Опыт эксплуатации месторождении показал, что в процессе добычи спутниками нефти являются газ и вода. Из скважин извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, газа, воды и примесей. В таком виде транспортировать продукцию нельзя. Во-первых, вода-это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти и воды возникают потери давления для преодоления сил трения, чем при перекачке одной нефти. В-третьих, пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей-абразивный износ оборудования.
Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация.
В выделившихся попутных газах содержится большое количество тяжелых углеводородов являющихся ценнейшим сырьем для нефтехимического производства. Поэтому перед промышленностью стоит задача по отбензиниванию попутных газов и предварительной их очистке от вредных примесей и осушке от влаги.
Как известно одним из способов интенсификации разработки нефтяных пластов является поддержание пластового давления, поэтому вскоре на поверхность вместе с нефтью выносится все большее количество пластовой воды, для отделения которой и создаются на нефтепромыслах установки по подготовки нефти.
В данном курсовом проекте рассмотрена система сбора и подготовки продукции скважин на УПН…
Произведён расчёт сепарации нефти от газа состоящий из трёх ступеней. Получен компонентный состав жидкости и газа после каждой из ступеней.
2 КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА АЙРИТАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И НАСЫЩАЮЩИХ ПЛАСТ ФЛЮИДОВ
2.1 Месторождение Айритан. Месторождение Айритан расположено на южном борту западной части Ферганской межгорной впадины – Ферганского нефтегазоносного бассейна, в 30 км к юго-востоку от г. Канибадам. Абсолютные отметки поверхности месторождения 530 – 670 м.
Месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке сильно вытянутой в широтном направлении. По кровле 2-го пласта, длина складки 11 км, ширина до 4 км.
В тектоническом отношении месторождение
Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды
... пластовой воды; 5 - установка подготовки нефти; 6 - газокомпрессорная станция; 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 - резервуарный парк Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем ...
Айританское месторождение в административном отношении находится на территории Исфаринского района Согдийской области Республики Таджикистан. В экономическом отношении район сельскохозяйственный с развитой инфраструктурой. Из полезных ископаемых в районе месторождения, кроме нефти, имеются известняки и доломиты, используемые как строительный и дорожно-строительный материал, гипсы, как сырье для получения алебастра и конгломераты, как дорожно-строительный материал. Большое значение на площади приобрели глины, используемые как сырье для приготовления глинистого раствора при бурении скважин. Разработка месторождения осуществляется таджикско-австрийским предприятием СООО «Петролеум Сугд».
Рисунок 2.1 Расположение 10-и месторождений СООО «Петролеум Сугд»
2.2 Характеристика насыщающих пласт флюидов.
Эти установки расположены на сборном пункте, где находятся также установки учета товарной нефти и другие
При подготовке нефти состав продукции скважин имеет очень большое значение, от этого зависит весь процесс её подготовки.
Компонентный состав газа, физико-химические свойства нефти, состав сточной воды приведены в таблицах 2.1, 2.2 и 2.3.
Таблица 2.1 Компонентный состав и физико-химические свойства попутного газа.
|
Компоненты |
Молекулярный вес |
Значение |
|
|
Об. % |
Вес.% |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
С 2 Н6 |
30 |
61.22 |
53.59 |
С 3 Н8 |
44 |
20.41 |
26.92 |
|
С 4 Н10 |
58 |
1.02 |
2.01 |
|
С 5 Н12 |
72 |
1.02 |
2.22 |
|
С 6 Н14 |
86 |
0.17 |
0.41 |
|
С 7 Н16 |
100 |
0.20 |
0.63 |
|
С 8 Н18 |
114 |
0.07 |
0.24 |
|
Н 2 S |
34 |
0.24 |
0.24 |
|
N 2 |
28 |
13.26 |
10.78 |
|
CO 2 |
44 |
2.38 |
3.2 |
|
Плотность, кг/м 3 — 1,0485 |
|||
Таблица 2.2 Характеристика товарной нефти
|
Показатели |
Единица изм. |
Величина |
|
Плотность |
кг/м 3 |
895,0 |
|
Содержание воды |
% |
0,5 |
|
Содержание мех. примесей |
% |
0,01 |
|
Содержание хлористых солей |
мг/л |
100 |
|
Вязкость кинематическая при 20 0 С |
сСт |
48,62 |
|
Смолы акцизные Асфальтены Сера общая Парафины |
% % % % |
42,0 5,03 3,10 0,92 |
Таблица 2.3 Характеристика сточной воды
|
Показатели |
Единица изм. |
Величина |
Плотность |
кг/м 3 |
1054,0 |
|
Водородный показатель |
pH |
7,3 |
|
Железо общее |
мг/л |
2,1 |
|
Мех. примеси |
мг/л |
отс. |
|
Нефтепродукты |
мг/л |
7,8 |
|
Сероводород |
мг/л |
40 |
|
Общая минерализация |
мг/л |
131529,8 |
3 ХАРАКТЕРИСТИКА СУЩЕСТВУЮЩИХ СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ
3.1 Общая характеристика. Установка подготовки нефти находится на территории НСП “Канибадам” СООО «Петролиумсугд» и расположена в Исфаринском районе республики Таджикистан.
Метод производства – термохимический с
Год ввода в эксплуатацию:
Установка по обезвоживанию – 1968г.
Блок ступеней сепарации – 1973 г.
Блок обезвоживания – июль 1976 г.
Установка предварительного сброса воды УПС – 2000/6 – 1978 г.
Предварительный сброс состоит из 2-х потоков: обезвоживания и обессоливания, подготовка и откачка нефти, воды по одному потоку.
Проектная мощность – 6 тыс. т/сут. товарной нефти.
УПН » Канибадам «включает в себя:
— площадку технологического оборудования, состоящую из газосепараторов II и II ступени сепарации объемом 56 м З — 2 шт, газосепаратор III ступени сепарации объемом 56 м3 — 1 шт. , емкость газоосушителя 6 мЗ — 1 шт.
- площадку печей ПГ — 1,2,3,4 и ОФГ — 1,2
- площадку отстойника объемом , 200 — 4 шт
- дегитратор объёмом 160 — 4 шт;
- насосную внутренней и внешней перекачки и очистных сооружений;
- резервуары сырой нефти (2шт) и товарной нефти (8шт) и резервуары очистных сооружений (2шт) объемом 5000м З каждый;
- подземные канализационные емкости
объемом 200мЗ и 32мЗ -2шт
- площадку аварийных емкостей объемом 32м З — 2шт;
- площадку блока реагентного и ингибиторного хозяйства БР — 2,5 – 3 шт;
- факельное хозяйство,состоящее из
факельного стояка o 200мм и Н = 20 м и конденсатосборника объемом 4 мЗ ;
- воздушную компрессорную;
- блок КТП и РУ 6 кВт;
- резервуары противопожарного запаса воды объемом 300м З -2шт;
- насосную станцию пожаротушения;
- насосную станцию пенотушения с емкостями
объемом — 6мЗ — 3 шт;
- узла коммерческого учета нефти.
Рисунок 3.1 Центральный пункт подготовки нефти СООО «Петролеум Сугд»
3.2 Подготовка скважинной продукции. Нефть
Для предотвращения образования, а также для разрушения уже образовавшихся нефтяных эмульсий широко применяются деэмульгаторы — поверхностно-активные вещества (ПАВ), обладающие большей активностью, чем эмульгаторы. Основное назначение деэмульгаторов — вытеснить с поверхностного слоя капель воды эмульгаторы — естественные поверхностно-активные вещества, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафины) и в пластовой воде.
Вытеснив с поверхностного слоя капель воды природные эмульгирующие вещества, деэмульгатор образует гидрофильный адсорбционный слой, в результате чего капельки воды при столкновении коалесцируют (сливаются) в более крупные капли и оседают. Чем эффективнее деэмульгатор, тем больше он снижает прочность «бронированного» слоя и тем интенсивнее разрушается эмульсия. Для более успешного разрушения и прекращения «старения» нефтяных эмульсий деэмульгаторы следует подавать на забой скважин и осуществлять «внутрискважинную» деэмульсацию.
При подаче деэмульгаторов на забой скважин обычно происходит инверсия эмульсии, т. е. эмульсия типа В/Н превращается в эмульсию типа Н/В, в которой внешней фазой, является вода с небольшой вязкостью, равной 1 сП, существенно снижающая потери давления от трения.
Теоретически деэмульгатор может быть эффективным только для какой-то одной эмульсии, имеющей вполне определенное соотношение жидких фаз, определенную степень их дисперсности, а также известное количество и состав эмульгатора, образующего защитную оболочку на каплях воды. Под эффективностью деэмульгаторов понимают их деэмульсационную способность, которая характеризуется их расходом, качеством подготовленной нефти (содержанием в ней остаточных хлористых солей, воды и механических примесей), а также минимальной температурой и продолжительностью отстоя нефти. Эффективность деэмульгаторов испытывается на идентичных образцах эмульсий, которые готовят из безводной нефти и пластовой воды одного и того же месторождения и подвергают седиментации (отстою) в течение одного и того же времени.
Деэмульгаторы, применяемые для разрушения эмульсий, делятся на две группы: на ионогенные (образующие ионы в водных растворах) и неионогенные (не образующие ионов в водных растворах).
К первой группе относятся малоэффективные деэмульгаторы: НЧК нейтрализованный черный контакт) и НКГ (нейтрализованный кислый гудрон), которые в настоящее время для деэмульсации нефти не применяются.
К неионогенным деэмульгаторам относятся дипроксампн-157, тфоксамин-385, дисолван-4411, сепарол и др.
Неионогенные деэмульгаторы имеют ряд преимуществ перед ионогенными деэмульгаторами и, в частности, перед НЧК. Преимущества
1. Незначительный удельный расход (для дипроксамина-157 и дисолвана-4411—20-30 г на тонну эмульсии при температуре эмульсии 60—70° С; обводнённость нефти получается около 1%).
2. Они могут хорошо растворяться как в воде, так и в нефти. Не реагируют с солями и кислотами, содержащимися в пластовой воде и нефти, и не дают осадков в трубах и аппаратах.
