Автор работы: Пользователь скрыл имя, 12 Ноября 2014 в 14:25, дипломная работа
Технология сбора и обработки нефти и газа состоит из трех последовательных этапов: 1 разделение; 2) сбор; 3) доведение нефти и газа до нормированных свойств, устанавливаемых стандартами. На третьем этапе нефтяной поток подвергается очистке от пластовой воды и минеральных солей и извлечению из него углеводородов для стабилизации нефти, что позволяет уменьшить потери углеводородов при хранении и транспорте. На этом же этапе из газового потока извлекаются тяжелые углеводороды (отбензинивание) с целью получения товарного газа и сжиженных углеводородов. Следовательно, третий этап является завершающим этапом сбора нефти и газа. Этот этап называют подготовкой нефти или газа.
Введение , 4
1. Анализ системы сбора и подготовки нефти в НГДУ «Васюганнефть».,. 6
1 1 Общая характеристика объекта 6
1.2 Физико-химические свойства пластовых нефтей
1 о
1 3 Описание технологического процесса и технологической схемы
ДНС 36 куст ... 14
1.4 Физико-химические свойства реагентов - деэмульгаторов
15 1 5 Деэмульгаторы, используемые в системе подготовки нефти в
ЦППН-2 НГДУ «Васюганнефть» 18
1 6 Требования, предъявляемые к реагентам деэмульгаторам 19
2. Современные требования, предъявляемые к системам сбора и
подготовки нефти, газа и воды на нефтяном месторождении 22
2 1 Особенности обустройства объектов и требования к качеству
* 23
подготовки нефти за рубежом
2 2 Анализ технологических потерь при подготовке нефти на
промыслах НГДУ «Васюганнефть» 26
2 3 Источники технологических потерь нефти... 27
3. Расчетная часть 32
Согласование исходной информации Таловое месторождение 32
Расчет физико- химических свойств смеси пластовых нефтей. ... 34
3 3 Расчет компонентного состава смеси пластовых нефтей Игольско-
39
Талового месторождения
Расчет компонентного состава нефти по ступеням разгазирования.. 42
Расчет давления насыщенных паров 47
Расчет потерь нефти в видекапельной жидкости сжигаемой на
факеле 59
Определение пропускной способности и диаметра
нефтегазовых сепараторов 70
Расчет насадочных сепараторов ^
Выбор числа ступеней сепарации и давлений в сепараторах 74
3.10 Анализ работы расширительной камеры (каплеуловителя)
факельной системы 75
3.11 Расчет кожухотрубчатого теплообменника 77
4. Экономическая часть 86
4.1 Оптимальный выбор нормализованного теплообменного аппарата 86
Заключение 89
Список используемых источников 91
Петрографический состав песчаников изучался иммерсионным методом. Песчаники пласта полевошпатово-кварцевые с содержанием кварца 39-59 %, полевых шпатов 22-33 %, обломков пород 7-19 %, в незначительном количестве присутствуют слюды.
Кварц встречается в виде неправильных, угловатых зёрен, чистый и слабопелитизированный .
Полевые шпаты таблитчатые, короткопризматические, неправильной формы, пелитизированные, хлоритизированные, редко каолинизированные, трещиноватые .
Слюды бурые, деформированные, иногда наблюдается хлоритизация и гидратация слюд .
Из акцессорных минералов в шлифах встречены циркон, турмалин, апатит, рутил .
Аутигенные минералы: кальцит, пирит, фосфат, лейкоксен, каолин, хлорит. Эпигенетические изменения песчаников выразились структурами внедрения, коррозии, хлоритизацией, деформацией слюд, обесцвечиванием.
Тип цементации поровый, редко плёночный, реже базальный.
Состав цемента каолинит-гидрослюдисто-
Литологические и фильтрационно-ёмкостные свойства пород-покрышек на месторождениях изучены исследователями ПГО “Томскнефтегазгеологии”. Ими установлено, что основными факторами, определяющими качество глинистых и глинисто-алевролитовых пород-покрышек, являются их минералогический состав, толщина и степень однородности литологического состава.
Наиболее хорошими экранирующими свойствами обладают аргиллиты и глины, сложенные на 50-75 % ассоциацией каолинита, хлорита, гидрослюд, обогащённые гидроокислами железа и содержащие 25-30 % монтмориллонита , смешанно-слойных образований, не более 1—20 % песчано-алевритового материала и имеющие мощность не менее 5 м.
Региональной покрышкой для залежи пласта Ю10 являются аргиллиты баженовской свиты толщиной от 26 м до 31 м.
В их минеральном составе преобладают гидрослюда, а также хлорит и каолинит. Фильтрационно-ёмкостные свойства аргиллитов низкие.
Покрышкой для водоносного пласта Ю11 являются аргиллиты верхневасюганской подсвиты толщиной от 5 м до 24 м. От вышележащих баженовских аргиллитов они отличаются повышенным содержанием песчано-алевролитовой фракции. Покрышка прослеживается в пределах всей площади месторождения и является надёжным экраном для нижележащих водоносных пластов.
1. Анализ системы сбора и подготовки нефти в НГДУ
«Васюганнефть» 1.1. Общая характеристика объекта
Система сбора нефти и попутного газа в НГДУ «Васюганнефть» однотрубная, закрытого типа с замерными установками типа «Спутник».
На Игольском месторождении нефть по выкидным линиям однотрубной системы сбора через замерные установки поступает в цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН-2), где происходит сепарация, деэмульгация, обессоливание и обезвоживание продукции сбора (на месторождении не используется внутритрубная деэмульгация).
После подготовки нефть сдаётся представителям заказчика и перекачивается по магистральному нефтепроводу на Парабельскую нефтеперекачивающую станцию.
Попутный нефтяной газ, добытый на Игольском месторождении, используется как топливо для печей нагрева нефти на ЦППН-2, как топливо для котельной п.Игол и как топливо для печей нагрева нефти «Сибнефть». Попутный нефтяной газ месторождений проходит очистку от капельной жидкости на площадке подготовки топливного газа (ППТГ) в вертикальных газовых сепараторах ВС1 и ВС2. Также на ППТГ установлен сборник конденсата СК УБС.
Дожимная насосная станция (ДНС) 36 куст ЦППН-2 является пунктом сбора продукции скважин, поступающих с кустов №№ 1, 50, 42,49, 36,35,34,28,29 37,3024,включая разведочные скважины 4р, 12р,5р, Юр и т.д.. ДНС предназначена для обеспечения непрерывного приема продукции скважин, осуществления первой ступени сепарации нефти, дальнейшей перекачки жидкости насосами на установку подготовки нефти (ЦППН - 2) и оперативного учета перекачиваемой жидкости.
ЦППН «Игол» является пунктом сбора продукции скважин, поступающей с Игольско - Талового. Входящая в состав цеха установка подготовки нефти предназначена для подготовки сырой нефти (дегазации, обезвоживания, обессоливания) поступающей с месторождения и дальнейшей ее транспортировки потребителям.
Первая и вторая ступени сепарации.
Нефтяная эмульсия Игольско - Талового месторождения подается в коллектор ЦППН с узла подключений с давлением 0,16МПа
шщзззщУзел подключений представляет собой коллектор, соединяющий два потока:
В приемном коллекторе I ступени сепарации в поток нефти подается деэмульгатор из блока дозирования реагента БР-10 1У. (БРХ №1,2, 3.) Расход деэмульгатора определяется достижением максимальной эффективности его действия, зависит от применяемой на данный момент марки. Обработанная реагентом нефтяная эмульсия с давлением 0,16 МПа, поступает на первую ступень сепарации установку блочную сепарационную УБС 6300 /14, где происходит разделение расслоившихся в подводящем трубопроводе нефти и газа. Отделившийся газ отводится в каплеотбойник, а нефть поступает в технологическую емкость. В каплеотбойнике газ проходит через струйные отбойники, очищается от капельной нефти и направляется в газовый сепаратор (ГС) с давлением 0,14 МПа. Нефть в технологической емкости проходит через две перегородки из просечно -вытяжных листов, которые способствуют вытеснению промежуточного слоя между пузырьками газа, их коалесценции и отделению остаточного газа от нефти. Сброс газа с предохранительных клапанов осуществляется в газопровод низкого давления ЦППН. Из сепаратора УБС -6300/14 частично разгазированная нефть с давлением 0,16 МПа поступает в успокоительный нефтеподводящий коллектор.
Нефтегазовый сепаратор (НГС) является промежуточным сепаратором II ступени сепарации, (существующая схема позволяет использовать НГС как на второй ступени сепарации, так и на первой, включая его последовательно или параллельно с УБС).
Из НГС нефть с давлением 0,16 МПа поступает в успокоительный нефтеподводящий коллектор.
Из успокоительного коллектора нефть с давлением 0,085 - 0,09 МПа поступает в установку сепарационную трубную наклонную (УСТН-1М), где происходит разделение газоводонефтяной смеси на составляющие компоненты. Благодаря наклону нефтеотводящих трубопроводов,
8
выделившийся газ и газ, увлеченный потоком нефти, скапливается вдоль верхней образующей и движется вверх при нисходящем движении нефти. Весь газ выводится из колонны с давлением 0,005 МПа в газопровод низкого давления факельной системы. Разгазированная нефть через нефтеотводящий коллектор самотеком поступает в технологический резервуар РВС-5000 № 5.
Сырьевой резервуар РВС-5000 № 5
Сырьевой резервуар предназначен для отделения пластовой воды, вывода подтоварной воды на блочно компрессорную насосную станцию (БКНС), вывода частично обезвоженной нефти к насосам внутренней перекачки.
Сброс подтоварной воды из технологического резервуара осуществляется на БКНС. Уровень подтоварной воды в сырьевом резервуаре поддерживается 180-200 см. Из сырьевого резервуара с уровня 3-х или 5 -ти метров нефть поступает в коллектор, подводящий к насосам внутренней перекачки Н 1 -ЦНС300* 120; Н2-ЦНС 300*120.
С выхода насосов внутренней перекачки нефтяная эмульсия поступает по трубопроводу «Насосная внутренней перекачки - печь ПТБ -10» в коллектор печи ПТБ -10. Из коллектора нефтяная эмульсия поступает в нижние ветви змеевиков, расположенных параллельно в корпусе теплообменной камеры, проходит по змеевикам и собирается в верхнем коллекторе.
При своем движении по змеевикам нефть нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания топливного газа, сжигаемого в четырех камерах сгорания. Нагрев нефтяной эмульсии до температуры 40°С активизирует работу деэмульгатора. Топливный газ в камеры сгорания поступает с площадки подготовки топливного газа через ГРП (газорегуляторный пункт).
Нагретая эмульсия с давлением 0,1- 0,26 МПа поступает в отстойники ОГ - 200 для разделения нефтяной эмульсии на нефть и подтоварную воду. ОГ-200 представляет собой горизонтальную емкость, оснащенную двумя коллекторами - распределителями.
Нефтяная эмульсия поступает в отстойный отсек по коллекторам-распределителям и через отверстия коробчатых распределителей, служащих для гашения энергии вытекающих струй эмульсии, равномерного распределения потока по аппарату и предотвращения перемешивания вышележащего отстоя нефти, равномерно распределяется по аппарату.
Принцип работы отстойника основан на гравитационном отстое и эффекте промывки эмульсии слоем отстоявшейся воды.
Отстойный отсек, в зоне расположения обсадной трубы уровнемера и штуцера отвода воды, имеет вертикальные перегородки, препятствующие перемешиванию жидкости и образующие успокоительную зону.
Сброс воды из отстойников осуществляется в технологические резервуары № 1,№ 2 с последующей откачкой на БКНС.
Для полного опорожнения отстойника предусмотрены аварийные емкости ЕПП 1А, 2А, ЗА объемом 63м3 каждая, ЕПП 4А объемом 16м3.
Обезвоженная нефть с обводненностью 0,6-0,8 % с давлением 0,12-0,15 МПа поступает в концевые сепарационные установки (КСУ) № 1, 2, предназначенные для окончательной сепарации нефти перед поступлением ее в резервуар товарной нефти. Давление на выходе из КСУ не должно превышать 0,005 МПа.
Для опорожнения сепараторов подготовки нефти (УБС, УСТН, НГС, КСУ 1, КСУ2) предусмотрены дренажные трубопроводы с выводом в дренажную емкость ЕПП № 5 (V = 12 м3).
Подготовленная нефть из концевого сепаратора самотеком с давлением 0,03 - 0,1 МПа, (в зависимости от взлива в резервуаре) поступает в резервуар товарной нефти.
Резервуары товарной нефти РВС 5000 № 3, РВС 5000 № 4, РВС 5000 № 6, № 7, № 8 предназначены для приема нефти с установки подготовки нефти, окончательного обезвоживания нефти, путем отслаивания остаточной подтоварной воды, хранения, отпуска и учета нефти при проведения учетно-расчетных операций, при приеме-сдаче нефти между "отправителями нефти" НГДУ "Васюганнефть" ОАО "Томскнефть" грузополучателями "Парабель".
Технологические резервуары № 1,№ 2 предназначены для приема подтоварной воды с отстойников ОГ -200 № 1,№ 2 с последующей откачкой на БКНС.
Подтоварная вода поступает самотеком с отстойников через 6-ти метровый стояк. Первоначальное заполнение резервуара производится через 0,5-ти метровый стояк. В оборудовании резервуара предусмотрен 7-ми метровый стояк для периодического слива нефтяной эмульсии в ЕПП № 3,4 и возврата в технологию через ЕПП № 5.
Насосы внешней откачки: Н 1 - ЦНС 300 х 420; Н 2 - ЦНС 300x420;
10
Н 3 - ЦНС ЗООх 420 с давлением 1-3,7 МПа в линии
нагнетания подают нефть на узел учета нефти
при работе по основному варианту приема-сдачи
нефти или в нефтепровод Игольско -Таловое-Герасимовское-Лугинец
Узел учета нефти (УНН - 115) предназначен для измерения количества и качества нефти, сдаваемой НГДУ «Васюганнефть» линейной производственно- диспетчерской станции «ЛПДС ПАРАБЕЛЬ».
Основной вариант сдачи-приема нефти по системе измерения контроля нефти (СИКН).
Сдаваемая нефть поступает на вход УУН. Сдача-прием нефти при этом производится по показаниям СИКН узла учета нефти.
Режим работы резервуарного парка по основной схеме сдачи-приема нефти по СИКН.
РВС № 5 - сырьевой - прием нефти с промысла, предварительный сброс воды.
РВС № 8 (6,7) - Технологический.
Прием нефти с отстойников горячего отстоя переток нефти в буферный резервуар через 5 -ти метровый стояк.
Уровень подтоварный воды в технологическом резервуаре поддерживается 150 - 250 м.
РВС № 6 ( 7,8 ) - Буферный.
Прием товарной нефти с технологического резервуара №8(6,7) Непрерывное поступление нефти на СИКН с 0,5 метрового стояка.
Подготовка газа.
Газ из УБС с давлением 0,1 - 0,26 МПа поступает в газовый сепаратор ГС, в котором происходит очистка газа от капельной жидкости. Излишки газа сбрасываются на факел высокого давления.
Конденсат, отделившийся в газовом сепараторе ГС, периодически сливается в дренажную емкость ЕПП № 8 и закачивается в промысловый коллектор.
Газ после газового сепаратора с давлением 0,1 -0,14 МПа поступает на площадку подготовки топливного газа для дальнейшей подготовки.
Площадка подготовки топливного газа включает в себя:
11
- Вертикальный сепаратор ВС1;
Газ с узла сепарации поступает в сборник конденсата СК с давлением 0,1-0,14 МПа.
В сепараторах сетчатых ВС1 и ВС2 происходит дополнительная очистка газа от капельной жидкости.
Конденсат из ВС1 и ВС2 периодически сливается в дренажную емкость ЕПП № 8, откуда насосом закачивается в коллектор поступления нефти с промысла.
Газ после площадки топливного газа с давлением 0,1 -0,14 МПа поступает потребителям.
Остаточный газ с УСТН-1М, с концевого сепаратора с давлением 0,005 МПа поступает в газопровод низкого давления факельной системы.
Остаточный газ после НГС сбрасывается в газопровод высокого давления факельной системы.
Газ, сбрасываемый на факел низкого и высокого давления, проходит через расширительные камеры, где отделяется от унесенных капель конденсата, конденсат из расширительных камер сливается в подземные емкости ЕПП (КСВД - КСНД), откуда насосом закачивается в сырьевой резервуар.