Каталог

Помощь

Корзина

Модернизация технологической схемы установки сброса воды Пограничного месторождения

Оригинальный документ?

Реферат

 

Выпускная квалификационная работа 78 стр., 11 рис., 18 табл., 19 источника.

Модернизация технологической схемы установки сброса воды Пограничного месторождения.

Объектом исследования в дипломной работе является Пограничное месторождение.

Цель дипломной работы – совершенствование системы предварительного сброса воды.

В тесной связи с указанной целью были поставлены задачи, определяющие структуру и содержание дипломной работы

̶  рассмотреть особенности образования водонефтяных эмульсий;

̶   разработать мероприятия по улучшению системы сброса воды;

̶   рассчитать работу узлов и элементов;

̶  рассчитать экономический эффект от предложенных мероприятий;

̶  представить решение мероприятий охраны окружающей среды, охраны труда и противопожарных мероприятий.

Исследовались проблемы подготовки нефти при различных условиях и разрабатывались новые технологии и оборудование в научно-исследовательских институтах: ИПТЭР, БашНИПИнефть, СибНИИНП, Гипровостокнефть и др. Известны работы, выполненные проф. Троновым В.П., Позднышевым Г.Н., Мансуровым Р.И., Байковым Н.М., Марининым Н.С., Саватеевым Ю.Н. и другими известными учеными в этой области.

Однако, задачи совершенствования, разработки новых технологий и оборудования в области подготовки нефти при изменяющихся условиях работы остаются актуальными и в настоящее время.


СОДЕРЖАНИЕ 

ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ5

Введение7

1 Обзор литературы8

1.1 Образование эмульсий и их классификация10

1.2 Физико-химические свойства нефтяных эмульсий12

1.3 Устойчивость нефтяных эмульсий и их старение14

1.4 Теоретические основы обезвоживания нефти15

1.5 Деэмульгаторы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий18

1.6 Основные методы разрушения нефтяных эмульсий24

1.7 Установка комплексной подготовки нефти27

2 Проектирование системы предварительного обезвоживания нефти35

2.1 Общие сведения для проектирования35

2.2 Характеристика действующей системы обезвоживания нефти37

3 РАСЧЕТ УЗЛОВ И ЭЛЕМЕНТОВ48

3.1 Разработка мероприятий по совершенствованию установки предварительного сброса воды48

3.2 Расчет расхода газа, необходимого доля установки подогрева нефти55

3.3. Выбор установки подогрева нефти58

4 Экономическое обоснование предложенного комплекса мероприятий63

5 Безопасность и экологичность проекта65

5.1 Схема пожаротушения65

5.2 Расчет и характеристика сооружений66

5.3 Пенопроводы и трубопроводы пожаротушения70

5.4 Охрана труда, техника безопасности и противопожарные мероприятия74

5.5 Охрана окружающей среды74

Заключение76

Список использованной литературы77

 Основные сокращения и обозначения

 

Сокращения:

ПАВ – поверхностные активные вещества

НЧК – нейтрализованный черный контакт

НКГ – нейтрализованный кислый гудрон

ПДК – предельно допустимая концентрация

УКПН – установка комплексной подготовки нефти

ЦПС - центральный пункт сбора

НГДУ - нефтегазодобывающее управление

ППД - поддержание пластового давления

ДНС – дожимная насосная станция

БКНС – блок кустовой насосной станции

УПСВ – установка предварительного сброса воды

РГС - резервуар горизонтальный стальной

ТВО - тепловлажностная обработка

ВНЭ - Водонефтяная эмульсия

 

Обозначения:

рН - плотность нефти, кг/м3;

рВ - плотность воды, кг/м3;

W - содержание воды, объёмные доли

а - радиус капли, мм

g - ускорение свободного падения, м/с2

Δρ - разность значений плотности воды и нефти

Vc - скорость седиментации, м/с

μэф - эффективная вязкость среды, Па

μв - вязкость воды, Па

dвн - внутренний диаметр, мм

L - длина трубопровода, м

Qч - часовая пропускная способность, м3

ρ - плотность перекачиваемой нефти, кг/м3

vt – кинематическая вязкость нефти, м2

Gr - годовая производительность нефтепровода, т/год

kнп - коэффициент неравномерности перекачки

V - средняя скорость нефти в трубопроводе, м/с

Re - число Рейнольдса

Wвнэ - скорость в сопле принимается методом подбора равной 10 м/с

Woc - скорость осаждения капли воды, диаметром 0,2 мм

Lбв – низший предел взрываемости балласта

Таi - фактический срок службы оборудования

Таj - амортизационный сроки службы оборудования

ФДУ - фонд заработной платы одного сотрудника, руб.

Ду - количество человек, шт.

ЗР - затраты на резервуар, руб.

АД - средняя балансовая стоимость одной установки, руб.

ФДУ - заработная плата персонала установок, руб.

Э – экономический эффект, руб.

i - нормативная интенсивность подачи раствора пенообразователя, м2 сек

 

Введение

 

На многих месторождениях нефть извлекается из нефтяного пласта в виде газо-водонефтяной смеси. Для дальнейшего транспортирования и реализации потребителю нефть должна быть отделена от газа, очищена от воды, механических примесей, солей при промысловой подготовке нефти.

Затраты на промысловую подготовку нефти составляют значительную часть расходов на добычу нефти. Поэтому совершенствование технологии и техники промысловой подготовки всегда является актуальным.

В настоящее время в России основные месторождения нефти вступили в позднюю стадию разработки, что означает высокую обводненность добываемой нефти. Увеличение количества добываемой жидкости за счет извлекаемой воды вместе с нефтью приводит к резкому повышению затрат на транспортировку добываемой жидкости до пунктов подготовки и на промысловую подготовку нефти. Кроме того, пластовую воду после отделения от нефти необходимо вернуть на объекты добычи нефти для утилизации путем закачки в пласты для поддержания пластового давления. В этих условиях совершенствование технологии и техники промысловой подготовки нефти приобретает несомненную актуальность.


1 ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ

 

На каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью извлекается пластовая вода. По мере эксплуатации месторождения содержание воды в нефти постепенно возрастает.

Извлеченная вместе с нефтью на поверхность пластовая вода является вредной примесью, которую необходимо удалять из нефти. Пластовая вода образует с нефтью эмульсии различной степени стойкости, и со временем стойкость эмульсии повышается. Это является одной из причин того, что необходимо обезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения. Наиболее целесообразно проводить обезвоживание нефти на месторождениях.

Второй наиболее важной причиной обезвоживания нефти в районах его добычи является высокая стоимость транспорта балласта пластовой воды. Транспортировка обводненной нефти удорожается не только в результате перекачки дополнительных объемов содержащейся в нефти пластовой воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа вода в нефти выше, чем чистой нефти. При увеличении содержания воды в нефти на 15 транспортные расходы возрастают в среднем на 3-5% при каждой перекачке.

Добывающая из скважин нефть, как правило, имеет в своем составе пластовую воду свободном или эмульгированном состоянии), содержащую различные минеральные соли - хлористый натрий NaCl, хлористый кальций СаСl2, хлористый магний MgCl2, причем часто в больших количествах (200 тыс. мг/л воды и более), механические примеси. Эти соли придают водонефтяной смеси довольно высокую коррозионную активность и затрудняют таким образом ее транспортирование и последующую переработку. 

Дисперсные системы, состоящие из капелек одного и того же диаметра, называются монодисперсными, а дисперсные системы, состоящие из капелек различного диаметра, - полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, т.е. к системам, содержащим частицы различных размеров. Размер капель воды в эмульсии обычно обратно пропорционален количеству затраченной энергии, и чем больше этой энергии, тем меньше диаметр капель, следовательно, больше их суммарная удельная поверхность.

Вязкость эмульсии зависит от вязкости самой нефти, температуры, при которой получается эмульсия, количества воды, содержащейся в нефти, степени дисперсности, присутствия механических примесей. Вязкость нефтяных эмульсий не обладает аддитивным свойством, т.е. вязкость эмульсии не равна сумме вязкости воды и нефти.

С увеличением обводнённости до определённого значения вязкость эмульсии возрастает и достигает максимума при критической обводнённости, характерной для данного месторождения. При дальнейшем увеличении обводнённости вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое значение коэффициента обводнения называется точкой инверсии, при которой происходит обращение фаз, т.е. эмульсия типа В/Н превращается в эмульсию типа Н/В. Значение точки инверсии для разных месторождений колеблется от 0,5 до 0,95 г.

Плотность эмульсии можно рассчитать, если известны плотность нефти и воды и их содержание в эмульсии, по следующей формуле:

Плотность эмульсии можно рассчитать, если известны плотность нефти и воды и их содержание в эмульсии, по                                     (1)

где рН - плотность нефти, кг/м3;

рВ - плотность воды, кг/м3;

W - содержание воды в объёмных долях.

БРХ – блок дозирования деэмульгатора; СГ-1 – сепаратор газовый; НГС-1, 2 – сепаратор первой ступени сепарации;

БРХ – блок дозирования деэмульгатора; СГ-1 – сепаратор газовый; НГС-1, 2 – сепаратор первой ступени сепарации; УУГ, УУН, УУВ – узел учета соответственно газа, нефти и воды; ФНД – факел низкого давления; БЕ-1, 2 – сепаратор буферный; РВС-1, 2, РВС-2 – резервуар соответственно аварийный/технологический и очистной; Н-1, Н-2 – насосы соответственно внешней откачки нефти и откачки пластовой воды; ЦПС – центральный пункт сбора; КНС – кустовая нассоная станция 

Рисунок 1 - Принципиальные технологические схемы ДНС-2 Сугмутского (а) и ДНС-6 Муравленковского (б) месторождений:

 

Пробы нефти и сточной воды на выходе из аппаратов отбирали с помощью пробоотборников, установленных в блоке управления НГВРП. Обводненность нефти измеряли экспресс-методом с использованием центрифуги. Кроме того, проводились замеры количества нефтепродуктов в подтоварной воде после аппарата согласно стандартной методике (ОСТ 39-133-81).

2 Проектирование системы предварительного обезвоживания нефти

 

2.1 Общие сведения для проектирования

 

В административном отношении Пограничное месторождение расположено в юго-восточной части Удмуртской Республики, на территории Шарканского районов, в 4-15 км севернее г. Нефтекамска.

В непосредственной близости от Пограничного месторождения расположены: западнее - Лиственское месторождение, севернее – Шарканское, на некотором удалении северо-западнее – Быгинское, Черновское, и Южно-Лиственское месторождения, рисунок 4.

Схема расположения Пограничного месторождения

Рисунок 4 - Схема расположения Пограничного месторождения

Список использованной литературы

 

1. Антипин Ю.В. Предупреждение осложнений при добыче обводненной нефти / М.Д. Валеев, А.Ш. Сыртланов. - Уфа: Башкнигоиздат, 1987. - 167с.

2. Байков Н.М. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды / Н.М. Байков, Г.Н. Позднышев, Р.И. Мансуров - М.: Недра, 1981. - 261 с. 

3. Валеев М.Д. О структурно-механических и неравновесных характеристиках эмульгированных нефтей / М.Д. Валеев Башнипинефть. – Уфа, 1995. - 268 с.

4. Карякин Е.А. Промышленное газооборудование. Справочник. – Саратов: «Газовик», 2003.

5. Крюков В.А. Совершенствование предварительного сброса воды / В.А.  Крюков – М., НТС Нефтяное хозяйство, 2003. – 115 с.

6.  Лобков A.M. Сбор и обработка нефти и газа на промыслах / A.M.  Лобков - М.: Недра, 1968, 117 с. 

7. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды / Г.С. Лутошкин - М.: Недра, 1983. - 224 с. 

8. Маринин Н.С. Разгазирование и предварительное обезвоживание нефти в системах сбора / Ю.Н. Саватеев. - М.: Недра, 1982. - 171 с.

9. Митрофанов А.З. Отстойник для установок подготовки нефти / Митрофанов А.З. Нефтепромысловое дело. - 1975. - № 12. - 41-43. 

10. Мячугин А.Н. Пути и методы снижения вязкости. // Молодёжь и наука: Сборник материалов VII Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных, посвященной 50-летию первого полета человека в космос [Электронный ресурс]. - Красноярск: Сибирский федеральный ун-т, 2011. - Режим доступа: http://conf.sfu-kras.ru/sites/mn2011/section02.html, свободный.

11. Тронов В.П., Розенцвайг А.К. Оптимизация процессов массообмена при обезвоживании и обессоливании нефти // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. -1974.-Вып. 29 .-С. 65-75. 

12.  Тронов В.П., Ширеев А.И., Тронов А.В., Амерханов И.М. Прогнозирование вязкости водонефтяных эмульсий на стадии проектирования систем обустройства нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. - 1986. - № 2. 

13. Тронов В.П., Розенцвайг А.К. Коалесценция дисперсной фазы жидкостных эмульсий при движении в турбулентном режиме // Прикладная химия. -1976.- Том XLIX, вып. 1.-С. 231-233.

14.  Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. - М . : Недра, 1977. - 271 с. 

15. Тронов В.П., Михайловский М.К. Технология получения качественных сточных вод в процессе подготовки нефти. -М.: ВНИИОЭНГ, 1975. 

16.  Тронов В.П. О повышении производительности отстойной аппаратуры при подготовке нефти // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. - 1975. - Вып. 33. — 39-46. 

17.  Фортье А. Механика суспензий: Пер. с франц. - М.: Миф, 1971. - 264 с. 

18. Федорищев Т.И., Алпатов Г.И., Чернавский Ф. Отстойный аппарат отделения воды при подготовке глубокообессоленной нефти // Тр. ин-та / Сиб-НИИНП. - Тюмень, 1976. - Вып. №5. - 93-98. 

19. Хамидуллин Ф.Ф., Тронов В.П. Повышение производительности отстойных аппаратов // Нефтепромысловое дело. - 1977. - № 6. - 29-31.