подсчет сдачи нефти. 2 Вариант Харченко Д.С.. Содержание Введение Дожимные насосные станции Установки предварительного сброса пластовых вод (упс) Центральные пункты сбора нефти Основные характеристики цпс технологический комплекс сооружений цпс резервуарные парки.
 Скачать 161.77 Kb.
|
Содержание:Введение Дожимные насосные станции Установки предварительного сброса пластовых вод (УПС) Центральные пункты сбора нефти Основные характеристики ЦПС Технологический комплекс сооружений ЦПС Резервуарные парки. РАСЧЕТА МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ (УПН) Введение 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 г/л. 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. На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис. 1.1). Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.  Рисунок 1.1. Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:1 - нефтяная скважина; 2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 - дожимная насосная станция (ДНС); 4 - установка очистки пластовой воды; 5 - установка подготовки нефти; 6 - газокомпрессорная станция; 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 - резервуарный парк Дожимные насосные станции Технологический комплекс сооружений ДНС может включать: 1) первую ступень сепарации нефти; 2) предварительный сброс воды" (при необходимости); 3) нагрев продукции скважин (при необходимости); 4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС; 5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа 1 ступени* на ЦПС, ГНЗ и др. 6) транспортирование, при наличии предварительного сброса, подготовленной пластовой воды в систему ППД; 7) бригадный учет нефти, газа и подготовленной пластовой воды; 8) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов-деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций. В состав ДНС могут входить следующие основные технологические и вспомогательные сооружения: блок предварительного отбора газа; блок сепарации нефти; блок насосной (с буферной емкостью); блок предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды; блок аварийных емкостей; блок забора нефти; блок забора газа; блок забора воды; блок компрессорной воздуха для питания приборов КиА; блок нагрева продукции скважин (при необходимости); блок реагентного хозяйства для закачки реагента перед первой ступенью сепарации; блок закачки ингибиторов в газопроводы и нефтепроводы; емкость дренажная подземная; объем буферной емкости ДНС принимается из расчета пребывания жидкости в ней в течение 10 минут.  Рис. 1.2. Принципиальная схема дожимной насосной станции (ДНС)Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы;Н-1 – центробежный насос. Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа, ГНД – газ низкого давления Технологические расчеты, выбор оборудования и аппаратуры должны производиться на основе данных материального баланса. Мощность ДНС должна рассчитываться по году максимальной добычи нефти и году максимальной добычи жидкости (по данным технологической схемы разработки) из скважин, подключенным к ДНС. При проектирования дожимных насосных станций необходимо предусматривать: 1) компоновку аппаратуры и оборудования для проведения основных технологических процессов в едином технологическом блоке; 2) сепарацию нефти с предварительным отбором газа; 3) этажное расположение оборудования; 4) учет нефти, газа и воды по бригадам; 5) технологические процессы предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды в герметизированных аппаратах при давлении первой ступени сепарации и, как правило, осуществление процесса при естественной температуре поступающего на ДНС сырья; 6) получение из аппаратов-отделителей воды с качеством, обеспечивающим закачку ее в продуктивные пласты без дополнительной подготовки. На ДНС должны предусматриваться аварийные горизонтальные технологические емкости, рассчитанные на рабочее давление сепарации. Суммарный объем емкостей должен обеспечивать прием максимального объема жидкости, поступающей на ДНС в течение двух часов. Расчет производится по среднему максимальному дебиту скважин, подключенных к ДНС. При количестве более шести горизонтальных емкостей номинальным объемом 200 м3 в качестве аварийных, следует предусматривать резервуары типа РВС с единичным объемом каждого не более 3000 м3. При этом необходимо предусматривать концевую сепарационную установку с горизонтальным сепаратором, расчетная производительность которой должна обеспечивать сепарацию максимального объема жидкости, поступающей на ДНС. Высота постамента под концевую сепарационную установку должна обеспечивать самотечный слив разгазированной нефти в резервуары. Производительность проектируемых ДНС по выходу жидкости после предварительного сброса воды не должна превышать 3 млн. т. в год. Высота расположения буферной емкости насоса должна определяться с учетом разности геодезических отметок нижней образующей емкости и приемного патрубка насоса, потерь давления в трубопроводе и кавитационного запаса насоса; высота постамента под сепараторы 1 ступени сепарации с учетом разности геодезических отметок нижних образующих сепаратора и буферной емкости и потерь давления в трубопроводе. Приемный коллектор между буферной емкостью и насосами ДНС следует проектировать с уклоном в сторону насосов, без изгибов трубопроводов в вертикальной плоскости. Дожимные насосные станции должны проектироваться блочными, автоматизированными, заводского изготовления, как правило, без постоянного обслуживающего персонала. Сброс газа при ремонте, профилактике оборудования и аварийных ситуациях должен осуществляться на факел для аварийного сжигания газа. Установки предварительного сброса пластовых вод (УПС) Объекты предварительного разделения продукции скважин должны рассматриваться как составная часть единого технологического комплекса сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, газа и воды. Технологическая схема процесса должна обеспечивать: а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в "отстойные" аппараты; б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа; в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5 - 10 % (мас). Размещение объектов предварительного разделения продукции скважин (на ЦПС или на месторождения) должно обосновываться технико-экономическими расчетами. Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента-деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций - подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти. Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15 - 20 % и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.  Рис. 1.3. Принципиальная схема дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы; ОГ – отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы. Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа; ГНД – газ низкого давления Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды). Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосных. Для аппаратуры и трубопроводов, обеспечивающих проведение процесса предварительного обезвоживания нефти, с целью сокращения потерь тепла должна предусматриваться тепловая изоляция. При размещении УПС непосредственно на месторождении (в составе ДНС) защита аппаратов и оборудования от превышения давления предусматривается установкой одной системы рабочих предохранительных клапанов с направлением сброса газа, не содержащего сероводород, в атмосферу. Если газ содержит сероводород, то оброс с предохранительных клапанов следует направлять на факел. Центральные пункты сбора нефти Основные характеристики ЦПС Центральные пункты сбора нефти являются заключительным звеном в каждой системе сбора нефти и газа. В каждом нефтедобывающем районе, как правило, располагается один пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды. При соответствующем технико-экономическом обосновании возможна организация двух и более центральных пунктов при наличии нескольких направлений магистрального транспорта или больших месторождений. Система подготовки нефти на ЦПС включает в себя комплекс технологического оборудования и сооружений, предназначенных для получения товарной нефти, ее учета и дальнейшего транспорта, для очистки сточных вод, первичной подготовки газа концевых ступеней сепарации к транспорту. Как правило, центральные пункты сбора размещают на базовом месторождении, добыча на котором составляет 40% и более общей добычи района в период его максимального развития, независимо от направления магистрального транспорта нефти. При отсутствии в районе базового месторождения ЦПС размещают на месторождении, ближайшем к начальной точке магистрального нефтепровода. 5.2. Технологический комплекс сооружений ЦПС В состав ЦПС входят объекты производственного и вспомогательного назначения. Технологический комплекс объектов состоит из трех основных подкомплексов: подготовки и транспорта нефти; подготовки воды; подготовки газа. В состав вспомогательных сооружений, предназначенных для обслуживания технологических объектов ЦПС, входят: административно-бытовой корпус с узлом связи; пожарное депо; лаборатория со складом проб; котельная; сооружения производственного и противопожарного водоснабжения, резервуары для хранения противопожарного запаса воды, противопожарный водоем, блок-боксы противопожарной насосной станции. Для ЦПС разработана полная номенклатура необходимых блоков технологического назначения, определена номенклатура необходимых изделий вспомогательного и общего назначения. Наиболее характерным по производительности для ЦПС является диапазон от 1 9 млн. т/год нефти, а именно 1, 3, 6и 9 млн т/год. Существуют два основных варианта схем ЦПС: транспорт нефти через сооружения установки подготовки нефти (УПН) за счет энергии пласта или установок механизированной добычи; транспорт нефти через УПН с применением сырьевых насосов. Резервуарные парки. Для установок подготовки нефти следует предусматривать запасы сырья (продукция скважин, продукция, поступающая от ДНС или УПС) и товарной (подготовленной) нефти: а) для сырья - суточный объем, поступающий на установку подготовки нефти; б) для товарной нефти - объем суточной производительности УПН по товарной нефти при трубопроводном транспорте; в) при использовании резервуарного парка одновременно для нужд ЦПС и головных сооружений магистрального транспорта суммарный объем резервуарных емкостей должен определяться с учетом совмещенного графика их работы. В качестве резервуарных емкостей следует предусматривать стальные резервуары типа РВС. Проектирование газоуравнительной обвязки резервуаров должно осуществляться в соответствии с требованиями "Рекомендаций по проектированию газоуравнительных систем" Миннефтепрома. Гидравлический расчет трубопроводов газовой обвязки следует производить по формуле Веймаута для газопроводов низкого давления. В аварийных ситуациях, когда нефть поступает в вертикальные резервуары, давление сепарации в концевых сепараторах не должно превышать 0,005 МПа (0,05 кгс/см2 изб.). При этом газ должен направляться на компрессорную установку или, в обоснованных случаях, сбрасываться на факел. Сброс парафиновых отложений от зачистки (пропарки) резервуаров следует предусматривать в земляные амбары-накопители. Суммарная емкость амбаров-накопителей должна определяться из расчета сбора и хранения парафиновых отложений в течение года, которые должны размещаться смежно с очистными сооружениями, иметь площадки под транспортные или технические средства для заполнения и опорожнения их и быть водонепроницаемыми. Внутренние поверхности металлических резервуаров и устройств должны иметь противокоррозийное покрытие. Необходимость применения ингибиторов коррозии для защиты внутренних поверхностей аппаратов или протекторной защиты их принимается в соответствии с рекомендациями научно-исследовательских организаций.  1.4.Принципиальная схема системы сбора скважинной продукции на нефтяном промыслеРАСЧЕТА МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ (УПН) Годовая мощность установки по сырью 1,2млн. т/год. Обводненность сырой нефти 40 % масс. Таблица 1.1. - Химический состав нефти
|
