Подготовка нефти к транспортировке. Подготовка к транспортировке нефти


Подготовка нефти к транспортировке

 

 

Нефтяная  и газовая промышленности остаются потенциально опасными по загрязнению  окружающей среды и ее отдельных  объектов. Возможное воздействие  их на основные компоненты окружающей среды (воздух, воду, почву, растительный и животный мир и человека ) обусловлено большим разнообразием химических элементов, используемых в технологических процессах, а также объемом добычи нефти и газа, их подготовке, транспортировке, хранению, переработке и широкого разнообразного использования.

Все технологические  процессы в нефтяной промышленности (разведка, бурение, добыча, сбор, транспорт, хранение, переработка нефти и  газа) при соответствующих условиях могут нарушить естественную экологическую  обстановку. Нефть, углеводороды нефти,  сточные воды в больших объемах  попадают в водоемы и другие экологические  объекты:

  1. при бурении аварийном фонтанировании скважин;
  2. при аварии транспортных средств;
  3. при разрывах трубопроводов;
  4. при нарушении герметичности колонны в скважине, технологического оборудования;
  5. при сбросе не очищенных промысловых вод.

В процессе добычи, подготовки, транспортировки  и хранения нефти и газа загрязнения  вызваны утечками углеводородов  через неплотные  соединения во флянцах (сальниках), задвижках трубопроводов и в пробоотборных кранах.

Большую опасность  для окружающей среды представляют нефтепроводы. Подсчитано, что в  среднем при одном порыве нефтепровода выбрасывается 2 тонны нефти, приводящей в непригодность 1000 м2 земли.

Характерными  остаются разливы нефти в результате аварии на нефтегазосбросных коллекторах и технологических установках , ликвидации которых нередко затягиваются, выполняются некачественно. Из-за отсутствия канализации на некоторых КНС и ДНС промысловые стоки сбрасываются в ближайшие водоемы и болота, загрязняя еще и грунтовые воды.

Основные  проблемы окружающей среды в нефтяной и газовой промышленности должны решаться сегодня путем увеличения оборотного водоснабжения, рекультивации  земель и введении эффективных технологических  мероприятий по повышению надежности работы нефтепромысловых объектов и 

 

сооружений.

 

Объекты нефтяного производства

 

Основными источниками  загрязнения являются эксплуатационные и нагнетательные скважины, трубопроводы и объекты технологического назначения:  групповые замерные установки, дожимные насосные станции, сборные пункты, товарные парки, установки подготовки нефти  и газа, насосные и компрессорные  станции, газоперерабатывающие заводы, кустовые насосные станции поддержания  пластового давления, высоконапорные водоемы, факельные устройства и  многочисленные сопутствующие объекты (котельные, очистные сооружения, склады расходных материалов и товарной продукции и т.п.), а также вспомогательные производства (предприятия технологического транспорта и нефтемашремонта, базы производственно-технического обслуживания, химреагентов и спецматериалов и др.).

Под все эти  объекты производится отвод земель, практически, в постоянное пользование. Площади отводимых земель определяются выбранными технологиями и применяемым  оборудованием. Отечественное же оборудование в связи с использованием недостаточно качественных конструкционных материалов, несовершенства приборов КИП и автоматики имеет большие габариты и высокую металлоемкость. Неравнозначная надежность применяемого в технологической установке (объекте) оборудования ведет к повышенной потребности в ремонтных работах и необходимости установки резервных единиц оборудования. Все это сказывается как на размерах отводимых площадей, так и на загрязнении окружающей среды в результате отказов оборудования и аварийных выбросов и сбросов при нарушении технологических режимов работы.

Основными загрязнителями являются углеводороды жидкие и газообразные, пластовые  воды, агрессивные газы (сероводород, углекислый газ) и химреагенты. Эти загрязнения попадают в окружающую среду в результате утечек через неплотности арматуры и сальников, неорганизованных аварийных выбросов (эксплуатационные скважины, групповые замерные установки, нефтесбросные сети, дожимные и кустовые насосные станции, установки предварительного сброса, резервуары-отстойники, установки переработки газа, резервуарные парки, склады хранения серы, химреагентов). С установок подготовки нефти и газа по тем же причинам имеются утечки меркаптанов.

С факельных  устройств, котельных и нагревательных печей в качестве продуктов сгорания в окружающую среду выбрасываются  оксиды азота,  диоксид серы, оксид  углерода, сажа.

С ремонтных  участков предприятий технологического транспорта, нефтемашремонта и баз обслуживания наряду с выбросами оксидов азота, серы,  углерода и сажи выбрасываются в окружающую среду сварочный аэрозоль, серная кислота, пары свинца, толуол, ацетон, краски, масла и другие химические продукты.

Наиболее  крупные ущербы окружающей среде, а  равно и крупные потери углеводородов  происходят в результате повреждений  линейных сооружений (нефтесбросных сетей, нефтепроводов и газопроводов).

 Охрана труда и техника безопасности

 

1. Работник  Общества должен соблюдать правила  внутреннего трудового распорядка;

•    установленный на предприятии  режим труда и отдыха;

•    трудовую дисциплину.

2.  Запрещается   приходить  на  работу  в   состоянии  алкогольного,   наркотического, токсического опьянения  или употреблять алкогольные  напитки, находясь на работе.

3.    Находясь    на    территории    Общества,    в    производственных    помещениях    и непосредственно  на своем рабочем месте, работник  должен помнить и соблюдать  общие для всех работников  предприятия правила поведения: 1    при     перемещениях     по     территории     или     помещениям     пользоваться     только установленными  переходами и проходами; 1    не заходить без разрешения  за ограждения опасных мест;

•    не касаться движущихся частей механизмов, токоведущих частей, электрических  проводов (даже изолированных), кабелей, шин, клемм, патронов осветительных  приборов;

•    переходить через траншеи, трубопроводы только в установленных  местах, оборудованных переходными  мостками;

•    места открытого выделения  газов и паров обходить с наветренной  стороны.

•    Запрещается:

•    стоять и ходить под  поднятым грузом или на пути его  перемещения;

•    наступать   на   крышки   люков   и   сомнительной   прочности   перекрытия   ям,   канав, котлованов во избежание падения  в них; 1    ходить по трубопроводам, лоткам; прыгать через канавы, траншеи, лотки.

 

Права и обязанности  в области охраны труда

 

В   соответствии   с   законодательством   Российской   Федерации   все   работники общества имеют право:

  1. на условия труда, отвечающие требованиям безопасности и гигиены; на получение информации от руководства о состоянии условий труда на рабочем месте и принимаемых мерах по защите от воздействия вредных и опасных производственных факторов;
  2. на отказ от выполнения работ а случае возникновения опасности для его жизни и здоровья, либо от работ с вредными и (или) опасными условиями труда, не предусмотренных трудовым договором. Отказ от работы по указанным причинам не влечет для работника каких-либо последствий;
  3. на    обеспечение    спецодеждой,    специальной    обувью    и    другими    средствами индивидуальной защиты согласно действующих норм;
  4. на обращение с жалобой на неудовлетворительные условия труда в профсоюз или иной   представительный   орган   работников общества,   в   органы   государственной власти;
  5. на возмещение вреда, причиненного ему увечьем, профессиональным заболеванием либо иным повреждением здоровья, связанным с исполнением трудовых обязанностей;
  6. на   компенсации   и   льготы   при   отклонениях   от   нормальных   условий   труда   в соответствии с действующим законодательством РФ
  7. на личное участие в расследовании произошедшего с ним несчастного случая.

 

В общей системе  обеспечения охраны труда но предприятии работник Общества обязан:

  1. соблюдать требования рабочих инструкций, технологических регламентов, нормативных технических документов, устанавливающих правила безопасного ведения работ и порядок действий в случае аварии или иного инцидента;
  2. применять в установленном порядке средства коллективной защиты, а также выданные ему спецодежду, спец обувь и другие средства

 

индивидуальной  защиты;

  1. сообщать немедленно своему непосредственному руководителю о любом несчастном случае, происшедшем на производстве, об ухудшении своего здоровья, о признаках профессионального заболевания, о возникновении аварийных ситуаций, создающих угрозу жизни и здоровью людей;
  2. проходить в установленном порядке обучение, инструктаж и проверку знаний по охране труда. Работник Общества, не прошедший соответствующего обучения, инструктажа, проверки знаний правил, норм и инструкций по охране труда к самостоятельной работе не допускается;
  3. проходить в установленном порядке периодические медицинские осмотры. При уклонении от прохождения медицинских осмотров или невыполнении рекомендаций по результатам проведенного обследования работник Общества к работе не допускается.

 

Общие требования в системе сбора и  подготовки нефти и газа

Технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти и газа. Их аппаратурное оформление, техническое оснащение, выбор типа отключающих и включающих устройств, места размещения средств  контроля, управления и противоаварийной защиты должны учитываться в проектах обустройства и обеспечивать безопасность обслуживающего персонала и населения.

Закрытие помещения объектов подготовки нефти и газа должны иметь систему  контроля состояния воздушной Среды, блокированной с системой приточно-вытяжной вентиляции, включая и аварийную.

Открытые объекты подготовки нефти  и газа также должны быть оснащены по периметру объекта приборами  контроля воздушной Среды.

Основные  технологические параметры указанных  объектов и данные о состоянии  воздушной среды должны быть выведены на диспетчерский пункт.

Системы управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и  обратную связь с диспетчерским  пунктом.

Каждый управляемый  с диспетчерского пульта объект должен иметь систему блокировки и ручное управление непосредственно на объекте.

Изменения в  технологический процесс, схему, регламент, аппаратурное оформление и систему  противопожарной защиты могут вносить  только при наличии нормативно-технической  и проектной документации, согласованной  с организацией-разработчиком технологического процесса и проектной организации  разработчиком проекта. Реконструкция, подключение, замена элементов технологической  схемы без наличия утвержденного  проекта не допускаются.

Оборудование, контактировавшее с сернистой нефтью и не используемое в действующей  технологической схеме, должно быть отключено, заполнено инертной средой и изолировано от действующей  схемы установкой заглушек.

При наличии  в продукции, технологических аппаратах, резервуарах и других емкостях сероводорода или возможности образования  вредных веществ 

при пожарах, взрывах, нарушении герметичности  емкости и других аварийных ситуациях  должны быть разработаны необходимые  меры защиты персонала от воздействия  этих веществ.              

         Требования к персоналу.

      .К работам на объектах в санитарно-защитной зоне допускаются лица не моложе 18 лет, имеющие медицинское заключение о готовности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего типа. Прошедшие необходимое обучение по профессии и безопасности работ на объекте.

 

   Оборудование для сбора нефти, газа и конденсата должно удовлетворять требованиям стандартов и технологических условий на их изготовление, монтироваться в соответствии с проектами и действующими нормами технологического проектирования и обеспечивать полную сохранность продукции (закрытая система сбора и подготовки нефти и газа).

   Оборудование и трубопроводы должны оснащаться приборами контроля (с выводами показаний на пульт управления), регулирующей аппаратурой с ручным и автоматическим управлением, а также предохранительной аппаратурой.

   Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах, подлежит периодической проверке в соответствии с утвержденным графиком. Результаты проверок заносятся в вахтовый журнал.

   Аппараты, работающие под давлением, оснащаются манометрами, указателями уровня и устройствами доля спуска жидкости в закрытую емкость.

   Датчики систем контроля и управления технологическим процессом должны быть во взрывозащитном исполнении и рассчитываться на применение в условиях вибрации, образования газовых гидратов, отложений парафина, солей и других веществ либо устанавливаться в условиях, исключающих прямой контакт с транспортируемой средой.

   Технологические трубопроводы и арматура окрашиваются опознавательной краской и обеспечиваются предупреждающими знаками и надписями. На трубопроводы наносятся стрелки, указывающие направление

 

движения транспортируемой среды.

Требования  к территории и производственным объектам.

Нефтяные, газовые  и газоконденсатные месторождения  с объемным содержанием сероводорода в газе более 6% застраивать объектами, не связанными с добычей нефти и газа, запрещается.

Помещения для  приготовления и приема пищи, отдыха вахты, узел связи и др. размещаются  на расстоянии не менее 200м от устья  скважины.

 На территории  буровых и промплощадок должны быть установлены устройства (конус, флюгер и др.) для определения направления ветра и указатели сторон света. В темное время устройства необходимо освещать.

stud24.ru

Способ подготовки нефти к транспортировке

С 10 О 33/06

3Ъеударствениый кюннтет

СССР да делан изобретения и аткрытнк

Опубликовано 23. 12 ° 81 Бюллетень М 47

Дата опубликования описания 25. 12.81 (53) УДК бб5. .542(088.8} (72) Авторы изобретения

I

IОрдена трудового красного знаиени институ1 нефтехииииеской и газовой промышленности им. И.И. Хубкиыа (71) Заявитель (54} СПОСОБ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ К ТРАНСПОРТИРОВКЕ

Изобретение относится к области нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано на промыслах, сборных пунктах подготовки нефти к транспорту и на нефтеперерабатывающих заводах для подготовки нефти к транспортиров" ке и (или} переработке.

Известен способ подготовки нефти к транспортировке путем сепарации с последующим обезвоживанием путем ее отстоя в присутствии деэмульгатора (1) .

Однако способ не обеспечивает достаточной степени удаления газов, воды и солей из нефти и, кроме того, такая подготовка нефти слишком длиt5 тельна и не отвечает современным требованиям.

Наиболее близким к предлагаемому является способ подготовки нефти к

20 транспортировке путем дегазации в газосепараторе, в качестве которого мо" гут быть использованы вихревые камеры — циклоны с последующим обезвоживанием при повышенной температуре в отстойниках с подачей промывной воды и деэмульгатора и обессоливанием путем отстоя в присутствии промывной воды и деэмульгатора (23

Недостатком способа является низ" кая производительность (до 200 т/ч} и длительность процесса.

Цель изобретения — повышение производительности процесса.

Поставленная цель достигается путем дегазации, обезвоживания и о6есcoa aaws при 50-80 С в вихревых камерах, имеющих отношение высоты к диаметру 0,8-1,2 для камеры дегазации, 1,3-3,2 для камеры обезвоживания и

3,4-8,8 для камеры обессоливания при отношении давления на выходе к давлению на входе равном 0,4-0,7 для камеры дегазации, 0,5-0,8 для камеры обезвоживания и 0,2-0,б для камеры обессоливания с подачей промывной воды и деэмульгатора в центральную асть камеры обезвоживания при дав3 8 лении 0,2-0„6 ат больше давления нефти на входе в зту камеру.

Способ осуществляют следующим образом.

Сырую нефть из скважины или из сборного коллектора подают в каскад последовательно работающих вихревых камер, В первой камере осуществляют процесс дегазации нефти, Во второй нефть промывают раствором дезмульгатора. В третьей камере осуществляют процесс окончательного обезвоживания и обессоливания нефти, причем газ удаляют из всех трех камер, но основная его часть удалена после первой камеры.

Первая камера имеет соотношение высоты к диаметру в пределах 0,8- 1,2.

Давление на входе в камеру составляет

10-80 ат, а давление на выходе — 456 ат, т.е. отношение давления на входе к давлению на выходе составляет

0,4-0,7. Из верхней части камеры отводят попутный газ, а из нижней— дегазированную нефть.

Дегазированную нефть после первой камеры подают на вход второй камеры— камеры обезвоживания, причем если давление нефти менее 10 ат на выходе из первой камеры, то ее дополнительнс, подвергают сжатию до 10-32 ат.

Вторая камера имеет соотношение высоты к диаметру в пределах 1,33,2. Отношение давления на выходе из камеры к давлению на входе составляет

0,$-0,8. В центральную часть камеры подают раствор деэмульгатора в проо мывной воде в количестве 2-6 вес.4 на нефть.

Из верхней части второй камеры отводят дополнительное количество попутного газа. Из центра нижней части камеры отводят частично обезвоженную и обессоленную нефть, а из периферии нижней части камеры — воду с растворенными в ней солями и механические примеси.

Нефть после второй камеры при необходимости {если ее давление менее

10 ат) подвергают сжатию до 10-25 ат и подают на вход третьей камеры. Камера имеет соотношение высоты к диаметру в пределах 3,4-8,8. Отношение давления на выходе из камеры к давлению на входе составляет 0,2-0,6. Из верхней части камеры отводят дополнительное количество попутного газа.

Из центра нижней части камеры отво" дят полностью дегазированную, обез91749 1 воженную и обессоленную нефть, а из периферии нижней части камеры — остаточную воду с растворенными в ней солями.

Производительность предлагаемого способа составляет 800-1200 нм /ч сырой нефти на один каскад аппаратов.

Выход попутного газа составляет от

20 до 100 м íà 1 м нефти, а степень дегазации составляет 98,4-99,6i от равновесного газосодержания. Остаточное содержание воды в нефти не превышает 0,33, а солей — не более

5 мг/л.

П р и и е р 1. Нефть из скважи3 а ны в количестве 1200 нм /ч при 0 С под давлением 80 ат подают в каскад вихревых камер. Первая камера имеет диаметр 1020 мм и высоту 1224 мм, т.е. соотношение высоты к диаметру составляет 1,2. Из верхней части камеры отводят попутный газ в количестве 17952 нм /ч, т.е. количество газа, Э выделившееся в первой камере на 1 нм нефти составляет 14,96 нм . Давление

Э нефти на выходе из первой камеры составляет 32 ат, т.е. отношение давления на выходе в камеру к давлению на входе составляет 0,4.

ЗО

Частично дегазированную нефть из нижней части первой камеры подают на вход второй камеры. Камера имеет диаметр 1420 мм и высоту 1846 мм, т.е. соотношение высоты к диаметру составляет 1„3.

Давление нефти на входе в камеру—

32 ат, а на выходе — 16 ат, т.е. отношение давления на выходе к давлению на входе составляет 0,5.

В центральную часть камеры под

40 давлением 32,3 ат подают 2r, -ный раствор деэмульгатора в промывной воде

B количестве 60 M /ч (5Ф-ная нефть).

Из верхней части камеры отводят дополнительное количество газа (2244Л нм /ч; l8,7 нм на 1 м -нефти).

Из периферии нижней части камеры отводят механические примеси и воду с растворенными в ней солями. Количество воды зависит от ее первоначального

Ж содержания в нефти и количества воды, поданного в камеру на промывку нефти, последнее составляет 80 м /ч, Нефть после второй камеры под давлением lá ат подают на вход третьей

ss камеры. Клера имеет диаметр 820 мм и высоту 2728 мм, т.е. соотношение высоты к диаметру составляет

Давление нефти на выходе иэ камеры

5 8 составляет 3,2 ат, т.е. отношение давления на выходе к давлению на входе камеры составляет 0,2, Из верхней части камеры отводят дополнительное количество газа (49368 нм /ч; 41,14 нм на 1 м нефти). Из периферии нижней части камеры отводят остаточную воду, а из центральной части камеры — дегазированную, обезвоженную и обессоленную нефть. Количество воды составило

96 м /ч.

Общее количество газа, выделенное во всех трех камерах составило

89760 нм /ч, т.е. на 1 мЗ нефти выделено 74,8 нм газа, Общая степень дегазации составляет

98,43 по отношению к равновесной концентрации газа s нефти. Остаточное содержание воды в подготовленной нефти составляет 0,3 вес./, а солей—

4 мг/л. При практически аналогичных показателях качества подготовки нефти достигнуто увеличение производительности в 4 раза по сравнению с известным способом.

Пример 2 ° Нефть из сборного коллектора промысловой системы сбора нефти в количестве l000 нм /ч при

Э

80 С под давлением 15 ат подают на вход каскада вихревых камер. Первая камера имеет диаметр 620 мм и высоту 496 мм, т.е, отношение высоты к диаметру составляет 0,8. Давление нефти на выходе из камеры — 10,5 ат, т.е. отношение давления на выходе к давлению на входе составляет 0,7.

Иэ верхней части камеры отводят попутный газ в количестве 10400 нм /ч

Э (10,4 нм газа на 1 м нефти).

3 Ь

Частично дегаэированную нефть из нижней части первой камеры под давлением 10,5 ат подают на вход второй камеры. Камера имеет диаметр 820 мм и высоту 2624 мм, т.е. соотношение высоты к диаметру составляет 3,2.

В центральную часть камеры под давлением 10,7 ат подают раствор деэмульгатора (см. пример 1) в количестве

40 м /ч (4 ь — на нефть).. Давление нефти на выходе из камеры составляет

8,4 ат, т.е. отношение давления на выходе к давлению на входе составляет 0,8.

По аналогии с примером 1 из камеры выводят дополнительное количество газа (6500 нм /ч или 6,5 нм на м нефти), 60 м /ч воды с механи9I749 6 ческими примесями и солями и обессоленную нефть.

Обессоленную нефть после второй камеры под давлением 8,4 ат подают на вход третьей камеры. Камера имеет диаметр 420 мм и высоту 3696 мм, т.е. соотношение высоты к диаметру составляет 8,8. Давление на выходе из камеры — 5,04 ат, т.е. отношение давления на выходе к давлению на входе ! составляет 0,6. Ilo аналогии с примером 1 из камеры выводят 9100 нм /u газа (9,1 мЗ на 1 м нефти), 30 м /ч э э воды и дегазированную, обезвоженную и обессоленную нефть.

Степень дегазации составила 98,74 по отношению к равновесному газосодержанию. Остаточное содержание воды в- нефти — О, 2 вес. l, а солей

2 мг/л. Общее количество газа

26000 нм /ч (26 м на 1 м нефт,".) °

Пример 3. Нефть из скважины в количестве 800 нм /ч при 60 С под

Э о давлением 10 ат подают в каскад вихревых камер. Первая камера имеет вы; соту 399 мм и диаметр 420 мм т.е. отношение высоты к диаметру составляет 0,95. Давление нефти на выходе камеры — 5 ат, т.е. отношение давле30 ния на выходе к давлению на входе co" ставляет 0,5. I1o аналогии с примером

1 из камеры выводят 10122 нм9 /ч газа, (I2,6 нм на 1 м нефти) и частично дегазироаанную нефть.

Нефть после первой камеры сжимают до 15 ат и подают во вторую камеру с диаметром 520 мм и высотой 884 мм, т.е. соотношение высоты к диаметру составляет 1,7. Давление нефти на выходе из камеры — 9 ат.

По аналогии с примером 1 в камеру под давлением I5,2 ат подают раствор деэмульгатора (см. пример 1) в количестве 25 м /ч.

Потоки из камеры выводят аналогично примеру 1. Количество газа составляет 1011,2 нм /ч (1 3 нм на

1 м нефти), а воды 60 м /ч (с солями и механическими примесями).

Обессоленную нефть посйе второй

50 камеры сжимают до 20 ат и подают на вход третьей камеры, которая имеет диаметр 520 мм и высоту 2704 мм, т.е. соотношение высоты к диаметру составляет 5,2. Давление нефти на выходе

ss иэ камеры составляет 8 ат, т.е. отношение давления на выходе к давлению на входе — 0,4. По аналогии с примером 1 иэ камеры выводят 24 м /ч

891749 формула изобретения

Составитель Н. Кириллова

Редактор В. Иванова Техред A.ÑàâKà Корректор Н. Пожо

Заказ 11150/38 Тираж 551 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 4 воды и полностью подготовленную нефть, В третьей к мер е выделено 1516 нм /ч газа (1,9 м /и нефти).

Общее количество выделенного во всех трех камерах газа составляет

12640 нм /ч, т.е. 15,8 нм на 1 м нефти. Остаточное содержание воды в нефти составляет 0,26 вес.3, солей—

3 мг/л. Степень дегазации составляет 99,64 от равновесного газосодержания.

Способ подготовки нефти к транспортировке путем дегазации в вихревой камере, обезвоживания с подачей промывной воды и деэмульгатора при повышенной температуре и последующего обессоливания, о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью увеличения производительности процесса, обезвоживание и обессоливание проводят в вихревых камерах при отношении высоты вихревой камеры к ее диаметру равном 0,8-1,2 для камеры дегазации, 1,3-3,2 для камеры обезвоживания и

3,4-8,8 для камеры обессоливания и при отношении давления нефти на Bbl ходе из камеры к давлению на входе равном 0,4-0,7 для камеры дегазации, 0,5-0,8 для камеры обезвоживания и @ 0,2-0,6 для камеры обессоливания и процесс ведут при 50-80 С с подачей промывной воды и деэмульгатора в центральную часть камеры обезвоживания при давлении на 0,2-0,6 ат больше давления нефти на входе в эту камеру.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Каспарьянц К.C. Промысловая подготовка нефти. М., "Недра", 1966, с. 222.

2. Тронов В.П. Промысловая подго- товка нефти. N., "Недра", 1977, с. 250. (прототип).

    

www.findpatent.ru

Подготовка нефти к транспортировке

 

 

ВВЕДЕНИЕ

На начальном  этапе разработки  нефтяных  месторождений,  как  правило, добыча нефти происходит из фонтанирующих  скважин  практически  без  примеси воды. Однако на  каждом  месторождении  наступает  такой  период,  когда  из пласта вместе с нефтью поступает  вода  сначала  в  малых,  а  затем  все  в больших количествах. Примерно две трети всей нефти добывается в обводненном состоянии. Пластовые воды, поступающие из скважин  различных  месторождений, могут значительно отличаться по химическому и  бактериологическому  составу. При извлечении смеси нефти с пластовой водой  образуется  эмульсия,  которую  следует рассматривать как механическую смесь двух  нерастворимых  жидкостей,одна из которых распределяется в объеме  другой  в виде  капель  различных размеров. Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспорта  в  связи  с возрастающими объемами транспортируемой жидкости и увеличением ее вязкости.

      Присутствие агрессивных водных  растворов минеральных солей  приводит  к быстрому  износу  как  нефтеперекачивающего,  так  и  нефтеперерабатывающего оборудования.

      Легкие  фракции  нефти  (углеводородные  газы  от  этана  до  пентана) являются ценным сырьем химической  промышленности,  из  которого  получаются такие  продукты,  как  растворители,  жидкие   моторные   топлива,   спирты,синтетический каучук, удобрения, искусственное волокно и другие  продукты органического  синтеза,  широко  применяемые   в   промышленности.   Поэтому необходимо стремиться  к  снижению  потерь  легких  фракций  из  нефти  и  к

сохранению  всех углеводородов, извлекаемых  из  нефтеносного  горизонта  для последующей их переработки.

  

   Наличие  в  нефти  механических  примесей  (породы  пласта)   вызывает абразивный   износ   трубопроводов,    нефтеперекачивающего    оборудования, затрудняет переработку нефти, образует отложения в  холодильниках,  печах  и теплообменниках, что приводит  к  уменьшению  коэффициента  теплопередачи  и быстрому выходу их из строя. Механические примеси  способствуют  образованию трудноразделимых эмульсий.

      Присутствие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и  раствора  в воде приводит к усиленной коррозии  металла  оборудования  и  трубопроводов, увеличивает устойчивость эмульсии, затрудняет переработку нефти.  Количество минеральных солей, растворенных в воде,  отнесенное  к  единице  ее  объема, называется общей минерализацией.

      При  соответствующих  условиях  часть  хлористого  магния   (MgCl) и хлористого кальция (CaCl), находящихся в пластовой воде,  гидролизуется  с образованием соляной кислоты. В результате разложения  сернистых  соединений  при переработке нефти образуется сероводород,  который  в  присутствии  воды вызывает усиленную коррозию  металла.  Хлористый  водород  в  растворе  воды  также разъедает металл. Особенно интенсивно  идет  коррозия  при  наличии  в воде  сероводорода  и  соляной  кислоты.  Требования  к  качеству  нефти   в некоторых случаях довольно жесткие: содержание солей не более  40  мг/л  при наличии воды до 0,1%.

Эти и  другие причины указывают на необходимость  подготовки нефти к транспорту.

 

Целью курсового  проекта является анализ подготовки нефти на УППН «ГОЖАН»

 

 

 

 

 

  1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

 

 Общие сведения о  месторождении

    Шагиртско-Гожанское месторождение расположенное на юге Пермского края Куединского района в 250 км от областного центра (г. Пермь) и в 25 км от районного (пос. Куеда). На территории месторождения расположены населенные пункты: сёла Старый Шагирт, Гожан и дер. Новый Шагирт. Ближайшая ж/д станция – Куеда, горьковской ж/дороги. В 10 км севернее месторождения проходит автомобильная дорога Куеда – Большая Уса с гравийным покрытием. Южную часть месторождения пересекает асфальтированная автомобильная дорога.    Чернушка – Куеда – Москудья   

     Населенные пункты  соединяются  между собой грунтовыми  дорогами. Для обеспечения круглогодичной  транспортной связи объектов  обустройства  месторождения между  собой и с базами обслуживания  построены подъездные автомобильные  дороги 4 категории с асфальтным  покрытием к Шагиртской и Гожанской площадям, вахтовому поселку, подстанции и населенным пунктам Гожан и Старый Шагирт, протяженностью 30,6 км. Для подъезда к ГЗУ и кустам скважин проложены автомобильные дороги 5 категории с гравийным покрытием общей протяженностью 64 км.

   В орографическом отношении  площадь представляет собой всхолменную равнину, понижающуюся с севера (с отметки 259 м ) на водоразделе рек Шагирт и Тынбай на юг (до + 105 м ) в урезе реки Шагирт.

   В гидрогеографическом отношении  месторождение находится в бассейне  правых притоков рек Буй, к  которым относятся реки: Сава  и Шагирт с притоком р Тынбай.

   Источником производственно  противопожарного водоснабжения  служит магистральный водовод  Буй - Гожан. Для хозяйственно-питьевых нужд используются две артезианские скважины, пробуренные на отложения шешминского горизонта. Обеспечение месторождения электроэнергией осуществляется от подстанции  110 /35 кВ. «Гожан».

Существующие промысловые  объекты сбора и подготовки, транспорта нефти и газа, водоснабжения и  канализации оснащены необходимыми средствами КИП, автоматики, телемеханики и связи.

Предусмотрены мероприятия  по снижению вредного воздействия на  окружающую среду.

Первые сведения о геологическом  строении района дал А.А. Штукенберг при составлении 127 листа десятиверстной геологической карты европейской части России в 1884-1987 гг.Более детальное изучение геологического строения месторождения началось  с  1943  года,  когда  геологической  съемкой  масштаба   1 :50000 и 1 : 20000  была охвачена площадь среднего Приуралья.В 1949 году при съемке масштаба 1 : 20000 было закартировано Гожанское поднятие.Шагиртская площадь была открыта в 1970 году. Нефтеносность установлена в турнейских, яснополянских, башкирских, верейских и каширо-верейских отложениях.

Подсчет запасов  произведен по состоянию на 1 июля 1973 года.

В    ГЗК  запасы  утверждены в ноябре 1973 года.

В 1974 – 1975 гг. составлена комплексная  технологическая схема разработки  Шагиртской площади Шагирто-Гожанского месторождения. Согласно  Х варианту, утвержденному в 1975 г. предусматривалась разработка турнейской и яснополянской залежей раздельными сетками.

 

 

 

 

 

 

 Стратиграфия

 

Геологический разрез Шагиртско–Гожанского месторождения изучен по материалам бурения структурных, поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.  Максимальная вскрытая  толщина отложений 2542 м в скважине № 23.

В основу стратиграфического деления положена унифицированная  схема Волго-Уральской  нефтегазоносной  провинции.

Бавлинская  свита.

Представлена в подошве доломитами серыми и зеленовато-серыми.  Средняя часть серии отложена песчаниками бурыми и розовыми. Кровля  представлена толщей алевролитов и песчаников. Вскрытая толщина – 513 м.

Девонская система.

Представлена  двумя отделами: D 3  и  D 2

 

Средний отдел (D 2)

Выделяется живетский ярус. Сложен толщей алевролитов и песчаников с тонкими прослоями известняка. К кровле отложений приурочен нефтяной пласт Д 2. Толщина яруса -  23 – 37 м.

Верхний отдел  (D3)

Франский ярус.

Нижнефранский ярус.

Пашийский горизонт.

Отложения представлены чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Приурочен нефтяной пласт Д 1. Толщина отложений 6 - 8 м.

Кыновский горизонт.

Породы горизонта представлены:  внизу -  аргиллитами и алевролитами серовато-зелеными; вверху -  известняками глинистыми. Толщина  - 25 – 44 м.

На породах кыновского горизонта залегает мощная толща карбонатных отложений девона,  которая включает верхнюю часть нижнего подъяруса ( саргаевский, семилукский горизонты), верхний подъярус франского яруса и фаменский ярус. Литологически  описываемая часть разреза представлена  известняками.  Общая толщина карбонетного  девона 409 - 610 м.

Каменноугольная  система.

Нижний отдел.

Турнейский ярус.

Ярус сложен известняками от серых до коричневато-серых, органогенно- обломочных или детритусовых тонкозернистых, плотных прослоями пористых. К кровле яруса приурочена нефтяная залежь -  Т. Толщиной    –   53 – 100 м.

Визейский  ярус.

Выделяются малиновский, яснополянский и окско-серпуховский надгоризонты.

Малиновский надгоризонт.

Сложен аргиллитами и подчиненными прослоями алевролитов. Толщина -  26,9 м.

 

Яснополянский надгоризонт.

Два горизонта: бобриковский и тульский.

Бобриковский горизонт.

Представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. К песчаникам и алевролитам приурочены промышленные скопления нефти (пласты Бб2  и Бб1).  Толщина - 11,45 м.

Тульский  горизонт.

Литологически делится на 2 пачки: нижнюю – терригенную (алевролиты, аргиллиты, песчаники)  и верхнюю – карбонатную, сложенную известняками темно-серыми, неравномерно глинистыми. К песчаникам и алевролитам приурочена нефтяная залежь (пласты Тл2а и Тл2б) Толщина 27- 34 м.

Отложения окско-серпуховского  надгоризонта и намюрского яруса представлены чередованием известняков и доломитов. Толщина отложений окско-серпуховского надгоризонта 213,5 – 250 м, а отложений намюрского яруса 22 – 41 м.

 

 

Средний  отдел.

Представлен  башкирским и московским ярусами.

Башкирский  ярус.

Сложен известняками с прослоями конгломерато-брекчии. Известняки светло-серые, детритусовые и органогенно-обломочные, неслоистые, конгломерато- брекчии залегают в кровле яруса и указывают на наличие перерыва. К кровле  яруса приурочена нефтяная залежь БШ. Толщина отложений 30 – 50 м.

 

Московский  ярус.

Сложен толщей карбонатных  пород и по микрофауне подразделен  на  четыре горизонта: верейский, каширский, мячковский и подольский.

Верейский горизонт.

Сложен толщей чередующихся между собой карбонатных пород, в основном известняков и терегенных мергелей, алевролитов и аргиллитов. Выделены нефтеносные пласты в подошве В3В4, в кровле В1. Толщина отложений 49-50 м.

 

 

 

 

 

Каширский горизонт.

Сложен известняками и доломитами, с прослоями мергелей и алевролитов. К подошве каширского горизонта приурочен нефтяной пласт (К). Толщина     70 м.

Отложения подольского и  мячковского горизонтов представлены толщей светло-серых и коричневато-серых известняков и доломитов. Общая толщина отложений 134 – 161 м.

 

Верхний отдел.

Отложения представлены преимущественно  доломитами светло-серыми и  коричневато-серыми. По всей толще встречаются включения  гипса и кремния. Толщина верхнего отдела 146 – 175 м.

 

Пермская  система.

Отложения пермской системы  на площади развиты повсеместно. Вскрыты, как глубинными разведочными скважинами, так и структурно – поисковыми. Выделены оба отдела: нижний и верхний.

 

Нижний  отдел.

Включает ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Отложения представлены, в основном, карбонатными породами: доломитами, известняками с включениями гипса и ангидрита. В отложениях кунгурского яруса преобладающую роль играют гипсы и ангидриты. Толщина отложений нижнего отдела -  206 –397 м.

Верхний отдел.

Представлен соликамским шешминскими горизонтами уфимского яруса. Это красноцветная толща песчаников, глин, алевролитов с прослоями доломитов,  гипсов, мергелей, ангидритов. Толщина отложений достигает 287 м.

 

Четвертинская система.

Четвертичные отложения  повсеместно залегают на различной  поверхности верхне-пермских пород. Представлены глинами, галечниками, суглинками и супесями. Толщина до 25 м.

 

 Тектоника

 

Шагиртско – Гожанское месторождение приурочено к структуре 2-го порядка – Куединскому валу, который осложняет северный склон Башкирского свода. Простирание вала северо – западно, в этом же направлении идёт его погружение в сторону Камско – Кинельской системы прогибов.

Объём геологической информации позволяет детализировать структурные  планы по основным маркирующим горизонтам: по кровлям тюйской пачки иренского  горизонта, верейского горизонта, терригенной пачки яснополянского  надгоризонта  и кыновского горизонта, а также проследить закономерность развития тектонического строения района.

По кровле тюйской  пачки иренского  горизонта Гожанская структура представляет собой вытянутую в северо-западном направлении брахиантиклиналь с крутым юго–западным крылом, сочленяющуюся на юго – востоке по изогипсе – 150 м с соседним Альняшским поднятием. По изогипсе – 140 м структура разделяется на собственно Гожанскую и небольшую в районе скв . 1079 Альняшскую. Шагиртская структура примыкает с северо-востока к Гожанской в виде террасы по изогипсе – 180 м , которая осложнена Восточно – Шагиртским куполом.

По кровле верейского горизонта все структуры, сохраняя ту же форму и простирание, становятся более выраженными- возрастают углы падения крыльев. На Шагиртском поднятии обособляются три самостоятельных купола – Западно-, Северо-, Центрально – Шагиртские. По  кровле  терригенной пачки тульского горизонта структура становится ещё круче, форма и простирание остаются прежними.

По кровле терригенных  отложений яснополянского надгоризонта  Гожанская структура представляет собой брахиантиклинальную складку северо- западного простирания длиною около 20 км: северо-восточное крыло её осложнено Шагиртским структурным выступом, включающим Шагиртское и Восточно-Шагиртское поднятия. Углы падения крыльев Гожанского поднятия составляют 2-7 градусов для юго-западного крыла и 1 градус 25 минут –6 градусов 30 минут для северо-восточного. Углы падения крыльев Шагиртского поднятия составляют от 3 градусов 36 минут до 5 градусов, Восточно-Шагиртское поднятие имеет форму небольшой   (1*2 км) куполовидной складки северо-западного простирания и расположено восточнее Шагиртского поднятия. Углы падения крыльев достигают 5 градусов.

stud24.ru

Подготовка нефти к транспортировке

По кровле кыновского горизонта Гожанское поднятие представляет собой резко ассимметричную брахиантиклинальную складку с крутым (до 11 градусов 20 минут) юго-западным и пологим (0 градусов 45 минут) северо-восточным крыльями. На месте Шагиртской структуры по данным трёх разведочных скважин и сейсморазведки намечается структурная терраса с незначительным погружением в северо-восточном направлении.

Сопоставляя структурные  планы по различным горизонтам, можно  сделать следующие выводы:

-   Гожанская структура по характеру образования относится к группе тектоно-седиментационных, образовавшихся за счёт развития карбонатных рифов позднефранкского и более молодого возраста вдоль бортов Камско-Кинельской системы прогибов на ранее существующей тектонической основе.

-   Шагиртская – относится к группе седиментационных, образовавшихся за счёт аналогичных рифовых построек на структурной террасе, осложняющей северо-восточное крыло Гожанского поднятия по кровле кыновского горизонта.

-   Структуры по морфологии  сквозные: Гожанская прослеживается от кыновского до иренского горизонтов; Шагиртская – от фаменского яруса до иренского горизонта. Соотношение структурных планов  на  Гожанской  и Шагиртском  поднятиях можно изобразить следующей схемой:

     Гожанское поднятие    Дкн = С1 = С2 – Р

     Шагиртское поднятие   Дкн / С1 = С2 – Р

     ( = ) -  полное  соответствие структурных планов

     ( - )  -  частичное  соответствие структурных планов

     ( / )  -  отсутствие  соответствия структурных планов

-   Максимальных размеров  структуры достигают по нижнекаменноугольным отложениям , постепенно выполаживаясь по вышележащим горизонтам .

Как показал анализ структурных  планов по маркирующим горизонтам, все структуры ( Гожанская, Шагиртская – Северный Центральный, Западный куполы, Восточно-Шагиртская ) следует рассматривать как самостоятельные тектонические единицы. Изучение коллекторских свойств продуктивных пластов правильнее проводить раздельно.

 

 

 

 

 

 4 Нефтегазоносность

 

Из  выделяемых  в  разрезе  осадочного  чехла  Пермского  Прикамья нефтегазоносных комплексов на Шагиртско-Гожанском  месторождении промышленно нефтеносных пять:

-   Московский терригенно-карбонатный  ( пласт В3В4 ).

-   Окско-серпуховско-башкирский  карбонатный ( пласт Бш ).

-   Нижне-средневизейский терригенный (пл. Тл2а, Тл2б, Бб1, Бб2)

Московский  терригенно-карбонатный комплекс.

 

Верейский горизонт.

Пласт В3В4.

В подошве верейского горизонта выделяются  нефтеносные пласты В3 и В4, разделённые аргиллитовым прослоем в 2-3 м и являющиеся единым объектом подсчёта и разработки. Общая толщина пласта в основном 14-16 м, в кровле и подошве он ограничен толщей аргиллито-алевролитовых пород соответственно до 9 и 6 м. В пределах пласта выделяется 1-7 проницаемых прослоев толщиной 0,4-5,8 м. В скв. 558  и 896  коллектор полностью замещён плотными породами. Максимальный процент эффективной толщины от общей на Гожанском поднятии составляет 32-34 м.

Коэффициент расчленённости на Гожанском поднятии составляет 4,1.

К пласту В3В4 приурочено две  самостоятельные нефтяные залежи: единая  для Гожанского и Шагиртского  поднятий и Восточно-Шагиртская.

На Гожанском поднятии промышленная нефтеносность на разведочном этапе была доказана до абсолютной отметки –820 м опробованием скважины 23, вскрывшей совместно пласты КВ1, В3В4 и Бш. ВНК принимался на абсолютной отметке –838 м по данным насыщения керна в скв.5

За прошедший после  утверждения запасов период нефть  из пласта получена в 146 скважинах Гожанского поднятия на наинизших отметках –800,1-861,7 м, дебит при уровне составил 0,7-64,1 т/сут. Дополнительно поднят нефтенасыщенный керн в скважинах 73,521,1128,1136 с абсолютных отметок –852,1-862,1 м.

Учитывая наинизшие отметки получения нефти по скважинам водонефтяной контакт для залежи, объединяющей оба поднятия, предлагается принять на отметке –853 м.

 

Гожанское поднятие.

В скв.674 в интервале абсолютных отметок –846,1-850,9 м приток нефти  составил 0,8 т/сут.

Тип залежи – пластовая сводовая.

   

Окско - серпуховско – башкирский

карбонатный комплекс.

              

В пределах комплекса промышленно  нефтеносны пористые разности известняков  башкирского яруса.

 

Башкирский  ярус.

Пласт Бш.

Основываясь на исследованиях  карбонатных коллекторов Пермской области, в пределах месторождения  в башкирском ярусе по данным ГИС  выделяются проницаемые пачки Бш1,Бш2,Бш3.

Но  поскольку  раздельным  опробованием  охвачена  в основном верхняя ( Бш1 ) , а нефтеносность нижних самостоятельно не доказана (Бш2 испытана совместно с Бш1 в 7 скважинах ), то  рассматривается единый пласт Бш, включающий пачки Бш1 и Бш2.

Залежь пластово-массивного типа, от центра её к периферии происходит закономерное уменьшение эффективных  толщин.

Процент эффективной толщины  от общей колеблется от 31 до 39.

Данные, полученные в процессе эксплуатационного бурения позволили уточнить геологическое строение месторождения. Согласно структурным построениям, Гожанское  поднятие  и Западный купол Шагиртского объединились в единую залежь.

Водонефтяной контакт  залежи, объединяющей Гожанское поднятие и Западно-Шагиртский купол оставлен прежним на отметке –855 м, обоснованный результатами разведочных скважин 20 и 116 , в которых нефть получена с нижних отметок минус 853 и 855,6 м. Результаты вновь пробуренных скважин не противоречат принятому ВНК. Так на Гожанском поднятии:

-  В скв.69 из интервала  прострела –823,7-850,8 м. Получена  нефть дебитом 30,8 т/сут на штуцере 3 мм. Из интервала –856,4-858,4 м. приток воды составмл 3 м3/сут

-  В скв.102 вода удельного  веса 1,13 г/см3 получена из интервала  перфорации минус 857,9-859,7 м, дебит  её 10,5 м3/сут.

-  В добывающих скв.398-бис, 882 при подошве прострела минус  851,2; 849,5 м. притоки безводной нефти  составили соответственно 9,9 и 4,2 т/сут.

 

Нижне – средневизейский

терригенный комплекс.

 

Используя принятую для всех месторождений Куединского вала номенклатуру, при корреляции терригенных отложений нижнего карбона, характеризующихся литологической  изменчивостью, выделено четыре пласта: Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2.

 

Тульский  горизонт.

Пласт Тл2-а.

Пласт залегает в кровле тульского горизонта, покрышкой  его служит толща (4-5м) аргиллитов. В 70% процентах скважин пласт замещён  плотными породами.

Залежи нефти, приуроченные к пласту Тл2-а, пластовые, сводовые, литологически экранированные.

На Гожанском поднятии, где нефтеносность пласта доказана лишь эксплуатационными скважинами, выделены небольшие по размерам линзы от 0,25*0,4 до 0,8*2,3 км. Водонефтяные контакты, принятые по наинизшему насыщению пород нефтью, составляет: 1181,1187 и 1200 м.

Они подтверждаются результатами испытаний шести скважин, из которых  пять (1031,1033,1040,1045,1046) опробованы совместно  с другими пластами. В скв.2062 дебит  нефти составил 2,3 т/сут.

В  юго-восточной  части  структуры с более высоких  абсолютных отметок –1117,8(скв.1078), -1134,4(скв.1076) коллектор водоносен, лишь в скв.174,1043,2088 пласт нефтенасыщен до глубин минус 1130-1139,1. Залежь в данном районе не выделена из-за малых размеров.

Пласт, общая толщина которого 0,6-5,1 м., состоит из 1-2 прослоев (0,4-4 м). Отношение эффективной толщины  к общей составляет 73%, коэффициент  расчленённости 1,1.

 

Пласт Тл2-б.

От вышележащего пласта Тл2-а  отделяется хорошо прослеживаемыми  пачкой аргиллитов (3-4м) и прослоем известняка толщиной 1,0-1,6м, наличие которого отмечено в керне скв.7 и 23 Граница с пластом  Бб1 менее чёткая, небольшой толщины раздел (0,6-2 м) представлен аргиллито-алевролитовыми породами. В ряде скважин (3% от общего числа) он исчезает и отмечается слияние пластов. Скважины располагаются в приподнятых участках структуры.

К пласту приурочено две  залежи: первая, в которой сосредоточены  основные запасы пласта, объединяет Гожанское и Шагиртское поднятия, вторая выделяется на Восточно-Шагиртском поднятии.

Несмотря на единую структуру  основной залежи, водонефтяной контакт  обосновывается самостоятельным для каждого из поднятий.

По Гожанской площади утверждённый на разведочном этапе ВНК минус 1195м. совместно для пластов Тл2-б и Бб1 результатами ГИС и опробования эксплуатационных скважин уточнён.

Наинизшее насыщение и получение нефти отмечается в наклонной скв.995 (удлинение 228,2 м) на глубине минус 1205,5 м. По вертикальным скважинам ВНК может быть принят на отметке минус 1204 м.

В скв.2057, пробуренной в 1983г., вскрыто текущее положение ВНК  на отметке –1165,1 м. В ближайших  скважинах 2002 и  2004, расположенных  в 125 м., эксплуатация пластов Тл2-б,Бб1 велась с 1978 г. и к моменту вскрытия пласта в скв.2057 из них добыто соответственно 2174 и17178 тыс.т нефти, обводнённость 99.

Самостоятельно пласт  на Гожанской площади опробован в 27 скважинах, дебит нефти в них колеблется от 0,8 до 23,6 т/сут. По типу залежи тульского пласта Тл2-б пластовые сводовые с литологическим экраном.

 

Бобриковский  горизонт.

Пласт Бб1.

При корреляции в пределах пласта выделяется верхняя часть Граничащая  с тульским  пластом Тл2-б, и нижняя, заключённая между хорошо выдержанными пачками аргиллитов толщиной 1-4м. каждая. Проницаемые прослои характерны для верхней части, но  в скв.744,988,1044,2000,2001,2077  Гожанской  площади, где наблюдается слияние с вышележащим пластом Тл2-б, пласт Бб1 полностью проницаем, верхняя пачка аргиллитов исчезает, а остаётся лишь глинистая толща, которая служит разделом между бобриковскими пластами Бб1 и Бб2.

Залежи, приуроченные к пласту, имеют линзовидный характер и  по типу относятся к пластовым сводовым литологически экранированным.

На Гожанском поднятии 50% площади занимает продуктивная линза, расположенная в северо-западной части ( 7,8*2,3 км ). Южнее линии скважин 744-988 выделяются маленькие по размерам линзы (1,1*0,25-1,5*0,25 км.), большинство из которых ограничены со всех сторон литологическим экраном.

Данными эксплуатационных скважин, характеризующихся более  совершенным  комплексом  геофизических  исследований, ВНК уточнён. Наинизшие насыщения пласта нефтью по 8 скважинам, включая и наклонные, отмечается на отметке минус 1204,4 – 1214,7 м. Используя для обоснования лишь вертикальные, водонефтяной контакт по данным скв.980 принимается на отметке минус 1213 м.

Нефть дебитом 0,7-49 т/сут получена в 63 скважинах с наинизших отметок от –1143,6 до –1214,9 м. Однако самостоятельно пласт опробован в скв.637 и 915 ( -1161,8 и –1159,4 м.), дебит их соответственно 3,4 и 4,2 т/сут.

   

Пласт Бб2.

Пласт, к которому приурочены основные запасы месторождения характеризуется значительными колебаниями общей толщины. В скв.172,411,764,765,770,774,973,1057,1063,2070 Гожанской площади терригенные отложения увеличиваются до 31 м., что связано с появлением линз малиновского возраста. Учитывая  локальное распространение последних, выделяемая  в пределах их эффективная толщина условно отнесена к пласту Бб2. К пласту приурочено четыре залежи. Наибольшая по размерам объединяет Гожанское поднятие и Западно-Шагиртский купол. На начальной стадии подсчёта ВНК на Гожанской площади принимался –1208 м. на юго-западном  и -1215м. на северо-восточном крыльях по промыслово-геофизическим данным скв.5 и 7. Если в последней он уверенно отбивался на отметке –1215,5 м., то в скв.5 по диаграмме ГИС пласт полностью нефтеносен (-1211,1 м.).

В эксплуатационных скважинах  нефтенасыщение пласта колеблется в пределах –1203-1233,5 м. Принимая во внимание данные 15 вертикальных скважин, где отбивается водонефтяной контакт, средняя отметка его по залежи составляет –1213 м.

Физико – химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов

 

 

 

Исходные  геолого-физические характеристики  эксплуатационных объектов

П А Р А М Е Т Р Ы

З а л е ж  ь   п л а с т а    Т

З а л е ж ь  п л а с т а   Тл + Бб

п/п

 

П  л о щ а д ь

П л о щ а д ь

   

Гожанская

Шагиртская

Гожанская

Шагиртская

           

1

Средняя глубина залегания,                      м

1425

1410

1350

1370

2

Тип залежи

Пласт.сводовая

пласт.сводовая

пласт.сводовая

пласт.сводовая

3

Тип коллектора

Карбонатный

карбонатный

терригенный

терригенный

4

Площадь нефтегазоносности,            тыс.м2

25557

4463

41518

16744

5

Средняя общая толщина,                         м

25,6

Ш-25, В-Ш-16.1

28,5

Ш-33.2;В-Ш-31.7

6

Средняя нефтенасыщенная толщина,       м

3,3

Ш-4.8;В-Ш-5.7

3,5

Ш-5.7; В-Ш-4.9

7

Пористость,                                  доли ед.

0,11

0,15

0,19

0,2

8

Средняя насыщенность нефтью    доли ед.

0,57

0,799

0,88

0,9

9

Приницаемость по керну/по гидродинам,МКМ2

0.041/0.044/0.662

0.037/0.676

Тл-0.676;Бб-1.183

Тл-1.196;Бб-1.233

10

Коэффициент песчанистости          доли ед.

0,24

Ш-0.29;В-Ш-0.19

0,23

0,3

11

Коэффициент расчлененности        доли ед.

10,5

Ш-11.3;В-Ш-9.1

4,6

6,25

12

Пластовая температура,                град.С

28.428.4

28

27

 

13

Пластовое давление, начальное,   Мпа

14,5

14,5

14,6

14,6

14

Вязкость нефти в пластовых  условиях,МПахС

42,1

27,6

41,2

38,4

15

Плотность нефти в пластовых  условиях,т/м3

0,901

0,883

0,887

0,895

16

Объемный коэффициент  нефти,      доли ед.

1,04

1,025

1,039

1,035

17

Содержание серы в нефти,                     %

2,96

2,51

2,84

2,55

18

Содержание парафина в  нефти,               %

3,93

3,46

3,99

3,41

19

Давление насыщения нефти  газом,      Мпа

7,2

6,9

8,02

8,86

20

Газосодержание нефти,                      м3/т

15,5

13,9

18,7

20,1

21

Вязкость воды в пластовых  условиях,МПахС

1,4

1,42

1,39

-

22

Плотность воды в пластовых  условиях, т/м3

1,13

1,176

1,17

-

23

Средняя продуктивность, 10м3/(сут/Мпа)

4,1

6,6

2.6 - 9.9

10.6 - 17.0

24

Средняя приемистость, 10м3/(сут/Мпа)

   

Бб-6.7; Тл-8.49

Бб-8.36; Тл-9.78

           

25

Начальные балансовые запасы нефти, млн.т

       
 

(утв.ГКЗ СССР или на балансе ВГФ СССР):

       
 

в том числе, по категории  С1/С2

9,948

2,75

41,128

23.413/0.200

26

Начальные извлекаемые запасы нефти,  млн.т

       
 

(утв.ГКЗ СССР или на балансе ВГФ СССР):

       
 

в том числе, по категории  С1/С2

1,123

0,372

13,572

9.361/0.048

27

Коэффициент нефтеизвлечения,      доли ед.

       
 

в том числе по запасам  категории С1/С2

0,113

0,135

0,33

0.399/0.24

stud24.ru

Подготовка нефти к транспортировке

 

 

Физико-химические свойства нефти Кудрявцевского и Аптугайского месторождений

Таблица 2.2.

Месторождение

Кудрявцевское

Аптугайское

Западно-Кораблевское поднятие

Кудрявцевское поднятие

Пласты

КВ1

В2+4

Тл2б

Т

КВ1

В2+4

Тл2б

Т

КВ

ВВ

Тл

Тл+Бб

Т

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Вязкость нефти при 20оС, сСт

-

-

-

291,76

70,14

-

19,44

142,70

234,60

95,23

7,20

10,90

27,50

28,80

17,70

Вязкость нефти при 50оС, сСт

-

-

-

50,90

19,30

-

19,44

45,70

39,52

24,15

-

-

-

-

-

Содержание, % вес.:  

                  серы

2,21

2,21

2,36

2,67

2,3

2,21

2,21

2,36

2,55

1,79

0,84

1,75

2,56

2,31

2,50

                  смол

-

-

-

30,97

24,51

-

20,16

23,25

28,68

19,58

-

-

-

-

-

                  асфальтенов

-

-

-

4,69

2,46

-

6,41

6,05

6,36

3,58

-

-

-

-

-

                  парафина

3,70

3,70

2,19

2,30

2,72

3,70

3,70

2,19

2,15

3,73

4,50

3,50

2,50

2,95

3,35

Плотность нефти, кг/м3

888

888

898

899

892

888

888

899

899

892

843

861

885

883

885

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 ОПИСАНИЕ  ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

 

 

 Блок подготовки и  перекачки нефти

 

Водонефтяная эмульсия на УППН «Гожан» поступает с Шагиртско-Гожанского, Бырькинского, Альняшкого, Москудьинского, Кудрявцевского и Аптугайского месторождений.

 Жидкость с месторождений  ЦДНГ -3 поступает на установку  по сборным трубопроводам по  четырем  потоками:

1 поток – с Гожанской площади Шагиртско-Гожанского месторождения (УСУ-0331, ДНС- 0332, 0333)

2 поток - с Быркинского (УПСВ - 0302) и с Альняшского (ДНС -0338) месторождений;

3 поток - с Москудьинского (ДНС -0340, 0341, 0342), с Кудрявцевского (ДНС 0343) и с Аптугайского (ДНС 0344) месторождений;

4 поток - с Шагиртской площади Шагиртско-Гожанского месторождения (УПСВ - 0303 «Шагирт»).

 

 Первый поток водонефтяная  эмульсия со скважин и групповых  объектов Гожанской площади Шагиртско-Гожанского месторождения в объеме 5500 – 8500 м3 в сутки со средней обводненностью до 85 % под давлением 0,3 – 0,4 МПа (3-4 кгс/см2)и температурой от 5 до 25ОС поступает через узел приема (УП) на первую ступень сепарации в сепараторы С-101/1, С-101/2. Каждое направление на УП оборудовано датчиками давления и температурными датчиками.

Для улучшения отделения пластовой  воды от нефти, перед поступлением на С-101/1, С-101/2 в поток водонефтяной эмульсии после УП предусмотрен ввод реагента-деэмульгатора «СОНДЕМ-4403» посредством дозатора БПР-1 №1, а также имеется возможность ввода реагента-деэмульгатора в частично обезвоженную нефть после сепараторов С-101/1,2. Расход реагента устанавливается в соответствии с утвержденным технологическим регламентом расхода реагентов-деэмульгаторов.

В сепараторах С-101/1, С-101/2 (V-200м3-2шт.) при давлении 0,25-0,35 МПа (2,5÷3,5 кгс/см2) происходит разделение жидкости на три фазы: нефть, воду и газ. Попутный нефтяной газ первой ступени сепарации через клапан под управлением регулятора давления подается в газоосушитель ГО-101 (V-50м3), далее в газоосушитель ГО № 2 (V-16м3) и используется в качестве топлива печи ПТБ-10. Емкости оборудованы электроконтактными и техническими манометрами, предохранительными клапанами, датчиками давления. Для контроля за уровнем нефти и межфазным уровнем «вода-нефть» установлены датчики уровня. Показания выведены на щит в операторную и АРМ.

Свободно отделившаяся пластовая  вода в сепараторах С-101/1, С-101/2 отводится  через клапан регулятор, счетчик  объема жидкости в блок очистки сточных  вод ОГФ и далее в РВП.

Частично обезвоженная нефть с  С-101/1, С-101/2 отводится через клапан регулятор, счетчик объема жидкости и влагомер под собственным давлением  поступает на сепарационную установку  КСУ №1,2,3. (V-56м3-3шт.).

На вход или выход первой ступени  сепарации можно подать горячую  пластовую воду с отстойников  горячей сепарации ОГ -200 №1,2,3 (V-200м3-3шт.), для повышения температуры эмульсии для ее улучшения разделения фаз  «нефть - пластовая вода».

 

Второй поток водонефтяная эмульсия Быркинского и Альняшского месторождений с УПСВ 0302 «Бырка» в объеме 1500 – 2200 м3 в сутки со средней обводненностью до 55 % под давлением 0,2 – 0,3 МПа (2-3 кгс/см2)и температурой от 5 до 25ОС поступает на выход обезвоженной нефти с сепараторов С-101/1, С-101/2 и смешивается в один поток. Также жидкость с УПСВ 0302 «Бырка» можно перевести в КДФ.

 

С третьего потока водонефтяная эмульсия с Москудьинского, Кудрявцевского и Аптугайского месторождений в объеме 6000 -7500 м3 в сутки со средней обводненностью до 55 % под давлением 0,2-0,3 МПа ( (2-3 кгс/см2)  и температурой от 5 оС зимой и до 20 оС летом, поступают на прием КДФ, где происходит первичное разделение эмульсии на фазы «нефть - пластовая вода». Пластовая вода из КДФ отводится под собственным давлением на установку предварительного сброса УПС № 1 (V-200м3-1шт.).

В УПС № 1 происходит первичная  очистка пластовой воды от нефти, которая собирается в верхней  части аппарата в виде пленки. Нефтяная пленка сбрасывается через дренаж в  КЕ №1,2 (V-25м3-2шт.) или подается на прием  сырьевых КСУ №1,2,3. Пластовая вода отводится под собственным давлением на блок подготовки и очистки воды (очистные сооружения) в отстойники ОГФ №1, 2, 3

 Водонефтяная эмульсия с  КДФ поступает на сырьевые  концевые сепарационные установки  КСУ №1, 2, 3 (V-56 м3-3 шт.,), где происходит  отделение газа от эмульсии  при давлении 0,001 – 0,02 МПа (0,01 –  0,2 кгс/см2). На КСУ установлены предохранительные клапана, электроконтактные  и технические манометры, контролирующие давление в аппаратах, при повышении давления выше допустимого в операторную поступает сигнал «высокое давление». Для контроля уровня жидкости на КСУ установлены датчики предельного уровня ДУЖЕ-200, сигналы с которого выведены в операторную. Нефтяной газ низкого давления отводится через кондесатосборник КС (V-40м3) и газоосушитель ГО № 3 (V-50м3) на установку улавливания легких фракций УУЛФ.

 

 С четвертого потока сырая  нефть с УПСВ-0303 «Шагирт» поступает на прием технологических насосов через узел приема.

 

После КСУ дегазированная, частично обезвоженная нефть поступает в  резервуары предварительного сброса воды (сырьевой) РПС №2,5,6,9 (РВС-5000) на уровень 2,5м, где проходя через слой водяной  подушки (высота водяной подушки  в РПС №2, 5, 6 - 3,0-6,5 м, в РПС №9 - 3,0-7,5 м), свободная вода отделяется от нефти. Резервуары РПС могут работать последовательно и параллельно. Резервуары оборудованы датчиками аварийного уровня LS – 5200, уровнемерами ДУУ2М, дыхательными и предохранительными клапанами. Допустимый объем поступления частично обезвоженной нефти в резервуары предварительного сброса воды до 550 м3/час.

 Отделившаяся свободная пластовая  вода в РПС с уровня 0,5 м поступает на прием резервуара водоподготовки РВС №11. Далее подготовленная пластовая вода (до существующих требований содержание нефтепродуктов до 20 мг/л, ТВЧ до 14 мг/л) подается на КНС -0302С.

Частично обезвоженная нефть после  дополнительного отстоя из резервуаров  обводненностью до 30 %, со стояков 9 м (РПС № 6,9) и 8 м (РПС № 2,5) поступает на прием технологических насосов №1,2,3(8-нДв-Нм). Насосы оборудованы датчиками температурной защиты, электроконтактными манометрами. На прием технологических насосов так же подается предварительно подготовленная нефть с УПСВ-0303 «Шагирт» с содержанием воды до 5 %.

Для улучшения отделения эмульгированной воды от нефти, перед поступлением на технологические насосы в поток частично обезвоженной нефти вводится реагент – деэмульгатор «СОНДЕМ-4403» посредством блочного дозатора БР-2,5 № 2.

Частично обезвоженная нефть, под  давлением до 1,1 МПа (11,0 кгс/см2) и расходом 120÷300 м3/ч подается технологическими насосами в нагреватели нефти ПТБ-10 (печь трубчатая блочная, 2 шт.,) для нагрева. В змеевиках печи нефть нагревается от 40 ОС до 70 ОС за счет  сжигания на форсунках собственного осушенного попутного нефтяного газа под давлением 0,008÷0,075 МПа ((0,08-0,75 кгс/см2). Для полного сгорания топлива в топку печи подается воздух газодувкой. Печи оборудованы блоком управления «Сатурн», где контролируется: производительность печи, температура жидкости на выходе печей; контроль пламени в горелках, температура уходящих газов; давление жидкости на входе и выходе – электроконтактными манометрами; давление газа, поступающего на печи – электроконтактным манометром после РДУК. При отклонении по одному из технологических параметров печи происходит остановка и блокировка печи. Расход газа учитывается узлом учета газа СВГ-1600.

После нагрева в нагревателях нефти  ПТБ-10, водонефтяная эмульсия поступает  в горячие отстойники глубокого  обезвоживания ОГ №1, 2, 3 (ОГ-200 3 шт. V-200м3), аппараты оборудованы электроконтактными манометрами, датчиками давления, уровнемерами, показания которых выведены в операторную; регулирующими клапанами для контроля и регулирования уровня водяной подушки, предохранительными клапанами. При давлении 0,25÷0,35 МПа( (2,5÷3,5 кгс/см2) происходит обезвоживание нефти до остаточного содержания пластовой воды не более 1 % . Слив воды производится через регулирующий клапан, который регулируются высотой уровня раздела фаз «нефть-вода» (0,15 - 0,4 м).

Перед отстойниками обезвоживания  ОГ №1,2,3 возможна подача пресной воды для обессоливания через регулируемый гидродинамический диспергатор РГД. Количество подачи пресной воды для обессоливания контролируется расходомером.

Пластовая вода с отстойников ОГ №1, 2, 3 при температуре 40÷70 ОС под  собственным давлением отводится  на вход или выход первой ступени  сепарации С-101/1, С-101/2 для подогрева  эмульсии и эффективного использования  реагента-деэмульгатора.

 После отстойников глубокого  обезвоживания нефть поступает  на концевую сепарационную установку  КСУ №1, 2 (товарные 2 шт. V-56 м2), где происходит отделение газа от горячей нефти (стабилизация нефти) при давлении 0,001÷0,02 МПа ((0,01-0,2 кгс/см2) и температуре от +35  до +65 ОС. КСУ оснащены предохранительными клапанами, электроконтактными и техническими манометрами, датчиками аварийного уровня ДУЖЕ-200, сигналы от которых выведены в операторную. Газ горячей сепарации так же отводятся на прием УУЛФ через кондесатосборник КС (V-40 м3) и газоосушитель ГО № 3 (V-40 м3).

 Отсепарированная нефть из товарных КСУ №1,2 с температурой 30÷60 оС поступает в товарные резервуары РТН №№ 1, 3, 5, 6 (4 шт V - 5000м3), где происходит окончательный отстой. Для подрезки «подтоварной воды» и промслоев с резервуаров, используются технологические насосы №1, 2, 3 (8-нДв-Нм) с подачей в голову процесса или на прием ПТБ-10 для повторной обработки. Технологической схемой также предусмотрена подрезка промслоев из резервуаров в РТН № 8 (РВС № 8 может работать резервуаром водоподготовки или для приема НСЖ).

Откачку подготовленной нефти можно  производить со стояков (в РТН  № 1,3 – 1 метр, 3 метра, 8 метров; РТН № 5 – 1 метр, 5 метров, 7 метров; РТН № 6 – 4 метра, 8 метров) насосами внешнего транспорта. ЦНС № 1, 2, 3 (ЦНС 180*255 2 шт. и ЦНС 300*300) на УППН «Куеда». Насосы оборудованы датчиками температурной защиты, электроконтактными манометрами.

Предусмотрена возможность оперативного переключения по резервуарному парку  РТН № 1, 3 и РПС № 5, 6 в манифольдной (отдельно вынесенное из каре сооружение).

Так же имеется технологическая  возможность перекачки жидкости (как сырья, так и товарной нефти) внутри резервуарного парка РТН  № 1,3 и РПС № 5,6.

Перекачка внутри сырьевого парка  РПС № 5, 6 осуществляется технологическими насосами № 1, 2, 3. Перекачка товарной нефти с РТН №1, 3(5, 6) магистральными насосами № 1, 2 ,3.

После достижения качества нефти согласно требованиям в соответствии с  ГОСТ Р 51858-2002 товарная нефть с резервуаров откачивается насосами внешнего транспорта под давлением 1,0÷2,5 МПа( (10÷25 кгс/см2) и температуре 30-45оС по нефтепроводу товарной нефти на УППН «Куеда». Откачка подготовленной нефти, производится через оперативный узел учета нефти ОУУН. Оперативный узел оборудован фильтром, расходомером, автоматическим пробоотборником, техническими манометрами. Скорость перекачиваемой нефти 150-270 м3/час. Схема ОУУН прилагается в разделе №13 приложение Б.

stud24.ru