Курсовая работа (т): Проект новой функциональной блок-схемы установки подготовки нефти

Попутный газ, выделившийся на первой и второй ступенях сепарации, проходит дополнительную осушку в газосепараторах и используется в качестве топлива на УПН в печах подогрева нефти и воды и котлах промысловой и бытовой котельной. Часть газа сжигается на факелах. Учёт газа осуществляется двумя газовыми счётчиками типа «АГАТ», один из которых фиксирует общий объём газа, второй - расход газа на вышеуказанные нужды.

Пластовая вода, отделившаяся в отстойнике и электродегидраторе, поступает в отстойник с патронным фильтром ОПФ-3000, где происходит её подготовка до требуемых норм и далее через накопительные ёмкости закачивается в нагнетательные скважины по напорным водоводам через блочные водораспределительные «гребёнки» БГ.

Защита от коррозии коммуникаций системы ППД осуществляется дозированием ингибитора коррозии CRW-82068 фирмы «Бейкер Петролайт» блочной установкой БР-2,5. Для технического водоснабжения нефтепромысла используются подземные воды, добываемые из водозаборных скважин в разрешённом объёме. Объем извлеченных подземных вод из водозаборных скважин в 2001 г. составил 3701 м3, в 2002 г. - 4100 м3, 2003 г. - 5130 м3. Учет извлекаемой воды ведется объемным способом счётчиками типа «WORTEX».

Оборудование и сооружения:

нефтегазосепарационные установки первой ступени сепарации - НГСI-1,6-1600-1-ГП, второй ступени сепарации - НГС-II-0,6-1600-И и газосепараторы после каждой ступени ГС1-25-600-1-1;

установка подготовки нефти (УПН), подогреватели, автоматизированные ПТ16/150 для нефти - 2 шт., отстойник горизонтальный ОГ-200П, электродегидратор ЭГ-160/10;

установка подготовки пластовой воды - отстойник с патронным фильтром ОПФ-3000, буферные ёмкости для очищенной пластовой воды V-80 м3 - 2 шт.;

резервуарный парк РВС-1000 - 3 шт., РВС-3000 - 1шт., два РВС-1000 оборудованы как технологические и взаимозаменяемые, другие - для накопления кондиционной товарной нефти;

нефтяная насосная с технологическими насосами и насосами внешней перекачки нефти ЦНС38-66 - 4 шт. и НБ-125 - 2 шт. соответственно;

насосная для закачки воды в систему ППД типа ЦНС60-330 - 1шт., блок-гребёнки БГ-1 для распределения нагнетаемой воды по нагнетательным скважинам - 2 шт.;

насосная пожаротушения с резервуарами для хранения противопожарного запаса воды и раствора пенообразователя;

Промысловая котельная с тремя котлами на газовом и жидком топливе;

блочные дозировочные установки БР-10 и БР-2,5 для дозирования деэмульгатора и ингибитора коррозии;

наливная эстакада для налива нефти в автотранспорт и спецтехнику;

операторная с КИП и АТ;

промысловая химлаборатория.

Электроснабжение промысла, подсобных объектов и жилого бытового комплекса осуществляется от дизельной электростанции с четырьмя дизельгенераторами типа «Катерпиллар» мощностью 290 кВт каждый, комплектными трансформаторными подстанциями и линиями электропередачи на 6,0 и 0,4 кВ.

Защита от коррозии колонн скважин и подземных трубопроводов осуществляется двумя мощными катодными установками.

Внешний транспорт нефти осуществляется по нефтепроводу Ата Мура - НПС-3 диаметром 219 мм и протяжённостью 41 км, принадлежащему компании «АНАКО», до приёмо-сдаточного пункта НПС-3.

Защита нефтепровода от коррозии осуществляется двумя СК3 (станции катодной защиты), питающимися электроэнергией от ЛЭП промысла и НПС-3.

На приёмо-сдаточном пункте компанией построены узел учёта нефти, два резервуара РВС-1000 для товарной нефти и противопожарная насосная с резервуарами воды и раствора пенообразователя.

Существующая система сбора и промысловой подготовки продукции скважин работает надёжно, аварий на трубопроводах и с оборудованием не было.

.4 Проект новой системы промыслового сбора и подготовки скважинной продукции

Исходя из расположения на месторождении скважин №97-М и №79, рекомендуется подключить выкидной линией скважину № 97-М на площадку скважины № 21-М, а скважину №79 выкидной линией на ГЗУ № 1.

ГЗУ на УПН, расположенная на расстоянии 450-500м от опережающих добывающих скважин №№91-М, 92-М, 94-М, 95-М (и резервных 93-М, 96-М), полностью загружена.

ГЗУ №1 расположена от проектных скважин на расстоянии 700-850 м и по сравнению с ГЗУ на УПН имеет свободные места для подключения.

На основании анализа опыта сбора и перекачки высоковязкой нефти меловых отложений и в связи со значительным удалением проектных скважин от ГЗУ №1, на период опытных работ рекомендуется следующая система сбора и подготовки нефти перечисленных выше скважин (рисунок 1.8.1).

В центре четырехугольника из скважин №№91-М, 92-М, 94-М, 95-М создаётся площадка (сборный пункт), на которой монтируются сборная (аварийная) ёмкость объёмом 28 м3, замерная ёмкость объёмом 5м3, замерной блок из задвижек 80 мм × 1,6 атм., вертикальный нефтегазосепаратор (трап) объёмом 0,8м3, ёмкость для улавливания песка, насос НБ-32, дренажная ёмкость с насосным агрегатом (рисунок 1.8.2). Скважины выкидными линиями из нефтепроводных труб диаметром и толщиной стенки 89 х 3,5 мм с глубиной заложения 1 м подключаются к замерному блоку. Площадка располагается таким образом, что длина выкидных линий скважин не превышает 100-150м. Насос НБ-32 обвязан с замерной и сборной (аварийной) ёмкостями и нефтесборным коллектором диаметром и толщиной стенки 114×4,5мм с глубиной заложения 1 м, от площадки (сборного пункта) до емкостей площадки приёма нефти с других месторождений (Жиланкабак и др.), расположенных на УПН. Нефть меловых отложений со скважин перекачивается насосом НБ-32 в эти ёмкости и далее по существующей схеме вовлекается в процесс подготовки или направляется непосредственно на начало процесса подготовки нефти юрских отложений.

Продукция скважин №№91-М, 92-М, 94- М, 95-М по выкидным линиям поступает на замерный узел 1 (рисунок 12), на котором для каждой скважины смонтированы две задвижки, позволяющие переключать каждую из них на замерную ёмкость 3 или в общий коллектор на УПН. При замере дебита скважины её продукция направляется на калиброванную замерную ёмкость 3, где происходит замер дебита скважин за определённое время с последующим пересчётом на сутки, все остальные скважины работают в общий коллектор на УПН. После замера ёмкость опорожняется насосом 7 в общий коллектор на УПН. В случае аварий на коллекторе или других непредвиденных обстоятельствах продукция скважин может быть направлена на аварийную ёмкость 6 до полной остановки всех скважин с последующим опорожнением её насосом 7 в общий коллектор. Дренажная ёмкость ЕП -16 с насосным агрегатом, вмонтированным в ёмкость, предназначается для дренажа со всех действующих ёмкостей с последующей откачкой жидкой фазы в общий коллектор на УПН, а твёрдой в ёмкость для песка 5, из которой вывозится в шламонакопитель. Все ёмкости герметичные и их вскрытие может быть произведено только в аварийной ситуации.

Скважину №97-М выкидной линией из нефтепроводных труб 89×3,5 мм рекомендуется подключить на существующую площадку сбора скважин №№21-М, 16-М двумя задвижками Ду80 (рисунок 13). Скважину №79 выкидной линией из нефтепроводных труб 89 × 3,5 мм рекомендуется подключить на ГЗУ №1.

Все ёмкости и трубопроводы, смонтированные на сборном пункте, необходимо теплоизолировать и предусмотреть электронагреватели внутри всех ёмкостей.

В процессе опытных работ необходимы промысловые наблюдения за количеством выносимого песка, его оседанием в трубопроводах и в ёмкостях, оседанием на внутренних полостях трубопроводов и ёмкостей смолопарафинистых отложений и периодичностью их очистки, влиянием на внутреннюю поверхность коммуникаций коррозии от воздействия минерализованных пластовых вод с тем, чтобы использовать накопленный опыт при составлении проектных документов на промышленную разработку объекта.

Исходя из расположения на месторождении проектных скважин №№80, 82, 83, 85 и в зависимости от свободных мест для подключения к «Спутнику АМ40-14-400П», рекомендуется подключить скважины выкидной линией на ГЗУ №1. Остальные проектные скважины №№81, 84 и 86 рекомендуется подключить на ГЗУ, расположенную на территории УПН, так как они располагаются рядом с УПН. Подключение проектных скважин к ГЗУ будет происходить в зависимости от выбытия добывающих скважин под нагнетание. Рекомендованные к переводу под нагнетание добывающие скважины №№15-А, 52, 55, 66, 68. На основании анализа опыта сбора и перекачки нефти юрских отложений на период промышленной разработки рекомендуется следующая система сбора и подготовки нефти вышеперечисленных скважин (рисунки 11, 14, 15). Предлагаемая система сбора значительно сокращает протяжённость трубопроводов и при этом позволяет создать процесс сбора и подготовки нефти проектных скважин юрского эксплуатационного объекта без изменения существующей схемы сбора и подготовки.

На установке подготовки нефти и воды рекомендуется:

Ввести в схему подготовки оборудование предварительного сброса попутной воды до нагревателей ПТ 16/150 и оборудование по подготовке воды до нормативных требований. Эти мероприятия позволят разгрузить подогреватели и обеспечить достаточный технически необходимый резерв по мощности установки;

Для улучшения работы и достижения высокого КПД установки предварительного сброса воды рекомендуется построить теплообменник для подачи более нагретой эмульсии в УПСВ;

Увеличение объемов добываемой попутной воды создает нагрузку для работы отстойника с патронным фильтром для очищения сточных вод. Для оптимальной работы установки подготовки воды необходимо построить вспомогательный отстойник для улавливания нефтяных капель. Здесь же можно рекомендовать горизонтальные отстойники с гидрофобным слоем, которые показали в нефтяной промышленности высокую эффективность;

Автоматизировать некоторые процессы, в частности, замер уровней в резервуарах, контроль за работой фонда скважин из операторной;

Полная утилизация попутного нефтяного газа.

Рисунок 1. Площадка сбора нефти на опытно-промышленном участке скважин

1.5 Требования и рекомендации по полной утилизации газа

На нефтепромысле Ата Мура применена напорная система сбора продукции с двухступенчатой сепапрацией газа на установке подготовки нефти (УПН). Выделившийся на нефтегазосепараторах первой и второй ступени сепарации газ проходит дополнительную осушку и далее используется, в основном на собственные нужды промысла.

Коэффициент использования нефтяного газа на собственные нужды промысла Ата Мура составляет по годам:

В настоящее время попутный газ, используемый на собственные нужды на промысле Ата Мура направляется на:

печи подогрева нефти ПТ16/150 при ее подготовке до товарной кондиции;

печи подогрева пресной воды ППТ-0,2 при обессоливании нефти;

промысловую котельную (теплоснабжение промышленных зданий УПН, обогрев резервуаров, технологических трубопроводов и аппаратов);

миникотельную (теплоснабжение бытового комплекса);

котельную ремонтно-механической мастерской.

С целью повышения степени использования попутного газа ТОО "БИГ" в 2001-2002 гг. было приобретено необходимое оборудование и смонтирован газопровод для перевода одного из котлов промысловой котельной с жидкого топлива на газ. В осенне-зимний период (отопительный сезон) 2002-2003 гг., 2003-2004г.г., котёл работал на газовом топливе. Это мероприятие позволило увеличить использование попутного газа на 300-тыс.м3 в год. В 2002 г. полностью завершено строительство газопровода и проведены работы по переводу миникотельной, обеспечивающей теплоснабжение бытового комплекса вахтового посёлка и котельной ремонтно-механической мастерской на газовое топливо, что позволило увеличить использование газа на 90-110 тыс.м3 в год.

Увеличение использования объема газа на собственные нужды предполагается:

в связи с увеличением обводненности;

настоящим проектом предусматривается предварительный сброс воды, для чего будет приобретён и смонтирован концевой делитель фаз (КДФ) до подогревателей установки подготовки нефти, что потребует дополнительного подогрева воды для интенсификации процесса её отделения с применением подогревателей типа ППТ-02, работающих на газовом топливе;

полная утилизация попутного газа будет связана с увеличением добычи нефти, в том числе и высоковязкой нефти из меловых горизонтов на опытно-промышленном участке, имеющей незначительный газовый фактор, а также круглогодичной работой указанных выше подогревателей ППТ-02.

Ниже в таблице 2 приводятся прогнозные данные по полному использованию попутного газа на нефтепромысле Ата Мура в течении 2012-2013 гг.

Таблица 2.

Прогнозные данные по использованию попутного газа

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Технологический расчет

.1.1 Определение поверхности теплообмена в теплообменниках

Для большинства теплообменников теплообмен в трубном пространстве осуществляется за счет конвекции при продольном омывании поверхности теплообмена потоком. Критерии Нуссельта Nu, а значит, коэффициент теплоотдачи , в зависимости от режима движения.

Методика расчета

Поверхность теплообмена в теплообменниках, работающих в стационарном режиме, определяют по формуле

=Q/(Ktср), (1.1)

где Q- количество теплоты, переданное в единицу времени через поверхность S,Вт.

Для теплообменников с цилиндрическими станками применяется уравнение

= KStcp, (1.2)