Северо-Красноярского месторождения

Консорциум н е д р а

1

Северо-Красноярского месторождения Красноярское месторождение введено в эксплуатацию в 1969 году. На Северо-Красноярском месторождении

выделен один объект разработки: турнейский ярус - Т1 и бобриковский горизонт – Б2.

На данный момент это сложнейший технологический процесс, в котором задействовано большое число обслуживающего персонала. Цель курсовой работы: анализ системы сбора и подготовки продукции месторождения, а

также выявление недостатков с дальнейшими рекомендации по усовершенствованию технологического процесса сбора и подготовки нефти, газа и воды, с целью уменьшения затрат на весь процесс подготовки. В курсовом проекте описаны:

схема сбора, схема установки подготовки нефти, система поддержания пластового давления. Все выше перечисленные схемы проанализированы, выявлены недостатки и даны рекомендации по реконструкции и техническому усовершенствованию.

Современные устройства для розжига факела

Литературный обзор на тему: Стабилизационные колонны»

Сырая нефть содержит растворенные в ней газы, называемые попутными,

воду, минеральные соли, различные механические примеси. Подготовка нефти к переработке сводится к выделению из нее этих включений и нейтрализации химически активных примесей [5].

Выделение из нефти попутных газов производится в газоотделителях путем уменьшения растворимости газов за счет снижения давления. Затем газы направляются для дальнейшей переработки на газобензиновый завод, где из них

Консорциум н е д р а

2

извлекают газовый бензин, этан, пропан, бутан. Окончательное отделение газов от нефти происходит в стабилизационных установках, где они отгоняются в специальных ректификационных колоннах.

На установках первичной перегонки нефти однократное испарение и ректификация, как правило, совмещаются.

Для перегонки нефти используют одноступенчатые и двухступенчатые трубчатые установки. Теплоту,

необходимую для проведения процесса, получают в трубчатых печах.

Первичная перегонка нефти осуществляется на трубчатых установках. В зависимости от общей схемы нефтеперерабатывающего завода и свойств поступающей для переработки нефти перегонку ведут либо на атмосферных трубчатых установках, либо на установках, сочетающих атмосферную и вакуумную перегонку, – атмосферно-

вакуумных трубчатых установках [2].

В стабилизационных колоннах за счет турбулентности движения потока жидкости на тарелках и в карманах тарелок, а также из-за недостижения фазового равновесия происходит физический унос паров (газа) на нижерасположенную тарелку.

При работе стабилизационной колонны с подачей острого пара необходимо следить за тем, чтобы острый пар имел температуру на 20 - 30 С выше температуры низа колонны.

Головной погон стабилизационной колонны 4, состоящий преимущественно из углеводородов С3 - С4,

подвергают последующему разделению в колонне ( на рисунке не показана), с верху которой уходит пропан-про-

пиленовая, а с низу - бу-тан-бутиленовая фракция.

Остаток из стабилизационной колонны направляется в колонну вторичной перегонки, с низа которой удаляются компоненты Cs и более тяжелые. Верхний погон вторичной перегонки является сырым бутадиеном.

Консорциум н е д р а

3

Газ из стабилизационной колонны, содержащий компоненты С3 и С4, поступает на абсорбцию диэтаноламином для удаления сероводорода. После сероочистки углеводороды С3 - С4 промываются щелочью и водой, осушаются в коалесцирующем фильтре и направляются в реактор каталитической полимеризации.

Рафинат после стабилизационной колонны и холодильника попадает в хранилище и затем направляется в отделение ректификации. Иногда пытаются стабилизационную колонну заменить щелочной и водной промывкой. Это нерационально, так как приводит к образованию сточных вод, а также к затруднениям при полной отмывке аммиака и сероводорода.

С верха стабилизационной колонны удаляются горючие газы.

Сырой газовый конденсат, выносимый газом в виде капельной жидкости из скважины по своему составу более тяжелый и содержит углеводороды от этана (в малых количествах) до додекана и выше. Технология переработки этого конденсата включает процессы: стабилизации, обезвоживания и обессоливания; очистки от серосодержащих примесей;

перегонки и выделения фракций моторных топлив (с последующим их облагораживанием).

По мере выработки газового месторождения количество выносимого из пласта конденсата уменьшается, а по составу он становится более легким. Это необходимо учитывать при проектировании технологических установок для его переработки. Газовые конденсаты стабилизируют и перерабатывают двумя методами: ступенчатой дегазацией или ректификацией в стабилизационных колоннах.

Схема ступенчатой дегазации не позволяет обеспечить полное извлечение легколетучих углеводородов (до гексана) и поэтому они в последующем теряются (выветриваются) из конденсата второй ступени в емкостях.

Консорциум н е д р а

4

Стабилизация в ректификационных колоннах получила большее распространение, так как позволяет исключить потери ценных углеводородов и предотвратить загрязнение ими атмосферы.

Колонна стабилизации входит в установку стабилизации газового конденсата АГКМ.

Схема стабилизационной колонны

-теплообменник нагрева сырья

-ректификационная колонна

-конденсатор-холодильник

-рефлюксная емкость

-трубчатая печь

Рисунок 1. - Схема стабилизационной колонны

1. Технологическая часть

1.1. Анализ системы сбора продукции скважин

На Северо-Красноярском месторождении осуществлена однотрубная герметизированная система сбора нефти со скважин. Продукция от эксплутационных скважин направляется по выкидным линиям на автоматизированные

Консорциум н е д р а

5

групповые установки (АГЗУ), где проводится замер дебитов скважин, и результаты с помощью системы телемеханики передаются на диспетчерский пункт промысла (ЦДНГ-1).

Система сбора включает:

•выкидные линии со скважин

•нефтесборные коллекторы от АГЗУ до ДНС;

•АГЗУ.

•дожимная насосная станция, работающая по схеме УПСВ;

•нефтепровод от ДНС до Красноярской УПН;

•газопровод от ДНС до Красноярской УПН.

Дожимная насосная обеспечивает сепарацию нефти с подачей газа в газопровод ДНС - УПН Красноярка - УПН Заглядино.

Газ первой ступени сепарации в полном объёме используется на собственные нужды в котельных и печах нагрева нефти на установках подготовки нефти. При существующих объёмах добычи нефти и жидкости настоящая система сбора обеспечивает пропуск этих объёмов [7].

Схема сбора продукции скважин и организации ППД с местоположением скважин приводится на рис. 1.

Физико-химические свойства пластовой, разгазированной нефти, компонентные составы нефти и газа приведены в таблицах 1.1-1.5.

Консорциум н е д р а

6

Северо-Красноярского месторождения.

Консорциум н е д р а

7

Консорциум н е д р а

8

Консорциум н е д р а

9

Таблица 1.3

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Байтуганского месторождения