- •Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
- •Глава 1. Технологическая часть 7
- •Глава 2.Техническая часть 73
- •Глава 3. Охрана труда 99
- •Введение
- •Глава 1. Технологическая часть
- •1.1 Анализ системы сбора продукции скважин
- •Свойства пластовой нефти Тверского месторождения
- •Физико-химическая характеристика дегазированной нефти
- •Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Тверского месторождения
- •Сведения о состоянии нефтепромысловых трубопроводов Тверского месторождения
- •Характеристика действующих выкидных линий по срокам эксплуатации
- •Характеристика действующих нефтегазосборных и напорных трубопроводов по срокам эксплуатации
- •Технологический режим работы на 01.01.2016
- •Блок-схема системы сбора продукции скважин
- •1.2 Анализ работы агзу
- •Устройство и принцип работы.
- •Выводы по анализу системы сбора продукции скважин
- •1.3 Анализ днс Тверская
- •Характеристики сырья
- •Характеристика вспомогательных материалов
- •Деэмульгатор дин-4
- •Физико-химические показатели деэмульгаторов дин-4
- •Технологическая схема Тверской днс
- •1.4 Анализ упсв «Горбатовская»
- •Характеристика сырья
- •Технологическая схема упсв Горбатовская
- •Характеристика вспомогательных материалов
- •Характеристика изготовляемой продукции
- •Характеристики продукции в течение прохождения технологического процесса
- •Описание технологического процесса
- •Описание технологической схемы
- •1.5 Анализ упн г. Нефтегорска
- •Технологическая схема упн Нефтегорская
- •Физико-химическая характеристика изготовляемой продукции
- •Физико-химическая характеристика вспомогательного сырья
- •1.6 Анализ системы ппд
- •Описание технологической схемы.
- •Химическая стабильность и совместимость пластовых вод
- •Требования к качеству воды
- •Обоснование геологических объектов и конструкции поглощающих скважин для сброса попутно добываемых вод
- •Предполагаемые объемы строительства объектов и сооружений системы поглощения на Тверском месторождении
- •Глава 2.Техническая часть
- •2.1 Гидравлический расчет простого однофазного трубопровода
- •Параметры трубопровода
- •2.2 Гидравлический расчет простого двухфазного трубопровода.
- •Параметры трубопровода
- •Технологический режим скважины
- •2.3 Расчет нефтегазового сепаратора
- •Механический расчет
- •2.4 Технологический расчет отстойника
- •Исходные данные
- •Усредненное распределение дисперсной фазы по d
- •Глава 3. Охрана труда
- •3.1 Меры безопасности при работе на упн
- •Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика производственных зданий, помещений и наружных установок
- •Литературный обзор на тему«Системы сбора продукции скважин за рубежом»
- •Принципиальные технологические схемы сбора и обезвоживания нефти на месторождениях в фрг
- •Технологическая схема сбора и обработки продукции скважин, содержащей сероводород
- •Технологическая схема подготовки нефти с применением резервуаров и деэмульсаторов (Нигерия)
- •Технологическая схема обезвоживания нефти (Венесуэла)
- •Технологическая схема сбора и обработки нефти (Иран)
- •Патентный обзор на тем: «Современные ингибиторы солеотложения»
- •Список использованной литературы
Описание технологической схемы
Продукция скважин Горбатовского месторождения без предварительного разгазирования поступает в нефтеотстойник НО-7, где при давлении от 3 до 5,2 кгс/см2 и межфазном уровне 1500-2100 мм происходит отделение нефти от воды. Вода подается в РВС-2 или в РВС-7 (РВС-6), а частично обезвоженная нефть подается в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9 для дальнейшей подготовки.
Продукцию скважин с Карагайской УПСВ (Карагайское, Восточное, Коренное, Байкальское, Казачье и Гайдаровское м/р), Софинско-Дзержинской УПСВ и Холмового купола поступает в нефтеотстойник первой ступени (НО-1, НО-2, НО-4), где при давлении от 3 до 5,2 кгс/см2 и межфазном уровне 1400-1700 мм для НО-1, 1300-1800 мм для НО-2, 1500-1800 мм для НО-4 происходит отделение нефти от воды. Вода подается в РВС-2 или в РВС-7 (РВС-6); а частично обезвоженная нефть подается в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9 для дальнейшей подготовки.
Продукция скважин Рассветского, Колыванского и Ясеневско-Гараевского м/р поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-6 (НО-5, 7), где при давлении от 3 до 5,2 кгс/см2 и межфазном уровне 1500-2000 мм для НО-6, 1500-2100 мм для НО-7 происходит отделение нефти от воды. Вода из аппарата подается в РВС-2 или в РВС-7 (РВС-6); а частично обезвоженная нефть подается в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9 для дальнейшей подготовки.
Продукция скважин с Тверской ДНС поступает в нефтеотстойник первой ступени НО-3 (НО-4), где при давлении от 3 до 5,2 кгс/см2 и межфазном уровне 1500-1800 мм происходит отделение нефти от воды. Вода из аппарата подается в РВС-2 или РВС-7,либо РВС-6, а частично обезвоженная нефть через задвижки подается в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9 для дальнейшей подготовки.
Для защиты от превышения давления нефтеотстойники НО-1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 снабжены предохранительными клапанами с направлением сброса через факельный сепаратор ФС-1 на свечу.
В газосепараторе ГС-1 при давлении 1,8-3,5 кгс/см2 осуществляется отделение капельной жидкости и конденсата от нефтяного газа, поступающего из буферных емкостей. По мере накопления жидкость из газосепаратора откачивается в дренажную емкость ДЕ-1, откуда откачка жидкости и вывоз производится с помощью автобойлера.
С целью улучшения процесса отделения нефти от воды во входящие потоки подается реагент-деэмульгатор с дозировкой 85-100 г/т. Для подачи деэмульгатора предусмотрены блоки БРХ-1, 2, 3, 4, 5.
Схема обвязки блоков следующая:
- с БРХ-1, 2, 3 реагент-деэмульгатор может подаваться в любой технологический поток.
- с БРХ-4 реагент-деэмульгатор может подаваться в пятый технологический поток.
- с БРХ-5 реагент-деэмульгатор может подаваться в четвертый технологический поток.
Частично обезвоженная нефть с содержанием воды от 10 до 25% из нефтеотстойников первой ступени НО-1 - НО-7 смешиваясь поступает в нефтеотстойники второй ступени НО-8, 9, где при давлении от 2,6 до 4,2 кгс/см2 и межфазном уровне 1700-2100 мм происходит окончательное отделение нефти от воды. Вода из аппаратов подается в РВС-2 или в РВС-7 (РВС 6), а частично обезвоженная нефть подается для сепарации в буферные емкости БЕ-1, 2. Аппараты НО-8, 9 взаимозаменяемые, поэтому при необходимости возможен вывод из эксплуатации любого из аппаратов для проведения ремонтных работ.
В буферных емкостях БЕ-1, 2 при давлении 1.8-4 кгс/см2 и уровне жидкости 800 - 2500 мм происходит сепарация нефти от газа. Газ подается через факельный сепаратор ФС-1 для отделения от газа капельной жидкости и далее на свечу. По мере накопления жидкость из факельного сепаратора подается в подземную дренажную емкость ДЕ-1, откуда откачка жидкости и вывоз производится с помощью автобойлера.
Частично разгазированная нефть из буферных емкостей БЕ-1, 2 с остаточным содержанием воды до 10 % поступает на прием насосов внешнего транспорта нефти Н-1, 2, 3, 4 (ЦНС 180x425) и при давлении на выкиде от 34,0 до 47,0 кгс/см2 откачивается по напорному нефтепроводу на НСП г. Нефтегорск для окончательной подготовки до товарных кондиций.
Попутно добываемая вода, сбрасываемая в результате отстоя в РВС-2, 6, 7, очищается в них от механических примесей и нефтепродуктов поступает на прием насосов пластовой воды Н-8, 9, 10, 11, 12.(АХ 250-200), откуда при давлении 4,0-7,0 кгс/см2 подается на прием насосов БКНС-3, которые утилизируют воду в поглощающие горизонты. Качество воды, откачиваемой на БКНС-3, должно соответствовать следующим требованиям: количество нефтепродуктов до 40 мг/л, мехпримесей до 30 мг/л.
Выводы
Продукция скважин Тверского месторождения проходит УПСВ обводнённость продукции понижается. Готовой продукцией Горбатовской УПСВ является частично разгазированная нефть с остаточным содержанием воды до 10 %, данный процент установлен действующим регламентом.
Уровень утилизации попутного составляет 95%, что является допустимым и не требует поисков дополнительных способов утилизации. Попутно добываемый газ используется на нужды котельной.Попутный газ из аппаратов УПСВ поступает на ГКС «Горбатовская» с дальнейшей транспортировкой на НГПЗ.
Два потока представляют собой продукцию пластов девона, два – продукцию пластов карбона и один – смесь продукции пластов девона и карбона. Таким образом, на установке осуществляется смешение явно несовместимой продукции, в результате увеличивается доля механических примесей в сброшенной воде (за счет образующегося сульфида железа) и происходит заражение сероводородом пластовой воды девона. Сброшенная вода выводится одним потоком и направляется в систему ППД всех подсоединённых месторождений, что совершенно недопустимо.
Для исправления сложившейся ситуации необходимо разделить приходящую продукцию на два потока – девон и карбон – и осуществить предварительный сброс воды на отдельных технологических линиях установки, смонтировав недостающее оборудование и осуществив необходимую переобвязку существующего оборудования. Смешение сброшенной воды допустимо только в том случае, если будет смонтирован узел очистки воды от сероводорода; в противном случае утилизация сброшенной воды должна осуществляться также двумя потоками. Поток сырья, представляющий собой смесь продукции девона и карбона, должен быть разделён еще на месторождении.
С целью улучшения процесса разделения пластовой воды и нефти применяется преимущественно реагент ДИН-4 и Дисольван -2830.
Вода из водяных резервуаров насосами подается на БКНС-3 и далее в систему поглощения. Качество воды, откачиваемой на БКНС-3, должно соответствовать следующим требованиям: количество нефтепродуктов до 40 мг/л, мехпримесей до 30 мг/л. С целью контроля за качеством воды один раз в сутки отбирается проба (после насосов перекачки воды на БКНС-3) и передается в лабораторию для проведения анализов.