2.3.2 Характеристика состояния разработки. Сравнение проектных фактических показателей разработки
По состоянию на 01.01.2015 г. в пределах Восточно-Ламбейшорского месторождения в рифогенных отложениях задонского горизонта нижнефаменского подъяруса верхнего девона пробуренный фонд составил 14 скважин (из них 8 – разведочных, пять – горизонтальных, в т.ч. одна из них – с пологим окончанием; одна – нагнетательная в отработке на нефть), все действующие. Эксплуатация залежи велась на естественном режиме фонтанным способом. В табл. 3.3.1 приведена характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2015 г. Карта разработки приведена на прил. 3.3.
Скв. 1 разведочная введена в эксплуатацию в январе 2012 г. Вступительный дебит нефти составил 614,5 т/сут, жидкости – 610,8 т/сут, при обводненности 0,6%. Скважина эксплуатируется фонтанным способом. 26.02.2014 на скважине проведена оптимизация (увеличение диметра штуцера с 21 до 30 мм) фактический прирост дебита нефти составил 51,5 т/сут.
Накопленная добыча нефти на 01.01.2015 г. составила 617,919 тыс.т, жидкости – 622,813 тыс.т. Обводненность составила 1,5%.
Скв. 2 разведочная введена в эксплуатацию в апреле 2012 г. Скважина эксплуатируется фонтанным способом через штуцер диаметром 28 мм. Вступительный дебит нефти составил 400,0 т/сут, жидкости – 405,5 т/сут, при обводненности 1,4%.
Накопленная добыча нефти на 01.01.2015 г. – 395,659 тыс.т, жидкости – 396,326 тыс.т. Обводненность составила 0,1%.
Скв. 3 разведочная введена в эксплуатацию в октябре 2013 г., при освоении выполнена ОПЗ, вывод на фонтанирование. Скважина эксплуатируется фонтанным способом. Вступительный дебит нефти составил 479,8 т/сут, жидкости – 494,0 т/сут, при обводненности 2,9%.
Накопленная добыча нефти на 01.01.2015 г. – 159,499 тыс.т, жидкости – 188,011 тыс.т. Обводненность составила 17,9%.
Скв. 4 разведочная введена в эксплуатацию в октябре 2013 г. Скважина эксплуатируется фонтанным способом через штуцер диаметром 42 мм. Вступительный дебит нефти составил 550,0 т/сут, жидкости – 554,0 т/сут, при обводненности 0,1%.
Накопленная добыча нефти на 01.01.2015 г. – 340,743 тыс.т, жидкости – 341,210 тыс.т. Обводненность составила 0,1%. С целью увеличения отборов 04.09.13 проведена смена штуцера с 30 на 42 мм (ранее 4.03.13 – смена штуцера с 22 на 30 мм). Давление на буфере снизилось с 7 МПа (штуцер 30 мм) до 5,8 МПа (штуцер 42 мм), линейное давление выросло с 1,5 до 2 МПа.
Скв. 6 разведочная введена в эксплуатацию в ноябре 2013 г. Скважина эксплуатируется фонтанным способом. Вступительный дебит нефти составил 198,0 т/сут, жидкости — 198,2 т/сут, при обводненности 0,1%.
Накопленная добыча нефти на 01.01.2015 г. – 63,170 тыс.т, жидкости – 63,232 тыс.т. Обводненность составила 0,1%.
Скв. 22 ГС введена в эксплуатацию в июле 2013 г., при освоении выполнена ОПЗ – закачка 15 м3 соляно-кислотной композиции, вывод на фонтанирование. Скважина эксплуатируется фонтанным способом через штуцер диаметром 30 мм. Вступительный дебит нефти составил 808,6 т/сут, жидкости – 831,3 т/сут, при обводненности 2,7%. Накопленная добыча нефти на 01.01.2015 г. – 393,632 тыс.т, жидкости – 394,708 тыс.т. Обводненность составила 0,1%. Запланированный дебит не был достигнут.
Причины не достижения запланированного дебита: В связи с ранее проведенным бурением (скв. 23, 4, 2, 1) изменилось представление о геологическом строении, что не позволила пробурить горизонтальный ствол по скв. 22ГС, принято решение о бурении полого-направленного ствола. Вскрытая пологим окончанием нефтенасыщенная толщина оказалась меньше запланированной (план – 705 м, факт – 368 м), при меньшей вскрытой вертикальной толщине (план 120 м, факт >37,9 м), меньшей пористости (план – 0,089 м, факт – 0,076) и начальной нефтенасыщенности (план – 0,93 м, факт – 0,92).
Скв. 23 разведочная введена в эксплуатацию в марте 2013 г. Скважина эксплуатируется фонтанным способом через штуцер диаметром 24 мм. Вступительный дебит нефти составил 602,5 т/сут, жидкости – 603,3 т/сут, при обводненности 0,1%.
Накопленная добыча нефти на 01.01.2015 г. – 238,193 тыс.т, жидкости – 267,040 тыс.т. Обводненность составила 23,8%.
Скв. 24ГС введена в эксплуатацию в ноябре 2013 г. Скважина эксплуатируется фонтанным способом через штуцер диаметром 24 мм. Вступительный дебит нефти составил 300,0 т/сут, жидкости – 301,2 т/сут, при обводненности 0,3%.
Накопленная добыча нефти на 01.01.2015 г. – 129,017 тыс.т, жидкости – 129,202 тыс.т. Обводненность составила 0,1%.
Причины недостижения запланированного дебита: является не подтверждение геологического строения (категория запасов С2) – при общей протяженности наклонно-направленного и горизонтального участка 966,0 м по коллекторам проведено 360,9 м, из вскрытой общей толщины пласта 106,4 м коллектора составляют 36,7 м (33,0%) при плановой толщине Ннн = 50,0 м. Отмечаются худшие ФЕС в сравнении с окружением, средневзвешенные значения пористости скв. 24ГС – 0,077, скв. 23 – 0,080; скв. 4 – 0,097; скв. 22ГС – 0,076; скв. 1 – 0,083; скв. 2 – 0,077.
Скв. 5 разведочная введена в эксплуатацию в январе 2014 г. Скважина эксплуатируется фонтанным способом через штуцер диаметром 15 мм.
Вступительный дебит нефти составил 300,0 т/сут, жидкости – 301,2 т/сут, при обводненности 0,3%. Запланированные показатели дебита нефти достигнуты.
Накопленная добыча нефти на 01.01.2015 г. – 129,017 тыс.т, жидкости – 129,202 тыс.т. Обводненность составила 0,1%.
Скв. 8 разведочная введена в эксплуатацию в апреле 2014 г. Выполнена перфорация D3fm1-zd (Predator ХР-4,5″), ОПЗ — 35 м³ СКР, фонтан, ОПП – Рпл (ВНК а.о.-3661,0 м) = 36,12 МПа, скин = -0,889.
Вступительный дебит нефти составил 282 т/сут, жидкости – 283,8 т/сут, при обводненности 0,1%. Запланированные показатели дебита нефти достигнуты. Запланированные показатели дебита нефти достигнуты, эффект продолжается.
Накопленная добыча нефти на 01.01.2015 г. – 82,389 тыс.т, жидкости – 82,469 тыс.т. Обводненность составила 0,1%.
Скв. 25ГС введена в эксплуатацию в ноябре 2014 г. Вступительный дебит нефти составил 608,0 т/сут, жидкости – 624,3 т/сут, при обводненности 2,6%.
Накопленная добыча нефти на 01.01.2015 г. – 30,119 тыс.т, жидкости – 30,465 тыс.т. Обводненность составила 1,4%.
Скв. 27ГС введена в эксплуатацию в августе 2014 г. Вступительный дебит нефти составил 650 т/сут, жидкости – 708 т/сут, при обводненности 8,2%. При освоении после бурения проведена проработка интервала установки компановки ICD «ResFLow» фрезом Ø90мм от ВЗДУ-85 (в интервале 3995-5140 м), промывка забоя на глубине 5140 м, скрепперование, ОПЗ «НТРС-Коми» (пакер «ARROWSET» 3986 м) – закачка 40+40 м³ спирто-кислотной композиции, пуск фонтаном.
Запланированные показатели дебита нефти при пуске были достигнуты, в дальнейшем дебит снизился. Рекомендуется выполнить регистрацию КВД, КВУ, уточнить пластовое давление, гидродинамические характеристики пласта.
Накопленная добыча нефти на 01.01.2015 г. – 83,881 тыс.т, жидкости – 85,719 тыс.т. Обводненность составила 2,1%.
Скв. 28ГС введена в эксплуатацию в октябре 2014 г. Вступительный дебит нефти составил 650 т/сут, жидкости – 717 т/сут, при обводненности 9,4%. Запланированные показатели дебита нефти достигнуты, эффект продолжается.
Накопленная добыча нефти на 01.01.2015 г. – 53,984 тыс.т, жидкости – 56,195 тыс.т. Обводненность составила 3,9%.
Скв. 32 нагнетательная (в отработке на нефть) введена в эксплуатацию в августе 2014 г. Вступительный дебит нефти составил 250 т/сут, жидкости – 253,4 т/сут, при обводненности 1,4%. Выполнена промывка на глубине 3972 м, перфорация на НКТ D3fm1-zd (11-12.08.14) в интервалах 3842,0-3846,0, 3849,0-3854,0, 3857,0-3861,0, 3866,0-3874,0 м (перфоратор HSDR114, заряды 4505 PowerJet, 15,3 отв/м, 321 отв), ОПЗ «НПО-Гелий» (пакера на глубине 3550 м) – закачка 5 м³ кислотной композиции «Гелий1К-2К» при Р = 120 атм, продавка техводой 13 м³ (за 16 часов) с остановками при Р = 270-40 атм; закачка 15 м³ «Гелий1К-2К» при Р = 40-110 атм, продавка нефтью 20 м³ при Р = 100 атм; пуск фонтаном. Запланированные показатели дебита нефти достигнуты, эффект продолжается.
Накопленная добыча нефти на 01.01.2015 г. – 29,807 тыс.т, жидкости – 29,970 тыс.т. Обводненность составила 0,5%.
Динамика основных показателей разработки скважин приведена на рисунках 2.1 и 2.2.
За 2014 г. фактическая добыча нефти превысила проектную на 701,0 тыс.т (проект – 829,1 тыс.т, факт – 1530,1 тыс.т). Фактическая обводненность по месторождению оказалась ниже проектной, за 2014 г. обводненность действующего фонда по проекту составляет 17,6%, а по факту – 4%. Фактический фонд добывающих скважин (14 ед.) на конец 2014 г., что больше проектного (6 ед.) на 8 ед. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки приведено в таблице 2.4.
Таблица 2.3.2 – Сопоставление проектных и фактических показателей Восточно-Ламбейшорского месторождения (залежь D3zd)
| Показатели | Годы | |||||
| 2013 | 2014 | |||||
| проект | факт | проект | факт | |||
| Добыча нефти всего, тыс.т | 511,3 | 869,0 | 829,1 | 1530,1 | ||
| В т.ч.: из переходящих скважин | 337,4 | 536,2 | 664,6 | 1082,8 | ||
| из новых скважин | 173,9 | 332,8 | 164,5 | 447,3 | ||
| механизированным способом | ||||||
| Ввод новых добывающих скважин, всего, ед. | 2 | 5 | 2 | 6 | ||
| В т.ч.: из эксплуатационного бурения | 1 | 2 | 2 | 4 | ||
| из разведочного бурения | 3 | 2 | ||||
| боковых стволов | 1 | |||||
| Среднесуточный дебит нефти новой скважины, т/сут | 701 | 554,5 | 558 | 438 | ||
| Среднее число дней работы новой скважины, дни | 124 | 120,0 | 147 | 170,4 | ||
| Средняя глубина новой скважины, м | 4764 | 2623 | 4764 | 4630 | ||
| Эксплуатационное бурение, всего, тыс.м | 5,5 | 13,1 | 13,5 | 23,4 | ||
| В т.ч.: добывающих скважин | 5,5 | 10,8 | 9,5 | 14,2 | ||
| вспомогательных и специальных скважин | 2,3 | 4,0 | 9,2 | |||
| Разведочное бурение, всего, тыс.м | 10,9 | 13,9 | 3,9 | |||
| Расч.вр.работы нов.скв.предыдущ. года в дан.году,скв.дни | 728,5 | 1094,5 | 592,4 | 1824,1 | ||
| Расч.доб.нефти из нов.скв.предыдущ. года в дан.году,тыс.т | 389,3 | 636,9 | 415,1 | 1011,5 | ||
| Добыча нефти из переходящих скв.предыдущего года,тыс.т | 337,4 | 536,2 | ||||
| Расч.добыча нефти из переходящих скв.данного года,тыс.т | 389,3 | 636,9 | 752,5 | 1547,7 | ||
| Ожидаемая доб.нефти из переходящ.скв.данного года,тыс.т | 337,4 | 536,2 | 664,6 | 1082,8 | ||
| Изменение добычи нефти из переходящих скв., тыс.т | -51,9 | -100,7 | -87,9 | -464,9 | ||
| Процент изменения добычи нефти из переходящих скв., % | -13,3 | -15,8 | -11,7 | -30,0 | ||
| Выбытие добывающих скважин, ед. | ||||||
| В т.ч. под закачку | ||||||
| Фонд добывающих скважин на конец года, ед. | 4 | 8 | 6 | 14 | ||
| В т.ч. нагнетательных в отработке | ||||||
| Действующий фонд добывающих скважин на конец года, ед. | 4 | 8 | 6 | 14 | ||
| Перевод скважин на механизированную добычу, ед. | ||||||
| Фонд механизированных скважин, ед. | ||||||
| Ввод нагнетательных скважин, ед. | 1 | |||||
| Выбытие нагнетательных скважин, ед. | ||||||
| Фонд нагнетательных скважин на конец года, ед. | 1 | |||||
| Действующ. фонд нагнетательных скважин на конец года, ед. | 1 | |||||
| Фонд введенных резервных скважин на конец года, ед. | ||||||
| Средний дебит действующих скважин по жидкости, т/сут | 648 | 515,4 | 680,4 | 407,5 | ||
| Средний дебит переходящих скважин жидкости, т/сут | 603 | 492 | 696,3 | 395,2 | ||
| Средний дебит новых скважин по жидкости, т/сут | 781 | 558,5 | 617,1 | 442,3 | ||
| Средняя обводненность продукции действующ. фонда скв., % | 19,3 | 0,5 | 17,6 | 4,0 | ||
| Средняя обводненность продукции переходящ. фонда скв., % | 23,3 | 0,4 | 19,4 | 5,2 | ||
| Средняя обводненность продукции нового фонда скважин,% | 10,3 | 0,7 | 9,6 | 1,1 | ||
| Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут | 523,5 | 512,6 | 560,3 | 391,1 | ||
| Средний дебит переходящих скважин по нефти, т/сут | 489,7 | 560,9 | 374,7 | |||
| Добыча жидкости, всего, тыс.т | 633,4 | 873,7 | 1006,8 | 1593,9 | ||
| В т.ч.: из переходящих скважин | 440 | 538,5 | 825 | 1141,8 | ||
| из новых скважин | 194 | 335,1 | 182 | 452,2 | ||
| механизированным способом | ||||||
| Добыча жидкости с начала разработки, тыс.т | 1002 | 1260,8 | 2008 | 2854,7 | ||
| Добыча нефти с начала разработки, тыс.т | 837 | 1255,1 | 1666 | 2785,2 | ||
| Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. | 0,016 | 0,019 | 0,033 | 0,029 | ||
| Отбор от утвержденных извлекаемых запасов, % | 3,8 | 4,5 | 7,6 | 6,8 | ||
| Темп отбора от начальных утвержденных извл. запасов, % | 2,3 | 3,1 | 3,8 | 3,7 | ||
| Темп отбора от текущих извлекаемых запасов, % | 2,4 | 3,2 | 4,0 | 3,8 | ||
| Закачка рабочего агента, тыс.м3 | 157,0 | |||||
| Закачка рабочего агента с начала разработки, тыс.м3 | 157 | |||||
| Компенсация отбора текущая, % | 10 | |||||
| Компенсация отбора с начала разработки, % | 5 | |||||
| Добыча растворённого газа, млн. м3 | 65,9 | 185,3 | 167,9 | 185,7 | ||
| Добыча растворённого газа с начала разработки, млн.м3 | 167,9 | 252,3 | 335,8 | 438,0 | ||
Перевыполнение по добыче нефти (+701,0 тыс.т) получено за счет меньшей обводненности (+ 217,5 тыс.т) и большего отработанного времени (+1362,7, тыс.т), что скомпенсировало потери из-за меньших дебитов скважин (- 879,2 тыс.т).
По состоянию на 01.01.2015 г. добыча нефти по верхнедевонской залежи с начала разработки составила 2785,2 тыс.т, что соответствует 3,7% выработки от начальных извлекаемых запасов, обводненность добываемой продукции – 4%, средний дебит по нефти 391,1 т/сут, текущий КИН равен 0,029%.
Текущее пластовое давление равно 39,62 МПа при начальном 39,56 МПа давление насыщения нефти газом 23,9 МПа.
Динамика давления представлена на рисунке 2.3.3.
За период ППЭ (2012 – 2014 гг.) выполнены следующие проектные решения:
– Внесены оперативные коррективы в геолого-гидродинамическую модель фаменской залежи, по результатам бурения эксплуатационных и разведочных скважин;
– Выполнен оперативный подсчет запасов УВС;
– Отобран керн в восьми скважинах, исследован в трех скважинах, остальные находятся на исследовании;
– Отобрано 19 глубинных и одна поверхностная проба нефти и растворенного газа;
– Осуществлен контроль за режимом эксплуатации (замеряются дебиты, обводненность, пластовые и забойные давления);
– Превышение фактического уровня добычи нефти над проектным обусловлено большим фондом добывающих скважин (факт – 14, проект – семь), что связано с вводом в отработку на нефть шести разведочных скважин и одной эксплуатационной ГС пробуренной с опережением проектных сроков в 2014 г. (по проекту – 2015 г.);
– Выполнено 27 ПГИ по 10 скважинам (профиль притока – 12 скв./опер., перфорация – 11 скв./опер., АКЦ, ФКД, СГДТ – 4 скв./опер, отбивка забоя и установка ВП – 2 скв./опер.) и 31 гидродинамических исследований в 7 скважинах (КИИ – 15 исследований, MDT – 2, ГДИ-ПГИ – 14).
В соответствии с РД отклонение фактической добыча нефти от проектной не регламентируется.
2.3.3 Сравнение норм отбора и фактических показателей разработки
Результаты выполнения норм отбора нефти (факт – 1530,1 тыс.т, нормы – 1180,8 тыс.т) по Восточно-Ламбейшорскому месторождению представлены в табл. 3.3.6. Отклонение фактической добычи нефти от утвержденных норм в 2014 г. равно (+349,3 тыс.т), которое получено за счет:
– дебита жидкости – (-1567,3 тыс.т);
– обводненности – (-24,1 тыс.т);
– отработанного времени – (+1940,8 тыс.т), в т.ч. за счет коэффициента эксплуатации (+107,7 тыс.т), фонда (+1833,1 тыс.т).
2.3.4 Анализ эффективности геолого-технических мероприятий на Восточно-Ламбейшорском месторождении (D3fm1-zd)
В 2014 г. проведено 7 (план по годовой программе ГТМ – 3) геолого-технических мероприятий на добывающем фонде (табл. 3.4.1, Т.П. 2). Дополнительная добыча нефти от проведенных мероприятий составила 453,817 тыс. т (план – 194,826 тыс. т), средний прирост дебита нефти на 1 скважину – 414,0 т/сут (план – 450,0 т/сут). По годовой программе ГТМ выполнено 2 мероприятия (скв. 27ГС, 5), по оперативной – 4 мероприятия (скв. 32Н, 28ГС, 25ГС, 8). Запланированные показатели дебита нефти от ГТМ достигнуты. Вне программ выполнено 1 ГТМ (скв. 1). Прирост дебита нефти от всех ГТМ получен. Эффект от 6 мероприятий продолжается, от 1 ГТМ (скв. 1) — эффект закончился (время работы с эффектом составило 122,2 сут).
Наиболее эффективным является мероприятие по вводу из бурения скв. 28ГС (дебит 642,7 т/сут).
В 2014 г. по оперативной программе ГТМ выполнен ввод скв. 32Н с дополнительной добычей нефти 29,913 тыс. т, средним дебитом нефти – 228,3 т/сут. Запланированные показатели дебита нефти достигнуты, эффект продолжается.
По годовой программе ГТМ в 2014 г. мероприятий не планировалось.
В 2014 г. выполнено 3 мероприятия (скв. 27ГС, 28ГС, 25ГС) с дополнительной добычей нефти 167,984 тыс. т, средним дебитом нефти на 1 скважину – 608,0 т/сут. По годовой программе ГТМ выполнен ввод скв. 27ГС, по оперативной – скв. 28ГС, 25ГС. Запланированные показатели дебита нефти от мероприятий достигнуты, эффект продолжается.
По годовой программе ГТМ в 2014 г. планировалось выполнить 1 мероприятие (скв. 27ГС) с дополнительной добычей нефти 19,500 тыс. т, средним дебитом нефти – 650,0 т/сут.
В 2014 г. выполнено 2 мероприятия (скв. 5, 8) с дополнительной добычей нефти 249,623 тыс. т, средним дебитом нефти на 1 скважину – 396,9 т/сут. По годовой программе ГТМ выполнен ввод скв. 5, по оперативной – скв. 8. Запланированные показатели дебита нефти от мероприятий достигнуты, эффект продолжается.
По годовой программе ГТМ в 2014 г. планировалось выполнить 2 мероприятия (скв. 3, 5) с дополнительной добычей нефти 175,326 тыс. т, средним дебитом нефти на 1 скважину – 350,0 т/сут. Фактически скв. 3 введена из бурения в 2013 г.
В 2014 г. вне программ ГТМ выполнено 1 мероприятие (скв. 1) с дополнительной добычей нефти 6,297 тыс. т, средним приростом дебита нефти – 51,5 т/сут, эффект закончился (время работы с эффектом составило 122,2 сут).
По годовой программе ГТМ в 2014 г. мероприятий не планировалось.
2.3.5 Уточнение технологических показателей и совершенствование системы разработки
В 2014 году в рамках договора 3/2014 «Актуализация и сопровождение геолого-гидродинамических и секторных моделей объектов разработки месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» проведены работы по актуализации гидродинамической модели рифовых отложений D3fm1(zd) Восточно-Ламбейшорского месторождения.
Актуализация выполнена на уточненной по результатам бурения скважин 5, 8, 27, 25, 28 и 32 геологической модели по состоянию на 01.11.2014 г.
На рисунке 2.3.4 представлена оценка качества настройки модели по скважинам. 80% скважин имеет отклонение в накопленной добыче нефти менее 20%.
Отклонения расчетных и фактических накопленных показателей на 01.11.2014 г. представлены в нижеследующей таблице 2.5.
Таблица 2.3.3 — Отклонения расчетных и фактических накопленных показателей на 01.11.2014 г
| Накопленная добыча
жидкости, тыс. т |
Накопленная добыча нефти, тыс. т | Обводненность, % | |||||
| расчет | факт | откл., % | расчет | факт | откл., % | расчет | факт |
| 2563.4 | 2562.9 | 0.0 | 2506.3 | 2507.8 | 0.1 | 3.67 | 4.56 |
На рисунке 2.3.5 приводится сравнение расчетных и фактических показателей разработки.
показателей разработки
3 Оптимизация технологии очистки нефти от сероводорода на установке подготовки нефти с целью повышения качества товарной нефти для Восточно-ламбейшорского месторождения
Значительная часть нефти российских месторождений характеризуется повышенным содержанием сероводорода. Кроме того, доля месторождений с повышенным содержанием сероводорода и меркаптанов в отечественной нефтяной промышленности с каждым годом возрастает. Это представляет серьезную проблему при добыче, транспорте и переработке нефти, поскольку сероводород вызывает коррозию металлических частей оборудования, загрязняет промышленные воды и ухудшает работу катализаторов в установках нефтепереработки. Поэтому проблема удаления и нейтрализации сероводорода и меркаптанов в нефти и нефтепродуктах становится все более актуальной.
За последние десятилетия резко возросло количество добываемой высокосернистой нефти, и одновременно повысились экологические требования к качеству продукции скважин.
В России с 1.01.2012 г. обязательно выполнение условий ГОСТ Р 51858-2002, изм. №2, ограничивающего содержание сероводорода и легких меркаптанов в нефти, подготовленных к транспортировке по магистральным нефтепроводам и наливным транспортом для поставки потребителям Российской Федерации и на экспорт. Согласно этому ГОСТу содержание сероводорода не должно превышать 20 и 100 ррm для видов 1 и 2 соответственно.
Сероводородсодержащие нефти подвергаются очистке с применением химических и физических методов.
Очистка нефти химическими методами путем непосредственного контактирования с реагентами имеет множество недостатков: ухудшение качества нефти, выпадение продуктов реакции в трубопроводах и резервуарах, образование трудноутилизируемых стоков, загрязнение воздушного бассейна.
Очистка нефти физическими методами от серы намного сложнее, чем химическими, поскольку у них температура кипения значительно выше. При десорбции их легким газом требуется большой расход газа, снижается выход нефти, не достигается глубокая стабилизация нефти.
На сегодняшний день предложено немало технологий и имеется множество патентов по вопросу очистки нефти от сероводорода, в т.ч. совмещающих физические и химические методы. Разнообразие применяемых способов свидетельствует об отсутствии универсальной технологии и актуальности задачи ее разработки.
Цель работы – выбор и обоснование технологии очистки нефти от сероводорода на промыслах.
Основные задачи исследования:
— анализ методов и технологий очистки нефти от сероводорода;
— исследование технологии и определение оптимальных параметров проведения процесса.
На примере установки подготовки нефти «Восточный-Ламбейшор» проведем сравнительный анализ трех промысловых методов очистки нефти от сероводорода, а именно:
- Метод отдувки нефти от сероводорода;
- Метод стабилизации нефти и выпаривания сероводорода;
- Метод очистки нефти от сероводорода способом дозирования поглотителя сероводорода
3.1 Общая характеристика установки подготовки нефти(УПН) «Восточный Ламбейшор»
Установка подготовки нефти «В. Ламбейшор», является головным объектом из объектов обустройства Восточно-Ламбейшорского нефтяного месторождения.
Основным назначением УПН «В. Ламбейшор» является подготовка пластовой нефти до качества товарной нефти, отвечающей по степени подготовки требованиям первой группы качества по ГОСТ Р 51858-2002* «Нефть. Общие технические требования», подготовка пластовой воды с последующей закачкой в систему поддержания пластового давления (ППД), подготовка и транспортировка попутного нефтяного газа в систему сбора нефтяного газа ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз».
Производительность УПН по товарной нефти 1,275 млн. т/год:
— Добыча жидкости 2502 тыс. т/год;
— Добыча пластовой воды 1848 тыс. т/год;
— Добыча газа 258 млн. нм3/год;
— Расчетное количество часов работы в году – 8400 ч.
Сырьем УПН является продукция от кустов скважин месторождения «ВосточныйЛамбейшор».
В состав УПН «В. Ламбейшор» входят следующие объекты:
- установка подготовки нефти (УПН);
- установка подготовки пластовой воды (УППВ);
- установка аминовой очистки газа от сероводорода (УАОГ);
- хозяйство факельное;
- объекты общезаводского инженерного обеспечения (ОИО);
- технологические эстакады.
Сырье представляет собой газожидкостную смесь нефти, пластовой воды, механических примесей и солей, а также попутного нефтяного газа.
Состав сырья и физико-химические свойства нефти и попутного газа представлены в таблицах 3.1 — 3.3.
Таблица 3.1.1 — Состав сырья и физико-химические свойства нефти
| Определяемые показатели | Метод
испытания |
Результат испытания |
| Плотность
при 20 °С, кг/м3 при 60 °С, кг/м3 |
ГОСТ 3900-85 |
826 794 |
| Вязкость кинематическая
при 20 °С, мм2/с при 60 °С, мм2/с |
ГОСТ 33-00 |
5,62 2,20 |
| Температура застывания, °С | ГОСТ 20287-91 | минус 23 |
| Содержание: | ||
| Механические примеси, % | ГОСТ 6370-83 | следы |
| Сера, % | ГОСТ Р51947-02 | 0,44 |
| Хлористые соли, мг NaCl/л | ГОСТ 21534-76 | 28,9 |
| Смолы % | Методика
ВНИИНП |
3,60 |
| Асфальтены, % | Методика
ВНИИНП |
1,10 |
| Парафины, % | ГОСТ
11851-85 |
4,20 |
| Содержание воды, % | ГОСТ 2477-65 | 0,05 |
| Содержание сероводорода, млн.-1, (ррm) | ГОСТ Р
50802-95 |
1934 |
| Содержание меркаптанов, млн.-1, (ррm)
(метилмеркаптанов и этилмеркаптанов в сумме) |
ГОСТ Р
50802-95 |
32,3 |
| Фракционный состав: | ГОСТ 2177-99 | |
| начало кипения, °С | 60 |
Таблица 3.1.2 — Газ попутный нефтяной неочищенный
| Компонентный состав, % масс. | Норма по нормативному документу |
| 1 | 2 |
| — Н2S | 10,98/11,48 |
| — Н2 | 0,00/0,00 |
| — СО2 | 2,75/2,50 |
| — N2 | 9,37/7,69 |
| — Не | 0,01/2,6 |
| — СН4 | 55,38/46,23 |
| — С2Н6 | 7,71/7,31 |
| — С3Н8 | 7,51/10,03 |
| — SС4Н10 | 3,94/8,42 |
| — SС5Н12 | 1,46/3,93 |
| — С6Н14 и выше | 0,73/1,95 |
| — H2O | 0,13/0,42 |
Таблица 3.3 — Компонентный состав газа, поступающего в колонну отдувки сероводорода из нефти
| № п/п | Определяемые компоненты | Состав, % об | |
| Смесь нефти с мех примесями | Смесь нефти без мех примесей | ||
| 1 | Кислород | 0,161 | 0,156 |
| 2 | Метан | 90,957 | 72,127 |
| 3 | Этан | 2,299 | 7,929 |
| 4 | Пропан | 0,969 | 7,538 |
| 5 | Изобутан | 0,115 | 1,243 |
| 6 | Н-бутан | 0,281 | 3,253 |
| 7 | Изопентан | 0,06 | 0,898 |
| 8 | Н-пентан | 0,074 | 0,871 |
| 9 | Гексан и выше | 0,036 | 1,383 |
| 10 | Азот | 4,597 | 2,193 |
| 11 | Углекислый газ | 0,447 | 2,409 |
| 12 | Сероводород | 0,004 | 0,002 |
3.2 Описание технологического процесса УПН
Продукция скважин – сырая нефть представляет собой водонефтяную смесь, содержащую в своём составе растворимые углеводородные газы, углекислый газ, сероводород, растворимые минеральные соли, а также механические примеси.
С целью интенсификации процесса разрушения эмульсии предусмотрено:
- предварительный сброс воды;
- проведение процесса обезвоживания при повышенной температуре (до 50 0С);
- введение в разделяемую систему специальных поверхностно-активных веществ – деэмульгаторов;
- разрушение тонкодисперсной эмульсии под действием электрического поля высокого напряжения.
Растворимость газов в жидкости зависит от температуры и давления, при которых находится система газ – жидкость. С повышением температуры и понижением давления растворимость газов в жидкости падает. На начальных стадиях (УПОГ-1СВ-1/1,2) отделение газа происходит только за счёт снижения давления. На последующих стадиях разгазирование ведётся за счёт снижения давления и повышения температуры.
Коррозионная активность сырой нефти, пластовой воды, попутного газа обусловлена наличием в их составе в различных концентрациях сероводорода, углекислого газа, органических кислот, а также минеральных солей, образующих при диссоциации активные анионы, которые могут вступать в реакцию с основным металлом оборудования и трубопроводов, вызывая их коррозию.
Процесс подготовки нефти заключается в последовательном ступенчатом отделении её от сопутствующего газа и свободной воды в сепараторах гравитационного типа и глубоком обезвоживании и обессоливании под действием электрического поля в электродегидраторах.
3.2.1 Первая ступень сепарации
Сырая нефть с давлением 0,7МПа и температурой 25°С через входной манифольд поступает на установку подготовки нефти, проходит устройство предварительного отбора газа(УПОГ), в котором отделяется часть попутного нефтяного газа. Газ из УПОГ, поступает в газовый сепаратор СГ-1/1, а газонасыщенная водонефтяная эмульсия в трехфазные сепараторы СВ-1/1,2.
Перед УПОГ вводится концентрированный ингибитор солеотложения с БР-2 в количестве 100 г/т пластовой воды. Двухфазные нефтегазовые сепараторы СВ-1/1,2 представляют собой горизонтальные цилиндрические аппараты объемом V=200 м3 каждый. В сепараторах СВ-1/1,2 при давлении 0,7 МПа и температуре 250С происходит отделение основного количества попутного газа. В трехфазных сепараторах СВ-1/1,2 осуществляется отстой водонефтяной эмульсии со сбросом воды в напорные флотаторы-дегазаторы сооружений водоподготовки, а нефть с обводненностью не выше 30 % направляется на вторую ступень обезвоживания через теплообменники ТО1/1,2,3 и далее в трехфазные сепараторы СВ-2/1,2. Газ из трехфазных сепараторов СВ-1/1,2 направляется в газовый сепаратор СГ-1/1 и далее совместно с газом от УПОГ-1 — в приемный коллектор газа на компрессорную станцию низкого давления (КСНД) и далее на установку аминовой очистки газа (УАОГ).
Газовый сепаратор СГ-1/1 представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат объёмом V=100 м3. В газовом сепаратореСГ-1/1 при давлении 0,6 МПа и температуре 250С происходит отделение газа от капельной жидкости.
Из сепаратора СГ-1/1 газ с давлением 0,6 МПа поступает на установку аминовой очистки газа (УАОГ).
Газовый конденсат из сепараторов СГ-1/1 поступает в трубопровод нефтяной эмульсии после первой ступени сепарации.
Водонефтяная эмульсия с остаточной обводненностью до 15 % из сепараторов СВ1/1,2 поступает через фильтры Ф-3/1,2 в спиральные теплообменники ТО-1/1,2,3.
В теплообменниках ТО-1/1,2,3 за счёт тепла горячей воды происходит нагрев нефти до 500С.
Перед пластинчатыми теплообменниками с помощь БР-2осуществляется подача ингибитора солеотложений.
3.2.2 Ступень термохимического обезвоживания
От блока нагрева нефть поступает в трехфазные сепараторы СВ-2/1,2. В сепараторах СВ-2/1,2, объёмом 200 м3 каждый, за счёт повышения температуры до 500С происходит выделение попутного нефтяного газа и остаточного содержания воды менее 2%. Технологический процесс в аппаратах СВ-2/1,2 протекает при давлении 0,5 МПа и температуре 500С.
Сброс пластовой воды осуществляется в напорный флотатор-дегазатор, а нефть с обводненностью не выше 0,5÷2% масс через смесители СМ-1/1,2 поступает на обессоливание в электродегидраторы ЭД-1/1,2.
Для контроля процесса предварительного сброса воды из пластового флюида на линии выхода нефти из каждого аппарата предусмотрен отбор проб.
3.2.3 Ступень электростатического обезвоживания и обессоливания
На входе нефти в смесители СМ-1/1,2 в трубопровод нефти из БР-4 подаётся деэмульгатор в количестве 15-20 г/т нефти. (Оптимальное значение ввода реагента зависит от режима и определяется входе эксплуатации).
В смесители СМ-1/1,2 для отмывки нефти от солей подаётся предварительно нагретая до 50-60 С пресная вода в количестве до 10 % от количества нефти. Перед подачей в смесители СМ-1/1,2 пресная вода, предварительно пройдя фильтры Ф-4/1,2, подогревается в теплообменниках ТО-2/1,2.
Для нейтрализации кислорода, растворенного в пресной воде и вызывающего коррозию, из блока дозирования БР-5 осуществляется подача нейтрализатора кислорода перед пластинчатыми теплообменниками «вода — промтеплофикационная вода» ТО-2/1,2. Для контроля содержания кислорода, растворенного в пресной воде, на линии выхода воды из теплообменников нагрева устанавливается поточный анализатор кислорода.
Из смесителей СМ-1/1,2 нефть поступает в электродегидраторы ЭД-1/1,2.Электродегидратор представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат объёмом 70 м3. Внутри аппарат разделён вертикальной перегородкой на 2 секции: дегазации и электрохимического обезвоживания. В секции электрохимического обезвоживания в диаметральной плоскости горизонтально расположен сетчатый электрод, подвешенный на изоляторах. На электрод подаётся переменный ток напряжением 12,5 – 25кВ от повышающего трансформатора. Над электрозаряженным электродом устанавливается металлическая сетка. Между электродом и сеткой создаётся переменное электрическое поле.
Нефть, смешанная с пресной водой, от смесителя СМ-1/1,2 поступает в секцию дегазации. Выделившийся газ сверху секции дегазации направляется в приёмный коллектор компрессоров низкого давления. Нефть через зазор под перегородкой поступает в секцию электрохимического обезвоживания.
В секции электрохимического обезвоживания при температуре 500С и давлении 0,4 МПа под действием электрического поля высокого напряжения происходит глубокое обезвоживание и обессоливание нефти. Обезвоженная до содержания воды не более 0,5% об. и обессоленная до содержания солей не более 100 мг/дм3 нефть с верха секции осаждения электродегидраторов ЭД-1/1,2 поступает в буферные ёмкости БЕ-1/1,2. Вода с низа электродегидраторов ЭД-1/1,2 направляется на установку подготовки пластовой воды,
Уровень раздела фаз в секции электрообессоливания электродегидраторов ЭД-1/1,2 замеряется приборами и поддерживается в заданных пределах контроллером и регулирующими клапанами, установленными на линии выхода воды из ЭД-1/1,2. При снижении уровня до 150 мм срабатывает аварийная сигнализация, и происходит дистанционное закрытие, регулирующих клапанов, установленных на линии выхода воды из ЭД-1/1,2 и открытие регулирующих клапанов, установленных на линии подачи воды в смесители СМ-1/1,2.
3.2.4 Концевая сепарация и насосная подачи нефти на колонну отдувки
Обезвоженная нефть из электродегидраторов ЭД-1/1,2 поступает в буферные емкости БЕ-1/1,2.
Буферные ёмкости БЕ-1/1,2 объёмом 100м3 каждая, предназначены для сбора обезвоженной и обессоленной нефти, поступающей от электродегидраторов в БЕ-1/1,2, и обеспечения устойчивой и бесперебойной работы установки очистки нефти от сероводорода.
Давление в буферной емкости определяется давлением на всасывающей линии компрессорной низкого давления и составляет 0,005-0,02 МПа. Газ из буферных емкостей БЕ-1/1,2 поступает в коллектор газа компрессорной станции низкого давления.
Нефть из емкостей БЕ-1/1,2 через фильтры поступает на приём насосов Н-1/1,2,3.
Насосы Н-1/1,2,3 производительностью 115 м3/ч предназначены для подачи нефти в колонны очистки от сероводорода.
На всасывающих трубопроводах насосов Н-1/1,2,3 установлены фильтры. Перепад давления на фильтрах измеряется с показанием по месту и регистрацией на пульте оператора, также предусмотрена сигнализация предельно максимального значения перепада давления на фильтре. Предусмотрен замер давления по месту на приеме и замер давления на нагнетании насосов Н-1/1,2,3 с показанием по месту и регистрацией на пульте оператора. При достижении аварийного максимального и минимального значений давления предусмотрен автоматический останов насосного агрегата. Предусмотрен замер температуры подшипников и вибрации с предупредительной сигнализацией максимальных значений, а при достижении аварийного максимального значения температуры подшипников или вибрации — автоматический останов агрегата.
С линии нагнетания насосов Н-1/1,2,3 обезвоженная и обессоленная нефть подаётся в колонну отдувки нефти от сероводорода К-1/1.2.
3.2.5 Метод отдувки нефти от сероводорода
Нефть от насосной станции поступает на установку с давлением 0,3..0,6 МПа и с температурой 48 С. Далее поток нефти проходит через узел фильтрации, включающий фильтры Ф-1/1,2 работающие по схеме: один рабочий и один резервный. После прохождения фильтров поток нефти направляется в колонны К-1/1,2
Нефть перетекает сверху вниз по тарелкам (один поток по четным тарелкам, другой- по нечетным). Газ последовательно проходит снизу вверх через все тарелки одним потоком. Процесс осуществляется очищенным углеводородным газом и должен обеспечить остаточное содержание сероводорода в нефти не более 20 ppm.
Давление вверху колонны составляет 0,14 МПа, внизу колонны-0,16 МПа.
На трубопроводе нефти из колонн К-1/1,2 в буферные емкости БЕ-2/1,2 установлены пробоотборники для контрольного отбора проб нефти для аналитического контроля.
Буферные емкости БЕ-2/1,2 выполняют и функцию сепаратора низкого давления, где происходит окончательная дегазация нефти. Давление в БЕ-2/1,2 составляет 0,105 МПа и контролируется местными приборами. Нефть из буферных емкостей поступает на насосы внешнего транспорта Н-2/1,2,3 (2 раб.+1 рез.) и далее через оперативный узел учета нефти подается во внешний транспорт.
Газ из буферных емкостей совместно с газом из колонны отдувки подается в коллектор на прием компрессорной станции низкого давления, а в аварийной ситуации – на факел. В случае получения некондиционной нефти после колонны отдувки нефть направляется самотеком или насосами внутрипарковой перекачки Н-3/1,2 в резервуары Р-1/1,2. Схемой также предусмотрены возможность откачки товарной нефти насосами внешнего транспорта из резервуаров. Некондиционная по содержанию сероводорода нефть (более 20 ррm) насосами Н‑3/1,2,3 возвращается на доочистку в колонну отдувки через буферные емкости БЕ‑1/1,2.
3.2.6 Установка подготовки пластовой воды
Поступающая с установки подготовки нефти пластовая вода, содержащая эмульгированную нефть и растворённый попутный газ, с давлением 0,3 МПа поступает во входное устройство флотатора-дегазатора (ФДК) объемом 100 м3. В этом устройстве за счет кавитационного воздействия происходит выделение водорастворенных газов как непосредственно из воды, так и из нефтяных капелек, что способствует увеличению скорости их выделения в отстойной зоне аппарата.
Уловленная из флотатора ФДК-1/1 нефть периодически отводится в емкость уловленной нефти (Е-2) с полупогружным насосом Н-5, из которой по мере накопления отводится в голову процесса. Очищенная вода далее поступает на приём подпорных насосов Н-8/1,2,3 и далее на насосы БКНС для закачки в пласт при давлении 200 кгс/см2.
3.2.7 Установка улавливания легких фракций
Установка улавливания легких фракций (УУЛФ) предназначена для сбора и компримирования углеводородных паров в смеси с сероводородом, выделяющихся из нефти и пластовой воды при ее хранении или вытесняемых при заполнении резервуаров Р-1/1,2
Производительность налива/слива продукта в резервуары – 90-240 м3/ч, температура не более 70°С.
Параметры на входе в УУЛФ:
внутреннее избыточное давление в резервуаре 0,5-1,5 кПа.
Параметры на выходе из УУЛФ:
давление — не более 0,22 МПа.
3.2.8 Блоки дозирования
Блок дозирования ингибитора коррозии БР-1 предназначен для дозированного ввода ингибитора коррозии в трубопроводы пластовой воды в четыре точки:
- после сепараторов I ступени СВ-1/1,2
- после сепараторов со сбросом воды СВ-2/1,2
- после электродегидраторов ЭД-1/1,2
- после резервуара пластовой воды Р-1.
Блок дозирования ингибитора солеотложения SCW 25025 БР-2предназначен для дозированного ввода ингибитора солеотложения «BakerPetrolite» SCW 25025 в следующие точки:
- на входе УПН перед УПОГ-1;
- перед теплообменниками «нефть-вода» ТО-1/1,2,3.
Блок дозирования реагента-деэмульгатораСНПХ-4114 БР-3 предназначен для подачи деэмульгатора СНПХ-4114 на установку подготовки нефти, а именно: в нефтяную эмульсию на вход УПН перед УПОГ‑1, перед смесителями СМ-1/1,2 ступени обессоливания.
Блок дозирования БР-4 предназначен для подавления биоценоза путем постоянной дозированной подачи ингибитора-бактерицида XC‑85177 BakerPetrolite в две точки:
- в трубопровод пластовой воды после сепараторов I ступени СВ-1/1,2
- в трубопровод пресной воды перед пластинчатыми теплообменниками «вода-промтеплофикационная вода» ТО-2/1,2.
Блок дозирования нейтрализатора кислорода БР-5предназначен для нейтрализации кислорода, растворенного в пресной воде и вызывающего коррозию, из блока дозирования БР-5 осуществляется подача нейтрализатора кислорода OSW85160 BakerPetrolitе перед пластинчатыми теплообменниками «вода — промтеплофикационная вода» ТО-1/1,2. Для контроля содержания кислорода, растворенного в пресной воде, на линии выхода воды из теплообменников нагрева устанавливается поточный анализатор кислорода.
Режим работы блоков дозирования реагента: непрерывный, без постоянного присутствия персонала.
3.2.9 Узел учета нефти
Подготовленная товарная нефть насосами внешнего транспорта Н-2/1,2,3 подаётся на систему измерений количества и качества нефти (СИКН) и далее пов трубопровод товарной нефти «Харьяга – Головные». СИКН на УПН «В. Ламбейшор» предназначена для автоматического измерения и регистрация количества и показателей качества нефти в соответствии с ГОСТ Р8.595-2004, МИ 2693-2001, МИ 2825-2003
СИКН на УПН «В. Ламбейшор» состоит из следующих функциональных блоков:
- блок фильтров, размещенных на открытой площадке,
- блок измерительных линий (1 раб. + 1 рез.) с ветвью качества нефти,
- узел подключения передвижной поверочной установкой (ПУ),
- модульного здания – блок-бокса для размещения БИЛ с ветвью качества и узла подключения ПУ,
- системы сбора, обработки информации и управления работой СИКН (СОИ) на базе промышленных контроллеров, смонтированных в приборном шкафу, с барьерами искробезопасности и источником бесперебойного питания,
- автоматизированного рабочего места оператора (АРМ).
3.3 Установка очистки нефти от сероводорода с использованием колонн отдувки нефти
Процесс очистки нефти от сероводорода и меркаптанов методом отдувки бессернистым газом рекомендуется применять при содержании сероводорода в исходной нефти не более 1000 ppm и когда на установке подготовки нефти имеется малосернистый попутный газ для подачи его на отдувку. Сущность процесса заключается в удалении из нефти основного количества сероводорода путем отдувки бессернистым газом в массообменной колонне.
В состав установки очистки нефти методом отдувки входят:
- Колонны отдувки нефти от сероводорода К-1/1,2;
- Станция насосная для подачи нефти на колонны отдувки;
- Блок фильтрации нефти на коллекторе подачи нефти к колоннам;
- Блок фильтрации газа на коллекторе подачи газа необходимого для отдувки нефти;
- Буферные емкости для окончательной дегазация нефти после колонн отдувки.
Установка очистки нефти от сероводорода методом отдувки представлена на рис. 3.3.1.
3.3.1 Описание технологического процесса очистки нефти от сероводорода методом отдувки
Нефть от насосной станции поступает на установку с давлением 0,3..0,6 МПа и с температурой 48 °С. Далее поток нефти проходит через узел фильтрации, включающий фильтры Ф-1/1,2 работающие по схеме: один рабочий и один резервный. После прохождения фильтров поток нефти направляется в колонны К-1/1,2 и поступает двумя равными потоками на 1-ю и 2-ю тарелки колонн.
Расход нефти между 1-ой и 2-ой тарелками колонн К-1/1,2 контролируется приборами, регулирование осуществляется клапанами регуляторами. Максимальная производительность колонны составляет 120% от номинальной производительности установки-152491,20 кг/ч.
Минимальная производительность одной колонны составляет 40% от номинальной производительности установки-50830,73 кг/ч.
Газ от узла распределения подается на установку по трубопроводу с температурой 20÷30 оС и давлением 0,3..0,6 МПа. Температура поступающего газа контролируется приборами. Далее поток газа проходит через фильтры Ф-2/1,2работающие по схеме: один рабочий и один резервный. Фильтры оснащены приборами для измерения перепада давления на входе и выходе газа. После фильтров газ направляется под 40-ю тарелку колонн 510К-1/1, Расход газа в колонну регулируется клапаном –регулятором.
Колонна оборудована 40 струйными мелкожалюзийными тарелками. Нефть перетекает сверху вниз по тарелкам (один поток по четным тарелкам, другой- по нечетным). Газ последовательно проходит снизу вверх через все тарелки одним потоком. Процесс осуществляется очищенным углеводородным газом с остаточным содержанием сероводорода не более 20 ppm и должен обеспечить остаточное содержание сероводорода в нефти не более 20 ppm.
Давление вверху колонны составляет 0,14 МПа, внизу колонны-0,16 МПа.
Давление в колонне регулируется клапаном-регулятором, установленном на трубопроводе выхода газа из колонны. При снижении давления ниже 0,02 МПа или повышении давления выше 0,07 МПа по шкале прибора на пульт АСУТП подается предупредительный сигнал. Для местного контроля давления в колонне над 1-й и под 40-й тарелками предусмотрены манометры для колонн. Для защиты корпуса колонны от превышения давления (при пожаре) установлены предохранительные клапана.
Температура вверху колонны составляет 480С, внизу колонны- 460С.
Уровень нефти в кубе колонны регулируется клапаном-регулятором, установленным на трубопроводе с низа колонны К-1/1,2 в буферные емкости-сепараторы низкого давления БЕ-2/1,2 соответственно, по регулирующему сигналу от прибора. Очищенная нефть из колонн К-1/1,2 самотеком поступает в буферные емкости БЕ-2/1,2.
На трубопроводе нефти из колонн К-1/1,2 в буферные емкости БЕ-2/1,2 установлены пробоотборники для контрольного отбора проб нефти для аналитического контроля.
Буферные емкости БЕ-2/1,2 выполняют и функцию сепаратора низкого давления, где происходит окончательная дегазация нефти. Давление в БЕ-2/1,2 составляет 0,105 МПа и контролируется местными приборами. Нефть из буферных емкостей поступает на насосы внешнего транспорта Н-2/1,2,3 (2 раб.+1 рез.) и далее через оперативный узел учета нефти подается во внешний транспорт.
Газ из буферных емкостей совместно с газом из колонны отдувки подается в коллектор на прием компрессорной станции низкого давления, а в аварийной ситуации – на факел. В случае получения некондиционной нефти после колонны отдувки нефть направляется самотеком или насосами внутрипарковой перекачки Н-3/1,2 в резервуары Р-1/1,2. Схемой также предусмотрены возможность откачки товарной нефти насосами внешнего транспорта из резервуаров. Некондиционная по содержанию сероводорода нефть (более 20 ррm) насосами Н‑3/1,2 возвращается на доочистку в колонну отдувки через буферные емкости БЕ‑1/1,2.
Данный метод очистки нефти от сероводорода позволяет вести бесперебойный режим работы, что не несет никаких эксплуатационных затрат. Также отсутствуют затраты, связанные с использованием очищенного газа для отдувки нефти. Очищенный газ поступает с установки аминовой очистки газа и после отдувки направляется обратно на УАОГ для регенерации.