Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство топлива и энергетики Российской Федерации

Главное управление по подготовке и комплектованию кадров

Жирновский нефтяной техникум

Дипломный проект

Тема: "Технология подготовки нефти на Жирновском месторождении"

Исполнил: О.Г. Каратанова

Руководитель проекта: Б.В. Покрепин

Консультант по экономике: Л. П.Чехленкова

Жирновск 2000

1. Перспективы добычи нефти в Жирновском НГДУ

Основные перспективы развития специалисты управления связывают с месторождениями, расположенными на юге нашего района - Макаровским, Памятным, Сасовским. Исходя из результатов работы скважин, пробуренных на этих площадях в ближайшие 3-5 лет, суточная добыча нефти на этих трех месторождениях должна достичь 5000 тонн нефти. Для сравнения - сегодня суточная добыча составляет 5035 тонн нефти из скважин всего фонда управления. В фонде Жирновского НГДУ есть законсервированное Добринское газовое месторождение. Кроме того, вместе с нефтью на новых месторождениях добывается значительное количество попутного газа, который пока вынуждены сбрасывать на факелы и сжигать. Планируется построить трубопровод и отправлять газ туда. Необходимо построить газопровод протяженностью 88 км. Администрация НГДУ решает сейчас вопрос об ускоренном строительстве дожимной станции и монтаже нефтегазосепоратора и газасепоратора. Дожимная станция дает возможность увеличить добычу нефти при фонтанной эксплуатации скважин с 350 до 500 тонн в сутки. Ведутся разработки для того, чтобы увеличить добычу нефти на старых месторождениях. Опробован метод вибросейсмического воздействия на пласт. В результате обводненность снижается с 93% до 70-80%, а газовая добыча увеличивается на 40-50 тыс. тонн. Перспективным может оказаться сотрудничество с институтом микробиологии. Он разрабатывает биологические препараты для очистки замазученности. Первые опыты в районе 30 звена уже дали положительные результаты. Готовится новые проект системы подготовки нефти, разрабатываются вопросы сбора на 19 и 75 звеньях. В связи с те, что фонд скважин устаревает, ремонт их усложняется, увеличивается число бригад в цехе капитального ремонта. Интенсивное освоение специалистами НГДУ новых перспективных месторождений позволяет всем с надеждой смотреть в будущее. Вход Жирновского НГДУ в состав нефтяной компании "Лукойл" также может приносить пользу, как в развитии новых месторождений, так и эксплуатации старых. Благодаря нефтяникам, совместными усилиями администрации района и руководства НГДУ практически удается стабилизировать экономическую обстановку в районе. В перспективе планируется больше внимания уделять развитию социальной сферы. Расширение профилактория дает возможность разгрузить районную больницу. Постоянно выделяются деньги на развитие здравоохранения. Планируется реконструкция пионерского лагеря "Нефтяник" и базы отдыха.

2. Геологический раздел

2.1 Орогидрография

Жирновское нефтегазовое месторождение расположено в среднем течении реки Медведица, в 340 км от Волгограда и 120 км от Камышина. В административном отношении месторождение расположено в пределах Жирновского района, административным центром которого является город Жирновск. Ближайшими населенными пунктами являются: г. Жирновск, р.п. Линево, села Александровка, Андреевка, Бахметьевка, Медведицкое. Ближайшая железнодорожная станция - Медведица, на железнодорожной магистрали Камышин-Москва, расположена в 35 км от г. Жирновска и соединена с ним асфальтированной дорогой. Сеть грунтовых дорог редка, наиболее значительной из них является тракт Волгоград - Саратов, проходящий в 30-40 км от рассматриваемого месторождения. Оба берега реки Медведица покрыты смешанным лесом. В создании современных форм рельефа большую роль сыграла река Медведица, которая пересекает площадь в направлении близком к меридиальному разделяя, ее друг от друга морфологически. Левобережье представляет собой слабо всхолмленную поверхность, имеющую уклон с востока на запад. Абсолютные отметки изменяются от 180 у водораздела до 120 м у берега Медведицы. Левобережье сильно пересечено рядом разработанных балок и оврагов, почти широтного направления, дающие хорошее обнажения юрских песков и глин, неустойчивость которых явилось причиной глубокой эрозированности всего левобережья. Правобережье представляет собой приподнятую поверхность хорошо выраженных холмов, изрезанных глубокими оврагами с крутыми склонами до 70. Основным элементом рельефа является водораздел рек Медведицы и Щелкана, тянущейся почти в меридиальном направлении. Абсолютные отметки у реки Медведица изменяются в пределах 158-124 км. На правом берегу реки на поверхность выходят известняки среднего карбона, являющиеся прекрасным строительным материалом. Ширина русла реки Медведица меняется от 30 до 150 м. Течение слабое. В районе города имеются броды. Ширина долины достигает 5 км. Крупными левобережными притоками являются река. Перевозиха и овраги: Кленовый, Соленый. Крупными правобережными являются овраги: Первый каменный, Средний каменный, Большой каменный. Все овраги имеют направление близкое к широтному и пересекают почти в крой простирание. В пойме реки большое количество озер, наиболее крупное озеро Раковое, площадь которого около 1 квадратного км.

2.2 Стратиграфия

В геологическом строении Жирновского месторождения принимают участия породы четвертичного, мелового, юрского, каменноугольного и девонского возраста. На основании изучения кернового материала, шлама и электрического каротажа скважин Жирновского месторождения приводится описание геологического разреза сверху вниз.

Кайнозойская группа

Четвертичная система.

Четвертичные отложения в районе имеют довольно большое распространение. Представлены они кварцевыми песками, глинами, супесями, и желтовато бурыми суглинками. Мощность отложений от 0 до 15 м.

Мезозойская группа

Меловая система (Сг)

Верхний отдел (Сг 2)

Отложения верхнего отдела меловой системы имеют весьма ограниченное распространение и представлены породами кампанского, сантонского, туронского и сеноманского ярусов.

Кампанский ярус

Отложения кампанского яруса представлены песчаниками, кварцевоглауканитовыми, зеленовато-серыми с опоковым цементом, которые ниже переходят в глинистые пески с прослоями песчаников. В основании залегают опоковидные песчаники. Палеонтологически толща не охарактеризована и только редкие находки в толще опоковидного песчаника могут указывать на принадлежность отложений к низам кампака. Мощность осадков достигает 30 и более метров.

Сантонский ярус.

Породы сантанского яруса залегают трансгрессивно на туронских отложениях. В верхней части породы состоят из чередующихся прослоев синевато-серых и темно-серых твердых опок, местами переходящих в глауконитовые песчаники с прослоями сланцеватых глин.

Туронский ярус.

Отложения журонского яруса представлены довольно однообразной толщей белого мела с землистым изломом, с пятками и примазками, окрашенными гидроокислами железа, с большим количеством обломков. Ниже залежей белый известняк. Осадки туронского яруса заканчиваются фосфоритовым горизонтом. Мощность турона до 30 м.

Сеномайский ярус.

Характер контакта с вышележащими отложениями туронского яруса указывает на существование значительного перерыва в отложении осадков и на сильное размывание сеноманских отложений туронской трансгрессией. Отложения сеноманского яруса представлены довольно однообразной толщей песков светло-серых и желтовато-серых, средне и мелкозернистых, кварцево-глауконитовых, с прослойками и пятнами окисло железа. Мощность яруса до 25 м.

Нижний отдел меловой системы.

Отложения нижнего мела представлены породами альбского, аптского и бурремского ярусов.

Альбский и аптекий ярусы.

Отложения этих ярусов представлены зеленовато-серыми кварцево-глауконитовыми песками, ниже пески темновато-серые глинистые с прожилками гидроокислов железа. Пески содержат прослойки глин серых плитчатых. Мощность толщи около 70 м.

Барремский ярус.

Отложения представлены толщей кварцевато-железных песков. Верхняя часть - пески ржаво-бурые мощностью 45 м, нижняя часть - песками светло-серыми, мощностью от 5 до 12 м.

Юрская система. Верхний отдел.

Отложения келловея представлены глинами зеленовато и желтовато-серыми песчаниками, с редкими прослоями мергелей и глинистых песков и песчаников. Мощностью келловея 15-45 м.

Средний отдел.

Отложения занимают наиболее обширную площадь из всего комплекса отложений выходящего на поверхность. Эти отложения выходят на поверхность по правому и левому берегу реки Медведица. Средняя гора подразделяется на башский и байосекий ярусы.

Батский ярус представлен желтовато серыми песками: тонкозернистых, глинистых с прослоями глин и известковых песчаников.

Байосский ярус - толща делится на глины серые и голубовато-серые, песчанистые, слюдистые, с включениями окислов железа, пирита и гипса, 2) пески серые, желтовато-серые, мелко и средне зернистые, слабоглинистые с галькой и валунами известняка и кремния. Мощность 110м.

Памозейская группа.

Каменноугольная система.

Верхне-каменноугольная отложения в районе выходят на поверхность в наиболее приподнятых участках площади. Всюду отложения карбона представлены известняками, серые, желтовато-серые, плотные, участками доломитизированные, с включениями кремния.

Порода среднего карбона представлены московским башкирским ярусами.

Московский ярус представлен отложениями 4 его горизонтов:

а) мячковский горизонт - известняки зеленовато-серые и светло-серые, плотные.

б) подольский горизонт - известняки серые, плотные, окремнелые с прослоями серых плотных глин с включениями пирита. Мощность 160-200м.

в) каширский горизонт - известняки серые, плотные, тонкие прослои мергелей, песков и песчаников.

г) веряйский горизонт - глины темно-серые, зеленовато-серые, песчанистыми с резкими прослоями песка и песчаника, местами пропитанного нефтью и известняка белого плотного.

Башкирский ярус.

Верхнебашкирский горизонт - кровля отбивается по маломощному известняку (1-2м) залегающему в подошве верейских глин.

Нижнебашкирский горизонт сложен известняками светло-серыми, мелкокристаллическими, зернистой и органогенно-обломочной структуры. Известняки трещиновидные, в различной степени нефтенасыщенные.

Нижний отдел каменноугольной системы представлен отложениями намюрского яруса, визейского и тургнейского. Намюрский ярус сложен светло-серыми известняками.

Визейский - породы серпуховского, окского и яснополянского подъярусов. Серпуховский подъярус - светло-серые, белые, органогенные, окремнелые, местами каверзные, тонкими прослоями глин серого и голубовато серого цвета. В окском подъярусе выделяется отложения: а) веневского горизонта, б) михайловского и алексинского.

Алексенский горизонт выражен терригенно-карбонатными породами. В свободной части структуры известняки нефтенасыщены -пласт "АО".

Тульский горизонт сложен глинами, песчаниками, реже алевролитами, с подчиненными прослоями известняков. Песчаники насыщены нефтью и газом. Этот пласт хорошо выдерживается по всем разведочным площадям. Общая мощность 80-100 м. Бобриковский горизонт сложен глинами черными, углистыми, сланцеватыми, с прослоями песчаников светло-серых, мелкозернистых, рыхлых, в сводовой части насыщенных нефтью.

Девонская система.

На Жирновской площади отложения вскрыты двадцатью скважинами.

2.3 Тектоника

нефть газ скважина вибросейсмический

В тектоническом отношении Жирновская площадь принадлежит к северной оконечности Доно-Медведицких дислокаций, гипотеза, о существовании которой впервые высказана в 1896 г. А.П. Павловым. В 1902 г. Павлов подтвердил и конкретизировал ранее производственные наблюдения. Впервые гипотеза о происхождении Доно-Медведицких поднятий тепла высказана Карпинским, которой объяснил платформенные поднятия результатом колебаний кристаллического фундамента, рассеченного многочисленными разломами и сбросами на горсты и грабены. Однако в более поздних работах Карпинский причину образования валов платформы связывал уже с фогеническим движением соседних геосинклиналей. Эта точка зрения была поддержана многими геологами: Архангельский, Милановский. В ряде своих работ Архангельский рассматривал структуры Доно-Медведицких поднятий вначале как антикриналь, а потом как переходную форму от антикринали к валу. Северный конец дислокаций, но его описанию, состоит из 2-х антикринальных поднятий с выходами по оси каменноугольных отложений. Иная точка зрения на образование платформенных поднятий была высказана Мазановичем. Доно-Медведицкие поднятия представляют области выступов - горстов древнего палеозойской горстов, возможно декембрийского рельефа. Эти выступы плащеобразно перекрывают мезозойские осадки, создавая этим впечатление тектонических явлений на поверхности. По мнению Можаровского северное поле Доно-Медведицких поднятий в целом представляет высокоприподнятый восходящий блок, сложенный известняками среднего и частичного верхнего карбона, размер блока 3500 км, который разбивается на 2 самостоятельных блока: Жирновский и Иловлинский. Время формирования структур описываемого района, судя по дислоцированности каменноугольных отложений до турнея включительно и угловому несогласию между карбоном и горой, мезозоем и третичными породами, продолжалось с палеозоя до третичного времени, когда закончилось окончательно образование структурных форм. По данным Быстрицкой, проводившей структурно-геологическую съемку, Жирновское поднятие представляет собой октиклинальную складку асимметричного строения. Западное крыло более крутое, имеет падение от 6 до 40 в породах мезозойского возраста. На восточном пологом крыле падение слоев в тех же породах составляет 1-1 30. Данные бурения эксплуатационных скважин на Жирновской площади указывают на смещение свода поднятия ближе к западному, крутому крылу. Сводовая часть поднятия, кроме смещения к западному крылу, располагается ближе к северному переклинальному окончанию поднятия, в следствии чего это окончание имеет несколько более крутые углы падения (3 - 4) по сравнению с южным переклинальным окончанием. Таким образом, Жирновское поднятие представляет собой асимметричную брахиантиклинальную складку с крупным западным и пологим восточным крыльями, оси которой имеет северо-восточное направление. По кровле нижнебашкирского горизонта размер складки стратоизогипсе - 505 м, следующий: длина 5.3 км, ширина 1.6 км. По кровле пласта Б 1, размер складки стратоизогипсе - 910 м следующий: длина 5.2 км, ширина - 2.2. км. По кровле бобриковского горизонта размер складки по стратоизогипсе - 900 м следующий: длина 5.3 км, ширина - 1.4 км.

Таким образом, сопоставляя структурные карты по кровли ниже лежащих и вышележащих горизонтов, видим, что структурные планы по этим горизонтам очень незначительно отличаются друг от друга.

2.4 Нефтегазоносность и газоносность месторождения

В результате опробования разведочных и эксплуатационных скважин пробуренных на Жирновском месторождении установлена промышленная нефтегазоносность отложений. В промышленной разработке находилось 7 нефтяных и 1 газовая залежей. Добыча нефти по залежам приводится в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Выполнение плана по добыче нефти Жирновским НГДУ за 1997 год

Объект разработки	Добыча нефти за 1996 год	Добыча нефти за 1997 год	%
		План тыс. тонн	Факт тыс. тонн	К плану	К 1996 году
Мелекесский	90,874	81,0	84,225	104,0	92,7
Н/Башкирский	25,204	20,0	20,694	103,5	79,4
Пласт А-2	5,055	4,7	5,07	107,9	100,3
Пласт Б-1	124,894	113,0	116,429	103,0	93,2
Бобриковский	10,396	10,0	10,257	102,6	98,7
Евлано-Ливенский	0,207	1,0	0,346	34,6	167,1
Семилукский	0,307	1,0	1,079	108,0	351,5
ИТОГО	257,0	230,7	238,100	103,2	92,6

Темп отбора нефти составил 0,44. Степень выработонности извлекаемых запасов 93,1 % текущий коэффициент нефтеотдачи 0,474 при проектном 0,51. Основным объектом разработки Жирновского месторождения является пласт Б-1 тульского горизонта. Текущий баланс закачки воды у отбору жидкости в пластовых условиях составил за год 112,9 % и с начала разработки 111,8 %. Дополнительная добыча нефти за счет закачки воды в пласт Б-1 составила 114871 тонн или 98,7% от общей добычи по пласту. На участке горячей закачки в мелекесский горизонт закачено 74320 тонн воды. Эффект составил 11171 тонн за год и 158735 тонн с начала применения метода. Из выявленных залежей нефти и газа только две, пласт мелекесского горизонта и пласт Б-1 тульского горизонта имеют общий контур нефтеносности в пределах Жирновской площади. Остальные залежи имеют небольшое площадное распространение в основном в приводовой части поднятий и имеют абсолютные различные отметки водонефтяного и газонефтяного контактов.

3. Технико-технологический раздел

3.1 Характеристика системы сбора нефти и газа

Продукция нефтяных скважин, представляющая собой смесь нефти, газа и воды, должна быть собрана и подготовлена для передачи ее потребителям - нефте и газоперерабатывающим заводом. Современные системы нефтегазосброса - это сложные комплексы объектов и сооружений, технически связанных между собой. Наиболее совершенные из них - это герметизированные напорные системы, предусматривающие совместное транспортирование нефти и газа до групповых замерных установок. К числу основных требований, предъявляемых к системам сбора, транспортирования и подготовки нефти, газа и воды на промыслах относятся:

автоматическое измерение количества нефти, газа и воды по каждой добывающей скважине

обеспечение герметизированного сбора нефти, газа и воды на всем пути движения от добывающих скважин до магистрального нефтепровода

доведение нефти, газа и пластовой воды на технологических установках до норм товарной продукции

автоматический учет товарной нефти и нефтяного газа и передача их товарно-транспортным организациям

обеспечение высоких экономических показателей по капитальным затратам, снижение металлоемкости и эксплуатационных расходов

надежность и маневренность эксплуатации технологических установок.

В Жирновском НГДУ применяется герметизированная высоконапорная система сбора и транспортирования нефти, газа и воды.



Схема 3.1. Схема сбора и транспортирования нефти и газа: 1. Движение эмульсии из скважин; 2. Автоматическая групповая замерная установка; 3. Дожимная насосная станция; 4. Отстойник; 5. Газораспределительное устройство; 6. Компрессорная станция; 7. Насос; 8. Установка предварительного сброса воды.

При этой системе нефть, газ, вода из добывающих скважин под собственным давлением направляются в выкидные линии, а из них на АГЗУ "Спутник" (автоматическую групповую замерную установку, обслуживающую несколько скважин). Автоматизированная установка предназначена для автоматического измерения дебита жидкости при совместном сборе нефти и газа, для контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости, а также для блокировки скважин при возникновении аварийных ситуаций. Жидкость по выкидным мнениям и сборным коллекторам движется за счет напора. В "Спутнике" по очереди измеряются количество нефти, газа, воды, получаемые от каждой скважины, затем эта продукция смешивается и направляется в сборный коллектор. Из него также под собственным давлением нефть, газ и вода поступает на ДНС (дожимную насосную станцию). Дожимные насосные станции применяют в том случае, когда давления на устьях нефтяных скважин недостаточно для транспортирования нефтяной эмульсии на большие расстояния до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды, где нефть и газ должны быть подготовлены до товарных кондиций. Затем эмульсия направляется на установки отстойников предварительного сброса пластовой воды. С отстойников газ, отделившийся от эмульсии под собственным давлением направляется через газораспределительное устройство на компрессорную станцию. Нефть и вода насосами по сборному коллектору направляется на установку предварительного сбора воды. На УПС-1 окончательно разделяется нефть и вода. Товарная нефть с 5% обводненностью насосами направляется в головной резервуарный парк. Насосы высокого давления дренажную воду направляют в нагнетательные скважины. Блок товарных резервуаров предназначен в основном для двухсуточного накопления и хранения нефти, передачи ее товарно-транспортной организации, а также при аварийных ситуациях на промыслах с трубопроводами и оборудованием.

3.2 Технология подготовки нефти

Добываемая на промыслах нефть, имеет в качестве своих спутников примеси растворенных в ней легких нестабильных газов, воды (в свободном и эмульсированном виде), различные минеральные соли и зачастую механические примеси. Без предварительной обработки, освобождающей нефть от ее спутников, нефть не может быть пущена на переработку, так как соли, вода, механические примеси будут нарушать технологический режим работы нефтеперерабатывающих заводов, вызывая преждевременное закоксывание и интенсивное коррозирование аппаратуры заводов. Таким образом, подготовка нефти заключается в отделении от нефти пластовой воды, механических примесей, солей, а также легких газообразных углеводородов. Отделение от нефти легких газообразных углеводородов стабилизирует нефть и снижает ее испаряемость. Нефть на нефтяных месторождениях обезвоживают для существенного снижения транспортных расходов, так как вода сама по себе является балластом и транспортировать ее по магистральному нефтепроводу нет необходимости. Необходимость обезвоживания заключается в недопущении образования образоваться стабильных стойких эмульсий, трудно поддающихся разрушению. Нефтяные эмульсии образуется в результате механического перемешивания пластовой воды в нефти. Стойкость эмульсии во многом зависит от интенсивности и длительности этого перемешивания. Во многих случаях эмульсия нефти начинается в при забойной зоне пласта. При насосной эксплуатации эмульсия нефти происходит за счет перемешивания нефти при прохождении ее через клапаны насоса и за счет вибрации насосных штанг. При движении нефти по трубам, в зависимости от режима движения, происходит дальнейшее перемешивание нефти и воды (незначительное при ламинарном режиме и интенсивное при турбулентном). При длительном хранении стойкая эмульсия увеличивается, происходит так называемое ее старение. Старение эмульсии объясняется тем, что накопление эмульгаторов на поверхности раздела нефти и диспечированной воды проходит во времени. Чем больше прошло времени, тем больше асфальто-смолистых веществ перейдет из нефти в пограничную зону, тем прочнее сделается бронирующая оболочка вокруг капелек воды. Старение эмульсий происходит также за счет потерь нефтью своих легких фракций при длительном хранении. От качества подготовки и надежность магистрального трубопроводного транспорта нефти, качества получаемых из нее продуктов. При транспортировки, не обезвоженной нефти по магистральному нефтепроводу в нижней части его может скапливаться коррозионно-активная минерализованная пластовая вода, приводящая сравнительно быстро (2-3 года) этот трубопровод в аварийное состояние. Отделенная вода закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

Товарная нефть является сырьем для нефтеперерабатывающего завода. Качество нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающие заводы, регламентируется специальным ГОСТом (ГОСТ 9965-76), который устанавливает три группы нефти в зависимости от степени их подготовки.

Таблица 3.1. Показатели качества подготовленной нефти

Показатели	Группы нефти
	1	2	3
Содержание:
Воды, массовая доля не более, %	0,5	1	1
Хлористых солей (мг/л) не более	100	300	900
Механических примесей, мол. доля %	0,05	0,05	0,05
Давление насыщенных паров, Па, не более	66661	66661	66661

Товарная нефть, сдаваемая промыслами по первой группе, имеет самую высокую оптовую цену, по этому используя технологическую схему подготовки нефти, стремятся довести до нормы, обеспечивающей получение нефти по 1 группе.

3.2.1 Предварительный сбор воды

На Головной резервуарный парк водонефтяная эмульсия поступает с установки предварительного сброса воды (УПС-1) и 3 сборного пункта с обводненностью до 5%. Нефтяная эмульсия Жирновского цеха добычи нефти и газа поступает на УПС-1 в отстойники работают параллельно и являются первой ступенью отстоя. Вода, отделившаяся в отстойниках, поступает в водяной резервуар №5, а эмульсия поступает в резервуар №1, который является второй ступенью отстоя. Из резервуара "1 нефть с высоты 9 м по стационарной трубе сливается в один из сырьевых резервуаров №2, №3, №4. В резервуаре №1 постоянно поддерживается водяная подушка 3-4 м. Избыток воды из резервуара №1 перепускается в водяной резервуар №5. Из водяного резервуара пластовая вода поступает в насосную ППД для поддержания пластового давления. Из сырьевых резервуаров нефть направляется в нефтяную насосную, откуда перекачивается в головной резервуарный парк. Возможна транспортировка нефти в ГРП с УПС-1 самотеком в начале и конце трубопровода. На УПС-1 осуществляется подача реагента (деэмульгатора) перед установкой. Предварительная подготовка нефти на УПС-1 позволяет сократить процентное содержание воды в нефтяной эмульсии с 90 до 5%.

На 3 сборной пункт нефтяная эмульсия поступает с Кленовского, Терсинского и Бахметьевского месторождений. Водонефтяная эмульсия поступает в два отстойника объемом 100 м каждый. Отстойники работают параллельно и являются первой ступенью отстоя. Вода из отстойников поступает в водяную резервуар, а нефть вышедшая из отстойников пока дает в резервуар №6, который является второй ступенью отстоя. Из резервуара №6 нефть с высоты 9 м по стационарной неподвижной трубе перетекает в сырьевые резервуары №2, №10, №11. В технологическом резервуаре №6 постоянно поддерживается водяная подушка 3-4 метра. По мере накопления вода из резервуара №6 перепускается в водяной резервуар, откуда пластовая вода откачивается в насосную ППД. Из сырьевых резервуаров нефть поступает в нефтяную насосную и перекачивается в ГРП (головной резервуарный парк). Подача реагента осуществляется до установки предварительного сброса воды. В общей коллектор УПС и СП подается деэмульгатор в количестве 1,25 кг/час дозировочным насосом. Место подачи реагента на расстоянии 210 метров от отстойника. В головной резервуарный парк водонефтяная эмульсия поступает с УПС-1 и 3 сборного пункта в резервуар №16, который является технологическим, первой ступенью отстоя, где поддерживается водяная подушка 3-4м для качественного отстоя нефти и воды. Отстоявшаяся от воды нефть с высоты 9 м поступает по стационарной трубе в резервуар №15, в него же направляется нефть Памятного цеха, которая практически безводная. Пластовая вода из резервуара №16 закачивается ППД в нагнетательные и поглощающие скважины.

3.2.2 Степень глубокого обезвоживания

На этой ступени используют термохимическую установку обезвоживания нефти. В технологическую схему ТХУ входят сырьевые резервуары или резервуары с предварительным сбросом воды, центробежные насосы, нагревательные печи, отстойники для окончательного сброса воды и резервуары для подготовленной нефти. Принцип работы заключается в следующем. Нефтяная эмульсия из резервуара №15 сырьевыми насосами подается в печь, где нагревается до 50 С, происходит разрушение нефтяной эмульсии. Неустойчивая эмульсия из трубчатой печи ПТБ-10 или ПТБ-6 поступает в отстойник, где расслаивается на нефть и воду. Отстойник является аппаратом для окончательного сброса воды. Процесс отстоя идет при температуре 45 С и давлении 2,5-5 кг/см. Отделившаяся в отстойниках вода направляется на первую ступень технологии, а нефть с содержанием воды «следы" - 0,5% поступает в товарные резервуары. Окончательный процесс доведения нефти до кондиции осуществляется в этих резервуарах. После двух часового отстоя и взятия проб, определяют товарные качества нефти лабораторным методом. Заключительным этапом является сдача нефти товарно-транспортной организации.

3.2.3 Подготовка подтоварных остатков

С течением времени в товарных резервуарах происходит накопление механических примесей, парафина, смол и т.д. наличие которых уменьшает полезный объем этих резервуаров и снижает количество и качество сдаваемой нефти. Периодически по мере накопления, остатки перекачиваются в отдельный резервуар, предназначенный для сбора и подготовки их. Подтоварные остатки нагреваются острым паром до температуры 55-65 С. После отстоя отделившееся нефть через подъемную трубу перекачивается в голову процесса или на вторую ступень отстоя. Нефтегрязь закачивается в скважину при помощи поршневого насоса.

3.3 Реагенты, применяемые при подготовке нефти

Для разрушений нефтяных эмульсий широко применяют при подготовки нефти химические реагенты - деэмульгаторы, которые в отличие от природных эмульгаторов способствуют значительному снижению стойкости нефтяных эмульсий. В качестве реагентов используют поверхностно-активные вещества (ПАВ).

Деэмульгаторы должны удовлетворять следующим основным требованиям:

хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии (в нефти или в воде);

иметь достаточную поверхностную активность, чтобы вытеснить с границе раздела "нефть-вода" естественные эмульгаторы, образующие защитную пленку на капельках воды;

обеспечивать достаточное снижение межфазного натяжения на границе "нефть-вода" при малых расходах реагента;

не коагулировать в пластовых водах;

быть инертными по отношению к металлам.

Одновременно с этим деэмульгаторы должны быть дешевыми, транспортабельными, не должны изменять своих свойств при изменении температуры, ухудшать качества нефти при и после обработки и обладать определенной универсальностью, т. е. Разрушать эмульсии различных нефти и вод. Воздействие деэмульгатора на нефтяную эмульсию основано на том, что деэмульгатор, адсорбируясь на поверхности раздела фаз "нефть-вода" вытесняет и замещает менее поверхностно-активные природные эмульгаторы. Пленка, образуемая деэмульгатором, не прочная. В результате этого мелкие диспергированные капельки воды, сливаясь, образуют большие капли. По характеру поведения в водных растворах деэмульгаторы делятся на ионогенные и неионогенные. Первые в растворах диссоциируют на катионы и анионы, вторые ионов не образуют. Исследования и опыт, применения показали, что наилучшим деэмульгирующим действием обладают неионогенные вещества.

Преимущества следующие: незначительный удельный расход, хорошее растворение в воде и нефти, отсутствие взаимодействия с солями и кислотами, без образования осадков. На ППН в 1993 году применяли основой деэмульгатор сепорол 5084, в настоящее время применяют сепорол WF 41.

Техническая характеристика сепорола 5084 относиться к малорастворимым деэмульгаторам неионогенным. Является раствором поверхностно-активных веществ в растворителе, состоит из одной части воды и четырех частей металла. Имеет токсичность, определяемую применяемым растворителем (метанолом). Внешний вид - прозрачная жидкость, подвижная, желтого цвета.

Плотность при 20 С - 0,95 г/см

Вязкость при 20 С - 75-50 сст

Температура вспышки - +16, +17 С

Температура застывания - -50 -40 С

Удельный расход - 60,3 г/т

Рекомендуется подавать в эмульсионный поток в чистом, неразбавленном виде.

Техническая характеристика сепорола WF 41.

Химический состав соединения на базе неионогенных, поверхностно-активных высокомолекулярных производных окисей алкиленов. Контроль качества основывается на его эффективности при разрушении эмульсий сырой нефти, а не его физических данных. Растворимость - растворяется в спиртах и ароматических растворителях или в их смесях. Благодаря своей низкой вязкости сепорол WF 41 может применяться в неразбавленной форме. Дозировка - рекомендуется применять с дозировкой в количестве 3-40 г/т. Оптимальная дозировка зависит от индивидуальных условий, от типа соответствующей нефти. Стабилен при хранении, - может храниться без потерь эффективности на протяжении многих лет в плотно закрытой таре при нормальной температуре окружающей среды. В случае хранения продукта в открытой таре, испарение растворителей может привести к повышению вязкости. Основное назначение реагента эффективное разрушение нефтяных эмульсий на пути движения от групповых пунктов сбора до товарных резервуаров нефтесборного пункта. На 1 ступени отстоя реагента подается за 200-300 м до установки. Существуют специальные установки для подачи реагента называемые БР-2,5 (блоком реагента).

Техническая характеристика реагента БР-2,5.

Производительность дозировочного насоса, л/г до 2,5.

Давление нагнетания, мПа (кгс/см) до 10 (до 100).

Объем технологической емкости (из расчета непрерывной работы в течение 15 сут), л 900

Температура дозируемого реагента, С 50-60 С

Мощность электродвигателя, кВт 0,27

Габариты установки в мм:

длина 3360

ширина 2300

высота 2725

Масса установки, кг 2970

Дозировочный насос непрерывно подает реагенты в технологический трубопровод. Объем подачи насоса устанавливается оператором в ручную с помощью регулирующего механизма, смонтированного на редукторе. Регулирование подачи можно проводить как на ходу, так и при остановленном насосе. Система контроля и регулирования блока БР-2,5 осуществляет контроль предельных уровней реагента в емкости, при достижении которых отключатся электродвигатели дозировачного или шестеренного насосов, и контроль (при помощи электроконтактного манометра) давления нагнетания дозировочного насоса, при повышении которого также отключается электродвигатель.

Схема 3.2. Технологическая схема блока для дозирования реагентов БР-2,5

Внутри технологической емкости 1 установлен электронагреватель 5 типа ДЭМ-3 мощностью 3,75 кВт, который поддерживает температуру реагента 60 С с целью снижения его вязкости и обеспечения равномерного заполнения цилиндра дозировочного насоса 4. Сверху емкости предусмотрен смотровой люк 2, снабженный крышкой

3.4 Оборудование цеха ППН

В цехе подготовки нефти используются следующая аппаратура и оборудования:

1. Отстойники - предназначаются для разделения нефтяных эмульсий на нефть и пластовую воду. Отстойники используются как для предварительного сброса воды для сильно обводненной нефти (на УПС-1) и для окончательного обезвоживания нефти после деэмульгаторов (печей). Отличительной особенностью отстойников для окончательного отделения воды от нефти является применение распределителя эмульсии и сборника нефти в виде перфорированных патрубков, расположенных соответственно вдоль и поперек оси цилиндрической емкости. К достоинствам аппарата относятся его простота, универсальность и высокая эффективность. Отстойник нефтяной ОБН-3000/6 предназначен для разделения водонефтяной эмульсии, сброса выделившейся воды и получения кондиционной нефти.

Техническая характеристика:

Номинальная пропускная способность по товарной нефти, т/сут 3000

Обводненность поступающей эмульсии, % не более 30

Обводненность нефти на выходе, % не более 0,5

Рабочие давление, Мпа 0,6

Температура рабочей среды, С не более 100

Вязкость эмульсии, см/с не более 0,1

Плотность эмульсии, г/см 0,86-0,98

Содержание газа в эмульсии м/м не более 5

Содержание механических примесей, мг/л 100

Отстойник выполнен в моноблоке и состоит из блока отстоя, площадки обслуживания, запорно-регулирующий арматуры и системы контроля и управления. Блок отстоя представляет емкость (200м), устанавливаемую при помощи трех опор на фундаменте. Емкость оснащена распределительным устройством для ввода эмульсии, сборник воды длинная перфорированная труба - внизу емкости, а сборник нефти - поперек емкости в верхней части. На сборнике два штуцера для выхода нефти, позволяющие вести технологический процесс в режимах полного и неполного заполнения. В емкости имеются люки - лазы, предохранительный клапан, дренажная система. Отстойник оснащен приборами контроля и регулирования - манометрами, термометрами, блоками регулирования межфазного уровня "нефть-вода", а также подачи водонефтяной эмульсии в отстойник. При движении эмульсии вдоль отстойника происходит гравитационное осаждение капель воды (за счет разностей плотности воды и нефти).

Печь типа ПТБ-10-64. Блочная трубчатая печь типа ПТБ-10-64 предназначена для нагрева нефтяных эмульсий с повышенной коррозионной активностью и склонностью к отложению солей и механических примесей на установках подготовки нефти. Печь состоит из теплообменной камеры 1, блока основания 2 и блока управления и сигнализации. Теплообменная камера представляет собой удлиненный теплоизолированный корпус, внутренняя поверхность которого обшита листами из нержавеющей стали, а наружная обшивка выполнена из листовой стали в виде герметичного короба. Внутри теплообменной камеры расположены четыре параллельно соединенных одинаковых змеевика, выполненных из оребренных труб диаметром 150 мм. К нижней части стенке теплообменной камеры примыкают четыре камеры сгорания с горелками циклонного типа. Быстрое вращение нагнетаемого вентилятором 1 воздуха вызывает хорошее смешение его с топочным газом. Конструктивные особенности горелки и камеры сгорания обеспечивают полное сгорание топлива. Продукты сгорания через сопла-конфузоры в виде плоских струй поступают во внутреннее пространство теплообменной камеры. Скорость струй на выходе из сопел-конфузоров составляет 100-120 м/с, а температура газа - 1600-1700 С. Струи инжектируют уже охлажденные дымовые газы из нижних боковых зон теплообменной камеры, смешиваются с ними и при температуре 700-900 С равномерно омывают трубы змеевиков, так что нагрев идет без местных перегревов труб. В нижней части боковых стенок теплообменной камеры расположены дымовыводящие устройства 9, фломцам которых крепятся дымовые трубы 4. Теплообменная камера оборудована взрывными клапанами 10 и смотровыми люками 6. Блок основания представляет собой металлоконструкцию. Предназначенную для установки теплообменной камеры с горелочными устройствами 2 и трубопроводной обвязкой вентиляторов 1, коллектора газа 3 к основным горелкам и коллектора газа к запальным горелкам 5, трубопроводов входа и выхода 7 эмульсии, контрольно-измерительных и регулирующих приборов. Часть блока основания, в которой расположены вентиляторы, коллекторы газа, трубопроводы входа и выхода эмульсии, контрольно-измерительные и регулирующие приборы, имеет утепленное укрытие. Блок управления и сигнализации обеспечивает выполнение автоматического и ручного розжига газовых горелок, сигнализация об отклонении давления и температуры нагрева нефтяной эмульсии от заданных значений, контроль и регулирование параметров технологического процесса. Трубчатая печь работает следующим образом. Холодная нефтяная эмульсия насосом подается во входной коллектор теплообменной камеры. Из коллектора нефтяная эмульсия поступает в нижние ветви четырех змеевиков, расположенных параллельными рядами в теплообменной камере, проходит по ним и собирается в выходном коллекторе. При своем движении по змеевикам эмульсия нагревается за счет теплоты продуктов сгорания топливного газа, сжигается в камерах сгорания.

Техническая характеристика ПТБ-10-64

Нагреваемая среда нефтяная эмульсия, содержащая сероводород, соли и мех. примиси

Пропускная способность по жидкости, т/сут 10000

Тепловая мощность, мВт 11,7

Рабочие давление, мПа 6,4

Максимальная температура нагрева, С 90

Расход газа м/г 1600

Число вентиляторов 2

Мощность электродвигателя, кВт 55

Габариты, мм:

длина 16200

ширина 3150

высота 8875

Масса, кг 57100

Резервуар РВС. Резервуары предназначены для накопления, кратковременного хранения и учета "сырой", т. е. Обводненной нефти, подготовленной товарной нефти. РВС - резервуар вертикальной сальной состоит из плоского днища, цилиндрического корпуса и покрытия (крыши). Днище резервуара монтируется на специальных фундаментах, состоящих из трех слоев: грунтовой подсыпки, песчаной подушки и гидрофобного слоя, предотвращающего поступление вод к днищу резервуара и затрудняющего воздухообмен под днищем. Гидрофобный слой состоит из песка или песчаного грунта, пропитанного битумом, гидроном или вязкой нефтью. Основное назначение гидрофобного слоя - предотвращение коррозионного разрушения днищ резервуаров. Толщина гидрофобного слоя составляет 8-10 см, песчаной подушки 30 см. Слой уплотняю их катком или вибратором.

Оборудование резервуаров предназначено для обеспечения их правильной и безопасной эксплуатации и, в частности, для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов, замеру уровня жидкости, отбору проб, зачистке и ремонту резервуара, удалению подтоварной воды, поддержанию в резервуаре требуемого давления и вакуума, предотвращению аварий от ударов молнии, от накопления зарядов статистического электричества. Кроме того, резервуары укомплектовывают специальными устройствами для борьбы с пожарами. Для подъема на крышу резервуар оборудуется лестницей. На крыше резервуара расположены замерный люк, дыхательный и предохранительный клапаны, огневой предохранитель, световой люк, площадка для обслуживания оборудования и взятия проб, огорожена перилами.

Замерной люк - предназначен для измерения уровня нефтепродукта и подтоварной воды в резервуаре, а также для отбора проб пробоотборником.

Он состоит из крышки с рычажной педалью, корпуса, маховика, нажимного откидного болта. Герметичность люка обеспечивается прокладкой. В целях повышения точности измерения уровня жидкости в конструкции люка предусмотрено направляющее устройство для спуска лота, закрепленного на металлической ленте рулетки. Чтобы исключить искрение при движении ленты, устройство изготовляют из цветного металла.



Схема 3.3 Замерный люк: 1. Прокладка из цветного металла; 2. Болт откидной; 3. Маховичок; 4. Крышка; 5. Корпус; 6. Педаль.

Дыхательный клапан предназначен для связи внутреннего газового пространства резервуара с атмосферной во время малых и больших дыхании. При наполнении резервуара давления внутри резервуара повышается, дыхательный клапан открывается, и газы выходят в атмосферу. При опорожнении в газовом пространстве резервуаре создается разряжение, воздух из атмосферы через дыхательный клапан заходит в газовое пространство. Таким образом, дыхательный клапан поддерживает давление газового пространства резервуара на уровне атмосферного, предотвращая от смятия.

Для повышения надежности предохранения резервуара от разрушения наряду с дыхательной клапанами резервуары оборудуются гидравлическим предохранительными клапанами. Чашки 8 заполнены с помощью трубки 2 слабо испаряющейся маловязкой жидкостью так, что создается гидравлический затвор, разделяющий газовое пространство резервуара с атмосферной. Положение клапана устанавливается по зеркалу жидкости в чашке с помощью регулировочных шпилек 1.



Схема 3.4 Дыхательный клапан: 1. Присоединительный патрубок; 2. Огнепреградительная кассета; 3. Седло; 4. Тарельчатый затвор; 5. Нижний корпус; 6. Мембрана; 7., 8. Фланцы; 9. Защитный корпус; 10. Цепочка; 11. Боковой люк; 12. Люк; 13. Крышка; 14, 15 Фланцы; 16, 18. Диски; Мембрана; 19. Импульсная трубка.

Схема. 3.5. Предохранительный клапан типа КПГ: 1. Регулировочные шпильки; 2. Трубка; 3. Крышка; 4. Огневой предохранитель; 5. Экран; 6. Верхний корпус; 7. Патрубок; 8. Чашка; 9. Нижний корпус.

При повышении избыточного давления в резервуаре повышается давление в полости А нижнего корпуса 9 клапаны, жидкость из чашки 8 вытесняется в патрубок 7 и при достижении предельно допустимого избыточного давления выбрасывается в полость Б верхнего корпуса 6. Здесь жидкость попадает на экран 5, стекает и скапливается в кольцевой полости между внутренней поверхностью верхнего корпуса 6 и выступающей частью патрубка 7. При создании вакуума в резервуаре жидкость вытесняется из патрубка 7 в чашку 8 и при предельно допустимом значении вакуума выбрасывается на стенки в низ полости А. После срабатывания гидравлического предохранительного клапана газовое пространство резервуара сообщается с атмосферой до тех пор, пока повторно не замели жидкость в чашку клапана. В верхней части клапана устанавливается огневой предохранитель 4, предназначенный для гашения искр и пламени, содержащихся в воздухе. Сверху клапан закрыт крышкой 3 для защиты от атмосферных осадков.

Огневой предохранитель. Принцип действия заключается в том, что пламя или искры, попадая в огневой предохранитель, проходят через систему каналов малого сечения в ленточной кассете. От соприкосновения пламени или искр с металлом кассеты, обладающим высокой теплоемкостью, искры гаснут, пламя затухает. Основной деталью огневого предохранителя является фольговая кассета, изготовленная из свитых в спираль гофрированной и плоской лент цветных металлов, и помещенная в корпус.

Световые люки. Монтируются на крыши резервуара для проветривания, их используют при подготовки к ремонту.

Оборудование, расположенное на боковой поверхности РВС:

Измеритель уровня жидкости в резервуаре типа УДУ (указатель дистанционного уровня). Поплавок 10, плавающий на поверхности нефти, подвешен на перфорированной мерной ленте 9 и при своем движении скользит вдоль направляющих струн 8. Струны жестко закреплены на дне резервуара и натянуты с помощью натяжных устройств 7, установленных на крышке замерного люка. Мерная лента 9 проходит с помощью роликов 6 через гидрозатвор 5 и вступает в зацепление с мерным шкивом 4. Угол поворота мерного шкива регистрируется счетчиком, показания которого соответствуют уровню нефти в резервуаре. Натяжение мерной ленты создается пружинным двигателем постоянного момента.

Схема 3.6 Указатель уровня: 1. Стальная ленточная пружина; 2. Барабан; 3. Ось барабана; 4. Мерный шкив; 5. Гидрозатвор; 6. Ролики натяжные устройства; 7. Направляющие струны; 8. Мерная лента; 9. Поплавок.

Принцип его действия заключается в том, что стальная ленточная пружина 1, навитая специальным способом, одним концом прикреплена к барабану 2, а другим концом охватывает ось барабана 3, создавая момент постоянной величины в направлении, показанном стрелкой. Когда поплавок находится в верхнем положении, мерная лента пружинного механизма - на барабан 3. При понижении уровня нефти в резервуаре вес поплавка преодолевает силу трения в системе и силу упругости пружины. Поплавок начинает перемещаться вниз, мерная лента вращает барабан 2 и перематывает пружинную ленту постоянного момента с барабана 3 на барабан 2. При повышении уровня жидкости вес поплавка компенсируется выталкивающей силой жидкости, пружинный механизм преодолевает силу трения в системе и сматывает освободившуюся мерную ленту на барабан 2.

Люк-лаз предназначен для проникновения внутрь РВС во время ремонтных работ и вентиляции.

Подъемная труба предназначена для откачки нефти из резервуара с любой необходимой высоты. Трубы поднимается лебедкой с помощью троса, перекинутого через роликовый блок, а опускаются под собственным весом. Будучи поднятой, выше уровня нефти подъемная труба предотвращает возможные утечки при выходе из строя задвижек или порыве трубопровода.

Приемо-раздаточные патрубки предназначены для наполнения и опорожнения резервуара.

Резервуары оборудуются пенокамерами, предназначенными для ввода в резервуар высокократной пены в случае пожара. Устанавливаются пеногенераторы, которые подвешивают вертикально к пенокамере на фланцевом соединении. Пеногенератор присоединяется к растворопроводу, по которому подают водный раствор пенообразователя. Воздушно-механическая пена средней кратности образуется в пеногенераторе в результате смешения с воздухом водного раствора пенообразователя, подаваемого на пакет сеток в виде распылительной струи Подаваемая из пеногенератора пена с помощью пенокамеры подается на поверхность нефти, изолирует ее от кислорода воздуха.

Для перекачки нефти и эмульсии применяют в основном центробежные насосы. Центробежные насосы делятся на одноколесные (одноступенчатые) и многоколесные (многоступенчатые). В многоступенчатых каждая предыдущая ступень работает на прием последующей, за счет чего увеличивается общий напор насоса. Основными технологическими характеристиками центробежных насосов являются развиваемый напор, подача, мощность на валу насоса, кпд насоса, число оборотов, допустимая высота всасывания.

Схема 3.7 Центробежный насос: 1. Рабочее колесо; 2. Лопатка; 3. Вал; 4. Корпус; 5. Всасывающий патрубок; 6. Нагнетательный патрубок

В центробежных насосах движение жидкости происходит под действием центробежных сил, возникающих при вращении жидкости лопатками рабочего колеса. Рабочее колесо 1 с лопатками 2, насаженное на вал 3, вращается внутри корпуса 4. Жидкость, поступающая к центру колеса по всасывающему патрубку 5, вращается вместе с колесом, отбрасывается центробежной силой к периферии и выходит через нагнетательный патрубок 6.

Кроме этого используют поршневые насосы, работа которых основана на создании разрежения во всасывающем и напора в нагнетательном трубопроводе при прямолинейном возвратно - поступательном движении поршня или плунжера в цилиндре насоса.

3.5 Расчёт нефтеловушки, сепаратора

Нефтеловушка предназначена для отделения от воды основной массы нефти и механических примесей. Принцип действия ее основан на гравитационном разделении при малой скорости движения сточной воды (менее 0,03 м/с), при такой скорости движения сточной воды капли нефти диаметром более 0,5 мм успевают всплыть на поверхность. Сточными водами называют смесь пластовой воды, извлекаемой из пласта вместе с нефтью, атмосферных (ливневых вод), стекающих с площадок технологического оборудования и обвалований резервуаров. Сточные воды, поступающие с установки подготовки нефти, направляются в песколовку, где осаждаются крупные механические примеси. Из песколовки сточная вода самотеком поступает в нефтеловушку. Скопившуюся в ловушке нефть отводят по нефтесборной трубе и насосом подают на установку подготовки нефти, откуда закачивают для поддержания пластового давления.