Содержание

Введение 1

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2

1.1 Физико-химические свойства нефти, газа, воды поступающих на УПН Черновского месторождения нефти. 2

1.2 Запасы нефти и газа, КИН 7

1.3. Общие сведения об установке подготовки нефти Черновского месторождения. 15

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 19

2.1 Основные технические показатели установки подготовки нефти Черновского месторождения нефти. 19

2.2. Технико-эксплуатационная характеристика установки подготовки нефти Черновского месторождения 21

2.3. Описание оборудования применяемого при подготовке нефти. 27

2.4. Анализ эффективности применяемой технологии обессоливания при подготовке нефти. 32

2.5. Мероприятия по оптимизации технологии обессоливания нефти с целью повышения качества товарной нефти. 35

2.6. Обеспечение требований промышленной безопасности при работе с щелочами. 41

3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 45

3.1. Определение экономической эффективности от внедрения технологии защелачивания сырой нефти. 45

3.2 Капитальные вложения. 46

3.3. Исходные данные 47

3.3. Расчет экономических показателей метода. 47

3.4 Экономическая оценка метода 49

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 50

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 52

ПЕРЕЧЕНЬ ГРАФИЧЕСКОГО МАТЕРИАЛА 54

Приложение 1. 55

Приложение 2 67

Приложение 3 68

Введение

Применение новых технологий и методов обессоливания нефти на установке подготовки в области нефтедобычи являет­ся главной и актуальной задачей для получения нефти высокого качества. В наше время эти методы должны позволять оптимизировать затраты, поддерживать и повышать качество подготавливаемой продукции.

Проблемой, понижающей эффективность применения традиционных методов обессоливания нефти, является образование стойких эмульсий. Бронирующий слой, образованный вокруг капель воды за счет высокого содержания механических примесей.

Применение в качестве деэмульгатора СНПХ 4114 позволило решить основные задачи, касающиеся качества товарной продукции, однако некоторые проблемы при подготовке нефти так и не были решены.

Цель дипломной работы состоит в оптимизации существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки.

Для достижения цели необходимо решить следующие задачи:

- предотвращение сбоев технологического режима при проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ) на месторождениях (поступающих на УПН «Черновское»), что приводит к снижению качества нефти до II группы, повышению содержание хлористых солей более 100 мг/м³.

- снижение себестоимости подготовки 1 тонны нефти, путем подбора более дешевого реагента.

Для решения вышеизложенных задач на установке «Черновского» месторождения нефти внедрена технология защелачивания сырой нефти. В качестве щелочного раствора был выбран раствор каустической соды.

1. Геологический раздел

1.1 Физико-химические свойства нефти, газа, воды поступающих на упн Черновского месторождения нефти.

В настоящее время поступление нефти на УПН Черновского месторождения осуществляется по системам промысловых трубопроводов с Быгинского, Погребняковского, Сосновского, Центрального, Черновского, Южно - Лиственского месторождений, автоцистернами поставляется с Тыловайского месторождения нефти, а также по напорному нефтепроводу с Якшур - Бодьинского, Ошворце – Дмитриевского и Патраковского месторождений нефти. Объем поступления нефти за сутки по состоянию на 2016 год составляет 3000 тонн.

Рис. 1. Фрагмент карты месторождений Удмуртской Республики.

1.1.1. Физико-химические свойства нефти, газа, воды Быгинского месторождения нефти.

Свойства флюидов, насыщающих продуктивные пласты Быгинского месторождения, представлены по данным исследования глубинных и поверхностных проб нефти, отобранных в 1985-2007 гг. и выполненных в лаборатории ОАО «Удмуртгеология».

По принятым классификациям на месторождении пластовые нефти среднего карбона повышенной вязкости (от 10 до 30 мПа×с), пластовые нефти нижнего карбона высоковязкие (более 30 мПа×с).

По товарным характеристикам нефть среднего и нижнего карбона высокосернистая (более 2 масс.%), парафиновая (более 6 масс.%), высокосмолистая (более 15 масс.%); в верейских и башкирских залежах, в основном, средняя по плотности в стандартных условиях (менее 0,900 г/см³), в визейских и турнейских залежах – тяжелая по плотности (более 0,900 г/см³).

В гидрохимическом отношении пластовые воды месторождения являются рассолами хлоркальциевого типа с плотностью 1,170-1,176 г/см³. Общая минерализация их колеблется от 248,5 до 260,2 г/л. Они имеют повышенную метаморфизацию (0,68-0,74) и сульфатность (0,10-0,35). Пластовые воды обогащены йодом, бромом и другими ценными химическими элементами. Пластовые воды нефтепромысловых горизонтов близки по химическому составу, содержанию микрокомпонентов и могут смешиваться в любом процентном соотношении, в том числе при использовании для поддержания пластового давления.

1.1.2. Физико-химические свойства нефти, газа и воды Погребняковского месторождения нефти

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти - 919,2 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 2,79 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти - 4,51 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти - 66,48 мПас.

Плотность нефти в поверхностных условиях при 20 ºС - 912,0 кг/м³. Кинематическая вязкость разгазированной нефти по поверхностной пробе - 69,91 мм²/с. По товарной характеристике нефть высокосмолистая (24,5 %), парафинистая (3,67 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 С – 40 %.

Для определения физико-химических свойств пластовых вод была отобрана одна проба. Минерализация воды составила 263,5 г/л, плотность - 1,182 г/см³, содержание йода - 7,61 мг/л, брома - 627,8 мг/л, аммония - 109,4 мг/л. Воды обогащены йодом, бромом, аммонием.

1.1.3. Физико-химические свойства нефти, газа и воды Сосновского месторождения нефти

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти - 876,0 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 4,3 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти – 14,3 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 18,7 мПас.

Плотность нефти в поверхностных условиях при 20 ºС - 894,0 кг/м³. По товарной характеристике нефть высокосмолистая (23,7 %), парафинистая (3,58 %).

Для определения физико-химических свойств пластовых вод была отобрана одна проба. Минерализация воды составила 265,1 г/л, плотность - 1,181 г/см³, содержание йода – 5,04 мг/л, брома – 436,72 мг/л, аммония – 92,3 мг/л. Воды обогащены йодом, бромом, аммонием.

1.1.4. Физико-химические свойства нефти, газа и воды Центрального месторождения нефти.

Свойства флюидов, насыщающих продуктивные пласты Центрального месторождения, представлена по данным исследования глубинных и поверхностных проб, отобранных в скважинах на этапе геологоразведочных работ и в процессе эксплуатации. Плотность нефти в пластовых условиях в среднем составляет 0.8892 г/см³, динамическая вязкость– 20.7 мПас, объемный коэффициент– 1.027, газосодержание – 9.84 м³/т, давление насыщения – 4.6 МПа. Плотность в стандартных условиях (при 20C) в среднем составила 0.8985 г/см³, кинематическая вязкость при t = 20°С – 41.67 мм²/с, при t = 50C – 12.69 мм²/с, содержание (в масс.%) серы – 2.31%, смол силикагелевых – 20.98%, парафинов – 3.24 %, асфальтенов – 5.08%. Выход светлых фракций при разгонке до 300°С в среднем – 36.3%.

В гидрохимическом отношении пластовые воды месторождения являются рассолами хлоркальциевого с плотностью 1.150-1.181 г/см³, с общей минерализацией 216.8-277.5 г/л. Пластовые воды обогащены йодом, бромом и другими химическими элементами.

Минерализация воды составила 265,1 г/л, плотность - 1,182 г/см³, содержание йода – 15 мг/л, брома – 175,9 мг/л, аммония – 52 мг/л. Воды обогащены йодом, бромом, аммонием.

1.1.5. Физико-химические свойства нефти, газа и воды Черновского месторождения нефти.

Плотность нефти в пластовых условиях – 0.876 г/см³; динамическая вязкость – 17.0 мПа×с; объемный коэффициент – 1.037; газосодержание – 16.2 м³/т; давление насыщения – 5.1 МПа. плотность нефти в стандартных условиях – 0.886 г/см³, вязкость нефти при t = 20° C – 29.7 мм²/сек, при t = 50°C – 10.6 мм²/с; содержание асфальтенов – 4.7 %, парафина – 4.1 %, серы – 2.5 %, смол силикагелевых – 17.6 %.

По составу растворенный в нефти газ является углеводородным, в среднем содержание азота: 26.9 % мол (верейские залежи), 32.8 % мол (башкирские залежи), 47.3 % мол (визейские залежи), 82.9 % мол (турнейские залежи) и характеризуется высокой плотностью в среднем: 1.349 (верейские залежи), 1.245 (башкирские залежи) и 1.228 -1.256 (визейские залежи).

В гидрохимическом отношении пластовые воды месторождения являются рассолами хлоркальциевого типа с плотностью 1.18 г/см³. Общая минерализация в среднем колеблется от 246.1 г/л до 269.5 г/л. Пластовые воды обогащены йодом, бромом и другими ценными химическими элементами. В среднем общая минерализация пластовой воды составляет 263.2 г/л, плотность – 1.18 г/см³, содержание йода – 13.5 мг/л, брома – 675.8 мг/л.

1.1.6. Физико-химические свойства нефти, газа и воды Южно-Лиственского месторождения нефти.

Плотность нефти в пластовых условиях в среднем составляет 0,872 г/см³, динамическая вязкость – 27,5 мПа·с, объемный коэффициент – 1,018, газосодержание – 6,1 м³/т, давление насыщения – 4,2 МПа.

Нефть в поверхностных условиях в среднем имеет следующие параметры: плотность в стандартных условиях – 0,886 г/см³, вязкость нефти при t = 20C – 29,7 мм²/с, при t = 50C – 10,6 мм²/с, содержание (масс.%) асфальтенов – 4,7, парафина – 4,1, серы – 2,5, смол силикагелевых – 17,6. Выход легких фракций при t=300 °С в среднем 38 %.

В гидрохимическом отношении пластовые воды являются рассолами хлоркальциевого типа плотностью 1,17 г/см³. Общая минерализация – 239,5–255,1 г/л.

Свойства нефти и воды поступающих для подготовки на ППСН «Черновское» отражены в таб.1.

Таблица 1

Свойства нефти и воды месторождений

Месторождение	Плотность нефти в пластовых условиях кг/м3	Динамическая вязкость мПа с	Газосодержание м3/т	Давление насыщения МПа	Плотность при t=20 С	Содержание асфальтенов масс.%	Содержание серы в масс.%	Плотность пластовой воды кг/м3	Общая минерализация пластовой воды г/л
Быгинское	900	30	5,0	4	912	7,4	3,5	1171	248,6
Погребняковское	919	66,48	4,51	2,79	912	3,67	4	1182	263
Сосновское	876	18,7	14,3	4,3	894	3,58	3	1181	265
Центральное	889	20,7	9,84	4,6	898	5,08	2,31	1181	265,1
Черновское	896	17,0	16,2	5,1	886	4,7	2,5	1180	269
Южно-лиственское	872	27,5	6,1	4,2	886	4,7	2,5	1170	255,1

Вывод.

Наиболее стойкие эмульсии образуются в нефти Центрального и Погребняковского месторождений.