Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Характеристика Жирновского месторождения. Разработка мероприятий по реконструкции системы сбора и подготовки нефти

Характеристика Жирновского месторождения. Разработка мероприятий по реконструкции системы сбора и подготовки нефти

Орогидрография и геологическое строение Жирновского нефтегазового месторождения. Тектоническая схема. Нефтеносность и газоносность месторождения. Сбор нефти. Расположение оборудования. Описание технологического процесса и технологической схемы установки.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 04.07.2013
Размер файла 2,2 M

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

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

Страница:

Если фактором стабилизации эмульсий являются прилипшие бронирующие природные вещества, ПАВ-деэмульгатор должен иметь хорошие смачивающие свойства для вытеснения их с поверхности в глубь объема.

Деэмульгирующее действие оказывают как водорастворимые, так и нефтерастворимые ПАВ.

При подготовке нефти используют ионогенные, неионогенные и высокомолекулярные ПАВ: блоксополимеры окиси этилена и окиси пропилена на этиленгликоле и этилендиамине; оксиэтилированные амины, карбоновые кислоты (СЖК), высшие жирные спирты и алкилфенолы.

До 60-х годов наиболее широко использовали анионоактивный де-эмулыатор нейтрализованный черный контакт (НЧК). В настоящее время НЧК практически полностью вытеснен более эффективными неионогенными реагентами. Удельный расход НЧК составлял от 3 до 7 кг на 1 т нефти расход современных эффективных реагентов составляет 40--100 г/т

2.2.1 Технология применения деэмульгаторов

При проектировании и эксплуатации системы подготовки нефти на промыслах необходимо выбирать тип деэмульгатора, место и способ ввода его в обрабатываемую среду с учетом особенностей технологического объекта и свойств эмульсии. В условиях незначительной турбулентности газоводонефтяного потока в промысловых коммуникациях и технологическом оборудовании рекомендуется химический реагент вводить не только на установках подготовки, но и непосредственно в скважинах или групповых установках. Данный ввод реагента обеспечивает равномерное распределение его и сокращение удельного расхода. Этот метод получил широкое распространение на промыслах Татарии. Получен значительный экономический эффект. При чрезмерно высоком уровне турбулентности в потоке происходит как бы дополнительное диспергирование, и ранний ввод химического реагента может привести к повышению устойчивости эмульсии.

Подачу химических реагентов на практике проводят двумя способами: подачей в разбавленном виде (рис. 2.13) и впрыском концентрированного деэмульгатора (рис. 2.14).

При любом способе основными элементами технологии ввода являются дозировочные насосы, техническая характеристика которых дана в табл. 5, и устройства ввода.

Рисунок 2.13 Схема подачи водного раствора деэмульгатора:

1-- смесительный насос; 2 -- дозировочный насос; 3--бак для реагента; 4 -- бочка.

I-- рабочий раствор реагента; II-- байпасная линия; III--вола; IV-- реагент

Рисунок 2.14 Подача концентрированного деэмульгатора:

1 -- железная воронка; 2 -- емкость для слива реагента; 3 -- насос-дозатор; 4 -- трубопровод

Опыт показывает, что необходимая эффективность деэмульгирования достигается при использовании устройств ввода, обеспечивающих интенсивное перемешивание химического реагента в потоке обрабатываемой среды. В настоящее время созданы и внедрены различные типы смесителей.

Рисунок 2.15 Гидродинамический смеситель:

1 -- сопло; 2 -- отражатель; 3 -- вторичный резонатор; h -- регулируемое расстояние между соплом и лункой отражателя, dс -- расчетный диаметр сопла

Рисунок 2.16 Схема установки гидродинамического смесителя ГДС:

1 -- ГДС, 2 -- технологический трубопровод; 3 -- подводящий трубопровод; 4 -- патрубок; 5-- диафрагма

Гидродинамический смеситель ГДС (рис. 2.15) состоит из сопла, отражателя и вторичного резонатора. Возможность регулирования расстояния между соплом и лункой отражателя позволяет использовать данный смеситель в широком диапазоне изменения параметров потока и свойств впрыскиваемой жидкости.

Характеристика ГДС и условия его применения даны ниже.

Производительность,м3/ч……………………………………………….10

Давление, МПа:

рабочее ………………………………………………………………0,6-1,2

перепад ………………………………………………………………0,4-0,7

Кинематическая вязкость нефти, м2/с………………………....до 100·10-6

Диаметр, мм …………………………………………………………… 68

Длина, мм …………………………………………………………120-140

Масса, кг ………………………………………………………………2,1

Газосодержание и обводненность среды не ограничиваются.

Схема установки ГДС приведена на рис. 2.16 ГДС помещается в осевой части технологического трубопровода. Реагент подводят через патрубок и диафрагму по специальному трубопроводу.

2.3 Система сбора Жирновского месторождения

Общая характеристика объекта

Трубопроводы системы сбора нефти, газа и воды ЖцДНиГ предназначены для сбора продукции скважин ЖцДНиГ и последующей её транспортировки через АГЗУ и ДНСы на объекты цППН.

Следует отметить, что продукция скважин четвёртой бригады ЖцДНиГ собирается на ДНС - 4 и ДНС - 7, затем она транспортируется на УПС - 2 . Продукция скважин первой, третьей и пятой бригад ЖцДНиГ собирается на ДНС - 1, ДНС - 2, ДНС - 3 и Сборный пункт №1, затем она транспортируется на УПС - 1. Продукция 1 - го звена пятой бригад ЖцДНиГ, минуя УПСы, напрямую подаётся на головной резервуарный парк цППН.

Попутный газ отделяется на АГЗУ и ГУ, собирается в сборный коллектор и подаётся на ГРП, а оттуда потребителям и на собственные нужды.

Компонентный состав газа Жирновского месторождения.

компоненты

% объёмн.

% масс.

метан

85,192

71,281

этан

6,639

10,414

пропан

0,866

1,992

изо-бутан

1,023

3,101

н-пентан

0,191

0,579

изо-пентан

0,218

0,820

н-пентан

0,000

0,000

гексан

0,038

0,171

азот

2,099

3,068

углекислый газ

3,753

8,575

сероврдород(г/м3)

0,000

0,000

Плотность, кг/м3 по расчёту при 20 град.С 0,798

Относительная плотность (по расчёту) при 20 град. 0,662

Теплота сгорания низшая, кКал/м3 (по расчёту) при 20 град.С, 101,325 кПа 8305

Число Воббе (высшее), кКал/м3 11349

Молярная масса, у.е. 19,17

Дожимные насосные станции (ДНСы)

ДНС - 7

Общая характеристика объекта

Дожимная насосная станция № 7 (ДНС-7) предназначена для сбора водонефтяной смеси с групповых установок № 25, 707 и замерной установки № 4, отделения газа и подачи водонефтяной смеси на УПС-2, а газа в сборный газовый коллектор. ДНС-7 введена в действие в 1991 году.

Оборудование ДНС-7 составляют:

Отстойник объём 80м3, давление рабочее 8 кгс/см2

Отстойник объём 20м3, давление рабочее 8 кгс/см2

Два насоса ЦНС-60.

Характеристика флюидов ДНС-7

Физико-химические свойства нефти.

Удельный вес при 20 гр. - 0,863 г/см3

Вязкость

а) по Энглеру в ВУ

б) Кинематическая в сСт

0?C

14,50

0?C

107,11

10?C

5,73

10?C

41,83

20?C

3,18

20?C

21,90

30?C

2,37

30?C

15,05

40?C

1,91

40?C

10,57

50?C

1,67

50?C

8,01

Температура застывания, ?C

Вспышка по М-Пенскому, ?C

Кислотное Число (мг-КОН на 1гр. нефти)

ниже -20

+23

0,08

Зола (%)

отс

Кокс (%)

1,73

Смолы акцизные (%)

12

Асфальтены (%)

1,29

Парафин (%)

0,50

Хлористые соли, мг/л

311,90

Физико-химические свойства воды.

Удельный вес - 1,087 г/см3

РН - 7,5

Химическая характеристика

С - 70850 мг/л

Са - 9018,0 мг/л

О4 - 8 мг/л

М - 3769,6 мг/л

НСО3 - 109,8 мг/л

Nа - 29760 мг/л

Общая минерализация 113,5 г/л

Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Нефтеводогазовая смесь от групповых установок № 25 и №707, замерного узла № 44 и береговых скважин направляется через задвижки № 15, 16 и 13 в отстойник № 1, где происходит разделение фаз жидкость-газ. Газ направляется в сборный газовый коллектор через задвижку № 11. Нефть с водой поступает на прием насосов под давлением 1,2 атм. Насос подает жидкость в нефтяной коллектор. Давление на выкиде составляет 25 кг/см2 - летом и 30 кг/см2 - зимой. Отстойник № 2 соединен с отстойником № 1 нефтяной и газовой линиями, оборудован уровнемером и служит для обеспечения автоматического пуска и остановки насосов.

ДНС - 4

Дожимная насосная станция № 4 (ДНС-4) предназначена для сбора водонефтяной смеси с групповых установок № 7, 8, 6, 45, 44, 46, 27, отделения газа и подачи водонефтяной смеси на УПС-2, а газа в сборный газовый коллектор. ДНС-4 введена в действие в 1967 году.

Оборудование ДНС-4 составляют:

1. Отстойник объём 100м3, давление рабочее 8 кгс/см2

2. Отстойник объём 20м3, давление рабочее 8 кгс/см2

3. Два насоса ЦНС-60.

4. Два насоса ЦНС-105.

Характеристика флюидов ДНС-4

1. Физико-химические свойства нефти.

Удельный вес при 20 гр. - 0,863 г/см3

Вязкость

а) по Энглеру в ВУ

б) Кинематическая в сСт

0?C

10,76

0?C

79,76

10?C

5,42

10?C

39,41

20?C

3,14

20?C

21,64

30?C

2,35

30?C

14,81

40?C

1,94

40?C

10,82

50?C

1,68

50?C

8,17

Температура застывания, ?C

Вспышка по М-Пенскому, ?C

Кислотное Число (мг-КОН на 1гр. нефти)

ниже -20

+6

0,09

Зола (%)

0,01

Кокс (%)

2,01

Смол акцизные (%)

24

Асфальтены (%)

0,80

Парафин (%)

0,42

Хлористые соли, мг/л

3498,60

2. Физико-химические свойства воды.

Удельный вес - 1,087 г/см3

РН - 7,5

Химическая Характеристика

С - 70850 мг/л

Са - 9018,0 мг/л

О4 - 8 мг/л

М - 3769,6 мг/л

НСО3 - 109,8 мг/л

Nа - 29760 мг/л

Общая минерализация 113,5 г/л

Описание технологического и технологической схемы установки

Нефтеводогазовая смесь от групповых установок № 7, 8, 6, 45, 44, 46, 27, направляется через задвижку № 30 в отстойник № 1, где происходит разделение фаз жидкость-газ. Газ направляется в сборный газовый коллектор через задвижку № 29. Нефть с водой поступает на прием насосов под давлением 1,2

атм. Насос подает жидкость в нефтяной коллектор. Давление на выкиде составляет 5,5 кг/см2. Отстойник № 2 соединен с отстойником № 1 нефтяной и газовой линиями, оборудован уровнемером и служит для обеспечения автоматического пуска и остановки насосов.

Спецификация оборудования. Отстойники

№№ п/п

Пози-ция по

схеме

Наименование оборудования (тип, назн-е)

Кол-во шт.

Краткая технич-я хар-ка

Материал

Метод защиты от коррозии

1.

1

Отстойник-сепаратор

1
V=100м3

Р=8кгс/см2
сталь

17ГС

покраска

2.

2

Отстойник автоматики

1
V=20м3

Р=8кгс/см2
сталь

17ГС

покраска
Насосы

№ п/п

Пози-ция

по схеме

Марка

Произво-

дительн.

м3/ч

Давление кгс/см2

Характеристика привода

прием

выкид

мощ-ность

число

марка эл. двиг.

1

1

ЦНС-105

105

1,2

5,5

100

2975

К052-У2

2

2

ЦНС-105

105

1,2

5,5

132

2960

ВА02-280

3

3

ЦНС-60

60

1,2

5,5

55

2950

ВА082-2У2

4

4

ЦНС-60

60

1,2

5,5

55

2950

ВА082-2У2

Предохранительные клапана

№№ п/п

Место установки

Расчетное давление аппарата

Рабочее давление в аппарате

Установленное давление клапана

Направление сброса клапана

1.

Отст. № 1

8 кгс/см2

4,0

4,2

атмосфера

2.

Отст. № 2

8 кгс/см2

4,0

4,2

атмосфера

ДНС - 3

Общая характеристика объекта

Дожимная насосная станция № 3 (ДНС-3) предназначена для сбора водонефтяной смеси с групповых установок, отделения газа и подачи водонефтяной смеси на УПС-1, а газа в сборный газовый коллектор. ДНС-3 введена в действие в 1991 году.

Оборудование ДНС-3 составляют:

1. Отстойник объём 80м3, давление рабочее 8 кгс/см2

2. Отстойник объём 20м3, давление рабочее 8 кгс/см2

3. Два насоса ЦНС-60.

4. Два насоса ЦНС-105.

Характеристика флюидов ДНС-3

1. Физико-химические свойства нефти.

Удельный вес при 20 гр. - 0,866 г/см3

Вязкость

а) по Энглеру в ВУ

б) Кинематическая в сСт

0?C

10,92

0?C

80,90

10?C

5,32

10?C

38,77

20?C

3,35

20?C

23,24

30?C

2,43

30?C

15,56

40?C

1,97

40?C

11,16

50?C

1,70

50?C

8,36

Температура застывания, ?C

Вспышка по М-Пенскому, ?C

Кислотное Число (мг-КОН на 1гр. нефти)

ниже -20

+8

0,10

Зола (%)

0,02

Кокс (%)

2,08

Смолы акцизные (%)

18

Асфальтены (%)

1,21

Парафин (%)

0,65

Хлористые соли, мг/л

356,50

2. Физико-химические свойства воды.

Удельный вес - 1,087 г/см3

РН - 7,5

Химическая Характеристика

С - 70850 мг/л

Са - 9018,0 мг/л

О4 - 8 мг/л

М - 3769,6 мг/л

НСО3 - 109,8 мг/л

Nа - 29760 мг/л

Общая минерализация 113,5 г/л

Спецификация оборудования

Отстойники

№№ п/п

Пози-ция по

схеме

Наименование оборудования (тип, назн-е)

Кол-во шт.

Краткая технич-я хар-ка

Материал

Метод защиты от коррозии

1.

1

Отстойник-сепаратор

1
V=80м3

Р=8кгс/см2
сталь

17ГС

покраска

2.

2

Отстойник автоматики

1
V=20м3

Р=8кгс/см2
сталь

17ГС

покраска
Насосы

№№ п/п

Позиция

по схеме

Марка

Произво-

дительн.

м3/ч

Давление кгс/см2

Характеристика привода

прием

выкид

мощ-ность

число

марка эл. двиг.

1.

1

ЦНС-105

105

1,5

18

90

2960

4АМ225М

2.

2

ЦНС-60

60

1,5

13

75

2950

3.

3

ЦНС-60

60

1,5

13

75

2950

4.

4

ЦНС-105

105

1,5

18

90

2950

4АМ225М

Предохранительные клапана

№№ п/п

Место установки

Расчетное давление аппарата

Рабочее давление в аппарате

Установленное давление клапана

Направление сброса клапана

1.

Отст. № 1

8 кгс/см2

2,0

3,5

атмосфера

2.

Отст. № 3

8 кгс/см2

2,0

3,5

атмосфера

ДНС - 2

Общая характеристика объекта

Дожимная насосная станция № 2 (ДНС-2) предназначена для сбора водонефтяной смеси с групповых установок № 24, 51, 52, 2, 29, 49, 50, 85, и замерной установки № 3, отделения газа и подачи водонефтяной смеси на УПС-1, а газа в сборный газовый коллектор. ДНС-7 введена в действие в 1978 году.

Оборудование ДНС-7 составляют:

1. Отстойник объём 80м3, давление рабочее 8 кгс/см2

2. Отстойник объём 20м3, давление рабочее 8 кгс/см2

3. Три насоса ЦНС-60.

4. Насос ЦНС - 38.

Характеристика флюидов ДНС-2

3. Физико-химические свойства нефти.

Удельный вес при 20 гр. - 0,866 г/см3

Вязкость

а) по Энглеру в ВУ

б) Кинематическая в сСт

0?C

10,92

0?C

80,90

10?C

5,32

10?C

38,77

20?C

3,35

20?C

23,24

30?C

2,43

30?C

15,56

40?C

1,97

40?C

11,16

50?C

1,70

50?C

8,36

Температура застывания, ?C

Вспышка по М-Пенскому, ?C

Кислотное Число (мг-КОН на 1гр. нефти)

ниже -20

+8

0,10

Зола (%)

0,02

Кокс (%)

2,08

Смолы акцизные (%)

18

Асфальтены (%)

1,21

Парафин (%)

0,65

Хлористые соли, мг/л

356,50

Физико-химические свойства воды.

Удельный вес - 1,087 г/см3

РН - 7,5

Химическая Характеристика

С - 70850 мг/л

Са - 9018,0 мг/л

О4 - 8 мг/л

М - 3769,6 мг/л

НСО3 - 109,8 мг/л

Nа - 29760 мг/л

Общая минерализация 113,5 г/л

Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Нефтеводогазовая смесь от групповых установок № 24, 51, 52, 2, 29, 50, 85, замерного узла № 3 направляется через задвижки № 15 и 13 в отстойники № 1 и 2 где происходит разделение фаз жидкость-газ. Газ направляется в сборный газовый коллектор через задвижку № 11. Нефть с водой поступает на прием насосов под давлением 1,2 атм. Насос подает жидкость в нефтяной коллектор. Давление на выкиде составляет 6 кг/см2 - летом и 8 кг/см2 - зимой. Отстойник № 2 соединен с отстойником № 1 нефтяной и газовой линиями, оборудован уровнемером и служит для обеспечения автоматического пуска и остановки насосов.

Спецификация оборудования

№№ п/п

Пози-ция по

схеме

Наименование оборудования (тип, назн-е)

Кол-во шт.

Краткая технич-я хар-ка

Материал

Метод защиты от коррозии

1.

1

Отстойник-сепаратор

1
V=80м3

Р=8кгс/см2
сталь

17ГС

покраска

2.

2

Отстойник автоматики

1
V=20м3

Р=8кгс/см2
сталь

17ГС

покраска
Насосы

№№ п/п

Позиция

по схеме

Марка

Произво-

дительн.

м3/ч

Давление кгс/см2

Характеристика привода

прием

выкид

мощ-ность

число

марка эл. двиг.

1.

1

ЦНС-60

60

1,6

6,0

55

2950

ВАО 082- 2У2

2.

2

ЦНС-60

60

1,6

6,0

55

2950

ВАО 082- 2У2

3.

3

ЦНС-38

38

1,6

6,0

30

2950

ВАО 072- 2У2

4.

4

ЦНС-38

38

1,6

6,0

30

2950

ВАО 072- 2У2

Предохранительные клапана

№№ п/п

Место установки

Расчетное давление аппарата

Рабочее давление в аппарате

Установленное давление клапана

Направление сброса клапана

1.

Отст. № 1

8 кгс/см2

1,6

3,5

атмосфера

ДНС - 1

Общая характеристика объекта

Дожимная насосная станция № 1 (ДНС-1) предназначена для сбора водонефтяной смеси с групповых установок № 1, 12, 47, 48, 11, 252, с замерных установок № 52, 641, 830, 220, 1013, ДНС-А, отделения газа и подачи водонефтяной смеси на УПС-1, а газа в сборный газовый коллектор. ДНС-1 введена в действие в 1973 году.

Оборудование ДНС-1 составляют:

1. Отстойник объём 100м3, давление рабочее 8 кгс/см2

2. Отстойник объём 100м3, давление рабочее 8 кгс/см2

3. Два насоса ЦНС-60.

4. Два насоса ЦНС-38.

Характеристика флюидов ДНС-1

1. Физико-химические свойства нефти.

Удельный вес при 20 гр. - 0,875 г/см3

Вязкость

а) по Энглеру в ВУ

б) Кинематическая в сСт

0?C

12,60

0?C

93,19

10?C

6,74

10?C

49,46

20?C

4,35

20?C

31,23

30?C

2,93

30?C

19,96

40?C

2,30

40?C

14,41

50?C

1,91

50?C

10,49

Температура застывания, ?C

Вспышка по М-Пенскому, ?C

Кислотное Число (мг-КОН на 1гр. нефти)

ниже -20

+6

0,23

Зола (%)

ос.

Кокс (%)

2,46

Смол акцизные (%)

14

Асфальтены (%)

0,63

Парафин (%)

0,72

Хлористые соли, мг/л

1738,20

2. Физико-химические свойства воды.

Удельный вес - 1,087 г/см3 РН - 7,5

Химическая Характеристика

С - 70850 мг/л

Са - 9018,0 мг/л

О4 - 8 мг/л

М - 3769,6 мг/л

НСО3 - 109,8 мг/л

Nа - 29760 мг/л

Общая минерализация 113,5 г/л

Описание технологического процесса

и технологической схемы установки

Нефтеводогазовая смесь от групповых установок № 1, 12, 47, 48, 11, 252, с замерных установок № 52, 641, 830, 220, 1013, ДНС-А, направляется через задвижки № 27, 28, 29, в отстойник № 1, где происходит разделение фаз жидкость-газ. Газ направляется в сборный газовый коллектор через задвижку № 20. Нефть с водой поступает на прием насосов под давлением 1,2 атм. Насос подает жидкость в нефтяной коллектор. Давление на выкиде составляет 5,5 кг/см2. Отстойник № 2 соединен с отстойником № 1 нефтяной и газовой линиями, оборудован уровнемером и служит для обеспечения автоматического пуска и остановки насосов.

Спецификация оборудования

Отстойники

№№ п/п

Позиция по

схеме

Наименование оборудования (тип, назн-е)

Кол-во шт.

Краткая технич-я хар-ка

Материал

Метод защиты от коррозии

1.

1

Отстойник-сепаратор

1
V=100м3

Р=8кгс/см2
сталь

17ГС

покраска

2.

2

Отстойник автоматики

1
V=100м3

Р=8кгс/см2
сталь

17ГС

покраска
Насосы

№№ п/п

Позиция

по схеме

Марка

Произво-

дительн.

м3/ч

Давление кгс/см2

Характеристика привода

прием

выкид

мощ-ность

число

марка эл. двиг.

1.

1

ЦНС-38х132

60

1,2

5,5

30

3000

ВА072-2У2

2.

2

ЦНС-60х198

60

1,2

5,5

30

3000

ВА072-2У2

3.

3

ЦНС-60х165

38

1,2

5,5

40

3000

ВА082-2У2

4.

4

ЦНС-38х132

38

1,2

5,5

55

3000

ВА082-2У2

Предохранительные клапана

№№ п/п

Место установки

Расчетное давление аппарата

Рабочее давление в аппарате

Установленное давление клапана

Направление сброса клапана

1.

Отст. № 1

8 кгс/см2

1,2

3,5

атмосфера

2.

Отст. № 2

8 кгс/см2

1,2

3,5

атмосфера

ДНС - А

Общая характеристика объекта

Дожимная насосная станция № А (ДНС-А) предназначена для сбора водонефтяной смеси с замерных установок №883, 884, 887, 893, 896, А, отделения газа и подачи водонефтяной смеси на ДНС-1. ДНС-А введена в действие в 1979 году.

Оборудование ДНС-А составляют:

1. Отстойник объём 80м3, давление рабочее 1 кгс/см2

2. Два насоса: ЦНС- 38x132 и ЦНС- 38x198.

Характеристика флюидов ДНС-1
1. Физико-химические свойства нефти.
Удельный вес при 20 гр. - 0,898 г/см3

Вязкость

а) по Энглеру в ВУ

б) Кинематическая в сСт

0?C

47,62

0?C

352,71

10?C

24,87

10?C

184,19

20?C

12,50

20?C

92,63

30?C

7,62

30?C

56,23

40?C

4,70

40?C

33,86

50?C

3,10

50?C

21,29

Температура застывания, ?C

Вспышка по М-Пенскому, ?C

Кислотное Число (мг-КОН на 1гр. нефти)

ниже -20

+55

0,53

Зола (%)

0,32

Кокс (%)

2,43

Смол акцизные (%)

24

Асфальтены (%)

0,73

Парафин (%)

0,14

Хлористые соли, мг/л

24280,22

2. Физико-химические свойства воды.

Удельный вес - 1,087 г/см3

РН - 7,5

Химическая Характеристика

С - 70850 мг/л

Са - 9018,0 мг/л

О4 - 8 мг/л

М - 3769,6 мг/л

НСО3 - 109,8 мг/л

Nа - 29760 мг/л

Общая минерализация 113,5 г/л

Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Нефтеводогазовая смесь от замерных установок № 883, 884, 887, 893, 896, А направляется через задвижку № 7 в отстойник № 1, где происходит разделение фаз жидкость-газ. Газ направляется на факельную линию через задвижку № 11. Нефть с водой поступает на прием насосов через задвижку № 10 под давлением 1атм. Насосы подают жидкость в нефтяной коллектор через задвижки №3, 4, 6. Давление на выкиде составляет 10 кг/см2 - летом и 25 кг/см2 - зимой. Отстойник № 1 оборудован уровнемером.

Установки автоматизированные групповые типа “CПУТНИК”

Назначения изделия

Установка предназначена для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях.

Технические данные

Диапазон дебитов, подключённых к установке скважин, м3/сут., в пределах от 1 до 400;

Рабочее давление, Мпа (кгс/см2), не более 4,0 (40);

Количество подключаемых к установке “Cпутник” скважин, шт.

Б40 - 14 - 500 - 14

АМ40 - 14 - 400 - 14

АМ40 - 10 - 400 - 10

АМ40 - 8 - 400 - 8

Устройство и принцип работы

Продукция скважин по трубопроводам, подключённым к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод.

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке газ поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебета скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

За время продавки жидкость проходит через счетчик ТОР и направляется в общий трубопровод. Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики.

При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП и в системе гидравлического управления повышается давление.

Привод переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени.

Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретный условий: дебета скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения др.

В установки предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР.

При применении в установке счетчика газа турбинного «АГАТ» необходимо его смонтировать на газовом трубопроводе, а вторичный блок НОРД в щитовом помещении.

Блок НОРД производит подсчет и регистрацию результата измерения количества газа, выделившегося при рабочем давлении установки.

Для путевой деимульсации и снижения вязкости жидкости установка «Спутник Б40-14-500» снабжена насосом-дозатором и баком для реагента. В зависимости от объема жидкости, проходящей через установку, насос-дозатор регулируется на введение необходимого объема реагента, который впрыскивается в общий трубопровод.

Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию. Щитовое помещение имеет естественную вентиляцию и электрические нагреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании.

На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия.

Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом (пенопласт, жесткие минераловатные плиты) и обшивается металлическими листами.

Укрытие установки отличается легкостью, прочностью, устойчивостью к атмосферным воздействиям, хорошими теплоизолирующими свойствами. Укрытие обеспечивает нормальные условия для работы аппаратуры и обслуживающего персонала.

Конструктивно щитовое помещение выполнено аналогично технологическому помещению.

Внутри щитового помещения на стойке расположены приборы управления и измерения.

Направление работы скважин

34 звено

ЗУ - А (трап) скв.№ 294, 876, 881, 886, 880, 244, коллектор ЗУ - 893;

ЗУ - 878 (ёмкость) скв.№ 873, 874, 1113 - контрольная;

ЗУ - 883 (трап) скв.№ 34, 882, 884, 887, 877, 878, 883 - конс., 1010 - конс.;

ЗУ - 884 (ёмкость) скв.№ 888, 889, 897, 1000;

ЗУ - 893 (ёмкость) скв.№ 242, 892, 893, 894, 900;

ЗУ - 896 (ёмкость) скв.№ 895, 896, 899, 961 - конс., 918, 919, 921,;

4 звено

ГУ - 1 (трап) скв.№ 680, 903, 976 - 977- контрольная, 994 - 986, 250, 1101;

ГУ - 12 (трап) скв.№ 848, 856 - 1123, 1104, 89, 88, 929 - 1103, 102 - 1124,

1125 - 854, 1102, 159, 97 - 926, 987 - 91, 90, 867 - контрольная;

ГУ - 47 (трап) скв.№ 902, 87, 841, 154, 683 - контрольная, 637

- 931 - 151,

930 - 869, 241, 635, 224;

ГУ - 48 (трап) скв.№ 4, 633, 638-932-297-636, 630, 114 - 113, 631, 681, 1112;

ЗУ - 220 (трап) скв.№ 872 - 642, 220, 875 - 685 -конс.,686;

ЗУ - 1013 (трап) скв.№ 927, 928, 1122, 1012, 1013, 938, 212 - контрольная;

Скв.№62 - контрольная;

19 звено

ГУ - 11 (трап) скв.№ 19 - 949, 92 - 93, 223 - 963, 251 - 947, 678, 816, 95, 965,

890 - 950 - 920;

ГУ - 252 (трап) скв.№ 94, 96, 248 - 672, 249, 252, 263 - 945, 946, 885 - 853 - 810,

253, 254;

ГУ - 52 (ёмкость) скв.№ 52 - 924 - 939, 923, 925, 695, 1015 - 1016;

ЗУ - 641 (ёмкость) скв.№ 641 - 54, 811 - 818 - 819 - 56, 817 - 55, 966, 1129,

953 - 891;

ЗУ - 830 (ёмкость) скв.№ 824 - 956, 825, 967 - 830, 831, 837, 838, 922;

Передвижная ёмкость коэфф.-0,67 скв.№ 839, 697, 699, 968 - 835, 1014, 53,

836 - конс.;

11 звено

ЗУ - 3 (трап) скв.№ 690, 81 - 82 - 937, 608 - 12 - 612;

ГУ - 24 (трап) скв.№ 277, 605 - 643, 610, 613, 109;

ГУ - 51 (трап) скв.№ 942 - 110, 111, 278 - 279, 601, 694, 698, 941;

ГУ - 52 (трап) скв.№ 79 - 80, 606, 119, 131, 132, 215, 276, 603, 666, 668, 670, 671;

ГУ - 2 (трап) скв.№ 84, 234 - 621, 281, 280, 622, 623, 958 - 1018, 611 - 221, 619,

618 - 228, 1117 - 634, 960, 971;

ГУ - 29 (трап) скв.№ 245 - 962, 677, 905, 904, 961;

ГУ - 49 (трап) скв.№ 679, 112;

ГУ - 50 (трап) скв.№ 118, 137, 298, 617-117, 674, 675, 676, 957-620, 693-614, 951

ГУ - 85 (трап) скв.№ 85, 86, 625, 628, 624, 842 - 632;

156 звено

ГУ - 4 (трап) скв.№ 120, 662 - 847, 907, 604, 288, 106 - 105 - 283, 673, 908;

ГУ - 5 (трап) скв.№ 123, 156, 219, 259, 289 - 659, 909;

ГУ - 41 (трап) скв.№ 247, 255 - 1002 - 256, 257, 258, 665, 669, 796 - 42, 861, 667;

ГУ - 42 (трап) скв.№ 104, 124 - 663, 661 - 665, 192, 194, 214 - 658, 291 - 292

656, 299 - 657, 660, 188, 158 -контр.;

ГУ - 43 (трап) скв.№ 142, 193, 216, 266, 275, 285, 293;

ГУ - 53 (трап) скв.№ 77, 143, 144, 227, 260, 272, 273, 664, 692, 1019, 290;

ЗУ - 6 (ёмкость) скв.№ 145, 602, 687, 688;

72 звено

ГУ - 6 (трап) скв.№ 101 - 262, 133, 148 - 149, 177, 914, 915;

ГУ - 7 (трап) скв.№ 71 - 160, 150, 161, 197 - 72, 265, 916,1008;

ГУ - 8 (трап) скв.№ 16 - контр., 67, 69, 11 - 722, 723 - 1121, 1009, 68, 729;

ГУ - 25 (трап) скв.№ 170 - 70 - 745, 171, 183, 174, 300, 1111, 1054, 175 - 176,

701, 173 - 1055, 1056, 1057, 357 - контр.,1058 - контр.;

ГУ - 27 (трап) скв.№ 76, 78, 181, 189, 184, 191, 186, 651;

ЗУ - 44 (ёмкость) скв.№ 44, 152 - 155 - 640, 742, 753, 731;

ГУ - 44 (трап) скв.№ 147, 168, 179 - 270, 246, 185, 269, 639, 40, 286 - контр.;

ГУ - 45 (трап) скв.№ 126, 182, 649, 650, 652, 654, 682, 913;

ГУ - 46 (трап) скв.№ 167, 178, 198, 157, 231 - 128, 264 - 648, 1007, 163 - контр.;

ГУ - 707 (трап) скв.№ 711, 703 - контр.,

1 звено

ЗУ - 13 (ёмкость) скв.№ 857 - 858 - 51 - 844, 50 - 135 - 3 - 866, 1;

ЗУ - 845 (ёмкость) скв.№ 845, 850, 851, 852, 846;

5 звено

ГУ - 9 (трап) скв.№ 5, 15, 47, 65, 211 - 1006, 261, 759, 764 - 64;

ГУ - 10 (ёмкость) скв.№ 58, 98, 99, 100, 776, 783, 1001 - 213;

ГУ - 917 (ёмкость) скв.№ 14, 63, 235, 789, 917;

ЗУ - 1003 (ёмкость) скв.№ 1003, 1004, 1005;

ЗУ - 1 (ёмкость) скв.№ 770, 771, 772, 777, 778, 779, 785, 765, 786;

ЗУ - 3 (ёмкость) скв.№ 784, 790, 61, 791, 797, 798, 799, 804, 805;

6 звено

ЗУ - 2 (ёмкость) скв.№ 773, 774, 775, 780, 781, 782 - 788, 787, 792 - 800, 793, 795;

ЗУ - 4 (ёмкость к=1,79) скв.№ 794, 801, 802, 809, 803, 814, 815, 823 - 829, 808;

ЗУ - 5 (ёмкость) скв.№ 32 - 806, 807, 813, 812, 820;

ЗУ - 11 (ёмкость) скв.№ 826 - 827 - 828 - 822 - 832, 821 - контр.;

ЗУ - 31 (ёмкость) скв.№ 31, 751 - 757, 752 - 758, 762, 763, 766 - 767, 768, 769;

ЗУ - 728 (ёмкость) скв.№ 727, 735, 728, 715;

ЗУ - 748 (ёмкость) скв.№ 733, 738, 744, 748, 749,754, 750, 743;

ЗУ - 750 (ёмкость) скв.№ 739, 734, 746, 750, 743, 30, 24;

Реагентное хозяйство

Для деэмульсации продукции скважин в нефтепроводы сбора подаётся реагент -

Сепарол WF 41.Реагент подаётся дозировочным насосом НД-10 /125 на ДНС-7 в количестве 10 кг/сут и на ДНС-3 в количестве 7,5 кг/сут в коллекторы ДНС-7--УПС-2 и ДНС-3--УПС-1 соответственно.

Физико-химические свойства Серарол WF 41:

маслорастворимый деэмульгатор

плотность при 200 с 0,95 г/см3

вязкость при 200 с 50 мПа с

температура воспламенения 17 0 с

температура застывания ниже - 500 с

Депарафинизация нефтепроводов

В ЖЦДНГ ежемесячно проводится депарафинизация 54-х шлейфов скважин с целью ликвидации асфальтосмолистых и парафинистых отложений (АСПО).

При помощи ППУА острый пар при Р= 16 кг/см2 и Т = 150 0 с подаётся в работающий нефтепровод , где происходит нагрев рабочей среды до Т = 70-800 . Данной температуры достаточно для снижения вязкости и растворения АСПО.

Также депарафинизация нефтепроводов проводится с помощью АДПА. Cырая нефть, нагретая до Т = 900 с закачивается в скважину при Р = 30-35 кг/см2 в количестве 20 м3 . Растворённые АСПО с НКТ, вместе с продукцией скважины поступают в выкидной трубопровод при Р = 8 кг/см2 и Т = 700 с, растворяя АСПО шлейфа скважины.

Состояние трубопроводного транспорта на Жирновском месторождении

На балансе Жирновского цеха добычи нефти и газа находятся 280 км промысловых трубопроводов. От воздействия агрессивной среды (на Жирновском месторождении минерализация составляет 80-120 мг/л, содержание сероводорода 5-10 мг/л, обводненность 90%), они подвергаются коррозии, и фактический срок их службы не превышает 5-8 лет. Частые порывы выкидных линий и нефтепроводов это не только прямые потери нефти, но и непоправимый ущерб, наносимый окружающей среде.

На графике показано, что наибольшим коррозионным разрушениям подвержены водоводы сточной воды.

В Жирновском НГДУ была разработана программа повышения надежности промысловых трубопроводов на период до 2003 года. Среди намеченных мероприятий было использование новых видов труб. Так для системы сбора и транспорта нефти были выбраны полиэтиленовые трубы производства ЗАО «Кварт» г. Казань и полимерно-армированные трубы производства ЗАО «Уникорд» г. Екатеринбург. Они были проложены к нефтяным скважинам находящимся в пойменной части р. Медведица, (схемы) Для системы ППД были выбраны стеклопластиковые комбинированные трубы производства ЗАО «Композитнефть» г. Пермь, (схемы)

Характеристика труб антикоррозионного исполнения и применение их на Жирновском месторождении

Коррозионно-стойкие рукава, разработанные ЗАО «Кварт», г.Казань.

Коррозионно-стойкие рукава (рис.№ 2,3,9) состоят из внутреннего и наружного резиновых слоев и силового каркаса в виде металлической спирали. Снабжен концевой арматурой, ниппель которой изготовлен из нержавеющей стали. Соединение рукавов производится электродуговой сваркой ниппелей. Рукава могут выпускаться с фланцевыми соединениями.

Условный диаметр, мм - 73-90

Рабочее давление, МПа - 4

Температурный режим,°С - -40... +45

Длина, м - до 200

Радиус изгиба, м - 1,250

Срок эксплуатации, лет - 12

Полимерно-армированные трубопроводы ЗАО «УНИКОРД» г. Екатеринбург.

Полимерно-армированные трубы - это трубы из полимера, армированного сетчатым сварным каркасом, состоящим из струн и поперечных витков стальной проволоки, скрепленных сваркой в местах их пересечения (Рис.№ 2.3.10). Они могут быть использованы для выкидных, нефтесборных линий, систем транспортирования газо-насыщенной или разгазированной, обводненной или безводной нефти, систем закачки пластовых и сточных вод.

Условный диаметр, мм - 72 - 200

Рабочее давление, МПа - 4

Температурный режим,°С - - 50... +65

Толщина стенки, мм - 11-16

Длина, м - 5-11

Радиус изгиба, м - 100

Срок эксплуатации

при наземной прокладке, лет - 30

при подземной прокладке, лет - 20

Соединение труб: фланцевое - разъемное (рис.№ 2.3.11) и муфтовое -неразъемное (рис.№ 2.3.12)

Фитинги (отводы, тройники) производятся напылением полимерного покоытия на стальной каокас (оис.№ 2.3.13).

Сварка труб муфтами с закладными нагревателями заключается в расплавлении полиэтилена на соединяемых поверхностях муфты и трубы за счет тепла, выделяемого по заложенной в муфту электрической спирали, и последующим естественном охлаждении сварного соединения (1,5-2 часа). Такая система соединения в отличии от сварки металлических труб является пожаробезопасной из-за отсутствия пламени и искр при проведении строительных и ремонтных работ в любое время года при температуре воздуха от -20 до + 50 °С.

Преимущества ПАМ-Н.

* Высокая частота внутренней поверхности и низкая адгезионная способность полимерных материалов к осаждаемым из транспортируемых сред компонентам (парафинам, твердым включениям) не требует очистки и промывки.

* Высокая коррозионная стойкость.

* Бригада специализированных рабочих в составе 4-х человек способна за восьмичасовой рабочий день прокладывать 100-150 м трубопровода.

* Труба не разрушается при замерзании находящейся в ней жидкости.

* Использование при монтаже кранового и транспортного оборудования пониженной грузоподъемности.

* Гибкость, которая позволяет приспосабливаться к неровностям трассы и дает возможность производить ремонт при отсутствии транспортируемой жидкости только в поврежденном участке.

Стеклопластиковые комбинированные трубы ЗАО «Композит-нефть» г. Пермь.

Высокая коррозионная стойкость и прочность труб достигается комбинированной конструкцией, состоящей из внутреннего герметизирующего слоя на основе термопластика и силовой оболочке из стеклопластика (Рис.№ 2.3.14).

Рисунок 2.3.14 Стеклопластиковые комбинированные трубы

Проходной диаметр, мм 75 - 190

Рабочее давление, МПа 4,0... 10,0

Рабочая температура, °С - 40... +60

Транспортируемые среды водогазонефтяные эмульсии, сточная

вода нефтепромыслов, попутный газ.

Срок службы (не менее), лет 25

Соединения стеклопластиковых комбинированных труб могут применяться разъемные и неразъемные.

Неразъемные соединения - клеемеханические. Процесс сборки.

1. Закрепление труб в центраторе.

2. Торцевание полиэтиленовых оболочек (рис№ 2.3.15).

3. Сварка встык термопластичных герметизирующих оболочек оплавлением свариваемых поверхностей нагревательным инструментом (рис№ 2.3.16).

4. Заполнение зазора между стеклопластиковыми оболочками стекловорингом, пропитанным компанаундом (рис.№ 2.3.17).

5. Клеемеханическое соединение стеклопластиковых оболочек с установкой стеклопластиковых накладок (для восприятия осевых нагрузок) (рис.№ 2.3.18).

6. Установка стеклопластикового патрубка (для восприятия распорной радиальной нагрузки от накладок при осевой нагрузки на трубу) (рис№ 2.3.19).

7. Охлаждение стыка (рис№ 2.3.20).

Фасонные детали изготавливают из того же материала что и трубы рис.№ 2.3.22

Рисунок 2.3.22 Фасонные детали

Работы по укладке трубопроводов допускается проводить при температурах от-20°Сдо+45°С.

Преимущества ТСК.

- высокая удельная прочность

- малое гидравлическое сопротивление

- высокая коррозионная стойкость

- малая масса

- не разрушается при замерзании находящейся в них жидкости

- отсутствие потребности в грузоподъемной техники при монтаже труб.

Анализ системы сбора Жирновского месторождения

Анализируя систему сбора Жирновского месторождения можно сказать, что данная система является герметизированной, ведется автоматический замер дебитов скважины, сепарация нефти от газа, отделение от продукции скважины свободной воды.

Система сбора высоконапорная, так как используются ДНС для транспортировки нефти до пунктов подготовки ее до товарной.

Вся оперативная информация по добыче, водонефтяной эмульсии, газа и воды поступает на пульт управления Жирновского месторождения, с которого ведется контроль за работой наземного и подземного оборудования скважин.

Система промыслового трубопровода транспорта Жирновского НГДУ в настоящее время является слабым звеном в технологической цепи сбора и подготовки нефти. Такое положение связано со старением трубопроводного фонда, переходом месторождения к заключительной стадии разработки.

Значительная часть оборудования и трубопроводов Жирновского цеха добычи нефти и газа выработала значительный нормативный срок службы и имеет существенный износ. Списание такого оборудования в короткий срок и замена его на новое привело бы к необходимости значительных капиталовложений. Поэтому целесообразным и экономичным является продолжение эксплуатации оборудования, выработавшего первоначально назначенный ресурс, но находящегося о пригодном для дальнейшей безопасной эксплуатации состоянии.

Задачей реконструкции системы сбора Жирновского месторождения является:

- оптимизация режимов эксплуатации трубопроводов;

- использование новых видов труб.

Реконструкция системы сбора Жирновского месторождения влечет за собой: жирновский нефтегазовый месторождение геологический

- снижение эксплуатационных затрат на ремонт трубопроводного транспорта;

- улучшение технико-экономических показателей добычи нефти;

- защиту окружающей среды от загрязнений.

Предложение по реконструкции ЖЦДНГ

С целью сокращения затрат на электроэнергию, снижения давления в системе сбора скважинной продукции, улучшения экологической и производственной безопасности я предлагаю провести реконструкцию существующей системы сбора ЖЦДНГ, включая в проект следующие решения.

Ликвидация ДНС-7

Для ликвидации ДНС-7 необходимо:

- выкидные линии скв. № 703, 711 перевести в коллектор ДНС-7 - АГЗУ-25.

- АГЗУ №25 врезать в новый сборный коллектор 68 звена Ш219х8; L=1400м (коллектор уложен, изолирован в 2003 году)

- демонтировать оборудование

- заменить предохранительный клапан на ГУ-25

- рекультивировать землю.

Высвобождаются:

- блок 2 насосов ЦНС60, ЦНС 38

- газопровод Ш 159(219) L= 1400м

- нефтепровод Ш 159(219) L=1400м

- АГЗУ-707

- емкость 80м3 , емкость 20см3

- земля S =1Га (пойма реки Медведицы)

Ликвидировали опасный объект ДНС-7, расположенный в пойме реки Медведица, улучшили экологическую обстановку и снизили эксплуатационные затраты на обслуживание оборудования.

Данные мероприятия находятся в стадии проектирования.

Реконструкция ДНС-4

Для реконструкции необходимо:

Проектирование на УПС-2 газосепаратора, для сепарации газа бригады №4,и насосного агрегата ЦНС-105. Таким образом

Необходимые мероприятия:

- Согласно проекта установить газосепаратор и насосный агрегат ЦНС-105 на УПС-2

- врезать новый коллектор ГУ-46 в сборный коллектор 75 звена (коллектор изолирован, уложен в 2003 году)

- произвести переобвязку, минуя блок насосов и емкость V=100м3, через гребенку, в коллектор УПС-2

- демонтировать блок насосов

- демонтировать операторную и Б.М.А.

- рекультивировать землю.

Высвобождаются:

- блок 4 насосов ЦНС-60, ЦНС-105,

- емкости объемом 20м3 и 100м3.

Таким образом на УПС-2 мы получим комплексную установку по разделению газа, нефти и воды продукции всей 4-й бригады.

Данные мероприятия находятся в стадии проектирования.

Ликвидация ДНС-2

Учитывая рельеф местности (ДНС-2 по абсолютным отметкам выше УПС-1), давление в системе сбора 3 бригады снизится с 3,5 кг\см2 до 2,5 кг\см2

Для ликвидации ДНС-2 необходимо:

- произвести врезку коллекторов АГЗУ-29, 2, 50, 51, 85, минуя блок насосов и емкость V=80м3, в коллектор ГУ-48 (уложен, заизолирован в 2003 году).

- врезать коллектора АГЗУ - 24 ,52, 3 в коллектор ДНС-2 - АГЗУ№29.

- демонтировать емкости

- демонтировать блок насосов

Высвобождаются:

- блок 4 насосов ЦНС-38, ЦНС-60, емкость 20м3, емкость 80м3 .

Ликвидировав ДНС-2, как опасный производственный объект, расположенный вблизи оврага с выходов в р. Медведицу, мы улучшили экологическую обстановку и снизили эксплуатационные затраты на обслуживание оборудования.

Использование высвободившегося оборудования.

1. Ёмкость V= 80 м3 использовать для строительства наливной эстакады на УПС-1.

2. Ёмкость V= 20м3 использовать на 72 звене как канализационную.

3. Насосные агрегаты ЦНС-38 - 2 шт передать ЦТС для установки их на 3 сборном пункте.

4. Насосный агрегат ЦНС-105 установить на УПС-2 согласно проектированию.

5. АГЗУ- 707 перенести на 5 звено ЖЦДНГ для оптимизации работы скважин.

2.4 Описание технологического процесса и технологической схемы обезвоживания нефти

Водонефтяная эмульсия (в дальнейшем В.Н.Э.) с расходом около 4000 м3/сутки и обводненностью около 90% с Жирновского нефтепромысла, пройдя промысловую внутритрубную подготовку поступает на УПС-1. Процесс подготовки нефти на УПС-1 осуществляется в два этапа:

I этап (обезвоживание, 2 ступени)

В.Н.Э. с ДНС 1, 2, 3, УПС-2, и 1 с.п. поступает в отстойник №1 (О-1), где сбрасывается около 70% «свободной» пластовой воды от общего количества эмульсии. Первая ступень обезвоживания осуществляется без нагрева из-за большой обводненности поступающей жидкости. Затем обводненная до 30% нефть поступает на вторую ступень (О-2), где сбрасывается остаточное количество пластовой воды. На первой и второй ступени обезвоживания постоянно поддерживается необходимый уровень пластовой воды (1,0 - 1,5 м), для обеспечения стабильного уровня раздела фаз «вода-нефть».

II этап (нагрев, горячая деэмульгация)

Нефть с обводненностью 10-15% после 1 2 ступени обезвоживания под своим давлением поступает в технологический резервуар РВС №4 (5000 м3), предназначенного для определения раздела фаз стойкой (нестойкой) эмульсии, нефти и пластовой воды, а также для формирования и перепуска нефти в товарные резервуары.

С РВС №4 нефть по подъемной трубе перепускается в товарные резервуары №1, 2, 3, а затем насосами НК 4, 5, 6 отгружается на ДНС «Линево» через ППТ-0,63 №2 с температурой 45-50 оС (ноябрь-май), постоянно накапливается в нижней и средней части РВС №4 стойкая эмульсия, с обводненностью до 50% круглосуточно перекачивается насосами ТКА 1, 2, 3 для подогрева в ППТ-0,63 №1. В последующем, после воздействия на нее температуры и реагента эмульгированная эмульсия полностью разрушается и нагреваясь до температуры 40-450С, направляется в отстойник №3 (О-3) горячей сепарации, в которой происходит окончательное отделение воды от нефти. Таким образом, постоянный круглосуточный отбор эмульгированной эмульсии из РВС №4 и последующее термохимическое воздействие не дает ей «застариваться», что в дальнейшем обеспечивает ее качественное разрушение.

В летнее время накопившаяся в РВС №4 эмульсия не обладает высокой прочностной характеристикой, поэтому она нагреву не подвергается и только вместе с реагентом подается на II ступень или отстойник горячей сепарации.

Пластовая вода сбрасывается с 3х ступеней деэмульсации в РВС №5, а затем направляется на прием насосов пластовой закачки ППД с мех. примесями 40ч50мг/л. Нефтяная подушка, периодически накапливающаяся в РВС №5 через стационарную трубу (7 м) перепускается в РВС №3 (5000 м3).

Нефть с 3 СП обводненностью до 5% в количестве около 330 м3/сут поступает на УПС-1 сразу в товарный резервуар №1, 2, 3, а затем насосами НК транспортируется на ДНС «Линево».

Общая характеристика объекта

Установка предварительного сброса пластовой воды с Жирновского нефтепромысла нефтедобывающего управления (УПС-1) введена в эксплуатацию в 1988 году. Назначение - сбор и подготовка нефти Жирновского нефтепромысла.

Процесс подготовки нефти ведется круглосуточно.

Подготовленная до 5 % обводненности нефть направляется в товарные резервуары №1, 2, а затем нефтяными насосами откачивается на Головной резервуарный парк (ГРП), где доводится до товарной кондиции.

Комплекс оборудования УПС-1:

нефтяные резервуары - 5 шт.;

отстойники - 3 шт.;

нефтенасосная - 1 шт.;

подогреватели нефти - 1 шт.;

котельная - 1 шт.

Описание технологического процесса сброса воды на УПС-1

Водонефтяная эмульсия (в дальнейшем В.Н.Э.) с расходом около 4000 м3/сутки и обводненностью 80-90% с Жирновского промысла, пройдя предварительную внутритрубную подготовку подается в сборную гребенку УПС-1. Процесс подготовки нефти на УПС-1 осуществляется в два этапа:

I этап (деэмульсия, 3 ступени)

В.Н.Э. с гребенки подается в отстойник I ступени (0-3), объемом V=200 м3, где сбрасывается около 70% пластовой воды от общего количества эмульсии. Первая ступень работает без нагрева из-за большой обводненности поступающего продукта. Затем эмульсия поступает на II ступень (0-1), где сбрасывается 15% пластовой воды (900 м3/сутки), а затем в III ступень (0-2). Здесь сбрасывается 5% пластовой воды или 150 м3/сутки. Во всех трех ступенях поддерживается необходимый уровень (1,0-1,5м) пластовой воды. Таким образом, в трех ступенях сбрасывается 90% пластовой воды, что составляет 3600 м3/сутки.

II этап (стабилизация, нагрев)

Нефть обводненностью 10-15% после 0-2 под своим давлением поступает в технологический резервуар РВС №3 (5000 м3), для деления в объеме резервуара стойкой, неразрушенной эмульсию, а также для формирования и перепуска товарной нефти. С РВС №3 товарная нефть через стационарную или подъемную трубу перепускается в товарные резервуары №1, №2, а затем насосом отгружается на Головной парк.

В зимнее время (ноябрь-апрель), постоянно накапливающаяся в нижней части РВС №4 стойкая эмульсия, с обводненностью 50% круглосуточно отбирается насосом на блок нагрева ППТ-0,63. После воздействия на нее температуры 35-50°С и реагента (термохимическое воздействие) стойкая эмульсия полностью разрушается и нагреваеется до Т=40ч45°С направляется на II ступень (0-1).

Таким образом, круглосуточный постоянный отбор стойкой эмульсии из РВС №4 для термохимического воздействия не дает ей «застариваться», что обеспечивает хорошее ее разрушение. Кроме того, эмульсия с T=450C обеспечивает постоянный температурный режим на II и III ступенях обработки.

В летнее время эмульсия в РВС №4 не обладает высокой прочностной характеристикой, поэтому она нагреву не подвергается и только вместе с реагентом подается на II ступень. Вся система подготовки нефти на УПС-1 в летнее время подогревом не пользуется, вследствие воздействия солнечной энергии на температуру эмульсии.

Пластовая вода сбрасывается с 3х ступеней деэмульсации в РВС №5, а затем направляется на прием насосов пластовой закачки ППД с мех. примесями 40ч50мг/л. Нефтяная подушка, периодически накапливающаяся в РВС №5 через стационарную трубу перепускается в РВС №3.

Описание технологического процесса и технологической схемы обезвоживания нефти

Водонефтяная эмульсия (в дальнейшем В.Н.Э.) Жирновского нефтепромысла с содержание воды 88ч90% поступает в резервуарный парк по 4-м коллекторам:

коллектор ДНС-1

коллектор ДНС-2

коллектор ДНС-3

коллектор УПС-2

реагент поступает в коллектор УПС-2. Разрушенная В.Н.Э. подвергается двухступенчатому отстою. В качестве первой ступени отстоя используются 2 отстойника объемом 160 м3 каждый. Отстойники работают параллельно. Второй ступенью отстоя является отстойник объемом 200 м3. Из него нефть, обводненностью 5ч10% поступает в технологический резервуар №4 объемом 5000 м3. Из РВС №3, через подъемную трубу, нефть обводненностью до 5% поступает в сырьевые резервуары №1,2,3, оттуда 2 насосами ТКА-63х125 перекачивается на Головной парк цеха ППН. Пластовая вода после двух ступеней отстоя и из технологического РВС №3 поступает в водяные резервуары №5 или №6, объемом 3000 м3, откуда после дополнительного отстоя от пленок нефти (80ч100 мг/л), мех. примесей (40ч50 мг/л) поступает на насосную цеха ППД.

Для подготовки нефти в зимний период используется подогреватель ППТ-0,63М.высокообводненная эмульсия (10ч60%), скопившаяся в технологическом РВС через подъемную трубу насосом ЦНС-38 (или ТКА-63х125) подается на ППТ-0,63 М, где нагревается до температуры 30ч40 0С и подается на 2-ю ступень отстоя.

Реагентные качества

Реагентное хозяйство предназначено для кратковременного хранения и подачи деэмульгатора на ступень обезвоживания. Реагентное хозяйство состоит из двух блоков реагента БР-4. Применяется деэмульгатор WF-41.

Подготовка подтоварных осадков

С течением времени в резервуарах происходит накопление мех. примесей, парафина, смол и т.д. наличие этих соединений в нефти уменьшает полезный объем резервуаров, снижает качество товарной нефти. периодически, по мере накопления, остатки перекачиваются на Головной резервуарный парк, где подвергаются переработке.

При капитальном ремонте резервуаров нефтегрязь автомобилями вывозится на шламонакопитель.

Нормы технологического регламента

№ п/п

Наименование аппаратов оборудования

Среда

Производитель-ность

Темпе-ратура 0С

Давление, атм

Уровень воды, м

Прочие показатели

Отстойники 1 ступени

Нефтяная эмульсия

500

8-15

2,5

1-2

Обводнен

ность 10%

Отстойник 2 ступени

Нефтяная эмульсия

500

8-15

2,5

1-2

Обводнен

ность 5%

Технологический резервуар 2 ступень

Нефтяная эмульсия

150

8-15

-

4

Обводнен

ность 5%

Дозировочный насос деэмульгатора

Деэмульга-тор

52 г на т. нефти

8-15

-

-

-

Аналитический контроль производства (по технологической схеме)

№ п/п

Наименование стадии процесса

Что контролируется

Частота и способ контроля

Кем проверяется

Жидкость поступающая с Жирновского промысла, отстойники 1 ступени, 2 ступени.

уровень водяной подушки;

обводненность нефти после 1 ступени

1 раз в 2 часа по пробоотборным краникам

Оператор товарный

Резервуар 2 ступени

уровень водяной подушки;

обводненность нефти после 2 ступени

1 раз в 2 часа по пробоотборным краникам

Оператор товарный

Подача деэмульгатора на обезвоживание

Расход реагента

2 раза в смену, визуально в расходной бочке по стеклу

Оператор товарный

Производственные помещения

Содержание паров бензина и сероводорода

По графику

Оператор товарный

Нефтяная насосная

Содержание паров бензина и сероводорода

По графику

Оператор товарный

Территория установки и резервуарного парка

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2025, ООО «Олбест» Все наилучшее для вас