Федеральное агентство образования РФ

Томский политехнический университет

Утверждаю

Декан ХТФ

“ ” 2004г.

Методические указания к выполнению лабораторной работы

“Исследование процессов промысловой подготовки нефти”

по дисциплине

“Технология промысловой подготовки нефти и газа”

для студентов специальности 250400

“химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов ”

Томск 2004г.

УДК

Методические указания к выполнению лабораторной работы по дисциплине “Технология промысловой подготовки нефти и газа” для студентов специальности 250400.

Составители:

Рецензент проф. д. т.н.

Методические указания рассмотрены и рекомендованы методическим семинаром кафедры химической технологии топлива

“ ” 2004г.

Зав. каф. ХТТ

Цель работы:

1.  Ознакомиться с моделирующей системой (МС) расчета установки подготовки нефти (УПН).

2.  Выбрать оптимальный вариант схемы проведения процесса подготовки нефти.

3.  Подобрать оптимальные технологические параметры проведения процесса с целью получения товарной нефти удовлетворяющей требованиям ГОСТ.

Этапы развития и эксплуатации нефтяного месторождения.

Разработка любого нефтяного месторождения состоит из четырех основных этапов (рис.1): нарастающего уровня добычи (I), постоянного уровня добычи нефти (II), периода падающей добычи нефти (III) и завершающего периода добычи нефти (IV).

Рис.1.– Динамика показателей разработки месторождения.

1 – добыча нефти, 2 – себестоимость 1т нефти, 3 – обводненность нефти.

Характерная особенность первого периода – постепенный рост объемов добычи объемов нефти, обусловленный непрерывным вводом в работу из бурения добывающих скважин. Способ добычи нефти в этот период фонтанный, обводненность отсутствует. Продолжительность этого этапа составляет 4-6 лет и зависит от многих факторов, главное из которых: величина пластового давления, толщина и число продуктивных горизонтов, свойства продуктивных пород и самой нефти, наличие средств для разработки месторождения и т. д. Себестоимость 1т нефти в этот период сравнительно высокая в связи со строительством новых скважин, обустройства промысла.

Второй этап разработки характеризуется постоянством уровня добычи нефти и минимальной себестоимостью. В этот период фонтанные скважины переводятся на механизированный способ добычи за счет прогрессирующей обводненности скважин. Падение нефти в этот период сдерживается вводом новых добывающих скважин резервного фонда. Продолжительность второго этапа зависит от темпов отбора нефти из месторождения, величины извлекаемых запасов нефти, обводненности продукции скважин и возможности подключения в разработку других горизонтов месторождения. Конец второго этапа характеризуется тем, что увеличение объемов закачиваемой воды для ППД не оказывает ощутимого влияния на объемы добычи нефти и ее уровень начинает снижаться. Обводненность нефти в конце данного периода может достигать 50%. Продолжительность периода является наиболее низкой.

Третий период разработки характеризуется падением уровня добычи нефти и увеличением добычи пластовой воды. Этот этап заканчивается при достижении 80-90% обводненности. В этот период все скважины работают на механизированных способах добычи, отдельные скважины выводятся из работы в связи с предельной обводненностью. Себестоимость 1т нефти в этот период начинает возрастать в связи со строительством и вводом в эксплуатацию установок по обезвоживанию и обессоливанию нефти. В этот период проводятся основные мероприятия по увеличению дебитов скважин. Продолжительность данного периода составляет 4-6 лет.

Четвертый этап разработки характеризуется большими объемами добычи пластовой воды малыми объемами добычи нефти. Обводненность продукции составляет 90-95% и более. Себестоимость добычи нефти в этот преиод возрастает до пределов рентабельности. Этот период является самым длительным и продолжается 15-20 лет.

В целом можно сделать вывод, что общая продолжительность разработки любого нефтяного месторождения составляет от начала до конечной рентабельности 40-50 лет. Практика разработки нефтяных месторождений в целом подтверждает этот вывод.

Сбор и подготовка нефти.

Нефть, добытая из недр земли, при необходимости может пройти этапы предварительной подготовки непосредственно на месторождении (к примеру, предварительный сброс воды), после чего осуществляется сбор добываемой нефти – это транспортирования по трубопроводам смеси нефти, воды и газа от скважин до центрального сборного пункта (ЦПС). Смесь транспортируется под действием напора, обусловленного давлением на устье скважин, точнее, его превышением над атмосферным давлением, разностью геодезических отметок входной и выходной точек трубопровода, а также (при необходимости) создаваемого насосами. Сбор должен сопровождаться точным замером продукции по каждой скважине с целью проектирования эксплуатации скважин, контроля и регулирования разработки месторождения.

Заключительным звеном в каждой системе сбора нефти и газа являются центральные пункты сбора [1]. ЦПС – это технологический объект, конечной продукцией которого является товарная нефть, поставляемая нефтеперерабатывающим предприятиям в соответствии с ГОСТ 9965-76 [2]. Как правило на ЦПС подаются нефти с нескольких близлежащих месторождений, например ЦПС Герасимовское подаются нефти с месторождений:

Западно-Останинское

Южно-Табаганское

Калиновое

Герасимовское

Южно-Тамбаевское

Северо-Калиновое

Болтное

Широтное

Нижне-Табаганское

Кулгинское

Смоляное

Солоновское

Тамбаевское

Олимпийское

Амурское

Важным этапом также является подбор оптимальной технологии подготовки нефти на ЦПС. Для составления проекта разработки месторождения необходимо учитывать: число и толщины продуктивных горизонтов; запасы нефти и нефтяного газа в продуктивных горизонтах; физико-химические свойства нефти, нефтяного газа и пластовой воды; пористость и проницаемость продуктивных коллекторов, и выдержанность их по площади; форму нефтяной залежи (куполообразная, пологая, вытянутая); наличие или отсутствие тектонических нарушений; характеристику пластовых вод по коррозионной активности; наличие дорог; водных ресурсов; климатические условия и т. д.

В состав основных сооружений ЦПС входят установки подготовки нефти (УПН), установки по очистке подтоварной воды – очистные сооружения (ОС), резервуарный парк (РП), коммерческий узел учета товарной нефти (УУН), установка по подготовке некондиционных и ловушечных нефтей (УПЛН).

Подготовка нефти и попутных нефтяных газов состоит из ряда процессов: сепарация, предварительное и окончательное обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти, очистка и осушка газов, переработка образующихся жидких углеводородных фракций.

Качество подготовки нефти определяется содержанием воды, механических примесей, хлористых солей и давлением насыщенных паров.

Основная масса товарной нефти, подготавливаемой на ЦПС, сдается потребителю с содержанием воды до 0,5% и хлористых солей до 100 мг/л в соответствии с ГОСТ 9965-76. Давление насыщенных паров нефти не должно превышать 66,6 кПа.

Расчет УПН с применением МС.

При заданных исходных данных:

– состав нефти, которую необходимо подготовить, % мольн.

– расход сырой эмульсии, кг/год

– плотность остатка, кг/м3

– молекулярная масса остатка

– обводненность нефти, % масс

– давление и температура смеси.

Необходимо провести расчет процесса подготовки нефти по одной из предлагаемых схем (с необходимым количеством аппаратов) и подобрать технологические параметры и геометрические размеры таким образом, чтобы товарная нефть соответствовала требованиям ГОСТ.

Схема 1.

Схема 2.

Схема 3.

Схема 4.

Диапазоны изменения технологических параметров в сепараторах приведены в таблице1 и основаны на опыте эксплуатации действующих установок . Параметры отстойной аппаратуры приведены в таблице 2 (справочные данные).

Таблица 1. – Диапазон изменения технологических параметров в сепарационных блоках.

Параметр

Минимальное значение

Максимальное значение

Температура в сепараторах, оС

10

40

Давление в сепараторах, МПа

0,4

0,105

Таблица 2. – Основные характеристики отстойников.

Марка отстойника

Вмести-мость, м3

Радиус, м

Высота

водяной

подушки, м

(h=0,46*r)

Диапазонтемпера-тур, оС

ОГ200П

200

1,7

0,8

20-50

ОПФ-0,И.00.00.000

125

1,5

0,7

ОВ-1,0-100-1

ТУ

ОН 100-10МБ.00.00.000

100

1,25

0,6

471-3,3-02.00.000.16ГС

471-3,3-02.00.000.09ГС

50

1,2

0,55

Порядок выполнения работы

1.  Ознакомиться с моделирующей системой (МС) расчета установки подготовки нефти.

2.  Подготовить исходные данные для расчета.

3.  Выбрать и обосновать технологию подготовки нефти.

4.  Подобрать оптимальные парметры ведения процесса.

5.  Составить отчет.

Содержание отчета

1.  Цель работы.

2.  Описание основных этапов подготовки нефти.

3.  Исходные данные.

4.  Результаты расчета в виде технологичекой схемы и режимов основных аппаратов.

5.  Выводы.

Литература:

1.  Тарасов технологические решения, используемые при проектировании объектов подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири. // Нефтяное хозяйство. – 2002. №7. – с.26-30.

2.  Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия. ГОСТ 9965-76.

Методические указания

Составители: Наталья Викторовна Ушева

Наталья Александровна Барамыгина

Подписано к печати 2004г.

Формат 60´84´16. Бумага офсетная.

Плоская печать. Усл. печ. л. Уч.-изд. л.

Тираж экз. Заказ № . Цена свободная.

ИПФ ТПУ. Лицензия ЛТ №1 от 18.07.94.

Ротапринт ТПУ. Томск, пр. Ленина, 30.