Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Модернизация нефтегазового сепаратора на установке подготовки нефти монги

irina_k200 2150 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 86 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 07.10.2020
Выпускная квалификационная работа 85 с., 16 рисунков, 8 таблиц, 25 источников. Ключевые слова: сепаратор, установка, нефть, Монги Объект исследования: установка подготовки нефти Монги. Предмет исследования: технология и причины реконструкции сепарационного оборудования и установки в целом. Цель работы: разработка мероприятий для реконструкции сепарационного оборудования. В ходе выполнения выпускной квалификационной работы применялись анализ работы установки подготовки нефти Монги, обнаружение причин реконструкции, практические расчеты планируемых к проведению работ, математические расчеты экономического эффекта, разработка мероприятий для безопасности и экологичности проекта. Практическая значимость работы заключается в разработке технологических решений для улучшения способности нефтеподготовки на установке Монги. Важную роль в реализации энергетической политики страны, формировании новых газодобывающих регионов, межрегиональной системы транспорта энергоносителей и выхода на международные рынки играет развитие нефтегазового комплекса России. Запасы и ресурсы газа и нефти Сахалина позволят в первую очередь обеспечить надежное развитие регионов Дальнего Востока России на долгосрочную перспективу. Данный дипломный проект выполнен на основе проектных данных, проблемных вопросов эксплуатации и концепции развития установки подготовки нефти Монги и нефтетранспортной системы Сахалина.
Введение

Актуальность исследования обусловлена проблематикой режима работы сепарационного оборудования в составе установки подготовки нефти. Необходимым условием эксплуатации является обеспечение кондиций газа в соответствии с требованиями технических норм при минимальных потерях углеводородов и минимальных затратах материально– технических ресурсов. Для решения проблемы снижения общих потерь конденсата и уноса части жидкости в систему подготовки газа и далее в магистральный трубопровод возможно проведение реконструкции сепаратора первой ступени. Объект исследования: установка подготовки нефти Монги. Предмет исследования: технология и причины реконструкции сепарационного оборудования и установки в целом. Цель работы: разработка мероприятий для реконструкции сепарационного оборудования. Для достижения поставленной цели, решались следующие задачи: 1) Рассмотрение сведений о месторождениях северной части Сахалина, требований к системе сбора и транспорта продукции скважин, установки подготовки нефти Монги и анализ существующей системы сбора и подготовки продукции; 2) Рассмотрение актуальности панируемых к реализации мероприятий, определение проблематики вопроса; 3) Проведение технических расчетов сепарационного оборудования в новой конструкции; 4) Экономическая оценка мероприятий; 5) Разработка технических решений для безопасного и экологичного проведения операций.
Содержание

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, ЕДИНИЦ ИЗМЕРЕНИЙ И ТЕРМИНОВ 5 ВВЕДЕНИЕ 6 1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ 7 1.1 Сведения о месторождениях северной части Сахалина 7 1.2 Требования к системе сбора и транспорта продукции скважин 16 1.3 Анализ существующей системы сбора и подготовки продукции 23 1.4 Установка подготовки нефти Монги 24 2 АНАЛИЗ ПРОЕКТА МОДЕРНИЗАЦИИ 26 2.1 Актуальность реализации проекта 26 2.2 Сепарационный аппарат и его конструкция 27 2.3 Модернизация нефтегазового сепаратора 29 3 РАСЧЕТ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕПАРАТОРА 34 3.1 Расчет сепарационной тарелки 34 3.2 Расчет сборника жидкости 37 3.3 Расчет сливных труб 38 3.4 Расчет гидравлического сопротивления аппарата 39 3.5 Расчет обечайки сепаратора 41 3.6 Расчет крышки сепаратора 43 3.7 Расчет фланцевого соединения 45 4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 59 4.1 Оценка эффективности инвестиционного проекта 59 4.2 Экономическая эффективность модернизации 62 5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА 66 5.1 Охрана окружающей среды и недр 66 5.2 Мероприятия по сокращению выбросов вредных веществ 70 5.3 Правила безопасности при эксплуатации 78 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 82 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 83
Список литературы

1. Бекиров Т.М., А.Т. Шаталов. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. М.: Недра, 1986. 2. Бекиров Т.М., Г.А. Ланчаков. Технология обработки газа и конденсата, М.: Недра, 1999. 3. Гриценко А.И., Истомин В.А., Сбор и промысловая подготовка газа северных месторождений России. М.: Недра 1999. 4. ГН 2.1.6.1338-03. ПДК загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест. - М.: Минздрав РФ, 2003 г. 5. ГОСТ 17.4.3.04-85. Охрана природы. Почвы. Общие требования к контролю и охране от загрязнения. 6. Злотникова Л.Г, Колосков В.А, Матвеев Ф.Р, Победоносцева Н.Н. Анализ хозяйственной деятельности предприятий нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 2006. 7. Зайцев Н.Л. Экономика, организация и управление предприятием. М.: Инфра-М, 2010. 8. Закон РФ №7-ФЗ от 10.01.2002 г. «Об охране окружающей среды». (с изм. от 14.07.2008г) 9. Каспарьянц К.С., Кузин В.И., Григорян Л.Г. Процессы и аппараты для объектов промысловой подготовки нефти и газа. М.: Недра, 1999. 10. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. М.: Недра, 1984. 11. Коротаев Ю.П., Маргулов Р.Д. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство. М.: Недра, 1984. 12. Куцын П.В. Охрана труда в газовой и нефтяной промышленности. М.: Недра, 1987. 13. Ланчаков Г.А., А.Н. Кульков, Г.К. Зиберт. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования. М.: Недра, 2000. 14. Молоканов Ю.К. Процессы и аппараты нефтегазопереработки. М.: Химия,1980. 15. Отчет по НИР “Исследование трансформации природной среды Крайнего Севера и окраинных морей под воздействием нефтегазопромышленного комплекса и разработка научно-технических основ проектирования природоохранных мероприятий. – СахалинНИПИморнефть, Оха, 1990. 149 с. 16. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-03. 17. Правила охраны недр. Госгортехнадзор РФ №71 от 06.06.2003 г., 18. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39-0007-96. 19. Технологический проект на эксплуатацию УПН Монги. 2012 г. СахалинНИПИморнефть. 20. Хаустов А.П., Редина М.М. Охрана окружающей среды при добыче нефти. Москва 2006 г. 21. Харахинов В.В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона. - М.: Научный мир, 2010. - 276 с 22. Харахинов В.В. Геологическая эффективность скважинной сейсморазведки при нефтегазопоисковых работах на Северном Сахалине и прилегающем шельфе, Хабаровск, 2000. 70 с. 23. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М., 1979. 24. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности - Дунаев В.Ф. 2006 г. 25. Экономические данные СахалинНИПИморнефть 2018 г.
Отрывок из работы

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ 1.1 Сведения о месторождениях северной части Сахалина Несмотря на многолетнюю историю нефтегазопоисковых работ в различных районах Дальнего Востока и Северо-Востока России Северный Сахалин сохраняет свою значимость регионального центра нефтегазодобычи. За 70-летнюю историю промышленной нефте­газодобычи здесь добыто 104 млн. т нефти и 37 млрд, м3 газа. Выполнен значительный объем геофизических (объем сейсморазведки более 50 тыс. пог. км) и буровых работ (около 2200 параметрических, поисковых и разведочных скважин с общим метражом 4 млн. м), в результате которых открыто 59 месторождений с начальными запасами (извлекаемыми) 160 млн. т нефти и конденсата и 112 млрд, м3 газа - свободного и в газовых шапках.[22] Начальные извлекаемые суммарные ресурсы УВ по Северному Сахалину оцениваются в 275 млн. т нефти и конденсата и 325 млрд, м3 свободного газа. Более половины (67%) всех ресурсов района сконцентрировано в двух под­районах, занимающих всего 30% перспективной площади: Охинском и Дагинско-Лунском. Эти подрайоны и составляют главное направление геологоразведочных работ на острове, на котором сделаны все более или менее существенные открытия и достигнута наибольшая эффективность этих работ. Несмотря на высокую освоенность ресурсной базы (60% по нефти и 35% по газу) Северный Сахалин сохраняет инвестиционную привлекательность в отношении нефтегазопоисковых работ, что определяется более высокой достоверностью ресурсной базы (доля ресурсов категории С3+Д, достигает 90% по нефти и 70% по газу) и развитой инфраструктурой, в конечном итоге удешевляющей эти работы. Перспективные и прогнозные извлекаемые ресурсы оцениваются в 115 млн. т нефти с конденсатом и 213 млрд, м3 газа. По степени концентрации этих ресурсов и возможной эффективности поисково-разведочных работ нефтегазоносные зоны Северного Сахалина разделяются на две группы. К первой относятся вышеуказанные зоны с относительно высокой концентрацией ресурсов (плотность ресурсов свыше 30 тыс. т/км2), наиболее перспективные для поиска относительно крупных месторождений. Основные направления нефтепоисковых работ здесь составляют: • тектонически экранированные ловушки основных нефтегазоносных нижненутовско-окобыкайского и дагинско-уйнинского комплексов; • структурно-стратиграфические погребенные ловушки дагинского комплекса; • ловушки с трещинным типом коллектора в глинисто-кремнистых пильском и даехуриинском комплексах; • литологические и структурно-литологические ловушки в глубоководных отложениях окобыкайского комплекса. Среди тектонически экранированных ловушек выделяются следующие объекты нефтегазопоисковых работ: а) автохтонные блоки (поднадвиговые ловушки) субмеридиональных надвиговых систем; б) неосвоенные блоки месторождений нефти и газа; в) дизъюнктивные ловушки поперечных (восток-северо-восточных) сдвиговых систем. В надвиговых системах Северного Сахалина пока хорошо изучены их аллохтонные части. Этап поисков и разведки залежей нефти и газа в их пределах почти завершен. В Охинском подрайоне в заключительных стадиях разработки находится большинство месторождений. Одиночные залежи с незначительными запасами открыты почти на всех аллохтонных структурах Паромайской и Гыргыланьинской зон, но не представляют в настоящее время практического интереса. Их незначительные запасы и незакономерное распределение в мелких тектонических блоках делает нерентабельным освоение этих месторождений. Рисунок 1.1 - Сахалинский нефтегазопромышленный комплекс Поиски залежей в поднадвиговых ловушках в автохтонных блоках субмеридиональных надвиговых систем должны стать наиболее приоритетным в настоящее время направлением нефтегазопоисковых работ. В районе выделяются следующие первоочередные объекты: Восточно- Эхабинская, Восточно-Охинская, Мухтинская и Западно-Байкальская поднадвиговые зоны. Восточно-Эхабинская зона пока включает в себя два месторождения: Восточное Эхаби и Восточно-Кайганское. Вдоль Восточно-Эхабинского разлома на участке к югу от месторождения Восточное Эхаби необходимо проведение поисковых сейсморазведочных работ, направленных на детальную трассировку надвига серией широтных профилей, и уточнение структурной обстановки аллохтонной и автохтонной частей продольными профилями, ориентированными по простиранию взброса, для выделения дизъюнктивных ловушек, непосредственно примыкающих к плоскости надвига.[21] На участке от месторождения Восточное Эхаби до Восточного Кайгана необходимо уточнение структурной обстановки «поднадвига» с целью определения условий сочленения этих структур, что позволит ответить на вопрос, не является ли Восточно-Кайганское месторождение северным периклинальным блоком Восточного Эхаби, и тем самым ориентировать дальнейшую разведку месторождения. В результате бурения скважины № 50 Одопту подтверждено приразломное распространение кремнистых отложений, что локализует район поиска трещинных резервуаров; поэтому надо интенсифицировать поисковые работы в пределах Восточно-Эхабинской зоны, перспективность которой, по существу, доказана бурением скважины № 20 Восточное Эхаби. В пределах Восточно-Охинской поднадвиговой зоны в результате проведенных сейсмических исследований выявлены аномалии сейсмической записи типа «яркое пятно» и ряд дизъюнктивных ловушек. Целесообразно заложение поисковой скважины на Восточно-Хангузинской структуре с целью определения продуктивности поднадвигового блока и выявления природы выделяемых сейсмоаномалий. Между Охино-Эхабинской и Восточно-Эхабинской мегантиклиналями сейсмическими исследованиями выявлены участки хаотичной сейсмической записи, интерпретируемые как зоны интенсивной литофациальной изменчивости. Отсутствие скважин в этой зоне не позволяет однозначно определить природу этих отражений и возрастную принадлежность. Для решения этих вопросов рекомендуется заложение оценочной скважины в пределах Партизанской структуры глубиной 3500 м, что позволит опоисковать структуру и определить перспективы нахождения в этой зоне ловушек нетрадиционного типа. Ориентация дальнейших геологоразведочных работ в Восточно-Охинской поднадвиговой зоне зависит от результатов бурения рекомендованных скважин. Мухтинская поднадвиговая зона включает в себя два месторождения: Мухтинское и Паромайское. Эти многопластовые месторождения контролируются небольшими присдвиговыми складками волочения, расположенными под фронтальной (круто наклоненной) частью аллохтона. Тыловая (восточная) часть зоны, находящаяся под пологим отрезком надвига, остается неосвоенной. Препятствием для освоения служат достаточно мощные зоны АВПД, занимающие приподошвенную часть аллохтона. Сейсморазведкой МОГТ пока обнаружены несколько поднадвиговых структур (Восточно-Мухтинская, Восточно-Пильтунская и др.), строение которых трудно поддается расшифровке. Для дальнейших нефтегазопоисковых работ необходимо их изучение сейсморазведкой 3D. Западно-Байкальская поднадвиговая зона включает в себя западные блоки Узлового газоконденсатного месторождения. Ее строение пока изучено единичными сейсмическими профилями, но, судя по имеющимся данным, в автохтонной части Западно-Байкальского взбросо-надвига можно обнаружить несколько поднадвиговых структур. Расположение их в пределах газопромышленного участка (Узловое, Астрахановское месторождения) делает освоение зоны экономически эффективным. Изучение поднадвиговых ловушек является первоочередной задачей для обеспечения существенного прироста запасов нефти и газа. Повышенный углеводородный потенциал поднадвиговых структур обусловлен тем, что надвигообразование существенно влияет на активизацию процессов нефтегазонакопления (формирование ловушек, улучшение флюидо-емкостных свойств резервуаров, активизация миграционных потоков УВ и т.д.). Изучение неосвоенных блоков месторождений нефти и газа в северо-восточном районе обеспечит дополнительный прирост запасов УВ. В настоящее время известны несколько таких объектов.[21] Дальнейшее выявление и изучение неосвоенных блоков месторождений потребует детально­го изучения структурной обстановки, строения и седиментологических особенностей коллекторов нефти и газа. Для эффективного их освоения потребуется проведение сейсморазведки 3D на месторождениях и участках, прилегающих к ним. Дополнительный прирост запасов нефти и газа принесет и освоение дизъюнктивных ловушек поперечных сдвиговых систем северо-восточного района. Основные задачи при поиске тектонически экранированных залежей сводятся к трассировке разрывов, выявлению примыкающих к ним положительных структурных форм, определению экранирующего и проводящего характера нарушения, прогнозу развития поровых и трещинных коллекторов вдоль зоны разлома. Вся территория Северного Сахалина достаточно плотно изучена сейсморазведкой, и потому вопрос о трассировке крупных разломов в региональном плане практически решен. Структурно-стратиграфические погребенные ловушки дагинского комплекса (ловушки «монгинского» типа) являются в настоящее время основными нефтегазосодержащими объектами Северного Сахалина и приурочены к зоне Хоккайдо-Сахалинского разлома. Зона, несмотря на свою сравнительно хорошую изученность и довольно высокую освоенность ее ресурсов, остается объектом дальнейших исследований на участках, прилегающих к месторождениям. Неопоискованными остаются большая часть зоны Катанглийского разлома и участок, расположенный между Монгинской и Катанглийской мегантиклиналями. Ловушки с трещинным типом коллектора содержат залежи нефти в кремнистых отложениях пиленгской (месторождение Окружное) и пильской (месторождение Восточный Кайган) свит. Скопления углеводородов связаны с перекристаллизованными опоками, характеризующимися интенсивной трещиноватостью, особенно в зонах крупных дизъюнктивов. Кремнистые комплексы пильской, пиленгской и даехуриинской свит развиты почти на всей территории Северо-Восточного Сахалина; при большой мощности и интенсивной трещиноватости промышленная их ценность весьма высока. В настоящее время, несмотря на выявленные благоприятные условия для образования и накопления нефти и газа в кремнистых отложениях, их нельзя выделять как объект для поискового бурения, так как имеющегося геолого-геофизического материала явно недостаточно. Основная задача сводится к продолжению обработки геолого-геофизической информации по пильскому и даехуриинскому комплексам, определению их геофизических обликов, рациональному и обоснованному увеличению глубин поисковых и разведочных скважин до вскрытия даехуриинского горизонта и его аналогов, определения необходимого комплекса геолого-геофизических исследований и методики нефтегазопоисковых работ. Литологические и структурно-литологические ловушки в глубоководных отложениях окобыкайского комплекса прогнозируются по результатам седиментологических и секвентно-стратиграфических исследований, проведенных в последние годы. При изучении характера распространения и форм тел песчаников в нижней части окобыкайского горизонта (пласты XI-XIII на месторождениях Паромай и Пильтун) выявлены субмеридиональные вытянутые тела контуритов с залежами углеводородов. В верхней части окобыкайского горизонта (пласт XXI месторождения Эхаби и синхронные ему верхнепильские песчаники) на Охино-Эхабинском поднятии и к северу от него установлена группа подошвенных и склоновых фанов. Такие же тела предполагаются по данным сейсморазведки в окобыкайском комплексе на западном крыле Пильтун-Чайвинской синклинальной зоны. Таким образом, можно говорить о новом типе ловушек для Северного Сахалина, связанных с фановыми телами песчаников в глубоководных фациях окобыкайского горизонта. Поиски и изучение таких ловушек представляются перспективным направлением нефтегазопоисковых работ. Нефтегазовый потенциал этих направлений оценивается в 100 млн. т нефти и 90 млрд, м3 газа. Вторую группу составляют зоны центрального и западного районов Северного Сахалина с плотностью ресурсов 10-30 тыс. т/км2. Это направление перспективно, в основном, для поисков газа, с ним связано более половины неразведанных ресурсов газа - 120 млрд. м3. Перспективны антиклинальные и тектонически экранированные ловушки в окобыкайском и дагинско-уйнинском комплексах Астрахановской и Нышско-Тымовской нефтегазоносных зон, а также ловушки с трещинным типом коллектора в даехуриинском комплексе. Особый интерес вызывают поиски газовых и нефтегазовых месторождений в Приматериковой (Амурской) зоне и юго-западной части Лангрыйской зоны. В последние годы сейсмо­разведочными работами здесь выявлены зоны, перспективные для поиска литологических ловушек в глинисто-кремнистом даехуриинском комплексе и аккумулятивных ловушек в эоценовых отложениях. Проведенные в 1989-1992 годах сейсморазведочные работы на западном побережье Сахалина и по ряду сейсмических профилей, проходящих через Амурский лиман, позволили выделить перспективные в нефтегазопоисковом отношении объекты, связанные с отложениями сейсмофациального комплекса в основании кайнозойского разреза. Сейсмический образ комплекса свидетельствует о наличии в северо-западном регионе Сахалина и акватории Амурского лимана нового типа осадочных образований - эрозионно-аккумулятивных тел - и возможном присутствии в них сложно-экранированных ловушек УВ. На меридиональных профилях в комплексе выделены и прослеживаются в плане седиментационные тела в виде рукавов шириной от 2,5 до 7 км. Наиболее представительным объектом такого типа является Амур-Лиманское аккумулятивное тело, образующее одноименную антиклинальную структуру. Структура простирается в субширотном направлении на расстояние до 30 км под водами Амурского Лимана, выходя на побережье Западного Сахалина на широте реки Пырки. По данным бурения расположенной южнее параметрической скважины Ныйденская-1 отложения комплекса стратифицируются как нижний олигоценэоцен. Комплекс имеет трехчленное деление. В его основании залегает континентальная преимущественно песчаная и грубообломочная толща (таусменская свита), перекрытая преимущественно глинистыми отложениями ныйденской свиты. Верхнюю часть комплекса занимают прибрежно-морские глинисто-песчаные отложения мачигарского горизонта. Потенциальными коллекторскими толщами являются отложения таусменской свиты и мачигарского горизонта, образующие резервуары массивно-пластового типа с коллекторами порового типа. Коллекторы мачигарского горизонта обладают хорошими фильтрационно-емкостными свойствами: пористость - 20-25%, проницаемость - сотни мД. Коллекторы таусменской свиты в погруженной (восточной) части структуры ожидаются пониженного качества с пористостью до 15% и проницаемостью в единицы и первые десятки мД. К западу с уменьшением глубины залегания ожидается улучшение фильтрационно-емкостных свойств этих отложений. По условиям нефтегазонакопления рассматриваемый объект представляет комплекс ловушек - структурно-литологических, структурно стратиграфических и тектонически экранированных раннего времени заложения. По условиям нефтегазообразования и нефтегазонакопления ловушки перспективны для поисков залежей нефти и газа. В восточной погруженной части района предполагаются залежи газовые и газоконденсатные, в западной - нефтяные, нефтегазовые. Прогнозные (геологические) ресурсы по объекту оцениваются в 10 млн. т нефти и 30 млрд, м3 газа. Освоение ресурсов газа по объекту, расположенному в непосредственной близости к газопроводу на материк, представляется целесообразным и экономически выгодным. Перспективным, но слабоизученным направлением нефтегазопоисковых работ являются меловые осадочные отложения. По имеющимся материалам, в их разрезе присутствуют нефтематеринские породы, представленные морскими глинистыми образованиями мощностью до 2,5-3 км, и резервуарные толщи переслаивания песчаных и глинистых пластов. Преобладающий тип коллектора, по-видимому, порово-трещинный. Нефтегазовый потенциал направления не оценивался. 1.2 Требования к системе сбора и транспорта продукции скважин Современная система нефтегазосбора на месторождении должна отвечать комплексу требований, обеспечивающих снижение материальных затрат, а также повышения качества добываемой нефти: •максимальное использование пластовой энергии и напора, создаваемого скважинными насосами, для транспортировки продукции скважин; •при недостаточной пластовой энергии или напора скважинных насосов, газонасыщенные или частично разгазированные нефти перекачивают дополнительными насосами дожимных насосных станций (ДНС) на сборные пункты или установки подготовки нефти; •система сбора и транспорта продукции скважин должна быть герметизированная с минимальной протяженностью трубопроводов; •высокая степень надежности автоматизации управления технологическими процессами и оборудованием всех видов на групповых замерных установках, сепарационных установках, ДНС; •полная герметизация резервуаров и аппаратов на сборных пунктах и ДНС; •минимальное количество и размеры технологических площадок и технологических аппаратов за счет применения средств для интенсификации процессов сепарации, разрушения эмульсий, обезвоживания нефти и отстоя воды; •система нефтегазосбора должна обеспечивать высокую производительность объектов и безопасность труда, а также минимальную потребность в обслуживающем персонале; •максимальная экологическая безопасность, исключающая попадание вредных веществ в атмосферу, водоемы, почву, подземные и открытые водоемы за счет повышения надежности трубопроводов и оборудования систем сбора и транспорта обводненной газированной нефти. Для обеспечения надежности существующих трубопроводов необходимо выполнять следующие мероприятия: •диагностика трубопроводов с определением наиболее опасных участков; •ремонт трубопроводов; •ингибирование системы сбора; •транспорт жидкости с оптимальными скоростями. В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.[2, 23] При самотечной двухтрубной системе сбора (рисунок 1.2) продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод, если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта. Рисунок 1.2 - Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора: 1 - скважины; 2 - сепаратор l-й ступени; 3 - регулятор давления типа "до себя"; 4 - газопровод; 5 - сепаратор 2-й ступени; 6 - резервуары; 7 - насос; 8 - нефтепровод; УСП - участковый сборный пункт; ЦСП - центральный сборный пункт За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии на ее транспортировку. Однако данная система сбора имеет ряд существенных недостатков: 1) при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет увеличения обводненности, например) система требует реконструкции; 2) для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти; 3) из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности 4) из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газов 2-й ступени сепарации потери углеводородов при данной системе сбора достигают 2...3 % от общей добычи нефти. По этим причинам самотечная двухтрубная система сбора в настоящее время существует только на старых промыслах. Рисунок 1.3 - Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора: 1 - скважины; 2 - нефтегазопровод; 3 - сепаратор 1-й ступени; 4 - сепаратор 2-й ступени; 5 - регулятор давления; 6 – резервуары Рисунок 1.4 - Принципиальная схема напорной системы сбора: 1 - скважины; 2 - сепаратор 1-й ступени; 3 - регулятор давления типа "до себя"; 4 - газопровод; 5 - насосы; 6 - нефтепровод, 7 - сепаратор 2-й ступени; 8 - резервуар; ДНС - дожимная насосная станция Высоконапорная однотрубная система сбора (рисунок 1.3) предложена в Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6...7 МПа) устьевых давлений. [1,3] Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений. Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры. Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями. Напорная система сбора (рисунок 1.4), разработанная институтом Гипровостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более. Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6...0,8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10... 12 м) в сырьевые резервуары. Применение напорной системы сбора позволяет: - сконцентрировать на ДСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км; - применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы; - снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора, благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления; - увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей растворенный газ. Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождений для использования ее в системе поддержания пластового давления. В настоящее время в развитых нефтедобывающих регионах применяют системы сбора, лишенные указанных недостатков. Система, изображенная на рисунок 1.5 (а), отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплексной подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее. Особенностью схемы, изображенной на рисунок 1.5 (б), является то, что установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется комплексным сборным пунктом. Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к КСП. Рисунок 1.5 – Принципиальные схемы современных систем сбора: а) - с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦСП; б) - с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КСП. 1.3 Анализ существующей системы сбора и подготовки продукции По состоянию на 01.01.2019 г, на месторождении «Монги» общий фонд состоит из 298 скважин. Фонд добывающих скважин - 89, из них 83 нефтяных и 6 газовых. Количество добываемой жидкости на 01.01.2019 г. – 4620 т/сут. Количество добываемой нефти на 01.01.2019 г. – 913 т/сут. Промысловая система сбора продукции скважин месторождения «Монги», представляет собой комплекс инженерных сооружений и коммуникаций, который обеспечивает замер, разделение газожидкостного потока на газовую и жидкостную составляющие, транспортирование продукции скважин к технологическим аппаратам и пунктам ее реализации.[19]
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 83 страницы
500 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 72 страницы
450 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg