Отчет по преддипломной практике "БИТОиКО" Сургутнефтегаз

2.  Компонентный  состав, свойства нефти и попутного  газа

       Компонентный  состав, свойства нефти и попутного  газа на максимальный год добычи нефти и жидкости (2017 г.) представлены в Таблица 1.

       Компонентный  состав, свойства нефти и попутного  газа на максимальный год добычи газа (2017 г.) представлены в

       Таблица 2.

       Компонентный  состав, свойства нефти и попутного  газа на первоначальном этапе разработки (трехступенчатая сепарация) представлены в

       Таблица 3. 

Таблица 1 - Компонентный состав, свойства нефти и газа (2017 г.).

Наименование компонента	Обозначение	Газ на ступенях разгазирования					Газ в  сумме	Нефть после сепарации	Нефть пластовая
		1	2	3	4	5

 
 

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Двуокись  углерода	СО2	0,04	0,0	0,0	0,0	0,0	0,04	0,00	0,02
Азот	N2	1,43	0,89	0,56	0,00	0,00	1,23	0,00	0,56
Метан	CH4	75,15	64,57	52,58	22,78	3,59	66,68	0,01	30,34
Этан	C2H6	16,28	22,44	29,64	37,24	26,70	18,24	0,59	8,62
Пропан	C3H8	5,32	8,69	12,35	24,87	35,24	8,72	2,28	5,21
Изобутан	iC4H10	0,45	0,84	1,21	3,33	6,48	1,08	0,88	0,97
Н-бутан	nC4H10	0,80	1,50	2,15	6,33	13,50	2,10	2,52	2,33
Изопентан	iC5H12	0,15	0,30	0,42	1,39	3,51	0,49	1,58	1,08
Н-пентан	nC5H12	0,17	0,35	0,49	1,69	4,38	0,59	2,50	1,63
Высшие	C6+высш	0,21	0,42	0,6	2,37	6,6	0,83	89,64	49,24
Итого		100	100	100	100	100	100	100	100
Молярная  масса	кг/кмоль	20,86	22,60	23,41	29,90	35,75	21,64	240,59	149,30
Давление  МПа	МПа	0,785	0,589	0,393	0,294	0,103
Плотность в стандартных условиях	кг/м3	0,867	0,973	1,085	1,490	1,977	0,989	851,00
Плотность в пластовых условиях	кг/м3								806,00
Газовый фактор	м3/т	67,59	2,39	2,13	4,04	6,70	82,85
Температура	оС	12	25	25	55	55
Плотность после однокр. разгазирования	кг/м3							855,0
газосодержание	м3/т						85,67

 
 

Таблица 2 - Компонентный состав, свойства нефти и газа (2017 г.). 

Наименование компонента	Обозначение	Газ на ступенях разгазирования					Газ в  сумме	Нефть после сепарации	Нефть пластовая
		1	2	3	4	5

 
 

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Двуокись  углерода	СО2	0,04	0,0	0,0	0,0	0,0	0,03	0,00	0,02
Азот	N2	1,44	0,89	0,55	0,02	0,01	1,25	0,00	0,56
Метан	CH4	75,25	64,43	52,39	22,62	3,57	66,69	0,01	30,34
Этан	C2H6	16,26	22,53	29,75	37,25	26,61	18,23	0,59	8,62
Пропан	C3H8	5,27	8,74	12,43	24,99	35,33	8,71	2,28	5,21
Изобутан	iC4H10	0,45	0,84	1,21	3,33	6,47	1,08	0,88	0,97
Н-бутан	nC4H10	0,78	1,50	2,16	6,34	13,53	2,10	2,53	2,33
Изопентан	iC5H12	0,15	0,30	0,42	1,39	3,51	0,49	1,58	1,08
Н-пентан	nC5H12	0,17	0,35	0,49	1,69	4,38	0,59	2,49	1,63
Высшие	C6+высш	0,19	0,428	0,60	2,37	6,59	0,83	89,64	49,24
Итого		100	100	100	100	100	100	100	100
Молярная  масса	кг/кмоль	20,82	23,42	26,15	35,89	47,57	23,79	254,03	149,30
Давление  МПа	МПа	0,785	0,589	0,393	0,294	0,103
Плотность в стандартных условиях	кг/м3	0,866	0,974	1,087	1,492	1,977	0,989	850,97
Плотность в пластовых условиях	кг/м3								806,00
Газовый фактор	м3/т	67,48	2,42	2,13	4,07	6,74	82,84
Температура	оС	12	25	25	55	55
Плотность после однокр. разгазирования	кг/м3							855,0
газосодержание	м3/т						85,7

 
 

Таблица 3 - Компонентный состав, свойства нефти и газа на первоначальном этапе разработки. 

Наименование компонента	Обозначение	Газ на ступенях разгазирования			Газ в  сумме	Нефть после сепарации	Нефть пластовая
		1	2	3
1	2	3	4	5	6	7	8
Двуокись  углерода	СО2	0,04	0,0	0,0	0,04	0,00	0,02
Азот	N2	1,42	0,39	0,0	1,34	0,00	0,56
Метан	CH4	74,27	54,80	36,26	72,74	0,41	30,34
Этан	C2H6	16,62	25,93	34,53	17,35	2,46	8,62
Пропан	C3H8	5,69	12,64	19,31	6,24	4,48	5,21
Изобутан	iC4H10	0,50	1,45	2,30	0,57	1,25	0,97
Н-бутан	nC4H10	0,88	2,68	4,25	1,02	3,25	2,33
Изопентан	iC5H12	0,17	0,56	0,89	0,20	1,69	1,08
Н-пентан	nC5H12	0,19	0,67	1,07	0,23	2,62	1,63
Высшие	C6+высш	0,22	0,88	1,39	0,27	83,84	49,24
Итого		100	100	100	100	100	100
Молярная  масса	кг/кмоль	21,10	26,37	31,21	21,52	239,50	149,30
Давление	МПа	0,687	0,491	0,294
Плотность в стандартных условиях	кг/м3	0,877	1,096	1,298	0,895	843,57
Плотность в пластовых условиях	кг/м3						806,00
Газовый фактор рабочий	м3/т	70,97	4,90	4,40	80,27
Температу- ра	оС	12	40	40
Плотность после однокр. разгазирования	кг/м3					855,0
Газовый фактор пластовый	м3/т				85,67

3. Технология подготовки нефти на ДНС

       Технология  подготовки нефти с содержанием  воды до 10 % производится по традиционной технологической схеме, используемой на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».

       Продукция от скважин через задвижку № 6 узла переключений по трубопроводу Д_у 720 мм поступает на площадку узла сепарации, в сепараторы первой ступени сепарации С-1/1, С-1/2, где происходит отделение свободного газа и части механических примесей. Регулировка уровня жидкости в сепараторах С-1/1, С-1/2 осуществляется с помощью клапанов КРЭ1, КРЭ1а, установленных на выходе жидкости из сепараторов. Обводненная разгазированная нефть, после сепараторов первой ступени сепарации С-1/1, С-1/2, через регулирующие клапаны КРЭ1, КРЭ1а и задвижку № 31 по трубопроводу Д_у720 мм поступает в трехфазный нефтегазоводоотделитель Х/Т-1/1 («HEATER - TREATER») тип I и Х/Т-1/2 («HEATER - TREATER») тип I.

       Для более эффективного разделения эмульсии осуществляется подача разбавленного  реагента - деэмульгатора в поток входящей жидкости на узле переключений.

       В нефтегазоводоотделителе «HEATER - TREATER» тип I осуществляется сепарация газожидкостной смеси, подогрев нефтяной эмульсии и предварительный сброс воды.

       Водогазонефтяная  эмульсия поступает во впускной отсек  аппарата, в котором происходит отделение  газа. Выделившийся газ в установках «HEATER - TREATER» Х/Т-1/1 и Х/Т-1/2 подается в сепараторы второй ступени сепарации С-2/1, С-2/2.

       Эмульсия, нефть и свободная вода ударяются  о входной отражатель и, стекая сбоку  от жаровой трубы, попадают под отражательную  перегородку. Благодаря различным  удельным весам жидкостей, свободная  вода скапливается на дне аппарата под жаровой трубой, а нефть и эмульсия поднимаются вдоль жаровой трубы вверх. Нагревание эмульсии приводит к быстрому слиянию мелких капель воды и расслоению эмульсии. Нефть попадает в отстойную камеру и, переливаясь через ее перегородку - в нефтесборник. Постоянный уровень нефти в нефтесборнике поддерживается при помощи поплавкового датчика уровня. Отделенная от нефти вода из аппаратов, пройдя узел замера, по трубопроводу Д_у219 мм поступает на очистные сооружения.

       Проектом  предусмотрен сброс газа в факельный  газопровод через предохранительные клапана при превышении рабочего давления в аппаратах.

       Опорожнение аппаратов предусмотрено в аварийные  емкости Е-1/1, Е-1/2, Е-1/3, стоки после  промывки и очистки аппаратов  направляются в систему промливневой канализации.

       Обезвоженная  нефть поступает в сепараторы С-2/1, С-2/2, где происходит полная дегазация нефти. В данном проекте предусмотрено два сепаратора С-2/1, С-2/2 V=100 м³ с возможностью вывода одного на ревизию.

       Давление  в аппаратах поддерживается клапаном регулирующим КРЭ6. Газ, выделившийся в процессе сепарации под собственным давлением через задвижки № 41, 41а, 71, 72, Э-10, 139, 143 и обратный клапан КО7 подается в Г-2. Задвижки № 73, Э-9 на линии газа закрыты. Сепараторы С-2/1, С-2/2 работают в режиме концевой сепарационной установки при давлении 0,005МПа (изб), газ сбрасывается на факел Ф-1 при открытых задвижках № 41, 41а, 71, 72, Э-9 и закрытых задвижках № 73, Э-10.

       Технологической схемой предусмотрено два режима работы сепараторов второй ступени  сепарации:

       а) при работе сепараторов второй ступени  сепарации С-2/1, С-2/2 в режиме буфера давление в аппаратах поддерживается регулирующим клапаном КРЭ6. Газ, выделившийся в процессе под собственным давлением через задвижки № 41, 41а, 72, 71, Э-10, 139, 54 и обратный клапан КО7 подается в Г-2. Задвижки № 73, Э-9 на линии сброса газа на факел закрыты.

       б) при работе сепараторов второй ступени  сепарации С-2/1, С-2/2 в режиме концевой сепарационной установки при давлении 0,005МПа (изб), газ сбрасывается на факел Ф-1 при открытых задвижках № 41, 41а, 71, 72, Э-9 и закрытых задвижках № 73, Э-10.

       Нефть после сепараторов С-2/1, С-2/2 при  открытых задвижках № 39, 39а, 99, 100, через  регулятор КРЭ2 и Э-6,  и закрытых задвижках № Э-5, 94, 95, 100 подается в резервуар Р-1 для доподготовки до товарной кондиции и дальнейшей подачи на насосы Н-1/1…3. Резервуар оборудован маточником, с помощью которого нефть равномерно распределяется по всей площади резервуара. Откачка некондиционной нефти из резервуаров осуществляется через задвижки № 94, 95 насосами внутренних перекачек Н-2/1, Н-2/2 на вход ДНС на дальнейшую доподготовку.

       При открытых задвижках № 39, 39а, Э-5 и  закрытых задвижках № 99, 100, 101, Э-6, нефть  после сепараторов С-2/1, С-2/2 подается на насосы Н-1/1…3.

       Насосы  внешней перекачки Н-1/1,2,3, насосы внутренней перекачки Н-2/1,2, узел качества и узел учета нефти расположены  в одном модульном здании с операторной.

       На  насосных агрегатах внешнего транспорта Н-1/1…3 предусмотрен частотно-регулируемый привод с возможностью плавного пуска  насосных агрегатов.

       На  максимальный год добычи нефти для  внешней перекачки необходимо три насоса ЦНС 300х300 (2раб+1рез).