Эксплуатация ДНС с УПСВ Приобского нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт транспорта

Кафедра «Транспорт углеводородных ресурсов»

ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ

Заведующий кафедрой ТУР

Земенков Ю.Д.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДНС С УПСВ ПРИОБСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к работе бакалавра РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

РУКОВОДИТЕЛЬ

доцент, к.т.н.

Майер А.В.

Подорожников С.Ю.

РАЗРАБОТЧИК

студент группы ЭОТбз-12-2 Порсин В.О.

Тюмень, 2017



МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт транспорта

УТВЕРЖДАЮ

Заведующий кафедрой ТУР

Земенков Ю.Д.

ЗАДАНИЕ

на выпускную квалификационную работу (работу бакалавра) Ф.И.О. обучающегося Порсин Валерий Олегович

Ф.И.О. руководителя ВКР Подорожников Сергей Юрьевич

Тема ВКР Эксплуатация ДНС с УПСВ Приобского нефтяного месторождения

утверждена приказом по институту от 14.04.2017 г. № 03-3040/26а

Срок предоставления законченной ВКР на кафедру 26 мая 2017 г.

Исходные данные к ВКР 1) Генеральный план ДНС; 2) Эксплуатационные данные по режимам работы ДНС; 3) Характеристика технологических процессов ДНС; 4) Физико- химические свойства транспортируемой нефти



Содержание пояснительной записки

Наименование раздела (главы)	Количество листов граф. части	% от объема ВКР	Дата выполнения
1) Общая часть (Природно-климатическая характеристика района расположения ДНС. Общая характеристика ДНС с УПСВ)	-	15	03.05.17
2) Технологическая часть (описание технологического процесса производственного объекта)	2	15	10.05.17
3) Расчетная часть (гидравлический и механический расчеты напорного нефтепровода)	2	55	17.05.17
4) Охрана окружающей среды и безопасность жизнедеятельности	-	15	24.05.17

Всего листов в графической части ВКР 4

Дата выдачи задания

Задание принял к исполнению

14.04.2017

(дата) (подпись руководителя)

14.04.2017

(дата) (подпись обучающегося)



РЕФЕРАТ

Выпускная квалификационная работа изложена на 86 стр. машинописного текста и содержит 3 рисунка, 20 таблиц, 23 использованных литературных источника, 4 листа графической части.

Ключевые слова: дожимная насосная станция, нефтепровод, месторождение.

Объектом исследования является ДНС и напорный нефтепровод.

Цель работы - определение основных технологических решений по эксплуатации ДНС с УПСВ на Приобском нефтяном месторождении и расчет нефтепровода внешней перекачки.

В работе описаны технологические особенности основного оборудования ДНС, показаны климатические условия района расположения ДНС. Выполнены гидравлический и механический расчеты напорного нефтепровода ДНС - точка врезки Приобского нефтяного месторождения. Выполнена проверка трубопровода на прочность и устойчивость к пластическим деформациям. Даны рекомендации по балластировке нефтепровода в обводненной местности. Рассмотрены вопросы обеспечения безопасности жизнедеятельности при эксплуатации ДНС и нефтепровода, проблемы охраны окружающей среды.



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Природно-климатическая характеристика района расположения ДНС Приобского месторождения

1.2 Общая характеристика ДНС с УПСВ

1.3 Технологические показатели по добыче нефти и жидкости на Приобском нефтяном месторождении

1.4 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Описание технологического процесса производственного объекта

2.1.1 Технологическая линия нефти

2.1.2 Технологическая линия газа и конденсата

2.1.3 Технологическая линия подтоварной воды и уловленной нефти

2.1.4 Система ввода химических реагентов и подачи метанола

2.2. Автоматизация технологических процессов на ДНС с УПСВ

3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Гидравлический расчет напорного нефтепровода

3.2 Построение совмещённой Q-H характеристики насосов ДНС и напорного нефтепровода

3.3 Механический расчет напорного нефтепровода

3.4 Проверочный расчет трубопровода на прочность и недопустимость пластических деформаций

3.5 Балластировка трубопровода в обводненной местности

4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

4.1 Основные требования безопасного ведения технологического процесса на ДНС с УПСВ

4.2 Охрана окружающей среды

4.3 Защита в чрезвычайных ситуациях

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ



ВВЕДЕНИЕ

Разведанные запасы нефти в России составляют 17 млрд т, предварительно оцененные - 7,8 млрд т, что обеспечивает поддержание текущего уровня добычи в течение 36 лет.

Структура начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти свидетельствует о том, что Россия обладает достаточным потенциалом сырьевой базы: невысокая степень разведанности НСР нефти по России в целом, которая составляет лишь 32%, позволяет надеяться на открытие новых, значительных запасов, в том числе в крупных скоплениях.

Одной из основных целей энергетической стратегии России в период до 2030 года является создание надежной сырьевой базы и обеспечение устойчивого развития топливо-энергетического комплекса (ТЭК). Ее реализация предполагает формирование и развитие новых нефтегазодобывающих регионов. Данная тенденция обусловлена, с одной стороны, финансовой стабилизацией крупных нефтегазодобывающих предприятий, а с другой -- объективным процессом выработки легкоизвлекаемых запасов углеводородного сырья. В условиях увеличения в ресурсной базе доли трудноизвлекаемых запасов неуклонно снижается интегральный эффект от масштабной разработки углеводородных месторождений и одновременно резко увеличивается экономическая отдача от применения специализированных мер по повышению нефте- и газодобычи на «старых» и мелких месторождениях.

Отрасли нефтегазового комплекса традиционно занимают ведущее место в экономике Тюменской области. Этот комплекс уже многие годы вносит решающий вклад в производство энергоносителей для покрытия спроса российских потребителей и экспортных поставок в дальнее и ближнее зарубежье. На территории региона добывается около 67% нефти и 91% естественного газа от общей добычи в стране. Основные запасы углеводородного сырья сосредоточены в Ямало-Ненецком и Ханты- Мансийском автономных округах. В последние годы на месторождениях Тюменской области идет активное освоение и разработка новых горизонтов. Осваивают новые месторождения, производят их обустройство, проектируют и строят ДНС для подготовки добытой нефти к дальнейшему транспорту.



1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Природно-климатическая характеристика района расположения ДНС Приобского месторождения

Приобское нефтяное месторождение открыто в 1982 году в результате бурения разведочной скважины №151. Месторождение расположено в Юганском нефтяном районе, северо-западнее Приразломной площади Салымского нефтяного месторождения, в 65 км к востоку от г. Ханты- Мансийска и 100 км к западу от г. Нефтеюганска; располагается на территории Ханты-Мансийского района, Ханты-Мансийского автономного округа - Югра.

Географическое положение территории определяет ее климатические особенности. Наиболее важными факторами формирования климата является западный перенос воздушных масс и влияние континента. Взаимодействие этих двух факторов обеспечивает быструю смену циклонов и антициклонов над рассматриваемой территорией, что способствует частым изменениям погоды и сильным ветрам.

Климат данного района резко континентальный. Зима суровая, холодная и продолжительная. Лето короткое, теплое. Короткие переходные сезоны - осень и весна. Наблюдаются поздние весенние и ранние осенние заморозки, резкие колебания температуры в течение года и даже суток.

Среднегодовая температура воздуха -3,4°С, средняя температура воздуха наиболее холодного месяца января -22°С, а самого жаркого - июля +16,9°С. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь -55°С, а абсолютный максимум на июнь-июль +34°С. Средняя температура наиболее холодной пятидневки составляет - 43С.

Рельеф местности равнинный, пересеченный небольшими ручьями и старицами. В районе участка протекают многочисленные протоки. Весь район строительства расположен в пойменной части р. Обь в водоохранной зоне.

1.2 Общая характеристика ДНС с УПСВ

При проектировании площадки ДНС с УПСВ (рис. 1.1) за основу архитектурно-планировочных решений положены следующие принципы:

- группирование элементов компоновки по функциональному назначению и размещение их в самостоятельных зонах;

- размещение функционально технологических блоков по степени вредности выделяемых веществ и категорий пожарной опасности с учетом розы ветров;

- возможность расширения площадок и строительство очередями;

- максимальная унификация и типизация функционально однородных объектов;

- обеспечение безопасности и обслуживания объектов.

Согласно ВНТП 03/170/567-87 все сооружения, блочные устройства и технологические установки объединены в самостоятельные зоны по функциональному назначению с учетом пожарной, взрывной, взрывопожарной опасности при их эксплуатации.

При этом предусматривается:

- зона основных технологических установок;

- зона установок вспомогательного назначения;

- зона резервуарного хранения ЛВЖ и ГЖ;

- зона сжигания газа.



Размещено на http://www.allbest.ru/



Таблица 1.1 - Экспликация зданий и сооружений

№ поз.	Наименование	№ поз.	Наименование
1	2	3	4
1.	Площадка технологических аппаратов.	2.	Площадка технологических аппаратов. II
	I технологическая линия	технологическая линия
3.	Площадка наружных аппаратов. I	4.	Площадка наружных аппаратов. II
	технологическая линия	технологическая линия
5	Конечная сепарационная установка	6.	Площадка сепарации и сброса воды. I
			технологическая линия
	Площадка сепарации и сброса воды. II	8.	РВС-5000 м3 № 1
7.	технологическая линия
9.	РВС-5000 м3 № 2	10.	РВС-5000 м3 № 3
11.	РВС-5000 м3 № 4	12.	Насосная станция внутренней перекачки
13.	Насосная станция внешней перекачки	14.	Блок подготовки газа
нефти
15.	Узел учета нефти	16.	Узел учета газа
17.	Площадка буферных емкостей воды	18.	Станция насосная откачки очищенных стоков
19. Установка подготовки пластовой воды	20. 20.1.	21. Узел учета воды № 1	22.
20.2.	Узел учета воды № 2	21. 1.	Склад-навес хранения реагента-
			деэмульгатора
21.2.	Блок дозирования реагента-	21.3.	Блок дозирования ингибитора коррозии деэмульгатора
22.	Метанольное хозяйство	23.	Факельное хозяйство
29.	Площадка сбора уловленной нефти	31.	Гидроциклон
32.	Площадка технологических аппаратов.	33.	Площадка сепарации и сброса воды. III
	III технологическая линия	технологическая линия
34.	Буферные емкости нефти. II пусковой	35.	Буферные емкости воды. II пусковой
	комплекс	комплекс
	Насосная станция очищенных стоков.	37.1.	Установка компрессорная «Такат» (4 шт.)
36.	II пусковой комплекс
37.2.	Блоки управления компрессорами	37.3.	Площадка наружных аппаратов
	«Такат»	компрессорной станции
38.	Склад баллонов с азотом	40.	Блок НКУ
41..44.	Блок НКУ	45...47.	Блок КТП с НКУ
48.	Щитовая АСУ	50.	Блок РУ 6 кВ
51.	Операторная	52.	Щитовая АСУ
53.	Блок хранения пожарного инвентаря	54.	Противопожарная насосная станция
55.	РВС-700 м3 противопожарного запаса	56.	РВС-700 м3 противопожарного запаса
	воды	воды
57,58. Станция насосная над артскважиной	59.	Камера управления задвижками
60.	Водоочистная станция	61.	Станция биологической очистки бытовых
			стоков
65.	РВС-300 м3 противопожарного запаса	68.	Котельная
	Воды
69.	Резервуары аварийного запаса	70.	Административно-бытовой комплекс
	дизельного топлива
71.	Лабораторный корпус	72.	Ремонтно-механическая мастерская
73.	Проходная	75.	Блок узла связи «Север»
76.	Опора РРЛ	78.	Дизельная электростанция
79.	Резервуар дизельного топлива V=5 м3	80.	Склад материалов и оборудования
87. Камера приточная вентиляционная	88. 88.	89. Труба воздухозаборная	90.

Резервуары на ДНС с УПСВ размещаются в самостоятельной зоне и имеют индивидуальное обвалование, рассчитанное на гидростатическое давление столба жидкости высотой не менее, чем на 0,2м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости.

Территория площадки ДНС с УПСВ планируется, в пониженном месте устраиваются дождеприемные колодцы, через которые осуществляется сбор загрязненных производственно - дождевых стоков в канализационные сети.

В пределах одной зоны разрывы между объектами не нормируются и принимаются из условий безопасности обслуживания, производства монтажных и ремонтных работ.

ДНС с УПСВ предназначена для выполнения следующих технологических процессов (рис. 1.2):

- сепарации водонефтяной эмульсии от газа;

- предварительного сброса, очистки и откачки пластовой воды в систему ППД воды;

- транспорта эмульсии;

- транспорта газа на КС-1 Приобского месторождения.

Установка предварительного сброса воды разбита на три параллельные технологические линии, две из которых входят в I пусковой комплекс и 1 линия во II пусковой комплекс. Сооружения I пускового комплекса:

1. Сооружения 1-ой технологической линии:

- Коллектор-усреднитель потока КУП-1/1,2 -2 шт.,

- Расширитель газовый Р-1/1 - 1шт.;



Размещено на http://www.allbest.ru/

- Смеситель СМ-1/1,2 -1шт;

- Устройство предварительного отбора газа УПОГ-1/1 - 1шт;

- Концевой делитель фаз трубный КДФТ1/1…4 - 4шт;

- Расширитель газовый РГ-1/1 - 1шт;

- Буферная емкость нефти БЕН-1/1,2 - 2шт;

- Сепаратор газовый СГ-1/1 - 1шт;

Сооружения 2-ой технологической линии аналогичны.

2. Общее оборудование для трех технологических линий:

- Сепаратор-буфер С1…С4, 4шт;

- Блок насосов очищенных стоков НПВ-1…НПВ-4, 4 шт;

- Буферная емкость воды БЕ-1, БЕ-2, 2 шт;

- Узел учета газа УУГ1, 1 шт;

- Узел учета нефти (оперативный) УУН1, 1 шт;

- Насосная нефти внешней перекачки СН1, 1 шт;;

- Насосная нефти внутренней перекачки СН2, 1 шт;;

- Резервуар аварийный РВС-5000 Р1…Р4, 4шт;

- Дренажная емкость Е1,Е2, 2шт;

- Дренажная емкость сборник утечек из насосов Е3, 1 шт;

- Емкость дренажная газоуравнительной системы Е4, 1 шт;

- Блок подготовки газа БПГ1, 1 шт;

- метанольное хозяйство.

- реагентное хозяйство:

- факельное хозяйство:

- Установка очистки пластовой воды УПВ1, 1шт;

- Узел учета пластовой воды УУВ1, 1шт;

- Емкость уловленной нефти ЕН1, 1шт;

- Блок насосов уловленной нефти БН1, 1 шт;

- Дренажная емкость шлама ЕШ1, 1шт;

- Гидроциклон ГЦ1, 1шт;

- Свеча рассеивания СР1, 1шт;

- Дренажная емкость сбора конденсата ЕК3, 1шт;

- Установка компрессорная «ТАКАТ», 1шт;

- Сепаратор входной СВ1, 1 шт;

- Сепаратор концевой СК1, 1 шт;

- Аппарат воздушного охлаждения АВО1…АВО3, 3 шт;

- Емкость чистого масла ЕМ1, 1 шт;

- Емкость отработанного масла ЕМ2, 1 шт;

- Свеча рассеивания СР2, 1 шт;

- Емкость дренажная сбора производственно-дождевых стоков V=25м3, 1шт.

Сооружения II пускового комплекса аналогичны сооружениям 1 пускового комплекса.

1.3 Технологические показатели по добыче нефти и жидкости на Приобском нефтяном месторождении

Проект выполнен на следующие показатели по добыче нефти и жидкости:

- максимальное количество нефти 9,163 млн.т/год;

- максимальное количество жидкости 19,182 млн.т/год;

- суммарный газовый фактор 70,296 нм3/т нефти;

- максимальное количество пластовой воды 18,216 млн.т/год. Динамика добычи нефти, газа и воды приведена в табл. 1.2-1.5.

Таблица 1.2 - Динамика добычи нефти, жидкости, воды

Год	Qжид.	Qнеф.	Qжидк1%	Qжидк.	Обвод-	Qг	Qводы
тыс.м3/год	тыс.т/год	тыс.т/год	тыс.т/год	ть, % тыс.м3/годтыс. м3/год
2017	18572	4668	4715	17848	73,8	303434	13133
2018	18717	3717	3754	18137	79,5	241576	14383
2019	18726	2932	2962	18258	83,9	190582	15296
2020	18995	2299	2323	18634	87,7	149462	16311
2021	19191	1761	1779	18922	90,7	114485	17143
2022	19261	1357	1371	19049	92,9	88207	17678
2023	19292	1144	1155	19099	94,0	74328	17944
2024	19356	1025	1035	19182	94,7	66611	18146
2025	19308	937	946	19153	95,1	60878	18207

Таблица 1.3 - Расчет материального баланса УПСВ (I пуск. комплекс)

N	Наименование продукта	т /час	т /сут.	тыс.т /год
Приходит на УПСВ:
1.	Нефть в т. Ч
	Нефть (нефть, газ, потери)	930,4	22329,3	8150,2
	Вода	309,1	7419,2	2708,0
2.	Итого	1239,5	29748,5	10858,2
Уходит с УПСВ:
N	Наименование продукта	т /час	т /сут.	тыс. т /год
1	1% нефтяная эмульсия в т. ч	866,7	20799,8	7591,9
	1) Сухая нефть	858,0	20591,8	7516,0
	2) Вода	8,7	208,0	75,9
2	Газ	69,7	1673,4	610,8
3	Вода	300,4	7211,2	2632,1
4	Потери	2,7	64,1	23,4
5	Итого	1239,5	29748,5	10858,2

Таблица 1.4 - Расчет материального баланса УПСВ (с учетом двух пусковых комплексов)

Приходит на УПСВ:
N	Наименование продукта	т /час	т /сут.	тыс.т /год
1	2	3	4	5
1.	Нефть в т. Ч
	Нефть (нефть, газ, потери)	1134,2	27222,2	9936,1
	Вода	834,2	20019,2	7307,0
2.	Итого	1968,4	47241,4	17243,1
Уходит с УПСВ:
N	Наименование продукта	т /час	т /сут.	тыс. т /год 1
	1% нефтяная эмульсия в т. ч	1056,6	25357,8	9255,6
	1) Сухая нефть	1046,0	25104,1	9163,0
	2) Вода	10,6	253,7	92,6
2	Газ	85,0	2040,0	744,6
3	Вода	823,6	19765,5	7214,4
4	Потери	3,2	78,1	28,5
5	Итого	1968,4	47241,4	17243,1

Норматив технологических потерь принят 0,31% от добычи нефти. Общий газовый фактор - 70,296 (при температуре 60єС).

Часовой и суточный расходы даны из расчета работы УПСВ 365 дней в году.

Таблица 1.5 - Баланс газа УПСВ Приобского месторождения, млн.м3/год

Показатели	I пусковой комплекс7,516 млн/т год нефти	Всего с учетом двух пусковых комплексов 9,163млн/т год нефти
	нм3/ч	млн.нм3/год	нм3/ч	млн.нм3/год
Ресурсы газа УПСВ	60005	518,119	73150	633,270
Газ на факел (дежурные горелки, запальник.)	79	0,692	79	2,637
Газ на котельную	1160	2,637	1160	2,637
Газ в газопровод с I ступени сепарации	50021	438,184	61251	536,559
Газ на КС низких ступеней	8745	76,606	10660	93,382
Газ в газопровод на КС1 Приобского месторождения	58766	514,79	71911	629,941

Общий газовый фактор - 70,296 (при температуре 60єС).

1.4 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции

Приняты следующие технологические параметры процесса:

- температура поступающей жидкости, 0С - 20…60;

- остаточное содержание воды в нефти на выходе с УПСВ, % - 1;

- плотность пластовой нефти в условиях пласта, кг/м3 - 775;

- молярная масса пластовой нефти, г/моль - 142;

- плотность разгазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3 - 870…886;

- подача деэмульгатора, г/т нефти - 40;

- общий газовый фактор, м3/т нефти - 70,296.

Состав и свойства нефти, газа и применяемых реагентов приведены в табл. 1.6-1.10.

Таблица 1.6 - Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции

№№ п/п	Наименование сырья, материалов, реагентов	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП ТУ	Область применения изготовляемой продукции
1	2	3	4	5	6
1	Нефтяная эмульсия	Физико- химические свойства разгазированной нефти см. табл. 1.8 компонентный состав см. табл.1.9	Сырье Обводненность, %, температура 0С давление МПа		До 70 +20…60 0,8
2	Нефтяная эмульсия	Физико- химические свойства разгазированной нефти см. табл. 1.8 компонентный состав см. табл.1.9	Продукты Обводненность, %, температура 0С давление МПа	До 1 До 57 3	Откачивается на ЦПС-1
3	Попутный нефтяной газ	компонентный состав см. табл.1.9	Давление, Мпа Температура, 0С	0,65 +10…60	на КС1 Левобережной части Приобского месторождения
4	Газ на ФНД		Давление, макс изб МПа Температура, 0С (макс.t)	0,05 20…60	аварийный сброс
5	Газ на ФВД		Давление, макс изб МПа Температура, 0С (макс.t)	0,1 20…60	аварийный сброс
6	Пластовая вода на КНС	Содержание, мг/л Cl- 5000-8000 HCO - 700-1000 Общая минерализация8000-14000 рН 6,5-7,5 плотность г/см31,05-1,2	Давление, макс изб МПа Температура, 0С (макс.t) содержание в очищенной пластовой воде, мг/л: нефтепрод-в не более мехпримесей не более	3,0 40 50 40	2 Закачка в систему ППД
Материалы, реагенты и катализаторы
7	Деэмульга- тор Сепарол WF-41	Стандарт “Baker- Petrolite” (ТУ 2483-004- 24084384-02)	Плотность при 20 ОС, кг/м3 ГОСТ 3900-85	930 - 950	Обезвожива- ние и обессолива- ние нефти. Подается перед первой ступенью сепарации
			Вязкость кинематическая при 20 ОС, мм2/с ГОСТ 33-82	2
			Температура застывания, ОС ГОСТ 20287-91	Ниже(-50)
			Температура вспышки в закрытом тигле, ОС ГОСТ 6356-75	17 - 20
8	Метанол		Плотность при 20 ОС, кг/м3 ГОСТ 3900-85	810,1	Ингибирова- ние отложений гидратообра- зований Подается в газопровод на КС-1 после узла учета газа УУГ1
			Вязкость кинематическая при 20 ОС, мм2/с ГОСТ 33-82	0,979
			Температура застывания, ОС ГОСТ 20287-91	-97,7
9	Ингибитор коррозии и бактерицида «Кемеликс 1117Х	Смесь солей четырехзамещен- ного аммония и поверхностно- активных веществ в растворителе (ксилол или метанол)	Плотность Температура вспышки Температура застывания	893кг/м3 +22 0С -400С	В трубопровод пластовой воды для подавления коррозии и СВБ.

Таблица 1.7 - Зависимость плотности и динамической вязкости нефти и эмульсий Приобского месторождения от температуры

Обводненность, %	Температура, єС	Вязкость, мПа·с	Плотность, кг/м3
0	10	36.17	884
20	20.00	878
30	13.23	872
40	9.27	866
10	10	50.79	897
20	27..56	891
30	17..90	885
40	12.31	880
20	10	71.31	910
20	37.99	904
30	24.22	899
40	16.34	893
30	10	100.13	922
20	52.36	918
30	32.76	913
40	21.70	907
40	10	140.59	935
20	72.16	931
30	44.32	926
40	28.82	921
50	10	197.40	948
20	81.94	944
30	39.20	940
40	21.18	935
60	10	23.88	961
20	34.00	957
30	18.17	953
40	10.72	949
Расчетная область расслоения
51.43	10	207.65	950
48.395	20	94.44	942
46.03	30	53.19	934
43.87	40	32.16	926

Таблица 1.8 - Физико-химические свойства разгазированной нефти Приобского месторождения

Наименование	Значение
Объемное содержание фракций при температуре єС:
150	8
200	16
250	25
300	39
Содержание в безводной нефти % масс.
Серы	0,9...1,3
Асфальтенов	1,8...2,3
Смол	6,7...7,3
Парафинов	1,7...2,3
Температура плавления парафинов єС	52
Начало кипения єС	97
Вязкость нефти мм2/с :
при 20 єС	25...31
при 50 єС	9...12

Таблица 1.9 - Состав и свойства нефти и газа Приобского месторождения при однократном разгазировании

Наименование компонентов,	Нефть	Газ	Нефть
параметров		пластовая
Углекислый газ	0.02	1.31	0.51
Азот + редкие	0.00	0.78	0.30
Метан	0.25	60.90	23.48
Этан	0.32	10.76	4.32
Пропан	1.71	14.52	6.62
Изобутан	0.59	1.78	1.05
Нормальный бутан	2.71	5.58	3.81
Изопентан	1.39	1.07	1.27
Нормальный пентан	2.55	1.48	2.14
Остаток (С6+высшие)	90.46	1.82	56.50
Давление, МПа	0.098
Температура, 0С	20
Молярная масса	212.83	27.95	142.00
Плотность в станд. условиях, кг/м3	884.00	1.162	775.00
Газосодержание, м3/т			70.16



2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Описание технологического процесса производственного объекта

2.1.1 Технологическая линия нефти

Газожидкостная смесь в количестве 2378 т/ч с кустов скважин по двум нефтесборным коллекторам Ду500мм поступает на узел дополнительных работ УДР (задвижки №№ Н3,Н4).

Средняя обводнённость смеси составляет ? 25%, температура +20…70єС, давление - 0,8 МПа (изб.).

После узла дополнительных работ УДР жидкость проходит технологические линии УПСВ (задвижки №№ Н11,Н15,Н20).

Для обеспечения эффективного процесса обезвоживания в трубопроводы после УДР на входе технологических линий вводится реагент-деэмульгатор.

Установка предварительного сброса воды разбита на три параллельно работающие технологические линии, две из которых входят в I пусковой комплекс и 1 линия во II пусковой комплекс.

На общем коллекторе и на коллекторах каждой технологической линии, установлены электрифицированные задвижки ЗД2…ЗД4. Схема управления задвижками предусматривает режим дистанционного управления (со щита оператора), обеспечивающий оперативное закрытие при аварийных ситуациях.

В состав первой технологической линии входит: коллекторы- успокоители потока КУП-1/1,2 расширитель газовый Р-1/1, смесители СМ- 1/1,2, УПОГ-1/1, концевой делитель фаз трубный КДФТ-1/1,2,3,4, сепаратор- буфер БЕН-1/1,2, сепаратор газовый СГ-1.

Жидкость проходит через коллектор-усреднитель потока КУП-1/1, расширитель Р-1/1 и смесители СМ-1/1,2, коллектор-усреднитель потока КУП-1/2 поступает в устройство предварительного отбора газа УПОГ-1/1 (задвижки №№ Н46…Н49). В данных аппаратах происходит частичное разделение смеси на газ и жидкость.

В расширителе Р-1/1 производится предварительный отбор свободного газа и осаждение крупных механических примесей. На каждой технологической линии на расширителе газовом Р-1/1, Р-2/1, Р-3/1 установлены пробоотборники. Осуществляется измерение температуры и давления (контуры TIR, PIR).

В смесителях СМ-1/1,2 происходит интенсивное перемешивание эмульсии. Данный процесс позволяет значительно интенсифицировать контакт деэмульгатора с жидкостью и существенно сократить время динамического отстоя в КДФТ-1/1…4. Для отвода выделившегося газа перед СМ-1/1 предусмотрен байпас (задвижка № Н45). Свободный газ (около 50- 60%) из Р-1/1 подается в устройство предварительного отбора газа УПОГ- 1/1.

Из смесителей СМ-1/1,2 жидкость поступает в коллектор - усреднитель потока КУП-1/2 (Ду-1000мм, L=50м) и УПОГ-1/1, (Ду-1000мм). В них за счет увеличения объема и снижения скорости движения потока, происходит расслоение жидкости на нефть и воду. В устройстве предварительного отбора газа УПОГ-1/1 при давлении 0,8 МПа (изб.) из жидкости отделяется основное количество газа, отбор которого производится через газовый колпак.

Далее успокоившийся дегазированный поток жидкости после УПОГ-1/1 поток разделяется на две части и распределяется между параллельными попарно соединенными трубными концевыми делителями фаз КДФТ -1/1,2 и КДФТ-1/3,4 (задвижки №№ Н50,Н51,Н56,Н59,Н68,Н71), в которых происходит сепарация нефти от газа и окончательное разделение жидкости на нефть и воду в спокойном динамическом режиме. Этот режим позволяет дополнительно выделить из нефти часть воды и доочистить воду до содержания в ней нефтепродуктов не более 30 мг/л, мехпримесей не более 30мг/дм3.

В аппаратах КДФТ-1/1…4 предусматривается измерение и регулирование уровня воды (условно соотношение масс воды и нефти).

Поддержание уровня жидкости в КДФТ-1/1…4 обеспечивается регулирующим клапаном КЛ-1/1, установленным на линии после узла учета воды УУВ.

Частично обезвоженная нефть из верхней части КДФТ-1/1…4, перетекает в буферные емкости нефти БЕН-1/1,2 (задвижки №№ Н55,Н61…Н63,Н67,Н73…Н76).

Из буферных емкостей нефти БЕН-1/1,2 эмульсия с содержанием воды до 1% направляется на окончательное разгазирование в сепараторы-буферы С1…С4 (задвижки №№ Н79…Н86), которые в аварийном режиме будут использоваться в качестве аварийных сепараторов. При температуре поступающей эмульсии до 450С сепарация газа идет при давлении 0,105МПа (абс.), если температура будет превышать 450С давление сепарации необходимо увеличить до 0,12…0,15 МПа.

Обвязка сепараторов-буферов выполнена таким образом, что каждый аппарат может принимать как подготовленную нефть (обводненность 1%), так и сырую нефть на случай аварии. На входе и выходе сепараторов установлены задвижки с дистанционным управлением ЗД 7, ЗД9, ЗД11, ЗД13 (вход); ЗД 14, ЗД16, ЗД18, ЗД20 (выход)- подготовленная нефть, ЗД 6, ЗД8, ЗД10, ЗД12 (вход); ЗД 15, ЗД17, ЗД19, ЗД21 (выход)- сырая нефть (некондиция).

Комбинации входных и выходных задвижек должны быть в противоположных состояниях (на входе одна закрыта, вторая открыта, то же самое и с выходными задвижками).

Уровень в сепараторах-буферах С1…С4 поддерживается клапанами регулирующими КЛ 5…8, установленными по выходу нефти с С1…С4.

Далее дегазированная нефть в зависимости от качества может поступать (давление 0,12 МПа, температура 570С) на насосы внешней откачки Н1…5 (задвижки №№ ЗД57, Н87, Н88, ЗД34, Н90, Н91, ЗД33, Н93, Н94, ЗД32, Н96, Н97, ЗД31, Н99, Н100, ЗД30) или в аварийных ситуациях эмульсия сбрасывается в аварийные резервуары Р-1,2,3,4 (задвижки №№ Н171, ЗД52, Н211, Н172, ЗД50, Н203, Н175, ЗД48, Н195, ЗД46, Н180).

Обвязка резервуаров обеспечивает проведение технологических операций по их наполнению, опорожнению и сбросу воды.

Резервуары оснащены газоуравнительной системой. На выходе газоуравнительной линии из резервуара установлен огневой предохранитель. Газоуравнительная линия сообщается с конденсатосборником газоуравнительной системы Е4, конденсат из которого, погружным насосом откачивается в резервуары Р1…Р4.

Обвязка резервуаров аварийных позволяет принимать, как сырую нефть (при остановке одной технологической линии), так и пластовую воду на случай аварии на КНС.

Сырая нефть из резервуаров Р-1…4 (задвижки №№ Н190…Н193, Н196…Н199, Н204…Н207, Н212…Н215, Н230…Н232, Н234…Н236, Н238…Н240, Н242…Н244) насосами внутренней перекачки Н6, Н7 подается в начало процесса для подготовки (задвижки №№ Н167,Н168, ЗД42…45, Н170), либо в технологическую линию аварийных резервуаров Р-1…4 (задвижка № Н169), пластовая вода этими же насосами откачивается на установку подготовки воды УПВ1.

Насосами внешней перекачки Н1…Н5 нефть подается на узел учета нефти УУН1 (задвижки №№ ЗД36, ЗД37, ЗД38, ЗД39, ЗД40, ЗД58).

Проходя блок фильтров и блок измерительных линий УУН (задвижки №№ Н102…Н104, Н109…Н115, Н149…Н164) нефть под давлением 3,0 МПа и температурой до +570С подается в трубопровод внешнего транспорта на ЦПС-1 (задвижки №№ , Н106…Н108, Н7в).

На случай пожара в насосной предусмотрено отключение потоков нефти по всасывающему и нагнетательному коллекторам электрифицированными задвижками с дистанционным управлением ЗД 57, ЗД 58.

2.1.2 Технологическая линия газа и конденсата

Газ, отобранный в Р-1/1, и выделившийся после УПОГ-1/1, КДФТ- 1/1…4, (в количестве 15982 нм3/ч, с температурой 600С и давлением 0,8МПа) собирается в газовом расширителе РГ-1/1 (задвижки №№ Г8…Г9, Г16, Г18, Г20, Г22, Г24) и направляется в газовый сепаратор СГ-1/1 (задвижка № Г32) в котором также собирается газ, выделившийся в БЕН-1/1,2 (задвижки №№ Г25, Г28,Г31).

В газовом сепараторе СГ-1/1 происходит дополнительное улавливание и отделение капелек нефти.

КДФТ-1/1…4 в нижней части оснащены тонкослойными осадителями, в которых происходит очистка воды. Регенерация осадителей осуществляется путем продувки газом из Р-1/1 (задвижки №№ Г12…Г15).

Газ из СГ-1/1 (в количестве 20830 нм3/ч, с температурой 600С и давлением 0,69МПа) через задвижки №№ Г35, Г39, Г40 и клапан регулирующий клапан КЛ-1/2 поступает на узел учета газа УУГ1.

После замера газ в количестве 62640 нм3/ч, с температурой 600С, под собственным давлением 0,65МПа через задвижки №№ Г83…85, КШ2, КШ1 направляется по газопроводу на КС1 Левобережной части Приобского месторождения.

Часть газа (в количестве 1239 нм3/ч, с температурой 600С и давлением0,7МПа) отбирается до регулирующего клапана на собственные нужды (для котельной и факела) при этом поступает в блок подготовки газа БПГ1 (задвижки №№ Г38, К33, К34).

Попутный газ, выделяющийся при сепарации в сепараторах-буферах С1…С4 (в количестве 10160 нм3/ч, с температурой 480С и давлением 0,105МПа) (задвижки №№ ЗД22, ЗД24, ЗД26, ЗД28) поступает в сепаратор СВ1 (задвижка № ЗД90, Г137) и далее - на компрессорную станцию низких ступеней КУ1…5 (задвижки №№ Г139 ,ЗД82, ЗД84, ЗД86 ЗД88) для компремирования его до давления 0,7 МПа (температура газа после КУ1…4 1000С) и дальнейшей подачи в газопровод (задвижки №№ ЗД83, ЗД85, ЗД87, ЗД89) через аппараты воздушного охлаждения АВО1,2,3 (задвижки №№ Г147…Г164), где он охлаждается до 30…400С. Давление в газопроводе на компрессорную станцию контролируется датчиком давления с возможностью переключения газа на факел в случае не санкционированного повышения давления.

Все сепараторы снабжены блоками предохранительных клапанов. Предохранительные клапаны установлены через переключающие устройства, позволяющие осуществлять смену клапанов. При срабатывании предохранительных клапанов газ сбрасывается и сжигается на факеле. Сброс с предохранительных клапанов УПОГ-1/1, БЕН-1/1,2, СГ-1/1 предусмотрен на факел Ф1.

При опорожнении аппаратов газ от воздушников сбрасывается на свечу рассеивания.

В случае аварии на газопроводе или по причине отказа в приеме газа на КС1 производится переключение потока газа (открываются задвижки №№ ЗД23, ЗД25, ЗД27, ЗД29 и закрываются задвижки №№ ЗД22, ЗД24, ЗД26, ЗД28) на факел аварийного сжигания Ф1.

2.1.3 Технологическая линия подтоварной воды и уловленной нефти

Подтоварная вода отбирается из нижней части КДФТ-1/1…4, КДФТ2/1…4, КДФТ3/1…4 (задвижки №№ В2…В15) с содержанием нефти и механических примесей до 50 мг/л, смешиваясь с промливневыми стоками от дренажно-канализационной емкости, поступает на Установку очистки пластовой воды УПВ1 (задвижки №№ В21…В24, В26…28), где происходит ее доочистка по нефти до 5 мг/л, по механическим примесям до 3 мг/л или в резервуары Р1…4 (задвижки №№ В24, В25).

Для защиты трубопроводов и оборудования от коррозии и для подавления жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), на входе перед установкой очистки пластовой воды УПВ1, предусмотрена подача концентрированного комплексного реагента-ингибитора коррозии и бактерицида «Кемеликс-1117Х».

Уловленная нефть с аппаратов УПВ1 поступает в емкость уловленной нефти ЕН1 (задвижки №№ Н269, Н270, Н272). Из ЕН1 нефть насосами НН1,2 откачивается в трубопроводы на вход технологических линий (задвижки №№ ЗД93…96, Н12, Н17, Н22, Н44).

Очищенная пластовая вода после УПВ1 под собственным давлением поступает в буферные емкости воды БЕ1…БЕ6 (задвижки №№ В31…В33, В35…В37, В39, В40, В44, В46), где происходит ее окончательное разгазирование.

Далее насосами очищенных стоков НПВ1…НПВ10 (задвижки №№ В34, В38, В41…В43, В45, В47, ЗД59…78, В48…В56) вода проходит через узлы учета воды УУВ1(задвижки №№ В66…В84), УУВ2 (задвижки №№ В85…В109) и подается на КНС для закачки в систему ППД.

Необходимый рабочий уровень воды в буферных емкостях поддерживается регулирующими клапанами КЛ10 и КЛ15, расположенными в УУВ1 и УУВ2 которые управляется с помощью автоматизированной системы управления (АСУ).

Для сигнализации верхнего и нижнего уровней в буферных емкостях предусмотрены сигнализаторы уровней. Температура и давление контролируются местными дистанционными манометрами и термометрами.

Шламосодержащие стоки от установки очистки пластовой воды УПВ1 поступают в емкость шлама ЕШ1 (задвижки №№ К4…К14), оборудованную погружным моноблочным агрегатом, с последующей откачкой в гидроциклон ГЦ1 на обезвоживание (задвижка № К15). Сливная вода из гидроциклона ГЦ1 отводится самотеком в сеть производственно-ливневой канализации, с последующей подачей стоков в трубопровод идущий на очистку в УПВ1. Обезвоженный шлам вывозится на полигон отходов.

В связи с высокой минерализацией и загрязненностью нефтью пластовых и производственных сточных вод, их схожестью по своим вымывающим свойствам с сеноманскими водами, все сточные воды после очистки используются в системе ППД.

При аварии на трубопроводе подачи очищенных стоков на КНС, очищенная вода подается в аварийный резервуар РВС-5000 Р1…4, с последующей откачкой насосной внутренней перекачки СН2 на очистку в УПВ1.

При аварии на аппаратах подготовки подтоварной воды (КДФТ, БЕ) имеется возможность подачи воды в аварийный резервуар РВС-5000 Р1…4 (задвижки №№ В2…В5). С последующей откачкой воды насосами НПВ 1…10 на очистку в УУВ1,2.

добыча газ нефть месторождение

2.1.4 Система ввода химических реагентов и подачи метанола

С целью обеспечения более глубокого отделения пластовой воды от нефти и уменьшения коррозии об...