Общая характеристика установки подготовки нефти (УПН) месторождения Чинаревское
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
6
1
ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА
8
1.1
Общая характеристика установки подготовки нефти (УПН) месторождения Чинаревское
8
1.2
Описание технологического процесса и технологической схемы УПН
11
1.3
Прием на Установку основного сырья (нефти)
16
1.4
Анализ технико-экономических показателей УПН на Чинаревском месторождении
17
1.5
Выводы и постановка задачи
19
2
ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ КОНСТРУКЦИЙ СИСТЕМЫ СЕПАРАЦИИ НЕФТИ
20
2.1
Анализ и описание существующих технологических схем предварительной подготовки нефти
20
2.2
Сепарационные установки и область их применения
23
2.3
Назначение и конструктивные особенности сепараторов
31
2.4
Конструктивные особенности сепараторов
32
2.5
Факторы, влияющие на эффективность сепарации
34
2.6
Влияние формы сепаратора на его конструкцию
38
2.7
Конструкции сепараторов
37
2.8
Способы оценки качества сепарации нефти от газа и эффективности работы нефтегазовых сепараторов
41
2.9
Анализ патентной литературы
47
2.10
Описание предлагаемой модернизации
50
3
КОНСТРУКТОРСКАЯ ЧАСТЬ
51
3.1
Принципиальная технологическая схема подготовки нефти Чинаревского месторождения
51
3.2
Предложения по реконструкции системы сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин Чинаревского месторождения
52
3.3
Описание технологического процесса для предложенной технологической схемы УПН Чинарево
52
3.4
Конструкция модернизированного сепаратора
55
3.5
Расчет конструкции нефтегазового сепаратора
59
3.5.1
Определение пропускной способности горизонтального сепаратора и его конструктивных размеров
60
3.5.2
Расчет обечайки сепаратора
62
3.5.3
Расчет крышки сепаратора
64
3.5.4
Подбор штуцеров
65
3.5.5
Расчёт опор корпуса
67
3.6
Монтаж и ремонт аппаратов
70
3.6.1
Общие положения к монтажу сосудов и аппаратов
70
3.6.2
Технологическая подготовка к монтажу
70
3.6.3
Приемка фундаментов (оснований)
71
3.6.4
Подготовительные работы
71
3.6.5
Монтаж аппаратов высокого давления
71
3.6.6
Приемка аппаратов высокого давления в монтаж
72
3.6.7
Выверка аппаратов высокого давления
73
3.6.8
Подготовка и пуск нефтегазового сепаратора
75
3.6.9
Ремонт аппаратов и сосудов
76
4
ОХРАНА ТРУДА
78
4.1
Опасные и вредные производственные факторы
78
4.1.1
Шум и вибрация
78
4.1.2
Статическое электричество и молниезащита
79
4.1.3
Молниезащита
79
4.1.4
Расчет молниезащиты
79
4.1.5
Заземляющие устройства
80
4.2
Запорная и запорно-регулирующая арматура
81
4.3
Манометры
82
4.4
Предохранительные устройства от повышения давления
83
4.5
Пожарное оборудование, инвентарь, огнетушители
83
4.5.1
Порядок действий персонала при пожаре
84
4.6
Экологичность проекта
84
5
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
86
5.1
Расчет экономической эффективности внедрения нефтегазовой сепарационной установки
86
5.1.1
Расчет капитальных затрат на внедрение новой установки
86
5.1.2
Расчет годового экономического эффекта
88
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
91
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
92
ПРИЛОЖЕНИЯ
94
ВВЕДЕНИЕ
В 2012 году Казахстан добывал объем добычи нефти и газового конденсата, который составил 79,2 млн. тонн, при этом объем экспорта нефти и газового конденсата достиг 68,616 млн. тонн. На 2013 год по стратегическому плану установлен объем 82 млн. тонн нефти.
Разведанные запасы нефти и газо - вого конденсата в Казахстане со - ставляют 3,6 млрд т, а его прогно - зируемые ресурсы на шельфе Кас - пия оцениваются в 12-17 млрд т. В республике открыто более 100 нефтяных и около 70 нефтегазовых месторождений, которые находятся на территории б из 14 областей Ка - захстана. Примерно 70% запасов углеводородов сконцентриро - вано на западе республики.
Около 15 месторождений углеводородов находят - ся на территории Западно-Казахстанской области, крупнейшее из которых - Карачаганакское газокон-денсатное месторождение
Одно из перспективных месторождений Западно-Казахстанской области является Чинаревское месторождение. Достоверные запасы Чинаревского месторождения составляют порядка 10 млн. тонн нефти. По геологической квалификации Чинаревское нефтегазоконденсатное месторождение относится к разряду крупных месторождений, запасы которого оценивается на уровне 140 млн. тонн в пересчете на условное топливо. Разработкой Чинаревского месторождения занимается ТОО "Жаикмунай", а также американская компания "Фест". Контракт с правительством на разработку составлен на 30 лет. Программой буровых работ предусмотрена бурение 43 эксплуатационных скважин. Нефть Чинаревского месторождения характеризуется как малосернистая (0,32%), малосмолистая (2,7%), парафиновая (5,6%). Массовое содержание меркаптановой серы - 0,03 .
Близость к нефтепроводу "Дружба" и оренбургскому газопроводу играют положительную роль при транспортировке чинаревской нефти. В 80 километрах от месторождения находятся перерабатывающий комплекс и железнодорожная станция Уральска, что также благоприятствует развитию, переработке и транспортировке сырья. Однако нужно еще раз отметить, что Чинаревка - это отнюдь не Карачаганак и не Тенгиз, в которых заинтересованы мировые нефтяные магнаты. В 2012 году объем производства Zhaikmunai LP составил 13,520 миллиона баррелей нефтяного эквивалента в сравнении с 4,804 миллиона баррелей в 2011 году. На долю сырой нефти и стабилизированного конденсата пришлось 43% от общего объема произведенной продукции, 49% - на сухой газ, 8% - на сжиженный нефтяной газ (LPG, Liquid petroleum gas). в ближайшем будущем окажется стратегически важным объектом не только для Западно-Казахстанской области, но и для Казахстана в целом.
Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).
Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 гл. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.
Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.
Для этого используются различного рода сепараторы. В одних случаях сепараторы применяются для довольно грубого разделения нефти и попутного газа, и тогда они называется трапами или гравитационными сепараторами. Отличия сепараторов от трапов в том, что в сепараторах обрабатывается газожидкостная смесь с высоким газосодержанием, а в трапах -- газожидкостная смесь с малым газосодержанием. Разделение жидкости и газа в трапах происходит в основном в результате действия гравитационных сил. Иногда в конструкцию трапов включают отбойные козырьки и коагулирующие устройства. При этом эффективность трапов несколько возрастает, так как к гравитационным силам, действующим на сепарируемые частицы, добавляются инерционные силы. Тем не менее, эффективность сепарации в трапах редко превышает 80 -- 85%. Перед подачей газа в газопровод необходимо удалить жидкую и твердую фазы, а также часть паров и тяжелых углеводородов, чтобы при изменении давления и температуры в газопроводах не происходила их конденсация. Процесс разделения продукции скважин на газовую и жидкую фазы называется сепарацией газа. Сепарация происходит главным образом в результате действия естественных сил (сил тяжести, инерции и др.). Пары воды и тяжелых углеводородов извлекаются из газа путем сорбции или его охлаждения. Сепарация газа осуществляется в различного рода сепараторах, каждый из которых имеет свои конструктивные особенности, и применим для тех или иных конкретных условий. В одних случаях сепараторы применяются для разделения нефти и нефтяного газа и тогда они называются газонефтяными сепараторами или трапами. В других случаях они применяются для отделения природного газа от конденсата, воды и твердых частиц. Такие сепараторы получили названия газовые.
Данный дипломный проект посвящен расчету и проектированию нефтегазового сепаратора с перфорированным коллектором. В дипломе предложена модификация нефтегазового сепаратора. Также уделено внимание экономической стороне строительства сепаратора и его введения в эксплуатацию.
В настоящее время актуальной стала проблема по охране окружающей среды и земных недр. В дипломе предусмотрен раздел по охране окружающей среды при эксплуатации установки.
1 ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА
0.1 Общая характеристика установки подготовки нефти (УПН) месторождения Чинаревское
В административном отношении Чинаревское нефтегазоконденсатное месторождение (ЧНГКМ), в составе Чинаревского лицензионного блока, расположено в Западно-Казахстанской области, вблизи границы Республики Казахстан и Российской Федерации на расстоянии 80 км к северо-востоку от г. Уральска (рисунок 1.1).
В орографическом отношении территория месторождения расположена в зоне южных отрогов Общего Сырта, переходящих в холмистую равнину, сильно расчлененную сетью оврагов, балок и ручьев, в районе водораздела рек Урала и Чагана. Абсолютные отметки рельефа воздымаются с плюс 78м на юге до плюс 98 м на севере.
Среднегодовое количество осадков составляет 270 мм.
Максимальная температура в летний период достигает плюс 42[0]С, минимальная зимой - минус 43[0]С.
Месторождение занимает выгодное географо-экономическое положение. В 75 км к юго-востоку от него расположено уникальное по запасам нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак с развивающейся добывной, перерабатывающей и транспортной инфраструктурой.
Одним из производств здесь является малотоннажное производство по переработке конденсата в светлые продукты Конденсат.
В 150 км к востоку располагается Оренбургское газовое месторождение с действующим газоперерабатывающим заводом производительностью 30.0 млрд.м[3] в год.
Через юго-восточную часть месторождения проходит магистральный газопровод Оренбург-Запад, а в 70 км западнее - нефтепровод Мангышлак-Самара и проходит отдельный нефтепровод Уральск-Самара, принадлежащий компаниям Конденсат и FIOC с годовой производительностью 1.5 млн.т нефти. В 55 км южнее месторождения проходит железная дорога Уральск-Актюбинск.
Из полезных ископаемых, имеющих промышленное значение, можно отметить месторождения горючих сланцев: Чернозатонное (близ пос.Январцево) и Ембулатовское (между р.Рубежка и Елтышка). Повсеместно распространены глины и пески, а у пос.Январцево - гипс.
Центральный водозабор ближайшего месторождения питьевой воды - Январцевского расположен в пос.Петрово в 13.5 км к югу-юго-западу ЮЗ от скважины 10 Чинаревской площади. Для целей технического водоснабжения осваиваются подземные воды верхнепермских горизонтов.
Сбор и транспортировка нефти осуществляется по герметизированной системе через установку подготовки нефти. Попутный газ утилизируется на газоперерабатывающем заводе.
Установка подготовки нефти (УПН) предназначена для разделения нефтегазоконденсатной смеси, поступающей с промысла, на нефтяную и газовую фазы с дальнейшей их раздельной подготовкой до товарной продукции. Товарной продукцией установки является нефть, соответствующая ГОСТ 1510, последующая транспортировка которой осуществляется по внутрипромысловому нефтепроводу к головной нефтеперекачивающей станции (ГНПС) расположенной в семи километрах юго-западнее от УПН, и далее, по магистральному нефтепроводу к Уральской нефтебазе в поселке Ростоши.
Генеральный разработчик УПН: ТОО НИПИ Caspian Engineering & Research г. Актау.
Технология подготовки добываемой продукции УПН включает в себя:
oo процесс подготовки нефти;
oo процесс подготовки газа;
oo процесс подготовки пластовой воды.
Производительность УПН составляет:
* по жидкости - 450 тыс.тгод;
* по нефти - 400 тыс.тгод;
* по газу - 70 млн.м3год.
Установка подготовки нефти расположена в юго-западной части месторождения в районе нефтедобывающей скважины №10 и включает в себя следующие оборудование:
* манифольд;
* автоматизированную групповую замерную установку Спутник (АГЗУ);
* подогреватели П-3001,2; П-3001; П-302;
* теплообменник для подогрева воды П-301;
* трехфазовый сепаратор 1-й ступени С-301;
* трехфазовый сепаратор 2-й ступени С-3031;
* трехфазовый резервный сепаратор С-102В
* газовый сепаратор СГ-302; СГ-303; СГ-304;
* концевые сепарационные установки КСУ-1,2;
* насосный блок перекачки нефти в товарный парк Н-3061,2;
* резервуары товарной нефти Т-3021,2;
* установка налива нефти в автоцистерны Н-3001-4;
* насосная станция закачки нефти в автоцистерны Н-3074-7;
* блочную насосную транспорта товарной нефти Н-2011,2,3 на ГНПС;
* площадка насосов откачки нефти Н-2021,2;
* резервуары пластовой воды Т-3011,2;
* факельная система;
* дренажная система;
* блок закачки химических реагентов БР-3011,2,3,4,5
* площадка буферной емкости объемом 60 м3;
* блок котельной и компрессорной воздуха КИП;
* резервуары дизельного топлива Т-4001,2,3;
* блочная насосная перекачки дизельного топлива Н-4001,2;Н-4011,2;Н
* пожарные резервуары ПР-1,2.
Рисунок 1.1 - Обзорная карта месторождения
Исходным сырьем для установки подгoтoвки нефти является нефтяная газожидкостная смесь, пoступающая напрямую из скважин нефтегазоконденсатного местoрождения Чинаревское по индивидуальным выкидным линиям к входному манифoльду УПН.
В таблице 1.1, 1.2, 1.3 представлены физико-химические свойства нефти, газа и попутно дoбываемой вoды, предoставленных ТОО Аспан пo результатам анализа проб.
Таблица 1.1
Физико-химические свойства дегазированной нефти
Параметр
Единица измерения
Значение параметра
1
2
3
Плотность нефти при 20[0]С
гсм[3]
0.8253
Кинематическая вязкость
при 20[0]С
мм[2]с
4.39
при 50[0]С
мм[2]с
2.47
Содержание воды
% масс
1.45
Доля механических примесей
% масс
0.0006
Доля серы общей
% масс
0.28
Содержание меркаптановой серы
% вес.
0.13
Показатель преломления
1.463
Выход фракции:
начало кипения, 52 [0]С
при 97 [0]С
% объемн.
10
при 126 [0]С
% объемн.
20
при 154 [0]С
% объемн.
30
Продолжение таблицы 1.1
1
2
3
при 183 [0]С
% объемн.
40
при 219 [0]С
% объемн.
50
при 271 [0]С
% объемн.
60
до 300[0]С
% объемн.
62
Компонентный состав:
пропан С3
% моль
1.22
и-бутан i-C4
% моль
0.54
н-бутан n-C4
% моль
2.01
и-пентан i-C5
% моль
1.96
н-пентан n-C5
% моль
2.13
гексан C6
% моль
4.07
С7+высшие
% моль
87.94
Кoнечным прoдуктом установки подгoтовки нефти (УПН) местoрождения Чинаревское является нефть, соответствующая ГОСТ 1510, последующая транспортировка кoтoрой, oсуществляется пo внутрипромысловому нефтепроводу к головной нефтеперекачивающей станции (ГНПС) и далее по магистральному нефтепровoду к нефтетерминалу в поселке Белес.
Требуемые физико-химические свойства нефти представлены в таблице 1.2
Таблица 1.2
Физико-химические свойства нефти
Параметр
Единица измерения
Значение параметра
Плотность нефти при 20[0]С ГОСТ3900-85
кгл
не более 0.835
Выход фракции: ГОСТ2177-82
до 20[0]С
% объемн.
25
до 30[0]С
% объемн.
45
ДавлениеRVP, ГОСТ1756
кПа
66.7
Массовая доля серы ГОСТ1437
масс%
не более 0.6
Механические примеси ГОСТ 6370
масс%
не более 0.05
Вода дистилляции ГОСТ 2477
масс%
не более 0.5
Содержание меркаптановой серы, UOP 163
мгкг
не более 60
Содержание хлоридных солей, ГОСТ 21534(А)
мгл
не более 100
Содержание парафина, ГОСТ 11851
%
не более 6
Содержание сероводорода
ppm
не более10
1.2 Описание технологического процесса и технологической схемы УПН
Нефтегазовая смесь сo скважин с температурoй от 5 до 10°С и давлением до 1,0 МПа пo подземному трубoпрoвoду Ду 100 мм пoступает на плoщадку входного манифoльда.
Для предотвращения аварийной ситуации, связанной с возможным превышением рабочегo давления продукции, поступающей от скважин, на эксплуатационном манифольде предусмотрена установка предохранительных клапанов для сброса избыточной жидкости в дренажную емкость Е-302. В эту же емкость производится сбор дренажа с самого манифольда.
С площадки входного манифольда нефтегазовая жидкость, по необходимости, поступает на автоматизированную замерную установку Спутник, предназначенную для периодического определения, по программе, количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин. Функциональное назначение замерной установки:
* контроль количества жидкости и газа с выдачей результата в блок управления или в верхний уровень;
* сигнализация отсутствия потока жидкости в контролируемой скважине.
После замера, частично отсепарированная нефть направляется в общий коллектор Ду200 мм, проходит через блок входных фильтров БФ (степень загрязнения фильтров определяется по разности показаний манометров установленных до и после фильтра). Далее, при необходимости, либо через подогреватель нефтегазовой жидкости П-3001,2, где подогревается до температуры 15°С, либо напрямую направляется через депульсатор Д-300 в трехфазовый сепаратор первой ступени С-301. Перед первой ступенью сепарации в поток нефтегазовой жидкости через смесители вводятся химические реагенты: деэмульгатор, ингибиторы коррозии и солеотложений.
До 80% проектной производительности УПН подогрев флюида может осуществляться одной печью (П-3001 или П-3002), при полной производительности подогрев необходимо вести двумя печами по параллельной схеме (ограничение определено пропускной способностью печи по нефти).
В депульсаторе двухфазного типа Д-300 диаметром 500 мм, который служит для предварительного отбора газа, происходит частичное отделение газа от флюида. Газ с депульсатора по трубопроводу Ду150 мм через регулятор КР-7 подается на вход в газосепаратор СГ-303.
Пройдя депульсатор ,нефть поступает в трехфазный сепаратор первой ступени С-301, где происходит процесс сепарации поступающего потока и сброс свободной пластовой воды.
Выделившийся в сепараторе С-301 газ направляется по трубопроводу Ду150 мм в газосепаратор СГ-303. Отсепарированный при давление 0,45 МПа от капельной жидкости в сепараторе СГ-303, газ направляется на собственные нужды в качестве топливного газа на печи, а невостребованный газ сжигается на факеле.
Выделившаяся в сепараторе первой ступени С-301 пластовая вода, по трубопроводу Ду50 мм поступает в общий сборный коллектор пластовой воды Ду100 мм, и направляется в промежуточные отстойники горизонтального типа ОГ-3021,2, Дренаж с сепаратора первой ступени С-301 осуществляется в дренажную емкость Е-302. Давление в сепараторе первой ступени 0,6 МПа регулируется клапаном КР-7, установленном на выходном газопроводе. Для защиты сепараторов от повышения давления выше рабочего предусмотрена система предохранительных клапанов типа ППК. Сброс с ППК осуществляется на факел высокого давления. Поддержание рабочего уровня в сепараторе С-301 осуществляется регулирующими клапанами КР-9, КР-8, установленных на выходных трубопроводах нефти и воды соответственно, связанными с системой КИПиА сепаратора С-301.
Нефть с сепаратора первой ступени С-301 поступает в печь подогрева нефтегазовой смеси П-302, для нагрева смеси до 45°С.
Подогретая в печи нефть, по трубопроводу Ду200 мм направляется в сепаратор второй ступени сепарации С-3031. Сюда же поступает уловленная нефть и дренаж из дренажных емкостей Е-301, Е-302, Е-303, уловленный конденсат из емкостей сбора конденсата Е-3061,2, и некондиционная нефть из резервуарного парка товарной нефти Т-3021,2. Перед второй ступенью сепарации в поток нефтегазовой смеси до печи П-302 предусмотрен ввод деэмульгатора, ингибиторов коррозии и солеотложений с блока подачи химреагентов БР-3011,2,3.
Для осуществления более качественной подготовки нефти на начальном этапе разработки месторождения, при малой обводненности продукции скважин, на вход в сепаратор первой и второй ступени сепарации при необходимости, подается технологическая (пресная) вода для обессоливания. Вода для обессоливания подается из резервуара технической воды Т-3012 в который поставляется из скважины. Количество подаваемой воды составляет пять процентов от поступающей нефти. Вода предварительно подогревается в кожухотрубном теплообменнике П-301 до температуры 50°С. В дальнейшем, при увеличении обводненности, подогретая технологическая вода для обессоливания подается и на вход в сепаратор второй ступени С-3031.
Газ с сепаратора второй ступени С-3031 по газопроводу Ду100 мм поступает в газосепаратор СГ-302.
Пластовая вода, выделившаяся в сепараторе второй ступени сепарации С-3031, объединяется с пластовой водой, выделившейся в сепараторе первой ступени С-301, и далее по общему коллектору Ду100 мм поступает в промежуточные отстойники ОГ-3021,2. Нефть с сепаратора второй ступени поступает в общий коллектор Ду200 мм и направляется на концевую сепарационную установку КСУ-1,2 для сепарации при давлении близком к атмосферному. Дренаж с сепаратора второй ступени производится в дренажную емкость Е-302. Давление в сепараторе второй ступени 0,3 МПа поддерживается клапаном КР-14, установленным на выходном газопроводе. Сброс с ППК осуществляется в газосепаратор СГ-304 (для отделения унесенных с газом капель жидкости) и далее на факел высокого давления. Поддержание рабочего уровня по жидкости в сепараторе осуществляется регулирующими клапанами КР-16, КР-15, установленными на выходных трубопроводах нефти и воды, соответственно, связанными с системой КИПиА сепаратора С-3031.
Товарная нефть с концевой сепарационной установки КСУ-1,2 откачивается насосами товарной нефти Н-3061,2 и поступает в резервуары товарной нефти Т-3021,2 типа РВС-2000 и РВС-3000. Выделившийся газ с КСУ-1,2, направляется в факельную систему низкого давления (ФНД). Уровень нефти в концевой сепарационной установке регулируется клапаном КР-18, установленным на линии подачи нефти в резервуары товарной нефти Т-3021,2. Дренаж с концевой сепарационной установки производится в дренажную емкость Е-302. Сброс с ППК осуществляется в факельную систему высокого давления ФВД.
Из резервуаров товарной нефти Т-3021,2 нефть насосами налива нефти в автоцистерны Н-3074-7 посредством наливных устройств закачивается в нефтевозы. Из резервуаров товарной нефти Т-3021,2 предусматривается отбор проб для анализа нефти на содержание воды. В случае получения неудовлетворительных результатов некондиционная нефть из резервуаров откачивается насосами откачки некондиционной нефти Н-2021,2 и по трубопроводу Ду100 мм поступает обратно в процесс на вход сепаратора второй ступени С-3031. Подтоварная вода из резервуаров товарной нефти Т-3021,2 откачивается насосом закачки воды Н-3055,6 по трубопроводу Ду100 мм в резервуар пластовой воды Т-3011. Давление в резервуарах поддерживается регулятором КР-25. Для создания газовой подушки в резервуар предусмотрена подача нефтяного газа (или азота) через регуляторы КР-19 и КР-24 соответственно. Вытесненный газ с резервуаров товарной нефти Т-3021,2 направляется в факельную систему низкого давления.
Выделившийся газ из дренажных емкостей Е-301, 302, 303 и отстойников пластовой воды ОГ-3021,2 по трубопроводам Ду100 мм поступает в сборный газовый коллектор низкого давления и направляется в факельную систему низкого давления.
Пластовая вода, собранная с аппаратов, накапливается в отстойниках пластовой воды ОГ-3021,2, и далее насосами откачки пластовой воды Н-3053,4 подается в резервуар пластовой воды Т-3011, объемом 1000 м3. Перед поступлением пластовой воды в отстойник ОГ-3021,2 в трубопровод подаются ингибиторы коррозии и солеотложений с блока подачи хим.реагентов БР-3014,5. Регулирование уровня раздела фаз в отстойниках пластовой воды ОГ-3021,2 осуществляется клапаном КР-21, установленным на линии выхода пластовой воды. Выделившиеся из пластовой воды газы направляются в систему ФНД.
В резервуаре-отстойнике Т-3011 вода очищается от капель нефти методом механического отстоя. Уловленная нефть из резервуара пластовой воды Т-3011 по трубопроводу Ду80 мм поступает в дренажную емкость Е-303 и откачивается обратно в процесс по трубопроводу Ду50 мм на вход в сепаратор второй ступени С-3031. Пластовая вода из резервуара Т-3011 по трубопроводу Ду50 мм поступает на площадку насосов Н-3057,8,9 и по трубопроводу Ду100 мм должна подаваться на БКНС для закачки в пласт. Из резервуаров пластовой и технической воды Т-3012 предусмотрен дренаж в дренажную емкость Е-303.
В случае проведения ремонтных работ или освидетельствования трехфазных сепараторов С-301 или С-3031, при определенной манипуляциями трубопроводной арматурой, схема трубопроводов позволяет применить разделитель жидкости С102В в качестве одного из них.
Отсепарированный на первой ступени сепарации газ высокого давления по трубопроводу Ду150 мм подается в газовый сепаратор СГ-303, в котором происходит отделение газа от конденсата и капельной жидкости, которая выносится с потоком газа из сепаратора С-301. Во входном коллекторе газа проектом предусмотрена врезка от существующего сепаратора С-102В.
Отсепарированный газ из сепаратора СГ-303 направляется в коллектор раздачи газа высокого давления. Часть газа используется для собственных нужд: топливо для печей подогрева нефти, газ на дежурные горелки факела совмещенного типа Ф-301. Большая часть газа по газопроводу Ду250 мм направляется в факельный коллектор высокого давления. Давление в газосепараторе СГ-303 поддерживается регулирующим клапаном КР-2.
Сброс с предохранительного клапана сепаратора СГ-303 осуществляется в коллектор сброса с предохранительных клапанов, откуда газ и продукты сброса направляются в газосепаратор СГ-304.
Из коллектора раздачи газа высокого давления проектом предусмотрено несколько ответвлений: коллектор отбора газа для поддержания минимально допустимого давления в факельных коллекторах высокого и низкого давления, коллектор для подачи газа в резервуарный парк для поддержания газовой подушки в резервуарах товарной нефти, и коллектор подачи газа на факел (одна часть газа используется для поддержания горения дежурной горелки, а другая при необходимости используется в качестве затворного газа).
Проектом предусмотрены линии подачи газообразного азота в факельные коллектора высокого и низкого давления, для продувки их в период подготовки к ремонту или освидетельствованию.
Отсепарированный на второй ступени сепарации газ низкого давления по трубопроводу Ду150 мм подается в газовый сепаратор СГ-302, в котором происходит отделение газа от конденсата и капельной жидкости, которая выносится с потоком газа из сепаратора С-3031. Во входном коллекторе газа проектом предусмотрена врезка от существующего сепаратора С-102В.
Отсепарированный от конденсата и капельной жидкости в газосепараторе СГ-302 газ направляется в факельный коллектор низкого давления.
Сброс с предохранительного клапана сепаратора СГ-302 осуществляется в коллектор сброса с предохранительных клапанов, откуда газ и продукты сброса направляются в газосепаратор СГ-304.
Потоки газа факельной системы ВД и НД проходят через газовые расширители ГР-301 и ГР-302 высокого и низкого давлений соответственно (расширитель служит для улавливания сконденсировавшегося газа и отвода его в дренажные емкости), откуда отделившийся конденсат поступает в емкости сбора конденсата Е-3061,2, а очищенный от капельной жидкости газ подается на совмещенный факел высокого и низкого давления Ф-301.
Уловленная нефть из дренажных емкостей Е-301,302,303 и конденсат из конденсатосборников Е-3061,2 погружными насосами откачки уловленной нефти и конденсата Н-3011-5 подаются обратно в процесс на вход сепаратора второй ступени сепарации С-3031.
Поддержание требуемых температур нефтепродукта в резервуарах Т-3011,2, пластовой и технической воды в резервуарах Т-3021,2, воды для пожаротушения в резервуарах ПР-1,2, температуры нефтепродукта в дренажных емкостях Е-301,302,303,Е-400, а также теплоснабжение газосепараторов CГ-302, СГ-303, СГ-304 производится от блочного подогревателя ППТ-02, осуществляющего подогрев теплоносителя. В качестве теплоносителя применяется гликолевая вода с параметрами 95-70 [0]С. Циркуляция теплоносителя в системе осуществляется центробежными насосами КМ50-32-125.
1.3 Прием на Установку основного сырья (нефти)
Перед заполнением технологической системы нефтью, необходимо продуть трубопроводы и оборудование азотом вытеснить воздух из системы инертным газом на свечу. В конце продувки производится анализ выходящего газа. Содержание кислорода не должно превышать 1 % (объемн.). Факельный газопровод продувается азотом до остаточного кислорода у основания факельного ствола не более 50% минимального взрывоопасного. Подать азот в газовый затвор и зажечь дежурные горелки на факеле. Для этого необходимо подать газ с групповой баллонной установки. Давление газа в трубопроводе (после редуктора) должно быть отрегулировано на 0,1 кгсм2. После окончания продувки азотом, задвижки на газопроводах подачи газа на печи должны быть закрыты. Дренажная арматура должна быть закрыта.
Аппараты не участвующие в технологическом процессе (разделитель жидкости С102В) должны быть отключены по газу, воде и нефти.
Открыть электрифицированную задвижку Эз-1 на 25-30% и заполнить сепаратор первой ступени С-301 до нижнего уровня по уровнемеру LT-29a, при этом азот с выделившимся нефтяным газом, при достижении в аппарате давления установленного на регуляторе КР-7, вытесняется на факел. После этого прием нефти прекратить проверить давление в аппарате (давление должно быть не более установленного на регуляторе КР-7) и убедиться в герметичности системы.
Возобновить прием нефти, открыв Эз-1 и задвижку на байпасе регулятора КР-9 на трубопроводе подачи нефти в сепаратор второй ступени С-3031.
Заполнить сепаратор второй ступени до нижнего уровня по LT-64a, процесс приема нефти прекратить, проверить давление в аппарате и убедиться в герметичности системы и работы приборов контроля. Продолжить прием нефти, открыв байпас регулятора потока КР-16 на концевую сепарационную установку КСУ-1, КСУ-2.
При заполнении КСУ-1 и КСУ-2, одновременно заполняем участок трубопровода до насосов Н-3061,2. По инструкции вручную вводим в работу один из насосов Н-306. После открытия напорной задвижки, переводим работу насосов в автоматический режим.
Закрыть байпасы на узлах регуляторов расхода нефти на сепараторах С-301 и С-3031.
При автоматическом открытии регулятора уровня в КСУ1,2 КР-7, полностью открыть вручную электрифицированную задвижку Эз-1и перевести ее в автоматический режим.
При повышении нефтяного уровня в РВС закрываем подачу азота в систему.
Подать электропитание на электрические контуры поддержания температуры трубопроводов.
Поочередно, по мере увеличения объема выделившегося попутного газа, осуществляется подача газа на печи и розжиг печей подогрева нефти и теплоносителя.
Примечание: При относительно низких температурах окружающего воздуха (0 - 5°С), и при недостаточно интенсивной дегазации нефти (по результатам анализа), нефть из РВС через дренажную емкость Е-303 отправляется в начало процесса.
1.4 Анализ технико-экономических показателей УПН на Чинаревском месторождении
Казахстан является одним из крупнейших поставщиков сырой нефти в Центрально-азиатском регионе. По подтвержденным запасам нефти Казахстан входит в число 15 ведущих стран мира, обладая 3% мирового запаса нефти. Нефтегазоносные районы занимают 62% площади республики и располагают 172 нефтяными месторождениями, из которых более 80 - находятся в разработке.
Рисунок 1.2 - Производство нефти в Республике Казахстан, млн. тонн в год
Рисунок 1.3 - Потребление нефти в Республике Казахстан, млн. тонн в год
Технико-экономические показатели работы установки подготовки нефти определяются, в первую очередь, объемами добычи нефти на месторождении Чинарево, грузооборотом резервуарного парка УПН и коммерческим спросом на нефть.
Получить абсолютно полную информацию по экономической деятельности предприятия не представилось возможным, поэтому анализ работы проведен на имеющемся материале.
Грузооборот резервуарного парка возрастает в связи с ростом мощности установки подготовки нефти (рисунок 1.4).
Рисунок 1.4 - Грузооборот резервуарного парка
Разница между плановыми и фактическими показателями незначительна, ввиду достаточно четкого количественного учета поступающего сырья с месторождения. Однако, качественные показатели сырья по времени меняются, и, при определенных условиях, это ведет к снижению отделяемых и сжигаемых на факеле легких углеводородов - пропан-бутановых и изобутановых компонентов.
1.5 Выводы и постановка задачи
Проанализировав систему сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин Чинаревского месторождения, сделаны следующие выводы:
1. В настоящее время разработка Чинаревского месторождения приводит к увеличению дебитов скважин и обводненности.
2. Увеличение обводненности приводит к частым порывам и утечкам на нефтепроводе.
3. Для снижения количества порывов на нефтепроводе, необходимо уменьшить обводненность перекачиваемой жидкости, а именно требуется реконструкция технологического процесса сепарации продукции нефтяных скважин на УПН Чинарево.
Основой современной энергетики является нефть и природный газ. Одним из основных процессов промысловой подготовки нефти является сепарация нефти от газа в сепараторах различных типов.
Целью проекта является повышение эффективности сепарации нефти от попутного газа.
Учитывая вышеизложенное, в дипломном проекте планируется выполнить следующее:
1. Проанализировать систему сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин Чинаревского месторождения.
2. В технологической части проанализировать технологические схемы предварительной очистки нефти и сепарационного оборудования. Выполнить патентную проработку оборудования сепарации нефти.
3. Конструктивная разработка предполагает создание устройства, способного осуществлять сепарацию нефти от растворённого газа за счет подачи рабочего газа через перфорированные трубы под слой нефти. Выполнить рекомендации по совершенствованию установки подготовки нефти Чинаревского месторождения
4. Обеспечить безопасность и экологичность проекта.
5. Рассчитать экономическую эффективность проекта.
2 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ КОНСТРУКЦИЙ
СИСТЕМЫ СЕПАРАЦИИ НЕФТИ
2.1 Анализ и описание существующих технологических схем предварительной подготовки нефти
Промысловый сбор и транспорт попутного нефтяного газа необходимо рассматривать вместе со сбором и подготовкой нефти. Количество и состав попутного зависит от термодинамических условий на стадии сепарации нефти, которая является составной частью подготовки нефти к транспортировке и переработке. Поэтому проблему рационального использования нефтяного газа следует решать в комплексе с вопросами сбора, подготовки и транспорта всей продукции нефтяных скважин. Добываемая из скважин продукция является смесью нефти, растворенного в ней газа (от 10 до 300 нефти), пластовой воды (от 4 до 90% масс. на нефть) с минеральными солями (до10гл) в виде эмульсии и механических примесей (до 1% масс. на нефть), состоящих из частичек пластовой пароды, кристаллов солей, окалины [17].
Задача промысловой подготовки заключается в доведении качества нефти до требований стандартов. В настоящее время существует много разновидностей систем сбора и подготовки нефти, газа и воды в зависимости от климатических и топографических условии, качества нефти. Принципиальная усредненная схема сбора и подготовки нефти на промысле приводится на рис. 2.1 Система изолирована и работает под избыточным давлением устья скважины.
Рисунок 2.1 - Схема сбора и подготовки нефти на промыслах
От куста скважин сырая нефть поступает на несколько автоматизированных
групповых замерных установок (АГЗУ), на которых замеряется дебит каждой скажины (Рис.2.1). Затем сырая нефть по сборному коллектору поступает на дожимную насосну станцию (ДНС), где происходит отделение от нефти газа - первая ступень сепарации (1), предварительное отделение воды (2) и механических примесей (3). После отделения основного количества газа нефть с пластовой водой и остатками газа поступают в сепараторы второй ступени (С-2), где отделяеться большая часть воды и часть газа, а водонефтяная эмульсия направляеться в электродегидраторы установки подготовки нефти (УПН). В УПН при температуре около и в присутсвии деэмульгаторов уменьшается модержание воды (менее 1%мас.), минеральных солей (до 20 - 300 мгл) и выделяется газ третьнй ступени сепарации. Стабильная нефть (4) поступает на установку сдачи товарной нефти (УТН) и по магистральному нефтепроводу направляется на НПЗ. Вода с УПН и емкостей предварительного сброса воды передается на установку подготовки воды (УПВ). Очищеная вода (5) как правило, используется для заводнения пласта (закачки в пласт). Газы, выделившиеся в сепараторах, поступают по газопроводу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) для разделения.
Стабилизация нефти, газоконденсата и сбор газа - начало комплекса технологических процессов их переработки. Система сбора нефти и газа организуется таким образом, чтобы попутные газы были отделены от нефти и использованы. В тех случаях, если системы сбора газа на вновь вступивших в эксплуатацию промыслов не подготовлены, газ сжигается на факелах. Во всех системах сбора предусматривается отделение попутного газа от нефти методом сепарации и передачи газа для дальнейшей переработки на газоперерабатывающий (газабензиновый) завод, а нефти - на нефтеперерабатывающий завод.
Попутный газ отделяют от нефти в два этапа, разделенных во времени и пространстве: первый этап осуществляется при промысловой подготовке нефтив сепараторах различного гравитационным разделением. Полного отделения газа при этом не происходит. В нефти остается в растворенном состоянии до 1,5 - 2,0% углеводородов. С1 - С4. Для более глубокого извлечения легких фракций ефти направляют на специальные стабилизационные установки, в состав которых входят ректификационные колонны. Продуктами этих установок явлются стабильная нефть и газоконденсат. Газоконденсат направляется на центральные газофракционирующие установки (ЦГФГ), где разделяется на индивидуальные углеводороды и товарные фракции.
При анализе влияния различных параметров на сепарацию, прежде всего, определяют полноту извлечения газа из нефти и унос капелек нефти вместе с газом. Эти показатели зависят от числа ступеней сепарации, давления по ступеням сепарации, температуры и объема поступающей нефтегазовой смеси и конструкции сепараторов.
Обычно газ отделяют от нефти в две или три ступени под небольшим давлением или при разрежении: первая ступень - 0,7 - 0,4 МПа, вторая ступень - 0,27 - 0,35 МПа, третья - 0,1 - 0,2 МПа. Повышение давления в сепараторе приводит к уменьшению рабочего газового фактора, плотности, молекулярной массы и теплоты сгорания выделяющегося газа, а также к уменьшению содержания в нем тяжелых углеводородов. Нефть при этом становится менее плотной и вязкой, в ней увеличивается содержание легких углеводородов.
Состав отсепарированного газа в зависимости от давления меняется следующим образом: при увеличении давления в сеператоре уменьшается содержание пропана, бутанов, пентанов и высших углеводородов, увеличивается содержание метана.
Заметное влияние на выделение из нефти газа оказывают центробежные силы, возникающие при тангенциальном вводе газонефтяного потока в сепаратор. В промышленности широкое применение нашла конструкция сепаратора, состоящего из цетробежного разделителя и буферной емкости. Эта конструкция получили название гидроциклонного сепаратора.
Следует отметить, что, несмотря на совершенствование техники и технологии сепарации нефти и газа, промысловые сепараторы остаются громоздкими и дорогостоящими аппаратами. Их работа основана малоэффективном гравитационном принципе, и они малопроизводительны; сепараторы перестают работать, когда нефтегазовая смесь образует пену; потери энергии, заключенной в нефтегазовом потоке при снижении давления в ступенчатом разгазировании, приводит к необходимости применения в дальнейшем для сбора и транспорта нефти и газа дополнительно насосных и компрессорных агрегатов.
Получить абсолютно стабильную нефть, т.е. совершенно неспособную испаряться в атмосферу, практически невозможно. Даже снижение давления ее паров до 0,002 МПа, на которое расчитана дыхательная аппаратура резервуаров, не исключило бы потери нефти от испарения при больших и малых дыханиях. Поэтому понятие о стабильных и нестабильных нефтях в какой-то мере условно.
1 - сепаратор газа; 2 - ректификационная колонна;
3 - конденсатор; 4 - сепаратор; 5 - насос; I - нестабильная нефть; II,III - углеводородный газ; IV - сжиженный газ; V - водный конденсат; VI - стабильная нефть;VII - легкая бензиновая ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
ВВЕДЕНИЕ
6
1
ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА
8
1.1
Общая характеристика установки подготовки нефти (УПН) месторождения Чинаревское
8
1.2
Описание технологического процесса и технологической схемы УПН
11
1.3
Прием на Установку основного сырья (нефти)
16
1.4
Анализ технико-экономических показателей УПН на Чинаревском месторождении
17
1.5
Выводы и постановка задачи
19
2
ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ КОНСТРУКЦИЙ СИСТЕМЫ СЕПАРАЦИИ НЕФТИ
20
2.1
Анализ и описание существующих технологических схем предварительной подготовки нефти
20
2.2
Сепарационные установки и область их применения
23
2.3
Назначение и конструктивные особенности сепараторов
31
2.4
Конструктивные особенности сепараторов
32
2.5
Факторы, влияющие на эффективность сепарации
34
2.6
Влияние формы сепаратора на его конструкцию
38
2.7
Конструкции сепараторов
37
2.8
Способы оценки качества сепарации нефти от газа и эффективности работы нефтегазовых сепараторов
41
2.9
Анализ патентной литературы
47
2.10
Описание предлагаемой модернизации
50
3
КОНСТРУКТОРСКАЯ ЧАСТЬ
51
3.1
Принципиальная технологическая схема подготовки нефти Чинаревского месторождения
51
3.2
Предложения по реконструкции системы сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин Чинаревского месторождения
52
3.3
Описание технологического процесса для предложенной технологической схемы УПН Чинарево
52
3.4
Конструкция модернизированного сепаратора
55
3.5
Расчет конструкции нефтегазового сепаратора
59
3.5.1
Определение пропускной способности горизонтального сепаратора и его конструктивных размеров
60
3.5.2
Расчет обечайки сепаратора
62
3.5.3
Расчет крышки сепаратора
64
3.5.4
Подбор штуцеров
65
3.5.5
Расчёт опор корпуса
67
3.6
Монтаж и ремонт аппаратов
70
3.6.1
Общие положения к монтажу сосудов и аппаратов
70
3.6.2
Технологическая подготовка к монтажу
70
3.6.3
Приемка фундаментов (оснований)
71
3.6.4
Подготовительные работы
71
3.6.5
Монтаж аппаратов высокого давления
71
3.6.6
Приемка аппаратов высокого давления в монтаж
72
3.6.7
Выверка аппаратов высокого давления
73
3.6.8
Подготовка и пуск нефтегазового сепаратора
75
3.6.9
Ремонт аппаратов и сосудов
76
4
ОХРАНА ТРУДА
78
4.1
Опасные и вредные производственные факторы
78
4.1.1
Шум и вибрация
78
4.1.2
Статическое электричество и молниезащита
79
4.1.3
Молниезащита
79
4.1.4
Расчет молниезащиты
79
4.1.5
Заземляющие устройства
80
4.2
Запорная и запорно-регулирующая арматура
81
4.3
Манометры
82
4.4
Предохранительные устройства от повышения давления
83
4.5
Пожарное оборудование, инвентарь, огнетушители
83
4.5.1
Порядок действий персонала при пожаре
84
4.6
Экологичность проекта
84
5
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
86
5.1
Расчет экономической эффективности внедрения нефтегазовой сепарационной установки
86
5.1.1
Расчет капитальных затрат на внедрение новой установки
86
5.1.2
Расчет годового экономического эффекта
88
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
91
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
92
ПРИЛОЖЕНИЯ
94
ВВЕДЕНИЕ
В 2012 году Казахстан добывал объем добычи нефти и газового конденсата, который составил 79,2 млн. тонн, при этом объем экспорта нефти и газового конденсата достиг 68,616 млн. тонн. На 2013 год по стратегическому плану установлен объем 82 млн. тонн нефти.
Разведанные запасы нефти и газо - вого конденсата в Казахстане со - ставляют 3,6 млрд т, а его прогно - зируемые ресурсы на шельфе Кас - пия оцениваются в 12-17 млрд т. В республике открыто более 100 нефтяных и около 70 нефтегазовых месторождений, которые находятся на территории б из 14 областей Ка - захстана. Примерно 70% запасов углеводородов сконцентриро - вано на западе республики.
Около 15 месторождений углеводородов находят - ся на территории Западно-Казахстанской области, крупнейшее из которых - Карачаганакское газокон-денсатное месторождение
Одно из перспективных месторождений Западно-Казахстанской области является Чинаревское месторождение. Достоверные запасы Чинаревского месторождения составляют порядка 10 млн. тонн нефти. По геологической квалификации Чинаревское нефтегазоконденсатное месторождение относится к разряду крупных месторождений, запасы которого оценивается на уровне 140 млн. тонн в пересчете на условное топливо. Разработкой Чинаревского месторождения занимается ТОО "Жаикмунай", а также американская компания "Фест". Контракт с правительством на разработку составлен на 30 лет. Программой буровых работ предусмотрена бурение 43 эксплуатационных скважин. Нефть Чинаревского месторождения характеризуется как малосернистая (0,32%), малосмолистая (2,7%), парафиновая (5,6%). Массовое содержание меркаптановой серы - 0,03 .
Близость к нефтепроводу "Дружба" и оренбургскому газопроводу играют положительную роль при транспортировке чинаревской нефти. В 80 километрах от месторождения находятся перерабатывающий комплекс и железнодорожная станция Уральска, что также благоприятствует развитию, переработке и транспортировке сырья. Однако нужно еще раз отметить, что Чинаревка - это отнюдь не Карачаганак и не Тенгиз, в которых заинтересованы мировые нефтяные магнаты. В 2012 году объем производства Zhaikmunai LP составил 13,520 миллиона баррелей нефтяного эквивалента в сравнении с 4,804 миллиона баррелей в 2011 году. На долю сырой нефти и стабилизированного конденсата пришлось 43% от общего объема произведенной продукции, 49% - на сухой газ, 8% - на сжиженный нефтяной газ (LPG, Liquid petroleum gas). в ближайшем будущем окажется стратегически важным объектом не только для Западно-Казахстанской области, но и для Казахстана в целом.
Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).
Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 гл. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.
Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.
Для этого используются различного рода сепараторы. В одних случаях сепараторы применяются для довольно грубого разделения нефти и попутного газа, и тогда они называется трапами или гравитационными сепараторами. Отличия сепараторов от трапов в том, что в сепараторах обрабатывается газожидкостная смесь с высоким газосодержанием, а в трапах -- газожидкостная смесь с малым газосодержанием. Разделение жидкости и газа в трапах происходит в основном в результате действия гравитационных сил. Иногда в конструкцию трапов включают отбойные козырьки и коагулирующие устройства. При этом эффективность трапов несколько возрастает, так как к гравитационным силам, действующим на сепарируемые частицы, добавляются инерционные силы. Тем не менее, эффективность сепарации в трапах редко превышает 80 -- 85%. Перед подачей газа в газопровод необходимо удалить жидкую и твердую фазы, а также часть паров и тяжелых углеводородов, чтобы при изменении давления и температуры в газопроводах не происходила их конденсация. Процесс разделения продукции скважин на газовую и жидкую фазы называется сепарацией газа. Сепарация происходит главным образом в результате действия естественных сил (сил тяжести, инерции и др.). Пары воды и тяжелых углеводородов извлекаются из газа путем сорбции или его охлаждения. Сепарация газа осуществляется в различного рода сепараторах, каждый из которых имеет свои конструктивные особенности, и применим для тех или иных конкретных условий. В одних случаях сепараторы применяются для разделения нефти и нефтяного газа и тогда они называются газонефтяными сепараторами или трапами. В других случаях они применяются для отделения природного газа от конденсата, воды и твердых частиц. Такие сепараторы получили названия газовые.
Данный дипломный проект посвящен расчету и проектированию нефтегазового сепаратора с перфорированным коллектором. В дипломе предложена модификация нефтегазового сепаратора. Также уделено внимание экономической стороне строительства сепаратора и его введения в эксплуатацию.
В настоящее время актуальной стала проблема по охране окружающей среды и земных недр. В дипломе предусмотрен раздел по охране окружающей среды при эксплуатации установки.
1 ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА
0.1 Общая характеристика установки подготовки нефти (УПН) месторождения Чинаревское
В административном отношении Чинаревское нефтегазоконденсатное месторождение (ЧНГКМ), в составе Чинаревского лицензионного блока, расположено в Западно-Казахстанской области, вблизи границы Республики Казахстан и Российской Федерации на расстоянии 80 км к северо-востоку от г. Уральска (рисунок 1.1).
В орографическом отношении территория месторождения расположена в зоне южных отрогов Общего Сырта, переходящих в холмистую равнину, сильно расчлененную сетью оврагов, балок и ручьев, в районе водораздела рек Урала и Чагана. Абсолютные отметки рельефа воздымаются с плюс 78м на юге до плюс 98 м на севере.
Среднегодовое количество осадков составляет 270 мм.
Максимальная температура в летний период достигает плюс 42[0]С, минимальная зимой - минус 43[0]С.
Месторождение занимает выгодное географо-экономическое положение. В 75 км к юго-востоку от него расположено уникальное по запасам нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак с развивающейся добывной, перерабатывающей и транспортной инфраструктурой.
Одним из производств здесь является малотоннажное производство по переработке конденсата в светлые продукты Конденсат.
В 150 км к востоку располагается Оренбургское газовое месторождение с действующим газоперерабатывающим заводом производительностью 30.0 млрд.м[3] в год.
Через юго-восточную часть месторождения проходит магистральный газопровод Оренбург-Запад, а в 70 км западнее - нефтепровод Мангышлак-Самара и проходит отдельный нефтепровод Уральск-Самара, принадлежащий компаниям Конденсат и FIOC с годовой производительностью 1.5 млн.т нефти. В 55 км южнее месторождения проходит железная дорога Уральск-Актюбинск.
Из полезных ископаемых, имеющих промышленное значение, можно отметить месторождения горючих сланцев: Чернозатонное (близ пос.Январцево) и Ембулатовское (между р.Рубежка и Елтышка). Повсеместно распространены глины и пески, а у пос.Январцево - гипс.
Центральный водозабор ближайшего месторождения питьевой воды - Январцевского расположен в пос.Петрово в 13.5 км к югу-юго-западу ЮЗ от скважины 10 Чинаревской площади. Для целей технического водоснабжения осваиваются подземные воды верхнепермских горизонтов.
Сбор и транспортировка нефти осуществляется по герметизированной системе через установку подготовки нефти. Попутный газ утилизируется на газоперерабатывающем заводе.
Установка подготовки нефти (УПН) предназначена для разделения нефтегазоконденсатной смеси, поступающей с промысла, на нефтяную и газовую фазы с дальнейшей их раздельной подготовкой до товарной продукции. Товарной продукцией установки является нефть, соответствующая ГОСТ 1510, последующая транспортировка которой осуществляется по внутрипромысловому нефтепроводу к головной нефтеперекачивающей станции (ГНПС) расположенной в семи километрах юго-западнее от УПН, и далее, по магистральному нефтепроводу к Уральской нефтебазе в поселке Ростоши.
Генеральный разработчик УПН: ТОО НИПИ Caspian Engineering & Research г. Актау.
Технология подготовки добываемой продукции УПН включает в себя:
oo процесс подготовки нефти;
oo процесс подготовки газа;
oo процесс подготовки пластовой воды.
Производительность УПН составляет:
* по жидкости - 450 тыс.тгод;
* по нефти - 400 тыс.тгод;
* по газу - 70 млн.м3год.
Установка подготовки нефти расположена в юго-западной части месторождения в районе нефтедобывающей скважины №10 и включает в себя следующие оборудование:
* манифольд;
* автоматизированную групповую замерную установку Спутник (АГЗУ);
* подогреватели П-3001,2; П-3001; П-302;
* теплообменник для подогрева воды П-301;
* трехфазовый сепаратор 1-й ступени С-301;
* трехфазовый сепаратор 2-й ступени С-3031;
* трехфазовый резервный сепаратор С-102В
* газовый сепаратор СГ-302; СГ-303; СГ-304;
* концевые сепарационные установки КСУ-1,2;
* насосный блок перекачки нефти в товарный парк Н-3061,2;
* резервуары товарной нефти Т-3021,2;
* установка налива нефти в автоцистерны Н-3001-4;
* насосная станция закачки нефти в автоцистерны Н-3074-7;
* блочную насосную транспорта товарной нефти Н-2011,2,3 на ГНПС;
* площадка насосов откачки нефти Н-2021,2;
* резервуары пластовой воды Т-3011,2;
* факельная система;
* дренажная система;
* блок закачки химических реагентов БР-3011,2,3,4,5
* площадка буферной емкости объемом 60 м3;
* блок котельной и компрессорной воздуха КИП;
* резервуары дизельного топлива Т-4001,2,3;
* блочная насосная перекачки дизельного топлива Н-4001,2;Н-4011,2;Н
* пожарные резервуары ПР-1,2.
Рисунок 1.1 - Обзорная карта месторождения
Исходным сырьем для установки подгoтoвки нефти является нефтяная газожидкостная смесь, пoступающая напрямую из скважин нефтегазоконденсатного местoрождения Чинаревское по индивидуальным выкидным линиям к входному манифoльду УПН.
В таблице 1.1, 1.2, 1.3 представлены физико-химические свойства нефти, газа и попутно дoбываемой вoды, предoставленных ТОО Аспан пo результатам анализа проб.
Таблица 1.1
Физико-химические свойства дегазированной нефти
Параметр
Единица измерения
Значение параметра
1
2
3
Плотность нефти при 20[0]С
гсм[3]
0.8253
Кинематическая вязкость
при 20[0]С
мм[2]с
4.39
при 50[0]С
мм[2]с
2.47
Содержание воды
% масс
1.45
Доля механических примесей
% масс
0.0006
Доля серы общей
% масс
0.28
Содержание меркаптановой серы
% вес.
0.13
Показатель преломления
1.463
Выход фракции:
начало кипения, 52 [0]С
при 97 [0]С
% объемн.
10
при 126 [0]С
% объемн.
20
при 154 [0]С
% объемн.
30
Продолжение таблицы 1.1
1
2
3
при 183 [0]С
% объемн.
40
при 219 [0]С
% объемн.
50
при 271 [0]С
% объемн.
60
до 300[0]С
% объемн.
62
Компонентный состав:
пропан С3
% моль
1.22
и-бутан i-C4
% моль
0.54
н-бутан n-C4
% моль
2.01
и-пентан i-C5
% моль
1.96
н-пентан n-C5
% моль
2.13
гексан C6
% моль
4.07
С7+высшие
% моль
87.94
Кoнечным прoдуктом установки подгoтовки нефти (УПН) местoрождения Чинаревское является нефть, соответствующая ГОСТ 1510, последующая транспортировка кoтoрой, oсуществляется пo внутрипромысловому нефтепроводу к головной нефтеперекачивающей станции (ГНПС) и далее по магистральному нефтепровoду к нефтетерминалу в поселке Белес.
Требуемые физико-химические свойства нефти представлены в таблице 1.2
Таблица 1.2
Физико-химические свойства нефти
Параметр
Единица измерения
Значение параметра
Плотность нефти при 20[0]С ГОСТ3900-85
кгл
не более 0.835
Выход фракции: ГОСТ2177-82
до 20[0]С
% объемн.
25
до 30[0]С
% объемн.
45
ДавлениеRVP, ГОСТ1756
кПа
66.7
Массовая доля серы ГОСТ1437
масс%
не более 0.6
Механические примеси ГОСТ 6370
масс%
не более 0.05
Вода дистилляции ГОСТ 2477
масс%
не более 0.5
Содержание меркаптановой серы, UOP 163
мгкг
не более 60
Содержание хлоридных солей, ГОСТ 21534(А)
мгл
не более 100
Содержание парафина, ГОСТ 11851
%
не более 6
Содержание сероводорода
ppm
не более10
1.2 Описание технологического процесса и технологической схемы УПН
Нефтегазовая смесь сo скважин с температурoй от 5 до 10°С и давлением до 1,0 МПа пo подземному трубoпрoвoду Ду 100 мм пoступает на плoщадку входного манифoльда.
Для предотвращения аварийной ситуации, связанной с возможным превышением рабочегo давления продукции, поступающей от скважин, на эксплуатационном манифольде предусмотрена установка предохранительных клапанов для сброса избыточной жидкости в дренажную емкость Е-302. В эту же емкость производится сбор дренажа с самого манифольда.
С площадки входного манифольда нефтегазовая жидкость, по необходимости, поступает на автоматизированную замерную установку Спутник, предназначенную для периодического определения, по программе, количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин. Функциональное назначение замерной установки:
* контроль количества жидкости и газа с выдачей результата в блок управления или в верхний уровень;
* сигнализация отсутствия потока жидкости в контролируемой скважине.
После замера, частично отсепарированная нефть направляется в общий коллектор Ду200 мм, проходит через блок входных фильтров БФ (степень загрязнения фильтров определяется по разности показаний манометров установленных до и после фильтра). Далее, при необходимости, либо через подогреватель нефтегазовой жидкости П-3001,2, где подогревается до температуры 15°С, либо напрямую направляется через депульсатор Д-300 в трехфазовый сепаратор первой ступени С-301. Перед первой ступенью сепарации в поток нефтегазовой жидкости через смесители вводятся химические реагенты: деэмульгатор, ингибиторы коррозии и солеотложений.
До 80% проектной производительности УПН подогрев флюида может осуществляться одной печью (П-3001 или П-3002), при полной производительности подогрев необходимо вести двумя печами по параллельной схеме (ограничение определено пропускной способностью печи по нефти).
В депульсаторе двухфазного типа Д-300 диаметром 500 мм, который служит для предварительного отбора газа, происходит частичное отделение газа от флюида. Газ с депульсатора по трубопроводу Ду150 мм через регулятор КР-7 подается на вход в газосепаратор СГ-303.
Пройдя депульсатор ,нефть поступает в трехфазный сепаратор первой ступени С-301, где происходит процесс сепарации поступающего потока и сброс свободной пластовой воды.
Выделившийся в сепараторе С-301 газ направляется по трубопроводу Ду150 мм в газосепаратор СГ-303. Отсепарированный при давление 0,45 МПа от капельной жидкости в сепараторе СГ-303, газ направляется на собственные нужды в качестве топливного газа на печи, а невостребованный газ сжигается на факеле.
Выделившаяся в сепараторе первой ступени С-301 пластовая вода, по трубопроводу Ду50 мм поступает в общий сборный коллектор пластовой воды Ду100 мм, и направляется в промежуточные отстойники горизонтального типа ОГ-3021,2, Дренаж с сепаратора первой ступени С-301 осуществляется в дренажную емкость Е-302. Давление в сепараторе первой ступени 0,6 МПа регулируется клапаном КР-7, установленном на выходном газопроводе. Для защиты сепараторов от повышения давления выше рабочего предусмотрена система предохранительных клапанов типа ППК. Сброс с ППК осуществляется на факел высокого давления. Поддержание рабочего уровня в сепараторе С-301 осуществляется регулирующими клапанами КР-9, КР-8, установленных на выходных трубопроводах нефти и воды соответственно, связанными с системой КИПиА сепаратора С-301.
Нефть с сепаратора первой ступени С-301 поступает в печь подогрева нефтегазовой смеси П-302, для нагрева смеси до 45°С.
Подогретая в печи нефть, по трубопроводу Ду200 мм направляется в сепаратор второй ступени сепарации С-3031. Сюда же поступает уловленная нефть и дренаж из дренажных емкостей Е-301, Е-302, Е-303, уловленный конденсат из емкостей сбора конденсата Е-3061,2, и некондиционная нефть из резервуарного парка товарной нефти Т-3021,2. Перед второй ступенью сепарации в поток нефтегазовой смеси до печи П-302 предусмотрен ввод деэмульгатора, ингибиторов коррозии и солеотложений с блока подачи химреагентов БР-3011,2,3.
Для осуществления более качественной подготовки нефти на начальном этапе разработки месторождения, при малой обводненности продукции скважин, на вход в сепаратор первой и второй ступени сепарации при необходимости, подается технологическая (пресная) вода для обессоливания. Вода для обессоливания подается из резервуара технической воды Т-3012 в который поставляется из скважины. Количество подаваемой воды составляет пять процентов от поступающей нефти. Вода предварительно подогревается в кожухотрубном теплообменнике П-301 до температуры 50°С. В дальнейшем, при увеличении обводненности, подогретая технологическая вода для обессоливания подается и на вход в сепаратор второй ступени С-3031.
Газ с сепаратора второй ступени С-3031 по газопроводу Ду100 мм поступает в газосепаратор СГ-302.
Пластовая вода, выделившаяся в сепараторе второй ступени сепарации С-3031, объединяется с пластовой водой, выделившейся в сепараторе первой ступени С-301, и далее по общему коллектору Ду100 мм поступает в промежуточные отстойники ОГ-3021,2. Нефть с сепаратора второй ступени поступает в общий коллектор Ду200 мм и направляется на концевую сепарационную установку КСУ-1,2 для сепарации при давлении близком к атмосферному. Дренаж с сепаратора второй ступени производится в дренажную емкость Е-302. Давление в сепараторе второй ступени 0,3 МПа поддерживается клапаном КР-14, установленным на выходном газопроводе. Сброс с ППК осуществляется в газосепаратор СГ-304 (для отделения унесенных с газом капель жидкости) и далее на факел высокого давления. Поддержание рабочего уровня по жидкости в сепараторе осуществляется регулирующими клапанами КР-16, КР-15, установленными на выходных трубопроводах нефти и воды, соответственно, связанными с системой КИПиА сепаратора С-3031.
Товарная нефть с концевой сепарационной установки КСУ-1,2 откачивается насосами товарной нефти Н-3061,2 и поступает в резервуары товарной нефти Т-3021,2 типа РВС-2000 и РВС-3000. Выделившийся газ с КСУ-1,2, направляется в факельную систему низкого давления (ФНД). Уровень нефти в концевой сепарационной установке регулируется клапаном КР-18, установленным на линии подачи нефти в резервуары товарной нефти Т-3021,2. Дренаж с концевой сепарационной установки производится в дренажную емкость Е-302. Сброс с ППК осуществляется в факельную систему высокого давления ФВД.
Из резервуаров товарной нефти Т-3021,2 нефть насосами налива нефти в автоцистерны Н-3074-7 посредством наливных устройств закачивается в нефтевозы. Из резервуаров товарной нефти Т-3021,2 предусматривается отбор проб для анализа нефти на содержание воды. В случае получения неудовлетворительных результатов некондиционная нефть из резервуаров откачивается насосами откачки некондиционной нефти Н-2021,2 и по трубопроводу Ду100 мм поступает обратно в процесс на вход сепаратора второй ступени С-3031. Подтоварная вода из резервуаров товарной нефти Т-3021,2 откачивается насосом закачки воды Н-3055,6 по трубопроводу Ду100 мм в резервуар пластовой воды Т-3011. Давление в резервуарах поддерживается регулятором КР-25. Для создания газовой подушки в резервуар предусмотрена подача нефтяного газа (или азота) через регуляторы КР-19 и КР-24 соответственно. Вытесненный газ с резервуаров товарной нефти Т-3021,2 направляется в факельную систему низкого давления.
Выделившийся газ из дренажных емкостей Е-301, 302, 303 и отстойников пластовой воды ОГ-3021,2 по трубопроводам Ду100 мм поступает в сборный газовый коллектор низкого давления и направляется в факельную систему низкого давления.
Пластовая вода, собранная с аппаратов, накапливается в отстойниках пластовой воды ОГ-3021,2, и далее насосами откачки пластовой воды Н-3053,4 подается в резервуар пластовой воды Т-3011, объемом 1000 м3. Перед поступлением пластовой воды в отстойник ОГ-3021,2 в трубопровод подаются ингибиторы коррозии и солеотложений с блока подачи хим.реагентов БР-3014,5. Регулирование уровня раздела фаз в отстойниках пластовой воды ОГ-3021,2 осуществляется клапаном КР-21, установленным на линии выхода пластовой воды. Выделившиеся из пластовой воды газы направляются в систему ФНД.
В резервуаре-отстойнике Т-3011 вода очищается от капель нефти методом механического отстоя. Уловленная нефть из резервуара пластовой воды Т-3011 по трубопроводу Ду80 мм поступает в дренажную емкость Е-303 и откачивается обратно в процесс по трубопроводу Ду50 мм на вход в сепаратор второй ступени С-3031. Пластовая вода из резервуара Т-3011 по трубопроводу Ду50 мм поступает на площадку насосов Н-3057,8,9 и по трубопроводу Ду100 мм должна подаваться на БКНС для закачки в пласт. Из резервуаров пластовой и технической воды Т-3012 предусмотрен дренаж в дренажную емкость Е-303.
В случае проведения ремонтных работ или освидетельствования трехфазных сепараторов С-301 или С-3031, при определенной манипуляциями трубопроводной арматурой, схема трубопроводов позволяет применить разделитель жидкости С102В в качестве одного из них.
Отсепарированный на первой ступени сепарации газ высокого давления по трубопроводу Ду150 мм подается в газовый сепаратор СГ-303, в котором происходит отделение газа от конденсата и капельной жидкости, которая выносится с потоком газа из сепаратора С-301. Во входном коллекторе газа проектом предусмотрена врезка от существующего сепаратора С-102В.
Отсепарированный газ из сепаратора СГ-303 направляется в коллектор раздачи газа высокого давления. Часть газа используется для собственных нужд: топливо для печей подогрева нефти, газ на дежурные горелки факела совмещенного типа Ф-301. Большая часть газа по газопроводу Ду250 мм направляется в факельный коллектор высокого давления. Давление в газосепараторе СГ-303 поддерживается регулирующим клапаном КР-2.
Сброс с предохранительного клапана сепаратора СГ-303 осуществляется в коллектор сброса с предохранительных клапанов, откуда газ и продукты сброса направляются в газосепаратор СГ-304.
Из коллектора раздачи газа высокого давления проектом предусмотрено несколько ответвлений: коллектор отбора газа для поддержания минимально допустимого давления в факельных коллекторах высокого и низкого давления, коллектор для подачи газа в резервуарный парк для поддержания газовой подушки в резервуарах товарной нефти, и коллектор подачи газа на факел (одна часть газа используется для поддержания горения дежурной горелки, а другая при необходимости используется в качестве затворного газа).
Проектом предусмотрены линии подачи газообразного азота в факельные коллектора высокого и низкого давления, для продувки их в период подготовки к ремонту или освидетельствованию.
Отсепарированный на второй ступени сепарации газ низкого давления по трубопроводу Ду150 мм подается в газовый сепаратор СГ-302, в котором происходит отделение газа от конденсата и капельной жидкости, которая выносится с потоком газа из сепаратора С-3031. Во входном коллекторе газа проектом предусмотрена врезка от существующего сепаратора С-102В.
Отсепарированный от конденсата и капельной жидкости в газосепараторе СГ-302 газ направляется в факельный коллектор низкого давления.
Сброс с предохранительного клапана сепаратора СГ-302 осуществляется в коллектор сброса с предохранительных клапанов, откуда газ и продукты сброса направляются в газосепаратор СГ-304.
Потоки газа факельной системы ВД и НД проходят через газовые расширители ГР-301 и ГР-302 высокого и низкого давлений соответственно (расширитель служит для улавливания сконденсировавшегося газа и отвода его в дренажные емкости), откуда отделившийся конденсат поступает в емкости сбора конденсата Е-3061,2, а очищенный от капельной жидкости газ подается на совмещенный факел высокого и низкого давления Ф-301.
Уловленная нефть из дренажных емкостей Е-301,302,303 и конденсат из конденсатосборников Е-3061,2 погружными насосами откачки уловленной нефти и конденсата Н-3011-5 подаются обратно в процесс на вход сепаратора второй ступени сепарации С-3031.
Поддержание требуемых температур нефтепродукта в резервуарах Т-3011,2, пластовой и технической воды в резервуарах Т-3021,2, воды для пожаротушения в резервуарах ПР-1,2, температуры нефтепродукта в дренажных емкостях Е-301,302,303,Е-400, а также теплоснабжение газосепараторов CГ-302, СГ-303, СГ-304 производится от блочного подогревателя ППТ-02, осуществляющего подогрев теплоносителя. В качестве теплоносителя применяется гликолевая вода с параметрами 95-70 [0]С. Циркуляция теплоносителя в системе осуществляется центробежными насосами КМ50-32-125.
1.3 Прием на Установку основного сырья (нефти)
Перед заполнением технологической системы нефтью, необходимо продуть трубопроводы и оборудование азотом вытеснить воздух из системы инертным газом на свечу. В конце продувки производится анализ выходящего газа. Содержание кислорода не должно превышать 1 % (объемн.). Факельный газопровод продувается азотом до остаточного кислорода у основания факельного ствола не более 50% минимального взрывоопасного. Подать азот в газовый затвор и зажечь дежурные горелки на факеле. Для этого необходимо подать газ с групповой баллонной установки. Давление газа в трубопроводе (после редуктора) должно быть отрегулировано на 0,1 кгсм2. После окончания продувки азотом, задвижки на газопроводах подачи газа на печи должны быть закрыты. Дренажная арматура должна быть закрыта.
Аппараты не участвующие в технологическом процессе (разделитель жидкости С102В) должны быть отключены по газу, воде и нефти.
Открыть электрифицированную задвижку Эз-1 на 25-30% и заполнить сепаратор первой ступени С-301 до нижнего уровня по уровнемеру LT-29a, при этом азот с выделившимся нефтяным газом, при достижении в аппарате давления установленного на регуляторе КР-7, вытесняется на факел. После этого прием нефти прекратить проверить давление в аппарате (давление должно быть не более установленного на регуляторе КР-7) и убедиться в герметичности системы.
Возобновить прием нефти, открыв Эз-1 и задвижку на байпасе регулятора КР-9 на трубопроводе подачи нефти в сепаратор второй ступени С-3031.
Заполнить сепаратор второй ступени до нижнего уровня по LT-64a, процесс приема нефти прекратить, проверить давление в аппарате и убедиться в герметичности системы и работы приборов контроля. Продолжить прием нефти, открыв байпас регулятора потока КР-16 на концевую сепарационную установку КСУ-1, КСУ-2.
При заполнении КСУ-1 и КСУ-2, одновременно заполняем участок трубопровода до насосов Н-3061,2. По инструкции вручную вводим в работу один из насосов Н-306. После открытия напорной задвижки, переводим работу насосов в автоматический режим.
Закрыть байпасы на узлах регуляторов расхода нефти на сепараторах С-301 и С-3031.
При автоматическом открытии регулятора уровня в КСУ1,2 КР-7, полностью открыть вручную электрифицированную задвижку Эз-1и перевести ее в автоматический режим.
При повышении нефтяного уровня в РВС закрываем подачу азота в систему.
Подать электропитание на электрические контуры поддержания температуры трубопроводов.
Поочередно, по мере увеличения объема выделившегося попутного газа, осуществляется подача газа на печи и розжиг печей подогрева нефти и теплоносителя.
Примечание: При относительно низких температурах окружающего воздуха (0 - 5°С), и при недостаточно интенсивной дегазации нефти (по результатам анализа), нефть из РВС через дренажную емкость Е-303 отправляется в начало процесса.
1.4 Анализ технико-экономических показателей УПН на Чинаревском месторождении
Казахстан является одним из крупнейших поставщиков сырой нефти в Центрально-азиатском регионе. По подтвержденным запасам нефти Казахстан входит в число 15 ведущих стран мира, обладая 3% мирового запаса нефти. Нефтегазоносные районы занимают 62% площади республики и располагают 172 нефтяными месторождениями, из которых более 80 - находятся в разработке.
Рисунок 1.2 - Производство нефти в Республике Казахстан, млн. тонн в год
Рисунок 1.3 - Потребление нефти в Республике Казахстан, млн. тонн в год
Технико-экономические показатели работы установки подготовки нефти определяются, в первую очередь, объемами добычи нефти на месторождении Чинарево, грузооборотом резервуарного парка УПН и коммерческим спросом на нефть.
Получить абсолютно полную информацию по экономической деятельности предприятия не представилось возможным, поэтому анализ работы проведен на имеющемся материале.
Грузооборот резервуарного парка возрастает в связи с ростом мощности установки подготовки нефти (рисунок 1.4).
Рисунок 1.4 - Грузооборот резервуарного парка
Разница между плановыми и фактическими показателями незначительна, ввиду достаточно четкого количественного учета поступающего сырья с месторождения. Однако, качественные показатели сырья по времени меняются, и, при определенных условиях, это ведет к снижению отделяемых и сжигаемых на факеле легких углеводородов - пропан-бутановых и изобутановых компонентов.
1.5 Выводы и постановка задачи
Проанализировав систему сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин Чинаревского месторождения, сделаны следующие выводы:
1. В настоящее время разработка Чинаревского месторождения приводит к увеличению дебитов скважин и обводненности.
2. Увеличение обводненности приводит к частым порывам и утечкам на нефтепроводе.
3. Для снижения количества порывов на нефтепроводе, необходимо уменьшить обводненность перекачиваемой жидкости, а именно требуется реконструкция технологического процесса сепарации продукции нефтяных скважин на УПН Чинарево.
Основой современной энергетики является нефть и природный газ. Одним из основных процессов промысловой подготовки нефти является сепарация нефти от газа в сепараторах различных типов.
Целью проекта является повышение эффективности сепарации нефти от попутного газа.
Учитывая вышеизложенное, в дипломном проекте планируется выполнить следующее:
1. Проанализировать систему сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин Чинаревского месторождения.
2. В технологической части проанализировать технологические схемы предварительной очистки нефти и сепарационного оборудования. Выполнить патентную проработку оборудования сепарации нефти.
3. Конструктивная разработка предполагает создание устройства, способного осуществлять сепарацию нефти от растворённого газа за счет подачи рабочего газа через перфорированные трубы под слой нефти. Выполнить рекомендации по совершенствованию установки подготовки нефти Чинаревского месторождения
4. Обеспечить безопасность и экологичность проекта.
5. Рассчитать экономическую эффективность проекта.
2 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ КОНСТРУКЦИЙ
СИСТЕМЫ СЕПАРАЦИИ НЕФТИ
2.1 Анализ и описание существующих технологических схем предварительной подготовки нефти
Промысловый сбор и транспорт попутного нефтяного газа необходимо рассматривать вместе со сбором и подготовкой нефти. Количество и состав попутного зависит от термодинамических условий на стадии сепарации нефти, которая является составной частью подготовки нефти к транспортировке и переработке. Поэтому проблему рационального использования нефтяного газа следует решать в комплексе с вопросами сбора, подготовки и транспорта всей продукции нефтяных скважин. Добываемая из скважин продукция является смесью нефти, растворенного в ней газа (от 10 до 300 нефти), пластовой воды (от 4 до 90% масс. на нефть) с минеральными солями (до10гл) в виде эмульсии и механических примесей (до 1% масс. на нефть), состоящих из частичек пластовой пароды, кристаллов солей, окалины [17].
Задача промысловой подготовки заключается в доведении качества нефти до требований стандартов. В настоящее время существует много разновидностей систем сбора и подготовки нефти, газа и воды в зависимости от климатических и топографических условии, качества нефти. Принципиальная усредненная схема сбора и подготовки нефти на промысле приводится на рис. 2.1 Система изолирована и работает под избыточным давлением устья скважины.
Рисунок 2.1 - Схема сбора и подготовки нефти на промыслах
От куста скважин сырая нефть поступает на несколько автоматизированных
групповых замерных установок (АГЗУ), на которых замеряется дебит каждой скажины (Рис.2.1). Затем сырая нефть по сборному коллектору поступает на дожимную насосну станцию (ДНС), где происходит отделение от нефти газа - первая ступень сепарации (1), предварительное отделение воды (2) и механических примесей (3). После отделения основного количества газа нефть с пластовой водой и остатками газа поступают в сепараторы второй ступени (С-2), где отделяеться большая часть воды и часть газа, а водонефтяная эмульсия направляеться в электродегидраторы установки подготовки нефти (УПН). В УПН при температуре около и в присутсвии деэмульгаторов уменьшается модержание воды (менее 1%мас.), минеральных солей (до 20 - 300 мгл) и выделяется газ третьнй ступени сепарации. Стабильная нефть (4) поступает на установку сдачи товарной нефти (УТН) и по магистральному нефтепроводу направляется на НПЗ. Вода с УПН и емкостей предварительного сброса воды передается на установку подготовки воды (УПВ). Очищеная вода (5) как правило, используется для заводнения пласта (закачки в пласт). Газы, выделившиеся в сепараторах, поступают по газопроводу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) для разделения.
Стабилизация нефти, газоконденсата и сбор газа - начало комплекса технологических процессов их переработки. Система сбора нефти и газа организуется таким образом, чтобы попутные газы были отделены от нефти и использованы. В тех случаях, если системы сбора газа на вновь вступивших в эксплуатацию промыслов не подготовлены, газ сжигается на факелах. Во всех системах сбора предусматривается отделение попутного газа от нефти методом сепарации и передачи газа для дальнейшей переработки на газоперерабатывающий (газабензиновый) завод, а нефти - на нефтеперерабатывающий завод.
Попутный газ отделяют от нефти в два этапа, разделенных во времени и пространстве: первый этап осуществляется при промысловой подготовке нефтив сепараторах различного гравитационным разделением. Полного отделения газа при этом не происходит. В нефти остается в растворенном состоянии до 1,5 - 2,0% углеводородов. С1 - С4. Для более глубокого извлечения легких фракций ефти направляют на специальные стабилизационные установки, в состав которых входят ректификационные колонны. Продуктами этих установок явлются стабильная нефть и газоконденсат. Газоконденсат направляется на центральные газофракционирующие установки (ЦГФГ), где разделяется на индивидуальные углеводороды и товарные фракции.
При анализе влияния различных параметров на сепарацию, прежде всего, определяют полноту извлечения газа из нефти и унос капелек нефти вместе с газом. Эти показатели зависят от числа ступеней сепарации, давления по ступеням сепарации, температуры и объема поступающей нефтегазовой смеси и конструкции сепараторов.
Обычно газ отделяют от нефти в две или три ступени под небольшим давлением или при разрежении: первая ступень - 0,7 - 0,4 МПа, вторая ступень - 0,27 - 0,35 МПа, третья - 0,1 - 0,2 МПа. Повышение давления в сепараторе приводит к уменьшению рабочего газового фактора, плотности, молекулярной массы и теплоты сгорания выделяющегося газа, а также к уменьшению содержания в нем тяжелых углеводородов. Нефть при этом становится менее плотной и вязкой, в ней увеличивается содержание легких углеводородов.
Состав отсепарированного газа в зависимости от давления меняется следующим образом: при увеличении давления в сеператоре уменьшается содержание пропана, бутанов, пентанов и высших углеводородов, увеличивается содержание метана.
Заметное влияние на выделение из нефти газа оказывают центробежные силы, возникающие при тангенциальном вводе газонефтяного потока в сепаратор. В промышленности широкое применение нашла конструкция сепаратора, состоящего из цетробежного разделителя и буферной емкости. Эта конструкция получили название гидроциклонного сепаратора.
Следует отметить, что, несмотря на совершенствование техники и технологии сепарации нефти и газа, промысловые сепараторы остаются громоздкими и дорогостоящими аппаратами. Их работа основана малоэффективном гравитационном принципе, и они малопроизводительны; сепараторы перестают работать, когда нефтегазовая смесь образует пену; потери энергии, заключенной в нефтегазовом потоке при снижении давления в ступенчатом разгазировании, приводит к необходимости применения в дальнейшем для сбора и транспорта нефти и газа дополнительно насосных и компрессорных агрегатов.
Получить абсолютно стабильную нефть, т.е. совершенно неспособную испаряться в атмосферу, практически невозможно. Даже снижение давления ее паров до 0,002 МПа, на которое расчитана дыхательная аппаратура резервуаров, не исключило бы потери нефти от испарения при больших и малых дыханиях. Поэтому понятие о стабильных и нестабильных нефтях в какой-то мере условно.
1 - сепаратор газа; 2 - ректификационная колонна;
3 - конденсатор; 4 - сепаратор; 5 - насос; I - нестабильная нефть; II,III - углеводородный газ; IV - сжиженный газ; V - водный конденсат; VI - стабильная нефть;VII - легкая бензиновая ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Дисциплины
- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда
