Производственно-хозяйственная деятельность Ромашкинского месторождения нефти и газа

Стабилизация

Сущность стабилизации нефти заключается в отделении от нее летучих углеводородов (пропан-бутановой фракции), а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как сероводород, углекислый газ и азот, что сокращает потери нефти от испарения, снижает интенсивность процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабатывающего завода, а также позволяет получать ценное сырье для нефтехимии.

Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или вакуумную, сепарацию и ректификацию.[12].

При горячей или вакуумной сепарации от нефти отделяется широкая газовая фракция, в которой наряду с пропан-бутановой фракцией содержится большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлечение которых из нефти ухудшает ее качество.

Рисунок 15 - Технологическая схема стабилизации нефти ректификацией

При технологической схеме стабилизации нефти ректификацией сырая нефть I насосом 1 прокачивается через теплообменник 3, после чего проходит блок обезвоживания и обессоливания 4 и поступает на стабилизацию. Обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в теплообменнике 5 до температуры 150--200°С за счет тепла отходящего потока стабильной нефти, при этом частично испаряется и в двухфазном парожидком состоянии поступает в питательную секцию ректификационной колонны 6.

Для этого нефтяные пары, выходящие сверху ректификационной колонны 6, охлаждаются в холодильнике 7, и в сепараторе 8, от них отделяется углеводородный конденсат III, который собирается в сборнике конденсата 9, а затем насосом II подается наверх ректификационной колонны 6. Паровой поток снизу вверх создается так называемым паровым орошением IV, вводимым в низ ректификационной колонны под нижнюю тарелку и являющимся равновесным по составу с нижним продуктом. В качестве парового орошения используют часть превращенного в парообразное состояние нижнего продукта. Для этого часть стабильной нефти, выходящей снизу ректификационной колонны 6, насосом 13 прокачивают через трубчатую печь 12, в которой нагревают до такой температуры, чтобы произошло превращение нефти в парообразное состояние, и эти пары подаются под нижнюю тарелку. В результате того, что на верх колонны подается холодное орошение, а в низ -- паровое орошение, по высоте ректификационной колонны устанавливается необходимая разность температур: внизу колонны 230--280°С, а вверху колонны 65--96єС. На каждой тарелке поднимающиеся снизу пары встречаются со стекающей с верхней тарелки более холодной жидкостью. Конструкция тарелки обеспечивает необходимый контакт встречающихся потоков пара и жидкости, так что между ними происходит тепло - и массообмен. Пары охлаждаются, при этом часть высокомолекулярных углеводородов из паров конденсируется и переходит в жидкость.

Жидкость, наоборот, нагревается, при этом часть низкомолекулярных углеводородов испаряется и переходит в пар. Этот процесс повторяется многократно, так как ректификационная колонна имеет достаточно много тарелок. В результате поднимающиеся пары при переходе от одной тарелки к другой обогащаются низкомолекулярными углеводородами, а жидкость -- высокомолекулярными углеводородами. Тем самым достигается требуемая четкость разделения с заданной глубиной извлечения того или иного компонента (пропана, бутана или метана). Отделившиеся легкие углеводороды в газообразном V и жидком VI состоянии насосом 10 направляются на химический комбинат. Стабильная нефть II, с высокой температурой выходящая снизу ректификационной колонны, проходит теплообменники 5 и 3, где отдает свое тепло поступающей нефти, охлаждаясь при этом до температуры 40--45°С, и направляется в резервуар стабильной нефти 2.[1].

11. СИСТЕМА ППД. ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ ВОДЫ. СПОСОБЫ ПОДГОТОВКИ ВОД, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ДЛЯ ЗАКАЧКИ В ПЛАСТ

Система подготовки и закачки воды в продуктивные пласты. При разработке нефтяных и газовых месторождений значительные объемы воды расходуются на поддержание пластового давления, что позволяет продлить период фонтанирования скважин и значительно увеличить коэффициенты нефтегазоотдачи. Ориентировочный расход воды для добычи одной тонны нефти составляет в среднем: 1,5-2 м - при площадном заводнении и 2-2,5 м - при законтурном заводнении.

Для поддержания пластового давления в залежь можно нагнетать, как природные (пресные или слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, состоящие в основном, из пластовых (85 %), пресных (~ 10 %) и ливневых (~ 5 %) вод.

Подготовка вод, закачиваемых в пласт, предусматривает:

1) осветление мутных вод коагулированием;

2) декарбонизацию;

3) обезжелезивание;

4) ингибирование.

Осветление мутных вод коагулированием осуществляется с целью удаления очень мелких взвешенных частиц, которые практически не осаждаются под действием силы тяжести. Декарбонизация выполняется с целью удаления из воды бикарбонатов кальция и магния. Обезжелезиванием называется удаление солей железа из воды с целью предотвращения загрязнения фильтрующих поверхностей скважин железистыми осадками. Ингибированием называется обработка воды ингибиторами - веществами, замедляющими процесс коррозии. По направленности действия различают ингибиторы сероводородной, кислородной и углекислотной коррозии.[9].

Классические требования, предъявляемые к нагнетаемой в продуктивный пласт воде, сформулированы следующим образом:

- невысокое содержание механических примесей;

- незначительное содержание эмульгированной нефти;

- коррозионная инертность по отношению к напорным и распределительным трубопроводам, насосам, скважинному оборудованию нагнетательных скважин;

- отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей, микроорганизмов инициирующих интенсивное развитие коррозии оборудования и существенное снижение приемистости нагнетательных скважин.

Подрусловый способ подготовки осуществляется по двум схемам - с вакуумным и с насосным отбором. При вакуумном или сифонном водоотборе (рисунок 16) в непосредственной близости от водоема сооружается подрусловая скважина, в которую через грунтовую подушку фильтруется вода наземного источника. В состав установки по подготовке и транспортировке входять следующие элементы: вакуумный коллектор; вакуумный резервуар; насосная станция первого подъема; нагнетательные трубопроводы и магистральный водовод. Подрусловые скважины глубиной до 20 м сооружаются на удалении 70 - 90 м от берега водоема в 150 - 200 м друг от друга. [6].

Насосная станция первого подъема оснащается вакуум-насосами для обеспечения сифонного водоотбора из подрусловых скважин и насосами - для подачи воды в систему ППД и магистральный водовод. На насосных станциях первого подъема, как правило, используют центробежные насосы, которые подбираются в зависимости от объема закачки. Очистка воды при этой схеме осуществляется в основном при фильтрации через подрусловую песчаную подушку. Доочистка может осуществляться на площадке кустовых насосных станций, перед подачей на прием насосов высокого давления. Схема достаточно эффективна при высоком уровне подрусловых вод.

1 - песчаная подушка; 2 - подрусловая скважина; 3 - групповой сифонный коллектор; 4 - вакуум-котел; 5, 12 - насосы; 6, 14 - насосные станции; 7, 8, 9, 13 - водоводы; 10 - резервуар; 11 - приемный трубопровод

Рисунок 16 - Схема сифонного водозабора.

К поддержанию пластового давления закачкой в пласт воды относятся:

1) законтурное заводнение;

2) приконтурное заводнение;

3) внутриконтурное заводнение;

Метод законтурного заводнения применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру. В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается, и давление и нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.

Метод приконтурного заводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем.

Метод внутриконтурного заводнения применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь. Сущность этого метода заключается в искусственном «разрезании» месторождения на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется нечто подобное законтурному заводнению. Нетрудно видеть, что методами заводнения искусственно создается жестководонапорный режим работы залежи.[11].

12. МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ И РЕМОНТЕ МЕХАНИЗИРОВАННЫХ СКВАЖИН

Дополнительные требования распространяются на организации, деятельность которых связана с проектированием, разведкой, обустройством и разработкой нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих в продукции свыше 6% (объемных) сероводорода.

Все производственные объекты, связанные с освоением таких месторождений и содержащие источники возможных выбросов и утечек в атмосферу вредных веществ и смесей, должны быть отнесены к третьему или более высоким классам опасности. Для таких объектов должна быть установлена буферная зона.

На каждом объекте должен быть план ликвидации возможных аварий, а в организациях, ведущих работы на месторождении, должен быть план совместных действий при возникновении аварийных ситуаций.

Организация охраны производственных объектов и контрольно-пропускного режима на их территорию определяются проектом на основании действующих нормативных требований.

Устройство периметральной охраны и расположение контрольно-пропускных пунктов, а также их планировка должны обеспечить возможность аварийной оперативной эвакуации персонала при различных направлениях ветра.

Все транспортные средства могут быть допущены на территорию взрывопожароопасных объектов при наличии искрогасителя, а спецтехника, перевозящая легковоспламеняющиеся жидкости, дополнительно устройствами для снятия статического электричества.

Запрещается ввоз на территорию объектов токсичных, пожароопасных веществ, не используемых на данном объекте, а также применяемых опасных веществ в количестве, превышающем установленные нормативы единовременного хранения.

Взрывопожароопасные объекты без постоянного обслуживающего персонала (площадки скважин и т. д.) должны быть ограждены и оснащены соответствующими знаками безопасности и предупредительными надписями. Такие объекты, а также отдаленные зоны производственных объектов с постоянным персоналом. Трассы коммуникаций должны контролироваться путем регламентных обследований и осмотров.

Работники подрядных, обслуживающих и других организаций, допущенные на территорию объекта, должны быть обеспечены индивидуальными средствами защиты и под роспись проинструктированы о правилах безопасного ведения работ и нахождения в рабочей зоне.

Работы по вскрытию продуктивного пласта, перфорации, вызову притока, гидродинамические исследования и другие опасные операции должны проводиться по плану под руководством ответственного специалиста, назначенного руководителем организации.[15].

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1979 г.

2 Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов. - 2-ое изд., стереотипное. Перепечатка с издания 1983г. - М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. - 510 с.

3 Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. В 2-х томах. Том 1. М.: ВНИИОЭНГ,- 1995.

4 Яшин А.С., Авилов С.В., Гамазов О.А. Справочная книга по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1973г.

5 Вакула Я. В. Нефтегазовые технологии. Учебное пособие. Альметьевск, 2006г.

6 Веб-сайт ОАО «Татнефть» http://www.tatneft.ru, раздел «НОУ ЦПК ОАО “Татнефть”».

7 Валиханов А. В., Хисамутдинов Н. И., Ибрагимов Г. 3. Подземный ремонт насосных скважин. М., Недра, 1978.

8 Казак А. С., Рост Н. И., Чичеров Л. Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. М., Недра, 1973.

9 Тронов В.П., Тронов А.В. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД. Казань: «Фэн». 2001-560 с.

10 Веб-сайт «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» http://judywhiterealestate.com/

11 Чекалюк Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта. М., Недра, 1965.

12 Абдуллин Ф. С. Добыча нефти и газа. М., 1999г.

13 Галлеев Р. Г. «Повышение нефтеизвлечениятрудноизвлекаемых запасов». Хельсинки. 2005 г.

14 Хайретдинов Р.Ш. Геология нефти и газа. Учебное пособие - Альметьевск: типография АГНИ 2009 г.

15 Шашин В. Д. Нефтяники страны. М., Недра, 1976.

Размещено на Allbest.ru