Сбор и подготовка нефти

ВВЕДЕНИЕ

Опыт  эксплуатации месторождении  показал, что в процессе добычи спутниками нефти являются газ и вода. Из скважин извлекается сложная  смесь, состоящая из нефти, газа, воды и примесей. В таком виде транспортировать продукцию нельзя. Во-первых, вода-это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти и воды возникают потери давления для преодоления сил трения, чем при перекачке одной нефти. В-третьих, пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей-абразивный износ оборудования.

Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация.

 В выделившихся попутных газах содержится большое количество тяжелых углеводородов являющихся ценнейшим сырьем для нефтехимического производства. Поэтому перед промышленностью стоит задача по отбензиниванию попутных газов и предварительной их очистке от вредных примесей  и осушке от влаги.

  Как известно одним из способов интенсификации разработки нефтяных пластов является поддержание пластового давления, поэтому вскоре на поверхность вместе с нефтью выносится все большее количество пластовой воды, для отделения которой и создаются на нефтепромыслах установки по подготовки нефти.

 В данном курсовом проекте рассмотрена система сбора и подготовки продукции скважин на УПН…

         Произведён расчёт сепарации нефти от газа состоящий из трёх ступеней. Получен компонентный состав жидкости и газа после каждой из ступеней.

2 КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА АЙРИТАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И НАСЫЩАЮЩИХ ПЛАСТ ФЛЮИДОВ

2.1 Месторождение Айритан. Месторождение Айритан расположено на южном борту западной части Ферганской межгорной впадины – Ферганского нефтегазоносного бассейна, в 30 км к юго-востоку от г. Канибадам.     Абсолютные отметки поверхности месторождения 530 – 670 м.

Месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке сильно вытянутой в широтном направлении. По кровле 2-го пласта, длина  складки 11 км, ширина до 4 км.

В тектоническом  отношении месторождение приурочено к Канибадамской антиклинальной  складке субширотного простирания, которая расположена в Центральной  Ферганской тектонической зоне и  занимает центральное место в  Канибадам – Раватской линии складок. Канибадамская складка расположена   кулисообразно по отношению к Раватской и находится в 13,8км к Юго-западу от нее. Нефть с месторождения по нефтепроводу длиной 33км подается на прирельсовые нефтеналивные сооружения на ст. Нефтеабад,  откуда направляется на нефтеперерабатывающий завод. Газ используется в качестве бытового газа населением Согдийской области. 

Айританское месторождение  в  административном отношении  находится  на территории Исфаринского района Согдийской области Республики Таджикистан. В экономическом отношении район сельскохозяйственный с развитой инфраструктурой. Из полезных ископаемых в районе месторождения, кроме нефти, имеются известняки и доломиты, используемые как строительный и дорожно-строительный материал, гипсы, как сырье для получения алебастра и конгломераты, как дорожно-строительный материал. Большое значение на площади приобрели глины, используемые как сырье для приготовления глинистого раствора при бурении скважин. Разработка месторождения осуществляется таджикско-австрийским предприятием СООО «Петролеум Сугд».

Рисунок 2.1 Расположение 10-и месторождений СООО «Петролеум Сугд»

2.2 Характеристика  насыщающих пласт флюидов. Операции  по очистке нефти, газа и  воды от различных примесей осуществляются на специальных установках по подготовке соответственно нефти (УПН), воды (УПВ) и газа (УПГ). Эти установки расположены на сборном пункте, где находятся также установки учета товарной нефти и другие устройства.

При подготовке нефти состав продукции скважин  имеет очень большое значение, от этого зависит весь процесс её подготовки. 

Компонентный  состав газа, физико-химические свойства нефти, состав сточной воды приведены  в таблицах 2.1, 2.2 и 2.3.

Таблица 2.1  Компонентный состав и физико-химические свойства попутного газа.

Таблица 2.2 Характеристика товарной нефти

Таблица 2.3 Характеристика сточной воды

3 ХАРАКТЕРИСТИКА  СУЩЕСТВУЮЩИХ СИСТЕМ СБОРА И  ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

3.1 Общая характеристика. Установка подготовки нефти находится на территории НСП “Канибадам” СООО «Петролиумсугд» и расположена в Исфаринском районе республики Таджикистан.

Метод производства – термохимический с гидродинамическим  отстоем.

Год ввода в  эксплуатацию:

Установка по обезвоживанию  – 1968г.

Блок ступеней сепарации – 1973 г.

Блок обезвоживания – июль 1976 г.

Установка предварительного сброса воды УПС – 2000/6 – 1978 г.

Предварительный сброс состоит из 2-х потоков: обезвоживания  и обессоливания, подготовка и откачка  нефти, воды по одному потоку.

Проектная мощность – 6 тыс. т/сут. товарной нефти.

УПН " Канибадам "включает в себя:

- площадку технологического  оборудования, состоящую из  газосепараторов II и II ступени сепарации объемом 56 м^З - 2 шт, газосепаратор III ступени сепарации объемом 56 м³ - 1 шт. , емкость газоосушителя 6 м^З - 1 шт.

-  площадку  печей ПГ - 1,2,3,4 и ОФГ - 1,2

        - площадку отстойника объемом , 200 - 4 шт

        - дегитратор объёмом 160  -  4 шт;

        -  насосную внутренней и внешней перекачки и очистных сооружений;

- резервуары  сырой нефти (2шт) и товарной нефти (8шт) и резервуары очистных сооружений (2шт)  объемом  5000м^З  каждый;

- подземные  канализационные емкости объемом  200м^З и 32м^З -2шт

- площадку аварийных  емкостей объемом 32м^З - 2шт;

- площадку блока  реагентного и ингибиторного  хозяйства БР - 2,5 – 3 шт;

- факельное  хозяйство,состоящее из факельного  стояка  o 200мм и Н = 20 м и конденсатосборника объемом     4 м^З;

- воздушную  компрессорную;

- блок КТП  и РУ 6 кВт;

- резервуары противопожарного запаса   воды объемом 300м^З -2шт;

- насосную станцию  пожаротушения;

- насосную станцию  пенотушения с емкостями объемом  - 6м^З- 3 шт;

   - узла коммерческого учета нефти.

Рисунок 3.1 Центральный пункт подготовки нефти СООО «Петролеум Сугд»

3.2 Подготовка  скважинной продукции. Нефть отделяется  от воды и солей дважды: первый раз на площади нефтяного месторождения, где на установках подготовки нефти из нее извлекают основную массу воды и доводят содержание её от 0,2 до 0,8 % вес., и второй раз — на нефтеперерабатывающих заводах, где из нефти удаляют воду, а содержание солей доводят до 2—5 мг/л.

Для предотвращения образования, а также для разрушения уже образовавшихся нефтяных эмульсий широко применяются деэмульгаторы — поверхностно-активные вещества (ПАВ), обладающие большей активностью, чем эмульгаторы. Основное назначение деэмульгаторов — вытеснить с поверхностного слоя капель воды эмульгаторы — естественные поверхностно-активные вещества, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафины) и в пластовой воде.

Вытеснив  с поверхностного слоя капель воды природные эмульгирующие вещества, деэмульгатор образует гидрофильный адсорбционный слой, в результате чего капельки воды при столкновении коалесцируют (сливаются) в более крупные капли и оседают. Чем эффективнее деэмульгатор, тем больше он снижает прочность «бронированного» слоя и тем интенсивнее разрушается эмульсия. Для более успешного разрушения и прекращения «старения» нефтяных эмульсий деэмульгаторы следует подавать на забой скважин и осуществлять «внутрискважинную» деэмульсацию.

При подаче деэмульгаторов на забой скважин обычно происходит инверсия эмульсии, т. е. эмульсия типа В/Н превращается в эмульсию типа Н/В, в которой внешней фазой, является вода с небольшой вязкостью, равной 1 сП, существенно снижающая потери давления от трения.

Теоретически  деэмульгатор может быть эффективным только для какой-то одной эмульсии, имеющей вполне определенное соотношение жидких фаз, определенную степень их дисперсности, а также известное количество и состав эмульгатора, образующего защитную оболочку на каплях воды. Под эффективностью деэмульгаторов понимают их деэмульсационную способность, которая характеризуется их расходом, качеством подготовленной нефти (содержанием в ней остаточных хлористых солей, воды и механических примесей), а также минимальной температурой и продолжительностью отстоя нефти. Эффективность деэмульгаторов испытывается на идентичных образцах эмульсий, которые готовят из безводной нефти и пластовой воды одного и того же месторождения и подвергают седиментации  (отстою)  в течение одного    и того же времени.

Деэмульгаторы, применяемые для разрушения эмульсий, делятся на две группы: на ионогенные (образующие ионы в водных растворах) и неионогенные (не образующие ионов в водных растворах). 

К первой группе относятся малоэффективные деэмульгаторы: НЧК нейтрализованный черный контакт) и НКГ (нейтрализованный кислый гудрон), которые в настоящее время для деэмульсации нефти не применяются.

К неионогенным деэмульгаторам относятся дипроксампн-157, тфоксамин-385, дисолван-4411, сепарол и др.

Неионогенные деэмульгаторы имеют ряд преимуществ перед ионогенными деэмульгаторами и, в частности, перед НЧК. Преимущества эти следующие:

1. Незначительный  удельный расход (для дипроксамина-157 и дисолвана-4411—20-30 г на тонну эмульсии при температуре эмульсии 60—70° С; обводнённость нефти получается около 1%).

  2. Они могут  хорошо растворяться как в  воде, так и в нефти. Не реагируют с солями и кислотами, содержащимися в пластовой воде и нефти, и не дают осадков в трубах и аппаратах.

 3. Стоимость неионогенных ПАВ в 40—60 раз выше стоимости НЧК, а расход их в сотни раз меньше, чем НЧК. Деэмульгаторы должны удовлетворять следующим основным требованиям:     

а) хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии (в нефти или воде);                            б) иметь достаточную поверхностную активность, чтобы вытеснить с границы раздела «нефть — вода» естественные эмульгаторы, образующие «броню» на капельках воды;

в) обеспечивать максимальное снижение межфазного натяжения на границе фаз «нефть — вода» при малых расходах реагента;

г) не коагулировать в пластовых водах;

д) быть инертным по отношению к металлам (не коррелировать их).

Одновременно  с этим деэмульгаторы должны быть дешевыми, транспортабельными, не изменять своих свойств при изменении  температуры, не ухудшать качества нефти после обработки и обладать определенной универсальностью, т. е. разрушать эмульсии различных нефтей и вод.

Таблица 3.1 Физико-химические свойства реагентов

Продолжение таблицы 3.1

Продолжение таблицы 3.1

В настоящее  время применяются следующие  основные методы разрушения нефтяных эмульсий типа В/Н: гравитационное холодное разделение, внутритрубная деэмульсация, центрифугирование, фильтрация, термохимическое воздействие, электрическое воздействие и различные сочетания перечисленных методов.

Термохимические установки (ТХУ) — сепараторы-деэмульсаторы. Практикой установлено, что существующие методы деэмульсации нефти без применения тепла и поверхностно-активных веществ малоэффективны. Поэтому в настоящее время около 80% всей добываемой обводненной нефти обрабатывается на термохимических установках, имеющих следующие преимущества: предельная простота установки (теплообменник, отстойник и насос); сравнительно низкая чувствительность режима работы установки к значительному изменению содержания воды в нефти; возможность замены деэмульгаторов по мере изменения характеристики эмульсии без замены оборудования и аппаратуры.

Существуют  термохимические установки по деэмульсации нефти, работающие под избыточным давлением, и установки, работающие при атмосферном давлении.

Основным  показателем качества товарной нефти, прошедшей обработку на термохимических установках, является остаточное содержание в ней воды и солей. Последний показатель имеет исключительно важное значение, так как он определяет в конечном итоге все затраты на дополнительную подготовку нефти на НПЗ. Поэтому на термохимических и электрообессоливающих промысловых установках содержание солей в нефти стремятся доводить до 40 мг/л и ниже.

На УПН  “Канибадам” применяется термохимический метод сепарации нефти от газа с гидродинамическим отстоем. Термохимический метод является одним из наиболее прогрессивных методов отделения газа от нефти.

     3.3 Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Рисунок 3.2 Установка подготовки нефти и газа на месторождении «Ниязбек»

    3.3.1  Подготовка нефти. Схема подготовки нефти приведена в Приложение А. Нефтегазоводяная смесь, предварительно разгазированная и обезвоженная, поступает в нефтесборный пункт УПН   " Канибадам" из двух нефтепромыслов № 2 и №4 по трем потокам " Ниязбек", "Айритан"," Рават" на II ступень сепарации в две параллельно работающие емкости (С1/1) и (С1/2) объем по 56 м^З, установленный на высоте 15 м. . Давление на линии поступления нефтяной эмульсии 3 кгс/см² (контролируется манометром OEM), а на сепараторах в аппаратах осуществляется электроконтактным манометром Э1Ф4. Рабочий уровень в газосепараторах "газ - жидкости" поддерживается 1/2 высоты емкости, нижний аварийный уровень 1/3, а верхний аварийный уровень 2/3 высоты аппарата.

Газосепараторы  снабжены предохранительными клапанами  и газоотсекателями, аварийные уровни блокировки, световой и звуковой сигнализацией, выведенной в операторную. Разгазированная нефтяная эмульсия самотеком поступает (Р-1) - предварительного сброса воды на высоту 2,5 м, через распределительное устройство типа " Колпак ",где происходит гидродинамический отстой. Отделившаяся вода, с содержанием остаточной нефти не более 500 мг/л через нижний патрубок, самотеком направляется в резервуары очистных сооружении Р – 4, для доочистки от нефтепродуктов и механических примесей. Уровень жидкости в (Р-1) (высота 15 м) не должен превышать 1150 см, контроль межфазного уровня "нефть-вода" ведется с помощью контрольных краников и не должен превышать 6 м. Далее нефть, с остаточным содержанием воды до 15%, перепускается с высоты 10 м, в (Р-2) вторичного отстоя, на высоту 2 м, через V-образное распределительное устройство.

В условиях гидродинамического отстоя, отделившаяся вода самотеком  направляется в     (Р–4), откуда насосом закачивается в поглощающие скважины. Уровень жидкости в Р-2 поддерживается на высоте 9 м.

Нефть, с остаточным содержанием воды до 5%, контролируется влагомером ВСН - 1 и лабораторным исследованием, с высоты 8.5 м, через заборный стояк, направляется через манифольдный на прием насосов внутренней перекачки (Н-1/1,2,3). Межфазный раздел "нефть-вода" не должен превышать 4 м. Контроль осуществляется с помощью контрольных кранов. На прием насосов внутренней перекачки (Н-1/1,2,3), дозировочным насосом НД - 2,5/100 ( Р 1/1) подается деэмульгатор с дозировочной не более 12 г/т товарной нефти.

Насосы внутренней перекачки N 4 ЦНС 180x425, N 5 ЦНС 180x180 и N 6 ЦНС 180x85 (один рабочий, два других резервные) направляют нефть в трубное пространство четырех параллельно работающих блока теплообменников "труба в трубе", где сырая нефть нагревается не менее 12 ⁰С, за счет отдаваемого тепла товарной нефти, которая проходит через межтрубное пространство теплообменников (ТО) противотоком.

На прием  насосов (Н-1/1,2,3) и на выходе насосов установлены электроконтактные манометры типа ЭКМ.  Каждый блок теплообменников, в свою очередь поделен на два потока. Давление на входе в трубное пространство теплообменников не более 10 кгс/см², а на выходе не более 8 кгс/см2, т.е. перепад давления не более 2 кгс/см².

Контроль за давлением осуществляется по манометрам OEM, контроль за температурой по показателям термодатчиков и ртутных термометров, установленных на входе и выходе теплообменников.

С теплообменников  нефть двумя потоками направляется к технологическим печам (П-1/1) и (П-1/2). В зависимости от расхода нефти и погодных условии, одновременно могут работать две или три печи в разной комбинации, а остальные находится в резерве.  Для контроля расхода нефти на входе печей ПГ предусмотрены счетчики типа "Трубоквант'

Давление в  печах не более 8 кгс/см² на входе и 6 кгс/см² на выходе с перепадом давления не более 2 кгс/см² . Контроль осуществляется по манометрам ОБМ. Температура на перевале должна поддерживаться не более 720 ⁰С, уходящих дымовых газов не более 320 ⁰С. Контроль температуры перевалов осуществляется по показаниям термодатчиков. Расход нефти по потокам печей контролируется с помощью диафрагменных расходомеров, а общий поток к печам счетчиком типа "Трубоквант'

В технологических  печах предусмотрена автоматика безопасности осуществляющая отсечку  газового топлива, при затухании пламени в печах, при падении давления газа перед форсунками ниже 0,03 кгс/см² и при повышении температуры нефти из печей выше 70 ⁰С. Температура выхода нефти из печей регулируется регулятором температуры  В случаях аварии на печах, горячая нефть сливается в аварийную емкость (Е-5). Уровень в аварийной емкости контролируется уравнемером типа ДДСП.

Нагретая в  печах не более 70 ⁰С нефть поступает в четыре горизонтально расположенных, параллельно работающих отстойников О-1 (ОГ-200) объем 200 м^З на высоту 70 см, через распределительное устройство - перфорированную трубу длиной 3 метра, которая работает в гидродинамическом режиме отстоя. Давление в отстойниках (О-1) не более 6 кгс/см², контроль за которым осуществляется по показаниям электроконтактных манометров типа ЭКМ.

Для защиты отстойников от избыточного давления установлены предохранительные клапана СППК - 4, оттарированные на давление 6,6 кгс/см² . Сброс избыточного давления из отстойников через предохранительные клапана поступает в аварийную емкость (Е-1) объемом У-50 м^З. Уровень аварийной емкости контролируется уровнемером типа ДДСП. Отделившаяся вода из отстойников под давлением в аппарате поступает в  (Р - 1).

Обезвоженная  нефть с содержанием воды не более 1 % и хлористых солей не более 300 мг/л забирается с верхнего уровня отстойников и направляется в дегидраторы (Д-1) для окончательного обессоливания. Контроль за содержанием в нефти воды и хлористых солей, осуществляется лабораторным исследованием отбираемых проб, обводнённость дополнительно контролируется влагомером "Халлибуртон", установленным на потоке нефти выходящей из отстойников (О–1). На выходе из отстойников установлен электроконтактный манометр типа ЭКМ  для контроля давления.

В нефтепровод  выходящий из отстойников (О- 1), для отмывки хлористых солей, через смеситель насосами № 2,4,5 ЦНС 38x88, (Н 5/1) под давлением не менее   6 кгс/см² подается пресная вода в количестве не более 15% товарной нефти. Контроль за расходом пресной воды осуществляется расходомером типа СВУ, давление контролируется электроконтактным манометром типа ЭКМ.

Для отделения  промывочной воды нефть направляется в четыре горизонтально расположенные, параллельно работающие дегидраторы (Д – 1), объемом каждый     160 м^З на высоту 70 см, через распределительное устройство, где происходит гидродинамический отстой промывочной воды.

Давление в  дегидраторах не более 6 кгс/см², контроль осуществляется по ЭКМ. Для защиты от избыточного давления установлены предохранительные клапана СППК - 4, оттарированные на давление 6,3 кгс/см². Сброс избыточного давления из дегидраторов (Д -1), происходит в аварийную емкость (Е -2) объемом V – 32 м^З. Уровень в аварийной емкости контролируется уровнемером типа ДДСП. Отделившаяся  в  дегидраторах  промысловая вода под давлением в аппарате направляется в (Р-1).

Нефть с содержанием воды не более 0,5 % и хлористых солей не более 100 мг/л в верхнего уровня дегидраторов (Д-1) поступает в межтрубное пространство тэплообмеников ТО и отдавая тепло сырой нефти, далее направляется в (С2/1) III ступень сепарации (горячая сепарация) и далее в товарные резервуары (Р- 3) для доведения до товарной кондиции.

Контроль за содержанием в нефти хлористых солей и воды осуществляется лабораторным исследованием отобранных проб. Высота водяного слоя не менее 70 см и не более 110 см в отстойниках и дегидраторах регулируется пневмоклапаном по показаниям уровнемеров УБП и контролируется по контрольным краникам.

Для регулирования  материального баланса установки  на входе сырой нефти в теплообменики  ТО и на выходе товарной нефти из дегитраторов (Д-1) установлены трубные счетчики типа, "Турбоквант". Температура нефти на выходе из дегидраторов контролируется термодатчиком на выходе из дегидраторов также установлен влагомер ВСН – 1 для определения обводнённости нефти. Температура подготовленной нефти после дегидраторов (Д – 1) не более 40 ⁰С.

Давление в  гаэосепараторе III ступени (С 2/1) не должно превышать 0,05 кгс/см², рабочий уровень" газ - жидкость" 1/2 высота, нижний аварийный уровень 1/3 и верхний аварийный уровень 2/3 высоты аппарата. Газ из газосепараторов (С1/1),( С1/2), (С2/1) пройдя через два вертикально расположенных, последовательно обвязанных трапов-газоосушителей ГО поступает к форсункам технологических печей. Разгазированная нефть через манифольдную самотеком поступает в товарные резервуары (Р-3)  (РВС 5000 м3).

 Рисунок  3.3 Резервуарный парк СООО «  Петролеум Сугд» 

После двух часов  гидростатического отстоя подтоварная  вода насосами закрытой канализации    (Н 3/1) ЦНС 180x85 № 7, № 8 (один рабочий, другой в резерве) откачивается в сырьевой резервуар (Р-1). После откачки подтоварной воды насосом или слива через сифонный кран отбирается проба нефти согласно ГОСТ для определения качества и предъявления ее к сдаче. Нефть потребителю сдается согласно инструкции по товарно-коммерческим операциям. Откачка товарной нефти производится насосами Н 2/1 ЦHC 300x300  № 1, №2 через узел коммерческого учета нефти УУН (оборудованного турбинными преобразователями расхода типа "Смит" и "Турбоквант"). При аварийных ситуациях на установке газ из газосепараторов С 1/1, C1/2, C2/1 сжигается на факеле.