Совершенствование процесса обезвоживания и обессоливания нефти на промысле Северо-Салымского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и об

Совершенствование процесса обезвоживания и обессоливания нефти на промысле Северо-Салымского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

Нефть поступающая из скважин не представляет собой соответствую-щую чистую продукцию. Извлекаемая нефть содержит в себе различные ве-щества, примеси, части горной пароды и прочее. Такую нефть называют сы-рой нефтью. Сырую нефть нельзя транспортировать и перерабатывать без промысловой подготовки из-за ряда экономических и технологических при-чин.
Один из нежелательных компонентов содержащийся в нефти, при её извлечении, это пластовая вода. На разных стадиях разработки нефтяных месторождений содержание воды в нефти может колебаться от практически безводной до 98 – 99 %. При движении нефти и воды по стволу скважины и трубопроводам происходит их взаимное перемешивание, в результате чего образуются эмульсии (соединения воды и нефти), ввиду наличия в нефти особых веществ – природных эмульгаторов (асфальтенов, смол и т.д.). Об-разование устойчивых эмульсий приводит к увеличению эксплуатационных затрат на обезвоживание и обессоливание промысловой нефти, а также ока-зывает вредное воздействие на окружающую среду (например сбрасывание с отстойников нефть вместе с водой в виде эмульсий). Иначе говоря, присут-ствие пластовой воды существенно удорожает транспортировку нефти по трубопроводам и переработку.
Помимо воды нефть содержит механические примеси, состоящие из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины, известняка и дру-гих пород. При транспортировки и обработки нефти, в которой содержатся механические примеси, усиливается износ труб и образуются отложения в нефтеаппаратах, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи и производительности установок.
Еще более вредное воздействие, чем вода и механические примеси ока-зывают на работу установок промысловой подготовки и переработки нефти хлористые соли, содержащиеся в нефти. Хлориды различных видов образу-ют вместе с водой соляные кислоты даже при низких температурах. Под дей-ствием соляной кислоты происходит разрушение (коррозия) металла аппа-ратуры технологических установок. Особенно интенсивно разъедается кон-денсационно-холодильная аппаратура перегонных установок (или просто холодильники). Кроме того, соли, накапливаясь в остаточных нефтепродук-тах мазуте, гудроне и коксе, ухудшают их качество. Значительно увеличива-ет коррозию нефтеаппаратуры хлористая соль в сочетании с серой (напри-мер в сернистых нефтях).
Именно на частичную очистку от этих компонентов и направлена про-мысловая переработка нефти.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Принципиальная технологическая схема сбора
и подготовки нефти и газа

Промысловое обустройство требует большого объема капитальных вложений, значительная доля которых приходится на сооружение системы сбора и транспорта продукции скважин. Поэтому совершенствование и упрощение систем сбора и транспорта нефти и газа имеет первостепенное значение как для снижения капитальных затрат и эксплуатационных расхо-дов, так и для сокращения сроков обустройства и, следовательно, для уско-рения ввода в действие новых нефтяных месторождений.
Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды.
Единой универсальной системы сбора нефти, газа и воды не существу-ет, т.к. каждое месторождение имеет свои особенности: размеры, формы, ре-льеф местности, природно-климатические условия, сетку размещения сква-жин, способы и объемы нефти, газа и воды, физико-химические свойства пла-стовых жидкостей и т.д.
Любая система сбора нефти, газа и воды должна обеспечить возмож-ность осуществления следующих операций:
· измерение продукции каждой скважины;
· транспортировка продукции скважин за счет энергии пласта или насосов до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды;
· отделение газа от нефти и транспортировка его до пункта подготовки или до потребителя;
· отделение свободной воды от продукции скважин до установок под-готовки нефти (в случае добычи обводненной нефти);
· раздельный сбор и транспорт продукции скважин, существенно отли-чающейся по обводненности или физико-химическим свойствам;
· подогрев продукции скважин, если невозможно ее собирать и транс-портировать при обычных температурах.
Системы сбора нефти и газа постоянно совершенствуются.
Организация крупных централизованных сборных пунктов значитель-но упрощает схемы нефтегазосбора отдельных промыслов и создает благо-приятные условия для их объединения в более крупные административно-хозяйственные единицы. Разделение нефти и газа и соответствующая их об-работка на крупных централизованных пунктах более выгодны, чем на раз-бросанных мелких объектах. Такая централизация позволяет снизить потери легких фракций нефти, улучшить подготовку нефти, осуществить более глу-бокую переработку газа и обеспечить максимальное извлечение сырья для химической промышленности.
Разработан ряд принципиально новых герметизированных систем нефтегазосбора, в основу которых положен прогрессивный метод совместно-го транспорта нефти и газа как в двухфазном, так и однофазном состояниях (транспорт газонасыщенной нефти) на большие расстояния, измеряемые де-сятками километров, под давлением, достигающим 70*105 н/м2 (Па). Это поз-волило значительно улучшить технико-экономические показатели нефтепро-мыслового хозяйства в целом.


Рис. 2.1 Принципиальная технологическая схема сбора
и подготовки нефти и газа

На каждом нефтяном месторождении нефть, поступающая со скважин, проходит предварительную подготовку на дожимных насосных станци-ях (ДНС), либо установках подготовки нефти (УПН). Далее она транспор-тируется в центральные пункты подготовки и перекачки нефти (ЦППН). Дело в том, что в нефти содержится попутный нефтяной газ (ПНГ) и вода, которые необходимо извлечь с целью повышения её товар-ного качества. На данный момент попутный нефтяной газ извлекается из нефти путём её сепарации в один или несколько этапов (ступеней). Количе-ство ступеней сепарации зависит от физико-химических свойств нефти, а именно от её газосодержания (Гс). Из своей практики могу сказать, что в большинстве случаев на ДНС нефть подготавливается в две ступени сепара-ции. Да, встречались объекты, имеющие всего одну ступень сепарации, либо, ещё реже – три ступени. Однако, как я говорил, в большинстве случаев на ДНС нефть разгазируется в две ступени. Давление на сепараторе 1 ступени (P1ст) всегда больше, чем на сепараторах 2 и последующих ступеней (PNст). К примеру, могут быть такие показатели: P1ст=4 кгс/см2, P2ст=0,1 кгс/см2. Пока-затели давления зависят от многих факторов, которые учитываются при раз-работке месторождения и вносятся в Технологическую схему. Количество сепараторов зависит от объёма добываемой нефти.



Рис. 2.2 Дожимная насосная станция

Пластовая нефть со скважин поступает на ДНС при определённом дав-лении, которое уменьшается в процессе её подготовки (разгазирования и сброса воды). После подготовки на ДНС нефть «дожимается» насосами и под давлением транспортируется на ЦППН. На ЦППН приходит нефть с разных ДНС, фактически образуя смесь нефтей, которую также необходимо подго-товить (разгазировать и удалить воду), только уже более тщательно – до то-варной кондиции.
В большинстве случаев на объектах подготовки нефти присутствуют подогреватели пластовой жидкости (далее – печи). Печи подогревают нефть, в результате чего улучшаются её транспортные свойства (она становится ме-нее вязкой) и из неё выделяется больше газа. Температура подогрева нефти в печах обычно составляет 40÷60 0С (в зависимости от свойств пластовой жид-кости). Кстати, бывают месторождения, где температура пластовой нефти может достигать свыше 100 0С. На моей практике было одно такое место-рождение, где температура пластовой жидкости составляла 120 0С! При этом, нефть этого месторождения содержала большое количество парафинов – веществ, затрудняющих транспортировку нефти по трубопроводам. В большинстве случаев печи в виде топлива используют попутный нефтяной газ (существуют также и те, которые на нефти работают, но я таких не встре-чал). Часть газа, выделяющегося из сепаратора нефти 1 ступени, направляет-ся на печь. А печь, в свою очередь, подогревает нефть, выходящую из сепа-ратора 1 ступени. Далее подогретая нефть направляется в сепаратор 2 ступе-ни, где также происходит её разгазирование. Количество печей зависит от объёма добываемой нефти.
Для полноценной работы каждого объекта добычи нефти необходима электроэнергия. Электроэнергия поставляется либо из вне, либо вырабаты-вается на самом объекте. Для выработки электроэнергии на месторождении используются электростанции различных типов (в зависимости от мощности и вида топлива). Это бывают газопоршневые (ГПЭС), газотурбинные (ГТЭС) идизельгенераторные (ДГУ) электростанции. ГПЭС и ГТЭС работают на подготовленном попутном нефтяном газе 1 ступени сепарации. ДГУ работает на дизельном топливе – солярке. Выбор типа электростанции зависит от не-обходимой мощности электроэнергии. Кстати, ГТЭС достаточно мощный тип электростанций и может обеспечивать электроэнергией несколько объек-тов добычи нефти. ГПЭС менее мощный тип электростанций, но также как и ГТЭС может дополнительно вырабатывать и тепловую энергию. Что касается ДГУ, то этот тип электростанций используется на малых удалённых место-рождениях, где строительство больших электростанций не целесообразно. Комплекс из нескольких ДГУ вполне обеспечивает электроэнергией неболь-шое месторождение.
Для обеспечения персонала теплом на объектах подготовки нефти обычно имеется котельная. В котельной установлено несколько котлов (например, 2 в работе и 1 резервный). В качестве топлива котлы используют попутный нефтяной газ 1 ступени. Потребление газа котельной зависит от температуры окружающей среды, а летом котельная вообще не использует-ся. Кстати, на некоторых месторождениях используются полностью автома-тизированные системы котлов, т.е. нет необходимости в котельщике – расход газа на котёл автоматически регулируется в соответствии с температурой окружающей среды.
Ну и обязательный атрибут любого объекта подготовки нефти – фа-кельные линии (факела). Факел – это технологический объект, предназначен-ный для сжигания аварийных выбросов газа. Однако, ввиду того, что выде-ляющийся из нефти попутный газ не полностью расходуется на собственные нужды (печи, котельные, электростанции), и если нет возможности поставить его на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), излишки его сжигаются в факе-лах. Причём количество сжигаемого газа на факелах в некоторых случаях весьма существенное. На некоторых месторождениях доля неиспользуемого газа составляет 50÷70 %, а иногда и больше (удалённые месторождения). Объём сжигаемого газа зависит от газового фактора (Гф), т.е. количества вы-деляющегося газа из нефти. Ценный продукт сгорает в огромных объёмах просто потому, что иногда нет возможности его транспортировать для пере-работки. Об этом я рассказывал в статье «Использование попутного нефтя-ного газа». Что касается факелов, то они бывают двух типов: факел высокого давления и факел низкого давления. На факел высокого давления сбрасыва-ются излишки газа 1 ступени. На факеле низкого давления сгорает газ 2 и по-следующих ступеней.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения технологии подготовки нефти произошло увеличение дебита скважины на 38 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 11186 тонн.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 4032,17 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от применения технологии подготовки нефти в сумме 58,8 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 99,26 млн. руб и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 89,82 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти, в результате применения технологии подготовки нефти она выросла на 4032,17 руб на тонну нефти.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности использования технологии подготовки нефти.




ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Обязательным этапом подготовки нефти к переработке является обезвоживание и обессоливание, т.е. удаление из нее воды, минеральных солей и механических примесей, поскольку их наличие оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ).
Обезвоживание нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмульгаторов - различных ПАВ. Однако, одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефтей большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли и воду удаляют с помощью операции обессоливания, которая заключается в смешении нефти со свежей пресной водой, разрушении образовавшейся эмульсии и последующем отделении от нефти промывной воды с перешедшими в нее солями и механическими примесями.
Дополнительную очистку на НПЗ нефти, поступающей с нефтепромыслов, проводят электротермохимическим методом в установках ЭЛОУ, где термохимическое отстаивание сочетается с электрической обработкой водно-нефтяной эмульсии.
Применяемые на ЭЛОУ деэмульгаторы подают в нефть в виде 1-2%-ных водных растворов либо без разбавления (нефтерастворимые). При обессоливании ряда нефтей наряду с деэмульгатором используют щелочь в количестве, необходимом до доведения рН дренажной воды до 7. Глубокое обессоливание нефти обеспечивается добавлением в каждой ступени ЭЛОУ 4-10% по объему промывной воды.
Была исследована возможность повышения эффективности действия деэмульгаторов посредством приготовления их растворов на электрохимически активированной воде - католите или анолите. Было установлено, что эффективность действия различных деэмульгаторов может быть увеличена в 3 - 5 раз, т.е., их расход может быть уменьшен в 3 - 5 раз при сохранении тех же результатов по скорости и глубине деэмульгирования или же эти показатели могут быть увеличены на 50 - 80% при сохранении прежних пропорций ввода эмульгаторов. Объясняется это тем, что электрохимически активированная вода является чрезвычайно мощным и универсальным средством регулирования окислительно-восстановительного потенциала и, соответственно, межфазного скачка потенциала в эмульсиях, что позволяет в широких пределах изменять их устойчивость - от создания сверхстойких неразрушающихся длительное время эмульсий до получения крайне неустойчивых и быстро расслаивающихся водо-нефтяных систем.
В настоящее время теория и практика конструирования технических систем для получения больших объемов электрохимически активированной воды и растворов получила значительное развитие. На основе использования проточных электрохимических модульных элементов ПЭМ-3 и ПЭМ-7 созданы новые классы высокоэкономичных и надежных электрохимических устройств для получения активированных растворов и воды. Десятки тысяч установок для получения электрохимически активированной воды и растворов (установки СТЭЛ, АКВАХЛОР, ИЗУМРУД и др.) работают во многих городах России и стран ближнего и дальнего зарубежья. Накопленный научно-технический потенциал позволил создать промышленные электрохимические системы для получения большого количества электрохимически активированной воды - анолита и католита как из раствора хлорида натрия в пресной питьевой воде, так и из природной воды пресной или слабоминерализованной, в том числе, пластовой. Например, установка СТЭЛ-НЕРЛЬ-1000, разработанная специально для использования в нефтегазовой промышленности, позволяет обеспечить получение 1000 литров в час кислого анолита и до 500 литров в час щелочного католита при потребляемой электрической мощности 4 кВт. Ее модификация - СТЭЛ-НЕРЛЬ-1000-М производит до 1000 литров в час католита со значением ОВП до -800 мВ при рН свыше 11 и до 500 литров в час кислого анолита с содержанием оксидантов свыше 1500 мг/л.
Установки АКВАХЛОР, предназначенные для обеззараживания больших объемов сточной или питьевой воды, успешно работают на многих станциях очистки воды как в России, так и за рубежом, наглядно подтверждая непревзойденную эффективность и экономичность электрохимических методов преобразования воды и водных растворов на основе технологий электрохимической активации.