С XII хема подготовки продукции скважин на двух южных платформах лсп – ю

5

IX

I

1

с ЛСП-С

XIV

9

XV

15

XVII

10

14

XIX

1– первый трёхфазный отстойник; 2 – второй трёхфазный отстойник; 3 – резервуарная ёмкость; 4 – нефтяной насос; 5 – газовый сепаратор; 6 – факельная ёмкость; 7а – факел; 7 – гидроциклон; 8 – буферная ёмкость; 9 – водяной насос; 10 – насос морской воды; 11 – фильтр; 12 – деаэратор; 13 – вакуумный насос; 14 – замерная ёмкость; 15 – расходомер; 16 – печь.

1. продукция собственных скважин, II – поток на замер, III - деэмульгатор, IV – продукция с ЛСП-С, V – поток после первой ступени сепарации и отстоя, VI – продукция после второй ступени сепарации и отстоя, VII – продукция на БС, VIII – газ первой ступени сепарации, IX – газ второй ступени сепарации, X – газ на собственные нужды, XI – жидкость из газового сепаратора, XII – газ в факельную ёмкость, XIII – жидкость из факельной ёмкости, XIV – вода с первой ступени отстоя, XV – механические примеси, XVI – вода в систему ППД, XVII – морская вода, XVIII – ингибитор коррозии, XIX - бактериоцид, XX - воздух, XXI – подготовленная морская вода.

Схема аналогична предыдущей ЛСП – С, но вместо трёхфазного сепаратора – 1 здесь установлены два трёхфазных отстойника –1 и 2, причём, перед последним в продукцию подают деэмульгатор (поток III) – чего раньше не было. Кроме того, продукцию подогревают в печи – 16.

В результате, в нефти остаётся не более 5 % воды. Её собирают в резервуарной ёмкости – 3 и насосом – 4 (поток VII) откачивают на береговые сооружения – БС (Рис.6).

Схема подготовки продукции скважин на БС

12

XX

1

3

4

XIII

XIV

XXI

13

14

XXII

Р

11

1 – концевая сепарационная установка; 2 – сырьевой резервуар; 3, 10 – насос; 4 – теплообменник; 5 – печь; 6 –отстойник; 7 – смеситель; 8 – электродегидратор; 9 – товарный резервуар; 11 – газовый сепаратор; 12 – компрессор; 13 – ёмкость; 14 – водяной насос; 15 – гидроциклон; 16 – буферная ёмкость.

I – продукция с ЛСП-Ю; II – продукция после окончательного разгазирования; III – продукция из сырьевого резервуара; IV – вода из сырьевого резервуара; V – вода из отстойника; VI - деэмульгатор; VII – пресная вода; VIIa – вода из электродегидратора; VIII – вода из товарного резервуара ; IX – откачка товарной нефти; X – товарная нефть на МГБУ; XI – циркуляционная линия для нефтей не отвечающих нормативным документам; XII – газ с концевой ступени сепарации; XIII – газ из сырьевого резервуара; XIV – газ из отстойника; XV – газ из электродегидратора; XVI – газ из товарного резервуара; XVII – собранная смесь газов; XVIII – газ на утилизацию; XIX – газ в газоуравнительную систему для поддержания необходимого давления; XX – газ на утилизацию; XXI – собранная вода; XXII – отделенные механические примеси; XXIII – вода на утилизацию.

Продукция с ЛСП-Ю (поток I) проходит концевую ступень сепарации – 1 и направляется в сырьевые резервуары - 2 (поток II), откуда с помощью насосов – 3 (поток III) прокачивается через теплообменник – 4 и печь – 5 и с температурой 60 – 80 ^оС направляется в динамический отстойник – 6.

Вода. Отделённая в сырьевом резервуаре – 2 и отстойнике – 6 потоками IV и V сбрасывается в водяную линию.

Отстоявшаяся нефть подаётся в смеситель – 7, причём, в неё дозируют деэмульгатор (поток VI) и пресную воду (поток VII). Обработанная подобным образом нефть направляется в электродегидратор – 8 для окончательного обезвоживания и обессоливания. Подготовленная нефть отдаёт своё тепло в теплообменнике – 4 и поступает в парк товарных резервуаров – 9. Остатки отстоявшейся воды (поток VIII) сбрасываются в водяную линию.

Товарная нефть (0,5 % воды и 5 мг/л солей) забирается насосами – 10 и потоком IX откачивается потребителю. Частично товарная нефть (поток Х) направляется на МГБУ для производства моторных топлив (Д/Т), ибо газа на собственные нужды (выработка электроэнергии) не хватает.

Вся вода, собранная из аппаратов (поток XXI), направляется в ёмкость – 13, откуда насосами – 14 прокачивается через гидроциклон – 15. Отделённые механические примеси (поток XXII) направляются на захоронение, а очищенная вода накапливается в буферной ёмкости – 16 и потоком XXIII направляется на утилизацию.

Вся технологическая цепочка снабжена газоуравнительной системой, к которой подключены все аппараты (потоки XII, XIII, XIV, XV, XVI). Собранный газ проходит газовый сепаратор – 11, поджимается компрессором – 12 и потоком XVIII направляется на утилизацию (как правило, на собственные нужды). Уловленная жидкость (поток ХХ) сбрасывается в начало процесса, а газ (частично) подаётся в газоуравнительную систему для поддержания необходимого давления.

Приведённая первая Российская схема (ЛСП-С + ЛСП-Ю + БС) обладает достаточной гибкостью и легко может быть модернизирована при появлении аномальности продукции, под которой понимают:

• повышение плотности товарной нефти свыше 890 кг/м³ (ст.ус.);

• повышение вязкости нефти свыше 60 мПа ^. с;

• повышение времени разрушения пены свыше 15 мин.;

• увеличение обводненности продукции свыше 30 % об.;

• повышение газового фактора свыше 400 м³ / м³ ;

• появление в продукции значительного количества агрессивных компонентов.

Рассмотрим основные направления модернизации.