ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 7
1. АНАЛИЗ ИЗУЧЕННОГО МАТЕРИАЛА 8
1.1. Характеристика района 8
1.2. Характеристика объекта 10
1.2.1. Обоснование выбора технологической схемы 10
1.2.2. Краткое описание технологического процесса 12
1.2.3. Краткая характеристика реагентов 13
1.2.4. Принцип действие блока обезвоживания и обессоливания 15
1.3. Характеристика Ватинского месторождения 16
1.4. Характеристика товарной нефти 19
5. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА 22
6. МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС УСТАНОВКИ 23
6.1. Материальный баланс первой ступени сепарации со сбросом воды 23
6.1.2. Расчет материального баланса сброса воды 28
6.2. Материальный баланс второй ступени сепарации 30
6.3. Материальный баланс блока электродегидраторов 35
6.4. Материальный баланс сепараторов КСУ 36
6.5. Общий материальный баланс 41
7. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ 43
7.1. Технологический расчёт сепаратора первой ступени со сбросом воды 43
7.2. Технологический расчёт второй ступени сепарации 47
7.3. Технологический расчёт блока электродегидраторов 50
7.4 Технологический расчет сепаратора КСУ 53
8. РАСЧЁТ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ 56
8.1. Расчет трубчатой печи 56
8.2. Расчёт резервуарного парка 58
8.3. Выбор насосных агрегатов по рабочему давлению для воды 59
9. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ 62
9.1. Гидравлический расчёт участка трубопровода от трёхфазного сепаратора первой ступени до сепаратора второй ступени 63
9.2. Гидравлический расчёт участка трубопровода от сепаратора второй ступени до электродегидратора 65
9.3. Гидравлический расчёт участка трубопровода от электродегидратора до концевой сепарационной установки 67
9.4. Гидравлический расчёт участка трубопровода от концевой сепарационной установки до резервуарного парка 69
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 72
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 73
ПРИЛОЖЕНИЕ

Advertisement
Бесплатно

Узнайте стоимость учебной работы онлайн

Информация о работе

Ваши данные

_________________________________________________________________

Работа № 4272. Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ работы.

Цена оригинала 1000 рублей. Оформлен в программе Microsoft Word.

Оплата. Контакты

_________________________________________________________________

ВВЕДЕНИЕ
Нефть извлекаемая на поверхность из скважин часто называется «сырой» нефтью поскольку в ней содержится пластовая вода с растворенными солями газы органического и неорганического происхождения а также механические примеси песок глина известняк и т.д. Для получения товарной нефти и нефтяного газа а также пластовой воды которую можно было бы снова возвращать в пласт применяют специальные установки — установки подготовки нефти УПН.
Наличие в нефти примесей отрицательно сказывается на ее качественных характеристиках. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортировку по трубопроводам и переработку вызывает эрозию внутренней поверхности труб отложения в аппаратуре что приводят к снижению коэффициента теплопередачи повышает зольность остатков перегонки содействует образованию стойких эмульсий. Присутствие пластовой воды в нефти удорожает ее транспортировку повышает энергозатраты на испарение воды и конденсацию паров. Кроме того присутствие балластовой воды повышает вязкость нефтяной системы вызывает опасность образования кристаллогидратов при понижении температуры. При снижении содержания солей в нефти с 40-50 мгл до 3-5 мгл межремонтный пробег установки прямой перегонки нефти увеличивается со 100 до 500 суток и более. Уменьшается коррозия аппаратуры снижаются расходы катализаторов в каталитических процессах улучшается качество газотурбинных и котельных топлив коксов и битумов. Кроме того присутствие нефтяных газов способствует образованию в трубопроводах газовых пробок которые затрудняют перекачивание нефти.
Этим обуславливается необходимость процессов обезвоживания и обессоливания.
В данной работе было решено рассмотреть проектирование установки подготовки нефти Ватинского месторождения в городе Мегион Нижнева-ртовского района.

1. АНАЛИЗ ИЗУЧЕННОГО МАТЕРИАЛА

1.1. Характеристика района

Нижневартовский район – самый большой по занимаемой площади среди районов Ханты-Мансийского автономного округа.
Протяженность района с запада на восток – 620 километров с севера на юг – 370 километров. С севера район граничит с Пуровским и Красносель-купским районами Ямало-Ненецкого автономного округа с востока с Турух-танским и Енисейским районами Красноярского края с юга с Александ-ровским и Каргасокским районами Томской области и с запада с Сургутским районом Ханты-Мансийского автономного округа Рисунок 1.1.1.
Рисунок 1.1.1 – Карта Ханты-Мансийского автономного округа
Центральную часть района занимает плоская болотно-озерная Среднеобская низменность со средними абсолютными отметками высот 45-55 метров среди которой возвышается Аганский увал – холмисто-увалистый расчлененный водоразделами рек Аган-Вах достигающий абсолютной отметки 156 метров. В северо-восточной части района находится полого-увалистая хорошо дренированная Верхнетазовская возвышенность в юго-восточной и восточной частях — плоская и пологоволнистая Кетско-Тымская равнина. Почвообразующими породами на территории района являются пески супеси суглинки и торф.
В среднем 200 дней в году наблюдается устойчивый снежный покров средняя высота снежного покрова на незащищенных участках достигает 70 см на защищенных – 85 см. Максимальная глубина промерзания почвы на откры-тых местах суходола при оголенной от снега поверхности до 290 сантиметров под снежным покровом до 110 см на болотах до 70 см. Среднегодовое количество осадков составляет 625 мм основное количество осадков выпадает в теплое время года среднегодовая влажность воздуха – 75 .
Климат района континентальный отмечается суровой продолжительной зимой с сильными ветрами и коротким летом. Максимальная температура в июле достигает +30°С. Зимний период продолжается с ноября по апрель. Минимальная температура в декабре-январе достигает минус 50°С при среднесуточной температуре в январе минус 25°С. Среднемесячная температура января -22 градуса июля + 169 градусов. В зимнее время преобладают юго-западные и южные ветра летом — северные и северо-восточные Рисунок 1.1.2.
а б
Рисунок 1.1.2 – Роза ветров а Зимний период б Летний период
Общая протяженность водотоков района составляет порядка 40 тысяч километров. Основная река – Обь с двумя притоками Вах и Аган. Приблизительно 50 территории района заболочено.
Территория Нижневартовского района расположена в северной и средней подзоне таежных лесов.
Основной отраслью в районе является нефтедобывающая промыш-ленность а также строительство промышленных и бытовых объектов лесо-заготовки рыболовство охота.
Необходимые грузы доставляются в период навигации май-октябрь водным транспортом и по железной дороге Тюмень-Тобольск-Сургут-Нижневартовск. На месторождениях имеются автодороги с бетонным покрытием которые соединяют его с городами Нижневартовск и Мегион.
1.2. Характеристика объекта
В работе рассматриваться ППН Ватинского месторождения как струк-турная единица НГДУ «Мегионнефть». Основной задачей ППН – является сдача подготовленной товарной нефти в систему Нижневартовского УМН выполнение плановых показателей по сдаче нефти реализация ТКО на СИНК512 с соблюдением всех руководящих документов регламентов действующих ГОСТ и инструкций.
1.2.1. Обоснование выбора технологической схемы
При выборе технологических схем комплексов сбора и подготовки нефти газа и воды следует руководствоваться РД 39-0148311-605-86 Унифициро-ванными технологическими схемами сбора транспорта и подготовки нефти газа и воды нефтедобывающих районов. Согласно РД технологические схемы сбора и транспорта продукции скважин зависят от условий размещения и разработки месторождений физико-химических свойств продукции скважин рельефа местности направлений транспорта нефти газа и воды и др.
Нефть Ватинского месторождения характеризуется небольшим газовым фактором до 417 м3т плотностью при стандартных условиях 848 кгм3 содер-жанием парафина 31 селикагелевых смол 824 и асфальтенов 244 серы 178 обводнённость нефти может достигать 849 а температура 74 °C.
Указанные свойства обуславливают сравнительно невысокую устой-чивость газонефтяных пен и водонефтяных эмульсий образующихся в про-цессе добычи и сбора продукции скважин.
Оптимальной является схема комплексной подготовки нефти которая будет состоять из следующих стадий 1 блок подогрева работает только в зимний период 2 блок сепарации первой ступени со сбросом воды 3 блок сепарации второй ступени 4 блок электрообезвоживания и обессоливания 5 конечная ступень сепарации Рисунок 1.2.1.1.
Процесс отстоя нефти всегда сопровождается сепарацией оставшегося газа в эмульсии нефти. В связи с этим в отстойниках необходимо создать условия для отделения газа из эмульсии и предусмотреть его отбор а также отбор выделившейся воды. Для упрощения этой схемы применим трехфазный сепаратор на начальном этапе подготовки нефти что позволит совместить сепарацию и отстой нефти. Такое технологическое решение обладает важными преимуществами оптимальное использование пространства технологических площадок месторождений снижение металлоемкости оборудования объектов и уменьшение количества вспомогательного оборудования за счет совмещения технологических процессов в одном аппарате повышение экономической эффективности.
Трехфазный сепаратор предназначен для разделения газожидкостного потока и глубокой очистки добываемого природного или попутного нефтяного газов от газового конденсата нефти капельной влаги и механических примесей и разделения жидкостной фракции по плотности – на легкую газовый конденсат нефть и тяжелую вода. Жидкостная фракция подается в нижнюю емкость ТФС в которой за счет гравитации происходит с начало отделение газовой фракции затем по ходу движения жидкостной фракции происходит разделение расслоение потоков по плотности на более легкую и тяжелую. По потоку жидкостной фракции установлен разделитель который обеспечивает отдельный выход легкой фракции и тяжелой вместе с механическими примесями. Далее отделяются механические примеси. Газовая фракция удаляется через центробежный газовый сепаратор.
Первичную сепарацию газа следует считать первоочередной относи-тельно всех последующих операций по подготовке т.к. в результате этого процесса обычно отделяется основной объем газа который может оказывать негативное влияние на проведение операций по обезвоживанию и обессоливанию а так же благодаря предусмотренному сбросу воду удаляется основная часть жидкости.
В проекте предусмотрен блок электрообезвоживания и обессоливания. Чтобы инициировать процесс коалесценции мелких капель воды диспергированных в нефти можно поместить нефтяную эмульсию в электрическое поле высокого напряжения. Когда жидкость с низкой электропроводностью нефть содержащая диспергированную жидкость с высокой электропроводностью воду находится в электрическом поле капли жидкости с высокой электропроводностью сливаются под действием одного из факторов 1 капли поляризуюся и вытягиватся вдоль силовых линий электрического поля 2 капли притягиваются к электроду благодаря наведённому заряду 3 электрическое поле стремиться деформировать и ослабить слой эмульгатора окружающий каплю.
С целью снижения потерь легких углеводородов на пункте сбора перед подачей товарной продукции в резервуары отделяют нефть от газа при минимальном избыточном давлении на концевых сепарационных установках КСУ. Сущность процесса сепарации на КСУ заключается в снижении давления насыщенных паров нефти чтобы обеспечить необходимые технологические параметры для последующего транспорта нефти.
В Приложении 12 приведена технологическая схема установки подготовки нефти.
В сырую нефть из блока реагентного хозяйства БРХ вводится деэму-льгатор с целью увеличения интенсивности обезвоживания. Деэмульгаторы ослабляют нефтяную плёнку окружающую капли воды в результате чего она разрушается а капли укрупняются.
Рисунок 1.2.1.1 – Блок схема пункта подготовки нефти
1.2.2. Краткое описание технологического процесса
Нефть с температурой 60°С и обводненностью до 849 поступает на первую ступень сепарации ТФС-16 на которой смонтированы трехфазные сепараторы для отделения основной массы воды и газа типа НГСВ I-10-3400 объемом 200 м3 каждый. В зимний период некондиционная нефть сперва поступает в блок нагрева ПТБ-14 в печи ПТБ-10Э и нагревается до 60°С а после поступает на первую ступень сепарации. Обезвоженная нефть до 5 с ТФС-16 поступает в блок сепарации второй ступени С-12 где установлены сепараторы типа НГС 06-2400 объемом 50 м3. Затем для более глубокого обезвоживания нефть поступает в электродегидраторы ЭДГ-15 типа ЭГ-200 объемом 200 м3. После электрообезвоживания и обессоливания нефть направляется на КСУ 12 для окончательной дегазации нефти где испо-льзуются нефтегазовые сепараторы типа НГС 06-2000 объемом 25 м3. С КСУ нефть с обводненностью до 008 поступает в резервуарный парк в котором смонтированы резервуары типа РВС 10000-12. Далее магистральными нефтяными насосами нефть откачивается в систему Нижневартовского УМН а затем в магистральный нефтепровод.
Подтоварная вода из трехфазных сепараторов ТФС-17 и электро-дегидраторов ЭДГ-15 поступает на очистные сооружения для очистки от остатков нефти и механических примесей с дальнейшей откачкой на кустовую насосную станцию КНС в систему поддержания пластового давления. Отделившийся попутный газ из ТФС-16 и С-12 направляется к факелам высокого низкого давления или к стороннему потребителю часть газа используется для нужд ППН. В Приложении 13 приведён генеральный план пункта подготовки нефти работающего по данной схеме.
1.2.3. Краткая характеристика реагентов
Разложить эмульсию можно термическим или химическим воздействием. Для химического воздействие используют деэмульгаторы которые ослабляют структурно-механическую прочность слоев обволакивающих каплю воды и способствуют более глубокому расслоению эмульсии. Для защиты змеевиков нагревателей используется ингибитор солеотложения. Характеристика использованных реагентов представлена в таблице 1.2.3.1.
Таблица 1.2.3.1 – Характеристика реагентов
Марка реагента Химическая характеристика Вязкость кинемати-ческая при 20°С мм2с Плотность при 20°С кгм3 Содер-жание ПАВ Темпе-ратура вспышки °С Темпера-тура зас-тывания °С
Деэму-льгатор СНПХ-4315 Раствор неионогенных ПАВ в смеси растворителей не более 60 920…980 45…55 – не выше минус 45
Деэму-льгатор СНПХ-4880 Композиция из неио-ногенных ПАВ в смеси ароматиче-ских и спиртовых растворителей не более 60 910…1050 50 25…27 не выше минус 50
Высокоэффективный деэмульгатор СНПХ-4315 применяется для промыс-ловой подготовки нефти путевая деэмульсация глубокое обезвоживание и обессоливание на установках подготовки нефти. Деэмульгатор СНПХ-4315 используют для разрушения стабильных или устойчивых водонефтяных эмульсий для обезвоживания мазутов переработки и утилизации промыш-ленных стоков льяльных вод. СНПХ-4315 проявляет антикоррозионные свойства по отношению к стальным медным поверхностям не содержит в своем составе хлорорганических соединений выпускается трех марок L D имеющих 7 модификаций А Б В Л М Т С К в концентрированном виде. По токсикологическим свойствам реагент СНПХ-4315 относится к 4 классу опасности малоопасные вещества.
СНПХ-4880 предназначен для подготовки обезвоживания и обессоли-вания высоковязких смолистых и парафинистых нефтей и может применяться в системах сбора и на установках подготовки нефти. Обеспечивает глубокое обезвоживание в широком интервале температур при низких удельных расходах разрушает промслои. При использовании СНПХ-4880 образуется четкая граница раздела фаз и качественная подтоварная вода. Деэмульгатор СНПХ-4880 представляет собой композицию из неионогенных ПАВ в смеси ароматических и спиртовых растворителей. Является маслорастворимым реагентом. Не содержит в своем составе хлорорганических соединений. СНПХ-4880 обладает ингибирующими АСПО свойствами и проявляет антикоррозионный эффект выпускается под марками А Б Д. По токсичности СНПХ-4880 относится к 3 классу опасности умеренно-опасные вещества.
1.2.4. Принцип действие блока обезвоживания и обессоливания
Электрическое обезвоживание и обессоливание нефтей осуществляется в специальных аппаратах – электродегидраторах в которых путём разрушения нефтяной эмульсии нефть освобождается от воды и растворённых в ней солей.
Работа электродегидраторов основана на явлении разрушения нефтяной эмульсии в электрическом поле переменной частоты под воздействием которого глобулы воды в эмульсии испытывают непрерывную деформацию в следствие чего происходит пробой пленок эмульгатора адсорбированного на поверхности водяных глобул и беспрерывное слияние элементарных глобул в большие капли выпадающие из эмульсии в виде чистой воды.
Аппарат представляет собой горизонтальную цилиндрическую ёмкость в которой имеются два электрода в форме решетчатых прямоугольных рам подвешенных параллельно и занимающих почти всё горизонтальное сечение аппарата. Расстояние между электродами может изменяться от 20 до 40 мм. Электроды через подвесные проходные изоляторы подсоединены к высоковольтным выводам двух трансформаторов установленных наверху технологической емкости. Напряжение между электродами может принимать значения 11 33 или 44 кВ. Для ограничения величины тока и защиты электрооборудования от короткого замыкания в цепь первичной обмотки трансформаторов включены реактивные катушки которые установлены рядом с трансформаторами наверху технологической ёмкости. Реактивные катушки обладают большой индуктивностью поэтому при возрастании тока происходит перераспределение напряжений и разность потенциалов между электродами уменьшается. Конструкция электродов дегидратации позволяет жидкости свободно перемещаться вверх и вниз [Приложение 2].
Процесс происходит особенно эффективно когда в нижней части аппарата под электродами поддерживается определённый уровень воды так как при этом создаётся дополнительное поле в зоне отстоя между зеркалом воды и нижним электродом. Благодаря этому эмульсия содержащая в зоне отстоя сравнительно большое количество воды и обладающая поэтому большой электропроводностью продолжает разделяться на нефть и воду.
Нагретая нефтяная эмульсия содержащая реагент деэмульгатор и до 10 воды подаётся в электродегидратор через штуцер который может быть расположен как на днище аппарата так и сбоку в нижней части в два распределительных устройства под слой отделившейся воды и поднимается вверх. После перехода через границу раздела вода – нефть нефтяная эмульсия сначала попадает в зону низкой напряженности электрического поля образующейся между нижним электродом и слоем отделившейся воды а затем в зону высокой напряженности между верхним и нижним электродами. Под действием электрического поля капли воды содержащиеся в нефти поляризуются взаимно притягиваются друг к другу коалесцируют укрупняются и осаждаются. Обезвоженная и обессоленная нефть выводится сверху аппарата через сборник нефти а отделившаяся вода снизу.
В маркировке приняты следующие обозначения ЭГ — электродеги-дратор первое число — объем емкости м3 второе — рабочее давление МПа.
1.3. Характеристика Ватинского месторождения
Ватинское нефтяное месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области вблизи разрабатываемых Аганского на севере Мегионского на востоке Самотлор-ского на северо-востоке и Северо-Покурского на западе месторождений.
Расстояние от месторождения по прямой городов Сургута и Нижнева-ртовска соответственно 150 и 50 км соответственно. Ближайшими населенными пунктами являются г. Нижневартовск г. Мегион посёлок Покур и посёлок Вата Рисунок 1.3.1.
Рисунок 1.3.1 – Карта расположения Ватинского месторождения
Месторождение открыто в 1963 г. Пробная эксплуатация месторождения начата в 1965 г. промышленная – в 1966 г.
Залежи углеводородов приурочены к 33 продуктивным пластам АВ11+2 АВ13 АВ21 АВ22 АВ3 АВ4 АВ5 АВ6 АВ7 АВ8 БВ00 БВ01 БВ02 БВ11 БВ12 БВ2 БВ31 БВ32 БВ41 БВ42 БВ5 БВ6 БВ70 БВ7 БВ81+2 БВ83 БВ19-20 БВ21-22 ЮВ10 ЮВ11 ЮВ12 ЮВ2 ЮВ3 нижнемеловых и юрских отложений.
За весь период разработки на месторождении отобрано 1548 млн.т нефти 534 млн.т жидкости. Текущая обводнённость достигла 849 число добывающих скважин перебывавших в эксплуатации за весь период разработки составило 1563.
Площадь месторождения представляет собой слабо пересечённую сильно заболоченную равнину приуроченную к пойме и надпойменным террасам реки Оби и её притоков. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +40 м в пойменных частях рек до +64 м в пределах надпойменных террас. Главная река Обь протекает южнее Ватинского месторождения. Ширина её русла достигает 1000-1300 м она разветвляется в этом районе на большое количество протоков и рукавов. Правый приток Оби – Ватинский Еган пересекает месторождение почти в широтном направлении. В периоды весенних паводков река Обь и её притоки выходят из берегов затопляя почти всю промысловую площадь. Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием хвойных пород.
Геологический разрез Ватинского месторождения представлен мощной толщей до 3000 м осадочных пород залегающих на размытой поверхности складчатого фундамента. В геологическом строении разреза принимают участие породы доюрского фундамента и мезо-кайнозойские терригенные отложения платформенного чехла. В пределах последнего выделяются юрские меловые палеогеновые и четвертичные образования. На тектонической карте Западно-Сибирской плиты Ватинское месторождение расположено в центральной части Нижневартовского свода образованного относительным поднятием крупного блока фундамента.
Свойства пластовой нефти представлены в таблице 1.3.1 а компонентный состав пластовой нефти и газа при однократном разгазировании пластов представлен в таблице 1.3.2.
Таблица 1.3.1 – Свойства пластовой нефти представлены
Пластовое давление МПа 174
Пластовая температура ºС 74
Давление насыщения МПа 748
Газосодержание м3т 417
Плотность в условиях пласта кгм3 7889
Вязкость в условиях пласта мПа с 231
Коэффициент объемной упругости 1МПа10-4 1214
Плотность нефтяного газа кгм3 при 20ºС
при однократном разгазировании 1049
при дифференциальном разгазировании 0948
Плотность дегазированной нефти кгм3 при 20ºС
при однократном разгазировании 8650
при дифференциальном разгазировании 8585
Таблица 1.3.2 – Компонентный состав
Наименование Газ при однократном разгазировании Пластовая нефть
Молярная концентрация компонентов
Сероводород
Углекислый газ 009 003
Азот 094 025
Гелий 000 000
Метан 7546 2086
Этан 286 081
Пропан 542 186
Изобутан 309 130
Н.бутан 537 342
Изопентан 215 214
Н.пентан 275 390
Гексаны 190 6546
Гептаны
Остаток
Молек.масса гмоль 258 1681
Плотность газа кгм3 1071
Плотность нефти к3гм 7889
Запасы нефти и растворенного газа Ватинского месторождения по состоянию на 1.01.2010 г. утверждены в государственной комиссией по запасам полезных ископаемых ГКЗ по 33 подсчетным объектам в количестве по категории АВС1 — балансовые – 559112 тыс.т извлекаемые – 252858 тыс.т по категории С2 – балансовые – 144817 тыс.т извлекаемые – 37620 тыс.т.
Физико-химические свойства нефти по каждому месторождению Нижне-вартовского района представлены для сравнения приведены в Приложение 1.
1.4. Характеристика товарной нефти
Согласно химическому анализу товарной нефти подготавливаемой на предприятие «Славнефть-Мегионнефтегаз» занимающимся разработкой нефтегазовой промышленности в данном районе предназначенной для экспорта Таблица 1.4.1 нефть Ватинского месторождения можно отнести в соответствие с ГОСТ Р 51858-2002 к марке 2.2э.1.1 ГОСТ Р 51858-2002 а нефть для продажи внутри страны – 2.1.1.1 1.0.1.1 2.1.1.1. Нефть всех 4-х марок в соответствие с банком качества нефти БКН соответствует нефти Siberian Light. В данной работе при проектировании УПН в качестве эталона товарной нефти будет использоваться марка и физические свойства экспортной нефти подготавливаемой на предприятии «Славнефть-Мегионнефтегаз».
Siberian Light — сорт нефти содержание серы 057 и менее которая представляет собой смесь из нефтей добываемой в Ханты-Мансийском автономном округе. Основные производители нефти Siberian Light — компании «Роснефть» «Лукойл» «Сургутнефтегаз» «Газпром нефть» в том числе и «Славнефть». Siberian Light сходна по составу с Brent и WTI которые относятся к так называемому сорту Light Sweet Oil — малосернистой лёгкой нефти на которую и приходится большая часть мирового спроса. Из лёгких сортов нефти на НПЗ получают больше бензиновых фракций чем в среднем из других сортов.
Brent – эталонная марка нефти добываемая в Северном море. Факти-чески является смесью нескольких сортов нефти добываемых на шельфовых месторождениях Brent Forties Oseberg и Ekofisk между побе-режьями Норвегии и Шотландии. Является одной из основных марок нефти торгуемых на международных нефтяных биржах в частности на ICE.
На предприятие «Славнефть-Мегионнефтегаз» подготовленную товарную нефть на ЦППН Ватинского НГДУ сдают в систему Нижневартовского УМН с дальнейшей отправкой её в систему трубопроводов «Транснефть» нефть смешивается с более тяжёлой высокосернистой нефтью Урала и Поволжья содержание серы в которых достигает 30 а плотность в градусах API — Американского института нефти — не превышает 26-28. Таким образом образуется экспортная Российская нефть соответствующая согласно БКН марки Urals. Итоговое содержание серы в нефти сорта Urals должно составлять не более 12-14 плотность 860—871 кгм³.
Таблица 1.4.1 – Паспорт качества товарной нефти предназначенной для экспорта.
Наименование показателя Размерность Метод испытаний Значение параметра
Температура нефти при условиях измерей объёма °С – 339
Давление нефти при условиях измерей объёма МПа – 033
Плотность нефти при температуре и
давлении при условиях измерей объёма кгм3 – 8382
Плотность нефти при 20 кгм3 – 848
Массовая доля воды ГОСТ 2477-65 008
Массовая концентрация хлористых солей ГОСТ 21534-76 метод А 00006
Массовая доля механических примесей ГОСТ 6370-83 00021
Массовая доля серы ГОСТ Р 51947-2002 108
Давление насыщенных паров кПа АСТМ Д 323-2008 метод В 418
Выход фракций при 200°С ГОСТ 2177-99 метод Б 27
Выход фракций при 300°С ГОСТ 2177-99 метод Б 463
Массовая доля парафина ГОСТ 11851-85 метод А 2
Массовая доля сероводорода ppm ГОСТ Р 50802-95 <2
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов ppm ГОСТ Р 50802-95 <2
Массовая доля органических хлоридов во фракции выкипающей до 204 ppm ГОСТ Р 52247-2004 метод Б <1
ГОСТ Р 51858-2002 НЕФТЬ 2.2э.1.1.
5. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА
Место расположения ППН – г. Мегион
Грузооборот по пластовой жидкости – 212 млн. тгод
Годовая продолжительность работы установки – 8400 ч 350 дней
Обводнённость сырой нефти – 849
Молекулярная масса пластовой нефти – 1681 гмоль
Допустимое давление нас. паров 320 мм. рт. ст. при температуре 38 °C
Динамическая вязкость при 20 °C – 1254 мПа∙c
Динамическая вязкость при 50 °C – 537 мПа∙c
Плотность нефти при 20 °C – 848 кгм3
Плотность воды при 20 °C – 10009 кгм3
Характеристики товарной нефти приведены в таблице 1.4.1
Рабочее давление и температура для блоков первой и второй ступеней сепарации равны соответственно Р1 = 075 МПа t1 = 60 °С и Р2 = 03 МПа t2 = 50 °С для КСУ – Р4 = 01 МПа t4 = 35 °С температура для блока обессоливания и обезвоживания t3 = 45 °С
Комплексный состав нефти
пп Компонент смеси Молярный состав сырой нефти zi
1 Диоксид углерода СО2 003
2 Азот N2 025
3 Метан СН4 2086
4 Этан С2Н6 08
5 Пропан С3Н8 186
6 n-Бутан n-С4Н10 342
7 i-Бутан i-С4Н10 13
8 n-Пентан n-С5Н12 39
9 i-Пентан i-С5Н12 214
10 Гексан и выше С6Н14+ 6546
Итого 100
6. МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС УСТАНОВКИ
6.1. Материальный баланс первой ступени сепарации со сбросом воды
Технологией подготовки нефти предусмотрено что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре равных соответственно Р = 075 МПа t = 60 °С .
Все расчёты ведутся для 100 кмоль исходного вещества.
Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших давлениях 06 – 11 МПа и менее с достаточной для практических целей точностью можно производить по закону Рауля – Дальтона 6.1.1
7. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Целью расчетов проводимых в настоящем разделе является определение необходимых размеров используемого технологического оборудования на установках подготовки нефти выбор типа аппаратов и расчет их количества.
7.1. Технологический расчёт сепаратора первой ступени со сбросом воды
Нефтегазовые сепараторы в которых осуществляется отделение газа и сброс свободной воды называются нефтеводогазосепараторами или трехфазными сепараторами ТФС. За последнее время на нефтяных месторождениях все большее распространение получают горизонтальные сепараторы которые имеют ряд преимуществ по сравнению с вертикальными повышенная производительность при одном и том же объеме аппарата лучшее качество сепарации простота обслуживания и осмотра.
Большинство эмульсий «нефть в воде» имеет размер частицы от 100 до 400 мкн. Технологической схемой УПН предусмотрена возможность подачи деэмульгатора в поток сырой нефти еще во входных коммуникациях. Таким образом к моменту поступления эмульсии в блок сброса воды система «вода-нефть» имеет крупнодисперсный характер. При расчёте гравитационных сепараторов принимают следующие допущения частицы имеют шарообразную форму экспериментально установлено что капли воды в эмульсии обработанной деэмульгатором имеет размер d = 300 – 350 мкм движение эмульсии в сепараторе установившееся свободное скорость осаждение частицы жидкости постоянная [10 с 52].
Эффективное разделение фаз в гравитационном отстойнике происходит при условии соблюдения в зоне отстоя ламинарного режима течения эмульсии
Рисунок 7.2.1 Поперечное сечение сепаратора с нефтью
Так как объемный расход эмульсии через блок сепаратора составляет 1053866 м3сут то необходимо принять в эксплуатацию 1 сепаратор выбранного ранее типа НГС 06 – 2000 и один в резерве.
Для обеспечения возможности самотечного слива в резервуары концевые сепараторы поднимают над поверхностью земли на высоту от 10 до 25 м в зависимости от типа резервуаров и рельефа местности высота подъёма установки будет определена в гидравлическом расчёте.
8. РАСЧЁТ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
8.1. Расчет трубчатой печи
Целью расчета является выбор необходимого типа и количества печей для подогрева нефти.
Технологической схемой УПН предусмотрен подогрев сырой нефти в зимний период перед первой ступенью сепарации со сбросом воды до температуры 60°С температура нефти в зимний период 25 °С.
Производительность потока нефти – 2523809524 кгч = 25238 тч. Плотность нефти приведенная к стандартным условиям составляет – 848 кгм3
Для подогрева нефтяных эмульсий целесообразно использовать в качестве подогревающего оборудования трубчатую блочную печь ПТБ – 10Э с характеристиками представленными в таблице 8.1. Основными преимуществами ПТБ-10Э от предыдущих моделей ПТБ-10 ПТБ-10А является оснащенность электромагнитными исполнительными механизмами наличие электрической системы управления с применением микропро-цессорной системы автоматизации позволяющей печи работать в составе АСУТП объекта замена пневматического привода исполнительных механизмов на электрический система автоматизации позволяет дополни-тельно контролировать соотношение газа и воздуха обеспечивая наилучшую полноту сгорания и концентрацию газа в теплообменной камере увеличеный КПД до 85 а так же в теплообменной камере дополнительно установлены змеевики подогрева топливного газа в зимнее время.
Таблица 8.1 – Техническая характеристика печи ПТБ–10Э
9. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ
В систему сбора и транспорта продукции нефтяных скважин входят
1 нефтегазосборные трубопроводы нефтегазопроводы нефтепроводы обес-печивающие сбор продукции скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти ДНС или ЦПС
2 нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и ДНС до ЦПС
3 нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до соору-жений магистрального транспорта нефти
Промысловые трубопроводы следует проектировать в соответствии с требованиями Норм проектирования стальных промысловых трубопроводов технологические трубопроводы в пределах промышленных площадок п.п. 2.96 2.113 2.188 — 2.205.
Гидравлический расчет системы сбора продукции скважин должен выполняться на базе данных технологической схемы проекта разработки месторождения и другой технологической проектной документации на разработку месторождения а также научных рекомендаций по реологическим и физико-химическим свойствам нефти газа и воды выданных проектной организации до начала проектирования [Приложение 12].
Гидравлический расчет трубопроводов систем сбора от скважин до ППН при движении по ним нефтегазовых нефтеводогазовых смесей следует выполнять по Методике гидравлического расчета трубопроводов и систем трубопроводов при транспорте нефтегазовых смесей.
Гидравлический расчет трубопроводов должен выполняться на макси-мальную добычу жидкости принимаемую по данным технологической схемы проекта разработки и вязкость соответствующую обводненности на этот период на максимальную вязкость и соответствующую ей добычу жидкости.
По результатам расчетов принимается ближайший в сторону увеличения внутренний диаметр трубы по ГОСТ или ТУ.
Гидравлический расчет трубопроводов при движении по ним жидкости в однофазном состоянии следует производить по формуле Дарси-Вейсбаха [12].
Гидравлический расчёт проводиться на основе Приложения 7.
9.1. Гидравлический расчёт участка трубопровода от трёхфазного сепаратора первой ступени до сепаратора второй ступени
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Арнольд К. Справочник по оборудованию для комплексной подготовки нефти. Промысловая подготовка углеводородов К. Арнольд М. Стюард. перевод с английского Б.Л. Фалалеев. ¬– М. ООО «Премиум Инжиниринг» 2011. – 776 с.
Бунчук В.А. Транспорт и хранение нефти нефтепродуктов и газа В.А. Бунчук ¬– М. Недра 1977. – 366 с.
Дунюшкин И.И. Расчёты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды И.И. Дунюшкин И.Т. Мищенко Е.И. Елисеева. ¬– М. ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.Г. Губкина 2004. – 448 с.
Дунюшкин И.И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений Учебное пособие И.И. Дунюшкин – М. ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.Г. Губкина 2006. – 320 с.
Дунюшкин И.И. Учебное пособие к решению задач по дисцеплинам « Сбор и подготовка нефти газа и воды» «Системы сбора продукции скважин» И.И. Дунюшкин – М. МИНГ 1987. – 46с.
Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти и газа К.С. Каспарьянц – М. «Недра» 1973. – 376 с.
Каспарьянц К.С. Процессы и аппараты для объектов промысловой подготовки нефти и газа К.С. Каспарьянц В.И. Кузин Л.Г. Григорян. ¬– М. Изд-во «Недра» 1977. – 254 с.
Лурье М.В. «Типовые задачи по курсу «Трубопроводный транспорт нефти и газа» 2007. – 349 c.
Молчадская Б.Л. Центробежные нефтяные магистральные и подпорные насосы. Каталог Б.Л. Молчадская – М. ЦИНТИхимнефтемаш 1973. – 20 с.
Персиянцев М.Н. Совершенствование процессов сепарации нефти от газа в промысловых условиях М.Н. Персиянцев. ¬– М. Изд-во «Недра» 1999. – 282 с.
Танатаров М.А. Технологические расчёты установок переработки нефти Учеб. пособие для вузов М.А. Танатаров М.Н. Ахметшина Р.А. Фасхутдинов и др. Москва Изд-во «Химия» 1987. – 352 с.
ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора транспорта подготовки нефти газа и воды нефтяных месторождений. – Взамен ВНТП 3-77 введ. 01.03.86. – М. Изд-во стандартов 1986. – 93 с.
ГОСТ 10704-91 Трубы стальные электросварные прямошовные. – Взамен ГОСТ 10704-76 введ. 01.01.93. – М. Изд-во стандартов 1976. – 11 с.
ГОСТ Р 52910-2008 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов введ. 25.03.08. – М. Изд-во стандартов 2008. – 53 с.
Газовик-нефть. – Резервуары и технологическое оборудование. – Режим доступа URL httpgazovik-neft.rudirectoryarticleekonom_pokazateli-1.html дата обращения – 02.04.2016. — резервуары
Горная энциклопедия. – Техника и технологии. – Электродегидратор. – Режим доступа URL httpwww.mining-enc.rue1elektrodegidrator- дата обращения –10.03.2016. — эгд работа
Завод емкостного оборудования. – Главная. – Емкостное оборудование. – Газовые и нефтегазовые сепараторы. – Сепаратор нефтегазовый. – Режим доступа URL httpzavodeo-samara.ru produkciya emkostnoeoborudovanie separatoryneftegazovye дата обращения – 4.03.2016. – c
ОАО СПЕЦНЕФТЕХИММАШ. – Выпускаемое оборудование и изделия. – Нефтегазовое оборудование. – Сепараторы. – Сепараторы нефтегазовые типа НГСВ. – Режим доступа URL httpwww.snhm.ruoborudovanie-1neftegazovoe separatoryngsv дата обращения – 4.03.2016. – тфс
ООО НЕФТЕГАЗХИММАШ. – Главная. – Электродегидраторы. – Электроде-гидратор объемом 200 м3 ЭГ-200. – Режим доступа URL httpwww.nghm.ru index.phpoption=com_content&task = view&id=20&Itemid=18 дата обращения – 10.03.2016. электродегидратор
ПромАрм. – Прочая арматура. – Регуляторы давления и уровня. – Режим доступа URL httpwww.promarm.rumiscregulatorPT99098-350print — затвор регулирующий дата обращения – 15.04.2016.
Технопарк. – Продукция. – Сепараторы. – Нефтегазовые сепараторы со сбросом воды НГСВ. – Режим доступа URL httptehnoeo.ru productseparseparato2 дата обращения – 4.03.2016. – тфс
ENCEengineering. – Винтовые насосы. – Режим доступа URL httpwww.ence-pumps.ruvintovie_nasosy.php дата обращения – 15.04.2016.
ПРИЛОЖЕНИЕ