Введение 5
1 Описание установки предварительного сброса воды 9
2 Варианты технологического исполнения установок предварительного
сброса воды 11
3 Технология обессоливания нефти 17
4 Оборудование для обезвоживания и обессоливания ВНЭ на промысле 22
5 Патентно-информационный обзор 27
6 Техническое предложение 40
7 Прочностные и гидравлические расчеты 42
7.1 Потери напора в фитинге 42
7.2 Определение внутреннего диаметра смесителя дозатора 43
7.3 Расчет толщины стенки смесителя дозатора 45
7.4 Расчет смесителя-дозатора на изгибающую нагрузку 47
7.4.1 Проверка на прочность и жесткость 48
7.4.2 Проверка на жесткость 49
7.5 Режим течения жидкости в технологическом сужении трубопровода 52
7.6 Определение потребляемой мощности насоса 53
7.7 Определение мощности двигателя 54
7.8 Расчет фланцевого соединения смесителя и шайбы 55
8 Обоснование выбора материала для отдельных деталей 57
9 Безопасность и экологичность проекта 61
9.1 Недостатки базовой конструкции по обеспечению безопасности труда 63
9.2 Проектные решения по обеспечению безопасности труда на
проектируемом оборудовании в соответствии с требованиями стандартов «Оборудование производственное» 65
9.3 Санитарная характеристика производственного процесса 66
9.4 Обеспечение безопасности технологического процесса 69
9.5 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях 70
9.6 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности 72
9.7 Экологичность проекта 73
10 Экономический расчет модернизации установки предварительного сброса
воды 75
10.1 Цели и задачи экономической части проекта 75
10.2 Характеристика базового варианта, показатели работы, проблемы 75
10.3 Экономический эффект 77
10.4 Общие затраты 77
10.5 Расчет времени на монтаж и сборку оборудования 81
10.6 Время на сварку фланцев трубопровода 82
10.7 Расчет заработной платы персонала 83
10.8 Затраты на монтаж технологического оборудования 87
10.9 Затраты на покупку стандартного оборудования 89
10.10 Суммарные затраты на модернизацию 89
10.11 Затраты в технологическом процессе до модернизации 89
10.12 Эффект до модернизации 91
11 Геолого-физическая характеристика Ванкорского месторождения 93
11.1 Общие сведения о Ванкорском месторождении 93
11.2 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения 97
11.3 Нефтегазоносность разреза 100
11.4 Коллекторские свойства продуктивных коллекторов и вмещающих
пород и покрышек 102
11.5 Физико-химические свойства нефти и газа 105
11.6 Вывод 108
Заключение 111
Список сокращений 112
Список использованных источников 113

Купить

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).
Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80 %. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.
Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.
На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти. Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.
Глубокое обезвоживание нефти осуществляют при температуре 40-60 °С, достигаемой вследствие нагрева предварительно обезвоженной нефти в печах. В результате массовое содержание воды в нефти снижается на объектах подготовки нефти с 1,5-25 до 0,15-0,3 %. Это означает, что, если руководствоваться ГОСТ Р 51858-2002 «Общие технические условия», то глубоко обезвоженная нефть должна соответствовать товарной нефти первой группы качества. Однако содержание в ней хлористых солей достигает более 1000 мг/дм3 в то время как в нефти первой группы качества предусмотрено не более 100 мг/дм3.
Еще более вредное воздействие, чем вода и механические примеси, оказывают на работу установок промысловой подготовки и переработки нефти хлористые соли, содержащиеся в нефти. Хлориды, в особенности кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты даже при низких температурах. Под действием соляной кислоты происходит разрушение (коррозия) металла аппаратуры технологических установок. Особенно интенсивно разъедается продуктами гидролиза хлоридов конденсационно-холодильная аппаратура перегонных установок. Кроме того, соли, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах - мазуте, гудроне и коксе, ухудшают их качество.
При переработке сернистых и высокосернистых нефтей, в результате разложения сернистых соединений, образуется сероводород, который в сочетании с хлористым водородом является причиной наиболее сильной коррозии нефтеаппаратуры:
Fe + H2S FeS + H2 , FeS + 2HCl FeCl2+H2S
Хлористое железо переходит в водный раствор, а выделяющийся сероводород вновь реагирует с железом.
Таким образом, при совместном присутствии в нефтях хлоридов металлов и сероводорода во влажной среде происходит взаимно инициируемая цепная реакция разъедания металла. При отсутствии или малом содержании в нефтях хлористых солей интенсивность коррозии значительно ниже, поскольку образующаяся защитная пленка из сульфида железа частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии.
Для оценки товарных качеств подготовленных на промыслах нефтей в 2002 г. был разработан применительно к международным стандартам и принят новый ГОСТ России Р 51858-2002, в соответствии с которым их подразделяют (классифицируют):
- по содержанию общей серы на четыре класса;
- по плотности при 20 °С на пять типов;
- по содержанию воды и хлористых солей на три группы;
- по содержанию сероводорода и легких меркаптанов на три вида.
Технология обессоливания нефти на промыслах основана на процессе промывки ее пресной водой путем смешения после стадии глубокого обезвоживания. Динамика смешения капель пластовой и пресной вод характеризуется следующими особенностями.
1. Часть капель пластовой воды, лишенных бронирующих оболочек, сливается с каплями промывочной воды.
2. Часть пластовой воды (глобулы) с бронирующими оболочками практически не участвует в процессе обессоливания и при небольших размерах они остаются в нефти во взвешенном состоянии независимо от количества применяемой пресной воды.
3. В водонефтяной эмульсии (ВНЭ), кроме глобул пластовой воды содержатся зародышевые кристаллы солей микрометровых размеров, которые, смачиваясь нефтью, так же как и глобулы, покрываются сверхпрочными бронирующими оболочками и практически не поддаются вымыванию пресной водой при традиционно принятых способах обессоливания. Особенно процесс очистки нефти от солей усложняется из-за нагрева ВНЭ, что только способствует укреплению оболочек кристаллов солей.
Следовательно, при обессоливании нефти возникает проблема очистки ее от кристаллов солей.
Данный процесс достаточно сложный и на практике осуществляется только переводом кристаллов из объема нефти в объем пресной воды. Для этой цели нефть после глубокого обезвоживания промывается пресной водой при среднем объемном соотношении вода-нефть, равном 1:10. Зародышевые кристаллы сначала освобождаются от бронирующих углеводородных оболочек, затем растворяются в пресной воде с образованием слабо насыщенного раствора, который отделяется от нефти, как правило, в элекродегидраторах методом отстаивания. Вторым этапом процесса обессоливания нефти является вскрытие кристаллов солей, ввод их в объем пластовой воды и растворение с последующим обезвоживанием, например, методом отстаивания.
Выше описанная методика обессоливания довольно трудоемкая и занимает большое количество времени. По нашему мнению, наиболее перспективным способом глубокого обессоливания является способ перемешивания жидких фаз под действием кинетической энергии движущегося потока пресной воды, направленного по течению флюида в технологическом сужении трубопровода, охватывающего все движущиеся в трубопроводе слои ВНЭ. Перемешивание создает интенсивную турбулизацию жидкости, омывающей освобожденные от бронирующих оболочек кристаллы солей, что создает благоприятные условия для выхода солей из нефти в обезвоживающих и обессоливающих установках. Использование пресной воды в расчете 8-10 % от общего количества водонефтяной эмульсии, позволит снизить содержание хлористых солей примерно в 10 раз, т.е. повысить качество товарной нефти.

Купить