|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Физико-химические свойства нефти, газа, воды поступающих на УПН Черновского месторождения нефти.Стр 1 из 5Следующая ⇒
Введение Применение новых технологий и методов обессоливания нефти на установке подготовки в области нефтедобычи является главной и актуальной задачей для получения нефти высокого качества. В наше время эти методы должны позволять оптимизировать затраты, поддерживать и повышать качество подготавливаемой продукции. Проблемой, понижающей эффективность применения традиционных методов обессоливания нефти, является образование стойких эмульсий. Бронирующий слой, образованный вокруг капель воды за счет высокого содержания механических примесей. Применение в качестве деэмульгатора СНПХ 4114 позволило решить основные задачи, касающиеся качества товарной продукции, однако некоторые проблемы при подготовке нефти так и не были решены. Цель дипломной работы состоит в оптимизации существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки. Для достижения цели необходимо решить следующие задачи: - предотвращение сбоев технологического режима при проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ) на месторождениях (поступающих на УПН «Черновское»), что приводит к снижению качества нефти до II группы, повышению содержание хлористых солей более 100 мг/м3. - снижение себестоимости подготовки 1 тонны нефти, путем подбора более дешевого реагента. Для решения вышеизложенных задач на установке «Черновского» месторождения нефти внедрена технология защелачивания сырой нефти. В качестве щелочного раствора был выбран раствор каустической соды.
ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ Свойства нефти и воды месторождений
Вывод. Наиболее стойкие эмульсии образуются в нефти Центрального и Погребняковского месторождений. Запасы нефти и газа, КИН
Ко времени пересчета запасов (2015г.) существенно возросла геолого-геофизическая изученность месторождений за счет полного эксплуатационного разбуривания. С учетом дополнительной информации существенно уточнена и детализирована геологическая модель месторождений.
Быгинское месторождение нефти. Утвержденные начальные геологические/извлекаемые запасы нефти и растворенного газа отражены в таб. 2. Таблица 2 Запасы нефти и газа, КИН Быгинского нефтяного месторождения
В соответствии с действующей классификацией основная часть запасов месторождения по степени геологической изученности отнесена к промышленным категориям В и С1 и незначительная часть к категории С2. Доля запасов нефти по категории С2 в целом по месторождению составляет 13 %. По состоянию на 01.01.2013 г. на месторождении пробурено 82 скважины, из них в действующем добывающем фонде числится 62 скважины, нагнетательных – 10, в специальном фонде – две поглощающие, ликвидированных – восемь. На месторождении выделено четыре объекта разработки: верейско-башкирский, визейский, турнейский и каширский. Все объекты, за исключением каширских залежей, находятся в промышленной эксплуатации. Накопленная добыча нефти по верейско-башкирскому объекту составляет 1135, 4 тыс.т или 43, 3 % от утвержденных НИЗ. Текущий КИН составил 0, 170 д.ед., среднегодовая обводненность продукции 60, 7 %. Накопленная добыча жидкости – 1705, 7 тыс.т., закачка – 1801, 0 тыс.м3. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой – 75, 4 %. Накопленная добыча нефти по визейскому объекту составляет 871, 6 тыс.т или 44, 6 % от утвержденных НИЗ. Текущий КИН составил 0, 184 д.ед., среднегодовая обводненность продукции 92, 6 %. Накопленная добыча жидкости – 4276, 4 тыс.т. Накопленная добыча нефти по турнейскому объекту составляет 11, 7 тыс.т или 6, 8 % от утвержденных НИЗ. Текущий КИН составил 0, 023 д.ед., среднегодовая обводненность продукции 82, 8 %. Накопленная добыча жидкости – 52, 6 тыс.т. В целом по месторождению накопленная добыча нефти составляет 2018, 6 тыс.т или 42, 2 % от утвержденных НИЗ, растворенного газа – 26 млн.м3 Текущий КИН составил – 0, 167, среднегодовая обводненность продукции 87, 0 %. Накопленная добыча жидкости – 6034, 6 тыс.т, закачка – 1801, 0 тыс. м3. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой – 28, 5%.
Погребняковское месторождение нефти.
На 01.01.2013 г. на Государственном балансе в целом по месторождению числятся начальные геологические/извлекаемые запасы нефти по категории С1 – 1656 / 589 тыс.т, в том числе: – по верейским залежам по категории С1 – 236 / 95 тыс.т; – по башкирским залежам по категории С1 – 684 / 205 тыс.т; – по визейским залежам по категории С1 – 677 / 271 тыс.т; – по турнейским залежам по категории С1 – 59 / 18 тыс.т. Запасы растворенного в нефти газа в виду высокого содержания азота и незначительной их величины не утверждались и на Госбалансе на 01.01.2013 г. не числятся. Утвержденные начальные геологические/извлекаемые запасы нефти и растворенного газа отражены в таб. 3. Таблица 3 Запасы нефти и газа, КИН Погребняковского нефтяного месторождения
Сосновское месторождение нефти.
С начала разработки добыто 1601 тыс.т нефти, что составляет 46 % начальных извлекаемых запасов. Проектный фонд реализован на 82 %, система разработки объекта формируется в соответствии с утвержденными проектными решениями. Темпы разбуривания месторождения и уровни добычи ниже, чем предусматривалось проектными документами: действующий фонд в 2012 году меньше проектного (добывающий на 8 скважин, нагнетательный на 7), добыча нефти – на 29 %. Текущее состояние разработки предопределяет необходимость корректировки показателей на ближайшую перспективу. По состоянию на 01.01.2013 г. на государственном балансе по Сосновскому месторождению числятся начальные запасы нефти (геологические/ извлекаемые) в следующих количествах: по распределенному фонду: по категориям В+С1 -9535 / 3480 тыс.т; по категории С2 -596 / 202 тыс.т, в том числе: по Киенгопской зоне: по категории С1 – 711 / 260 тыс.т; по категории С2 – 361 / 132 тыс.т; по Центральной зоне: по категориям В+С1 – 5781 / 2110 тыс.т; по Восточной зоне: по категориям В+С1 – 2763 / 1021 тыс.т; по категории С2 – 235 / 70 тыс.т. по нераспределенному фонду (северная и южная части Восточной зоны): по категории С1 – 505 / 184 тыс.т; по категории С2 – 171 / 56 тыс.т. В таб. 4 отражены запасы нефти (геологические/ извлекаемые) в целом по месторождению. Таблица 4 Запасы нефти и газа, КИН Центрального нефтяного месторождения
По состоянию на 01.01.2015 г. общий фонд месторождения составил 47 скважин, из них действующих добывающих – 31, в бездействии пребывают три скважины, в контрольном фонде - одна скважина, в консервации две скважины. Поглощающий фонд составляют три скважины. В нагнетательном фонде пребывают семь скважин. В 10 добывающих скважин внедрено оборудование для одновременно-раздельной добычи (ОРД) на два объекта: в восьми – для верейско-башкирского и визейского объектов и в двух – для верейско-башкирского и турнейского объектов. В 2014 г. добыча нефти из месторождения составила 129, 172 тыс. т, жидкости – 1427, 127 тыс. т при средних дебитах добывающих скважин по нефти – 11, 2 т/сут, по жидкости – 124, 2 т/сут. По состоянию на 01.01.2015 г. отобрано нефти по месторождению 1144, 862 тыс. т. Текущий КИН (от запасов кат.ВС1 в границах лицензионного участка) – 0, 100.
Черновское месторождение нефти.
На 01.01.2014 г. на балансе по Черновскому месторождению числятся начальные запасы нефти в количестве: по категории В+С1: геологические - 14837 тыс. т, извлекаемые - 2819 тыс. т; по категории С2: геологические - 641 тыс. т, извлекаемые - 134 тыс. т. Накопленная добыча – 4408 тыс. т. Утвержденные начальные геологические/извлекаемые запасы нефти в целом по месторождению отражены в таб. 6 и составили - по категориям В+С1 - 19245 тыс.т / 7227 тыс.т, по категории С2 – 641тыс.т / 134 тыс.т Таблица 6 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Основные технические показатели установки подготовки нефти Черновского месторождения нефти. УПН Черновского месторождения нефти состоит из двух опасных производственный объектов, таких как: «Пункт подготовки и сбора нефти» и «Парк резервуарный» была введена в эксплуатацию в 2001 году. Объем подготовки нефти по проекту был рассчитан на 500 тыс. тонн нефти в год. Принципиальная схема УПН Черновского м.н. отображена на рис.2.
Рис. 2. Принципиальная схема УПН Черновского м.н. Перекачка товарной нефти осуществляется по нефтепроводам приемо – сдаточного пункта, включающую в себя систему измерений количества и показателей качества СИКН-260. Проходя СИКН – 260 товарная нефть установленного качества (приложение 1) закачивается в МН «Ножовка-Мишкино - Киенгоп». Утилизация подтоварной воды осуществляется закачкой в систему ППД Черновского месторождения нефти. Утилизация попутного нефтяного газа производится в путевых подогревателях для подогрева нефти при ее подготовке. Основные технические показатели установки подготовки нефти Черновского месторождения нефти приведены в таб. 9. Таблица 9 Рис. 5. Отстойник горизонтальный ОГ-100 После отделения воды от нефти в отстойниках горизонтальных ОГ-100, нефть поступает в резервуары вертикальные стальные типа РВС для хранения и последующей откачки потребителю. 2.2.2.4 Резервуары вертикальные стальные РВС предназначены для накопления, хранения нефти. Вертикальный резервуар РВС представляет собой цилиндрическую емкость, установленную на фундамент. Основными конструктивными элементами резервуара являются крыша, стенка, днище, лестница, площадки обслуживания, ограждения, люки и патрубки. Все резервуары УПН Черновского месторождения имеют стационарную крышу. На УПН Черновского месторождения установлено: РВС – 700 – 2шт., РВС – 1000 - 2шт., РВС – 2000 - 4шт., РВС – 4000 - 3шт. К основным конструктивным элементам резервуара относятся(рис.6.): - лестница шахтная;
Рис. 6. Резервуар вертикальный стальной РВС 2.2.2.5 Пластинчатый теплообменник. Пластинчатый теплообменник предназначен для переноса тепла между различными средами, причем парами рабочих сред могут служить как пар-жидкость, так и жидкость-жидкость. Теплоносители движутся в теплообменнике между соседними пластинами по щелевым каналам сложной формы. Каналы для теплоносителя, отдающего и принимающего тепло, следуют друг за другом, Системы каналов между пластинами соединены каждая со своим коллектором и имеют каждая свои точки входа и выхода теплоносителя на неподвижной плите (Рис.7). На раме теплообменника укрепляется пакет пластин.
Рис.7 Конструктивная схема пластинчатого теплообменника. Устройство рамы теплообменника: неподвижная плита, подвижная плита, штатив, верхняя и нижняя направляющие, и стяжные болты. При сборке направляющие - верхняя и нижняя - сначала закрепляются на штативе и неподвижной плите. Далее, на направляющие надевается сначала пакет пластин, а затем подвижная плита. Подвижную и неподвижную плиты стягивают болтами. 2.4. Анализ эффективности применяемой технологии обессоливания при подготовке нефти.
Для цеха добычи и подготовки нефти №3 нефтегазового добывающего управления №2 АО «Белкамнефть», включающий в себя вышеуказанные месторождения на начальном этапе разработки была характерны добыча практически безводной нефти фонтанным способом. В процессе эксплуатации скважин содержание воды в жидкости увеличивается, а так как растворенные в воде соли и механические примеси в нефти вызывают коррозию и абразивный износ оборудования снижается его нормативный срок эксплуатации. Для снижения воздействия на трубопроводы коррозией применяют ингибиторы коррозии. Присутствие в нефти эмульгаторов – природных поверхностно-активных веществ (ПАВ) таких как: смолы, асфальтены, высокоплавкие парафины, способствуют образованию высокостабильных водонефтяных эмульсий. На установке подготовки нефти Черновского месторождения (УПН «Черновское»), нефть проходит стадию подготовки к переработке. Расчетная производительность УПН «Черновское» составляет: а) по жидкости – 3, 6 млн. т/год б) по нефти – 1 млн. т/год в) по закачке воды в систему поддержания пластового давления – 2, 6 млн. т/год. Обессоливание нефти осуществляется промывкой водой. Для разрушения различных водонефтяных эмульсий на УПН Черновского месторождения нефти применяют деэмульгатор марки СНПХ – 4114 (приложение 2), который подают на вход – в приемный коллектор сепараторов первой ступени сепарации и на приемный коллектор путевых подогревателей (рис. 8).
Основное назначение деэмульгаторов заключается в том, чтобы вытеснить с поверхностного слоя капель воды, нефти - эмульгаторы естественные слабые ПАВ (поверхностно - активные вещества), содержащиеся в нефти и в пластовой воде. Вытеснив с поверхностного слоя капель воды природные эмульгаторы, в результате чего капельки воды при столкновении сливаются в более крупные капли и оседают. Чем эффективнее деэмульгатор, тем больше он снижает прочность «бронированного» слоя и тем интенсивнее происходит разрушение эмульсии (рис.9.). В зависимости от свойств и химического строения деэмульгаторы разделяют на водорастворимые и маслорастворимые. Маслорастворимые по своим свойствам быстрее и легче вступают в контакт с каплями нефти. Механизм их действия заключается в том, что деэмульгатор, адсорбируясь на поверхности раздела фаз «нефть-вода», вытесняет и замещает менее поверхностно-активные природные эмульгаторы.
Рис. 9. Принцип воздействия деэмульгатора
Деэмульгатор СНПХ – 4114 (приложение 2) высокоэффективен и позволяет решить большинство проблем, связанных с качеством подготовки нефти. Однако при его использовании, были выявлены некоторые проблемы. Во-первых, высокая стоимость деэмульгатора СНПХ – 4114. Во-вторых, при проведении Геолого – технических мероприятий на скважинах Черновского месторождения и поступлении продуктов отработки на УПН Черновского м.н. происходит сбой при подготовке скважинной продукции до товарной нефти I группы качества согласно ГОСТ Р51858-2002 за счет значительного повышения кислотности продукции. Таким образом поиск более дешевого и эффективного реагента остается актуальной задачей для данной установки. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
АО «Белкамнефть» в целях оптимизации и снижения себестоимости нефти, внедряет в производство современные технологии строительства скважин и методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов на разрабатываемых месторождениях, совершенствует систему управления производством, повышает производительность и безопасность труда на всех этапах производства. Главным направлением стратегии компании остается повышение качества продукции, понижение себестоимости 1 тонны нефти. Капитальные вложения.
Капитальные вложения на реализацию данного метода будут определяться затратами на покупку, транспортировку и монтаж оборудования для подачи водного раствора каустической соды, работы по демонтажу существующего блока дозирования реагента и на дополнительное оборудование и материалы(таб.10.). Таблица 10 Капитальные вложения
Исходные данные Исходные данные для условий АО «Белкамнефть» приведены в таблице 11. Таблица 11 Экономическая оценка метода
Проведенный экономический анализ позволят судить об экономической эффективности метода и его рентабельности, что наряду с его технологической эффективностью дает положительный результат. В таблице 12. приведено сравнение показателей проектируемых методов с ранее утвержденным. Расчет произведен на подготовку нефти за 2016 год. Таблица 12 ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Основные месторождения АО «Белкамнефть» вступили в позднюю стадию разработки, характеризующуюся значительным ухудшением структуры запасов нефти и качества подготавливаемой продукции. Достижение высокой степени подготовки нефти оказались возможными в результате постоянного совершенствования способов подготовки скважинной продукции и подбора новых реагентов. Метод применения дозирования раствора каустической соды является эффективным и направлен на оптимизацию технологии обессоливания и улучшение качества подготовки скважинной продукции. Применение данной технологии позволило существенно улучшить технологические и экономические показатели подготовки. Чистая прибыль предприятия от внедрения мероприятия по применению раствора каустической соды 2 102 400 рублей. На основании вышеизложенного можно сделать вывод, что применение метода защелачивания как метода увеличения степени подготовки нефти в условиях месторождений, таких как Черновское, находящихся на поздней стадии разработки, с точки зрения экономической эффективности оправдано. Исходя из вышесказанного можно сделать вывод, что для поддержания достигнутых уровней подготовки нефти необходим комплексный подход к применению мероприятий по улучшению качества подготавливаемой продукции.
Приложение 1. ГОСТ Р 51858-2002 НЕФТЬ ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ГОССТАНДАРТ РОССИИ Москва Предисловие 1 РАЗРАБОТАН Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР), ОАО «Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти» (ОАО «ВНИИНП») ВНЕСЕН Министерством энергетики Российской Федерации 2 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Госстандарта России от 8 января 2002 г. № 2-ст 3 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ СОДЕРЖАНИЕ
ГОСТ Р 51858-2002 НЕФТЬ Общие технические условия Crude petroleum. General specifications Дата введения 2002-07-01 Область применения Настоящий стандарт распространяется на нефти, подготовленные нефтегазодобывающими и газодобывающими предприятиями к транспортированию по магистральным нефтепроводам, наливным транспортом для поставки потребителям Российской Федерации и на экспорт. Нормативные ссылки ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения работающих безопасности труда ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности ГОСТ 17.2.3.02-78 Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями ГОСТ 33-2000 (ИСО 3104-94) Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости ГОСТ 1437-75 Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров ГОСТ 2177-99 (ИСО 3405-88) Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей ГОСТ 11851-85 Нефть. Метод определения парафина ГОСТ 19433-88 Грузы опасные. Классификация и маркировка ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей ГОСТ 26976-86 Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы ГОСТ Р 8.580-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов ГОСТ Р 50802-95 Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром ГОСТ Р 51330.11-99 (МЭК 60079-12-78) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам СанПиН 2.1.5.980-00 Санитарные правила и нормы Определения В настоящем стандарте применяют следующие термины с соответствующими определениями: 3.1 сырая нефть: Жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битумов и кокса. 3.2 товарная нефть (нефть): Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке. Требования безопасности 6.1 Нефть является природным жидким токсичным продуктом. Контакт с нефтью вызывает сухость кожи, пигментацию или стойкую эритему, приводит к образованию угрей, бородавок на открытых частях тела. Острые отравления парами нефти вызывают повышение возбудимости центральной нервной системы, снижение кровяного давления и обоняния. 6.2 Нефть содержит легкоиспаряющиеся вещества, опасные для здоровья и жизни человека и для окружающей среды. Предельно допустимые концентрации нефтяных паров и опасных веществ нефти в воздухе рабочей зоны установлены в ГОСТ 12.1.005 и ГН 2.2.5.698-98 [1]. При перекачке и отборе проб нефть относят к 3-му классу опасности (предельно допустимая концентрация аэрозоля нефти в воздухе рабочей зоны - не более 10 мг/м3), при хранении и лабораторных испытаниях - к 4-му классу опасности (предельно допустимая концентрация по легким углеводородам в пересчете на углерод - не более 300 мг/м3). Нефть, содержащую сероводород массовой доли более 20 млн-1, считают сероводородсодержащей и относят к 3-му классу опасности. Предельно допустимая концентрация сероводорода в смеси с углеводородами С1-С5 в воздухе рабочей зоны - не более 3 мг/м3. 6.3 Класс опасности нефти - по ГОСТ 12.1.007. 6.4 При отборе проб нефти, выполнении товарно-транспортных и других производственных операций, проведении испытаний необходимо соблюдать общие правила техники безопасности, инструкции по безопасности труда в зависимости от вида работы. При работах с нефтью необходимо применять индивидуальные средства защиты согласно типовым отраслевым нормам, утвержденным в установленном порядке. 6.5 Работающие с нефтью должны знать правила безопасности труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004. 6.6 Нефть относят к легковоспламеняющимся жидкостям 3-го класса по ГОСТ 19433. Удельная суммарная активность радионуклидов нефти менее 70 кБк/кг (2 нКи/г), что позволяет не относить ее к опасным грузам класса 7. 6.7 Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей паров нефти с воздухом - IIA-T3 по ГОСТ Р 51330.11. Температура самовоспламенения нефти выше 250 °С. 6.8 Общие требования пожарной безопасности при работах с нефтью - по ГОСТ 12.1.004. 6.9 При загорании нефти применяют средства пожаротушения: распыленную воду, химическую и механическую пену; при объемном тушении применяют порошковые огнетушители, углекислый газ, при тушении жидкостью - бромэтиловые составы (СЖБ), перегретый пар, песок, асбестовые покрывала, кошму и другие средства. Требования охраны окружающей среды 7.1 При хранении, транспортировании нефти и приемосдаточных операциях должны быть приняты меры, исключающие или снижающие до уровня не более предельно допустимого содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны и обеспечивающие выполнение требований охраны окружающей среды. Средства предотвращения выбросов должны обеспечивать показатели качества воздуха рабочей зоны и атмосферного воздуха в условиях максимального выброса, соответствующие гигиеническим и экологическим нормативам качества атмосферного воздуха, предельно допустимым уровням физических воздействий, техническим нормативам выброса и предельно допустимым (критическим) нагрузкам на атмосферный воздух. Допустимые выбросы нефтяных паров в атмосферу устанавливают по ГОСТ 17.2.3.02. 7.2 Загрязнение нефтью водных акваторий в результате аварий устраняют локализацией разливов, сбором разлитой нефти или другими методами. 7.3 Предельно допустимая концентрация нефти в воде объектов культурно-бытового пользования и хозяйственно-питьевого назначения для нефти классов 3, 4 - не более 0, 1 мг/дм3, для нефти классов 1, 2 - не более 0, 3 мг/дм3; водных объектов рыбохозяйственного назначения - не более 0, 05 мг/дм3 по СанПиН 2.1.5.980. 7.4 Загрязнение почвы разлитой нефтью ликвидируют сбором нефти с последующей рекультивацией почвы или другими методами очистки. Остаточное содержание нефти в почве после ликвидации загрязнения и проведения рекультивационных работ установлено в нормативных и технических документах, принятых в установленном порядке. Правила приемки 8.1 Нефть принимают партиями. Партией считают любое количество нефти, сопровождаемое одним документом о качестве по ГОСТ 1510 (паспорт качества). 8.2 Отбор проб - по ГОСТ 2517. 8.3 Для проверки соответствия нефти требованиям настоящего стандарта проводят приемосдаточные и периодические испытания. 8.4 Приемосдаточные испытания проводят для каждой партии нефти по следующим показателям: - плотность; - массовая доля серы; - массовая доля воды; - концентрация (массовая доля) хлористых солей. При несоответствии любого из показателей требованиям настоящего стандарта или разногласиях по этому показателю проводят повторные испытания той же пробы, если она отобрана из пробоотборника, установленного на потоке, или повторно отобранной пробы, если она отобрана из резервуара или другой емкости. Результаты повторных испытаний распространяют на всю партию. 8.5 Периодические испытания выполняют в сроки, согласованные принимающей и сдающей сторонами, но не реже одного раза в 10 дней по следующим показателям: - массовая доля механических примесей; - давление насыщенных паров; - наличие сероводорода (или массовая доля сероводорода и легких меркаптанов при наличии в нефти сероводорода); - содержание хлорорганических соединений. При поставке нефти на экспорт дополнительно определяют выход фракций и массовую долю парафина. Результаты периодических испытаний заносят в паспорт качества испытуемой партии нефти и в паспорта всех партий до очередных периодических испытаний. При несоответствии результатов периодических испытаний по любому показателю требованиям настоящего стандарта испытания переводят в категорию приемосдаточных для каждой партии до получения положительных результатов не менее чем в трех партиях подряд. 8.6 При разногласиях в оценке качества нефти проводят испытания хранящейся арбитражной пробы. Испытания проводят в лаборатории, определенной соглашением сторон. Результаты повторных испытаний считают окончательными и вносят в паспорт качества на данную партию нефти. Методы испытаний 9.1 Для определения механических примесей и парафина составляют накопительную пробу равных количеств нефти всех объединенных проб за период между измерениями. Пробу помещают в герметичный сосуд. 9.2 Массовую долю серы в нефти определяют по ГОСТ 1437 или по приложению А [7]. При разногласиях в оценке качества нефти по массовой доле серы определение выполняют по ГОСТ 1437. 9.3 Плотность нефти при температуре 20 °С определяют по ГОСТ 3900, при температуре 15 °С - по ГОСТ Р 51069 или по приложению А [2, 3, 8]. Плотность нефти на потоке в нефтепроводе определяют плотномерами. При разногласиях в оценке плотности нефти плотность определяют по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069. 9.4 Выход фракций нефти определяют по ГОСТ 2177 (метод Б). 9.5 Массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477. Допускается применять метод согласно приложению А [5]. При разногласиях в оценке качества нефти массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477 с использованием безводного ксилола или толуола. 9.6 Концентрацию хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Допускается применять метод согласно приложению А [4]. При разногласиях в оценке качества нефти концентрацию хлористых солей определяют методом А по ГОСТ 21534 с кипячением водной вытяжки. 9.7 Массовую долю механических примесей определяют по ГОСТ 6370. 9.8 Давление насыщенных паров нефти определяют по ГОСТ 1756. Допускается применять методы испытаний согласно приложению А [9]. При разногласиях в оценке качества нефти давление насыщенных паров определяют по ГОСТ 1756. 9.9 Массовую долю сероводорода, метил- и этилмеркаптанов определяют по ГОСТ Р 50802. 9.10 Массовую долю парафина в нефти определяют по ГОСТ 11851. 9.11 Определение хлорорганических соединений в нефти - по приложению А [6]. 9.12 Разногласия, возникающие при оценке качества нефти по любому из показателей, разрешаются с использованием ГОСТ Р 8.580. Приложение 2 Паспорт СППХ-4114 ДЕЭМУЛЬГАТОР СНПХ-4114 Деэмульгатор СНПХ-4114 предназначен для подготовки (обезвоживание и обессоливание) высоковязких, смолистых нефтей и может применяться в системах сбора и на установках подготовки нефти. Обеспечивает глубокое обезвоживание в широком интервале температур. Деэмульгатор СНПХ-4114 представляет собой композицию из неионогенных ПАВ в смеси ароматических и спиртовых растворителей. Таблица П 2.1 Приложение 3 Введение Применение новых технологий и методов обессоливания нефти на установке подготовки в области нефтедобычи является главной и актуальной задачей для получения нефти высокого качества. В наше время эти методы должны позволять оптимизировать затраты, поддерживать и повышать качество подготавливаемой продукции. Проблемой, понижающей эффективность применения традиционных методов обессоливания нефти, является образование стойких эмульсий. Бронирующий слой, образованный вокруг капель воды за счет высокого содержания механических примесей. Применение в качестве деэмульгатора СНПХ 4114 позволило решить основные задачи, касающиеся качества товарной продукции, однако некоторые проблемы при подготовке нефти так и не были решены. Цель дипломной работы состоит в оптимизации существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки. Для достижения цели необходимо решить следующие задачи: - предотвращение сбоев технологического режима при проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ) на месторождениях (поступающих на УПН «Черновское»), что приводит к снижению качества нефти до II группы, повышению содержание хлористых солей более 100 мг/м3. - снижение себестоимости подготовки 1 тонны нефти, путем подбора более дешевого реагента. Для решения вышеизложенных задач на установке «Черновского» месторождения нефти внедрена технология защелачивания сырой нефти. В качестве щелочного раствора был выбран раствор каустической соды.
ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ Физико-химические свойства нефти, газа, воды поступающих на УПН Черновского месторождения нефти. В настоящее время поступление нефти на УПН Черновского месторождения осуществляется по системам промысловых трубопроводов с Быгинского, Погребняковского, Сосновского, Центрального, Черновского, Южно - Лиственского месторождений, автоцистернами поставляется с Тыловайского месторождения нефти, а также по напорному нефтепроводу с Якшур - Бодьинского, Ошворце – Дмитриевского и Патраковского месторождений нефти. Объем поступления нефти за сутки по состоянию на 2016 год составляет 3000 тонн.
Рис. 1. Фрагмент карты месторождений Удмуртской Республики. 1.1.1. Физико-химические свойства нефти, газа, воды Быгинского месторождения нефти. Свойства флюидов, насыщающих продуктивные пласты Быгинского месторождения, представлены по данным исследования глубинных и поверхностных проб нефти, отобранных в 1985-2007 гг. и выполненных в лаборатории ОАО «Удмуртгеология». |
Последнее изменение этой страницы: 2017-04-12; Просмотров: 1507; Нарушение авторского права страницы
Рис. 8. Принципиальная технологическая схема УПН Черновского м.н.
