главнаяреклама на сайтезаработоксотрудничество Коллекция рефератов Otherreferats
 
 
Сколько стоит заказать работу?   Искать с помощью Google и Яндекса
 


Технологический процесс добычи и подготовки нефти и схема установки предварительного сброса воды

Характеристика нефти, газа и пластовой воды. Производственные мощности и парк трубопроводов Южно-Ягунского месторождения. Обзорная схема объектов подготовки нефти. Описание технологического процесса и схемы установки предварительного сброса воды.

Рубрика: Геология, гидрология и геодезия
Вид: отчет по практике
Язык: русский
Дата добавления: 06.05.2011
Размер файла: 872,7 K

Полная информация о работе Полная информация о работе
Скачать работу можно здесь Скачать работу можно здесь

рекомендуем


Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже.

Название работы:
E-mail (не обязательно):
Ваше имя или ник:
Файл:


Cтуденты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны

Подобные работы


1. Установка комплексной подготовки нефти и газа Зайкинского месторождения
Назначение установки комплексной подготовки нефти и газа. Технологический режим ее работы. Предварительный сброс пластовой воды. Осушка попутного нефтяного газа. Пуск и остановка УКПНГ. Характеристика сырья и готовой продукции. Контроль техпроцесса.
курсовая работа [121,1 K], добавлена 04.07.2013

2. Проект установки подготовки нефти мощностью 2,7 млн. т в год по товарной нефти
Расчет материального баланса установки подготовки нефти. Расчет сепаратора первой, второй и конечной ступени сепарации. Расчет резервуара для товарной нефти и насоса для откачки пластовой воды. Технология глубокого обезвоживания и сепарации нефти.
дипломная работа [1,2 M], добавлена 10.12.2013

3. Конструктивная разработка сепаратора второй ступени цеха подготовки и перекачки нефти мощностью 3 млн. тонн в год
Компонентный состав пластовой нефти Приразломного месторождения. Описание технологической схемы установки. Выбор конструкционных материалов для изготовления аппарата, расчет опор. Оперативный контроль и управление ходом технологического процесса.
дипломная работа [2,9 M], добавлена 02.01.2012

4. Добыча нефти из скважин
Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".
курсовая работа [1,2 M], добавлена 25.09.2013

5. Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении
Общие сведения, геолого-физическая характеристика Мишкинского месторождения. Физико-гидродинамическое описание продуктивных коллекторов. Свойства и состав нефти газа, конденсата и воды, оценка их запасов. Пути повышения эффективности проведения ОПЗ.
дипломная работа [4,0 M], добавлена 23.08.2008

6. Добыча нефти и газа на Ярино-Каменноложском, Кокуйском и Уньвинском месторождениях
Основные сведения о месторождениях нефти и газа, способы их формирования и особенности разведки полезных ископаемых. Сферы применения и режимы эксплуатации различных видов скважин, используемых для добычи. Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды.
отчет по практике [3,2 M], добавлена 21.07.2012

7. Состав коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа
Залегание нефти, воды и газа в месторождении. Состав коллекторов, формирование и свойства. Гранулометрический состав пород, пористость, проницаемость. Коллекторские свойства трещиноватых пород. Состояние остаточной воды в нефтяных и газовых коллекторах.
учебное пособие [3,1 M], добавлена 09.01.2010

8. Проектирование автоматизированной системы управления подогревом нефти Самотлорского месторождения
Характеристика установки подготовки нефти ЦПС Самотлорского месторождения. Блочная структура технологической схемы печи ПТБ-10А. Выбор датчиков давления и термопреобразователей. Конфигурация контроллера SIMATIC S7-300. Обоснование выбора SCADA-системы.
дипломная работа [1,5 M], добавлена 29.09.2013

9. Установление режима работы ШСНУ с учетом влияния деформации штанг и труб для скважины №796 Серафимовского месторождения
Характеристика нефтегазоносных пластов месторождения, свойства нефти, пластовой воды и состав газа. Условия работы оборудования скважины, анализ эффективности эксплуатации. Выбор штанговой насосной установки и режима ее работы с учетом деформации.
курсовая работа [540,3 K], добавлена 13.01.2011

10. Повышение эффективности работ ШНСУ с помощью якоря
Геологическое строение месторождения. Коллекторские свойства продуктивных объектов. Свойства и состав нефти, газа и воды. Схема разработки месторождения. Характеристика показателей способов эксплуатации скважин. Экономический эффект от внедрения якоря.
дипломная работа [3,0 M], добавлена 17.09.2012


Другие работы, подобные Технологический процесс добычи и подготовки нефти и схема установки предварительного сброса воды


Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

“Тюменский государственный нефтегазовый университет”

Кафедра “Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений”

Отчет

по ознакомительной практике

с «01 » февраля 2011 г. по «22» февраля 2011г.

на предприятии ТПП «Когалымнефтегаз» ЦППН(Я) Южно-Ягунского месторождения

Оглавление

  • 1 Введение
    • 2 Общая характеристика производства
    • 3 Характеристика нефти, газа и пластовой воды ЦИТС (Я)
    • 3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения
    • 3.2 Технология разработки
    • 3.3 Сопоставление запасов Южно-Ягунского месторождения по Российской классификации
    • 3.4 Динамика изменения состояния запасов нефти промышленных категорий ЦИТС «Я»
    • 3.5 Основные технологические показатели разработки
    • 3.6 Средний дебит скважин по способам
    • 3.7 Динамика изменения осложненного фонда скважин
    • 3.8 Производственные мощности Южно-Ягунского месторождения
    • 3.9 Парк трубопроводов Южно-Ягунского месторождения
    • 3.10 Производственные мощности ЦППН Южно-Ягунского месторождения
    • 3.11 Динамика отказов трубопроводов
    • 4 Описание технологического процесса добычи, подготовки нефти и технологической схемы УПСВ
    • 4.1 Обзорная схема объектов подготовки нефти
    • 4.2 Описание технологического процесса и технологической схемы УПСВ месторождения «Южный-Ягун»
    • 4.3 Нормы технологического режима
    • Заключение

Перечень обязательной нормативно-технической документации

  • Список использованной литературы

1 Введение

Нефтяная промышленность была и остается ключевой отраслью экономики страны, обеспечивающей основные поступления в бюджет. Кроме того, как и другие отрасли топливно-энергетического комплекса, нефтяная промышленность является основой существования и развития индустриального общества в целом, обеспечивая его энергетическими ресурсами. Поэтому в росте добычи и переработки нефти заинтересованы практически все социально-экономические факторы, включая власть различных уровней, компании и население.

В то же время добыча, транспортировка, хранение и переработка нефти (равно как и потребление готовой продукции, например, автомобильного топлива и масел) сопровождаются крайне негативными последствиями для окружающей среды и здоровья людей. Задача минимизации экологических рисков становится весьма актуальной в связи с быстрым развитием производства. В первую очередь это касается нефтеперерабатывающих предприятий, которые расположены в непосредственной близости от жилых массивов крупных населенных пунктов.

2 Общая характеристика производства

ТПП «Когалымнефтегаз» сертифицируется по 3 Международным Стандартам:

1. ISO 14001-2004 - Системы менеджмента окружающей среды. Требования и руководство по использованию.

2. ISO 9001- 2001 - Системы менеджмента качества. Требования.

3. OHSAS 18001-1999 - Системы управления профессиональной безопасностью и здоровьем - Спецификация.

Южно-Ягунское месторождение открыто в 1978 г., введено в эксплуатацию в 1983 г., общая площадь месторождения - 29800(га).

Рис.1.

3 Характеристика нефти, газа и пластовой воды ЦИТС (Я)

Действующим проектным документом является «Уточненный проект разработки», составлен СК «ПетроАльянс» и утвержден ЦКР (протокол № 3320 от 23.12.2004 г.);

На месторождении пробурено 1969 скважины, план по технологической схеме - 2283.

В эксплуатации находятся объекты БС10, БС11, ЮС1.

Месторождение находится на четвертой стадии разработки характеризующаяся снижением добычи нефти и ростом обводненности.

3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

По месторождению имеется 6 проектных документов. До 2004 г. разработка месторождения велась на основании проекта разработки, составленного БашНИПИнефть в 1995 г.

СК «ПетроАльянс» выполнен уточненный проект разработки, принятый ЦКР 23.12.2004 г.

3.2Технология разработки

Выделение 3-х самостоятельных эксплуатационных объектов БС10 (1403 скв.), БС11 (667 скв), ЮС1 (126 скв.);

Система разработки по объектам БС10 и БС11 трехрядная, по ЮС1 семиточечная;

По объекту БС10 предусмотрено:

-совместная эксплуатация пластов 1БС10 и 2БС10 при самостоятельной системе заводнения на каждый пласт;

-минимальное давление на забое доб. скважин 7.5 МПа, на забое нагн. 38 МПа; давление на устье нагнетательных 15 МПа.

По объекту БС11 предусмотрено:

-совместная эксплуатация пластов 1БС11 и 2БС11;

-минимальное давление на забое доб. скважин 9.0 МПа, на забое нагн. 38 МПа;

-давление на устье нагнетательных 15 МПа.

По объекту ЮС1 предусмотрено:

-минимальное давление на забое доб. скважин 8.0 МПа, на забое нагн. 47 МПа;

-давление на устье нагнетательных 19 МПа.

3.3 Сопоставление запасов Южно-Ягунского месторождения по Российской классификации

Таблица 1

№ п.п

пласт

Начальные геологические запасы нефти, тыс.тонн

Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. тонн

по классификации РФ (кат.А+В+С1+C2)

по классификации РФ (кат. А+В+С1+C2)

1

БС10-1

133 555

33 831

2

БС10-2

123 448

62 412

3

БС11-1

27 439

7 565

4

БС11-2

181 042

75 898

5

БС18

841

164

6

ЮС1

35 933

10 860

Итого

502 258

190 730

Примечание: в таблице данные в целом по месторождению по состоянию на 01.01.2009.

Не учтены запасы пластов АИКа - БС11-2, БС16, ЮС1 (Восточный купол).

3.4 Динамика изменения состояния запасов нефти промышленных категорий ЦИТС «Я»

3.5 Основные технологические показатели разработки

Таблица 2

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Доб. нефти, тыс.т.

4450

4308

3633

3069

2752

2430

Обводненность, %

73.17

77.27

80.81

84.6

87.87

89.9

Доб. жидкости, тыс.т.

19434

22241

22327

23545

26817

28140

Закачка, тыс.т.

19090

21573

23969

26585

29770

32270

южный ягунский месторождение нефть вода

Таблица 3

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Закачка, тыс.м3

19090

21573

23969

26585

29770

32270

комп тек. %

94.2

93.6

104.2

110.3

109

110.4

комп накоп. %

104.6

103.8

103.8

104.2

104.6

104.9

3.6 Средний дебит скважин по способам

Таблица 4

Показатели

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Среднесуточный дебит скважины по нефти, т/с

14.49

13.09

11.23

9.9

8.58

8.4

ЭЦН

17.37

15.81

13.05

11.22

9.5

9.3

ШГН

2.45

1.99

1.87

2.34

2.5

2.6

Среднесуточный дебит скважины по жидкости, м3/с

63.27

67.56

69.00

75.96

83.57

87.47

ЭЦН

77.43

83.22

81.62

88.38

95.55

98.6

ШГН

4.16

3.71

4.20

4.86

4.95

5.1

3.7 Динамика изменения осложненного фонда скважин

3.8 Производственные мощности Южно-Ягунского месторождения

Таблица 5

Объект

ЦДНГ-1

ЦДНГ-2

ЦДНГ-3

ЦДНГ-4

ЦДНГ-5

ЦИТС

ДНС

1

2

1

1

1

6

КНС

1

1

1

1

1

5

Кустов

27

37

22

18

24

128

Разведки

8

3

7

9

4

31

ПС 35-6

3

3

3

2

3

14

ЗРУ 6 кВ

2

1

1

1

1

6

КТПН

45

57

46

59

57

264

Протяжен-ность нефтесбора

118,844

115,259

48,41

63,13

117,22

640

Водоводы

78,41

36,4

71,2

95,64

52,7

369

высокие

78,19

33,7

53,84

70,57

45,9

316,8

низкие

0,22

2,7

17,36

25,07

6,8

52,15

3.9 Парк трубопроводов Южно-Ягунского месторождения

3.10 Производственные мощности ЦППН Южно-Ягунского месторождения

Таблица 6

№ п/п

Наименование параметров

Ед.изм.

Значение

Прим.

1

Объем поступаемой жидкости, Qж.

м3/сут.

36600

2

Объем поступаемой нефти, Qн.

т/сут.

7735

3

Обводненность продукции

%

УПСВ-60,1

ДНС-2,10

ЕТБ-1 -88

ДНС-3,4,5

ЕТБ-2 -78,6

Кусты ЦДНГ-1,2

4

Температура продукции, t

оС

27.2

5

Тип насосов внешней перекачки

ЦНС-300/600

Насосов внешней откачи нефти, всего

шт.

8

Насосов внешней откачи нефти, в работе

шт.

2

6

Тип агрегатов подтоварной воды 1-я насосная

ЦНС-300/360

ЦНС-300/240

Насосов подтоварной воды, всего

шт.

2

5

Насосов подтоварной воды, в работе

шт.

1

2

7

Тип агрегатов подтоварной воды 2-я насосная

ЦНС-300/360

ЦНС-300/240

Насосов подтоварной воды, всего

шт.

1

3

Насосов подтоварной воды, в работе

шт.

0

2

8

Тип насосов внутренней перекачки

ЦНС-105/196

Д-125-90

Насосов внутренней перекачки нефти, всего

шт.

5

1

Насосов внутренней перекачки нефти, в работе

шт.

1

0

9

Диаметр напорного трубопровода, D

мм

530

10

Длина напорного трубопровода, L

м

29555

11

Давление на входе, Рвх.

кгс/см2

3.2

12

Давление напорного коллектора, Руун

кгс/см2

23-48

13

Объем откачиваемой нефти, Qн.тов.

т/сут.

7335

14

Кол-во РВС

шт.

18

РВС-10000 (№5,6,7,8,9)

шт.

5

нефтяной

РВС-5000 (№№1,2,3,4,5,6,7)

шт.

7

нефтяные

РВС-5000 (№№8,9,10,17,18,20)

шт.

6

очистные

15

Максимальное наличие

м3/т

71481/60259

Максимальное наличие по очистным

м3/т

19965/20244

16

Тип печей

ПТБ-10/64

Кол-во печей, всего

шт.

9

Кол-во печей, в работе

шт.

0

6 зимой

17

Электродегидраторы

шт.

7

по 200 м3

18

Отстойники

шт.

11

по 200 м3

19

Сепараторы всего:

шт.

17

по 100 м3

- на КСУ;

шт.

11

по 100 м3

- на ЕТБ.

шт.

6

по 100 м3

3.11 Динамика отказов трубопроводов

4 Описание технологического процесса добычи, подготовки нефти и технологической схемы УПСВ

Основными элементами системы сбора и подготовки нефти и газа являются добывающие скважины, автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), дожимные насосные станции (ДНС) или сепарационные установки с насосной откачкой, а также центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды. Элементы системы связаны между собой с помощью трубопроводов. Принцип работы элементов системы на месторождении одинаков - на АГЗУ фазы не разделяются. Технологические процессы подготовки нефти включают: сепарацию или разделение фаз, деэмульсацию продукции, обессоливание.

Продукция скважин по выкидным линиям поступает на АГЗУ типа «Спутник», где осуществляется поочередный замер дебитов скважин, а также возможно автоматически или по команде с диспетчерского пункта блокировка скважин или их остановка в целом при возникновении аварийных ситуаций.

Для промысловых коммуникаций в большинстве своем используют трубопроводы из бесшовных горячедеформированных труб. Трубопроводная арматура разделяется на три группы: запорная, регулирующая и предохранительная. Вначале и конце каждого трубопровода, а также в местах соединения со сборными коллекторами установлена запорная арматура (задвижки, краны, вентили, обратные клапаны). Для обеспечения регулировки давления в трубопроводе используется регулирующая арматура. Для предохранения трубопроводов или аппаратов от разрыва при повышении давления применяется предохранительная арматура.

4.1 Обзорная схема объектов подготовки нефти Южно-Ягунского месторождения ТПП «Когалымнефтегаз»

Направление поступления нефти на ЦППН (Я)

Таблица 7

Наименование

Проектная мощность по жидкости, м3/сут

Фактическая загруженность по жидкости, м3/сут

ДНС-10 УПСВ ЦДНГ-1

14 250

10 860

ДНС-2 ЦДНГ-2

6 720

6 216

ДНС-3, 3р ЦДНГ-3

20 000

18 030

ДНС-4 ТВО УПСВ ЦДНГ-4

22 000

20 280

ДНС-5 ТВО УПСВ ЦДНГ-5

24 000

19 265

4.2 Описание технологического процесса и технологической схемы УПСВ месторождения «Южный-Ягун»

Установка предварительного сброса воды предназначена для получения товарной нефти методом термохимической подготовки, путем предварительного обезвоживания, подогрева, добавки деэмульгатора и дегазации сырой нефти, поступающей с ДНС-2,10 Южно - Ягунского месторождения.

Сырая, частично дегазированная нефть, с температурой 5 - 20 С поступает на сырьевую гребенку УПСВ через задвижки № 141, 11, 11\3, 11\4.

Давление на сырьевой гребенке УПСВ поддерживается не более 6 кгс/см2 за счет насосов подачи сырой нефти с ДНС-2-5,10. Ответственность за техническую исправность, ремонт и эксплуатацию нефтепроводов от ДНС до задвижек №№11,11/1,11/2,11/3 на сырьевой гребенке УПСВ несут работники соответствующих ДНС. На месторождении для частичного разрушения эмульсии имеется возможность подавать деэмульгатор.

От сырьевой гребенки сырая нефть под давлением до 6 кгс\см2 по нефтепроводу Ду 700 мм поступает в блок предварительных отстойников О-1/1-5 параллельными потоками. В каждый отстойник нефть поступает через задвижки № 6 - 10 в маточники 2-мя потоками. В нефтепровод перед отстойниками врезаны через задвижки № 1,2 линия деэмульгатора и подачи теплой жидкости для поддержания температуры в отстойниках не ниже 25 градусов С. С сырьевого нефтепровода перед отстойниками имеется возможность через задвижку № 4 направить сырую нефть в резервуары товарного парка через концевую сепарационную установку (КСУ), помимо предварительных отстойников.

Объем каждого водоотстойника 200 м3, рабочее давление 6 кг/см2. Водоотстойники оборудованы запорной арматурой, предохранительными клапанами и техническими манометрами, устройствами для освобождения при подготовке к ремонту и контрольными кранами для визуального контроля за уровнями нефти и воды.

В водоотстойниках происходит предварительное отделение нефти и воды, частичная дегазация нефти (содержание воды понижается до 15 - 30% в зависимости от обводнения нефти, на трубопроводах выхода газа, нефти и воды установлены клапана - регуляторы давления, уровня нефти и воды. Высота воды должна составлять 20 - 95% от общей высоты жидкости в отстойнике.

Через маточники в верхней части водоотстойников частично обезвоженная и дегазированная нефть через задвижки № 14, 17, 20, 23, 26, 27 поступает через клапана регуляторы на подогрев в печи ПТБ-10/1,2,3,4. Попутный газ из водоотстойников по газопроводу, на котором установлен клапан-регулятор давления, направляется в газовый сепаратор С - 4 для улавливания газового конденсата и капель нефти. Отстоявшаяся пластовая вода выводится из водоотстойников через клапаны регуляторы уровней воды по водопроводу, расположенному в нижней части аппаратов, через задвижки № 131, 136, 141, 146, 151 на очистные сооружения в резервуары РВС - 8,10.

Часть пластовой воды направляется через задвижку № 156 в емкость теплоносителя Е-2 объемом 200 м3 для использования воды в качестве теплоносителя. Отстойник может освобождаться от продукта насосами теплоносителя Н - 3/1-3 по линии уловленной нефти в голову потока перед отстойниками О-1/1-5 через задвижку №1. После предварительных отстойников О-1/1-5 есть возможность направить поток нефти помимо печей ПТБ-10/1-4 , через задвижку № 5 , через КСУ в товарный парк.

После отстойников О-1/1-5 нефть под давлением до 5 кг/см2 и с температурой 10 - 25 С поступает в печи подогрева нефти ПТБ10-1,2,3,4 параллельными потоками через задвижки № 28, 30, 31, 32.

В печах нефть подогревается до 30 - 50 С.

Дымовые газы с температурой до 650 С сбрасываются в атмосферу. На нефтепроводах входа и выхода печей установлены задвижки с целью оперативного переключения или отключения печей при необходимости.

Змеевики печей имеют линии освобождения в подземную емкость Е-1. На трубопроводах входа, выхода установлены термопары, манометры и расходомеры.

Эксплуатация печей: пуск, остановка, ревизия, производится согласно «Производственной инструкции по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту газопровода топливного газа, газорегуляторного пункта /ГРП/ печи ПТБ - 10».

Подогретая в печах нефть с деэмульгатором при давлении до 4 кг/см2 и при температуре до 60 0С направляется 2-мя параллельными потоками через задвижки № 34, 35 на ступень горячей сепарации, в сепараторы С-1/1,3. Объем сепаратора 100 м3, рабочее давление до 4 кг/см2. Сепараторы С-1/1,3 оборудованы запорной арматурой, предохранительными клапанами, техническими манометрами, уровнемерами типа ДУЖЭ-200м, сигнализирующими о высоком уровне нефти, уровнемерами типа УБПВ, регулирующими промежуточное положение уровня, а также устройством для освобождения сепараторов при подготовке к ремонту.

В горячих сепараторах С-1/1,3 нефть освобождается от попутного газа при давлении до 4 кг/см2 и температуре 30 - 60 0С.

Попутный газ из сепараторов поз. С-1/1,3 сверху через задвижки № 103 - 105 поступает через клапан-регулятор давления в сепаратор поз. С-3 и через байпасную задвижку № 92 в сепаратор поз. С-4.

Из сепаратора С-3 газ поступает на ГКС, а при избытке давления сбрасывается через задвижку № 127 на факел высокого давления. Из сепаратора С-4 газ поступает на горелки печей ПТБ-10/1-4. Имеется возможность подачи газа на котельную.

Газовый конденсат из сепараторов С-3,4 через задвижки № 209, 213 сбрасывается в промканализацию. Имеется возможность сброса газового конденсата в факельную емкость К-1, конденсат из которой откачивается в трубопровод некондиционной нефти.

Уровень нефти в сепараторах С-1/1,3 регулируется уровнемерами УБПВ. Клапаны регуляторы уровня установлены на нефтепроводах выхода из дегидраторов О-2/1-3.

Дегазированная нефть из горячих сепараторов С-1/1,3 с давлением до 3 кг/см2 и температурой 60 0С поступает через задвижки № 42 - 44 в дегидраторы О-2/1-3, объемом 200 м3 каждый. Нефть в дегидраторах отделяется от воды, содержание воды в нефти понижается до 0,5 - 5%.

Уровень воды поддерживается и регулируется уровнемерами УБПВ и клапанами регуляторами уровня, установленными на трубопроводах выхода пластовой воды из дегидраторов.

Отделившаяся пластовая вода через задвижки № 161, 165, 169 направляется на очистные сооружения в резервуары РВС - 8 - 10 или в емкость теплоносителя Е-2 через задвижку № 157.

Освобожденная от воды нефть по трубопроводам, расположенным в верхней части дегидраторов, выходит через задвижки № 47, 50, 54.

Отстойники - дегидраторы оборудованы запорной арматурой, уровнемерами и линиями опорожнения при подготовке дегидраторов к ремонту. Для периодического визуального контроля уровня воды на дегидраторах установлены контрольные краники. На нефтепроводах после дегидраторов установлен пробоотборник для отбора нефти на анализ. Имеется возможность отбирать для анализа пластовую воду через краники, установленные на трубопроводах выхода пластовой воды.

Обезвоженная нефть после дегидраторов с давлением до 2 кгс/см2 и температурой до 40 0С поступает через задвижки № 57, 58, 59 в концевые сепараторы С-2/1-3, объемом 100 м3 каждый.

В концевых сепараторах нефть освобождается от газа при давлении до 1,05 кг/см3. Газ сверху сепараторов С-2/1-3 через задвижки № 118, 120, 122, 123 поступает в газовый сепаратор С-5, откуда откачивается компрессорами через задвижку № 125 на вакуумную КС, расположенную на установке ЦПС.

Сепараторы С-2/1, С-2/2, С-2/3 концевой сепарационной установки переведены на пониженные параметры на основании результатов проведенного технического освидетельствования. Дальнейшая безопасная эксплуатация согласно прочностных расчетов возможна с рабочим давление не более 3 кгс/см2.

Имеется возможность сброса газа на факел низкого давления через задвижку № 124 после сепаратора С-5. Газовый конденсат и капли нефти из С-5 сбрасываются через задвижку № 205 в дренажную емкость Е-3.

На факельном трубопроводе низкого давления имеется дренажная емкость К-2, конденсат из которой откачивается через задвижку № 149 в трубопровод некондиционной нефти.

Сепараторы оборудованы запорной арматурой, предохранительными клапанами, манометрами и линией освобождения при подготовке их к ремонту. Уровень нефти регистрируется и регулируется уровнемерами типа УБПВ и ДУЖЭ-200м. Клапаны-регуляторы уровня установлены на трубопроводах выхода нефти.

Подготовленная нефть через задвижки № 63, 68, 73 отводится после КСУ в резервуары РВС 1-7. Имеется возможность направлять нефть после дегидраторов помимо концевых сепараторов по байпасной линии через задвижку № 88 в технологические резервуары РВС 1-7. Нефть в технологические резервуары поступает в маточники на отметке 0,6 м для полного отстоя воды.

Имеется возможность для перепуска нефти из технологических резервуаров РВС-1, 3, 5 с отметки 7,5 м в резервуары РВС-2, 4, 6 из которых с отметки 5,5 м нефть поступает на прием насосов внешней откачки нефти и далее через узел учета нефти № 540 нефть откачивается в магистральный нефтепровод совместно с подготовленной нефтью установки ЦПС.

Пластовая вода, которая накапливается в резервуарах РВС 1-7 периодически откачивается насосами Н-11,12 в резервуары очистных сооружений.

В качестве теплоносителя на установке используется пластовая вода, которая накапливается в емкости теплоносителя Е-2 после предварительных водоотстойников О-1/1-5 и дегидраторов О-2/1-3. Емкость Е-2 используется качестве буферной, объем Е-2 200 м3. Емкость оборудована запорной арматурой, уровнемерами, системой освобождения. Пластовая вода из емкости Е-2 насосами теплоносителя Н-3/1-3 подается в «голову» потока через задвижку №1.

На выкидном коллекторе насоса Н-3/1-3 установлен клапан -регулятор уровня воды в емкости теплоносителя Е-2.

Система промышленных колодцев и дождеприемников промышленно-ливнеевой канализации имеет подземную емкость ЕП-62 откуда скопившиеся нефтепродукты откачиваются в линию некондиционной нефти.

Схема приготовления и подачи реагента деэмульгатора. Для обезвоживания и обессоливания сырой нефти на установке УПСВ применяется деэмульгаторы хорошо растворимые в нефти. На установке УПСВ имеется реагентное хозяйство БРХ , состоящее из четырех отдельных блоков-боксов, блока технологических емкостей. Блок технологической емкости включает в себя емкости ЕР-2,3,4. Емкости предназначены для хранения реагента.

Блок разделен на два отсека: технологический и приборный. В технологическом отсеке смонтированы дозировочные насосы НД-2,5 и агрегат насосный Ш-5-25-3,6/4Б-1, а также электронагреватели и указатель уровня.

Дозировочный насос с регулируемый вручную подачей, подает деэмульгатор в концентрированном виде из емкости в сырую нефть через задвижку № 2 перед водоотстойниками О-1/1-5. Производительность насоса до 25 л/час, давление 40 кгс/см2. Агрегат насосный Ш-5-25-3,6/;Б-1 это шестеренчатый насос и предназначен для заполнения емкости. В зимнее время реагент подогревается. В блоках имеется вентиляция и электрообогрев.

Схема подачи топлива на печи нагреватели ПТБ-10. В качестве топлива для печей ПТБ-10 № 1, 2, 3, 4 используется попутный нефтяной газ. Газ на топливо отбирается после отстойников газового конденсата с С-3, 4 , где газ освобождается от газового конденсата с давлением до 0,6 кгс/см2 по газовому трубопроводу поступает на форсунки печей.

Регулирование топливного газа перед форсунками печей производится в ГРП регулятором давления типа РДГ-80-Н, он поддерживает давление 0,6 кгс/см2. На линии поступления газа в ГРП у каждой печи установлен предохранительный клапан и клапан отсечной газовый, фильтр и манометры. Газ, поступающий для топлива, может быть подогрет дымовыми газами, что в зимнее время предотвращает замерзание газа перед форсунками. Удельный вес газа 0,956 кг/м3, теплотворная способность 10000 ккал/м3, элементарный состав газа представлен в таблице.

Таблица 8

Компоненты

СО2

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12

С6 + в

Содержание,%

1,86

71,34

8,52

10,43

5,97

1,61

Ост.

Трубопровод подачи топливного газа после монтажа или ремонта продувается газом в атмосферу для вытеснения воздуха в течение 15 минут и содержания кислорода в газе не более 0,5%.

Автоматический контроль технологического процесса. На установке УПСВ для контроля и автоматизации технологического процесса смонтированы пневматические и электрические приборы, предусмотренные проектом.

Для снабжения сжатым осушенным воздухом средств КИП и А на установке имеется блочная компрессорная станция БКС А 10М-1.00.00.000 смонтированная в утепленном блок-боксе и состоящая из двух компрессоров типа 4ВУ-2/9, блока подготовки воздуха, безнагревного блока осушки воздуха и разветвленной по установке системы трубопроводов воздуха, проведенных к средствам КИПиА. Блок-бокс обогревается теплофикационной водой от котельной. В блоке имеется вытяжная вентиляция.

Эксплуатация компрессорной станции осуществляется согласно «Инструкции по пуску, эксплуатации, ревизии и ремонту станции компрессорной БКСА10М-1.00.00.000».

Производительность компрессорной станции при работе одного компрессора составляет 0,083 м3/сек ( 5м3/мин), давление воздуха избыточное 8 кгс/см2 (0,8 МПа), температура воздуха I ступени сжатия при температуре всасываемого воздуха 20 С не более 165 С, Температура внутри бокса +10 С. Производительность блока подготовки БП-100/250 составляет 0,028 - 0,07 м3/сек (1,6-4,2 м3/мин), рабочая температура на входе до +60 С, на выходе до + 25 С.

Производительность блока осушки воздуха автоматического БОВ-100/250 составляет 0,028-0,07 м3/сек, рабочее давление 8 кгс/см2, рабочая температура на входе до +25 С. При этих условиях точка росы осушенного воздуха составляет до -10 С.

Количество воздуха для регенерации осушителя при стабильном режиме составляет 1/5 часть объема воздуха, поступающего на установку.

В качестве адсорбента для осушки воздуха применяется селикогель марки КОМ ГОСТ 3956-76. На одну загрузку расходуются 140 кг селикогеля.

Имеется возможность приема воздуха КИП с установки ЦПС.

Система приборов КИПиА предназначена для поддержания заданных значений параметров технологического процесса, предотвращения возникновения аварийных ситуаций. Температура подогрева нефти после печей ПТБ -10 № 1, 2, 3, 4 контролируется термосопротивлением ТСМ, установленными на трубопроводах выхода нефти из печей. Показание значений температуры выведены в БУС и операторную УПСВ.

В предварительных водоотстойниках О-1/1-5 проектом предусмотрено регулирование уровней пластовой воды на границе раздела фаз вода-нефть и рабочего технологического давления в водоотстойниках. Для регулирования в каждом отстойнике смонтированы уровнемеры типа УБПВ и клапаны-регуляторы уровня воды, установленные на трубопроводах выхода воды из каждого отстойника. При этом уровень пластовой воды поддерживается 20 - 95%. В сепараторах нефти С-1/1,3 смонтированы уровнемеры типа УБПВ и ДУЖЭ-200 М на каждом сепараторе.

Уровнемеры ДУЖЭ сигнализируют о высоком и аварийно высоком уровне в сепараторах, а уровнемеры УБПВ с клапанами регуляторами уровня, установленными на нефтепроводах выхода из дегидраторов 0-2/1-3, регулируют уровень нефти в сепараторах в пределах 20 - 95 %. Показания уровней выведены в операторную УПСВ.

Давление в сепараторах С-1/1,3 регулируется клапаном регулятора давления, установленным на газопроводе из сепараторов в газовый сепаратор С-3. Показания давления выведены в операторную, вмонтированы уровнемеры УБПВ и ДУЖЭ-200М на каждом отстойнике, регулирующие и регистрирующие уровни пластовой воды в пределах 20-95% на разделе фаз нефть-вода. Клапаны-регуляторы уровней воды установлены на трубопроводах выхода пластовой воды из дегидраторов. В концевых сепараторах С-2/1-3 смонтированы уровнемеры УБПВ и ДКЖЭ-200М, регистрирующие и регулирующие уровни нефти (нормальный уровень, высокий и аварийно высокий). Клапаны-регуляторы уровней нефти смонтированы на трубопроводах выхода нефти из сепараторов. Давление в концевых сепараторах контролируются техническими манометрами, установленными на сепараторах.

В емкости теплоносителя Е-2 уровень контролируется и регистрируется уровнемерами УБПВ и ДУЖЭ-200М. Показания выведены в операторную.

В газовых сепараторах С-3, 4, 5 уровни контролируются, регистрируются и регулируются этими же приборами, показания выведены в операторную. Клапаны-регуляторы установлены на трубопроводах вывода газового конденсата в подземные емкости Е-1, 3. Давление контролируется техническими манометрами.

На трубопроводах факела высокого давления и факела низкого давления УПСВ установлены расходомеры Метран-350 предназначенные для измерения расхода и количества газа методом перепада давления с использованием осредняющих напорных трубок в качестве первичных измерительных преобразователей и первичных измерительных преобразователей и передачи информации для управления технологическими процессами и использования в учетных операциях.

На горелках печей ПТБ-10/1-4 УПСВ установлены тягонапоромеры ТНСП-16СгВ3Т4 взрывозащищенные, сильфонные, показывающие, сигнализирующие предназначены для непрерывного измерения избыточного и вакуумметрического давления газообразных сред и управления внешними электрическими цепями от сигнализирующего устройства.

В подземных емкостях Е-1, 3, К-1, 2, Е-62 световая и звуковая сигнализации об аварийно-высоких уровнях выведена в операторную. Погружные насосы включаются автоматически при достижении максимального уровня.

Значение уровней в нефтяных резервуарах, в резервуарах очистных сооружений контролируются уровнемерами типа ВМ-100 с выводом данных на монитор ЭВМ в операторной УПСВ, ДУЖЭ контролирует максимальный аварийный уровень в резервуарах. Для дополнительного контроля давления на всех аппаратах, на нагнетательных линиях насосов, на газопроводах установлены технические манометры.

Пункт налива нефти расположен за территорией УПСВ. Насосная пункта нефтеналива оборудована двумя насосами Н-9/1, 9/2. Максимальное давление на выкиде насосов 8,0 кгс/см2, минимальное - 2,0 кгс/см2, расход до 50 м3/час. Перекачка нефти осуществляется с линии приема насосов внешней откачки. Включение отключение насосов производится дистанционно с операторной ДНС-1. Оператор пункта налива нефти в своей работе должен руководствоваться: инструкцией по охране труда и промышленной безопасности при обслуживании пункта налива нефти, инструкцией по пожарной безопасности для пункта налива нефти ЦППН, а также регламентом по отпуску нефти с пунктов налива нефти предприятий ТПП «Когалымнефтегаз».

Для регулирования частоты оборотов насосных агрегатов НА-2,5 насосной внешней откачки нефти ДНС-1, установлен блок частотных преобразователей состоящий из понижающего трансформатора, преобразователя частоты и выходного синус фильтра. Пуск, остановка и регулирование частоты оборотов электродвигателей насосных агрегатов НА-2, 5 производится с панели управления АСУ ТП из операторной ЦПС и из операторной ДНС-1. Регулирование частоты оборотов производится в диапазоне от 0 до 100 % нагрузки электродвигателя, что позволяет вести регулирование откачки нефти от минимальной до максимальной пропускной способности узла учета нефти № 540.

4.3 Нормы технологического режима

Нормы технологического режима при эксплуатации установки предварительного сброса воды приведены в таблице.

Технологическая карта УПСВ ЦППН (Я)

Таблица 9

Наименование процесса, аппаратов и параметров

Индекс аппарата (прибора) по схеме

Единица измерения

Допускаемые пределы технологических параметров

Требуемый класс точности приборов

Примечание

1

2

3

4

5

6

Блок предварительного обезвоживания нефти, отстойники нефти О-1/1-5

О-1/1-5

%

МПа

0 С

20 - 95

до 0,6

до 25

1,5

2,5

1,5

V = 200 м3

Блок печей для нагрева нефти, печи трубчатые блочные ПТБ-10/1-4:

- давление в змеевиках печей

- давление газа после РДГ-80

- давление газа на входе в ГРП печей

- температура нефти на выходе из печей

- расход сырой нефти на печах

- мощность печей

- расход воздуха

- давление воздуха в магистральном воздухо-

воде и в камере сгорания

- давление воздуха КИП на клапан отсекатель

- температура дымовых газов

ПТБ-10/

1-4

МПа

МПа

МПа

0 С

м3/час

ккал/час

м3/час

кПа

МПа

0 С

до 0,6

до 0,06

до 0,2

до 60

не менее 200

10000

до 20000

3,0 200

до 0,3

не более 650

2,5

1,5

1,5

2,5

2,5

---

1,5

1,5

1,5

2,5

---

Подача пластовой воды в качестве теплоносителя перед ПТБ-10/1-4, насосная теплоносителя, насосы Н-3/1,2,3

Н - 3/1,2, (3)

0 С

МПа

до 50

3,0 (2,0)

1,5

2,5

---

Блок горячей сепарации С - 1/1,3

С - 1/1,3

%

МПа

0 С

20 - 80

до 0,4

до 55

1,5

2,5

1,5

V = 100 м3

Блок обессоливания и обезвоживания нефти - отстойники-дегидраторы О - 2/1-3

О - 2/1-3

%

МПа

0 С

20 - 95

до 0,4

до 55

1,5

2,5

1,5

V = 200 м3

Блок концевых сепараторов С - 2/1-3

С - 2/1-3

%

МПа

0 С

15 - 80

- 0,01 0,05

до 45

1,5

2,5

1,5

V = 100 м3

Буферная емкость для теплоносителя Е - 2

Е - 2

%

МПа

0 С

20 - 85

до 0,2

до 50

1,5

2,5

1,5

V = 200 м3

Блок приготовления и дозирования деэмульгатора:

- емкости деэмульгатора Ер - 1

Ер - 2

Ер - 3

Ер - 4

- дозировочные насосы деэмульгатора НД - 2,4

Ер - 1

Ер - 2

Ер - 3

Ер - 4

НД - 2,4

МПа, %

МПа, %

МПа, %

МПа, %

0 С

МПа

0,07, 20 - 80

0,07, 20 - 80

0,07, 20 - 80

0,07, 20 - 80

до 40

до 0,8

---

---

---

---

---

2,5

V = 2,5 м3

V = 10 м3

V = 10 м3

V = 50 м3

---

---

Блочная компрессорная станция БКСА-10М:

- воздушные компрессоры ВК-1,2

- воздухосборники Р-1, Е

ВК-1,2

Р-1

Е

МПа

0 С

МПа

МПа

0,2 0,8

до 60

0,4

0,4

2,5

1,5

2,5

2,5

---

---

V = 4 м3

V = 0,2 м3

- температура воздуха после I ступени

- температура воздуха после II ступени

- температура на входе в БПВ (Ад-1,2, Фм)

- температура на выходе из БПВ (Ад-1,2, Фм)

- рабочая температура в блоке осушки воздуха

ВК-1,2

ВК-1,2

Ад, Фм

Ад, Фм

Ох

0 С

0 С

0 С

0 С

0 С

120

170

60

25

25

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

---

---

V = 0,1 м3

V = 0,045

V = 0,044

Сепараторы газовые: С - 3

С - 4

С - 5

С - 3

С - 4

С -5

%

МПа

0 С

%

МПа

0 С

%

МПа

0 С

0 - 50

до 0,4

50

0 - 50

до 0,4

50

0 - 50

- 0,01 0,05

45

1,5

2,5

1,5

1,5

2,5

1,5

1,5

2,5

1,5

V = 1,6 м3

V = 8 м3

V = 50 м3

Емкости подземные дренажные для пластовой воды и нефти:

ЕП - 1, ЕП - 2, ЕП - 62, ЕП - 63

Температура среды - до 30 0С.

ЕП - 1

ЕП - 2

ЕП - 62

ЕП - 63

МПа, %

МПа, %

МПа, %

МПа, %

0,07, 15 - 80

0,07, 15 - 80

0,07, 15 - 80

0,07, 15 - 80

1,5

1,5

1,5

1,5

V = 16 м3

V = 16 м3

V = 16 м3

V = 16 м3

Емкости подземные дренажные для газоконденсата:

Е - 1, Е - 3, ЕП - 5, К - 1, К - 2

Температура среды - до 30 0С.

Е - 1

Е - 3

К - 1

К - 2

ЕП - 5

МПа, %

МПа, %

МПа, %

МПа, %

МПа, %

0,07, 15 - 80

0,07, 15 - 80

0,07, 15 - 80

0,07, 15 - 80

0,07, 15 - 80

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

V = 25 м3

V = 16 м3

V = 25 м3

V = 16 м3

V = 16 м3

Насосы пластовой воды Н-11, 12 для подрезки воды с РВС 1-7 в РВС 8, 10:

- давление на выкидной линии

- расход жидкости

- давление на выкидном коллекторе

- расход жидкости

Н - 11

Н - 12

МПа

м3/час

МПа

м3/час

2,5

300

1,5

300

2,5

2,5

2,5

2,5

---

---

---

---

Насосы пластовой воды Н-9, 10 для подачи воды в систему ППД:

- давление на выкидной линии

- расход жидкости

- давление на выкидном коллекторе

- расход жидкости

- давление на общем выкидном коллекторе

Н - 9

Н - 10

Н - 9, 10

МПа

м3/час

МПа

м3/час

МПа

4,2

300

4,2

300

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

---

---

---

---

---

Насосы внешней откачки Н -1,2,3,5,7ДНС - 1:

- давление на выкидной линии

- давление на общем выкидном коллекторе

- расход нефти

Н-1,2,3,5,7

МПа

МПа

м3/час

6,0

4,8

300

2,5

2,5

2,5

---

---

---

Насосы нефтеналива Н - 9/1, 2:

- давление на выкидной линии

- расход нефти

Н - 9/1, 2

МПа

м3/час

0,2 0,8

50

2,5

2,5

---

---

Система пож. тушения насосы Н-9/1, Н-10/1,2

- давление на выкидной линии

- давление в общем коллекторе

- расход пожарной воды

- емкости под пожарную воду РВС-1,2

Н-9/1, Н-10/1,2

РВС-1,2

МПа

МПа

м3/час

%

до 0,6

до 0,6

320

60 - 95

2,5

2,5

2,5

2,5

---

---

---

V = 400 м3

Пеногенераторная Н-16, Н-17

- давление на выкиде насосов

- уровень в емкостях с пенообразователем

ЕП-1,2

- температура в емкостях ЕП-1,2

Н-16,17

ЕП-1,2

ЕП-1,2

МПа

%

0 С

до 1,6

30 - 95

15 - 30

2,5

2,5

2,5

---

V = 4 м3

V = 4 м3

Заключение

В данной практической деятельности я научился, применяя теоретические знания, приобретенные в течение ознакомительной практики, использовать их в дальнейшей работе. Особо хотел бы выделить сплоченность рабочего коллектива, их стремление к усердному труду, заинтересованность в данной области. Сложность эксплуатации нефтепромыслового оборудования, связанная с разбросанностью объектов нефте-газодобычи, расположением их в неблагоприятных природно-климатических условиях. Мне была предоставлена возможность работы по технологическому процессу, где был ознакомлен с технологией ЦППН (Я), а точнее УПСВ.

Перечень обязательной нормативно-технической документации

1. Технологический регламент и технологическая схема ЦППН (Я);

2. Инструкция по режиму работы и безопасному обслуживанию сосудов работающих под давлением.

3. Инструкция по режиму работы и безопасному обслуживанию сосудов работающих под давлением ниже 0,07 МПа;

4. Инструкция по режиму работы и безопасному эксплуатации, ремонту ППК на объектах ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»

5. Журнал ведения технологического процесса

6. Журнал учета закачки рабочего реагента;

7. Журнал учета наработки часов оборудования по агрегатам;

8. Журнал учета установки - снятия заглушек;

9. Журнал контрольных проверок манометров;

10. График ревизии и проверки предохранительных клапанов;

11. График технического освидетельствования сосудов, работающих под давлением;

12. Сменный журнал осмотра и проверки сосудов, работающих под давлением;

13. Журнал вызовов дежурного электрика;

14. План ликвидации аварий;

15. Журнал проверки состояния условий труда;

16. Журнал учета работы по охране труда;

17. Журнал регистрации отбора проб;

18. Журнал регистрации неисправностей систем КИП и А;

19. Журнал вызовов дежурного электрика;

20. Руководство по эксплуатации технологических трубопроводов;

21. График работы обслуживающего персонала;

22. Инструкции по профессиям и видам работ (согласно перечня);

23. Журнал учета наличия и проверок первичных средств пожаротушения (находится у ст. механика цеха).

Список использованной литературы

1. «Обзорная информация по ЦИТС «ЮЯ» ТПП «Когалымнефтегаз»», 2009, 35с.

2. «Обзорная информация по цеху подготовки перекачки нефти «ЮЯ» ТПП «Когалымнефтегаз»», 2009, 15с.

3. «Технологический регламент установки предварительной сброса воды (УПСВ) месторождения «Южный-Ягун», 2007, 69с.

4. «Технологический регламент по эксплуатации трубопроводов систем сбора нефти, газа и воды ЦИТС(Я) ТПП «Когалымнефтегаз», 2008, 87с.

5. Максимов В.П. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири, 1979, 336 с.

6. Гриценко А.И. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России, 1999, 475 с.

Размещено на Allbest.ru


Скачать работу можно здесь Скачать работу "Технологический процесс добычи и подготовки нефти и схема установки предварительного сброса воды" можно здесь
Сколько стоит?

Рекомендуем!

база знанийглобальная сеть рефератов