Эффективность работы системы подготовки нефти

      СОДЕРЖАНИЕ

      Введение

      1 Общие сведения о месторождении

      2 Технико-технологическая часть

      2.1 Применяемая система сбора и подготовки нефти.

      2.2 Применяемое оборудование и его основные характеристики

3. Методы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий
4. Выводы и рекомендации по анализу технологической схемы подготовки нефти

      3 Общий раздел

      3.1 Охрана недр и окружающей среды

      3.2 Охрана труда и соблюдение условий безопасности

      3.3 Противопожарные мероприятия

      Заключение

      Список  литературы 

      ВВЕДЕНИЕ

      Правильно организованная и технически качественно исполненная система сбора и подготовки обеспечивает бесперебойную работу добывающих цехов и подготовку нефти в соответствии с требованиями потребителя с минимальными затратами, а также обеспечивает решение проблем, связанных с охраной окружающей среды и обеспечения противопожарных мероприятий при сборе и подготовке нефти.

      Целью данной работы является анализ эффективности  работы системы  подготовки нефти  в НГДП «Барсуковнефть», входящего  в состав ОАО НК «Роснефть-Пурнефтегаз».

      "Роснефть-Пурнефтегаз" начало разрабатывать самые северные месторождения Тюменской области на территории Пуровского, Красноселькупского и Надымского районов. Границы деятельности предприятия простираются с востока на запад на 300 км и с юга на север на 100 км, находясь в бассейнах рек Пяку-Пур и  Пурпе (см. рисунок 1).

      Добыча  нефти и газа, газоконденсата ведется  тремя основными подразделениями: НГДП «Тарасовнефть», НГДП «Харампурнефть»  и НГДП «Барсуковнефть»

      НГДП  «Барсуковнефть» является основным предприятием в «Роснефть-Пурнефтегезе» по добыче нефти. На его счету более 40% всей добываемой нефти в «Роснефть-Пурнефтегазе».

      Предприятие динамично развивается. В настоящее  время рост добычи нефти (с 1999 года) составляет более 5% ежегодно.

      Организационно  – производственная структура НГДУ «Барсуковнефть» представлена на рисунке 2. 
 
 
 

      1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ 

      В административном отношении Восточно-Янгтинская площадь расположена в Пуровском  районе Ямало-Ненецкого автономного  округа Тюменской области.

      В орографическом отношении район работ представляет собой полого-холмистую равнину с отметками рельефа +30 - +88 м. Наиболее низкие отметки приурочены к руслам и поймам рек.

      Реки  Пякупур и Пурпе - спокойные, равнинные, со скоростью течения, не превышающей 0.3 - 0.8 м/сек на песках и 0.8 - 1.2 м/сек на перекатах. Во время паводков уровень воды в реках поднимается до 2.5 - 5 м. В течение года паводки наблюдаются дважды: весной, в связи с таянием снегов, и осенью (в конце августа) в период частых осадков.

      Широкое распространение имеют небольшие озера, приуроченные к слаборасчлененным, заболоченным водораздельным участкам и поймам рек.. Глубина озер обычно не превышает 0.8-1 м, размеры наиболее значительных - 2-3 км в поперечине. Ледяной покров на реках удерживается с начала октября до конца мая, толщина льда достигает 1 м.

      Сильная заболоченность района связана с  наличием мощного слоя многолетнемерзлых  пород.

      Климат  рассматриваемого района континентальный  и характеризуется резкими колебаниями температур в течение года. Среднегодовые температуры составляют -3-4°С. Абсолютный годовой минимум достигает -50-60°С. Зимой выпадает 30-40% от общего количества осадков. Толщина снегового покрова около 1 м. Зимой нередко бывают степные бури, пурга, скорость ветра достигает 10-16 м/сек при средней скорости 2-3 м/сек. В зимний период преобладают южные ветры, в летний - северные.

      Лесные  массивы, состоящие из лиственницы, ели, кедра, сосны, березы, развиты, в  основном, в виде узких полос шириной до 10 м вдоль берегов рек. Болотистые пространства покрыты сфагновыми мхами.

      В долинах рек встречаются луга и заросли кустарников (ольха, ива, смородина). Из крупных животных встречаются  бурый медведь, волк, северный олень, в редколесье - зайцы. В хвойных  лесах много зайцев. В протоках и на многочисленных озерах много гусей и уток. Озера и реки богаты рыбой.

      Коренное  население (ханты, манси, ненцы, селькупы) занимаются исключительно пушным и  рыбным промыслами, оленеводством. Население  описываемого района значительно возросло за счет работников геолого-разведочных, строительных, нефтегазодобывающих предприятий. Плотность населения крайне низкая (не превышает одного человека на 1 км2).

      Электроснабжение  района осуществляется Сургутской ГРЭС. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 

     2.1 Применяемая система сбора иподготовки нефти  

      Нефть, газ и вода от устьев скважин, рассредоточенных на площади месторождения, направляется по выкидным линиям в систему сбора  и транспортирования. Под системой сбора и транспортирования понимается комплекс оборудования и разветвленную сеть трубопроводов, проложенных на площади месторождений (под или над землей, над или под водой) и предназначенных для сбора продукции скважин и доставки ее до централизованного пункта подготовки нефти. 

      В зависимости от конкретных условий, системы сбора и транспорта должны обеспечивать: сбор и замер продукции скважин; отделение (сепарацию) нефти от газа; отделение от нефти воды и механических примесей; транспорт нефти от сборных и замерных установок до промысловых резервуарных парков, а газа – до компрессорных станций или газораспределительных пунктов; обезвоживание (деэмульсация) нефти, ее обессоливание и стабилизацию, т.е. удаление легких углеводородов; удаление из газа ненужных примесей и отбензинивание его; учет добычи нефти и газа и передача их транспортным организациям.

      В НГДП “Барсуковнефть” сбор нефти  проводится по однотрубной напорной схеме с группы месторождений: Барсуковского, Комсомольского, Западно_Пурпейского, Верхне-Пурпейского, Ново-Пурпейского и Восточно-Янгтинской площади Ново-Пурпейского месторождения . Собранная нефть поступает на ЦПС, где производится окончательная подготовка нефти до товарных кондиций (см. таблицу № 4), и откачка ее через коммерческий узел учета нефти в магистральный нефтепровод НУМН.

      Термоэлектрохимический  процесс подготовки нефти на ЦПС  заключается в обезвоживании, обессоливании, разгазировании (стабилизации) сырой нефти.

      Сырая нефть с обводненностью 48-50% и  температурой 12-18 °С поступает на ЦПС, где в нее подается горячая вода с отстойников О-1/1,2,3 и электродегидраторов ЭДГ-1/1-4 и за счет утилизации тепла происходит нагрев эмульсии до температуры T=22-24 °С. Далее эмульсия через сырьевые НГС-4/3,4,  V=100 м3,  (где происходит дегазация) поступает на РПС (РВС-7 или РВС-9) V=10000 м3 (перед НГС-4/3,4 подается  хим.реагент деэмульгатор «Реапон-4В» в количестве 40 г/т). В РПС подается «горячая струя», горячая нефть после НГС-4/1,2 в объеме 950-1400 т/сутки, и за счет этого происходит дополнительный нагрев эмульсии в РПС до 24-26 °С. Эмульсия под воздействием деэмульгатора и тепла, а также гравитационного отстоя за время нахождения в РПС (2 – 6 часов в зависимости  от  наличия) распадается на нефть и воду. Отделившаяся в РПС пластовая вода откачивается подрезными насосами Н-9/1-4 на ОС в  РВС-16,20 и  после доподготовки насосами НВ-1-4, через узел учета пластовой воды, на БКНС и далее в пласт.

            Обезвоженная эмульсия с РПС (1-10%) насосами внутренней перекачки  Н-1/1-5 подается на печи ПТБ-10/1-4, нагревается  до 40-45 °С (перед насосами Н-1/1-5 вводится реагент в количестве 12-15 г/т) и поступает через С-1/1 на отстойники О-1/1,2,3 (3 шт.) и далее, через буферную емкость Е-/1, в ЭДГ-1/1-4 (электродегидраторы 4 шт.), где происходит окончательное обезвоживание и обессоливание до коммерческих параметров. После ЭДГ-1/1-4 нефть, через товарные НГС-4/1,2, (где происходит дегазация) поступает в РВС-10 (технологический) и откачивается насосами внешней откачки Н-10/1-5, через узел учета нефти, в магистральный трубопровод  (НУМН).  

      Уловленная  нефть с очистных сооружений насосом Н-3 подается в сырую нефть.

      Газ из НГС-4 подается на факел низкого  давления, где сжигается. Собранный  при этом конденсат откачивается в трубопровод кондиционной нефти  и далее в РВС-10.

      Схема подготовки нефти с включением в  схему потока нефти РПС позволяет сократить расход деэмульгатора за счет увеличения времени отстоя, а также промывки эмульсии в слое воды в РПС, кроме того расход деэмульгатора уменьшается за счет уменьшения уноса его пластовой водой, так как часть реагента подается в значительно обезвоженную нефть. Использование РПС также значительно сокращает расходы на подогрев сырой нефти до необходимой температуры (35-40 °С) при которой наиболее эффективно работает деэмульгатор (для данной нефти).

      Одна  из основных проблем рассматриваемой схемы подготовки нефти на ЦПС проявляется при работе в зимних условиях, когда возврата горячей воды из отстойников и электродегидраторов, а также «горячей струи» нефти в РПС не хватает для подогрева жидкости в РПС до необходимой температуры (25-28 °С). Для этой цели зимой приходится подогревать поток сырой нефти, путем переключения части этого потока через печи ПТБ-10/3,4, что приводит к более интенсивной эксплуатации оборудования – насосов внутренней перекачки Н-1 и печей ПТБ-10.

      Другой проблемой является сложность перекачки из товарного парка нефти, находящейся на хранении в резервуарах 5, 6, 8. Эта проблема возникла после реализации схемы подготовки нефти с использованием РПС, при которой трубопровод предназначенный для целей внутренней перекачки жидкости из товарного парка был занят под перекачку подтоварной воды из РПС. В настоящее время эта перекачка осуществляется по линии дренажа из РВС, что не всегда обеспечивает перекачку в нужном объеме.

      Установка подготовки нефти рассчитана на подготовку 6 мил. тонн нефти в год или по жидкости на 12 мил. тонн. В настоящее время объем подготовки нефти составляет около 5 мил. тонн в год. 

2. Применяемое оборудование и его основные характеристики

      На  ЦПС нефть поступает по трубопроводу Ду=720 мм.

      Сепараторы в технологической схеме подготовки нефти предназначены для дегазации нефти  (отделение растворенного нефтяного газа от нефти), поступающей из цехов добычи,  и очистки (отделения капельной жидкости) попутного газа.

      Сепараторы  могут работать при температуре окружающей среды  от –60 до 1000С

      Рабочая среда – обводненная нефть  с  растворенным нефтяным газом;  температура рабочей среды 250С.

      Сепаратор нефстегазовый

      Рабочая среда –  нефть с  растворенным нефтяным газом;  температура рабочей  среды 60 0С.

      .Отстойники  нефти предназначены для предварительного  отстоя нефтяной эмульсии и  сброса пластовой воды, отделившейся  в процессе движения эмульсии  по внутрипромысловым трубопроводам. 

      Рабочая среда – эмульсионная нефть, пластовая вода установки подготовки нефти с температурой не более +60оС.

        Электродегидраторы предназначены для предварительного сброса пластовой воды в процессе деэмульгирования нефтяных эмульсий под воздействием электрического тока  напряжением  25 киловольт промышленной частоты.

      Рабочая среда – эмульсионная нефть, пластовая  вода установки подготовки нефти с температурой не более +60оС.  

      Буферные  емкости предназначены для дегазации нефтяной эмульсии, сбора частично обессолено-обезвожженной нефтяной эмульсии и создания подпора на приеме насосов внутренней перекачки.

      Рабочая среда – эмульсионная нефть, пластовая  вода установки подготовки нефти  с температурой не более +60оС.

      Нагрев  нефти осуществляется в печах  ПТБ - 10,  4 шт.

      Вертикальная  четырехходовая трубчатая блочная печь предназначена для нагрева частично обезвоженной нефти перед подачей ее в ЕТБ для полной подготовки.

      Теплопроизводительность  -  10 ГКал/час;

      Давление  расчетное  -  2 МПа;

      Диаметр труб змеевика  -  159*6 мм;

      Материал  труб  -  сталь 10Г2С;

      КПД печи  -  70%;

      Максимальная  рабочая температура  -  250 °С;

      Температура на выходе из змеевика  -  не более 80 °С;

      Температура дымовых газов  -  не более °С;

      Количество  основных горелок  -  4 шт.;

      Количество  запальных горелок  -  4 шт.

      Подача  воздуха осуществляется одноступенчатым радиальным центробежным нагнетателем:

      Марка  -  ГРФ;

      Производительность  -  20000 м3 /час;

      Напор  -  10 м;

      Мощность  эл. двигателя  -  90 КВт;

      Число оборотов -  2970 об/мин;

      Напряжение  -  380 В. 

      Для подачи нефти на ЕТБ из резервуара предварительного сброса воды используются горизонтальные центробежные насосы Н-1:

      Марка насоса  -  KRGH-200/500;

      Производительность  -  300 - 600 м3 /час;

      Напор  -  76 м;

      Мощность  эл. двигателя  -  225 КВт;

      Число оборотов -  1490 об/мин. 

      Для откачки пластовой воды из резервуара предварительного сброса воды на очистные сооружения используются горизонтальные центробежные насосы Н-9:

      Марка насоса  -  ЦНС- 300/120  - 2шт.;

      Производительность  -  300 м3 /час;

      Напор  -  120 м;

      Мощность  эл. двигателя  -   300 КВт;

      Число оборотов -  1490 об/мин.

      Марка насоса  -  105/147   -  1 шт;

      Производительность  -  105 м3 /час;

      Напор  -  147 м;

      Мощность  эл. двигателя  -  225 КВт;

      Число оборотов -  1490 об/мин.

      Напряжение  -  6 кВ. 

        Для откачки пластовой воды  в систему ППД используются горизонтальные центробежные насосы - 4 шт. 

      Марка насоса  -  ЦНС-300/240;

      Производительность  -  300 м3 /час;

      Напор  -  240 м;

      Мощность  эл. двигателя  -  300 кВт;

      Число оборотов -  1490 об/мин.

      Напряжение  -  6 кВ. 

      Для откачки нефти в систему магистральных трубопроводов используются горизонтальные центробежные насосы - 5 шт. 

      Марка насоса  -  ЦНС-300/360;

      Производительность  -  300  м3 /час;

      Напор  -  360 м;

      Мощность  эл. двигателя  -  300-800 КВт;

      Число оборотов -  1490 об/мин.

      Напряжение  -  6 кВ. 

      Товарный  парк состоит из 6 резервуаров вертикальных стальных

      РВС-10000.

      Диаметр РВС  - 34,43 м;

      Высота  -  12 м;

      Толщина стенки  - 7 мм. 

      Парк  очистных сооружений состоит из 4 резервуаров  вертикальных стальных РВС-5000 - 3 шт. и  РВС-2000.

      РВС-5000:

      Диаметр РВС  - 22 м;

      Высота  -  12 м;

      Толщина стенки  - 7 мм;

      РВС-2000:

      Диаметр РВС  - 15,15 м;

      Высота  -  12 м;

      Толщина стенки  - 7 мм. 

      Для сбора дренажных стоков, стоков промливневой канализации, емкостей для аварийного опорожнения аппаратов применяются  подземные емкости объемом 16-40 м3. Для их откачки используются погружные  насосы типа НВ-50/50, производительностью 50 м3 /час и развивающие напор до 50 м и FDRC-80/400, производительностью 80 м3 /час и развивающие напор до 33 м. 

3. Методы, применяемые  для разрушения нефтяных эмульсий

      Поскольку при добыче и сборе обводненных  нефтей постоянно протекают процессы образования эмульсий, свойства которых во времени непрерывно изменяются, то при любой технологии подготовки нефти вопросам подбора эффективных деэмульгаторов, определению их оптимальных расходов и точек ввода должно уделяться особое внимание. Это объясняется тем, что основной выигрыш в снижении затрат на подготовку нефти (снижение температуры деэмульсации, времени отстаивания, расхода деэмульгатора и т. д.) всецело зависит от изменений стойкости водонефтяных эмульсий в процессе ее движения по нефтесборной системе.

      Под нефтяными эмульсиями понимается мелкодисперсная  механическая смесь нефти и воды. Нефтяные эмульсии в продуктивных пластах  не образуются, а проявляются в  призабойной зоне, в стволах скважин, а также при движении нефти и воды по промысловым трубопроводам и в поверхностном оборудовании.

      Образованию эмульсий при добыче нефти штанговыми скважинными насосами содействует  число качаний и длина хода плунжера, размеры всасывающих и нагнетательных клапанов, наличие газа. В фонтанных и компрессорных скважинах жидкость перемешивается вследствие снижения давления и интенсивного выделения газа из нефти. Особенно стойкие эмульсии получаются при компрессорном способе добычи нефти, когда в качестве рабочего агента применяется воздух. При эксплуатации скважин погружными центробежными электронасосами интенсивное перемешивание воды и нефти происходит в каждой рабочей ступени.

      Устойчивая  водонефтяная эмульсия образуется в  результате образования на поверхности  капель бронирующих защитных оболочек, состоящих из природных эмульгаторов - поверхностно-активных веществ (ПАВ), содержащихся в нефти и пластовой воде. В состав этих оболочек (защитных слоев)  входят нафтеновые кислоты, асфальто-смолистые вещества, микрокристаллы парафина, механические примеси, металлоорганические соединения. Адсорбционные процессы, происходящие на границе нефть-вода, приводят к образованию защитных пленок высокой прочности, которые с течением времени увеличиваются в толщине и эмульсия "стареет".

      В нефтяных эмульсиях принято различать  две фазы - внутреннюю и внешнюю. Жидкость, в которой размещаются мельчайшие капли другой жидкости, называют дисперсионной средой (внешней, сплошной фазой), а жидкость, размещенную в виде мелких капелек в дисперсионной среде, - дисперсной (внутренней, разобщенной) фазой. 

      По  характеру дисперсной фазы различают  эмульсии прямого типа, когда нефть  размещается в виде мелких капелек  в воде, и обратного типа, когда  вода размещается в виде мелких капелек  в нефти. Эмульсии прямого типа называются "нефть в воде", а обратного типа - "вода в нефти".

      Нефтяные  эмульсии характеризуются дисперсностью, вязкостью, плотностью и электрическими свойствами.

      Дисперстность - степень раздробленности дисперсной фазы (от 0,1 до 500 мк) в дисперсионной  среде. Мелкодисперсные эмульсии более  устойчивы от расслоения и разрушения, чем грубодисперсные.

      Вязкость  не обладает свойством аддитивности, то есть не равна сумме вязкостей  соответственных долей объемов  нефти и воды в смеси, а зависит  от вязкости самой нефти, температуры, при которой получена эмульсия, количества воды, содержащейся в нефти, степени дисперсности. Вязкость нефтяной эмульсии определяется в лабораторных условиях.

      Плотность эмульсий определяют по формуле:

      ρэм = (Vн*ρн + Vв*ρв)/(Vн + Vв)

      где Vн, Vв - объем нефти и воды; ρэм, ρн, ρв - плотность эмульсии, нефти и воды.

      Электрические свойства эмульсии, то есть ее электропроводимость, зависят от количества содержащейся воды и растворенных в ней солей, кислот, степени дисперсности. В нефтяных эмульсиях, помещенных в электрическое поле, капельки воды располагаются вдоль силовых линий. Это свойство используют для разрушения нефтяных эмульсий.

      Разрушение  нефтяных эмульсий в промысловых  условиях осуществляется с целью  доведения нефти до норм товарной продукции путем ее обезвоживания  и глубокого обессоливания.

      Выделяются  три основные стадии разрушения водонефтяных эмульсий: разрушение бронирующих оболочек, укрупнение капель, разделение фаз.

      На 1 стадии главным и наиболее универсальным  является действие реагентов-деэмульгаторов.

      На 2 стадии широкое распространение получил метод промывки эмульсии в слое воды, успешность которого во многом определяется равномерностью распределения струек жидкости перфорированными маточниками и процессами коалесценции в промежуточном и кипящем слоях эмульсии, также эффективным методом является применение электрических полей.