Оптимизация работы установки подготовки нефти Гремихинского месторождения-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Оптимизация работы установки подготовки нефти Гремихинского месторождения-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Пояснительная записка к дипломному проекту содержит 127 страниц текста, 17 рисунков и 14 таблиц. Список использованных источников включает 15 пунктов.
Ключевые слова и словосочетания: СИСТЕМА СБОРА, ПОДГОТОВКА НЕФТИ, РАЗРУШЕНИЕ ЭМУЛЬСИИ, ОРОСИТЕЛЬНЫЙ СЕПАРАТОР, УСТРОЙСТВО ОТБОРА, СМЕСИТЕЛЬ ЖИДКИХ ФАЗ, СМЕСИТЕЛЬ РЕАГЕНТА, АБСОРБЕР, СЕРОВОДОРОД, ПОПУТНЫЙ НЕФТЯНОЙ ГA3, ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ УПН.
Современное нефтегазодобывающее управление располагает многочисленными сооружениями сбора и подготовки нефти к транспортированию, очистки и утилизации нефтяного газа, подготовки к закачке в пласт сточных и пластовых вод. Этот сложный комплекс сооружений должен соответствовать современному уровню развития техники и технологии сбора и подготовки нефти, газа и воды.
Благодаря анализу системы подготовки нефти на Гремихинском месторождении удалось установить целесообразность: направления потока нефти сторонних организаций на прием резервуара предварительного обезвоживания; замены некоторых сооружений установки подготовки нефти (концевую сепарационную установку на оросительный сепаратор ШВ, существующее устройство отбора предварительно обезвоженной нефти на устройство отбора ШВ); включения в существующую технологическую схему Гремихинской установки подготовки нефти установки блочной сепарационной для сепарации потока жидкости с ГЗУ Гремихинского месторождения, смесителей реагента для сокращения его расхода и повышения эффективности процесса обезвоживания, устройства профилактики накопления межфазного слоя («ловушечной нефти») в резервуаре предварительного обезвоживания и абсорбера для очистки попутного нефтяного газа от сероводорода.
Извлеченное из недр сырье имеет трехфазную структуру: нефть, пластовую воду с растворенными солями и газ. Чтобы получить из добытого сырья нефть товарной кондиции необходимо осуществить комплекс технологических процессов.
Нефть Гремихинского месторождения проходит подготовку на Гремихинской УПН. В этом разделе произведен анализ существующей системы подготовки добытой продукции, полученных из скважин этого месторождения.

2.1. Система сбора нефти Гремихинского месторождения

Гремихинское месторождение разбурено наклонно направленным методом с концентрацией устьев скважин в кустах. В каждом кусте содержится до 16 скважин. На месторождении обустроена герметизированная напорная система сбора продукции скважин от кустов до товарных резервуаров. Давление на устьях добывающих скважин 0,8-1,6 МПа. На каждом кусте скважин имеется групповая замерная установка (ГЗУ «Спутник»), где проводится индивидуальный замер дебита каждой скважины. Продукция скважин от ГЗУ поступает на три дожимные насосные станции (ДНС) и от них по трем коллекторам при давлении 0,4 МПа поступает на Гремихинскую УПН – поток 1. На каждой ДНС продукция от ГЗУ поступает в буферную емкость (горизонтальный сепаратор типа НГС-1-6-1600-16 ГС), в котором происходит первичная сепарация газа при давлении 0,4 МПа. Продукция с ГЗУ ближайших кустов на УПН поступает по двум коллекторам при давлении 0,3 МПа – поток 2.


2.2. Подготовка нефти Гремихинского месторождения

Существующая технологическая схема Греминской УПН показана на рис.3, из которой следует, что технология подготовки нефти состоит из четырех основных контуров:
- блока сепарации;
- узла предварительного обезвоживания нефти (УПСВ);
- установки подготовки нефти (УПН);
- установки подготовки воды (УПВ).
Вязкость водонефтяной эмульсии (ВНЭ), поступающей на вход УПН, достигает 145 мПа·с. Поэтому, чтобы снизить вязкость и, соответственно, улучшить процесс сепарации газа, перед блоком сепарации ВНЭ необходимо подогревать. Исходя из этого, первый поток при входе на УПН проходит через пароподогреватель 1 (ПП-1) и нагревается до температуры 25-30°С. Затем потоки смешиваются и направляются на сепарацию газа.
Подогретая ВНЭ поступает в концевую сепарационную установку 2 (КСУ-1). Температура смеси 20-25°С. Далее в шесть параллельно работающих отстойников 4-9 типа ОГ-200, где происходит сепарация газа. Выделившийся газ с КСУ-1 проходит через отстойник 3 типа ОГ-200 No12, работающий как газоосушитель, после чего направляется вместе с газом из газосепараторов в подземную емкость 28 (ПЕ-260) и утилизируется на «факеле» 29.
После блока сепарации поток нефти с обводненностью 80,2 % поступает в узел предварительного обезвоживания, который представлен стальным вертикальным резервуаром 17 емкостью 5000 м3 No3 (РВС-3). В этом резервуаре (при температуре около 30°С) происходит отстаивание жидкости и разделение фаз (воды и нефти), при этом на выходе из резервуара обводненность ВНЭ падает до 16,8 %.
Отбор воды из РВС-3 происходит снизу, благодаря чему она под собственным напором перетекает на УПВ. Отбор предварительно обезвоженной нефти происходит на уровне 7,5 м (уровень жидкости поддерживается 9 м, уровень раздела фаз - 6 м).
Далее ВНЭ поступает в буферную емкость 18 (БЕ) 16 м3, обеспечивающую ритмичную работу трех насосных агрегатов 19 типа ЦНС-180, которыми сырая нефть прокачивается через пароподогреватель 20 (ПП-2), где нагревается до температуры 32-37°С, и направляется в печь 21 типа ПТБ-10 под давлением до 9 атм. На ПТБ-10 поток водонефтяной эмульсии, с целью ее быстрейшего разрушения, нагревается до температуры 58-60°С в присутствии деэмульгатора, который подается с удельным расходом 83 г/т перед перекачивающими насосами. Печь, все технологические емкости, а также трубопроводная обвязка теплоизолированны для уменьшения потерь тепла в окружающую среду.
Нагретая ВНЭ поступает в три 10-12, параллельно работающих, а затем в два 13 и 14, также параллельно работающих, горизонтальных отстойника типа ОГ-200 емкостью по 200 м3 каждый для глубокого обезвоживания. После них содержание воды в нефти сокращается до 0,5-1 %.
После ОГ-200 в поток нефти вводится пресная вода в количестве 10% от объема обрабатываемой нефти и вслед за этим ВНЭ подается в два электродегидратора 15 и 16 (ЭД-160 и ЭД-200). В них происходят процессы обессоливания и глубокого обезвоживания продукции, в результате чего нефть доходит до кондиции товарной нефти (обводненность 0,4 %, содержание солей до 300 мг/л, механических примесей 0,02 % по массе).
Вода с ОГ-200 при температуре 56-60°С в количестве до 150 м3/ч подается на вход РВС-3, с целью ускорения процесса обезвоживания за счет повышения температуры ВНЭ, находящейся в верхней части резервуара. Вода с ЭД при температуре 50-56°С в количестве 4-5 м3/ч подается на прием насосов перед ПТБ-10.
Готовая нефть проходит через сепаратор 22 (КСУ-2), где происходит процесс горячей сепарации газа, и по кольцевой трубе, проходящей по внутреннему периметру РВС-3 для охлаждения до 45°С, поступает в резервуар для товарной нефти 23 РВС-5000 No1 (РВС-1).
Также из накопительной емкости в РВС-1 насосом через узел учета 32 поступает нефть сторонних организаций.
Выделившийся газ с КСУ-2 направляется в подземную емкость 28 ПЕ-200 и утилизируется на «факеле» 29.
Качество нефти в товарном резервуаре постоянно контролируется соответствующей лабораторией. Наиболее подготовленную нефть двумя насосами 24 типа НПС-200/520 откачивают из РВС-1 в магистральный нефтепровод в количестве 1700 т/сут на Ижевскую УПН, при этом производится учет ее объема и качества в узле учета нефти 25 (УУН).
Отстоявшаяся пластовая вода из нижней части РВС-3 под собственным напором перетекает на УПВ в вертикальный резервуар 26 РВС-5000 No5, в котором происходит очистка (осветление) воды путем отстаивания. Очищенная до требуемой кондиции вода подается насосом на кустовую насосную станцию 27 (КНС) и закачивается в пласт, в поглощающие горизонты.


2.3. Нефть, поступающая на Гремихинскую УПН

Выше уже указавалось, что нефть Гремихинского месторождения поступает на УПН двумя потоками: первый, с ДНС, объемом 7000 м3/сут и обводненностью 78,5%; второй, от кустов с ГЗУ, объемом 2800 м3/сут и обводненностью 82%.
На Гремихинскую УПН также перекачивает нефть одна сторонняя нефтяная компания (НК):
- ОАО «Белкамнефть»;
Объем поставляемой нефти составляет порядка 20% от объема нефти, поступающей на Гремихинскую УПН.
Физико-химические свойства нефтей, поступающих на Гремихинскую УПН, сведены в таблицу 8, где указаны объемы нефти, среднее содержание в нефти воды, механических примесей, плотность, вязкость, содержание асфальтенов, смол и парафинов.
Анализ таблицы 8 показывает, что наибольшее содержание воды и механических примесей в сырье Гремихинского месторождения, обводненность которой составляет порядка 80 %, а механических примесей – 0,0484-0,05 % масс., причем после РВС-3 предварительного сброса содержание механических примесей увеличивается до 0,1149-0,165 % масс.
Поступающая на УПН нефтяная эмульсия Гремихинского месторождения обладает также, в сравнении с нефтями других организаций, наибольшей плотностью и вязкостью, величина которых составляет 991 кг/м3 и 145 мПа·с при температуре 25°С, суммарное содержание в этой нефти асфальтенов, смол и парафинов (АСП) составляет 37 %, а в нефтях сторонних организаций – 20,6-32,8 % масс. Наибольшее содержание парафинов в нефтях Решетниковского и Гремихинского месторождения – 6 и 5,1 % масс. соответственно.
Нефть сторонних организаций, в сравнении с нефтью Гремихинского месторождения, имеет в своем содержании низкий процент воды и содержание механических примесей, среднее значение которых составляет 1,29 % и 0,0217 % масс., небольшую вязкость (42 мПа·с при 25°С).



2.4. Недостатки существующей подготовки нефти на Гремихинской УПН

Анализ существующей технологической схемы Гремихинской УПН показывает, что она имеет ряд недостатков.
Мощность действующей установки подготовки составляет: по жидкости – 2975000 м3/год или 8500 м3/сут, по нефти – 595000 т/год или 1700 т/сут.
Следовательно, данная технология и оборудование не обеспечит подготовку действительного поступления жидкости на УПН – 3675000 м3/год или 10500 м3/сут (с учетом сторонних организаций - 720 м3/сут) и получения из нее товарной нефти – 880250 т/год или 2515 т/сут. /15/.

Во-первых, поток 2 (с ГЗУ) поступает на Гремихинскую УПН без предварительной сепарации и учета жидкости.
КСУ не полностью обеспечивают выделение газа из ВНЭ. Это обусловлено тем, что в существующих сепараторах поверхность раздела фаз недостаточна для осуществления полного процесса сепарации.

Во-вторых, необходимо провести исследование процесса обезвоживания смеси нефтей сторонних организаций и нефти Гремихинского месторождения, так как плотность, вязкость и содержание асфальтенов, смол и парафинов (АСП) в нефтях первых по величине меньше, чем в нефти Гремихинского месторождения, то после смешения процесс обезвоживания должен проходить с большей эффективностью.

В третьих, существует возможность снижения расхода реагента-деэмульгатора за счет подключения в технологическую схему смесителя реагента.


В четвертых, в процессе обезвоживания в РВС-5000 No3 периодически происходит накопление межфазного слоя, насыщенного механическими примесями – 0,165 % масс. (таблица 8), который периодически откачивается в системы глубокого обезвоживания и обессоливания, что приводит к срывам работы в нормальном технологическом режиме.

В пятых, высокая обводненность продукции на выходе из резервуара предварительного обезвоживания РВС-5000 No3 связана с несовершенством конструкции отборного устройства и низкой температурой ведения процесса обезвоживания (в зимний период обводненность достигает 38-40 %).

В шестых, весь попутный нефтяной газ сбрасывается на «факел» без очистки от сероводорода.

Из вышеперечисленного следует сделать вывод о целесообразности оптимизации существующей подготовки нефти с целью стабилизации и повышения эффективности работы Гремихинской УПН, устранив выявленные недостатки.

На ходе проделанной работы можно сделать вывод о недостаточно эффективной работе существующей системы подготовки нефти на Гремихинском месторождении.
С целью улучшения ее работы рекомендуется: установить на втором потоке - с ГЗУ установку блочную сепарационную УБСА-3000/6; заменить концевые сепарационные установки КСУ на оросительные сепараторы ШВ; отстойники сепарации после КСУ использовать, помимо этого, для первой ступени предварительного обезвоживания; направить поток нефти сторонних организаций на прием резервуара предварительного обезвоживания нефти; существующее устройство отбора предварительно обезвоженной нефти заменить на устройство отбора ШВ; для профилактики межфазного слоя и нагрева жидкости резервуара предварительного обезвоживания использовать смеситель жидких фаз; для рационального расходования и улучшения процессов предварительного и глубокого обезвоживания включить в существующую схему подготовки нефти на Гремихинской УПН два смесителя реагента на входе и выходе РВС-5000 №3; добавить абсорбер для очистки попутного нефтяного газа от сероводорода.
Все выше изложенные предложения подтверждены расчетами технологического и экономического разделов.