Помощь студентам в учебе
Усовершенствование технологии подготовки нефти центрального пункта сбора Ванкорского нефтегазового месторождения (Красноярский край)
|
Введение 5
1 Геолого-физическая характеристика Ванкорского 7
месторождения
1.1 Общие сведения о Ванкорском месторождении 7
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика 10
месторождения
1.3 Нефтегазоносность разреза 13
1.4 Коллекторские свойства продуктивных коллекторов и
вмещающих пород и покрышек 15
1.5 Физико-химические свойства нефти и газа 18
1.6 Выводы 21
2 Динамика показателей разработки Ванкорского месторождения... 25
2.1 Проектные и фактические показатели разработки Ванкорского
месторождения 25
2.2 Перспективное развитие проекта Ванкор 31
3 Модернизация оборудования как рекомендуемый метод для повышения эффективности процесса обезвоживания центрального пункта сбора Ванкорского месторождении 35
3.1 Общая технологическая характеристика комплекса 35
3.2 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и 41
готовой продукции
3.3 Описание технологического процесса сбора, сепарации,
подготовки нефти 43
3.3.1 Описание работы технологического оборудования 47
3.3.1.1 Входной питающий манифольд 47
3.3.1.2 Входные пробкоуловители V-1010 А/В/С 48
3.3.1.3 Экплутационный манифольд 51
3.3.1.4 Сепаратор 1-й ступени (трехварник) V-2010-1/2/3 52
3.3.1.5 Теплообменник нефть/нефть Е-2020-1/2/3 55
3.3.1.6 Сепаратор 2-й ступени (трехфазник) V-2030-1/2/3 57
3.3.1.7 Насосы перекачки воды 2-й ступени Р-2040-1/2/3 60
3.3.1.8 Подогреватель нефти Е-2050-1/2/3 61
3.3.1.9 Дегазатор 3-й ступени V-2060-1/2/3 63
3.3.1.10 Электростатический коагулятор V-2070-1/2/3 66
3.3.1.11 Насосы перекачки воды 3-й ступени Р-2080-1/2/3 67
3.4. Модернизация оборудования подготовки нефти 70
3.4.1 Расчет загрузки производственных мощностей 71
3.4.2 Технологическое обоснование модернизации 73
3.4.3 Аппаратный расчет 76
3.4.3.1 Расчет высоты разделительной перегородки сепаратора 1й 76
ступени
3.4.3.2 Технология путевого сброса воды 82
3.4.3.3 Расчет влияния проекта «Сузун» на загрузку мощностей ЦПС 85
Ванкорского м/р
4 Безопасность и экологичность проекта 85
4.1 Безопасность проекта 85
4.2 Недостатки базовой модели по обеспечению безопасности труда. 86
4.3 Проектные решения по обеспечению безопасности труда при
проведении ремонтных работ оборудования 87
4.4. Санитарные требования 88
4.5. Обеспечение безопасности технологического процесса 90
4.6. Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности 93
4.7. Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных 94
ситуациях
4.8. Экологичность проекта 98
Заключение 102
Список сокращений 103
Список использованных источников 105
1 Геолого-физическая характеристика Ванкорского 7
месторождения
1.1 Общие сведения о Ванкорском месторождении 7
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика 10
месторождения
1.3 Нефтегазоносность разреза 13
1.4 Коллекторские свойства продуктивных коллекторов и
вмещающих пород и покрышек 15
1.5 Физико-химические свойства нефти и газа 18
1.6 Выводы 21
2 Динамика показателей разработки Ванкорского месторождения... 25
2.1 Проектные и фактические показатели разработки Ванкорского
месторождения 25
2.2 Перспективное развитие проекта Ванкор 31
3 Модернизация оборудования как рекомендуемый метод для повышения эффективности процесса обезвоживания центрального пункта сбора Ванкорского месторождении 35
3.1 Общая технологическая характеристика комплекса 35
3.2 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и 41
готовой продукции
3.3 Описание технологического процесса сбора, сепарации,
подготовки нефти 43
3.3.1 Описание работы технологического оборудования 47
3.3.1.1 Входной питающий манифольд 47
3.3.1.2 Входные пробкоуловители V-1010 А/В/С 48
3.3.1.3 Экплутационный манифольд 51
3.3.1.4 Сепаратор 1-й ступени (трехварник) V-2010-1/2/3 52
3.3.1.5 Теплообменник нефть/нефть Е-2020-1/2/3 55
3.3.1.6 Сепаратор 2-й ступени (трехфазник) V-2030-1/2/3 57
3.3.1.7 Насосы перекачки воды 2-й ступени Р-2040-1/2/3 60
3.3.1.8 Подогреватель нефти Е-2050-1/2/3 61
3.3.1.9 Дегазатор 3-й ступени V-2060-1/2/3 63
3.3.1.10 Электростатический коагулятор V-2070-1/2/3 66
3.3.1.11 Насосы перекачки воды 3-й ступени Р-2080-1/2/3 67
3.4. Модернизация оборудования подготовки нефти 70
3.4.1 Расчет загрузки производственных мощностей 71
3.4.2 Технологическое обоснование модернизации 73
3.4.3 Аппаратный расчет 76
3.4.3.1 Расчет высоты разделительной перегородки сепаратора 1й 76
ступени
3.4.3.2 Технология путевого сброса воды 82
3.4.3.3 Расчет влияния проекта «Сузун» на загрузку мощностей ЦПС 85
Ванкорского м/р
4 Безопасность и экологичность проекта 85
4.1 Безопасность проекта 85
4.2 Недостатки базовой модели по обеспечению безопасности труда. 86
4.3 Проектные решения по обеспечению безопасности труда при
проведении ремонтных работ оборудования 87
4.4. Санитарные требования 88
4.5. Обеспечение безопасности технологического процесса 90
4.6. Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности 93
4.7. Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных 94
ситуациях
4.8. Экологичность проекта 98
Заключение 102
Список сокращений 103
Список использованных источников 105
Нефтяная промышленность России играет значительную роль в социально-экономическом развитии страны последние 50 лет, является важным элементом мирового рынка нефти. Пик добычи нефти в Советском Союзе был достигнут в 1986 - 1988 гг. Тогда в стране добывалось более 625 млн тонн нефти и газового конденсата, что превышало 21 % от общемирового показателя, в том числе в Российской Федерации - почти 570 млн тонн, или свыше 19 % мировой добычи.
Главный центр нефтяной промышленности - Западная Сибирь. Здесь добывается около 68 % всей нефти в стране, объем добычи в 2008 г. составил 332 млн тонн нефти. Начиная с середины 1980-х гг., 67 - 72 % российской нефти добывается в Западной Сибири [1]. Однако, в последнее десятилетие в рамках реализации программ устойчивого развития нефтедобывающих компаний, поддержания ресурсной базы, набирают вес месторождения Восточной Сибири. Ярким представителем новых месторождений является Ванкорское месторождение.
Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1988 году при бурении скважины Ванкорская-1, из которой был получен аварийный фонтан газа. Первый приток нефти на месторождении получен в 1991 году при испытании скважины Ванкорская-6.
Месторождение расположено в Туруханском районе и Таймырском муниципальном районе Красноярского края на территории трех лицензионных участков - Ванкорского, Северо-Ванкорского и Восточно-Лодочного. Лицензии на Ванкорский и Северо-Ванкорский лицензионные участки выданы ЗАО «Ванкорнефть» (дочернее общество ОАО «НК «Роснефть»).
Первые сейсморазведочные работы начаты в 1970 году, а в 1972 году Ванкорское поднятие было подготовлено и передано под глубокое поисковое бурение. Поисковое бурение было начато в 1988 году, а с 2004 года начато разведочное бурение.
В 2006 году специалистами Нефтяной Компании «Роснефть», Корпорацией «Шлюмберже Лоджелко Инк» и Компанией «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед» подготовлена и защищена «Технологическая схема разработки Ванкорского месторождения».
В 2008 году подготовлены и защищены «Подсчет запасов Ванкорского месторождения» (ЗАО «Красноярскгеофизика) [2] и «ТЭО КИН Ванкорского месторождения» (ООО «РН-УфаНИПИнефть).
В разработку Ванкорское месторождение введено в 2009 году. В настоящее время ведется эксплуатационное бурение на основных объектах разработки: пластах Як-III-VII, Нх-I и Нх-III-IV.
В 2009 году ООО «РН-УфаНИПИнефть» подготовлено «Дополнение к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения», а ООО «РН- КрасноярскНИПИнефть» подготовлен «Оперативный подсчет запасов Ванкорского месторождения». По состоянию на 01.01.2010 года начальные геологические и извлекаемые запасы нефти (категорий В+С1+С2) составили 1 199 742 и 522 268 тыс.т. соответственно.
В данной работе рассматриваются актуальные вопросы разработки Ванкорского месторождения с учетом наличия существенных отклонений от проектных данных, предлагаются и подтверждаются расчетами оперативные меры до принятия и реализации новых проектных решений.
Целью работы является анализ фактических данных работы оборудования Цеха подготовки и перекачки нефти Ванкорского месторождения, выявление "узких" мест технологической схемы и разработка мотивированных предложений по оптимизации производственного процесса.
Главный центр нефтяной промышленности - Западная Сибирь. Здесь добывается около 68 % всей нефти в стране, объем добычи в 2008 г. составил 332 млн тонн нефти. Начиная с середины 1980-х гг., 67 - 72 % российской нефти добывается в Западной Сибири [1]. Однако, в последнее десятилетие в рамках реализации программ устойчивого развития нефтедобывающих компаний, поддержания ресурсной базы, набирают вес месторождения Восточной Сибири. Ярким представителем новых месторождений является Ванкорское месторождение.
Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1988 году при бурении скважины Ванкорская-1, из которой был получен аварийный фонтан газа. Первый приток нефти на месторождении получен в 1991 году при испытании скважины Ванкорская-6.
Месторождение расположено в Туруханском районе и Таймырском муниципальном районе Красноярского края на территории трех лицензионных участков - Ванкорского, Северо-Ванкорского и Восточно-Лодочного. Лицензии на Ванкорский и Северо-Ванкорский лицензионные участки выданы ЗАО «Ванкорнефть» (дочернее общество ОАО «НК «Роснефть»).
Первые сейсморазведочные работы начаты в 1970 году, а в 1972 году Ванкорское поднятие было подготовлено и передано под глубокое поисковое бурение. Поисковое бурение было начато в 1988 году, а с 2004 года начато разведочное бурение.
В 2006 году специалистами Нефтяной Компании «Роснефть», Корпорацией «Шлюмберже Лоджелко Инк» и Компанией «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед» подготовлена и защищена «Технологическая схема разработки Ванкорского месторождения».
В 2008 году подготовлены и защищены «Подсчет запасов Ванкорского месторождения» (ЗАО «Красноярскгеофизика) [2] и «ТЭО КИН Ванкорского месторождения» (ООО «РН-УфаНИПИнефть).
В разработку Ванкорское месторождение введено в 2009 году. В настоящее время ведется эксплуатационное бурение на основных объектах разработки: пластах Як-III-VII, Нх-I и Нх-III-IV.
В 2009 году ООО «РН-УфаНИПИнефть» подготовлено «Дополнение к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения», а ООО «РН- КрасноярскНИПИнефть» подготовлен «Оперативный подсчет запасов Ванкорского месторождения». По состоянию на 01.01.2010 года начальные геологические и извлекаемые запасы нефти (категорий В+С1+С2) составили 1 199 742 и 522 268 тыс.т. соответственно.
В данной работе рассматриваются актуальные вопросы разработки Ванкорского месторождения с учетом наличия существенных отклонений от проектных данных, предлагаются и подтверждаются расчетами оперативные меры до принятия и реализации новых проектных решений.
Целью работы является анализ фактических данных работы оборудования Цеха подготовки и перекачки нефти Ванкорского месторождения, выявление "узких" мест технологической схемы и разработка мотивированных предложений по оптимизации производственного процесса.
В данной работе был рассмотрены последствия роста обводненности жидкости и их влияние на технологический процесс подготовки нефти центрального пункта сбора ЗАО «Ванкорнефть». В процессе анализа была выявлена сверхзагруженность 1-ой ступени сепарации и наличие технологических резервов на последующих ступенях сепарации. Для решения данной проблемы в конструкторской части выпускной квалификационной работы предложена оперативная модернизация 1-ой ступени сепарации. В процессе комплексного подхода к решению выявленной проблемы в качестве промежуточных мер был предложен вариант установки трубных водоотделителей на пути транспорта жидкости от кустов до ЦПС. Далее был произведен расчет влияния подготовки нефти на мощностях ЦПС Ванкорского месторождения дополнительных объемов с Сузунского месторождения в 2016- 2017 гг. и выявлено ограничение по показателю производительности по жидкости сепараторов первой ступени. Для решения данного вопроса в среднесрочной перспективе необходимо разрабатывать и реализовывать новые проектные решения.
Предложенные варианты модернизации не требует существенных экономических затрат, просты в реализации и способствуют перераспределению производственных мощностей при сохранении эффективности разделения нефтяной эмульсии.
Предложенные варианты модернизации не требует существенных экономических затрат, просты в реализации и способствуют перераспределению производственных мощностей при сохранении эффективности разделения нефтяной эмульсии.