Сбор и подготовка нефти на Вынгапуровском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Сбор и подготовка нефти на Вынгапуровском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

На начальном этапе разработки нефтяных месторождений, как прави-ло, добыча нефти происходит из фонтанирующих скважин практически без примеси воды. Однако на каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью поступает вода сначала в малых, а затем все в больших количествах. Примерно две трети всей нефти добывается в обвод-ненном состоянии. Пластовые воды, поступающие из скважин различных ме-сторождений, могут значительно отличаться по химическому и бактериоло-гическому составу.
При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать как механическую смесь двух нераствори-мых жидкостей, одна из которых распределяется в объеме другой в виде ка-пель различных размеров. Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспорта в связи с возрастающими объемами транспортируемой жидко-сти и увеличением ее вязкости.
Присутствие агрессивных водных растворов минеральных солей при-водит к быстрому износу как нефтеперекачивающего, так и нефтеперераба-тывающего оборудования. Наличие в нефти даже 0,1% воды приводит к ин-тенсивному вспениванию ее в ректификационных колоннах нефтеперераба-тывающих заводов, что нарушает технологические режимы переработки и, кроме того, загрязняет конденсационную аппаратуру.
Легкие фракции нефти (углеводородные газы от этана до пентана) яв-ляются ценным сырьем химической промышленности, из которого полу-чаются такие продукты, как растворители, жидкие моторные топлива, спир-ты, синтетический каучук, удобрения, искусственное волокно и другие про-дукты органического синтеза, широко применяемые в промышленности. По-этому необходимо стремиться к снижению потерь легких фракций из нефти и к сохранению всех углеводородов, извлекаемых из нефтеносного горизонта для последующей их переработки.
Современные комплексные нефтехимические комбинаты выпускают как различные высококачественные масла и топлива, так и новые виды химиче-ской продукции. Качество вырабатываемой продукции во многом зависит от качества исходного сырья, т. е. нефти. Если в прошлом на технологические установки нефтеперерабатывающих заводов шла нефть с содержанием мине-ральных солей 100—500 мг/л, то в настоящее время требуется нефть с более глубоким обессоливанием, а зачастую перед переработкой нефти приходится полностью удалять из нее соли.
Наличие в нефти механических примесей (породы пласта) вызывает абразивный износ трубопроводов, нефтеперекачивающего оборудования, затрудняет переработку нефти, образует отложения в холодильниках, печах и теплообменниках, что приводит к уменьшению коэффициента теплопереда-чи и быстрому выходу их из строя. Механические примеси способствуют об-разованию трудноразделимых эмульсий.
Присутствие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и раствора в воде приводит к усиленной коррозии металла оборудования и трубопро-водов, увеличивает устойчивость эмульсии, затрудняет переработку нефти. Количество минеральных солей, растворенных в воде, отнесенное к единице ее объема, называется общей минерализацией.
При соответствующих условиях часть хлористого магния (MgCl) и хлористого кальция (CaCl), находящихся в пластовой воде, гидролизуется с образованием соляной кислоты. В результате разложения сернистых соеди-нений при переработке нефти образуется сероводород, который в присут-ствии воды вызывает усиленную коррозию металла. Хлористый водород в растворе воды также разъедает металл. Особенно интенсивно идет коррозия при наличии в воде сероводорода и соляной кислоты. Требования к качеству нефти в некоторых случаях довольно жесткие: содержание солей не более 40 мг/л при наличии воды до 0,1%.
Эти и другие причины указывают на необходимость подготовки нефти к транспорту. Собственно подготовка нефти включает: обезвоживание и обессоливание нефти и полное или частичное ее разгазирование.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Назначение и состав систем сбора продукции на промысле

Сбор добываемой нефти - это процесс транспортирования по тру-бопроводам нефти, воды и газа от скважин до центрального сборного пункта (ЦПС). Они транспортируются под действием напора, обуслов-ленного давлением на устье скважин, точнее, его превышением над ат-мосферным давлением, разностью геодезических отметок входной и вы-ходной точек трубопровода, а также (при необходимости) создаваемого насосами. Сбор должен сопровождаться точным замером продукции по каждой скважине с целью проектирования эксплуатации скважин, кон-троля и регулирования разработки месторождения.
Получение товарной продукции называют подготовкой добываемой нефти. Она включает технологические процессы сепарации, стабилиза-ции, обезвоживания и обессоливания нефти, очистку сточной воды от эмульгированной нефти и механических примесей, а также осушку и очистку нефтяного газа. Первичная подготовка добываемой нефти на промыслах вызвана необходимостью уменьшить транспортные расходы, предотвратить образование стойких эмульсий, не допустить гидратооб-разования в газопроводах, сохранить приемистость водонагнетательных скважин, уменьшить коррозионное разрушение внутрипромыслового, ма-гистрального и заводского оборудования и трубопроводов при транс-порте нефти, газа и воды.
В настоящее время сбор и подготовка нефти - не два последова-тельных процесса, а единая система перечисленных технологических процессов, когда сбор совмещается с подготовкой нефти. Современная система нефтегазосбора и подготовки - это сложный комплекс трубо-проводов, блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, технологически связанных между собой.
На сооружение объектов и коммуникаций системы сбора и подго-товки нефти расходуется около 50 % капитальных вложений, затрачи-ваемых на разработку месторождений. Использование оборудования в блочно-комплектном исполнении сокращает затраты почти в 2 раза, ускоряет ввод в разработку месторождения на 3-4 года, позволяет из-бежать потерь нефтяного газа и некондиционной нефти. Оно обеспечи-вает также возможность полной автоматизации технологического процес-са, гибкость и маневренность в наращивании или сокращении мощно-стей (монтаж и демонтаж отдельных блоков), учет динамики добычи нефти и жидкости, обводненности продукции во времени.
Уменьшить затраты можно еще рациональным выбором числа и размещением замерных и других установок, трасс трубопроводов с учетом характера местности, диаметров труб, укрупнением и централи-зацией технологических объектов, совмещением процессов сбора и под-готовки нефти. Важно также рационально использовать избыточную энергию, поступающую из скважин. Эти и другие положения учитыва-ются при проектировании промыслового обустройства месторождения, когда совместно рассматриваются различные варианты системы кустова-ния скважин, сбора и подготовки нефти, поддержания пластового дав-ления, электроснабжения и т.д. Совместное рассмотрение этих сложных систем стало возможным на базе использования компьютерных техноло-гий по методике, сочетающей экономико-математические модели с опы-том проектировщика. Оптимизация промыслового обустройства обеспе-чивает уменьшение капитальных вложений на 10-15 %.
К числу основных требований, предъявляемых к системам сбора, транспортирования и подготовки нефти, газа и воды на промыслах, от-носятся:
1. автоматическое измерение количества нефти, газа и воды по каждой добывающей скважине;
2. обеспечение герметизированного сбора нефти, газа и воды на всем пути движения - от добывающих скважин до магистраль-ного нефтепровода;
3. доведение нефти, газа и пластовой воды на технологических установках до норм товарной продукции;
4. автоматический учет товарной нефти и нефтяного газа и пере-дача их товарно-транспортным организациям;
5. возможность ввода в эксплуатацию месторождения с полной утилизацией нефтяного газа до окончания строительства всего комплекса сооружений;
6. обеспечение высоких экономических показателей по капитальным затратам, снижению металлоемкости и эксплуатационных расходов;
7. надежность и маневренность эксплуатации технологических устано-вок, и возможность полной их автоматизации;
8. изготовление оборудования технологических установок и основных узлов систем сбора нефти, газа и воды индустриальным способом в блочном и мобильном исполнении с полной автоматизацией техно-логических процессов.
Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях - это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, пред-назначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до пунктов подготовки нефти, газа и воды.
Система сбора нефти, газа и воды должна обеспечивать:
- измерение количества продукции, получаемой из каждой сква-жины:
- максимальное использование пластовой энергии или энергии, создаваемой скважинными насосами, для транспортировки про-дукции скважин до пунктов ее подготовки:
- сепарацию нефти и газа и подачу газа на пункты его подго-товки или потребителям;
- отделение от продукции скважин свободной воды;
- раздельный сбор продукции скважин, существенно отличающей-ся по содержанию воды, физико-химическим параметрам, давле-нию и иным признакам, если смешение продукции нецелесооб-разно по технико-экономическим соображениям;
- подогрев продукции скважин в случае невозможности ее сбора и транспорта при обычных температурах;
- транспорт продукции от скважин к сборным пунктам;
- доведение нефти до норм товарной продукции;
- очистка и осушка нефтяного газа;
- очистка и ингибирование пластовой воды.
Системы сбора и подготовки состоят из разветвленной сети трубопро-водов, замерных установок, сепарационных пунктов, резервуарных парков, установок комплексной подготовки нефти, установок подготовки воды и га-за, насосных и компрессорных станций.
Основными критериями для выбора герметизированных систем сбора и транспортирования нефти, газа и воды служат следующие фак-торы: величина площади и конфигурация нефтяного месторождения; ре-льеф местности; физико-химические свойства нефти, нефтяных эмульсий, нефтяного газа; климатические условия данного месторождения; место-положение месторождения; устьевые давление и температура; изменение устьевого давления в процессе разработки; газовый фактор; сетка рас-положение скважин и их число на каждом продуктивном горизонте; объемы добычи нефти, нефтяного газа и пластовой воды по каждому продуктивному горизонту; метеорологические условия района; источники воды и электроэнергии; наличие железных и шоссейных дорог; топо-графическая карта.
Каждое нефтяное месторождение имеет свои особенности (свойства нефти, условия эксплуатации скважин, климат, характер местности и др.). Поэтому единой универсальной системы сбора не существует.
По степени герметизации выделяют системы открытые, смешанные (частично герметизированные), герметизированные; по числу сборных трубопроводов для транспорта продукции скважин - одно-, двух- и трехтрубные; по величине напора - самотечные, напорные; по типу замерно-сепарационных установок - с индивидуальными и групповыми установками. Эти критерии классификации по-разному сочетаются в применяемых систе-мах.
Имея все эти данные, проектная организация может запроектиро-вать к внедрению одну из систем сбора нефти, нефтяного газа и пластовой воды.
2.2 Принципиальная схема подготовки нефти на месторождении

На каждом нефтяном месторождении нефть, поступающая со скважин, проходит предварительную подготовку на дожимных насосных станциях (ДНС), либо установках подготовки нефти (УПН). Далее она транспортиру-ется 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 товарного качества. На данный момент попутный нефтяной газ извлекается из нефти путём её сепарации в один или несколько этапов (ступеней). Количество ступеней сепарации зави-сит 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 сепарации. Да, встречались объекты, имею-щие 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 сепа-раторах 2 и последующих ступеней (PNст). К примеру, могут быть такие по-казатели: P1ст=4 кгс/см2, P2ст=0,1 кгс/см2. Показатели давления зависят от мно-гих факторов, которые учитываются при разработке месторождения и вно-сятся в Технологическую схему. Количество сепараторов зависит от объёма добываемой нефти.



Рис. 2.1 Дожимная насосная станция

Пластовая нефть со скважин поступает на ДНС при определённом давлении, 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 практике было одно такое месторождение, 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 таких не встречал). Часть газа, выделяющегося из сепаратора нефти 1 ступени, направляется на печь. А печь, в свою очередь, подогревает нефть, выходящую из сепаратора 1 ступе-ни. Далее подогретая нефть направляется в сепаратор 2 ступени, где также происходит её разгазирование. Количество печей зависит от объёма добыва-емой нефти.



Рис. 2.2 Печи подогрева 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) и дизельгенераторные (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.



Рис. 2.3 Газотурбинные электростанции

Обязательный атрибут любого объекта подготовки нефти – факельные линии (факела). Факел – это технологический объект, предназначенный для сжигания аварийных выбросов газа. Однако, ввиду того, что выделяющийся из нефти попутный газ не полностью расходуется на собственные нужды (пе-чи, котельные, электростанции), и если нет возможности поставить его на га-зоперерабатывающий завод (ГПЗ), излишки его сжигаются в факелах. При-чём количество сжигаемого газа на факелах в некоторых случаях весьма су-щественное. На некоторых месторождениях доля неиспользуемого газа со-ставляет 50÷70 %, а иногда и больше (удалённые месторождения). Объём сжигаемого газа зависит от газового фактора (Гф), т.е. количества выделяю-щегося газа из нефти. Ценный продукт сгорает в огромных объёмах просто потому, что иногда нет возможности его транспортировать для переработки. Об этом я рассказывал в статье «Использование попутного нефтяного газа». Что касается факелов, то они бывают двух типов: факел высокого давления и факел низкого давления. На факел высокого давления сбрасываются излиш-ки газа 1 ступени. На факеле низкого давления сгорает газ 2 и последующих ступеней. Иногда (в очень редких случаях) может быть только один факел, куда сбрасывается смесь газов разных ступеней, но это скорее исключение, т.к. газ разных ступеней имеет разное давление и проблематично их объеди-нять в один коллектор. Давление газа в факельной трубе высокого давления, к примеру, составляет 0,8 кгс/см2, а на факеле низкого давления – 0,08 кгс/см2. Примечательно, что попутный нефтяной газ 1 ступени всегда менее плотный, чем газ 2 и последующих ступеней. Например, плотность га-за 1 ступени может составлять 900 г/м3, а плотность газа 2 ступени – 1800 г/м3. Это связано с тем, что при сепарации нефти на 1 ступени из неё «быстрее» выделяются лёгкие компоненты газа, и только после подогрева нефти и её сепарации на 2 ступени происходит выделение более тяжёлых компонентов газа.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – тех-нического прогресса определяется как превышение стоимости оценки ре-зультатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения системы сбора произошло увеличение деби-та скважины на 15,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 1409,26 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 2164,84 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от проведения мероприятия в сумме 5,3 млн. руб. Факти-ческая сумма прибыли составила 12,43 млн. руб. и превысила сумму при-были получаемую до внедрения мероприятия на 9,43 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти, в результате внедрения мероприятия она выросла на 2164,84 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности применения технологии.










ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Используя положительный опыт эксплуатации установок сепарации нефтяных эмульсий в России, специалисты промышленной группы «Генера-ция» в рамках реализации программы импортозамещения разработали кон-струкцию комплексной установки подготовки нефти УПН с дополнительной секцией обессоливания, по своим характеристикам и функциональности пре-восходящую аналогичную продукцию ведущих иностранных производите-лей.
Преимущества УПН производства ПГ «Генерация»
Современные технические решения, использованные в конструкции установок, позволяют значительно сократить объемы аппаратов и их ме-таллоемкость, совместить в одном модуле несколько технологических про-цессов и повысить качество подготовки нефти:
• нефтяной среде – для интенсификации процесса нагрева эмульсии, по-вышения надежности и долговечности их работы;
• применение распределительных насадок подачи пресной воды и жело-бов в секции обессоливания – для повышения качества промывки по-ступающей нефти от минеральных солей;
• применение специальных гидродинамических коалесценторов – для повышения эффективности разрушения и разделения продукции сква-жин;
• установки оснащены современной АСУ ТП, обеспечивающей: контроль и управление технологическим процессом; повышение надежности и безопасной эксплуатации оборудования; комфортность работы персо-нала; повышение достоверности и оперативности сбора информации; снижение трудоемкости работ по сбору, обработке и передаче инфор-мации. Это достигается за счет использования современных техниче-ских и программных средств управления, а также применения более точных и надежных датчиков и исполнительных механизмов.
Экономическая эффективность применения УПН производства ПГ «Генерация» обусловлена следующими факторами:
• упрощение технологической схемы подготовки нефти;
• экономия энергоресурсов;
• снижение затрат на обустройство объекта (меньшие размеры пром-площадки и т.д.);
• приобретение и монтаж всего одного многофункционального аппарата;
• сокращение количества обслуживающего персонала;
• снижение трудоемкости работ по сбору, обработке и передаче инфор-мации о ходе технологического процесса.
Суммарные затраты на приобретение и эксплуатацию УПН являются минимальными по сравнению с комплексом оборудования или установкой типа «хитер-тритер» при более высоком качестве подготовки нефти. Особен-но преимущества УПН актуальны для небольших нефтяных месторождений.