Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Сбор и подготовка нефти, газа и воды»

на тему: «Сбор и подготовка нефти, газа и воды Тверского месторождения»

ВЫПОЛНИЛ	Сизикин Д. А. 4-НТФ-5
	(студент, курс, группа)
ПРОВЕРИЛ	Руководитель курсового проекта
	Борисевич Ю.П.
	(фамилия, имя, отчество)
Допуск к защите
	_(дата)

	(оценка и роспись руководителя)

г.Самара

2016 г.

Утверждаю

зав.каф. РиЭНиГМ

__________ В.В.Коновалов

«___» ________

ЗАДАНИЕ № 1

На курсовой проект

по дисциплине «Сбор и подготовка нефти, газа и воды»

(вшивается в пояснительную записку)

1. Выбрать месторождение из любого региона РФ, основываясь исключительно на доступности материала. Зафиксировать месторождение у руководителя на оригинальность.

При недоступности материала получить у руководителя исходные данные для КП по вымышленному месторождению (только для студентов ФДО и ЗО, не работающих в нефтяной промышленности).

Организация: Самаранефтегаз

Месторождение: Тверское

2. Привести схему сбора продукции скважин с описанием (из регламента или проекта обустройства) по выбранному месторождению, выполненную согласно прилагаемых методических указаний. Привести: тех.режим добывающих скважин за любой месяц.

3. Проанализировать работу системы сбора продукции скважин по шести позициям (см. методические указания). Выявить имеющиеся недостатки. Предложить конкретные мероприятия по их устранению. Предложить вариант реконструкции существующей схемы сбора, если она необходима.

4. Привести схему ДНС – УПСВ - СУ (если они имеются в системе сбора) с описанием (из регламента или соответствующего проекта). Проанализировать работу ДНС – УПСВ - СУ (если они имеются в системе сбора) по трём позициям (см. методические указания). Выявить имеющиеся недостатки. Предложить конкретные мероприятия по их устранению. Предложить вариант реконструкции ДНС – УПСВ - СУ, если она необходима.

5. Привести сведения о трубопроводах системы сбора (стандартная таблица). Выявить трубопроводы, отслужившие нормативный срок и обосновать их замену на конкретные новые трубопроводы.

6. Проанализировать работу АГЗУ (см. методические указания) и обосновать их замену, если она необходима.

7. Привести схему УКПН с описанием (из регламента или соответствующего проекта), выполненную согласно прилагаемых методических указаний.

Проанализировать работу УКПН по двум позициям (см. методические указания). Выявить имеющиеся недостатки. Предложить конкретные мероприятия по их устранению. Предложить вариант реконструкции УКПН, если она необходима.

8. Привести схему ППД и поглощения с описанием по выбранному месторождению, выполненную согласно прилагаемых методических указаний (из регламента или соответствующего проекта).

Привести тех.режим нагнетательных скважин.

Проанализировать работу системы ППД и поглощения, включая КНС (привести схему с описанием), по шести позициям (см. методические указания). Выявить имеющиеся недостатки. Предложить конкретные мероприятия по их устранению. Предложить вариант реконструкции существующей схемы ППД, если она необходима.

При использовании для ППД пресной воды привести схемы водозабора и подготовки пресной воды.

9. Привести сведения о трубопроводах системы ППД и поглощения (стандартная таблица). Выявить трубопроводы, отслужившие нормативный срок и обосновать их замену на конкретные новые трубопроводы.

10. Привести схему конкретного однофазного трубопровода.

Осуществить гидравлический расчет выбранного однофазного трубопровода (см. методические указания).

11. Привести схему конкретного двухфазного трубопровода.

Осуществить гидравлический расчет двухфазного трубопровода (см. методические указания).

12. Осуществить технологический и механический расчет двух аппаратов, имеющихся на месторождении или ЦПС (НСП) (отстойник, сепаратор, теплообменник, печь, абсорбер и т.п.), приведя их описание, сборочные чертежи, спецификации и необходимые исходные данные (см. методические указания).

13. Привести литературный и патентный обзор по темам, назначенным руководителем.

Лит. обзор на тему: Схемы сбора продукции на нефтяных месторождениях за рубежом

Пат.обзор на тему: Современные ингибиторы солеотлож

На лист А0 вынести схемы сбора, подготовки и ППД и сборочные чертежи 2 аппаратов.

После получения подписи руководителя на титульном листе пояснительной записки и чертежах КП подлежит защите перед комиссией. Речь порядка 10 минут. Количество дополнительных вопросов не ограничено.

Руководитель, Студент

к.х.н. доцент ________ факультет

_____________ Ю.П.Борисевич ________ курс

«___»_________ 201 г. ________ группа

________

«___»_________ 201 г.

Содержание

ВВЕДЕНИЕ. 5

Глава 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 7

1.1 Анализ системы сбора продукции скважин. 7

1.2 Анализ работы АГЗУ.. 18

1.3 Анализ ДНС Тверская. 27

1.4 Анализ УПСВ «Горбатовская». 32

1.5 Анализ УПН г. Нефтегорска. 43

1.6 Анализ системы ППД.. 56

Глава 2.ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 71

2.1 Гидравлический расчет простого однофазного трубопровода. 71

2.2 Гидравлический расчет простого двухфазного трубопровода. 75

2.3 Расчет нефтегазового сепаратора. 80

2.4 Технологический расчет отстойника. 91

Глава 3. ОХРАНА ТРУДА.. 97

3.1 Меры безопасности при работе на УПН.. 97

Литературный обзор на тему«Системы сбора продукции скважин за рубежом» 108

Патентный обзор на тем: «Современные ингибиторы солеотложения». 124

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.. 142

ВВЕДЕНИЕ

Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях – это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки её до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

Каждое месторождение имеет свои особенности, связанными с природно-климатическими условиями, размещением скважин, способами, объемами добычи и физико-химическими свойствами нефти, газа и воды. Поэтому на каждом месторождении применяют такую систему сбора продукции скважин, которая наиболее приемлема для данного месторождения.

Любая система сбора нефти, газа и воды должна обеспечивать возможность осуществления следующих операций:

· Измерение количества продукции, получаемой из каждой скважины (дебита скважины);

· Максимальное использование пластовой энергии или давления, создаваемого скважинными насосами, для транспортирования продукции скважин до пунктов её подготовки;

· Сепарацию нефти и газа и подачу газа на пункты её подготовки или потребителям;

· Отделение от продукции скважин от свободной воды;

· Раздельный сбор продукции скважин, существенно отличающиеся по обводненности, физико-химическим параметрам, давлению и иным признакам, если смещение разносортной продукции нецелесообразно по технико-экономическим соображениям;

· Подогрев продукции скважин при невозможности её сбора и транспортирования при обычных температурах (например, при добыче высокопарафинистой нефти).

Для получения товарной нефти и нефтяного газа, а также пластовой воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт, применяют специальные технологические установки.

Технологические установки подготовки нефти, газа и воды – это комплекс блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, в которых последовательно и непрерывно происходят процессы обезвоживания и обессоливания нефти, осушка (от водяных паров) и очистка (от сероводорода H₂S и двуокиси углерода СО₂) нефтяного газа, а также очистка пластовой воды от капелек нефти, механических примесей, железа сероводорода, углекислого газа и кислорода.

Обезвоживание и обессоливание добытой на поверхность нефти проводят для:

· Уменьшения транспортных расходов;

· Предотвращения образования стойких эмульсий;

· Снижения коррозионного разрушения промыслового, магистрального и заводского оборудования.

· Осушку и очистку нефтяного газа проводят для:

· Предотвращения гидратообразования в газопроводах;

· Снижения коррозионного разрушения газопроводов и оборудования, установленного на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ).

Очистку и ингибирование пластовой (сточной) воды проводят для:

· Сохранения «чистоты» призабойной зоны или, иными словами, сохранения приемистости нагнетательных скважин;

Предотвращения образования коррозионных разрушений в напорных трубопроводах и в эксплуатационных колоннах нагнетательных скважин.

Таблица 1.1

Пласт Б-2

Диапазон

Принятое значение

изменения

Пластовое давление, МПа

–

24, 00

Пластовая температура, ⁰С

–

Давление насыщения газом, МПа

–

3, 41

Газосодержание при однократном разгазировании, м³/т

26, 80 – 31, 40

29, 40

Газосодержание при дифференциальном разгазировании, м³/т

–

24, 00

Плотность в условиях пласта, кг/м³

799, 0 – 813, 5

804, 3

Вязкость в условиях пласта, мПа× с

2, 22 – 2, 72

2, 47

Коэффициент объемной упругости, 1/Мпа∙ 10^-4

–

10, 26

Плотность нефтяного газа, кг/м³, при 20⁰С

-при однократном (стандартном) разгазировании

1, 570 – 1, 764

1, 654

-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

–

1, 471

Плотность дегазированной нефти, кг/м³, при 20⁰С

-при однократном (стандартном) разгазировании

837, 0 – 843, 0

840, 0

-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

–

837, 0

Таблица 1.2

Пласт Б-2

Плотность при 20⁰С, кг/м³ 8 9 840, 6 ─ 869, 0 850, 7 Вязкость, мПа∙ с при 20 ⁰С 8 9 6, 45 ─ 21, 54 8, 05 при 50 ⁰С Молярная масса, г/моль 6 7 ─ 196, 00 Температура застывания, °С 8 9 -18 ─ (-4) -13 Массовое содержание, % серы 8 9 1, 40 ─ 1, 62 1, 48 смол силикагелевых 8 9 4, 92 ─ 6, 33 5, 83 асфальтенов 8 9 1, 38 ─ 3, 35 2, 45 парафинов 8 9 4, 00 ─ 6, 25 5, 15 воды 8 9 сл. ─ 50, 00 ─ Температура плавления парафина, ⁰С 8 9 58 ─ 67 63 Температура начала кипения, ⁰С 7 8 40 ─ 84 60 Фракционный состав, % до 100 ⁰С 8 9 3, 0 ─ 10, 0 7, 0 до 150 ⁰С 8 9 11, 0 ─ 22, 0 17, 0 до 200 ⁰С 8 9 21, 0 ─ 30, 0 28, 0 до 250 ⁰С 8 9 31, 0 ─ 40, 0 39, 0 до 300 ⁰С 8 9 47, 0 ─ 54, 0 49, 0 Шифр технологической классификации

II Т₁ П₂

Таблица 1.3

Таблица 1.4

Продолжение таблицы 1.4

1	2	3	4	5	6	7
скв. 157 - АГЗУ №2 Тверское	Выкидная линия	114х5	1500	действующий	Ст.	2002
скв. 112 - АГЗУ №3 Тверское	Выкидная линия	114x5	1250	действующий	Ст.	1999
скв. 131 - АГЗУ №3 Тверское	Выкидная линия	114х5	130	действующий	Ст.	2000
скв. 136 - АГЗУ №2 Тверское	Выкидная линия	114х5	700	действующий	Ст.	1978
скв. 16 - АГЗУ №3 Тверское	Выкидная линия	114х5	788	действующий	-	1996
АГЗУ-2 - ДНС-Тверская	Нефтесборный трубопровод	219х8	700	действующий	Ст.	1994
АГЗУ-3 - ДНС-Тверская	Нефтесборный трубопровод	219х8	680	действующий	Ст.	1995
АГЗУ-1 - ДНС-Тверская	Нефтесборный трубопровод	219х6	2050	действующий	Ст.	2001
АГЗУ-5 - вр. в напорный н/п ДНС Тверская - УПСВ Горбатовская	Нефтесборный трубопровод	219х6	680	действующий	Ст.	2003
ДНС " Тверская" - до газопровода Горбатовка	Газопровод	219х6	1300	действующий	Ст.	2005

Характеристики действующих выкидных линий и нефтегазосборных трубопроводов Тверского месторождения по срокам эксплуатации приведены в таблицах 1.4 и 1.5

Таблица 1.5

Таблица 1.6

Таблица 1.7

112

Б2(С1)

в работе

ЭЦН5-80-2150

125

88, 6

119

Д3

остановлена

ЭЦН5-30/45-2000

85, 6

129

Д3

в работе

ЭЦН5-125-2250

121

94, 2

131

Б2(С2)

в работе

ЭЦН5-30-2150

95, 9

136

Б2(С1)

в работе

ЭЦН5-200-1150

160

82, 3

137

Д3

в накоплении

ЭЦН5-50-2900

93, 5

143

в работе

ЭЦН5-60-1650

88, 0

149

Б2(С1)

в работе

ЭЦН5-125-1000

119

94, 8

157

Д3, Д4

в работе

ЭЦН5-160-2950

170

63, 9

159

Д3, Д4

в накоплении

ЭЦН5-50/45-2950

96, 4

162

Д3

в работе

ЭЦН-80-3050

77, 1

171

Б2

в работе

ЭЦН5-50-2050

89, 6

195

Д3

в работе

ЭЦН5-50-2600

77, 0

198

Д3

в работе

ЭЦН5-50-2550

74, 1

255

Д3

в накоплении

ЭЦН5-45-2500

87, 0

256

Д3, Д4

в работе

ЭЦН5-80-2650

55, 5

307

Д3

в накоплении

ЭЦН-60-2900

17, 8

311

Д3

остановлена

ЭЦН-18-2700

52, 3

Система построена с переменными диаметрами труб по участкам в зависимости от количества собираемой продукции. Трубопроводы проложены из стальных бесшовных и электросварных труб, изготовленных из спокойных, полуспокойных углеродистых низколегированных сталей, соответствующих требованиям приведенных ниже стандартов и технических условий: ГОСТ10705-80, 10705-89, 1050-76, 1050-87, 1050-88, 1050-86, ТУ 2707-1188-78, ТУ 14-3-377-75.

На состояние построенных выкидных линий и нефтегазосборных трубопроводов влияют сроки службы с момента их ввода в эксплуатацию. Длительная эксплуатация неизбежно приводит к сильному коррозионному износу, происходит постоянное уменьшение толщины стенок труб, старение изоляции, снижение прочностных характеристик трубной стали, проявляется усталостное разрушение труб.

Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Тверского месторождения требует контроля, диагностического обследования технического состояния трубопроводов, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов.

Рис.1.1

Рис.1.2

Анализ работы АГЗУ

Описание автоматизированной групповой замерной установки «Спутник» АМ-40-10-400.

Установка предназначена для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях.

Основные технические данные:

- производительность – до 16 м³/час;

- количество подключающих трубопроводов от скважин – до 14 шт.;

- рабочее давление – до 40 кгс/см².

Принципиальная схема установки – рис.1.3

Устройство и принцип работы

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель (1) ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в замерный сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (54) поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью расхода (6) и заслонки (54), соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости TOP 1-50 (7) с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

За время продавки жидкость проходит через счетчик ТОР 1-50 и направляется в общий трубопровод.

Счетчик ТОР 1-50 выдает на блок управления и индикации (БУИ) импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики.

При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1М (3) и в системе гидравлического управления повышается давление.

Привод переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени.

Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий: дебита скважины, способов добычи, состояние разработки месторождения и др.

В установке предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР 1-50.

При применении в установке счетчика газа турбинного «АГАТ» необходимо его смонтировать на газовом трубопроводе, вторичный блок НОРД-ЭЗМ в щитовом помещении.

Блок НОРД-ЭЗМ производит подсчет и регистрацию результата измерения количества газа, выделившегося при рабочем давлении установки.

Для путевой деэмульсации и снижения вязкости жидкости установка «Спутник Б-40-14-500» снабжена насосом – дозатором и баком для реагента. В зависимости от объема жидкости, проходящей через установку, насос – дозатор регулируется на введении определенного объема реагента, который впрыскивается в общий трубопровод.

Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию. Щитовое помещение имеет естественную вентиляцию и электрические нагреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании.

На основании по периметру рамы заполняется теплоизоляционным материалом (пенопласт, жесткие минераловатные плиты) и обшивается металлическими листами.

Укрытие установки отличается легкостью, прочностью, устойчивостью к атмосферным воздействиям, хорошими теплоизолирующими свойствами.

Укрытие обеспечивает нормальные условия для работы аппаратуры и обслуживающего персонала.

Для подачи химреагентов на АГЗУ и сепарационных установках используются блочные автоматизированные установки БР-2, 5, которые состоят из двух блоков, смонтированных на железобетонных блоках и укрытых теплоизолированной будкой.

Устройство и принцип действия «Спутник» АМ-40-14-400 аналогичен аппарату «Спутник» Б-40-14-500. Принципиальная схема установки схема 1.

Назначение изделия.

Установка «Спутник» предназначена для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях.

Функциональное назначение установки.

Определение количества жидкости и, при наличии счетчика газа турбинного типа «АГАТ», определение количества газа с выдачей результата в блок управления или верхний уровень по системе ТМ; установка «Спутник Б 40-14-500» дополнительно позволяет введение химреагента в жидкость;

Сигнализация отсутствия потока в контролируемой скважине.

Состав изделия.

Каждая установка состоит из технологического и щитового помещений и включает комплект запасных частей, инструмента и принадлежностей.

Технические данные АГЗУ представлена в таблице 1.8

Таблица 1.8

Технические данные АГЗУ

1.Диапазон дебитов, подключенных к установке скважин, м³/сут, в пределах	от 1 до 400
2.Рабочее давление, МПа (кгс/см²), не более	4, 0 (40)
3.Количество подключаемых к установке «Спутник» скаважин, шт. Б40-14-500 АМ40-14-400 АМ40-10-400 АМ40-8-400	14 14 10 8
4.Параметры питания электрических цепей: род тока напряжение, В допустимое отклонение напряжения, % частота переменного тока, Гц потребляемая мощность, кВА,	переменный 380/220 от -15 до +10 50+1 не более 10
5.Характеристика окружающего воздуха: интервал температур, оС средняя температура наиболее холодной пятидневки, оС, относительная влажность воздуха при температуре 20оС, %	от -50 до +45 не ниже -40
6.Характеристика рабочей среды: температура, оС, в пределах кинематическая вязкость при температуре 20 оС, м2/с, в пределах содержание воды в жидкости, объемная доля, %, в пределах содержание сернистых соединений в массовой доле, % количество примесей механических, мг/л, не более размер механических примесей, мм, не более содержание сероводорода, объемное, %	от 5 до 70 от 110-6 до 12010-6 от 0 до 98 не более 3 3000 5 до 2
7.Исполнение приборов, устройств и электрооборудования технологического помещения	взрывоза-щищенное
8. Исполнение электрооборудования щитового помещения	обыкновенное
9.Средняя наработка на отказ установок должна быть, ч, не менее: по функции измерения количества жидкости (участвуют переключатель скважин многоходовой, регулятор расхода, счетчик жидкости турбинный, блок управления и индикации, заслонка) по функции контроля подачи (участвуют счетчик жидкости турбинный, блок управления и индикации)	1700 2250

Рис.1.2

Анализ ДНС Тверская

Дожимная насосная станция «Тверская» предназначена:

· для приема нефтяной эмульсии девонских и угленосных пластов, поступающих с Тверского и Подъем-Михайловского месторождений;

· предварительной сепарации - отделение попутного свободно растворенного нефтяного газа от нефтяной эмульсии;

· подачи собственными насосами частично разгазированной нефтяной эмульсии в трубопровод « ДНС «Тверская» – УПСВ «Горбатовская»»;

· для сбора нефтяного попутного газа под давлением;

· подачи нефтяного попутного газа с давлением, обеспечивающим его дальнейшую безкомпрессорную транспортировку в газопровод.

Жидкость девонских и угленосных пластов Тверского и Подъем-Михайловского месторождений на входе смешиваются и в дальнейшем готовятся единым потоком. [13]

В состав ДНС «Тверская» входят:

· блок первой ступени сепарации

· реагентный блок

· блок насосный

Технологическая схема ДНС приведена на рисунке 1.3.

Состав сооружений

В состав технологической схемы ДНС «Тверская» входят следующие сооружения:

· сепарационная емкость СЕ-1, (2), объемом V=200 м³, 2 шт.;

· газосепаратор ГС-1, объемом V=10, 5 м³, 1 шт.;

· блок реагентного хозяйства БР-2, 5, 2 шт.;

· насосные агрегаты Н-1, Н-2, Н-3 типа ЦНС 180х212, 2 шт., ЦНС 180х297, 1 шт.;

Производительность установки

	Проектная	Фактическая
Жидкость, м3/сут	4320	1885
Нефть, т/сут	900	492

Характеристики сырья

Сырьем для ДНС «Тверская» является обводненная нефть с Тверского и Подъем-Михайловского месторождений. Обводненность нефти с этих месторождений достигает от 81 до 90%. [13]

Физико-химические свойства нефти и воды на входе и на выходе ДНС не изменяются.

Деэмульгатор ДИН-4

Является реагентом отечественного производства и выпускается предприятием «Среднетоннажная химия» (Нижнекамск). Является деэмульгатором общего назначения и могут применяться на всех видах обезвоживающего оборудования.

Товарные формы указанного деэмульгатора представляют собой раствор активного вещества в смеси органических растворителей.

Активная часть деэмульгатора представляет собой неионные ПАВ на основе оксиалкилированных соединений.

Деэмульгатор ДИН-4 применяются в процессах промысловой подготовки нефти для осуществления процессов обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий и могут разрушать эмульсии, образованными нефтями разных типов.

По своим физико-химическим свойствам ДИН-4 должен соответствовать показателям, приведенным в таблице

Таблица 1.10

Рис.1.4

Выводы

1. На ДНС «Тверская» нефтяная эмульсия разгазируется, и далее перекачивается на УПСВ «Горбатовская».Попутный нефтяной газ Тверского месторождения, выделившийся в аппаратах Тверской ДНС, под собственным давлением по существующей сети газопроводов транспортируется на Нефтегорский газоперерабатывающий завод (НГПЗ). В случае необходимости газ может сбрасываться на свечу. Фактический уровень использования газа Тверского месторождения составляет порядка 90, 67%, в то время как, в соответствии с постановлением " О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках" необходимо утилизировать 95% попутного газа. Предлагаю установить на ДНС мультифазные насосы, чтобы транспортировать продукцию не разгазируя до УПСВ Горбатовская, что решит вопрос утилизации попутного газа Тверского месторождения.

2. В процессе разгазирования продукции на ДНС «Тверская» используются деэмульгаторы ДИН-4.

3. В целях обезвоживания поступающей обводненной продукции, разгрузки Горбатовской УПСВ и Горбатовского полигона поглощения, а также Нефтегорского УПН предлагаю организовать сброс пластовой воды на Тверскойу ДНС. Произвести перевооружение одной сепарационной емкости объемом 200 м³ в трехфазный сепаратор, а другой объемом 200 м³ в напорный водоотстойник. Сброшенную пластовую воду предлагается утилизировать в систему поглощения на Тверском месторождении. На Тверском месторождении намечается организовать полигон поглощения, состоящий из 4 поглощающих скважин (№18, 111, 114, 115). Эти скважины размещены в пределах лицензионного участка Тверского месторождения и их планируется перевести из пьезометрического фонда.

Анализ УПСВ «Горбатовская»

Общая характеристика объекта

Горбатовская установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) предназначена для предварительной подготовки нефти, добываемой на месторождениях ЦДНГ-6.

Технологическая схема УПСВ Горбатовская приведена на рисунке 1.5.

Предварительная подготовка нефти заключается в разгазировании нефти и отделении попутно добываемой пластовой воды.

Попутный газ из аппаратов УПСВ поступает на ГКС «Горбатовская» с дальнейшей транспортировкой на НГПЗ.

Нефть после сброса пластовой воды с остаточным содержанием воды откачивается на нефтестабилизационное производство в г. Нефтегорск.

Выделенная на УПСВ пластовая вода откачивается на БКНС-3 для утилизации в поглощающие горизонты.

УПСВ расположена в 2 км от поселка Ровно-Владимировка Волжского района Самарской области. [14]

В состав сооружений и оборудования установки входят:

· Нефтеотстойники 1-ой ступени НО-1, 2, 3, 4, 5, 6, 7

· Нефтеотстойники 2-ой ступени НО-8, 9.

· Дожимная насосная станция ДНС-1.

· Резервуарный парк с насосами внутренней перекачки нефти.

· Буферные емкости БЕ-1, 2.

· Резервуары подготовки пластовой воды.

· Насосная станция для подачи пластовой воды на БКНС-3.

· Реагентное хозяйство для подачи деэмульгатора.

· Дренажное хозяйство.

· Факельное хозяйство.

Производительность установки

	Проектная	Фактическая
Жидкость, м3/сут	8000	7760
Нефть, т/сут	2000	1700

Характеристика сырья

Сырьём для УПСВ является обводненная с незначительным содержанием газа нефть девонских и угленосных пластов, добываемая со скважин Горбатовского м/р, жидкость поступающая с ДНС «Тверская», ДНС «Гараевская», ДНС «Рассветская», УПСВ Кудиновская, УПСВ «Карагай-ская» и УПСВ Софинско-Дзержинская. Обводнённость поступающей жидкости с месторождений достигает 90% массовых.

Нефть с Кудиновской УПСВ поступает предварительно обезвоженная до содержания воды не более 10 % массовых, с Дзержинской и Карагайской УПСВ поступает совместным потоком предварительно обезвоженная до содержания воды не более 30 % массовых. Нефть угленосных пластов содержит значительное количество сероводорода до 3, 6 % массовых. [14]

Рис.1.5

С целью улучшения процесса разделения пластовой воды и нефти применяются реагенты - деэмульгаторы. На установке преимущественно применяется такой реагент, как ДИН-4, но также возможно применение и других реагентов.

Таблица 1.11

Таблица 1.12

Выводы

1. Продукция скважин Тверского месторождения проходит УПСВ обводнённость продукции понижается. Готовой продукцией Горбатовской УПСВ является частично разгазированная нефть с остаточным содержанием воды до 10 %, данный процент установлен действующим регламентом.

2. Уровень утилизации попутного составляет 95%, что является допустимым и не требует поисков дополнительных способов утилизации. Попутно добываемый газ используется на нужды котельной.Попутный газ из аппаратов УПСВ поступает на ГКС «Горбатовская» с дальнейшей транспортировкой на НГПЗ.

3. Два потока представляют собой продукцию пластов девона, два – продукцию пластов карбона и один – смесь продукции пластов девона и карбона. Таким образом, на установке осуществляется смешение явно несовместимой продукции, в результате увеличивается доля механических примесей в сброшенной воде (за счет образующегося сульфида железа) и происходит заражение сероводородом пластовой воды девона. Сброшенная вода выводится одним потоком и направляется в систему ППД всех подсоединённых месторождений, что совершенно недопустимо.

Для исправления сложившейся ситуации необходимо разделить приходящую продукцию на два потока – девон и карбон – и осуществить предварительный сброс воды на отдельных технологических линиях установки, смонтировав недостающее оборудование и осуществив необходимую переобвязку существующего оборудования. Смешение сброшенной воды допустимо только в том случае, если будет смонтирован узел очистки воды от сероводорода; в противном случае утилизация сброшенной воды должна осуществляться также двумя потоками. Поток сырья, представляющий собой смесь продукции девона и карбона, должен быть разделён еще на месторождении.

4. С целью улучшения процесса разделения пластовой воды и нефти применяется преимущественно реагент ДИН-4 и Дисольван -2830.

5. Вода из водяных резервуаров насосами подается на БКНС-3 и далее в систему поглощения. Качество воды, откачиваемой на БКНС-3, должно соответствовать следующим требованиям: количество нефтепродуктов до 40 мг/л, мехпримесей до 30 мг/л. С целью контроля за качеством воды один раз в сутки отбирается проба (после насосов перекачки воды на БКНС-3) и передается в лабораторию для проведения анализов.

Анализ УПН г. Нефтегорска

Установки подготовки нефти № 1 и № 2 (УПН № 1, УПН № 2) предназначены для обезвоживания, обессоливания и стабилизации девонских и угленосных нефтей, поступающих с концевых ДНС-УПСВ «Горбатовской», «Парфеновской, «Бариновской, «Утевской», «Ветлянской», «Грековской» и с Кулешовского месторождения с целью их обезвоживания, обессоливания и стабилизации и дальнейшей передачи для транспортировки ОАО АК «Транснефть». Попутный газ сепарации под давлением сепарации подается на Нефтегорский ГПЗ для переработки. Пластовая вода, образующиеся в технологическом процессе сепарации нефтяного сырья используется для заводнения продуктивных пластов.

Установки № 1 и № 2 входят в состав ЦПНГ-5.ЦПНГ-5 находится на территории Нефтегорского нефтегазоносного района Самарской области вблизи г. Нефтегорска.В административном отношении пункт подготовки и сбора нефти НСП «Нефтегорское» расположен в пределах Нефтегорского района Самарской области. Ближайшими населенными пунктами являются: г. Нефтегорск, с. Борское, с. Утевка.

В состав УПН входят:

· Установка подготовки нефти №1;

· Установка подготовки нефти №2;

В состав установок подготовки нефти в свою очередь входят:

· теплообменники подогрева сырой нефти;

· электродегидраторы (работают как отстойники);

· отстойники;

· промежуточные (буферные) емкости для нефти;

· теплообменники стабильной нефти;

· колонна стабилизации нефти;

· печи подогрева нефти;

· насосы сырой нефти;

· насосы обессоленной нефти;

· насосы откачки стабильной нефти;

· насосы циркуляции стабильной нефти;

· насосы (орошения) для поддержания температуры верха колонны;

· насосы подачи воды, реагента в процесс;

Также в состав установок входят емкости: аварийная; бензосепараторы, холодильники – конденсаторы, пластинчатый теплообменник.

Схема УПН изображена на рисунке 1.5.

Производительность установки

	Проект, м³/сут	Факт, м³/сут
Жидкость	20000	18000
Нефть	15000	15000

Рис.1.5

Таблица 1.12

Таблица 1.13

Реапон 4В

ТУ 6-05-221-711-83

1. Массовая доля основного вещества, % вес: 50 ± 3

Применяется для разрушения водонефтяных эмульсий.

2. Температура, °С: · застывания, кипения минус 57 плюс 65 3. Вязкость при 20 °С, сПз 42 4. Плотность при 20 °С, г/см3 0, 9 - 0, 93 5. Растворимость: · в воде · в нефти плохо растворим (2 г/л) не растворим (0, 2 г/л)

Деэмульгатор

Decleave ТМ
R-1573

ТУ 2458-011-57258729-2005

1.Внешний вид Однородная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета, без мех. примесей

Применяется для разрушения водонефтяных эмульсий.

2.Плотность при 20 0С, г/см2 0, 93±0, 09

Продолжение таблицы 1.13

		3.Кинематическая вязкость при температуре 20 0С, м2/с	Не более 170
		4.Температура застывания, 0С	Не выше минус 50

Пресная вода (питьевая)

СанПиН 2.1.4.1074-01

1. Плотность, г/см³ 1, 0

Применяется для отмывки солей из нефти.

2. Общая минерализация, мг/л Не более 1000 3. РН, ед. 6 - 9 4. Цветность, градус 20 - (35) 5. Мутность, мг/л 1, 5 – (2)

Описание технологического процесса и технологической схемы установок

Процесс подготовки нефти в ЦПНГ-5 включает следующие стадии:

· предварительный сброс пластовой воды;

· обезвоживание;

· обессоливание;

· стабилизация.

Предварительный сброс пластовой воды

Предварительный сброс пластовой воды проводится в технологических резервуарах РВС-5000 и на установке предварительного сброса пластовой воды УПСПВ. Перед подачей сырой нефти на УПСПВ в общий коллектор подается дозированное количество деэмульгатора из мерника М-4 на ТУ-1 (подробное описание процесса предварительного сброса пластовой воды приводится в регламенте ТХОУ УПСПВ).

Технологический процесс стабилизации нефти осуществляется на двух технологических установках подготовки нефти №1, №2, идентичных по составу и состоит из 3-х стадий.

Обезвоживание нефти.

Обезвоживание – процесс, при котором происходит отделение пластовой воды из нефтяной эмульсии. Процесс обезвоживания проводится при температуре до 100 °С и давлении до 5 кгс/см². Сырая нефть с температурой 10 - 30 °С на ступень обезвоживания подается двумя потоками из сырьевой нефтенасосной центробежными насосами Н-1/1-7 и поступает двумя потоками в теплообменники Т-1/1-16. Для лучшего отделения воды, солей и механических примесей в потоках нефти поступающих в теплообменники Т-1/1-16 на установках предусмотрена подача реагента - деэмульгатора. Хранение реагента – деэмульгатора осуществляется на ТУ-1 на специальной площадке в емкостях Е-3/1, 2 V=80м3 и V=50м3 соответственно.

В мерник реагентной насосной ТУ-1 реагент поступает из емкостей Е-3/1, 2посредством закачки насоса Н-15 марки ВКС 5/25, для дальнейшей его подачи из мерника М-2 дозировочными насосами марки НД 25/40 в входной коллектор передТ- 1/1-16 ТУ-1. На ТУ-1 существует схема подачи реагента перед насосами насосной сырой нефти.

В теплообменниках Т-1/1-16 происходит подогрев нефти до температуры 65 – 100 °С за счет вторичной рекуперации тепла отходящей стабильной нефти. Стабильная нефть проходит по межтрубному пространству, а сырая нефть проходит по трубному пространству теплообменников Т-1/1-16.

В качестве теплообменников вторичной рекуперации тепла стабильной нефти применяются сдвоенные горизонтальные кожухотрубные теплообменные аппараты с плавающей головкой со сферическими крышками, диаметром 1400 мм, с поверхностью теплообмена 900 - 1122 м².

Подогретая сырая нефть после теплообменников Т-1/1-16 может объединяться в один поток или двумя разными потоками подается в шаровые отстойники ОШ-1, ОШ-2, где под воздействием температуры и деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной эмульсии и отстой пластовой воды, в качестве отстойников используются шаровые аппараты объемом 600 м³, по два на каждой установке.

На входе сырой нефти в отстойники ОШ-1, ОШ-2 подается пресная вода от насосов Н-8/1, 2 и Н-9/1, 2 - для отмывки солей из нефти. Вода на прием насосов Н-8/1, 2 и Н-9/1, 2 поступает из трубопровода циркуляционного водоснабжения. Также подача пресной воды на прием насосов может осуществляться из трубопровода пром. воды и трубопровода воды с Бариновского водозабора. Последний способ подачи пресной воды осуществляется на ТУ-1 при аномально высоких температурах окружающей среды и риска поступления товарной нефти в парк ТХОУ с температурой выше 38 °С. Для охлаждения отходящей товарной нефти с ТУ-1, ТУ-2 на установках смонтированы теплообменники пластинчатого типа S188. Отходящая товарная нефть охлаждается в нем посредством воды поступающей в теплообменник с Бариновского водозабора. Нагретая после взаимодействия с нефтью вода возвращается на градирню ВНС через трубопровод оборотной циркуляционной воды. Предусмотрен выход нефти с установки из пластинчатого теплообменника как в линию кондиции, так и в линию некондиции.

Расход пресной воды в отстойники ОШ-1, 2 замеряется диафрагмой и поддерживается в заданных пределах операторами ТУ-1, 2. В качестве насоса для подачи пресной воды используются центробежные насосные агрегаты ЦНС-60х132, 60х198 производительностью 60 м³/час с напором на выкиде до 20 кгс/см².

Пластовая соленая вода из отстойников ОШ-1, ОШ-2 сбрасывается в нефтеотстойники на УПСПВ или может сбрасываться в водоотстойники на УПСПВ, в резервуары подготовки воды РВС-5000 № 13, 14.

Шаровые отстойники работают полным объемом. В них происходит процесс разрушения центров эмульсии, обезвоживание и обессоливание, частично обессоленная и обезвоженная нефть с содержанием солей до 300 мг/л и воды до 0, 5 % через верхние патрубки выходит из отстойников и поступает на стадию обессоливания.

Обессоливание нефти с использованием электрического тока на установке не производится. Имеющиеся электродегидраторы ЭДШ-1 и ЭДШ-2 используются в качестве отстойников.

Электродегидраторы представляют собой аппарат в форме шара объемом 600 м3, на каждой установке имеется по два электродегидратора.

На отмывку во входные нефтепроводы перед электродегидраторами подается вода от насосов Н-8/1, 2 и Н-9/1, 2 на ТУ-1. Регулирование расхода пресной воды в электродегидраторах и распределение ее потока между аппаратами осуществляется с помощью задвижек операторами ТУ-1, 2.

Сброс воды из электродегидраторов осуществляется в нефтеотстойники на УПСПВ. Сброс воды с электродегидраторов может быть произведен по своей линии, а также может быть переведен в линию сброса воды с отстойников и в обратном порядке.

Обезвоженная нефть из верхней части электродегидратора поступает в промежуточную емкость Е-1, служащую буферной емкостью для насосов Н-3/1-4.Емкость Е-1 горизонтальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами объемом 150 м3.

Стабилизация нефти

Из промежуточной емкости Е-1 обессоленная нефть насосами Н-3/1-4 подается во вторую группу теплообменников Т-2/1-8, где обессоленная нефть подогревается до температуры 120 - 185 °С горячей стабильной нефтью из куба колонны К-1; при этом обессоленная нефть проходит по межтрубному пространству, а стабильная нефть проходит по трубному пространству и откачивается насосами Н-4/1-3 через теплообменники Т-1/1-16 с температурой до 40 °С в товарные резервуары РВС-5000.

Обессоленная нефть после первичной рекуперации тепла в теплообменниках Т-2/1-8 поступает на тарелки колпачковой ректификационной колонны К-1.

Для подачи обессоленной нефти в колонну К-1 используется центробежные насосы Н-3/1-4 типа НКВ-600/320 с производительностью 560 - 400 м³/час, напор насоса до 30 кгс/см².

Для откачки стабильной нефти в резервуарный парк товарной нефти используются центробежные насосы Н-4/1-3 типа 10НД-6× 1 с производительностью 240 - 460 м3/час, напор насоса 10 - 15 кгс/см².

Процесс стабилизации нефти заключается в выделении из нефти широкой фракции легкокипящих, а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как азот, сероводород, углекислый газ и т.д.

Выделение из нефти ШФЛУ осуществляется методом ректификации в тарельчатой колонне К-1, внутри которой имеется 38 колпачковых тарелок.

Ректификация - это процесс многократного испарения и конденсации углеводородов, происходящий на колпачковых тарелках за счет двух встречных потоков парообразной и жидкой фаз.

Движущей силой процесса ректификации является разность температур и давлений по высоте колонны.

Для поддержания подобного режима в нижнюю часть колонны подается горячая нефть с температурой 170-250°С из печей подогрева, а в верхнюю часть колонны подается более холодная жидкая фаза – флегма с температурой до 40 °С.

В качестве флегмы используется часть нестабильного бензина, сконденсированного в конденсаторах – холодильниках.

Колонна стабилизации представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат, состоящий из двух частей: верхней – укрепляющей части меньшего диаметра и нижней – исчерпывающей части большего диаметра, сверху и снизу колонна закрыта эллиптическими днищами.

Для поддержания температуры низа колонны в заданных пределах предусмотрена система циркуляции стабильной нефти: нефть из куба колонны К-1 забирается насосами Н-5/1-5 в две печи П-1, П-2.

Для наиболее полного извлечения нестабильного бензина в колонне стабилизации поддерживаются следующие параметры технологического режима:

· температура куба колонны – 100 - 250 °С;

· давление в колонне – 3 - 11 кгс/см²;

· температура верха колонны – от 40 до 95 °С;

· температура зоны питания колонны – 100 - 155 °С;

· кратность орошения (флемовое число) – 1, 8: 1 (1, 8);

· расход сырой нефти на колонну – 300 - 900 м³/час.

Парогазовая смесь ШФЛУ с верхней части колонны К-1 поступает в параллельно работающие конденсаторы – холодильники КХ-1/1-6 на ТУ-1, где охлаждается и конденсируется водой циркуляционного водоснабжения и поступает в бензосепараторы С-1/1, 2.

По своей конструкции бензосепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд со сферическими крышками объемом 100 м³.

Температура верха колонны поддерживается в заданных пределах до 95°С. Для подачи флегмы используется центробежный одноступенчатый насос Н-6/1, 2 ЦНС 560х300 с производительностью до 560 м³, напором 10 - 13 кгс/см².

В случае аварии на технологических газопроводах, а также при аварийных и плановых остановках НГПЗ, согласно действующей технологической схеме, в соответствии в ранее выполненным проектным решением, выделившийся газ направляется на факел.

Во время постоянной работы на тарелках колонны скапливается вода, которая периодически дренируется частично вместе с бензином в баллон - шлюз Б-1.

Дренаж воды осуществляется с четырех тарелок с 21, 25, 29, 33, газожидкостная смесь по уравнительной линии из баллона – шлюза возвращается в верхнюю часть колонны, а вода после отстоя сбрасывается в промышленную канализацию.

Водооборотная циркуляционная система.

Вода для охлаждения паров ШФЛУ в конденсаторах холодильниках КХ-1/1-6, для отмыва солей в процессе обессоливания нефти, для охлаждения сальников насосов используется из циркуляционной водооборотной системы.

В циркуляционной системе поддерживается давление до 4 кгс/см² насосами, установленными на водонасосной станции (ВНС).

Для охлаждения оборотной воды в циркуляционной системе имеются градирня, где за счет распыления вентиляторами происходит охлаждение воды и охлажденная вода снова поступает на прием насосов циркуляционной водооборотной системы.

Выводы и рекомендации по УПН.

1. Газ отправляется на Нефтегорский ГПЗ.

2. УПН выпускает нефть 1, 2, 3, групп качества. Это связано с тем, что нефть поступает с разных резервуаров. Нефти в этих резервуарах отличаются по своим физико-химическим свойствам. А установка работает на каком-то одном режиме (указанном в регламенте). В связи с этим получаются разные группы качества (1, 2, 3). Для исправления сложившейся ситуации необходимо создать узел смешения и подавать на УКПН сырьё постоянного состава, для которого требуется подобрать оптимальный регламент.

3.Перед стадией обессоливания деэмульгатор не подаётся вообще. Циркуляция части горячей сточной воды с деэмульгатором для промывки эмульсии не реализована, т.е. обессоливание ведется на проток, что ведет к неоправданно высоким расходам пресной воды и тепла. Подача ингибитора коррозии и других реагентов не предусмотрена. Для исправления сложившейся ситуации необходима существенная реконструкция схемы УКПН, в которой будут учтены изложенные выше замечания.

4. Пластовая вода, образующаяся в технологическом процессе сепарации нефтяного сырья, используется для заводнения продуктивных пластов.

Анализ системы ППД

На Тверском месторождении в настоящее время система заводнения с целью поддержания пластового давления (ППД) отсутствует.

В соответствии с рекомендуемым вариантом разработки месторождения, принятым действующим технологическим проектным документом, в перспективный период разработку Тверского месторождения предлагается осуществлять при закачке воды в продуктивные пласты Д-III, ДК.

Рис 1.7

В пласте Д–III прослеживается тенденция снижения пластового давления. В процессе разработки пласта ДК контроль за изменением пластового давления практически не осуществлялся. В 2009 г. пластовое давление, замеренное в скв.30 составило 30, 4 МПа, то же значение показали замеры 2010 г. Из-за особенностей строения в дальнейшем разработка без системы ППД будет невозможна.

Категория скважин

Состояние по фонду

Пласт

Кат. запасов

Мероприятия

Проектный горизонт

Кат. запасов

Год ввода по проекту

Выбытие

Планируемый источник воды для целей ППД

пьезометр

Д3fm

перевод в поглощение

Д3fm

2016

2107

утилизация попутно добываемой воды с Тверской ДНС

111

пьезометр

Б-2

перевод в поглощение

С-1s

2016

2107

114

пьезометр

Б-2

перевод в поглощение

C-1s

2016

2107

115

пьезометр

Б-2

перевод в поглощение

C-1s

2016

2107

148

пьезометр

Д-III

ввод под закачку

Д-III

2017

2107

водозаборная скважина №116 на подольские отложения

194

пьезометр

нагн

Д-III

ввод под закачку после ликвидации аварии

Д-III

2017

2025

ВСП с фаменского яруса

309

нагнетательная

проектная

Д-III

бурение наг. скважины

Д-III

2017

2033

водозаборная скважина №20 на подольские отложения

191

пьезометр

нагн

Д-III

С1

ввод под закачку

Д-III

С1

2018

2107

ВСП с фаменского яруса

добывающая

действ.

Б-2

ПНЛГ под закачку

Д-III

С1

2018

2107

ВСП с фаменского яруса

306

нагнетательная

проектная

Д-III

бурение наг. скважины

Д-III

2019

2107

водозаборная скважина №20 на подольские отложения

129

добывающая

действ.

ДК

С1

ввод под закачку

ДК

С1

2026

2061

ВСП с фаменского яруса

В качестве источника водоснабжения для целей заводнения продуктивного пласта Д-III в нагнетательных скважинах №№148, 309, 306 рекомендуется использовать воду подольского горизонта. В рассматриваемом районе вода подольских отложений залегает на глубине около 1100 м. Минерализация воды составляет примерно 265 г/л. Для обеспечения водой нагнетательной скважины №148 в 2016 г. планируется перевести под водозабор скважину №116 из пьезометрического фонда; для нагнетательных скважин №№309, 306 в 2017 г. скважину №20. Во всех водозаборных скважинах потребуется установить погружные электроцентробежные насосы марки типа ЭЦН: в водозаборной скважине №116 ЭЦН, в водозаборной скважине №20 ЭЦН. Для подачи воды в нагнетательные скважины №№148, 309, 306 планируется построить в разные годы высоконапорные водоводы протяженностью порядка 1, 0 км условным диаметром 80-100 мм. Для распределения воды водозаборной скважины №20 в нагнетательные скважины №№309, 306 потребуется строительство водораспределительного пункта (ВРП) или блока распределительной напорной гребенки.

Для целей заводнения продуктивного девонского пласта Д-III в нагнетательных скважинах №№194, 191, 16 и пласта ДК в нагнетательной скважине №129 рекомендуется использовать воду фаменского яруса Дфм с обязательным добавлением поглотителя сероводорода и ингибитора сульфатных отложений. Фаменский ярус в рассматриваемом районе залегает на глубине порядка 2550 м и имеет минерализацию около 260 г/л.

В нагнетательных скважинах №№194, 191, 16, 129 предлагается организовать внутрискважинный принудительный переток (ВСП) в связи с отсутствием свободных скважин, подходящих к переводу под водозабор, которые были бы расположены в непосредственной близости от намечаемых нагнетательных скважин.

При организации ВСП в нагнетательных скважинах фаменский ярус и нефтеносный пласт предлагается разобщить пакером, на насосно-компрессорных трубах установить индивидуальные погружные электроцентробежные насосы марки ЭЦНАВ в коррозионно-стойком исполнении. Конструктивно установка УЭЦНАВ выполняетсяа по «перевернутой схеме» относительно традиционного насоса УЭЦН – таким образом, что поток жидкости направляется сверху вниз по насосно-компрессорной трубе, обеспечивая закачку воды в продуктивный пласт той же скважины с требуемым давлением нагнетания воды в пласт.

Установки для нагнетания воды спускаются на уровень ниже подошвы водоносного горизонта. От данных установок до продуктивного пласта спускается колонна НКТ с разделительными пакерами, которая выполняет функцию нагнетательного трубопровода от насоса в продуктивный пласт. Для контроля объёма воды закачиваемой в пласт и давления нагнетания развиваемого скважинным электроцентробежным насосом типа УЭЦНАВ предназначен погружной блок замера объёмного расхода жидкости и давления на выходе УЭЦН в составе колонны НКТ.

Всю систему заводнения Тверского месторождения необходимо оборудовать запорно-регулирующей и предохранительной арматурой, а также предусмотреть замер расхода и давления закачиваемой воды.

Принципиальная схема систем ППД и поглощения на полное развитие Тверского месторождения приведена на рис. 1.6.

116в

Принципиальная схема систем ППД и поглощения на Тверском месторождении

Условные обозначения: - планируемая нагнетательная скважина; - планируемая нагнетат. скважина с перевернутым насосом; - планируемая поглощающая скважина; - планируемая водозаборная скважина; - водораспределительный пункт пластовой воды; - шурфная насосная станция поглощения; - планируемый водовод; - блок водоподготовки; - площадка ДНС

Площадка ДНС «Тверская»

18п

Продукция скважин Тверского м-я, Подъем-Михайловского м-я

16н

309н

306н

Продукция Тверской ДНС на УПСВ Горбатовскую

112п

114п

115п

Блок водоподготовки

ШНСпогл

148н

116в

129н

194н

191н

20в

Рис.1.8

Требования к качеству воды

Требования к качеству воды для заводнения нефтяных пластов определяются в соответствии с ОСТ 39-225-88.

Согласно ОСТ 39-225-88 п.1.1 - значение pH закачиваемых вод должен находиться в пределах от 4, 5 до 8, 5.

Для обеспечения стабильной приемистости нагнетательных скважин и фильтрационной характеристики призабойной зоны закачиваемые воды должны характеризоваться химической совместимостью с пластовыми водами продуктивных горизонтов и отвечать нормам качества воды для целей ППД, выполняемых по РДС 39-01-041-81 на основе данных о коллекторских свойствах нефтесодержащих пород и свойствах насыщающих коллектор нефти, газа и воды.

Воды фаменского яруса и подольского горизонта, планируемые для заводнения пластов ДК и Д-III на Тверском месторождении, регламентируются нормами по содержанию в воде нефти и мехпримесей до 15 мг/л по каждому компоненту.

Содержание растворенного кислорода не должно превышать 0, 5 мг/л.

В воде, нагнетаемой в продуктивные коллектора, пластовые воды которых не содержат сероводород или содержат ионы железа, сероводород должен отсутствовать.

Вода водоносного горизонта фаменского яруса планируемая к участию в процессе заводнения с целью ППД продуктивных пластов ДК и Д-IIIТверского месторождения, обладает условной карбонатной стабильностью и сульфатной стабильностью во всем диапазоне температур.

Значение водородного показателя воды фаменского яруса составляет pH=5, 51, что удовлетворяет требованиям к закачиваемой воде.

Годы

Планируемый объем утилизации пластовой воды в поглощающие горизонты Тверского месторождения, м3/сутки

Всего

В том числе поступающий с:

Тверской ДНС АГЗУ-5 2016 3129 1920 1920 787 422 365 2017 3294 1920 1920 874 500 374 2018 3604 1920 1920 1031 652 379 2019 3858 1920 1920 1160 778 381 2020 3893 1920 1920 1146 827 319 2021 3887 1920 1920 1157 810 347 2022 4008 1920 1920 1221 868 353 2023 4087 1920 1920 1261 905 356 2024 4150 1920 1920 1294 936 358 2025 3987 1920 1920 1195 872 323 2026 3939 1920 1920 1172 847 324 2027 2966 1920 1920 686 360 326 2028 2707 1920 1920 557 229 328 2029 2274 1920 1920 341 13 328 2030 2334 1920 1920 371 43 329 2031 2375 1920 1920 392 63 329 2032 2454 1920 1920 433 101 332

На ближайшем (в пределах 6 км) разрабатываемом Горбатовском месторождении функционирует полигон по утилизации подтоварных вод с 1978г. Поглощающие горизонты Горбатовского полигона приурочены к серпуховскому и фаменскому ярусам.

Общая мощность серпуховских отложений в этом районе составляет 166-230 м. Мощность проницаемой части колеблется от 20, 0 до 33, 0 м, а ее среднее значение равно 25, 3 м. Пористость серпуховского поглощающего горизонта принята по геофизике, равной 15, 6%.

Общая мощность фаменских отложений составляет 348-371 м, мощность проницаемой части изменяется от 47, 5 до 58, 6 м, а ее среднее значение равно 51, 6 м. Пористость пород фаменского поглощающего горизонта определена по геофизике, равной 11, 1%.

Поглощающие горизонты изолируются от поверхностных вод глинами тульского и верейского горизонтов, а от нижележащих отложений терригенного девона – глинами тиманского (кыновского) горизонта. Эти водоупоры имеют региональное распространение и прослеживаются на всей территории Самарской области. Мощность тульского и верейского водоупоров составляет, соответственно, 40-43 и 85-98 м. Приемистость поглощающих скважин Горбатовского месторождения за период эксплуатации изменялась в пределах от 700 до 1100-1400 м³/сутки.

Горбатовский полигон поглощения и Тверское месторождение имеют, в целом, сходные геолого-гидрогеологические условия, что позволит при обосновании предлагаемого в данной работе полигона на Тверском месторождении использовать опыт эксплуатации действующего полигона и принять его за полигон-аналог. Таким образом, имеются все предпосылки для рассмотрения к использованию вышеназванных горизонтов для захоронения подтоварных вод и на Тверском месторождении.

Наиболее перспективными для использования поглощающими горизонтами в пределах Тверского месторождения являются серпуховский и фаменский, наилучшим образом отвечающие всем основным критериям, необходимым для выбора пластов-коллекторов под закачку сточных вод.

Отложения серпуховского яруса в районе Тверского месторождения залегают на глубине порядка 1755-1920 м. Толщина их составляет 161-181 м, средняя эффективная мощность – 50 м.

Отложения фаменского яруса в районе Тверского месторождения залегают на глубине около 2420-2755 м. Толщина их составляет 290-303 м, средняя эффективная мощность – 150 м.

В качестве поглощающего горизонта для утилизации избытка пластовой воды предлагается использовать серпуховский горизонт и фаменский ярус.

Предлагается следующая схема утилизации попутно добываемой пластовой воды, которую планируется сбрасывать с Тверской ДНС в систему поглощения.

Разгазированная пластовая вода после очистки от нефтепродуктов и твердых взвешенных веществ по напорной герметизированной системе будет подаваться на прием насосов шурфной насосной станции. Затем по системе высоконапорных водоводов через водораспределительный пункт (ВРП) попутно добываемая вода будет подаваться в поглощающие скважины Тверского месторождения.

В соответствии с предлагаемой схемой утилизации (поглощения) пластовой воды на Тверском месторождении, исходя из предполагаемых объемов образования избытков нефтепромысловых сточных вод и возможной приемистости поглощающей скважины (порядка 700 м³/сутки по аналогии с ближайшим действующим Горбатовским полигоном поглощения) ориентировочно потребуется обустройство устьев 4-х поглощающих скважин (3 рабочих, 1 резервная). Кроме того, намечается строительство высоконапорного водовода условным диаметром 200 мм протяженностью порядка 0, 8 км, высоконапорных водоводов в коррозионно-стойком исполнении условным диаметром 80-100 мм протяженностью порядка 1, 5 км.

На площадке в районе ДНС «Тверская» для подачи попутно добываемой воды по высоконапорным водоводам в поглощающие скважины предлагается строительство шурфной насосной станции, состоящей их двух шурфов (стендовых скважин) глубиной 60-80м. В каждом шурфе потребуется установить насос марки ЭЦНАК6-1000-900. [12]

Резервный насос необходимо предусмотреть на складе.

Предполагаемые объемы строительства объектов и сооружений системы поглощения рассматриваемого месторождения приведены в таблице 1.15.

Таблица 1.15

Выводы

1. На Тверском месторождении в настоящее время система заводнения с целью поддержания пластового давления (ППД) отсутствует. Однако действующим проектным документом предполагается введение в ближайшие годы нагнетательных, водозаборных и поглощающих скважин.

2. Сброс пластовой воды в целях обезвоживания поступающей обводненной продукции, разгрузки Горбатовской УПСВ и Горбатовского полигона поглощения, а также Нефтегорского НСП. Всю воду, которая будет сбрасываться в районе Тверской ДНС, намечается утилизировать в глубокие поглощающие горизонты. Сброс попутной пластовой воды в поглощающие скважины непосредственно в районе извлечения нефти на Тверском месторождении является оптимальным вариантом ее утилизации. Во-первых, существенно сокращаются материальные затраты на формирование всей инфраструктуры по утилизации, во-вторых, уменьшается риск отрицательного воздействия на окружающую среду, связанный с порывами трубопроводов из-за высокой коррозионной активности сточных вод.

3. Для удовлетворения требований качества воды для ППД, рекомендуется смеси вод фаменского яруса и вод девона для текущего и перспективного периода стабилизировать ингибиторами солеотложений (например, СНХП-5312С, SP-203, HoeE2849 и др.). Предполагается, что после обработки предложенными реагентами закачиваемая вода фаменского яруса, будет совместима по сульфату кальция с водами продуктивных пластов девона (ДК и Д-III).

Глава 2.ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Таблица 2.1

Параметры трубопровода

Название	Расход газа, м³/с	Диаметр х толщина стенки, мм	Протяженность трубопровода, м
ДНС Тверская -> вр. в газопровод Горбатовка	0, 0562	219х6	1300

Таблица 2.2

Исходные данные

Длина первого участка трубопровода	L ₁ =1300 м
Внутренний диаметр первого участка трубопровода	D_вн1=0, 219 м
Расход газа на участке	Q₁=0, 0562 м³/с
Плотность газа	r _в =1, 471 кг/м³
Динамическая вязкость газа	m _в =2, 110^-⁶Пас
Абсолютная шероховатость труб	е=1*10^-3м
Разность геофизических отметок конца и начала трубопровода	Δ Z=0

Допустим, что мы имеем дело с течением газа при малой величине относительного перепада давлений.

Малая величина перепада давлений определяется соотношением:

(2.1)

где:

Р_отн – относительный перепад давлений;

Δ Р – абсолютный перепад давлений по трубопроводу;

Р_с – среднее давление в трубопроводе.

В этих условиях сжимаемостью газа можно пренебречь, т.е. считать, что:

Течение газа с большими скоростями, сравнимыми или превышающими скорость звука в этом газе, в нефтегазовой промышленности не используется, а поэтому и не будет рассматриваться.

В случае изотермического течения искомый перепад давления или напора может быть определён по уже неоднократно применяемым формулам Дарси – Вейсхбаха или Лейбензона, как и для однофазной жидкости.

Для горизонтального трубопровода потери вычисляем по формулам Дарси-Вейсбаха:

(2.2)

где - длина трубопровода, м;

- внутренний диаметр трубопровода, м;

- ускорение силы тяжести, м/с²;

- плотность газа, кг/м³;

- потеря давления, Па;

- коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий в общем случае от режима течения жидкости и шероховатости стенок трубопровода;

- средняя скорость течения газа, м/с, определяем по формуле:

(2.3)

где m - динамическая вязкость газа, Па× с.

где - плотность газа, кг/м³.

Однофазный газ может течь только турбулентно. Определим числа Рейнольдса Re, Re_пер1и Re_пер2.

(2.4)

где v – средняя скорость движения газа в трубе, м²/с.

Турбулетное течение может быть трех типов:

- если , то это режим гидравлических гладких труб;
- если , то это режим переходной зоны;
- , то это режим квадратичного трения.
	(2.5)
	(2.6)

где e – относительная шероховатость внутренней стенки трубы.

(2.7)

где е – абсолютная шероховатость труб, м.

Находим число Рейнольдса на участке:

Так как Re_пер1< Re< Re_пер2, следовательно, имеем переходный режим на нашем участке. Для переходного режима определяется по формуле Белоконя:

(2.8)

По формуле определим среднюю скорость течения газа, м/с:

(2.9)

По формуле (2.1) найдем потери в трубопроводе на участке:

Сравним фактические и рассчитанные перепады давления:

Из расчёта делаем вывод, что трубопровод работает в нормальном режиме. Погрешность между фактическими показателями и расчетными не превышают 5%.

Таблица 2.3

Исходные данные

Наименование параметра. Значение параметра. Длина 1 участка L₁=1500 м Внутренний диаметр труб на 1 участке D₁=104 мм Общий объемный расход смеси на 1 участке Q₁=170 м³/сут Объемное расходное газосодержание на 1 участке a1=20 % Плотность нефти rн=807 кг/м3 Плотность газа rг=1, 1 кг/м3 Динамическая вязкость нефти mн=2, 53× 10-3 Па с Динамическая вязкость пластовой воды mв=1, 1× 10-3 Па с Динамическая вязкость газа mг=2, 1× 10-6 Па с Абсолютная шероховатость труб е=10-3 м Массовое газосодержание на 2 участке c₁=0, 062 Разность геофизических отметок конца и начала трубопровода Δ z=0

Таблица 2.4

Параметры трубопровода

Наименование трубопровода	Год ввода	Диаметр х толщина стенки, мм	Протяженность трубопровода, м
скв.157 – АГЗУ-2	2002	114х5	1500

Таблица 2.5

Таблица 2.6

Определение методики расчета

W,		Методика расчета
До 100	Свыше 1000	Локкарта-Мартенелли
Свыше 100	Свыше 1000	Чисхолма
Независимо	До 1000	Фриделя

Так как и , то применяем методику Чисхолма.

Исходное уравнение:

(2.15)

- гипотетические потери давления, которые были бы, если бы по трубопроводу текла только жидкость с удельным массовым расходом равным удельному массовому расходу всего двухфазного потока.

Найдем , воспользовавшись формулами Дарси-Вейсбаха (2.2-2.9):

- средняя скорость течения нефти, м/с, определяем по формуле:

где m - динамическая вязкость нефти, Па× с.

где - плотность нефти, кг/м³.

Определим режим движения для трубопровода. Для этого определим числа Рейнольдса Re, Re_пер1и Re_пер2.

где v – средняя скорость движения нефти в трубе, м²/с.

Так как Re> 2320 то режим течение на участке - турбулентный. Турбулетное течение может быть трех типов:

- если , то это режим гидравлических гладких труб;
- если , то это режим переходной зоны;
- , то это режим квадратичного трения.

где e – относительная шероховатость внутренней стенки трубы.

где е – абсолютная шероховатость труб, м.

Находим число Рейнольдса на участке:

Так как Re_пер1< Re< Re_пер2, следовательно, имеем режим переходной зоны на нашем участке. Для режима переходной зоны определяется по формуле Белоконя:

По формуле определим среднюю скорость течения жидкости, м/с:

По формуле (2.1) найдем потери в трубопроводе на участке:

Определим параметр Чисхолма для шероховатых труб:

(2.16)

Найдем массовое газосодержание:

(2.17)

где

Тогда:

Для шероховатых труб: .

Таблица 2.7

Определение параметра В

Г²	W, кг/м^2.с	Параметр В
До 90 От 90 до 784 Свыше 784	До 500 От 500 до 1900 1900 и более До 600 Свыше 600 Независимо	4, 8 2400/W

В нашем случае

Найдем перепад давлений по формуле (2.14):

Сравним фактические и рассчитанные перепады давления:

Скважина №157:

Из расчёта делаем вывод, что трубопровод работает в нормальном режиме. Погрешность между фактическими показателями и расчетными не превышают 5%. Это говорит о том, что внутри трубопровода отсутствуют отложения, которые увеличивают потери на трение из-за уменьшения внутреннего диаметра трубопровода.

Технологический расчет

Сепаратор находится на ДНС Тверская. Отделяется только газ. Последовательность аппаратов: сепаратор, отстойник. Расход аппарата равен суммарному дебиту двух месторождений и составляет 1885 м³/сут (значение взято с блок-схемы системы сбора).

Так как на сепаратор жидкость поступает с двух месторождений, то рассчитаем исходные данные для расчета:

1. Обводненность продукции:

(2.18)

2. Вязкость эмульсии:

µ_{н =} µ_{внешней среды} × (1 + 2.5+ + j +9, 3 j ² +50 j ³ )=1, 1*(1+2, 5*0, 82+9, 3*0, 82^2+50*0, 82^3)=2, 53 мПа*с (2.19)

3. Плотность нефти:

0, 807 кг/см³ ( 2.20)

4. Газонасыщенность жидкости, поступающей в сепаратор:

= 24 м³/т. (2.21)

5. Объемный состав газа в стандартных условиях:

Были рассчитаны все компоненты газа, учитывая что жидкость приходит с 2 месторождений (на примере рассчитано содержание метана):

(2.22)

Таблица 2.8

Исходные данные для расчета

1. Объемная нагрузка сепаратора по поступающей жидкости:		м³/сут.
2. Обводненность продукции:
3. Рабочее давление в сепараторе:		P = 0, 5МПа
4. Рабочая температура в сепараторе:		°С
5. Плотность сепарированной нефти в стандартных условиях:		кг/см³
6. Динамическая вязкость сепарированной нефти:		мПа × с
7. Газонасыщенность жидкости, поступающей в сепаратор:		м³/т.
8. Объемный состав газа в стандартных условиях		Константы равновесия
Азот	12, 83	130
Углекислый газ	1, 42	20
Метан	14, 84	32
Этан	18, 46	6, 8
Пропан	26, 08	2, 5
Изобутан	4, 72	1, 1
Нбутан	11, 62	0, 78
Изопентан	2, 8	0, 34
Нпентан	2, 09	0, 27
Нгексан	1, 21	0, 1
Гептан	0, 4	0, 037
Сероводород	3, 53	5, 76
Сумма	100

Значения констант фазового равновесия определяем из таблиц (практические занятия расчет сепаратора).

Константу же равновесия сероводорода находят расчетным путём по уравнению:

Сепаратор изображен на рисунке 2.2.

Рис 2.2

Порядок выполнения расчета:

1. Задаемся первым давлением схождения, которое для нефтегазовых систем должно быть не менее 35 МПа, но обязательно больше, чем давление в сепораторе. По справочным данным находим константы равновесия всех компонентов газа.

2. Рассчитываем состав смеси, поступающей в сепаратор:

Таблица 2.9

Объемный состав исходной смеси на входе в сепаратор

Z_i.0
1	0, 0129
2	0, 0020
3	0, 0181
4	0, 0419
5	0, 1190
6	0, 0433
7	0, 1459
8	0, 0773
9	0, 0721
10	0, 1108
11	0, 0983
12	0, 0089

3. Определяем в каком состоянии находится исходная смесь на входе в сепаратор - в однофазном или двухфазном:

Если:

то исходная смесь является жидкостью

где:

- мольная доля газовой фазы на входе в сепаратор;

- мольная доля жидкостной фазы на входе в сепаратор;

- мольная доля i – го компонента в жидкостной фазе на входе в сепаратор;

- мольная доля i – го компонента в газовой фазе на входе в сепаратор.

Если:

то исходная смесь является газообразной фазой

Если:

В нашем случае ни одно из указанных неравенств не выполняется,

Таблица 2.10

Мольные составы фаз внутри сепаратора

X_i	Y_i
0, 000987	0, 1283
0, 000710	0, 0142
0, 004637	0, 1484
0, 027147	0, 1846
0, 104320	0, 2608
0, 042909	0, 0472
0, 148974	0, 1162
0, 082353	0, 0280
0, 077408	0, 0209
0, 121000	0, 0121
0, 108108	0, 0040
0, 006128	0, 0353
∑ Xi = 0, 725	∑ Yi =1

5. Если: отличаются от 1, то решение повторяют, задавшись другим давлением схождения.

Однако, при осуществлении инженерных расчетов, повторение решения при ином давлении схождения обычно заменяют на корректировку полученных результатов, что объясняется не только отсутствием необходимых справочных таблиц, но и, как правило, небольшими отклонениями, полученными при давлении схождения (69, 5МПа), принятыми в РФ для нефтегазовых систем.

Поскольку, в силу неравновесности разгазирования нефти в сепараторе, фактический состав жидкости обогащен лёгкими углеводородами, а фактический состав газовой фазы обогащен тяжелыми углеводородами, в качестве компонента для корректировки выбирают исключительно метан, составляющий основную долю легких углеводородов.

Для жидкой фазы необходимую поправку (Δ ) вычисляют по формуле:

(2.16)

если:

Откорректированная доля метана в жидкой фазе в сепараторе будет найдена по формуле:

(2.17)

Откорректированную долю метана в газовой фазе в сепараторе нет необходимости находить, так как мы получили, что ∑ Yi =1.

6. Рассчитываем молекулярную массу отсепарированной нефти в стандартных условиях:

(2.18)

где:

- плотность разгазированной нефти в стандартных условиях.

7. Молекулярную массу остатка в стандартных условиях определяют по формуле института «Гипровостокнефть»:

(2.19)

1, 011*178, 6+60=240, 6

8. Находят молекулярные массы жидкой и газовой фаз в сепараторе:

(2.20)

(2.21)

9. Определяют отношение массы газовой фазы к массе жидкой фазы в сепараторе в любой момент времени:

(2.22)

10. Зная максимальную объемную нагрузку на сепаратор по жидкости (Q_ж) и обводнённость продукции (φ _в), найдём максимальную объёмную нагрузку на сепаратор по нефти:

(2.23)

Q_H =1885 (1-0, 82) =339, 3 м³/сут

11. Принимая плотность нефти в сепараторе равной плотности отсепарированной нефти для создания необходимого запаса надёжности, найдём массовую нагрузку сепаратора по нефти:

(2.24)

12. Найдём массовую нагрузку на сепаратор по газу:

(2.25)

13. Рассчитаем объёмную нагрузку на сепаратор по газу:

(2.26)

Результаты расчета.

Поскольку объем фактически поступающей продукции больше, чем его расчетная пропуская способность при данных условиях, то сепаратор перегружен, требуется оптимизация работы, установка дополнительного сепаратора.

Механический расчет

Нефтегазоосепаратор предназначен для сепарации нефти и попутного газа в промысловых установках подготовки нефти к транспорту.

Условное (расчетное) давление в аппарате – 5 кгс/см² (0, 5 Мпа).

Расчетная температура стенки – +100С (373К).

Рабочая среда – газ. Характеристика среды взрывоопасная, высокотоксичная.

Максимальная производительность сепаратора 5000 тыс.м³/год.

Рабочий объем аппарата – 180 м³. Номинальный – 200 м³.

Расчет обечайки, работающей под избыточным внутренним давлением:

Материал обечайки сталь 16ГС ГОСТ 5520-79;

Температура стенки расчетная 100 °С;

- внутренний диаметр сосуда или аппарата;

- избыточное расчетное внутреннее давление;

- допустимое напряжение при расчетной температуре;

 _р=1, 0 – коэффициент прочности продольного сварного шва;

Расчет:

Исполнительная толщина стенки обечайки:

где - сумма прибавок к расчетной толщине стенки

Принимаем

(2.24)

где - прибавка к расчетной толщине обечайки для компенсации коррозии и эрозии;

- прибавка для компенсации минусового допуска;

- прибавка технологическая.

- расчетная толщина стенки обечайки;

(2.25)

Принимаем

Допускаемое избыточное внутреннее давление:

(2.26)

Формулы применимы при выполнении условия:

Расчет выполнен по ГОСТ 14249-80.

Таблица 2.11

Исходные данные

Характеристика	Значения
1. Реальный расход эмульсии	Q= 2067
2. Длина отстойника	м
3. Радиус отстойника	м
4. Высота водяной подушки	м
5. Максимальный взлив	м
6. Минимальный взлив	м
7. Объемная доля дисперсной среды до отстоя
8. Объемная доля дисперсной среды после отстоя
9. Плотность дисперсной среды
10. Плотность дисперсной фазы
11. Вязкость дисперсной среды

Чертеж отстойника представлен на рисунке 2.1

РАСЧЕТ:

Расчет базируется на ряде следующих положений, качественно описывающих реальную картину гравитационного осаждения полидисперсной эмульсии в типа В/Н в стесненных условиях в двигающей жидкости.

1. За время прохождения эмульсии от входа до выхода отстойника концентрация дисперсной фазы изменяется как вдоль аппарата, так и по его высоте.

2. За время прохождения эмульсии от входа до выхода отстойника ее вязкость изменяется как вдоль аппарата, так и по его высоте.

3. За время прохождения эмульсии от входа до выхода отстойника ее линейная скорость изменяется как вдоль аппарата, так и по его высоте.

Такой сложный характер поведения реальной эмульсии в аппарате неизбежно требует ряда упрощений:

Рис 2.1

Пренебрежем толщиной входного слоя, который образуется между нефтью и водяной подушкой.

Будем вести расчет, используя понятие ( ).

Будем считать время отстоя равным среднему времени движения эмульсии вдоль зоны отстоя.

Так как объемная доля дисперсной фазы системы входящей в отстойник больше 70%, а при данном условии происходит самопроизвольная инверсия фаз, то проведем 2 расчета: при понижении объемной доли дисперсной фазы от 85 до 70% и от 70% до 20%.

Схема горизонтального отстойника

Зная и , с помощью таблице 2.1. определяют минимальный размер капель дисперсной фазы ( ), которые удаляются в данном отстойнике.

Таблица 2.12

Глава 3. ОХРАНА ТРУДА

Таблица 3.2

Продолжение таблицы 3.2

1	Площадка теплообменников сырой и стабильной нефти	Ан	В-1г	IIВ-Т3	1б
2	Нефтенасосная	А	В-1а	IIВ-Т3	1б
3	Площадка электродегидраторов и шаровых отстойников	Ан	В-1г	IIВ-Т3	1б
4	Площадка колонны стабилизации	Ан	В-1г	IIВ-Т3	1б
5	Бензонасосная	Ан	В-1а	IIВ-Т3	1б
6	Площадка печей	Ан	В-1а	IIВ-Т3	1б
7	Площадка бензосепараторов	Ан	В-1а	IIВ-Т3	1б
8	Площадка для хранения метанола	Ан	В-1г	IIА-Т2	1б
9	Операторная	Д	-	-	-

Приборы контроля и автоматики могут применяться лишь те, которые допущены комитетом стандартов к применению. Их поверка, регулировка и ремонт должны осуществляться в соответствии с правилами организации и проведения проверки измерительных приборов и контроля состояния измерительной техники и с соблюдением стандартов и технических условий. Над КИПиА должен быть установлен надзор. Приборы должны находятся в состоянии, обеспечивающем безотказную и правильную работу.

Производство газоопасных, огневых, земляных работ без оформления наряда-допуска не разрешается.

Курить разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах.

Во время работы объекта необходимо обеспечить контроль за технологическими параметрами, указанными в п. 4 технологического регламента. Изменение величины давления должно производиться медленно во избежание возможных деформаций. Показания КИП на щите должны периодически проверяться дублирующими приборами, установленными непосредственно на источнике замера.

Электрическая часть объектов должна обслуживаться электротехническим персоналом. Работники, не обслуживающие электроустановки, могут допускаться в электроустановки в сопровождении оперативного персонала, обслуживающего данную электроустановку, имеющего группу IV - в электроустановках напряжением выше 1000 В, и имеющего группу III - в электроустановках напряжением до 1000 В, либо работника, имеющего право единоличного осмотра. Сопровождающий работник должен осуществлять контроль за безопасностью людей, допущенных в электроустановки, и предупреждать их о запрещении приближаться к токоведущим частям.

Напряжение на электротехническое оборудование должно подаваться и сниматься с него дежурным персоналом ООО «Энергонефть - Самара» по заявке от начальника установки № 2. При возникновении пожара на установке напряжение должно быть снято.

Процесс подготовки нефти, осуществляемый на установке № 2, связан с рядом опасных и вредных факторов:

· высокое давление в аппаратах и трубопроводах;

· токсичность и взрывопожароопасность больших объемов подготавливаемой нефти и газа;

· возможность накапливания зарядов статического электричества на оборудовании;

· коррозионная агрессивность сероводорода и пластовой воды;

· токсичность химреагентов, сварочных аэрозолей;

· наличие печей, теплообменного, динамического оборудования.

· Все это создает опасность для обслуживающего персонала.

Наличие высокого давления в аппаратах, трубопроводах и превышение его норм, предусмотренных технологическим режимом, может привести к разрыву емкостного оборудования с выбросом в воздух рабочей зоны вредных веществ.

Разлив нефти и выброс в воздух рабочей зоны попутного газа в случае разгерметизации трубопроводов и оборудования, в результате нарушения правил эксплуатации, норм технологического режима, порядка проведения ремонтных работ создает опасность загрязнения окружающей среды и отравления персонала.

Попутный нефтяной газ способен в смеси с атмосферным воздухом образовывать взрывоопасные смеси, которые могут самовоспламеняться и взрываться и тем более при наличии огня или искры. Взрыв или возгорание добываемого углеводородного сырья может привести к серьезным разрушениям наземных сооружений и зданий, а также гибели персонала.

При движении жидкости по трубопроводам и аппаратам могут образовываться заряды статического электричества, которые при разрядке могут образовывать искру и привести к возгоранию и взрыву углеводородного сырья.

Коррозионная агрессивность сероводорода, содержащегося в подготовливаемой нефти, приводит к образованию свищей на трубопроводах и аппаратах, сопровождающихся выбросом в окружающую среду вредных веществ, что опасно для жизни обслуживающего персонала.

Наиболее опасными местами являются:

· вращающиеся части насосного и компрессорного оборудования (возможность получения физической травмы);

· площадки печей и теплообменного оборудования;

· канализационные колодцы (возможность скапливания сероводорода и тяжелых углеводородных газов, что может привести к отравлению обслуживающего персонала);

· места отбора проб (вероятность попадания нефтепродукта на кожу рук, одежду и проникновения его паров через органы дыхания);

· различное электрооборудование (вероятность поражения электрическим током);

· площадка для обслуживания аппартов, расположенных на высоте, особенно в условиях оледенения в зимнее время (возможность получения физической травмы).

Наиболее опасными операциями являются:

· установка или снятие заглушек;

· розжиг печей;

· ремонт трубопроводов, аппаратов, запорной арматуры;

· пропаривание трубопроводов;

· чистка внутренней поверхности аппаратов;

· проведение огневых работ;

· проведение газоопасных работ;

· ремонт электрооборудования.

Вредными веществами на объектах являются нефть, попутный нефтяной газ, сероводород в составе углеводородного сырья, минерализованная пластовая вода, применимые химреагенты.

В случае возникновения аварийной ситуаций на объектах установки № 2 осуществляется принятие мер по ликвидации аварии в соответствии с планом ликвидации аварии (ПЛА).

Аварийная остановка установки или отдельных ее технологических блоков или систем осуществляется по следующим причинам:

отключение электроэнергии;

прекращение подачи сжатого воздуха к приборам КИПиА;

порыв технологических трубопроводов, нарушение герметичности емкостного оборудования;

пожар или взрыв на объектах установки.

Отключение электроэнергии

При отключении электроэнергии прекращается работа всего электрооборудования установки (электродвигатели насосов, компрессоров, электрозадвижки, приборы КИПиА и др.).

При прекращении подачи электроэнергии необходимо выяснить причину отключения и его длительность. При длительном отключении электроэнергии необходимо прекратить прием сырья на установку путем закрытия задвижек на входном и выходном коллекторе, закрыть задвижки на линиях подачи топливного газа на печи и линии отвода газа на ГКС. Также необходимо отсечь задвижками насосные агрегаты на их приеме и выкиде, прекратить подачу деэмульгатора на установку № 3/2 закрытия соответствующих задвижек.

При появлении электроэнергии произвести пуск оборудования установки согласно разделу 6 данного регламента.

Аварийная остановка печи

При угрозе загазованности территории вокруг печи необходимо аварийно остановить печь для чего необходимо:

· вызвать пожарную команду;

· сообщить старшему оператору;

· аварийно потушить печь, закрыть задвижки на казовой линии, подать пар в камеру сгорания, коробку ретурбентов.

В случае прогара змеевиков в печи дополнительно необходимо:

· закрыть задвижки на входе сырья в печь;

· открыть задвижку сброса нефти в аварийную емкость АЕ-2/4;

· после понижения давления в змеевиках печи ниже давления пара (0, 15 – 0, 25 МПа) подать пар по всем ниткам печи для вытеснения продукта в аварийную емкость АЕ-2/4.

Месторождение Сигнал Хил (США)

Месторождение расположено в окрестностях крупного города (Лос-Анджелес) и разрабатывается компанией Шелл. Годовой объем добычи невелик и составляет 0, 05 млн.т

Рис.4.1

Предполагаемый уровень добычи 0, 5 млн.т в год. Месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления путем закачки воды. Обводненность нефти достигает 88 %. Технологическая схема сбора и обработки продукции скважин представлена на рис. 2.5. Нефть со скважин через манифольдную линию после обработки деэмульгатором поступает на ступень сепарации, где замеряется газ и нефть, а затем — в два трехфазных сепаратора второй ступени, из которых осуществляется предварительный сброс воды. Окончательно нефть обезвоживается в двух промывных резервуарах объемом 830 м³ каждый, которые были смонтированы вместо имевшихся здесь ранее электродегидраторов ввиду их неэкономичности. Пребывание в них нефти составляет несколько суток. Естественная температура нефти 21°С, дополнительный подогрев не применяется. Обезвоженная нефть перетекает в резервуар товарной нефти (800 м³), а замер ее и определение качества осуществляются с помощью объемного счетчика и влагомера системы ЛАКТ. Несмотря на небольшое количество газа и нефти, резервуары герметизированы, используются в качестве концевой ступени сепарации и оборудованы системой отбора легких фракций, включающей небольшой вакуум-компрессор. Отобранный газ полностью утилизируется. Пластовая вода в количестве 1000 м³/сут очищается напорными фильтрами (четыре секции) в двух секциях флотаторов, использующих в качестве флотагента нефтяной газ. Теоретическая производительность флотационой установки составляет 2, 4 тыс.м³/сут. Каждая секция снабжена двумя флотационными головками. Содержание примесей в воде до очистки составляет 100 мг/л, а после — 5 мг/л. Очищенная вода (1, 0 тыс.м³) после флотаторов попадает в резервуары, где смешивается с пресной водой (8, 4 тыс.м³). Уловленная пленочная нефть собирается в резервуаре объемом 500 м³, а вода после дополнительной очистки на песчаных фильтрах закачивается в пласт.

На территории промысла имеется здание, в котором расположены насосная, пульт контроля и управления, лаборатория. Оборудование скважин на территории промысла размещается в бетонированных траншеях, над которыми располагается стоянка автомашин.

Месторождение Ландау (ФРГ)

Основные нефтяные районы ФРГ в настоящее время - северо-западный бассейн. Рейнская долина и Маласский бассейн. В стране насчитывается около 100 нефтяных месторождений, суммарная добыча нефти которых достигает 8 млн.т в год. Значительная часть месторождений малопроизводительна. В стране имеется лишь около десяти месторождений с годовой добычей 200—600 тыс.т. К месторождениям этого типа относятся Рулермоор, Георгсдорф, Хан-ценсбюттель, Гоонэ, Гиснгаген, Штеймбке, Гейде, Райтбрук, Ландау и др. Степень подготовки нефти на промыслах ФРГ определяется требованиями к ее качеству со стороны нефтеперерабатывающих заводов и уровнем затрат, необходимых для обезвоживания нефти до того или иного уровня.

В ФРГ приняты следующие ограничения к качеству нефти, поступающей с промыслов на нефтеперерабатывающие заводы; содержание воды в нефти — менее 1 % по объему, содержание солей в пересчете на NaCl — менее 200 мг на один кг нефти. Если нефтяной кокс, изготавливаемый из продуктов этой нефти, предполагается использовать для изготовления электродов в алюминиевой или сталелитейной промышленности, то вводятся ограничения и на содержание в ней золы, которое не должно превышать в данном случае 200 мг/кг нефти.

Вид анализа для оценки качества нефти определяется минерализацией пластовой воды. Если минерализация пластовой воды превышает (в пересчете на NaC1) 20 г/л, то анализ осуществляют только на содержание солей, а если меньше — то критерием качества нефти служит содержание в ней воды. Наиболее интересна схема подготовки нефти на месторождении Ландау, нефть которого содержит в себе большое количество парафина и отличается повышенной вязкостью.

Рис.4.2

Месторождение Ландау относится к Верхне-Рейнской провинции и расположено на юге ФРГ. Месторождение разрабатывается с поддерживанием пластового давления за счет заводнения. Объем закачиваемой воды достигает 600 т/сут. Около 100 добывающих скважин обеспечивают добычу 400 - 600 т/сут (1969 г.) нефти обводненностью до 40 %. Нефть парафинистая (15%), вязкая, с температурой застывания 30º С, плотностью 0, 84 г/см³. Пластовая вода содержит 10—12 % растворенных в ней солей. Борьба с парафином в промысловом оборудовании осуществляется с помощью депрессатора типа сепапар (фирма " БАСФ" ), закачиваемого в скважины один раз в неделю. Расход депрессатора составляет 15 г/т. Сбор нефти проводится на центральном пункте, являющемся одновременно и базой промысла (рис. 2.6). Давление на устье скважин летом составляет 1, 0 МПа, а зимой возрастает до 6, 0 МПа, что значительно затрудняет перекачку нефти.

В отличие от рассмотренного выше случая, деэмульсация нефти осуществляется по комбинированной схеме, предусматривающей работу подогревателей-деэмульсаторов в блоке с промысловой системой сбора. Дляэтого на крайних участках месторождения в трубопроводы вводится реагент сепароль 9172 (БАСФ) из расчета 15 г/т. Нефть из скважин поступает на пункт предварительного нагрева и сброса воды, расположенный на территории промысла, что обеспечивает возможность ее дальнейшего транспортирования. На пункте подогрева работают три вертикальных сепаратора-подогревателя, в которых нефть нагревается от 25 до 42 °С. Время пребывания нефти в сепараторах около 0, 5 ч, часть воды при этом сбрасывается. Вода очищается от нефти в ловушке и после дополнительной очистки на фильтрах закачивается в пласт. Нефть с остаточным содержанием воды 5 — 10 % по трубопроводу длиной около 5 км транспортируется на базу промысла, где подвергается дальнейшей деэмульсации в пяти вертикальных сепараторах-подогревателях фирмы " Нейшенел Тэнк Компани" (четыре в работе, один — в резерве) при температуре 60 °С. Остаточное содержание воды в нефти после деэмульсаторов составляет 1—3 %. Обезвоженная нефть поступает в резервуар товарной нефти, из которого также сбрасывается выделившаяся вода, после чего нефть с остаточным содержанием воды порядка 0, 2 % и солей 200 -250 мг/л (после предварительного подогрева) откачивается на НПЗ в Людвигсхафен. Обслуживание промысла, включающего механические мастерские и производство ремонтных работ на скважинах, осуществляется персоналом в 30 человек.

Месторождение Магнолия (США)

Систему устройства и подготовки нефти небольших месторождений, разрабатывающих залежи нефти, содержащей сероводород, можно рассмотреть на примере месторождения Магнолия (штат Арканзас). Основными особенностями месторождения и принятойсистемы обустройства являются: применение групповой герметизированной системы сбора и обработки продукции скважин (четыре групповые установки для замера и учета нефти), направляемой на центральный пункт; ежедневное измерение добытого газа счетчиками; автоматический замер скважин по предварительно составленной программе; применение раздельной системы сбора и оборудования для обводненной и безводной нефти; полная герметизация технологических процессов; применение системы улавливания легких фракций из резервуаров и емкостей. Система сбора рассчитана на сбор и обработку 2777 м³ нефти в сутки. Производительность скважин на месторождении изменялась от 16 до 317 м³/сут, продукция которых сосредоточивалась на четырех групповых промежуточных пунктах, расположенных в различных частях месторождения. Расположение групповых установок выбиралось исходя из соображений удобства их обслуживания с учетом рельефа местности. Каждая из групповых установок запроектирована с учетом возможности приема продукции близлежащих скважин, объема, газового фактора и обводненности добываемой нефти (рис. 2.7).

На групповой установке расположены сепараторы: первый для обводненной нефти, второй для безводной. Третий сепаратор является замерным. Раздельный сбор обводненной и безводной нефти обусловлен экономическими соображениями, так как позволяет резко уменьшить эксплуатационные затраты на деэмульсацию нефти. Безводная нефть направляется на центральный сборный пункт, минуя деэмульсатор, включенный в состав оборудования групповой установки. Распределительная гребенка позволяет направлять продукцию скважин в любой из сепараторов или деэмульсатор. Направление продукции скважин на замер осуществляется автоматически по программе.

Манифольд объединен в блок с панелью контроля уровня жидкости в любомиз вспомогательных аппаратов. Это позволяет при повышении заданного уровня автоматически закрыть все скважины, продукция которых поступает в эти емкости. Отключающие устройства — главное звено, обеспечивающее нормальную работу объекта и скважин в целом.

Рис. 4.3

При неисправностях на центральном сборном пункте перекрываются задвижки на трубопроводах, идущих от групповых установок, что может привести к переполнению емкостей на групповых установках, автоматические устройства которых в свою очередь закрывают скважины. Для устранения аварии задвижки автоматически возвращаются в нормальное положение и скважины включаются в работу. Газ первой ступени сепарации с групповых установок по газопроводу направляется на центральный сборный пункт и затем — на продажу. Газ из деэмульсаторов нескольких групповых установок проходит различный путь. В соответствии с одним из них, газ из деэмульсаторов подается на прием компрессора и после некоторого сжатия направляется в линию низкого давления. Другой вариант состоит в смешении этого газа с нефтью в трубопроводе к центральному сборному пункту (ЦСП) и в последующей сепарации на его концевой ступени. Когда скважина переключена на замер, газ, идущий из замерного сепаратора, измеряется с помощью счетчика высокого давления диафрагменного типа, фиксирующего суточный газовый фактор. Газ из деэмульсаторов также измеряется ежесуточно с помощью счетчика низкого давления. На некоторых групповых установках применяют по два счетчика, устанавливаемых параллельно после замерных сепараторов, что обусловлено производительностью скважин.

Месторождение Нигерии

На рис. 2.8 приведена технологическая схема обработки продукции скважин одного из месторождений Нигерии, разрабатываемого в шельфовой зоне Атлантического океана. На месторождении добывалось около 12, 7 млн. м³ нефти в год. Обводненность нефти составляет 2, 5 %, минерализация пластовой воды 12 г/л, а рН—8, что несколько снижает коррозию оборудования. Деэмульсация нефти в значительной мере затруднена в связи с большим количеством в ней кристаллического парафина. Нефть на месторождении обезвоживается в герметизированных резервуарах, а блочные деэмульсаторы используются лишь для обработки промежуточного слоя.

Нефть, поступающая с морских платформ с введенным в нее деэмульгатором (дислован 20 г/т), проходит две ступени сепарации и глубоко отделяется от газа. Подача нефти в сепараторы второй ступени и в резервуары-отстойники осуществляется с помощью насосов. Отсепарированная нефть поступает через распределительные устройства, выполненные в виде маточника, в четыре параллельно и непрерывно работающих резервуара объемом 10 тыс.м³ каждый. Отстоявшаяся в них нефть с остаточным содержанием воды менее 1 % с помощью поворотных труб отбирается из верхней части резервуаров и насосами откачивается в резервуары товарной нефти, расположенные в порту и снабженные плавающими крышами для снижения потерь легких фракций.

Технологическая схема подготовки нефти с применением резервуаров и деэмульсаторов (Нигерия)

1 - скважины; 2 - ввод деэмульгатора; 3, 4 - выход газа первой и второй ступеней; 5, 6 — насосы; 7 - технологические резервуары-отстойники; 8 - технологический резервуар для обработки промежуточного слоя; 9 - линия отбора газа из резервуаров; 10 — насос для обезвоженной нефти; 11 — дополнительный ввод деэмульгатора; 12 - насос для отбора промежуточного слоя; 13 - деэмульсаторы; 14 - резервуары товарной нефти; 15 - резервуары для дренажной воды; 16 - линия обработанного промежуточного слоя; 17 — сброс дренажной воды; 18 – насос.

Рис. 4.4

Донный осадок в виде концентрированной эмульсии вместе с ловушечной нефтью очистных сооружений насосом перекачивается в двадеэмульсатора-подогревателя, перед которыми в поток дополнительно вводится дисолван из расчета 5 г/т. Температура нагрева эмульсии составляет 70 — 85 °С. Отделившаяся в деэмульсаторах вода направляется на очистные сооружения, а нефть попадает в отдельно стоящий резервуар, предназначенный для дополнительного отстоя эмульсии после обработки в деэмульсаторах. Качество нефти улучшается также и в резервуарах товарной нефти, расположенных в порту. Донный осадок из них вместе с выделившейся водой направляется на очистные сооружения, а очищенная вода сбрасывается в Атлантический океан.

Основная особенность рассмотренной технологической схемы -обезвоживание нефти в больших объемах (12, 7 млн.м³ в год) в герметизированных технологических резервуарах при естественной температуре потока. Тепловой обработке, учитывая, что затраты на тепло обычно намного превышают затраты на деэмульгатор, подвергается лишь концентрированный донный осадок.

Месторождение Бачакеро (Венесуэла)

Несколько иная технологическая схема принята для обезвоживания тяжелой нефти месторождения Бачакеро (Венесуэла). В капиталистическом мире Венесуэла занимает по добыче нефти одно из первых мест. Добыча нефти осуществляется на большом числе месторождений (около 150), расположенных в основном на территории шести штатов. Наиболее крупные месторождения находятся в Западной Венесуэле в районе озера Маракайбо. Месторождение открыто в 1930 г. Дебит скважин, пробуренных на площади Бачакаро, достигал 600 м^з/cyт. Годовая добыча составляла около 35 млн.т/год нефти. Около 13 млн.т нефти к этому времени добывалось вместе с водой и подлежало деэмульсации. Содержание воды в нефти достигало 6 %. В этой связи инженерами американской компании " Креол петролеум корпорешн" были проведены интересные исследования, разработаны и внедрены рекомендации по экономичному обезвоживанию такого необычно большого для мировой практики количества нефти, подготавливаемого в одном пункте. Пока объем обводненной нефти (плотность 0, 97 г/см³) был невелик, ее обезвоживание осуществлялось в трех химэлектродегидраторах общей производительностью около 2, 5 мли.т/год. Увеличение добычи нефти в этом районе в 5, 5 раза ограничивалось неэкономичностью подготовки нефти в деэмульсаторах, которых потребовалось бы для этой цели более двух десятков (на объем добычи 15 млн. т). Расчеты, выполненные компанией, показали, что гораздо экономичней подготавливать нефть в двух технологических резервуарах больших объемов, имевшихся в товарном парке, в комплексе с нагревательной печью, используя эффекты предварительной обработки эмульсии реагентом в трубопроводах, соединяющих групповые установки на эксплуатационных платформах с товарным парком. Для полного удаления газа из нагретой нефти перед ее поступлением в технологические резервуары и для предотвращения ценообразования рядом с ними и чуть выше были смонтированы на технологических трубах небольшие сепараторы, работающие при атмосферном давлении. Резервуары имели также газовую обвязку. В технологических резервуарах, кроме распределительного устройства, были смонтированыспециальные спиральные и зигзагообразные перегородки, удлиняющие путь нефти при ее всплывании в водном объеме резервуара, и устройство для поддержания постоянного уровня дренажных вод.

Технологическая схема обезвоживания нефти (Венесуэла)

1 — групповые установки; 2 — дозатор; 3 — сепаратор; 4 —газовая линия; 5 - теплообменники; 6 — горячий сепаратор; 7 - технологический резервуар; 8 - линия товарной нефти; 9 - газовая линия; 10 - насос; 11 - дренажная линия; 12 - насос; 13 - печи; 14 - линия горячей дренажной воды; 15 - буферный резервуар; 16 - линия дренажной воды на очистку

Рис. 4.5

Нефть нагревалась горячей дренажной водой, забираемой насосами из технологических резервуаров и прокачиваемой через 11 нагревательных печей, установленных в товарном парке. В эксплуатацию было введено два технологических резервуара объемом 12, 75 и 24, 0 тыс.м³ соответственно. Подготовка нефти проводилась по следующей схеме. В дегазированную и обработанную реагентом на промыслах эмульсию (из расчета 100—150 г/т жидкости) перед входом в резервуары вводят дренажную воду в соотношении 1: 1 при температуре, обеспечивающей нагрев смеси до 82 — 85 °С. Горячая смесь поступает в сепаратор, где осуществляется ее горячая сепарация при атмосферном давлении, и под действием силы тяжести стекает по сливной трубе в центр технологического резервуара под слой дренажной воды, в котором благодаря спиральным перегородкам медленно всплывает, двигаясь от центра к его стенкам. Обезвоженная нефть из нефтесборных лотков в верхней части технологических резервуаров стекает по отводной трубе (рис.2.9).

Применение этой схемы позволило эффективно решить проблему обезвоживания 13 млн.т/год тяжелой нефти. Компания считает, что эффективность этой технологии, низкая себестоимость и несложность управления процессом позволяют рекомендовать ее для подготовки меньших объемов легких нефтей. Циркулирующая в системе пластовая вода, по мнению специалистов компании, не создает больших неудобств, так как коррозия оборудования и отложения солей в печах и технологическом резервуаре незначительны.

Месторождение (Иран)

Обессоливание нефти на месторождениях, содержащих сероводород, применяется редко и осуществляется по более сложным технологическим схемам. Для удаления сероводорода из нефти используют продувку нагретой до 100—120°С нефти чистым углеводородным газом. Продувку осуществляют в отпарной колонне специальной конструкции. Так, на одном из промыслов Ирана с общей добычей нефти около 22 000 м³/сут плотностью 0, 86 г/см³, содержащей 7 % пластовой воды минерализацией 140—165 г/л, содержание сероводорода достигало 2000 мг/л. Для удаления основного количества газа и сероводорода из нефти сепарация ее проводится в две ступени, причем на второй ступени предусмотрено использование трехфазных аппаратов, позволяющих сбрасывать свободную пластовую воду (рис. 2.11). Остаточное содержание воды в нефти после предварительного сброса составляет около 3 %. Отделение нефти от сероводорода до 30 — 50 мг/л осуществляется в отпарной колонне при температуре 115°С и времени обработки нефти в течение 13 мин. Здесь же в связи с высокой температурой нагрева и присутствием в нефти деэмульгатора происходит глубокое разрушение эмульсии перед ее поступлением в электродегидратор. Освобожденная от значительного количества воды и сероводорода разрушенная эмульсия подвергается дальнейшей обработке в три ступени, две из которых представлены электродегидраторами и третья - товарным резервуаром, выполняющим технологические функции.

Рис.4.6

Содержание воды в нефти на входе в электродегидраторы составляет 4 %, а время обработки нефти в них на каждой из ступеней не превышает 13 мин. Содержание воды в нефти на выходе из дегидратора первой ступени снижается до 0, 2 %, а солей - до 330 мг/л. Перед второй ступенью в поток нефти вводится промывочная вода, которая затем по выходу из электродегидратора подается на прием аппарата первой ступени. Остаточное содержание воды и солей в нефти на выходе второй ступени обессоливания составляет 0, 2 % и 120—300 мг/л. Дальнейшее снижение содержания солей в нефти до 30 мг/л достигается в технологическом резервуаре и при последующих товарно-транспортных операциях. Дозировка реагента типа дисолван 4462 осуществляется перед первой ступенью сепарации из расчета 8—12 г/т.

Ингибитор коррозии типа додиген 5462 вводится в поток нефти на групповой установке, а пеиоподавляющее вещество силиконового типа марки АК-6000 - перед сепараторами и продувочной колонной.

Выводы

За рубежом принято различать месторождения, принадлежащие мелким собственникам, и месторождения, принадлежащие крупным нефтедобывающим компаниям. Это самое главное, что отличает нефтегазовую промышленность в России и зарубежных странах, поэтому рекомендовать какие-либо особенности из приведенных схем не является возможным.

В случае мелких собственников, территория месторождения расчленяется на несколько участков, принадлежащих различным владельцам. Добыча нефти на этих участках обычно осуществляется сравнительно небольшим числом скважин (вплоть до 1 – 2) и не превышает нескольких десятков или сотен тонн в сутки. Владелец участка продаёт свою нефть нефтепроводным компаниям, имеющим свои системы трубопроводов и резервуарных парков, расположенных либо на территории участков, либо вблизи от них. Качество продаваемой нефти должно соответствовать требованиям, указанным в контракте, в противном случае, участок отключается от сборного коллектора. Это вынуждает владельцев участков осуществлять весь цикл подготовки продукции даже от одной малодебитной скважины. Разумеется, в таких условиях централизованные системы сбора невозможны, а технологические схемы подготовки продукции характеризуются исключительным многообразием.

Во втором случае, особенно характерном для стран Ближнего и Среднего Востока, схемы сбора выполнены по лучевой или групповой схеме, но подготовка продукции в подавляющем большинстве случаев полностью осуществляется на промысловых сборных пунктах или даже у отдельных скважин, а на ЦПС подготовке подвергается лишь нефть, сбрасываемая из резервуаров при их очистке, причём, в целом, технологические схемы не стандартны.

Так на месторождениях Среднего Востока, разрабатываемых такими гигантами как «Стандарт ойл», «Ройял датч» и «Бритиш петролеум» основными объектами обустройства являются так называемые групповые установки, обслуживающие обычно 8 – 12 скважин, в радиусе 8 – 10 км. На них кроме замера дебита осуществляется многоступенчатая сепарация (число ступеней до 7, что обеспечивает не только качественное отделение нефти от газа, но и стабилизацию нефтей), очистка нефти от растворённого сероводорода, очистка газа от сероводорода и откачка продукции. Характерной особенностью является отсутствие процессов обезвоживания и обессоливания, ибо в подавляющем количестве продукции месторождений Среднего Востока вода отсутствует даже после 50 – 60 лет эксплуатации.

Размещено на Allbest.ru

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Учеб.для вузов – М.: Альянс, 2005.

2. Хафизов А.Р., Пестрецов Н.В., Чеботарев В.В. и др. Сбор и подготовка нефти и газа. Технология и оборудование. Учебное пособие – 2002.

3. Ишмурзин А.А., Храмов Р.А. Процессы и оборудование системы сброса и подготовки нефти, газа и воды. Учебник для вузов - Уфа: УГНТУ, 2003.

4. Szilas A.P. Production and transport of oil and gas, Gathering and Transportation - Elsevier Science Publishing Company, 1996.

5. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А. Химические реагенты для добычи нефти.Справочник рабочего — М.: Недра, 2013.

6. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти за рубежом. - М.: Недра, 1983.

7. Лебедьков А.Е., Кан А.В., Андреев А.Е., Лушникова Л.В. Справочник инженера по подготовке нефти. Учебное пособие - Нефтеюганск, 2015.

8. Кабиров М.М., Гумеров О.А. Сбор, промысловая подготовка продукции скважин. Учебное пособие - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2014.

9. Журнал «Нефтяное хозяйство»

10. Курс лекций и практических занятий по дисциплине «Сбор и подготовка нефти, газа и воды».

11. www.fips.ru – сайт Федерального Института Промышленной Собственности.

12. Технологический проект разработки Тверского нефтяного месторождения Самарской области ОАО «Самаранефтегаз».

13. Технологический регламент ДНС Тверская.

14. Технологический регламент УПСВ Горбатовская.

15. Технологический регламент УПН Нефтегорская.

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Сбор и подготовка нефти, газа и воды»

на тему: «Сбор и подготовка нефти, газа и воды Тверского месторождения»

ВЫПОЛНИЛ	Сизикин Д. А. 4-НТФ-5
	(студент, курс, группа)
ПРОВЕРИЛ	Руководитель курсового проекта
	Борисевич Ю.П.
	(фамилия, имя, отчество)
Допуск к защите
	_(дата)

	(оценка и роспись руководителя)

г.Самара

2016 г.

Утверждаю

зав.каф. РиЭНиГМ

__________ В.В.Коновалов

«___» ________

ЗАДАНИЕ № 1

На курсовой проект

по дисциплине «Сбор и подготовка нефти, газа и воды»

(вшивается в пояснительную записку)

Организация: Самаранефтегаз

Месторождение: Тверское

6. Проанализировать работу АГЗУ (см. методические указания) и обосновать их замену, если она необходима.

Привести тех.режим нагнетательных скважин.

При использовании для ППД пресной воды привести схемы водозабора и подготовки пресной воды.

10. Привести схему конкретного однофазного трубопровода.

Осуществить гидравлический расчет выбранного однофазного трубопровода (см. методические указания).

11. Привести схему конкретного двухфазного трубопровода.

Осуществить гидравлический расчет двухфазного трубопровода (см. методические указания).

13. Привести литературный и патентный обзор по темам, назначенным руководителем.

Лит. обзор на тему: Схемы сбора продукции на нефтяных месторождениях за рубежом

Пат.обзор на тему: Современные ингибиторы солеотлож

На лист А0 вынести схемы сбора, подготовки и ППД и сборочные чертежи 2 аппаратов.

Руководитель, Студент

к.х.н. доцент ________ факультет

_____________ Ю.П.Борисевич ________ курс

«___»_________ 201 г. ________ группа

________

«___»_________ 201 г.

Содержание

ВВЕДЕНИЕ. 5

Глава 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 7

1.1 Анализ системы сбора продукции скважин. 7

1.2 Анализ работы АГЗУ.. 18

1.3 Анализ ДНС Тверская. 27

1.4 Анализ УПСВ «Горбатовская». 32

1.5 Анализ УПН г. Нефтегорска. 43

1.6 Анализ системы ППД.. 56

Глава 2.ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 71

2.1 Гидравлический расчет простого однофазного трубопровода. 71

2.2 Гидравлический расчет простого двухфазного трубопровода. 75

2.3 Расчет нефтегазового сепаратора. 80

2.4 Технологический расчет отстойника. 91

Глава 3. ОХРАНА ТРУДА.. 97

3.1 Меры безопасности при работе на УПН.. 97

Литературный обзор на тему«Системы сбора продукции скважин за рубежом» 108

Патентный обзор на тем: «Современные ингибиторы солеотложения». 124

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.. 142

ВВЕДЕНИЕ

Любая система сбора нефти, газа и воды должна обеспечивать возможность осуществления следующих операций:

· Измерение количества продукции, получаемой из каждой скважины (дебита скважины);

· Сепарацию нефти и газа и подачу газа на пункты её подготовки или потребителям;

· Отделение от продукции скважин от свободной воды;

Обезвоживание и обессоливание добытой на поверхность нефти проводят для:

· Уменьшения транспортных расходов;

· Предотвращения образования стойких эмульсий;

· Снижения коррозионного разрушения промыслового, магистрального и заводского оборудования.

· Осушку и очистку нефтяного газа проводят для:

· Предотвращения гидратообразования в газопроводах;

Очистку и ингибирование пластовой (сточной) воды проводят для:

· Сохранения «чистоты» призабойной зоны или, иными словами, сохранения приемистости нагнетательных скважин;

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒