Сбор и подготовка высокообводненных нефтей

     

Содержание

 

Введение 

1. Геологическая часть 

1.1 Общие сведения о месторождении 

1.2 Стратиграфия 

1.3 Тектоника 

1.4 Нефтегазоводоносность 

1.5 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов 

1.6 Физические свойства нефти, газа и воды .

2. Технтко - технологическая часть 

2.1. Характеристика  объекта………………………………………………………

2.1.1.  Пусковой  комплекс обустройства

2.1.2 Оборудование подготовки нефти

2.2. Описание технологического процесса 

2.2.1. Установка подготовки нефти

2.2.2. Условия ведения нормального технологического процесса

3. Расчетная часть 

3.1 Расчет сепаратора на пропускную способность 

3.2 Расчет оседания капель нефти в потоке газа 

3.3 Определение пропускной способности, толщины стенок и днища сепаратора 

3.4 Определение диаметра трубопровода, потребного напора насоса и мощности электропривода  

4. Специальная часть 

5. Охрана труда и окружающей среды 

5.1 Промышленная безопасность и противопожарные мероприятия 53

5.2 Мероприятия по охране окружающей среды 58

6. Организационно-экономическая часть 

Заключение 

Список использованной литературы .

 

 

 

Введение

 

Целью данной дипломной работы является совершенствование систем сбора  и подготовки высокообводненных  нефтей. Основные задачи дипломной работы систематизировать схемы сбора и подготовки нефти, газа, воды и определить рациональные границы использования нефтегазопромыслового оборудования на месторождениях; разработать и исследовать новые технологические решения применения нефтегазопромыслового оборудования на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки; провести исследования по оценке влияния работы нефтегазопромыслового оборудования на свойства транспортируемой продукции и дальнейший процесс подготовки нефти; разработать принципиально новую систему сбора и подготовки продукции скважин на месторождениях. Поэтому тема дипломной работы актуальна и сегодня.

Любая система сбора скважинной продукции организуется таким образом, чтобы обеспечивались наилучшие  технико-экономические показатели разработки месторождения и качественной подготовки нефти и газа.

Снижение себестоимости нефти  является важнейшей задачей, решение  которой может быть реализовано, в том числе, и за счет совершенствования  процесса подготовки нефти. Наряду с  другими факторами, в себестоимость  добычи нефти значимый вклад вносят расходы на химические реагенты –  деэмульгаторы. В дипломной работе изучены способы наиболее эффективного использования деэмульгаторов на Снежной  УПН.

Также в дипломной работе проведен полный анализ затрат на проведение организационно-технического мероприятия, включающий в себя вычисление полного объема заработной платы, отчислений с нее, стоимости энергозатрат, амортизации  задействованных ОПФ, стоимости  привлеченных услуг, цеховых и прочих расходов. Сумма расчетных показателей  составила затраты на проведение ОТМ.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Геологическая часть

 

                       1.1 Общие сведения о месторождении

 

     Территория месторождения  представляет собой плоскую, заболоченную, покрытую смешанным лесом равнину. Абсолютные отметки высот варьируются от 82 м в северо-восточной части до 54,5 м. в юго-западной части месторождения. Относительные превышения – 25,9 м.

Залесённость площади  составляет 99%, из них 24% - заболоченный лес. Лес представлен лиственными (береза, осина) и хвойными (ель, сосна, пихта, кедр) породами.

Гидрографическая сеть в районе месторождения представлена рекой Васюган и её притоком - Чижапка. Реки имеют крутые, обрывистые берега, заросшие густым кустарником. Болота занимают примерно 40 % территории участка.

Климат резко континентальный  с суровой, длительной зимой и  коротким жарким летом. Среднесуточная температура зимой от -15°С до -40°С, летом - до +35°С. Снежный покров достигает 1 – 1,5 м. Озера, реки и болота промерзают во второй половине декабря. Реки вскрываются в первой половине мая.

Через месторождение проходит грунтовая автомобильная дорога, идущая вдоль реки Васюган. Сообщение осуществляется по этой дороге, по р. Васюган, судоходной в течение всего летнего периода, и по зимним дорогам. Расстояние до ближайшего магистрального нефтепровода и рядом идущего газопровода 60 км. Вдоль трубопроводов проходит линия электропередачи.

 

 

  Рисунок 1.1.  Обзорная карта  Снежного нефтяного месторождения.

 

 

1.2 Стратиграфия

 

В геологическом строении Снежного месторождения принимают участие терригенно-осадочные отложения фундамента доюрского и мезозойско-кайнозойского чехла. Продуктивные пласты на Снежном месторождении находятся в юрской системе в тюменской и наунакской свитах.

 

                                     Юрская система Y

Отложения юрской системы со стратиграфическим  несогласием залегают на складчатом фундаменте и представлены тремя  отделами: нижним и средним (тюменская  свита) и верхним (наунакская, георгиевская и баженовская свиты).

 

                                   Тюменская свита Y₁ tm

     Породы тюменской  свиты (нижняя + средняя юра) формировались,  преимущественно, в континентальных условиях, меньше - в прибрежно-морских, а, возможно, в обширных опресненных водоемах и представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов (речные и озерно-болотные осадки со значительной фациальной и литологической изменчивостью в горизонтальном направлении и вертикальном разрезе). Толща характеризуется обилием углефицированных растительных остатков и пропластками углей. Выделяются группы песчаных пластов Ю₁₆ - Ю₂.

     Песчаники серые и светло-серые,  массивные, плотные, полимиктовые, крупно- и мелко-среднезернистые,  плохо отсортированные. Алевролиты  светло-коричневые, плотные, массивные  с горизонтальной слоистостью.  Аргиллиты серые и темно-серые,  алевритистые, часто углистые.

     Мощность тюменской свиты составляет 107-298 м.

 

                                   Наунакская свита Y₁ nuk

Наунакская (васюганская) свита (келловейский и оксфордский  ярусы верхней юры) согласно залегает на породах тюменской свиты. Исследуемый район находится в зоне перехода васюганской свиты в наунакскую. Вскрытые скважинами разрезы свидетельствуют о полифациальности условий осадконакопления - от прибрежно-морских (в незначительном объеме), до прибрежно-континентальных и континентальных.

Песчаники серые и темно - серые, крепкосцементированные, мелко- и среднезернистые, с включениями зерен пирита, намывами углистого материала и раковин. Алевролиты желтовато-серые, глинистые, с горизонтальной и линзовидной  слоистостью.

Аргиллиты буровато-серые, темно-серые, углистые. В верхней части разреза  свиты выделяются песчаные пласты Ю₁¹, в отдельных скважинах Ю₁², в нижней – пласт Ю₁^3-4.  Толщина отложений свиты - 53-77 м.

 

 

 

 

 

                                                        1.3 Тектоника

 

     Снежное месторождение нефти  в современном тектоническом  плане расположено в пределах крупного структурного носа, осложняющего крайнюю северо-западную периклиналь Парабельского мегавала.

     По основному отражающему  горизонту Па (подошва баженовской свиты) Снежное поднятие оконтурено изогипсой -2360 м и представляет собой узкую антиклинальную (скорее валообразную) складку небольших размеров (18x4 км) северо-восточного простирания. За счет имеющего место в центральной части структуры пережима северо-восточная, и юго-западная части структуры осложнены небольшими вершинами с амплитудами 40 и 25 метров соответственно. В южной части структуры через небольшой пережим примыкает отдельное малоамплитудное (30 м) поднятие размером 3x2 км.

 

                   

                                   Рисунок 1.2.  Тектоническая карта района работ.

 

 газонефтяные (нефтегазовые) месторождения

 основные структуры Ш порядка

 контуры положительных структур II порядка

 контуры положительных структур I порядка

 контуры отрицательных структур I порядка

 промежуточные структуры

                         УСЛОВНЫЕ    ОБОЗНАЧЕНИЯ

    Снежный структурный мыс

 

 

                             1.4  Нефтегазоводоностность

 

     Установлено, что  пласты в верхней части юрских отложений  Снежного нефтяного месторождения нефтегазонасыщены и их незначительные притоки объясняются плохими коллекторскими свойствами пород, слагающих их. Пределы коллектора следующие: коэффициент пористости равен 0,101; проницаемость - 0,56 мД.

     В целом по залежи  пласта Ю₁² по промыслово-геофизическим данным коллектора характеризуются следующими средними значениями параметров: пористость - 13,9%, нефтенасыщенность - 60,6%, проницаемость - 2,4мД.

     Пласты Ю₁¹ и Ю₁² содержат признаки нефтенасыщения в керне и сложены мелкозернистыми, крепко сцементированными песчаниками.

     Из интервала 2395-2404 получен приток газа дебитом  35,7 м /сутки на 5 мм. штуцере. При испытании пласта Ю₁² в колонне из интервала 2419-2433 м. получен приток нефти дебитом 0,24 м³/сутки на штуцере 1 мм.

Таким образом, подтверждается наличие газовой и нефтяной залежей в пластах  Ю₁¹ и Ю₁² наунакской  свиты в пределах Снежного поднятия.

Из коллекторов с низкими  фильтрационно-емкостными характеристиками после проведения гидроразрыва пласта реально получение промышленных притоков нефти. Из интервалов перфорации: 2395,4-2403,6; 2419,1-2433,6; 2438,2-2440,3; 2443,6-2445,1; 2446,4- 
2448,3 получен приток безводной нефти в объеме 28,4 м³/сутки на штуцере 8 
мм.

За счет работы газовой  залежи пласта Ю₁¹ газовый фактор составил 264 
м³/м³. До гидроразрыва дебит скважины составлял 0,24 
м³/сутки на штуцере 1 мм. 

При совместном испытании пластов Ю₁² и Ю₁² после проведенного гидроразрыва из интервалов 2409,1-2412,2; 2423,4-2432,0 получен приток нефти с дебитом 32 м³/сутки на штуцере 8 мм.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                     1.5  Геолого-физическая характеристика

продуктивных пластов.

 

     Исследуемый разрез  наунакской свиты Снежного нефтяного  месторождения, представлен терригенными  отложениями континентального генезиса. Условно он разделяется на три пачки Ю₁¹, Ю₁² и Ю₁³⁺⁴, каждая из которых представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников и углей. Границы между пачками проводятся довольно уверенно, особенно между пачками Ю₁¹, Ю₁², где их разделяет пласт угля, получивший распространение на всей площади месторождения. Корреляция песчаных тел возможна с определенной долей условности только в пределах пачки и поэтому все песчаные пропластки в пачке называются Ю₁¹, Ю₁² и Ю₁³⁺⁴. 

     Коллекторами являются, как правило, песчаники в основном, полимиктовые, реже кварцево-полевошпатовые, мелкозернистые, с незначительными прослоями среднезернистых   разностей,   крепко  сцементированные,   в  различной   степени

известковистые и сильно глинистые.

Анализ фильтрационно-емкостных  свойств коллекторов, выполненных  на керновом материале в лабораторных условиях, показывает на незначительные вариации пористости в пределах разностей коллекторов при общем их низком значении, проницаемости 0,5-10 мД. По фильтрационно-емкостным свойствам коллекторы данного типа можно назвать уплотненными. Установленный предел коллектора пласта Ю₁² составляет по пористости 10,1%, по проницаемости 0,54 мД.

Общая характеристика коллекторов, установленная различными методами исследования показывает, что фильтрационно-емкостные свойства, определенные по керну и методами промысловой геофизики, близки по значениям и в целом они относятся к категории низкопроницаемых.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   1.6  Физико-химические  свойства и состав пластовой

жидкости и газа

 

     Проведенные исследования показали, что замеры плотности нефти  на Снежном месторождении в поверхностных условиях изменяются в интервале 816,2 - 838,6 кг/м³ и в среднем принятое значение плотности равно 832 кг/м³ по результатам анализа в скв №131. Вязкость нефти в поверхностных условиях изменяется в интервале 5,3 — 6,3 мПа∙с. и принята равной 5,3 мПа∙с. также по результатам анализа в скв №131. Содержание серы составляет 0,13 - 0,22 %, а парафинов 2,5 - 2,9 %.

     Определение  газовых факторов также проводилось  при испытании скважин №131 и 133, где он составлял 66,6 м³/ м³, и 43,0 м³/ м³.

Тип воды данных продуктивных пластов  по классификации С. А. Щукарева хлоридно-натриево-кальциевые, по классификации В. А. Сулина хлор-кальциевые. Плотность воды в стандартных  условиях составляет 1007-1012 кг/м³. Минерализация  изменяется от 11,269 до 17,101 кг/м³, что  в среднем составляет 15,624 кг/м³. Водородный показатель (рН) изменяется в диапазоне  от 6,85 до 8,2, что в среднем составит 7,34. Из микрокомпонентов воды содержат: йод-3,3-6,2 мг/л, в среднем 5,06 мг/л; бор 2,0-8,0 мг/л, в среднем 5,14 мг/л; бром 27,0-45,0 мг/л, в среднем 40,2 мг/л; кремний 2,3-15,7 мг/л, в среднем 8,73 мг/л и другие.

     К данным результатам  исследования проб пластовых  флюидов по результатам исследования  скв №135 и повторного исследования  в скв №133,  необходимо относиться  с осторожностью, так как перфорация  и последующий за ней гидроразрыв  пласта проведен в нефтенасыщенном  пласте Ю₁² совместно с газоконденсатонасыщенным пластом Ю₁¹.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Технико - технологическая часть

 

2.1. Характеристика объекта

 

      Проектом   предусматривается   обустройство    и   эксплуатация  месторождения на период пробной  эксплуатации - 3 года (пусковой комплекс) и с учетом полного развития  согласно данных проекта пробной  эксплуатации Снежного месторождения  и данных пробной эксплуатации  скважин №№133,135.

     Для   возможности   проведения   пробной   эксплуатации   Снежного

месторождения и сбора дополнительных данных по месторождению для следующих  этапов  разработки  настоящим  проектом  обустройства предусматривается   строительство следующих основных сооружений:

  обустройство  одиночной скважины 133;

  обустройство  кустовых площадок 1, 2, 3;

  нефтесборные  сети и водоводы ППД;

  установка  подготовки нефти и воды (УПН)  с блочной кустовой насосной

     станцией (БКНС)

  нефтепровод  от площадки УПН до узла  подключения нефтеналивной баржи;

  энергокомплекс  с газопоршневой электростанцией  (ГПЭС);

  опорная  база промысла со складом ГСМ;

  вахтовый  поселок;

  водозабор;

а также необходимые  внеплощадочные коммуникации и сети.

  На УПН последовательно проводятся следующие технологические операции:

- прием нефтегазоводяной  смеси;

- сепарация  нефти в две ступени;

- обезвоживание  и обессоливание, предварительно  обезвоженной нефти в

  газонасыщенном  состоянии с последующей ее  сепарацией на концевой                   

  ступени;

- очистка  от нефти и мехпримесей пластовой  воды с второй ступени

   сепарации,  из отстойника нефти и из  резервуаров РВС в отстойнике  воды;

- сжигание  аварийных и постоянных сбросов  на факеле высокого и низкого                                                                                                                                                                                                    

  давления;

- прием и  учет товарной нефти;

- подача  товарной нефти в промысловый  нефтепровод (перспектива) или  на

  баржу.

Для проведения вышеназванных операций проектом предусмотрен следующий состав сооружений:

- площадка подключения;

- технологическая площадка в  составе:

1) сепарационная установка

2) площадка отстойника нефти

3) площадка отстойников воды

- блок измерительно-регулирующий (БИР);

- площадка подогревателей;

- насосная внутренней и внешней  перекачки;

- узел учета нефти;

- резервуарный парк;

- факельное хозяйство;

- дренажные и аварийные емкости;

- площадка подключения;

- площадка фильтров;

" блок реагентов;

- стояк наливной.

       Для интенсификации разработки  месторождений требуется организация

системы поддержания  пластового давления. Для поддержания  стабильного притока нефти проектом предусматривается система заводнения, часть сооружений, которой размещается  на территории УПН: блочная кустовая насосная станция, установка дегазации воды, блок насосной воды и резервуары накопители воды.

          Комплекс сооружений кустовой  насосной станции обеспечивает:

• разгазирование воды;

• очистку воды от мехпримесей  и нефти;

• подачу воды в систему ППД

          Для закачки в систему ППД  используется:

• вода пластовая, очищенная от мехпримесей  и нефти, поступающая  с нефтью от кустов скважин;

• вода сеноманская, подготовленная на площадке КНС;

• очищенные промливневые стоки.

2.1.1.  Пусковой комплекс обустройства

На основании задания на проектирование, для возможности уменьшения затрат на пробную эксплуатацию скважины, уточнения данных по добыче, составе  и физико-химических   свойствах   пластовых  флюидов   и  эксплуатационных характеристиках пластов проектом предусмотрено строительство пускового  комплекса обустройства.

В пусковой комплекс обустройства входят следующие сооружения:

основные сооружения:

• обустройство одиночной скважины №133;

• обустройство кустовых площадок №1 и №2 (К1, К2);

• нефтесборные сети от К1 и К2 до УПН;

• установка сбора и подготовки нефти и воды (УПН) без сооружений БКНС;

• нефтепровод от площадки УПН  до узла подключения нефтеналивной

  баржи;                                                                                                                                                                                                

вспомогательные сооружения:

• энергогородок  с дизельной электростанцией  и расходными резервуарами

ГСМ;

• опорная база промысла со складом  ГСМ;

с необходимыми трубопроводными технологическими  сетями.

         Состав  нефтесборных сетей дан на  схеме приложения.

         Мощность  УПН по пусковому комплексу  составляет:

• по товарной нефти                                   - 78,5 тыс.т/год

• по добыче жидкости                                - 83,5 тыс.т/год

• по газу (газовый фактор 75м3/т)            - 5,89 млн. м³/год

Закачка пластовой и промливневой воды в пусковой период выполняется  в поглощающую скважину 1 п (добыча сеноманской воды не планируется).

Для пускового комплекса из полного состава сооружений УПН исключены следующие сооружения: установка дегазации; отстойник воды поз. ОВ1;технологическая насосная воды; блок насосов БКНС; резервуары накопители.

2.1.2. Оборудование для подготовки нефти

 

Сбор  нефти на промысле осуществляют по системе, в общем случае состоящей  из мерника, насоса, труб и сырьевых резервуаров нефтесборного пункта. Однако перечисленные элементы не всегда являются обязательными, состав их может  быть меньшим, например могут отсутствовать  насос, сырьевые резервуары, а мерник может представлять элемент так  называемой индивидуальной или групповой  установки, в которой кроме определения  производительности скважины осуществляется также и сепарация газа.

 

Сепаратор первой ступени сепарации

 

На входе  в сепаратор (в конце сборного коллектора) установлен депульсатор 5 и выделен каплеуловитель 8. В  депульсаторе происходят расслоение структуры  газожидкостной смеси, отбор газа и  уменьшаются пульсации расхода  и давления. Газожидкостная смесь  из сборного коллектора подводится по наклонному 1 (30-40°), горизонтальному 2 (длиной 2-3 м) и наклонному 3 (10-15°) длиной.15-20 м трубопроводу. Из трубопровода 3 в  верхней части (выше уровня жидкости в сепараторе) проводится отбор газа по газоотводным трубкам 4 в газосборный  коллектор депульсатора 5, подводящий газ в выносной каплеуловитель (каплеотбойник) 8, в котором устанавливаются выравнивающая  поток газа перфорированная перегородка 6 и жалюзийная кассета 7. Из. каплеуло-вителя 8 газ направляется в эжектор 9 (не входит,в комплект установки) и дальше в газопровод на ГПЗ. Капельки нефти собираются и стекают в сепаратор. В сепараторе выделяется основная часть газа, который поступает в эжектор 9. Нефть идет на УПН.

Блочные сепарационные установки типа УБС  выпускаются на пропускную способность  по жидкости 1500-16000 мсут при газовом  факторе 120 м7т и рабочем давлении 0,6 и 1,6 МПа.

 

 

Рис.4.Блочная  сепарационная установка типа УБС

 

Путевой подогреватель-0,63А

 

Рис. 1. Путевой подогреватель – 0,63 А

 

        Путевой подогреватель  ПП-0,63 состоит из цилиндрического  сосуда с плоскими днищами.  Внутри расположен продуктовый  змеевик и камера сгорания, оборудованная  горелкой с запальником и дымовой  трубой. Сосуд путевого подогревателя  установлен на сварных санях,  позволяющих перемещать подогреватель  в пределах площадки промысла. Снаружи на сосуде находятся  контролирующие приборы автоматики, трубопровод топливной обвязки,  трубопровод подвода и отвода  нефти, лестница, площадка обслуживания, расширительный бачок, указатель уровня воды. Нагрев продукта происходит при сгорании нефти или газа в камере сгорания через промежуточный теплоноситель (воду).

        Путевой подогреватель  ПП-0,63 выпускается в двух исполнениях,  отличающихся по виду используемого  топлива: ПП-0,63А (газовый) в  качестве топлива использует  природный или попутный нефтяной  газ; ПП-0,63АЖ (жидкостный) использует  нефть из топливной системы  либо из промысловой сети, которая  подвергается предварительной очистке  и редуцированию при помощи  блока подготовки жидкого топлива  БПЖТ-0,22-4,0.

         Подогреватель  оснащается системой автоматизации  СА-ПНГ-И, которая позволяет проводить  дистанционный розжиг форсунки, регулирует параметры процесса  нагрева нефти, осуществляет функции  рабочей и аварийной сигнализации  и автоматической защиты при  отклонении технологических параметров.

 

Отстойник нефти

 

        Отстойник  нефти объемов до 100 м³ и номинальной производительностью по жидкости до 5000 м³/сут предназначен для обезвоживания нефти на установках подготовки нефти. 
Отстойник представляет горизонтальный цилиндрический аппарат, устанавливаемый на двух седловых опорах, оснащенный штуцерами для входа эмульсии, выхода нефти, выхода воды, необходимыми технологическими штуцерами и штуцерами для КИПиА. 
Поток эмульсии поступает через входной штуцер и распределительное устройство. Поток движется вертикально по аппарату. Предварительно обезвоженная нефть выводится из аппарата через штуцер выхода нефти. Выделившаяся вода выводится из аппарата через штуцер вывода воды.

В процессе подъема жидкости из скважин и  транспорта ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и  воды постепенно снижается давление и из нефти выделяется газ. Объем  выделившегося газа по мере снижения давления в системе увеличивается  и обычно в несколько десятков раз превышает объем жидкости. Поэтому при низких давлениях  их совместное хранение, а иногда и  сбор становятся нецелесообразными. Приходиться  осуществлять их раздельный сбор и  хранение.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от продукции нефтяных скважин, называют газосепаратором.

В современных  системах сбора нефти и газа газосепараторами оснащаются все блочные автоматизированные групповые замерные установки, дожимные насосные станции и центральные  пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды.

На блочных автоматизированных замерных установках отделение газа от нефти осуществляется только с  целью раздельного измерения  дебита скважин по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются и подаются в общий нефтегазовый коллектор.

Часто отвод  свободного газа от нефти осуществляется в нескольких местах. Каждый пункт  вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа.

Многоступенчатая  сепарация применяется для постепенного отвода свободного газа по мере снижения давления. Она применяется при  высоких давлениях на устье скважин.