Сбор и подготовка нефти

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Опыт  эксплуатации месторождении  показал, что в процессе добычи спутниками нефти являются газ и вода. Из скважин извлекается сложная  смесь, состоящая из нефти, газа, воды и примесей. В таком виде транспортировать продукцию нельзя. Во-первых, вода-это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти и воды возникают потери давления для преодоления сил трения, чем при перекачке одной нефти. В-третьих, пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей-абразивный износ оборудования.

Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация.

 В выделившихся попутных газах содержится большое количество тяжелых углеводородов являющихся ценнейшим сырьем для нефтехимического производства. Поэтому перед промышленностью стоит задача по отбензиниванию попутных газов и предварительной их очистке от вредных примесей  и осушке от влаги.

  Как известно одним из способов интенсификации разработки нефтяных пластов является поддержание пластового давления, поэтому вскоре на поверхность вместе с нефтью выносится все большее количество пластовой воды, для отделения которой и создаются на нефтепромыслах установки по подготовки нефти.

 В данном курсовом проекте рассмотрена система сбора и подготовки продукции скважин на УПН…

         Произведён расчёт сепарации нефти от газа состоящий из трёх ступеней. Получен компонентный состав жидкости и газа после каждой из ступеней.

 

 

2 КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА АЙРИТАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И НАСЫЩАЮЩИХ ПЛАСТ ФЛЮИДОВ

2.1 Месторождение Айритан. Месторождение Айритан расположено на южном борту западной части Ферганской межгорной впадины – Ферганского нефтегазоносного бассейна, в 30 км к юго-востоку от г. Канибадам.     Абсолютные отметки поверхности месторождения 530 – 670 м.

Месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке сильно вытянутой в широтном направлении. По кровле 2-го пласта, длина  складки 11 км, ширина до 4 км.

В тектоническом  отношении месторождение приурочено к Канибадамской антиклинальной  складке субширотного простирания, которая расположена в Центральной  Ферганской тектонической зоне и  занимает центральное место в  Канибадам – Раватской линии складок. Канибадамская складка расположена   кулисообразно по отношению к Раватской и находится в 13,8км к Юго-западу от нее. Нефть с месторождения по нефтепроводу длиной 33км подается на прирельсовые нефтеналивные сооружения на ст. Нефтеабад,  откуда направляется на нефтеперерабатывающий завод. Газ используется в качестве бытового газа населением Согдийской области. 

Айританское месторождение  в  административном отношении  находится  на территории Исфаринского района Согдийской области Республики Таджикистан. В экономическом отношении район сельскохозяйственный с развитой инфраструктурой. Из полезных ископаемых в районе месторождения, кроме нефти, имеются известняки и доломиты, используемые как строительный и дорожно-строительный материал, гипсы, как сырье для получения алебастра и конгломераты, как дорожно-строительный материал. Большое значение на площади приобрели глины, используемые как сырье для приготовления глинистого раствора при бурении скважин. Разработка месторождения осуществляется таджикско-австрийским предприятием СООО «Петролеум Сугд».

Рисунок 2.1 Расположение 10-и месторождений СООО «Петролеум Сугд»

2.2 Характеристика  насыщающих пласт флюидов. Операции  по очистке нефти, газа и  воды от различных примесей осуществляются на специальных установках по подготовке соответственно нефти (УПН), воды (УПВ) и газа (УПГ). Эти установки расположены на сборном пункте, где находятся также установки учета товарной нефти и другие устройства.

При подготовке нефти состав продукции скважин  имеет очень большое значение, от этого зависит весь процесс её подготовки. 

Компонентный  состав газа, физико-химические свойства нефти, состав сточной воды приведены  в таблицах 2.1, 2.2 и 2.3.

 

 

Таблица 2.1  Компонентный состав и физико-химические свойства попутного газа.

Компоненты	Молекулярный  вес	Значение
		Об. %	Вес.%
1	2	3	4
С2Н6	30	61.22	53.59
С3Н8	44	20.41	26.92
С4Н10	58	1.02	2.01
С5Н12	72	1.02	2.22
С6Н14	86	0.17	0.41
С7Н16	100	0.20	0.63
С8Н18	114	0.07	0.24
Н2S	34	0.24	0.24
N2	28	13.26	10.78
CO2	44	2.38	3.2
Плотность, кг/м3 -  1,0485

 

 

Таблица 2.2 Характеристика товарной нефти

Показатели	Единица изм.	Величина
Плотность	кг/м3	895,0
Содержание  воды	%	0,5
Содержание  мех. примесей	%	0,01
Содержание  хлористых солей	мг/л	100
Вязкость  кинематическая при 20 0С	сСт	48,62
Смолы акцизные Асфальтены Сера  общая Парафины	% % % %	42,0 5,03 3,10 0,92

Таблица 2.3 Характеристика сточной воды

Показатели	Единица изм.	Величина
Плотность	кг/м3	1054,0
Водородный  показатель	pH	7,3
Железо  общее	мг/л	2,1
Мех. примеси	мг/л	отс.
Нефтепродукты	мг/л	7,8
Сероводород	мг/л	40
Общая минерализация	мг/л	131529,8

3 ХАРАКТЕРИСТИКА  СУЩЕСТВУЮЩИХ СИСТЕМ СБОРА И  ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

3.1 Общая характеристика. Установка подготовки нефти находится на территории НСП “Канибадам” СООО «Петролиумсугд» и расположена в Исфаринском районе республики Таджикистан.

Метод производства – термохимический с гидродинамическим  отстоем.

Год ввода в  эксплуатацию:

Установка по обезвоживанию  – 1968г.

Блок ступеней сепарации – 1973 г.

Блок обезвоживания – июль 1976 г.

Установка предварительного сброса воды УПС – 2000/6 – 1978 г.

Предварительный сброс состоит из 2-х потоков: обезвоживания  и обессоливания, подготовка и откачка  нефти, воды по одному потоку.

Проектная мощность – 6 тыс. т/сут. товарной нефти.

УПН " Канибадам "включает в себя:

- площадку технологического  оборудования, состоящую из  газосепараторов II и II ступени сепарации объемом 56 м^З - 2 шт, газосепаратор III ступени сепарации объемом 56 м³ - 1 шт. , емкость газоосушителя 6 м^З - 1 шт.

-  площадку  печей ПГ - 1,2,3,4 и ОФГ - 1,2

        - площадку отстойника объемом , 200 - 4 шт

        - дегитратор объёмом 160  -  4 шт;

        -  насосную внутренней и внешней перекачки и очистных сооружений;

- резервуары  сырой нефти (2шт) и товарной нефти (8шт) и резервуары очистных сооружений (2шт)  объемом  5000м^З  каждый;

- подземные  канализационные емкости объемом  200м^З и 32м^З -2шт

- площадку аварийных  емкостей объемом 32м^З - 2шт;

- площадку блока  реагентного и ингибиторного  хозяйства БР - 2,5 – 3 шт;

- факельное  хозяйство,состоящее из факельного  стояка  o 200мм и Н = 20 м и конденсатосборника объемом     4 м^З;

- воздушную  компрессорную;

- блок КТП  и РУ 6 кВт;

- резервуары противопожарного запаса   воды объемом 300м^З -2шт;

- насосную станцию  пожаротушения;

- насосную станцию  пенотушения с емкостями объемом  - 6м^З- 3 шт;

   - узла коммерческого учета нефти.

Рисунок 3.1 Центральный пункт подготовки нефти СООО «Петролеум Сугд»

3.2 Подготовка  скважинной продукции. Нефть отделяется  от воды и солей дважды: первый раз на площади нефтяного месторождения, где на установках подготовки нефти из нее извлекают основную массу воды и доводят содержание её от 0,2 до 0,8 % вес., и второй раз — на нефтеперерабатывающих заводах, где из нефти удаляют воду, а содержание солей доводят до 2—5 мг/л.

Для предотвращения образования, а также для разрушения уже образовавшихся нефтяных эмульсий широко применяются деэмульгаторы — поверхностно-активные вещества (ПАВ), обладающие большей активностью, чем эмульгаторы. Основное назначение деэмульгаторов — вытеснить с поверхностного слоя капель воды эмульгаторы — естественные поверхностно-активные вещества, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафины) и в пластовой воде.

Вытеснив  с поверхностного слоя капель воды природные эмульгирующие вещества, деэмульгатор образует гидрофильный адсорбционный слой, в результате чего капельки воды при столкновении коалесцируют (сливаются) в более крупные капли и оседают. Чем эффективнее деэмульгатор, тем больше он снижает прочность «бронированного» слоя и тем интенсивнее разрушается эмульсия. Для более успешного разрушения и прекращения «старения» нефтяных эмульсий деэмульгаторы следует подавать на забой скважин и осуществлять «внутрискважинную» деэмульсацию.

При подаче деэмульгаторов на забой скважин обычно происходит инверсия эмульсии, т. е. эмульсия типа В/Н превращается в эмульсию типа Н/В, в которой внешней фазой, является вода с небольшой вязкостью, равной 1 сП, существенно снижающая потери давления от трения.

Теоретически  деэмульгатор может быть эффективным только для какой-то одной эмульсии, имеющей вполне определенное соотношение жидких фаз, определенную степень их дисперсности, а также известное количество и состав эмульгатора, образующего защитную оболочку на каплях воды. Под эффективностью деэмульгаторов понимают их деэмульсационную способность, которая характеризуется их расходом, качеством подготовленной нефти (содержанием в ней остаточных хлористых солей, воды и механических примесей), а также минимальной температурой и продолжительностью отстоя нефти. Эффективность деэмульгаторов испытывается на идентичных образцах эмульсий, которые готовят из безводной нефти и пластовой воды одного и того же месторождения и подвергают седиментации  (отстою)  в течение одного    и того же времени.

Деэмульгаторы, применяемые для разрушения эмульсий, делятся на две группы: на ионогенные (образующие ионы в водных растворах) и неионогенные (не образующие ионов в водных растворах). 

К первой группе относятся малоэффективные деэмульгаторы: НЧК нейтрализованный черный контакт) и НКГ (нейтрализованный кислый гудрон), которые в настоящее время для деэмульсации нефти не применяются.

К неионогенным деэмульгаторам относятся дипроксампн-157, тфоксамин-385, дисолван-4411, сепарол и др.

Неионогенные деэмульгаторы имеют ряд преимуществ перед ионогенными деэмульгаторами и, в частности, перед НЧК. Преимущества эти следующие:

1. Незначительный  удельный расход (для дипроксамина-157 и дисолвана-4411—20-30 г на тонну эмульсии при температуре эмульсии 60—70° С; обводнённость нефти получается около 1%).

  2. Они могут  хорошо растворяться как в  воде, так и в нефти. Не реагируют с солями и кислотами, содержащимися в пластовой воде и нефти, и не дают осадков в трубах и аппаратах.