Проектирование системы сбора и подготовки скважинной продукции

Содержание Задание к курсовому проекту 3 Введение 5 Исходные данные 6 1 Проектирование трубопроводов 8 2 Установка подготовки нефти 11 Заключение 14

Заключение Целью данного курсового проекта являлось проектирование системы сбора, а также подготовки сырой нефти к товарной, основываясь на ГОСТ 51858 – 2002 для дальнейшей поставки её по магистральному нефтепроводу. В результате курсового проекта были спроектированы схемы трубопроводов от кустов скважин до центрального пункта сбора сырья (ЦППС), а также от ЦППС до магистрального нефтепровода. Спроектирована технологическая схема установки подготовки согласно изначальным свойствам добываемой нефти. В ходе работы был рассчитан материальный баланс установки подготовки нефти. В результате проведенных расчетов суммарный поток на входе равен суммарному потоку на выходе. Согласно исходным данным о составе попутного нефтяного газа был произведен расчет на выходе покомпонентно, а именно сухого отбензиненного газа (СОГ), в состав которого входят метан, этан и азот, сжиженных углеводородных газов (СУГ), в состав которых входит пропан-бутановая смесь и остальные газы (С5+ и CO2). В связи с тем, что планируемое время эксплуатации месторождения 20 лет, был проведен сравнительный анализ количества добытых нефти, газа и воды, представленный в таблице 6. Таблица 6 – Сравнительный анализ количества добытой скважинной продукции Поз. Поток 1-й год 2-й год 3-й год 20-й год м3/сут т/сут м3/сут т/сут м3/сут т/сут м3/сут т/сут 1 Нефть 4 979 3 981 8 029 6 419 9 158 7 322 2 358 1 885 2 Вода 21 23 371 478 842 926 7 642 8 406 3 Газ 56 053 46 95 583 78 115 472 95 144 080 118 С учетом роста обводненности скважинной продукции ежегодно на 4 %, на двадцатый год эксплуатации массовая доля воды в нефти составит 84 %.

Исходные данные В таблицах 1 и 2 представлены данные о классификации нефти. Нефть Содержание серы, % (масс.) Выход Фракций До 350 ? (% масс.) Содержание базовых масел, % (масс.) Индекс вязкости Содержание парафинов в нефти, % (масс.) Шифр нефти Нефть Бензин Реактивное топливо Дизельное топливо На нефть На мазут Комсо-мольская 0,41 Отс. 0,09 0,18 57,6 3,5 25,7 102 22 IТ1М4И1П3 Таблица 1 – Шифр нефти в соответствии с технологической классификацией по ГОСТ 38.01197-80 Таблица 2 – Шифр нефти в соответствии с технической классификацией по ГОСТ Р 51858?2002 Нефть Содержание Серы, % (масс.) Плотность Нефти, кг/м3 Содержание воды, % масс. Концентрация хлористых солей, мг/дм3 ДНП, мм.рт.ст. Массовая доля сероводорода, ppm Шифр нефти При 20 ? При 15 ? Комсо-мольская 0,41 799,5 810,5 0,42 94 196 19 1.0.1.1 ГОСТ Р 51858?2002. Нефть по технологической классификации с содержанием серы в нефти 0,41 % масс., в бензине отс., в реактивном топливе 0,09 % масс., в дизельном топливе 0,18 % масс. (класс I), выходом фракций до 350 °С – 57,6 % масс. (тип Т1), потенциальным содержанием базовых масел на нефть 3,5 % масс. и на мазут 25,7 % масс. (группа М4), индексом вязкости 102 (подгруппа И1), содержанием парафинов в нефти 22 % масс. (вид П3) обозначают IТ1М4И1П3. Нефть (при поставке потребителю в России) по технической классификации с содержанием серы 0,41 % (масс.) (класс 1), плотностью при 20 °С 799,5 кг/м3 (тип 0), концентрацией хлористых солей 94 мг/дм3, содержанием воды 0,40 % (масс.) (группа 1), с содержанием сероводорода менее 19 ppm (вид 1) обозначают 1.0.1.1 ГОСТ Р 51858?2002. Данные о составе газа в нефти представлены в таблице 3. Таблица 3 – Данные о составе газа в нефти Вариант - 3 Компонент CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5+ CO2 N2 H2S % масс. 87 6,2 3,4 1,98 0,76 0,12 1,1 Нет ?, кг/м3 0,657 1,342 2,004 2,702 3,457 1,913 1,251 1,521 М, г/моль 16,000 30,000 44,000 58,000 72,000 44,000 28,000 34,000 Доли газа 0,87 0,062 0,034 0,0198 0,0076 0,0012 0,011 0 Точка росы – 5 Газовый фактор – 14 м3 газа/т нефти 1 Проектирование трубопроводов Для каждого вновь открытого нефтегазового месторождения составляются проект разработки и проект обустройства. Неотъемлемой частью проекта обустройства является обоснование системы сбора п