РН - Северная нефть» (Усинск, 2007 г.);
на межрегиональной научно-практической конференции «Актуальные проблемы геологии и разработки месторождений углеводородов» (Ухта, 2007 г.).
Публикации. По теме диссертационных исследований опубликовано 4 работы, в том числе 1 статья в материалах конференции и 3 статьи в журналах.
Физико-химические свойства нефтяных эмульсий
На разных этапах разработки нефтяных месторождений концентрация воды в нефти может быть различной. На первоначальной стадии нефть может добываться практически без воды, затем количество воды в ней постепенно увеличивается и на конечных стадиях разработки месторождения может достигать 90 % и более.
Вследствие поступления к забою скважины подстилающей воды [6] или воды, нагнетаемой в пласт с целью поддержания пластового давления, происходит проникновение воды в нефть. В настоящее время разработка нефтяных залежей ведется при естественном водонапорном режиме или специально создаваемым методом, в зависимости от нефтяного месторождения и его специфики. Таким образом, содержание воды в нефтяных пластах и скважинах, а также обводнение извлекаемой нефти - естественное явление.
Появление воды в добываемой нефти еще более усложняет технологи-ческий процесс извлечения углеводородов: происходит ухудшение работы или прекращение фонтанирования скважин, возникают существенные проблемы в системе сбора, транспортировке и промысловой подготовке нефти.
В процессе добычи нефти и ее транспортировки по нефтепромысловым трубопроводам взаимонерастворимые жидкости (вода-нефть) интенсивно перемешиваются, вследствие чего образуется дисперсная система - эмульсия.
Очевидно, что такой процесс, как формирование эмульсий ставит определенные вопросы и задачи, требующие адекватных решений в области добычи нефти, ее транспортировки, подготовки на промыслах и в заводских условиях (установках). Поэтому вопросы образования и разрушения водо-нефтяных эмульсий остаются предметом исследования широких кругов ученых и специалистов нефтяной отрасли.
Как отмечают в своих работах некоторые исследователи [4, 42, 48], образование эмульсии осуществляется в пласте при совместном движении воды и нефти по микроканалам пористой среды. Далее происходит диспергирование одной фазы (воды) в другой (нефти), сопровождающееся адсорбцией смол и асфальтенов на границе раздела нефть-вода. Образовавшиеся адсорбционные пленки делают невозможным слияния капель воды [48].
Советские ученые Е.И. Котельников и В.А. Сидоровский [47, 117] на основе промысловых опытов сделали вывод о возможности образования эмульсий в забойной зоне. В.А. Сидоровский [117] приводит в своей работе результаты лабораторных и промысловых исследований по двенадцати месторождениям Западной Сибири, имеющим различные физико-химические свойства нефтей и вод. Ученый подтверждает, что образование эмульсий в пласте и в забое скважин обусловлено в основном наличием в нефти природных эмульгаторов (смолы, парафины, асфальтены), а присутствие так называемых «твердых» эмульгаторов придает продукции скважины «бронирующий характер».
Результаты экспериментальных работ В.А. Амияна [42], Б.В. Каспер-ского и В.А. Сидоровского [116, 117] свидетельствуют о возможности образования эмульсий в пласте, что также согласуется с работами Г.А. Бабаляна [4] и Ф.И. Котяхова [48].
Однако существует и иное мнение: Р.П. Некрасова, М.А. Филатов и В.Г. Беньковский [140] утверждают, что образование эмульсии происходит в нефтепромысловой системе, а не в самом пласте. По мнению М.А.Филатова [140], поровое пространство пласта способствует, скорее, разрушению эмульсии, нежели ее образованию. В то же время ученые не исключают возможности образования эмульсии в исключительных случаях и в самом пласте.
М.Г. Осипов [81] в своих трудах показал, что в нефтеносных отложениях нефть и вода находятся в свободном состоянии.
И.М. Асадов считает, что формирование эмульсий в стволе компрессорных скважин обусловлено диспергирующими свойствами сжатого воздуха. Сильное перемешивание, имеющее место при компрессорном способе эксплуатации, приводит к существенному диспергированию жидкостей и распространению одной жидкости в другой с образованием стойких эмуль сий. Обычно такие эмульсии являются гидрофобными - средой им служит нефть, а фазой - вода.
И.М. Асадов, Р.М Дворецкая и др. [22, 23, 24, 48] в ходе промысловых и лабораторных исследований установили, что образование стойких эмульсий в компрессорных скважинах обусловлено присутствием воздуха. При добавлении в скважину деэмульгатора происходит инверсия, которая способствует снижению стойкости водонефтяных эмульсий. А.Г. Зарипов, И.И. Вовченко и А.С. Казаченко [33] указывают на факт образования эмульсий в системах перекачки. Применение глубинных и центробежных насосов способствует интенсивному диспергированию одной фазы (воды) в другой среде (в нефти). Тем самым механизированные способы добычи нефти способствуют образованию эмульсии с разной степенью стойкости в зависимости от физико-химических свойств пластовых жидкостей. Л.А. Цветков [144] и A.M. Лобков [55] в своих работах обращают особое внимание на воздействие, оказываемое некоторыми факторами на формирование эмульсии в процессе добычи нефти, сбора и транспортировки по нефтепромысловой системе. При фонтанной эксплуатации, сопряженной с интенсивным отбором жидкости из скважин, по мере движения смеси нефти и воды давление в нефтегазопроводах непрерывно падает и достигает значений ниже давления насыщения. При этом начинается выделение из нефти растворенных газов, объем которых непрерывно увеличивается, что приводит к возрастанию скорости потока. Уже на ранней стадии существования эмульсии, данные явления способствуют диспергированию одной фазы (воды) в другой (нефти). Дополнительное перемешивание нефти и воды осуществляется в штуцере фонтанной скважины, что вызвано еще большим диспергированием воды в потоке вследствие снижения давления. Дальнейшее образование эмульсии происходит в трубопроводе и в узлах насосных станций. Следует отметить, что процесс образования эмульсий при компрессорной добыче мало отличается от того, который имеет место при фонтанной эксплуатации. Разница заключается в том, что при компрессорной добыче нефти, когда вместо газа нагнетается воздух, происходит окисление тяжелых фракций нефти, ведущее к образованию более стойких эмульсий. Образование эмульсий при глубиннонасосном способе эксплуатации сопряжено с наличием клапанных узлов и возвратно-поступательным движением насосных штанг в подъемных трубах. [55]. Существенное влияние на формирование эмульсий оказывает отложение парафина в подъемных трубах и сборных коллекторах, так как с уменьшением сечения трубопровода возрастает скорость движения нефти и воды и повышается давление.
Механизм действия деэмульгаторов при разрушении нефтяных эмульсий
Появление на границе раздела фаз двойного электрического заряда можно объяснить следующим образом [127]. Электрический потенциал любого компонента имеет свою постоянную величину во всем объеме при равных условиях в гомогенной фазе. Водная фаза нефтяной эмульсии является хорошим электролитом, который диссоциирован на положительные Н и отрицательные ОН" ионы. На границе раздела (нефти и воды) эти ионы адсорбируются. Адсорбция ионов во многом связана с природой естественных ПАВ, растворенных в воде и нефти. Способные поляризоваться ионы адсорбируются исключительно на поверхностях, состоящих из полярных молекул. Противоположно заряженные ионы адсорбируются микроучастками поверхности капельки полярной воды, несущими определенный заряд. Ионы электролита, имеющие противоположный знак, при этом не адсорбируются. В то же время, под действием сил электростатического притяжения они остаются вблизи адсорбционных ионов и вместе с ними образуют на поверхности адсорбента двойной электрический слой. Частицы, поверхности которых содержат одинаковые заряды, взаимно отталкиваются.
Серьезное влияние на стойкость нефтяных эмульсий оказывает величина рН пластовой воды [8, 111], причем степень ее воздействия на различные нефти неодинакова. Увеличение величины рН приводит к снижению реологических свойств поверхностных слоев на границе нефть-вода и, как следствие, расслоению эмульсии [127]. Повышение рН сопряжено с введением в эмульсию щелочи, которая способствует снижению механической прочности бронированных оболочек и влечет за собой последующее разложение эмульсии на нефть и воду.
Существует оптимальный интервал рН для каждой системы сырая нефть - вода, в пределах которого адсорбционный слой проявляет свои минимальные стабилизирующие свойства. Влияние рН водной фазы на устойчивость межфазной пленки обусловлено содержанием кислотных и основных групп в полярных соединениях нефти. Поэтому рН водной фазы воздействует как на количество, так и на тип веществ, образующих межфазную пленку. Опираясь на результаты исследований [122] можно утверждать, что образованные асфальтенами жесткие межфазные пленки более прочны в кислой среде, менее прочны в нейтральной, становятся слабыми или превращаются в подвижные пленки в щелочной. В кислой среде асфальтены проявляют свои основные свойства, в щелочной - слабокислотные. В связи с тем, что асфальтены обладают большими эмульгирующими свойствами в кислой среде, а смолы в щелочной, прочность эмульсий, стабилизированных смолами и асфальтенами одновременно, изменяется в зависимости от рН водной фазы.
Существует несколько способов исследования прочности поверхностных слоев на границе раздела двух фаз и их стабилизирующего действия в дисперсных системах. Наиболее простым из них является метод разделения эмульсии на нефть и воду в определенных условиях под действием гравитационных [110] или центробежных сил [126]. Данный метод позволяет измерить стабильность по кинетике расслоения столба эмульсии определенной высоты. В этом случае устойчивость эмульсии выражается количеством воды, выделившейся в свободном виде либо оставшейся в эмульгированном состоянии.
П.А. Ребиндером в 1930 году [142] был предложен метод характеристики стабилизирующего действия эмульгаторов по возрастанию времени существования капель эмульгированной жидкости у поверхности раздела обеих жидких фаз до их коалесценции с поверхностью. Е.К. Венстрем, Н.Н. Серб-Сербина и др. [142] установили, что время существования капель диспергированной фазы, т.е. элементарная устойчивость, возрастает с увеличением концентрации стабилизаторов до заполнения адсорбционного слоя или, как показал А.А. Трапезников [142], до достижения оптимальных структурно-механических свойств [142]. Данный метод определения устойчивости эмульсий был применен в работе И.Л. Мархасина, Г.А. Бабаляна и Н.М. Чистяковой [63]. Сопоставимые данные были получены А.Ф. Эль-Шими и В.Н. Измайловой при проведении исследований по сопоставлению величины межфазной прочности и показателя времени существования капель на одних и тех же границах раздела фаз.
П.А. Ребиндером [126] были выявлены следующие вещества, обеспечивающие стабилизацию нефтяных эмульсий: - вещества, обладающие высокой поверхностной активностью (нафтеновые и жирные кислоты, низшие смолы и др.): способствуют интенсивному диспергированию системы, создают неструктурированные молекулярные слои на границе фаз при адсорбции; - вещества со слабыми поверхностно-активными свойствами (асфальте-ны, асфальтогеновые кислоты, ангидриды, высшие смолы): образуют структу-рированные слои, обеспечивающие высокую стабилизацию эмульсий; - твердые вещества минерального и органического характера: образуют прочные бронированные слои путем прилипания к дисперсионным каплям (частицы твердых эмульгаторов значительно меньше капелек воды) благодаря избирательному смачиванию фазами. Следует подчеркнуть, что в изучении механизма образования агрега-тивно-устойчивых нефтяных эмульсий прямого и обратного типов, а также стабилизации и разрушения дисперсных систем в целом остается много вопросов. Выделяется ряд общих теорий, условно подразделяемых на термодинамические (энергетические) и надмолекулярные, которые объясняют возникновение агрегативной устойчивости эмульсионных систем и связаны с образованием структурно-механического барьера. Данные теории едины во мнении о необходимости присутствия третьего стабилизирующего компонента для придания агрегативной устойчивости эмульсионной системе, приготовленной из двух чистых несмешивающихся жидкостей.
Природные эмульгаторы и устойчивость водонефтяных эмульсий
Существует несколько методов определения ГЛБ. Охарактеризовать ГЛБ можно, например, путем установления температуры помутнения [146]. Также этот показатель может быть выражен через значения фенольных чисел деэмульгаторов, определяемых по методике Гипровостокнефти [46]. В соответствии с этим деэмульгаторы условно делят на три группы: 1. Водорастворимые (фенольное число более 9); 2. Водомаслорастворимые (фенольное число от 6 до 9); 3. Маслорастворимые (фенольное число от 4 до 6). Значения ГЛБ деэмульгаторов могут выражаться и другими относительными величинами, например, водным числом [21, 30, 123,146,150]. Деэмульгаторы относятся к коллоидным ПАВ, образующим мицеллы при достижении в растворе определенной концентрации. Такая концентрация называется критической концентрацией мицеллообразования. (ККМ) [34, 76, 141]. При этом свойства растворов (плотность, электропроводимость, оптические свойства и др.) резко изменяются. Растворимость деэмульгаторов в воде связана с гидратацией полиэтиленовых цепей [46] вследствие возникновения водородных связей между молекулами воды и эфирным атомом кислорода. Неионогенные ПАВ теряют способность растворяться в воде при низком содержании в молекулах окиси этилена. Если же длина молекул увеличивается, то возможно получение продукта, растворимого в воде. Снижение растворимости деэмульгаторов в воде происходит вследствие повышения температуры и минерализации [98, 127]. Нефтерастворимые деэмульгаторы хорошо диспергируются в воде, но не растворяются в ней. В нефти реагенты разных классов - как нефтерастворимые, так и водорастворимые - растворяются плохо. Деэмульгатор находится в состоянии истинного раствора только в нефти, плотность которой не превышает 850 кг/м3. В неф-тях с высокой плотностью более 880 кг/м деэмульгаторы не растворяются [121,127,151]. Водные растворы деэмульгаторов при нагревании мутнеют по причине ухудшения растворимости. Температурой помутнения называется температура, при достижении которой однопроцентный раствор ПАВ мутнеет. При последующем повышении температуры происходит выпадение деэмульгатора из раствора в виде хлопьев, которые оседают, образуя самостоятельную фазу. Такая температура называется температурой фазового расслоения [146]. Помутнение растворов деэмульгаторов с повышением температуры многие исследователи связывают с возрастанием их мицеллярных масс, вплоть до выделения продукта в виде дисперсной фазы, определяемой визуально [46]. Другими словами, увеличение температуры вызывает рост мицелл неправильной формы, что ограничивает их подвижность [124, 136, 138, 146]. При снижении температуры неионогенный деэмульгатор снова приобретает способность растворяться в воде, что свидетельствует об обратимости процесса дегидратации [46]. По мнению некоторых исследователей, эффективность действия деэмульгатора напрямую зависит от температуры эмульсии при его введении. При введении в эмульсию с высокой температурой водорастворимого деэмульгатора, обладающего низкой температурой помутнения, происходит его переход из растворенного состояния в дисперсное. Вместе с тем эффективность действия деэмульгатора снижается [135,136,146]. Для определения аспектов применения деэмульгаторов целесообразно уделять пристальное внимание процессу раздела водонефтяной эмульсии на фазы [46]. Значительная часть деэмульгатора при этом переходит либо в воду, либо в нефть. Распределение деэмульгаторов между нефтяной и водной фазами зависит от большого количества факторов, среди которых: природа деэмульгатора (водо- или нефтерастворимый); минерализация воды; обводненность; состав нефти; интенсивность и время перемешивания; температура деэмульсации. В процессе такого распределения происходит «связывание» деэмульгатора в разной степени природными ПАВ и механическими примесями, содержащимися как в нефти, так и в водной фазе. Увеличение минерализации воды, а также превышение температуры деэмульсации над температурой помутнения способствуют переходу деэмульгатора в нефтяную фазу [5]. Интенсивность перемешивания водонефтяного потока определяет показатели перехода деэмульгатора в воду [15,45, 78,79, 96,148]. В связи с неодинаковым составом и свойствами природных ПАВ нефти различных месторождений один и тот же деэмульгатор распределяется в во-донефтяных потоках по-разному. Поэтому компании, специализирующиеся на промышленном производстве деэмульгаторов, располагают набором ПАВ различных структурных типов и модификаций, на базе которых происходит выпуск стандартных форм деэмульгаторов. Для конкретных водонефтяных эмульсий деэмульгатор подбирается опытным путем из ассортимента фирмы. Для проблемных водонефтяных эмульсий, как правило, осуществляется индивидуальный подбор состава активной основы реагента [43].
Лидирующими торговыми марками реагентов-деэмульгаторов являются: Сепарол (Бейкер Петролайт), Кемеликс (Ай-си-ай), СНПХ (Нефтепром-хим), Диссольван (Кларинат), Демульфер (Тохо Кемикалс) [43].
Технология подготовки нефти на установке подготовки нефти «Баган»
До 2001 г. подготовка нефти, добываемой ОАО «Северная нефть» (ныне 000 «РН - Северная нефть»), проводилась на основании договора, заключенного с 000 «Минерал М Север». Цена подготовки 1 т нефти до товарной кондиции составляла приблизительно 4 долл. США. В связи с большими финансовыми расходами на подготовку нефти было принято решение о строительстве собственной УПН на Баганском месторождении. Реализация проекта началась в феврале 2001 г. УПН «Баган» была запущена 22 августа 2001 г. сначала в режиме дожимной насосной станции на время наладки горизонтальных сепараторов-деэмульсаторов Heaterreater канадской фирмы Hanover Maloney. Выбор этого оборудования был обусловлен результатами поездки в 2000 г. группы специалистов ООО «РН - Северная нефть» в ОАО «Сургутнефтегаз», где подобные аппараты уже успешно эксплуатировались [60]. В конце сентября 2001 г. УПН «Баган» была переведена на режим подготовки нефти, в октябре - ноябре установку вывели на рабочий режим подготовки нефти по I, II группам качества. В конце 2001 г. после получения необходимого разрешения нефть начали сдавать непосредственно в ОАО «Северные магистральные нефтепроводы» по II группе качества из-за повышенного содержания солей. Летом 2002 г. после запуска установки обессоливания нефти нефть стали сдавать по I группе качества.
Первоначально УПН «Баган» состояла из узла сепарации, двух сепараторов-деэмульсаторов Heaterreater, концевой сепарационной установки вместимостью 100 м и трех резервуаров вертикальных стальных (РВС): один вместимостью 400 м и два по 3000 м . С ростом объемов подготовки нефти, обусловленным вводом в эксплуатацию месторождений Вала Гамбурцева в 2002 г., мощность УПН ежегодно увеличивалась. В 2003 году было построено два отстойника ОГ 200 м3 №1,2 и два резервуара РВС 1000 м3 и РВС 5000 м3 №1. В 2004 году - сепаратор-деэмульсатор Heaterreater №3, отстойник ОГ 200м3 №3, концевая сепарационная установка КСУ-100 м3 №2 и резервуар РВС 5000 м3 №2. В 2005 году ввели в эксплуатацию сепаратор-деэмульсатор Heaterreater №4, отстойник ОГ 200 м3 №4, концевую сепара-ционную установку КСУ-100 м3 №3 и узел сепарации, предназначенный для сепарации нефтяной эмульсии, поступающей отдельно от Баганской группы месторождений. В 2006 г. был построен сепаратор-деэмульсатор Heaterreater №5.
Проектная мощность УПН «Баган» составляет 7 млн. т/год. В настоящее время она равна 5 млн. т/год, однако к концу 2007 г. планируется ее увеличение до 6 млн. т/год за счет дополнительного ввода в эксплуатацию одного аппарата Heaterreater. Увеличение мощности УПН обусловлено нарас тающими объемами добычи нефти в компании (рисунок 3.1). Технологический комплекс УПН «Баган» позволяет выполнять следующие операции: - сепарация нефти первой, второй и концевой ступеней; - подогрев водонефтяной эмульсии; - обезвоживание нефти до товарной кондиции; - транспорт нефти до пункта сдачи нефти на головных сооружениях; - подготовка и транспорт подготовленной пластовой воды в систему поддержания пластового давления; - оперативный учет нефти; - подача реагентов (ингибиторов коррозии, деэмульгатора) в рабочую среду. На УПН «Баган» осуществляются сбор, сепарация и обезвоживание нефтесодержащей жидкости, поступающей с Баганского, Южно-Баганского, Северо-Баганского, Восточно-Веякского, Веякошорского, Макарихинского, Сандивейского, Салюкинского, Черпаюского, Хасырейского и Нядейюского нефтяных месторождений. Установка работает в режиме подготовки нефти до товарных кондиций и подготовки пластовой воды для закачки в пласт. Технологическая схема УПН «Баган» приведена на рисунке 3.2. Водонефтяная эмульсия Восточно-Веякского, Веякошорского, Макарихинского, Сандивейского, Салюкинского, Черпаюского, Хасырейского и Нядейюского месторождений поступает по межпромысловому нефтепроводу (обводненность 3-5 %, давление до 0,7 МПа, температура 25-30С) в сепараторы первой ступени НГС-2/1, 2/2 вместимостью 100 м3. Баганского, Южно-Баганского и Северо-Баганского месторождений - по внутрипромысловому нефтепроводу (обводненность 5-Ю %, давление до 0,7 МПа, температура 10-20С) в сепараторы первой ступени НГС-1/1, 1/2 вместимостью 50 м . Перед входом в сепараторы дозировочными насосами подается деэмульгатор DMO-86520 (общий удельный расход 60-65 г/т). После первой ступени сепарации водонефтяная эмульсия поступает в печи ПТБ-10Э 1, 2, 3, где нагревается до температуры 55-60С за счет сжигания нефтяного газа. Нефтяной газ предварительно проходит через газосепараторы (ГС), в которых отделяется капельная жидкость. Далее нагретая водонефтяная эмульсия поступает на УПСВ, в отстойники ОГ-200 1, 2, 3,4, где отделяется до 90 % попутно добываемой пластовой воды, которая в дальнейшем сбрасывается с ОГ в РВС-1000 для подготовки в режиме динамического отстоя. Подготовленная пластовая вода с содержанием нефтепродуктов и механических примесей не более 50 мг/л подается в РВС-400, после чего закачивается в пласт. «Уловленная» нефть из РВС-1000 подается на вход сепараторов-деэмульсаторов Heaterreater для последующего доведения до товарной кондиции или на вход насосной товарной нефти. Нефть из УПСВ перетекает в сепараторы-деэмульсаторы Heaterreater 1, 2, 3, 4, 5 с рабочим давлением до 0,6 МПа и температурой 55-60С, где эмульсия нагревается до температуры 60-65 С за счет сжигания нефтяного газа в жаровых трубах. Далее эмульсия окончательно разделяется на нефть и воду (остаточное содержание воды не превышает 0,5 %). Выделившаяся вода из сепараторов-деэмульсаторов сбрасывается в РВС-1000, нефть поступает на КСУ-1, 2,3, где происходит окончательная сепарация.
