Эффективность работы системы подготовки нефти

      СОДЕРЖАНИЕ

      Введение

      1 Общие сведения о месторождении

      2 Технико-технологическая часть

      2.1 Применяемая система сбора и подготовки нефти.

      2.2 Применяемое оборудование и его основные характеристики

3. Методы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий
4. Выводы и рекомендации по анализу технологической схемы подготовки нефти

      3 Общий раздел

      3.1 Охрана недр и окружающей среды

      3.2 Охрана труда и соблюдение условий безопасности

      3.3 Противопожарные мероприятия

      Заключение

      Список  литературы 

      ВВЕДЕНИЕ

 

      Правильно организованная и технически качественно исполненная система сбора и подготовки обеспечивает бесперебойную работу добывающих цехов и подготовку нефти в соответствии с требованиями потребителя с минимальными затратами, а также обеспечивает решение проблем, связанных с охраной окружающей среды и обеспечения противопожарных мероприятий при сборе и подготовке нефти.

      Целью данной работы является анализ эффективности  работы системы  подготовки нефти  в НГДП «Барсуковнефть», входящего  в состав ОАО НК «Роснефть-Пурнефтегаз».

      "Роснефть-Пурнефтегаз" начало разрабатывать самые северные месторождения Тюменской области на территории Пуровского, Красноселькупского и Надымского районов. Границы деятельности предприятия простираются с востока на запад на 300 км и с юга на север на 100 км, находясь в бассейнах рек Пяку-Пур и  Пурпе (см. рисунок 1).

      Добыча  нефти и газа, газоконденсата ведется  тремя основными подразделениями: НГДП «Тарасовнефть», НГДП «Харампурнефть»  и НГДП «Барсуковнефть»

      НГДП  «Барсуковнефть» является основным предприятием в «Роснефть-Пурнефтегезе» по добыче нефти. На его счету более 40% всей добываемой нефти в «Роснефть-Пурнефтегазе».

      Предприятие динамично развивается. В настоящее  время рост добычи нефти (с 1999 года) составляет более 5% ежегодно.

      Организационно  – производственная структура НГДУ «Барсуковнефть» представлена на рисунке 2. 
 
 
 

      1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ 

      В административном отношении Восточно-Янгтинская площадь расположена в Пуровском  районе Ямало-Ненецкого автономного  округа Тюменской области.

      В орографическом отношении район работ представляет собой полого-холмистую равнину с отметками рельефа +30 - +88 м. Наиболее низкие отметки приурочены к руслам и поймам рек.

      Реки  Пякупур и Пурпе - спокойные, равнинные, со скоростью течения, не превышающей 0.3 - 0.8 м/сек на песках и 0.8 - 1.2 м/сек на перекатах. Во время паводков уровень воды в реках поднимается до 2.5 - 5 м. В течение года паводки наблюдаются дважды: весной, в связи с таянием снегов, и осенью (в конце августа) в период частых осадков.

      Широкое распространение имеют небольшие озера, приуроченные к слаборасчлененным, заболоченным водораздельным участкам и поймам рек.. Глубина озер обычно не превышает 0.8-1 м, размеры наиболее значительных - 2-3 км в поперечине. Ледяной покров на реках удерживается с начала октября до конца мая, толщина льда достигает 1 м.

      Сильная заболоченность района связана с  наличием мощного слоя многолетнемерзлых  пород.

      Климат  рассматриваемого района континентальный  и характеризуется резкими колебаниями температур в течение года. Среднегодовые температуры составляют -3-4°С. Абсолютный годовой минимум достигает -50-60°С. Зимой выпадает 30-40% от общего количества осадков. Толщина снегового покрова около 1 м. Зимой нередко бывают степные бури, пурга, скорость ветра достигает 10-16 м/сек при средней скорости 2-3 м/сек. В зимний период преобладают южные ветры, в летний - северные.

      Лесные  массивы, состоящие из лиственницы, ели, кедра, сосны, березы, развиты, в  основном, в виде узких полос шириной до 10 м вдоль берегов рек. Болотистые пространства покрыты сфагновыми мхами.

      В долинах рек встречаются луга и заросли кустарников (ольха, ива, смородина). Из крупных животных встречаются  бурый медведь, волк, северный олень, в редколесье - зайцы. В хвойных  лесах много зайцев. В протоках и на многочисленных озерах много гусей и уток. Озера и реки богаты рыбой.

      Коренное  население (ханты, манси, ненцы, селькупы) занимаются исключительно пушным и  рыбным промыслами, оленеводством. Население  описываемого района значительно возросло за счет работников геолого-разведочных, строительных, нефтегазодобывающих предприятий. Плотность населения крайне низкая (не превышает одного человека на 1 км2).

      Электроснабжение  района осуществляется Сургутской ГРЭС. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 

     2.1 Применяемая система сбора иподготовки нефти  

      Нефть, газ и вода от устьев скважин, рассредоточенных на площади месторождения, направляется по выкидным линиям в систему сбора  и транспортирования. Под системой сбора и транспортирования понимается комплекс оборудования и разветвленную сеть трубопроводов, проложенных на площади месторождений (под или над землей, над или под водой) и предназначенных для сбора продукции скважин и доставки ее до централизованного пункта подготовки нефти. 

      В зависимости от конкретных условий, системы сбора и транспорта должны обеспечивать: сбор и замер продукции скважин; отделение (сепарацию) нефти от газа; отделение от нефти воды и механических примесей; транспорт нефти от сборных и замерных установок до промысловых резервуарных парков, а газа – до компрессорных станций или газораспределительных пунктов; обезвоживание (деэмульсация) нефти, ее обессоливание и стабилизацию, т.е. удаление легких углеводородов; удаление из газа ненужных примесей и отбензинивание его; учет добычи нефти и газа и передача их транспортным организациям.

      В НГДП “Барсуковнефть” сбор нефти  проводится по однотрубной напорной схеме с группы месторождений: Барсуковского, Комсомольского, Западно_Пурпейского, Верхне-Пурпейского, Ново-Пурпейского и Восточно-Янгтинской площади Ново-Пурпейского месторождения . Собранная нефть поступает на ЦПС, где производится окончательная подготовка нефти до товарных кондиций (см. таблицу № 4), и откачка ее через коммерческий узел учета нефти в магистральный нефтепровод НУМН.

      Термоэлектрохимический  процесс подготовки нефти на ЦПС  заключается в обезвоживании, обессоливании, разгазировании (стабилизации) сырой нефти.

      Сырая нефть с обводненностью 48-50% и  температурой 12-18 °С поступает на ЦПС, где в нее подается горячая вода с отстойников О-1/1,2,3 и электродегидраторов ЭДГ-1/1-4 и за счет утилизации тепла происходит нагрев эмульсии до температуры T=22-24 °С. Далее эмульсия через сырьевые НГС-4/3,4,  V=100 м3,  (где происходит дегазация) поступает на РПС (РВС-7 или РВС-9) V=10000 м3 (перед НГС-4/3,4 подается  хим.реагент деэмульгатор «Реапон-4В» в количестве 40 г/т). В РПС подается «горячая струя», горячая нефть после НГС-4/1,2 в объеме 950-1400 т/сутки, и за счет этого происходит дополнительный нагрев эмульсии в РПС до 24-26 °С. Эмульсия под воздействием деэмульгатора и тепла, а также гравитационного отстоя за время нахождения в РПС (2 – 6 часов в зависимости  от  наличия) распадается на нефть и воду. Отделившаяся в РПС пластовая вода откачивается подрезными насосами Н-9/1-4 на ОС в  РВС-16,20 и  после доподготовки насосами НВ-1-4, через узел учета пластовой воды, на БКНС и далее в пласт.

            Обезвоженная эмульсия с РПС (1-10%) насосами внутренней перекачки  Н-1/1-5 подается на печи ПТБ-10/1-4, нагревается  до 40-45 °С (перед насосами Н-1/1-5 вводится реагент в количестве 12-15 г/т) и поступает через С-1/1 на отстойники О-1/1,2,3 (3 шт.) и далее, через буферную емкость Е-/1, в ЭДГ-1/1-4 (электродегидраторы 4 шт.), где происходит окончательное обезвоживание и обессоливание до коммерческих параметров. После ЭДГ-1/1-4 нефть, через товарные НГС-4/1,2, (где происходит дегазация) поступает в РВС-10 (технологический) и откачивается насосами внешней откачки Н-10/1-5, через узел учета нефти, в магистральный трубопровод  (НУМН).  

      Уловленная  нефть с очистных сооружений насосом Н-3 подается в сырую нефть.

      Газ из НГС-4 подается на факел низкого  давления, где сжигается. Собранный  при этом конденсат откачивается в трубопровод кондиционной нефти  и далее в РВС-10.

      Схема подготовки нефти с включением в  схему потока нефти РПС позволяет сократить расход деэмульгатора за счет увеличения времени отстоя, а также промывки эмульсии в слое воды в РПС, кроме того расход деэмульгатора уменьшается за счет уменьшения уноса его пластовой водой, так как часть реагента подается в значительно обезвоженную нефть. Использование РПС также значительно сокращает расходы на подогрев сырой нефти до необходимой температуры (35-40 °С) при которой наиболее эффективно работает деэмульгатор (для данной нефти).

      Одна  из основных проблем рассматриваемой схемы подготовки нефти на ЦПС проявляется при работе в зимних условиях, когда возврата горячей воды из отстойников и электродегидраторов, а также «горячей струи» нефти в РПС не хватает для подогрева жидкости в РПС до необходимой температуры (25-28 °С). Для этой цели зимой приходится подогревать поток сырой нефти, путем переключения части этого потока через печи ПТБ-10/3,4, что приводит к более интенсивной эксплуатации оборудования – насосов внутренней перекачки Н-1 и печей ПТБ-10.

      Другой проблемой является сложность перекачки из товарного парка нефти, находящейся на хранении в резервуарах 5, 6, 8. Эта проблема возникла после реализации схемы подготовки нефти с использованием РПС, при которой трубопровод предназначенный для целей внутренней перекачки жидкости из товарного парка был занят под перекачку подтоварной воды из РПС. В настоящее время эта перекачка осуществляется по линии дренажа из РВС, что не всегда обеспечивает перекачку в нужном объеме.

      Установка подготовки нефти рассчитана на подготовку 6 мил. тонн нефти в год или по жидкости на 12 мил. тонн. В настоящее время объем подготовки нефти составляет около 5 мил. тонн в год. 

      

2. Применяемое оборудование и его основные характеристики

 

      На  ЦПС нефть поступает по трубопроводу Ду=720 мм.

      Сепараторы в технологической схеме подготовки нефти предназначены для дегазации нефти  (отделение растворенного нефтяного газа от нефти), поступающей из цехов добычи,  и очистки (отделения капельной жидкости) попутного газа.

      Сепараторы  могут работать при температуре окружающей среды  от –60 до 1000С

      Рабочая среда – обводненная нефть  с  растворенным нефтяным газом;  температура рабочей среды 250С.

 

      Сепаратор нефстегазовый

      Рабочая среда –  нефть с  растворенным нефтяным газом;  температура рабочей  среды 60 0С.

                           

      .Отстойники  нефти предназначены для предварительного  отстоя нефтяной эмульсии и  сброса пластовой воды, отделившейся  в процессе движения эмульсии  по внутрипромысловым трубопроводам.