Автор работы: Пользователь скрыл имя, 24 Сентября 2014 в 22:55, реферат
Сейчас на начальных этапах освоения морских нефтяных месторождений уже значительная часть газа после извлечения пропан-бутана закачивается в пласт, способствуя поддержанию пластового давления и повышению нефтеотдачи коллекторов. Создание двухтопливных двигателей (работающих сперва на дизтопливе, а потом на газе) позволило расходовать часть газа на собственные нужды платформы
(выработка электроэнергии и тепла). Но существуют такие нефтяные месторождения, где газовый фактор чрезвычайно низок и его недостаточно даже для обеспечения собственных нужд платформы, как это имеет место на месторождении «Приразломное», где газовый фактор не превышает 40 добываемой жидкости.
Введение 3
1 Принципиальные технологические схемы подготовки газа и конденсата на море 5
2 Принципиальные технологические схемы подготовки нефти на морских платформах 17
2.1 Описание технологических операций по подготовки нефти по подварианту 1.1 23
2.2 Описание технологических операций по подготовки нефти по подварианту 1.2 27
2.3 Описание технологических операций по подготовки нефти по подварианту 1.3 30
Заключение 33
Список использованных источников 34
2.1 Описание технологических операций по подготовки нефти по подварианту 1.1
На ЛСП-С продукция скважин после сепарации от газа и свободной воды в установке предварительного сброса воды (УПС) (остаточной обводненностью до 20%) по подводному трубопроводу под давлением сепарации направляется на ЛСП-Ю. В пластовую воду (80% от объема добычи воды), очищенную от нефти и мехпримесей в отстойнике — мультигидроциклоне типа НУР, добавляется в Р-1 морская вода насосами Н-3. После очистки от мехпримесей в двухступенчатом фильтре (Ф) через деаэратор (ДА) насосами высокого давления Н-2 и Н-4 из буферного резервуара Р-1 вода дожимается до давления нагнетания и через распределительный коллектор поступает в нагнетательные скважины [2].
Газ после сепарации от капельной жидкости через С-1 поступает в энергетический модуль. Не использованный газ сбрасывается через факельный сепаратор (ФС) на факел.
Регламентное глушение скважин выполняется насосами, установленными на блок-модуле бурового комплекса (из-за малого давления на устьях фонтанирующи (до 1.0 МПа) и полуфонтанных (около 0 МПа), глушение скважин выполняется без циркуляции жидкости глушения). Аварийное глушение куста скважин водой выполняется насосами Н-3 по прямой схеме.
Очистка призабойной зоны скважин выполняется разрядкой по прямой или обратной схеме через блок разрядки и освоения скважин (БРО), который используется и для дренажа аппаратов и трубопроводов по закрытой системе. Дренажные стоки из открытой системы собираются в дренажные емкости (на схемах не показаны). Газ из БРО сбрасывается через факельный сепаратор, жидкость глушения и разрядки после отстоя от нефти и мехпримесей возвращается в блок-модуль бурового комплекса (если в качестве жидкости глушения использован глинистый раствор) или перекачивается насосами в нефтегазосборный коллектор на начало процесса (если в качестве жидкости глушения применена вода). Мехпримеси собираются в контейнеры и вывозятся на берег [2].
На ЛСП-Ю продукция скважин после сепарации от газа и свободной воды в отстойнике первой ступени О-1, смешивается с эмульсией, добытой на ЛСП-С, обрабатывается деэмульгатором, подогревается в теплообменнике «Нефть — пар» (П-1) и поступает на отстой в блочный отстойник 0-2 для подготовки нефти. Подготовленная нефть с остаточной обводненностью до 5% под давлением отстоя перетекает в буферный резервуар Р-1, откуда поступает на прием нефтяных насосов Н-5 для транспорта газонасышенной нефти на БС [2].
Остальные процессы выполняются аналогично процессам на ЛСП-Ю.
Принципиальная схема показана на рисунке 2.2.2.
На БС поступившая по подводному нефтепроводу нефтяная эмульсия (с обводненностью до 5 или 20%) проходит через концевую сепарационную установку (КСУ) для сепарации газа под нулевым давлением, перетекает в сборные резервуары РВС, откуда насосами Н-1 через теплообменник Т-1 «Нефть — нефть», подогревается в печи П-1 до 60-80 °С. В динамическом отстойнике О-1 и в электрообессоливающей установке (ЭЛОУ) нефть очищается от воды и солей (до 0,5% по воде и до 5 солей), охлаждается в 'Г-1 до температуры 20 °С и поступает в парк товарных резервуаров (ПТР), откуда насосами Н-2 направляется через пункт учета товарной нефти в систему магистральных нефтепроводов или по подводному трубопроводу перекачивается на месторождение при варианте транспорта нефти на экспорт. Перед ЭЛОУ нефть смешивается с пресной водой в смесителе (СМ). Часть товарной нефти направляется на автоматизированную малогабаритную блочнокомплектную установку производства моторных топлив МБУМТ, поскольку, как показали расчеты, газа для выработки электроэнергии оказалось недостаточно, часть добываемой нефти подлежит переработке в дизтопливо. Некондиционная нефть насосами Н-3 направляется на начало процесса подготовки нефти [2].
Дренируемая из резервуаров и аппаратов загрязненная нефтью пластовая вода по закрытой системе собирается в резервуаре Р-1, откуда насосами Н-4 проходит через отстойник — мультигидро циклон НУР, где очищается от нефти и мехпримесей. Собранная в резервуаре Р-2 очищенная пластовая вода насосами Н-5 направляется на утилизацию.
Газ из резервуаров и аппаратов по газоуравнительной системе поступает на прием компрессоров винтовых ВК и под давлением направляется на утилизацию. Часть газа сбрасывается в газоуравнительную линию для поддержания давления в системе до 200 мм ртутного столба [2].
Принципиальные технологические схемы БС и МБУМТ показаны на рисунках 2.3.1 и 2.3.2.
2.2 Описание технологических операций по подготовки нефти по подварианту 1.2
Подвариант 1.2 отличается от подварианта 1.1 транспортом на БС из буферного резервуара Р-3 насосами Н-5 обводненной до 20% нефти после установок предварительного сброса воды (УПС) на обеих платформах.
Принципиальные технологические схемы ЛСП-Ю и ЛСП-С показаны на рисунках 2.2.1, 2.2.2, 2.3.3 и 2.4.
2.3 Описание технологических операций по подготовки нефти по подварианту 1.3
Принципиальная технологическая схема эксплуатационного комплекса ЛСП-С по подварианту 1.3 отличается от подварианта 1.1 транспортом на ЛСП-Ю жидкой части продукции скважин ЛСП-С без сброса свободной воды и осуществлением ППД на ЛСП-С только деаэрированной морской водой.
Принципиальная технологическая схема ЛСП-С показана на рисунке 2.4, а для ЛСП-Ю на рисунке 2.3.3 [2].
Дня обустройства месторождения с транспортом нефти танкерами подготовка нефти ЛСП-Ю и ЛСП-С до товарной кондиции по воде, солям, мехпримесям и упругости паров выполняется на ЛСП-Ю. Жидкая часть продукции ЛСП-С (эмульсия и свободная пластовая вода) под давлением сепарации направляется по подводному трубопроводу на ЛСП - Ю.
Подготовленная здесь товарная нефть по подводному трубопроводу под давлением отстоя собирается в танках ЛСП-Ю, а остальная часть отсюда нефтяными насосами ЛСП-Ю перекачивается в танки ЛСП-С.
На ряде нефтяных месторождений, газ которых богат пропан-бутановыми фракциями, а нефть достаточно легкая (0,85—0,87). практикуется их извлечение путем компримирования нефтяного газа с последующим интенсивным охлаждением и сепарацией. Такое решение требует на платформе специальных емкостей для хранения пропан-бутановых фракций, которые при давлении выше 1,6 МПа находятся в жидком состоянии. Иногда, если позволяют условия транспорта нефти по подводному трубопроводу, эти фракции добавляют в нефтяной поток, тем самым снижая его вязкость.
В заключение необходимо отметить, что на ранних этапах освоения месторождении почти всегда имеет место недостаточная изученность залежи к началу составления технологической схемы ее разработки. Поэтому необходимо на этапе проектирования обустройства месторождения проработать различные варианты технологических схем подготовки продукции морских скважин, что позволит выбрать наиболее рентабельную из них [2].
Рисунок 2.4 – Принципиальная технологическая схема ЛСП-Ю по подварианту 1.3
Заключение
Таким образом, можно отметить, что осуществляемые на шельфе операции, связанные с подготовкой нефтегазовых смесей к транспорту являются одними из самых технологически сложных и опасных. Реализоваться они должны в жестком соответствии со всеми нормативными документами, относящимися к данному производству, во избежание различных аварий, связанных с утечками нефти и газа, а так же из детонации, и прочих техногенных катастроф, которые могут возникнуть при нечетком соблюдении инструкций.
Информация о работе Методы подготовки нефтегазовых смесей шельфовых месторождений