Технология добычи нефти

Содержание

Введение

Технологическая часть

1. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

2. Состояние борьбы с потерями на объектах нефтяной отрасли

3. Источники потерь углеводородов

4. Оценка величины потерь углеводородов

5. Выводы и предложения по уменьшению потерь углеводородов

6. Эффективность использования систем УЛФ

7. Опыт применения УЛФ

8. Общая характеристика системы УЛФ

9. Технологическая схема система УЛФ

10. Технологическое оборудование системы УЛФ

11. Контроль и автоматизация технологических процессов

12. Нормальная работа системы УЛФ

13. Аварийная остановка системы УЛФ

14. Ремонт УЛФ

15. Расчет потерь при «малых» и «больших» дыханиях для резервуаров УКПН

16 Расчет количества выбросов вредных веществ в атмосферный воздух с РВС УКПН-4 за 2006 г.

Мероприятия по охране окружающей среды и труда

Заключение

Список литературы

Введение

Вопросам потерь нефти непосредственно на объектах ее добычи, сбора и подготовки нефти не придавалось достаточного значения. Однако, от этого острота и необходимость его решения никогда не уменьшалась. Значительны эти потери на нефтепромыслах. Развитие техники и технологии сбора и подготовки нефти на помыслах, большие объемы добычи нефти на вновь открытых месторождениях, реконструкция системы внутрипромыслового транспорта нефти и газа вызывают необходимость и изучения природы и причин из возникновения и разработки мероприятий по их сокращению.

Основными источниками загрязнения атмосферы в нефтепромысловом хозяйстве являются испарения, обусловленные негерметичностью оборудования и сооружений.

В последнее время установки комплексной подготовки нефти оснащаются системой улавливания легких фракций, которая основана на сборе продуктов испарения.

Система улавливания легких фракций обеспечивает сохранность углеводородов, устраняет потери нефти и выбросы вредных веществ в атмосферу, повышает надежность резервуарного хозяйства за счет снижения коррозионной активности газовой среды в результате предотвращения попадания воздуха в резервуары. Повсеместная герметизация с помощью систем УЛФ промысловых резервуаров позволило сократить потери углеводородов из них и внести существенные изменения в технологию ступенчатой сепарации продукции скважин.

Технологическая часть

1.1 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов.

Свойства и состав нефти изучены по глубинным и поверхностным пробам. Свойства пластовой нефти пласта DIII оценивались по результатам исследования поверхностных проб. Оцененное значение вязкости составило 3,4 мПа∙с, плотности – 0,806 т/м³ , давление насыщения – 7,5 МПа..

Исследования девонских нефтей показали, что нефти пласта DII несколько тяжелее, более газонасыщенны и имеют повышенное давление насыщения. Распределение давления насыщения нефти газом по данным Желонкина А.И. показало, что давление насыщения пласта DI на Туймазинской площади уменьшается от центра залежи к периферии (от 9,4 до 8,2 МПа), за счёт чего и отмечается некоторое увеличение плотности и вязкости нефти. На Александровской площади нефть в пластовых условиях имеет меньшую плотность и вязкость.

Плотность разгазированной нефти пласта DII по новым данным составила 851 кг/м³ , вязкость при 20 ^о С - 9,8 мПа∙с, содержание серы - 1,6 %. Пластовые воды терригенного девона относятся к хлоркальциевому типу. Общая их минерализация составляет 266 г/л, а плотность достигает 1190 кг/м³ . Соли, находящиеся в растворе, представлены практически только хлоридами, среди которых преобладает хлорид натрия. В растворе находится около 200 мг/л закисного железа, бария до 100 мг/л и стронция от 100 до 500 мг/л. Химическая характеристика вод приведена в таблице 1.2. Воды пластов DI и DII имеют близкий солевой состав и по отдельным анализам различить их затруднительно.

Средняя плотность разгазированной нефти пласта DI по двум определениям составила 863 кг/м³ , вязкость при 20^о С - 20,0 мПа∙с при диапазоне изменения 7,0 - 33,0 мПа∙с; содержание серы - 1,5 %, смол силикагелевых - 12,7 %, асфальтенов и парафинов по одной пробе соответственно 2,97 и 3,12 %.

Характеристика поверхностных нефтей девонских пластов показывает, что нефти пластов DI, DII, DIII, DIV лёгкие (847 – 856 кг/м³ ), маловязкие (8,7 - 10,9 мПа∙с), сернистые (1,1 - 1,5 %), смолистые (8,95 - 14,1 %), парафинистые (4,8 - 5,5 %).

Данные исследований показывают, что нефти девонских пластов DI, DII и DIV схожи между собой и характеризуются следующими свойствами: плотность - 847 - 856 кг/м³ , вязкость при начальном пластовом давлении в пласте DI - 1,95 - 3,22 мПа·с, в пласте DII - 2,46 - 3,18 мПа·с, в пласте DIV - 2,9 - 3,22 мПа·с. Средние значения давления насыщения составляют: в пласте DI - 9,12 МПа, в DII - 9,57 МПа и в DIV - 8,62 МПа. Средние значения газосодержания нефтей равны: для пласта DI - 62 м³ /т, DII - 64 м³ /т, DIV - 55 м³ /т.

Свойства нефтей фаменского яруса определялись по поверхностным пробам, отобранным из трёх скважин. Нефть тяжёлая - 910 кг/м³ , высоковязкая - 89,8 мПа∙с, высокосернистая - 4,45 %. По своим параметрам она близка к нефтям терригенной толщи нижнего карбона и турнейского яруса. Параметры пластовой нефти оценивались по результатам исследования поверхностных проб. Вязкость пластовой нефти составила 37,8 мПа∙с, плотность – 0,899 т/м³ , давление насыщения – 4,3 МПа.

Свойства пластовой нефти турнейского яруса (C₁ t) изучены по двум пробам, отобранным из скважины 1382. В пластовых условиях плотность равна 868 кг/м³ , вязкость - 17,4 мПа∙с, газосодержание - 10,4 м³ /т.

В компонентном составе нефтяного газа преобладает метан, присутствует сероводород. В поверхностных условиях нефти турнейского яруса тяжёлые - 893 кг/м³ , вязкие - 32,3 мПа∙с, смолистые - 13 %, сернистые - 2,8 %, парафинистые - 3,7 %. Пластовая нефть терригенной толщи нижнего карбона характеризуется следующими свойствами: плотность - 864 кг/м³ , вязкость - 12,4 мПа∙с, давление насыщения - 6,3 МПа, газосодержание - 22,0 м³ /т. В газах преобладают метан, этан, пропан. Сероводород присутствует в количестве 0,8 - 1,4 %, в пластовой нефти- 0,15 %.

Газ пласта DIV отличается меньшим содержанием азота и пропана и большим содержанием метана и этана. Состав газа пластов DI и DII практически одинаков. Характерным для девонских попутных газов является: отсутствие сероводорода, относительная плотность выше 1, наличие азота, гелий и аргон. Газы Туймазинского месторождения относятся к жирным.

Пластовые воды девонских пластов представляют собой хлоркальцевые рассолы. Общая минерализация их составляет 275 г/л, а плотность достигает 1190 кг/м³ . Газосодержание в водах составляет 2,73 м³ /т. Характерной особенностью девонских вод является значительное содержание в них закисного железа и повышенное содержание бром. Среди анионов преобладает содержание ионов хлора 4,49 млн. молей/м³ , из катионов значительно содержание натрия - 3,3 млн. молей/м³ . Воды горизонтов карбона характеризуются хлоркальциевым, хлорнатриевым типами. Встречается сероводород. Воды пермских отложений сульфатнонатриевого типа.

Компонентный состав газа приведен в таблице 1.

Таблица 1–Компонентный состав газа

На месторождениях республики Башкортостан добываются девонские и высокосернистые нефти. До недавнего времени сбор, транспорт и подготовка девонских нефтей осуществлялись с использованием негерметичных резервуаров большого объема, работающих при атмосферных давлениях.

Технологические схемы сбора, транспорта и подготовки продукции скважин были разработаны с учетом объемов добычи нефти и газа, их физико-химических и реологических свойств в соответствии с этими характеристиками определялось число ступеней сепарации газа, отделения и утилизации основного объема пластовой воды, выбиралось количество и конструкция технологического оборудования в системе сбора, транспорта и подготовки нефти. Однако, если сепараторы изначально были герметичными, то резервуары на товарных парках долгие годы оставались негерметичными, являясь основным источником потерь легких фракций нефти за счет испарения через неплотности, имеющиеся по проектным рещениям.

1.2 Состояние борьбы с потерями на объектах нефтяной отрасли

Около 90 % всех видов загрязнения атмосферы приходится на деятельность человека в сфере разработки и утилизации энергоресурсов. Для нефтяной промышленности в негативном воздействии на воздушный бассейн среди добывающих и перерабатывающих отраслей составляет 5,1 %. Но не только атмосфера, а и другие компоненты окружающей среды подвержены техногенному воздействию. По ориентировочным оценкам 75% углеводородных загрязнений приходится на атмосферу, 20% на поверхностные и подземные воды и 5% накапливается в почвах. В свою очередь выбросы и сбросы углеводородных загрязнителей являются следствием незавершенности производственных циклов, неотлаженности технологий и негерметичности используемых оборудования и сооружений[1].

До конца восьмидесятых годов природоохранная деятельность в нефтяной промышленности не носила целевой направленности в части изучения влияния и оценки воздействия нефтяных загрязнений на состояние биосферы, а имела ресурсосберегающий характер. Выполнение плановых нефтегазосберегающих технико-технологических и организационных мероприятий отражалось в снижении действующих нормативов технологических потерь нефти и нефтяного газа. Характеризуя в целом технический уровень нефтепромысловых процессов, нормативы потерь не могут быть использованы для установления величины выбросов в атмосферу, т.к. не дифференцированы по газовой и жидкой составляющим потерь и, устанавливались как средневзвешенные по нефтепромысловым процессам без градации по источникам выделения. Поэтому они методически не вписываются в унифицированную систему работ по нормированию выбросов загрязняющих веществ, являющаяся обязательной для действующих, проектируемых и реконструируемых предприятий независимо от ведомственной принадлежности. В то же время нормативы потерь являются важными показателями производственной деятельности предприятий нефтяной промышленности и используются при учете выработки запасов углеводородных ресурсов и количества добытой нефти.

Гарантией эффективной реализации природоохранных мер в настоящее время следует считать не только повсеместное создание территориальных структур управления природопользованием, но и системно разработанные правовые основы стандарты, правила и нормативные акты, которыми необходимо руководствоваться при установлении ПДВ.

Обязательный характер установления указанных нормативных показателей диктует необходимость проведения работ по систематизации нефтепромысловых источников выделения загрязняющих веществ по специфическим признакам подобия, свойствам и фазовому составу пребывающих в них рабочих сред, технологическим параметрам и режимам их эксплуатации, позволяющим формировать и обосновать требования к нормативам потерь и предельно допустимых выбросов, выбор и разработку эффективных мероприятий по их снижению[1].

1.3 Источники потерь углеводородов

На процесс испарения нефти и нефтепродуктов из резервуаров в статических условиях существенно влияют температура окружающей среды, активность солнечной радиации, давление и объем газового пространства, площадь контакта нефтепродукта с газовым пространством, атмосферное давление и др.

Известно, что при изменении уровня жидкости, температуры или дегазации в транзитных процессах подготовки нефти, выделяющиеся газы и пары выходят из резервуаров через специальные дыхательные устройства в атмосферу. Дыхание резервуаров является причиной потерь от испарения нефти и загрязнения окружающей среды.

Объем потерь нефти и нефтепродуктов при их хранении также зависит от условий работы резервуарных парков. Так, потери от испарения в резервуарных парках нефтеперерабатывающих предприятий разделяются на следующие составляющие:

- потери от вентиляции газового пространства 60-65 %;

- от "больших дыханий" 32-34%;

- от "малых дыханий" 3-6%;

Высокий процент потерь при вентиляции газового пространства объясняется нарушением требований герметизации резервуаров (особенно крыш), потери от "больших дыханий" обусловлены высокой оборачиваемостью резервуаров. В условиях длительного хранения нефтепродуктов потери происходят в основном при "малых дыханиях".

На начальной стадии разработки месторождения, вплоть до 1972 г., определяющим фактором негерметичности была индивидуальная технологическая схема внутрипромыслового сбора нефти и газа.

На месторождении горели сотни факелов, находились в работе насосы откачки, трапы, открытые мерники, функционировали промежуточные и центральные нефтепарки. С переходом на герметизированную систему сбора центр тяжести потерь углеводородов переместился в резервуарные нефтепарки.

1.4 Оценка величины потерь углеводородов

Большинство исследовательских работ, проведенных в различные годы по определению величины потерь из промысловых резервуаров к настоящему времени устарели. Изменения в системе сбора и подготовки нефти наряду с изменением режимов разработки месторождений приводят к изменениям не только величины, но и качества потерь продуктов. Поэтому исследования потерь на месторождениях должны проводиться периодически и регулярно. Правильный и своевременный учет потерь позволит более точно определить количество извлеченного из недр продукта. Необходимо знать величины и качество потерь на всем пути движения нефти от скважин до НПЗ.

Таблица 2 - Величины потерь с распределением их по промысловым объектам[7].

Из таблицы 2 видно, что наибольшие потери нефти и газа имеют место на участке от скважин до установок по подготовке нефти , где сумма потерь составляет 1,399% .

Наибольшие потери наблюдаются из мерников групповых установок, сырьевых резервуаров в процессе их больших и малых дыханий.

На этих объектах суммарная величина потерь составляет 1,235% или 86,64% от общей величины потерь на пути от скважины до установок по подготовке (система безнапорная открытая).

Непосредственно на установках по подготовке потери составляют 0,51% или 26,7% от общей величины промысловых потерь нефти.

Наибольшие потери на этом участке технологической схемы сохраняются также, как и в предыдущем случае, в резервуарах в процессе малых и больших дыханий.

Из табл.2 видно, что наибольшую часть потерь составляют газообразные и парообразные компоненты, тогда как величина потерь жидких продуктов составляет лишь 16,3 % от общей величины потерь.

1.5 Выводы и предложения по уменьшению потерь углеводородов

Расчеты и измерения, выполненные различными исследователями, показали, что выбросы паров нефти из резервуаров весьма значительны.

В настоящее время для утилизации (снижения потерь) легких фракций углеводородов при хранении нефти и нефтепродуктов применяются газоуравнительные системы, факельное сжигание, мембранное разделение смеси ЛФУ, азотное охлаждение, адсорбция (активированный уголь), абсорбция (нефтяные масла), плавающие крыши, понтоны и др.

Все эти разнообразные организационно-технические меры по сокращению потерь можно разбить на три группы:

- предупреждающие испарение нефти;

- уменьшающее испарения;

- меры по сбору продуктов испарения.

К первой группе относится обеспечение герметичности резервуаров. Ее отсутствие часто объясняется неисправностью кровли, что приводит к постоянному испарению и выветриванию выделяющихся из нефти газа и паров. Для поддержания резервуаров в технически исправном состоянии требовались значительные средства и сложная работа.

Вторым мероприятием первой группы является совершенствование технологии подготовки нефти с целью максимального отделения легких фракций до поступления ее в резервуары. Начиная с 1963 г., обезвоженная и обессоленная нефть стала подвергаться стабилизации в ректификационной колоне под давлением. По технологической схеме нефть из буферной емкости насосом подавалась через теплообменник и печь, в которых


29-04-2015, 00:30