Отчёт по практике в ОАО "Сургутнефтегаз"

В нефтяной промышленности чаще используют вертикальные стальные цилиндрические резервуары РВС. Которые состоят  из: цилиндрического корпуса сваренного из стальных листов размером 1.5х6м толщиной 4-25мм., запорной и регулирующей арматуры, внутренней фурнитуры, дыхательных клапанов, замерных люков, системы КИПиА и других систем для безопасной эксплуатации РВС. 

В  СПД применяются РВС 5000, которые используются в системе ППД(подготовка подтоварной воды для закачки в систему ППД), РВС 10000 которые используются в системе УПН(подготовка хранение и учет нефти), а так же РВС 20000 используемые на ПСН(пункт сдачи нефти).На ПСН так же находится узел учета нефти который состоит из трех линий на этих линях установлены приборы контролирующие физические и химические свойства перекачиваемой нефти(влагомер ,ИФС расходомер, термометр).

Система подготовки и учета товарной продукции.

Нефть,  с месторождений компании СПД поступает по сборным коллекторам на УПН, затем нефть поступает во входные сепараторы V200м³ где происходит предварительный сброс воды, а так же отделение попутного газа затем нефть подается на печи где происходит нагрев нефти для лучшего разделения нефтяной эмульсии. Затем нефть подается на промежуточные сепараторы где также происходит отделение воды и газа, обезвоженная нефть с промежуточных сепараторов поступает в электродегидраторы (ЭДГ). В ЭДГ происходит окончательное отделение воды при помощи эл.тока. Отделившийся газ используется для собственных нужд(котельные ГТЭС печи).Отделившаяся вода поступает в систему ППД. После ЭДГ нефть поступает на концевые сепараторы, где происходит окончательная дегазация нефти. Затем нефть поступает в товарный парк, где происходит учет, а в дальнейшем откачка насосами на ПСН.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Системы сбора нефти, воды и газа на промыслах.

Сбор и подготовка нефти  и попутного газа на площадях месторождений, начинающиеся вблизи устья скважин и заканчивающиеся на установках подготовки нефти и газа, являются единой технологической системой. Существует много технологических схем по подготовке нефти, однако их следует рассматривать совместно с системами сбора нефти и газа.

Напорная система сбора

Напорная система сбора  действует следующим образом. Из скважины нефть под давлением поступает на автоматическую групповую замерную установку, где поочередно замеряется дебит всех скважин, а затем вся нефть подается на участковую сепарационную установку. Дебит скважины замеряется жидкостным расходомером с предварительным отделением газа в циклонном сепараторе. После прохождения расходомера нефть и газ снова смешиваются и подаются на участковую сепарационную установку, где на сепараторе первой ступени при давлении 4—5 кгс/см² газ отделяется и подается на газоперерабатывающий завод. Нефть с пластовой водой и оставшимися растворенными газами насосами перекачивается на центральный сборный пункт, где проходит вторую ступень сепарации через концевые сепараторы и подается на установку комплексной подготовки или в сырьевые резервуары. Газ второй ступени сепарации компрессорной станцией направляется на газоперерабатывающий завод.

Данная напорная система  сбора полностью герметизирована, что исключает потери газа и легких фракций нефти. Она позволяет производить подготовку нефти на центральном пункте нескольких месторождений, расположенных на расстоянии до 100 км. Однако длительный совместный транспорт нефти и воды может привести к созданию стойких эмульсий, и при высокой обводненности нефти могут увеличиться эксплуатационные расходы на транспорт. Тем не менее это одна из перспективных систем сбора нефти, которая широко применяется в настоящее время.

Технологические схемы по подготовке нефти, воды и газа.

Существует сравнительно большое число технологических  схем по подготовке нефти, газа и воды. Сами установки по подготовке могут размещаться в любом пункте системы сбора, начиная от скважины и кончая головными сооружениями магистральных нефтепроводов.

    

Рис 2. Напорная система сбора нефти, газа и воды:

1 - выкидные линии; 2 - гидроциклонные сепараторы; 3 - расходомеры жидкости;

4 -сборные напорные коллекторы; 5 -сепараторы первой ступени; 6 -

центробежные насосы; 7 - сепаратор второй ступени; 8 - сепаратор третьей

ступени; 9 -сырьевые резервуары; КС - компрессорная станция; ГПЗ -

газоперерабатывающий завод.

Целесообразность размещения установок подготовки нефти в  том или ином пункте определяется в каждом конкретном случае технико-экономическим анализом возможных вариантов. Установлено, что наименьшие капитальные вложения и эксплуатационные затраты на подготовку нефти возможны при размещении установок в местах наибольшей концентрации нефти (сборные пункты, товарные парки, головные сооружения).

Оптимальной технологической  схемой подготовки нефти к транспорту следует считать такую, которая при наименьших затратах в отведенное технологическое время позволяет получать нефть с допустимым содержанием воды, солей и с необходимой глубиной стабилизации.

В настоящее время проводят комплексную подготовку нефти в  районах промыслов, поэтому на основных нефтяных месторождениях созданы комплексные установки по подготовке нефти, которые объединяют процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации.

На рис 3. приведена принципиальная технологическая схема установки комплексной теплохимической подготовки нефти.

    

          Рис 3. Установка комплексной теплохимической подготовки нефти.         

Нефть из скважины после групповых  замерных установок по коллектору подается в концевую совмещенную сепарационную установку КССУ 2, в которую через смеситель 1 подается горячая вода из отстойника 6, содержащая отработанный деэмульгатор. Под действием тепла пластовой воды и остатков деэмульгатора, поступающих из отстойника 6 в КССУ 2, происходит частичное разделение эмульсии на нефть, воду и газ. Отделившаяся вода подается в нефтеловушки 20, а выделившийся газ поступает на газобензиновый завод. Нефть из КССУ 2 вместе с оставшейся водой насосом 3 прогоняется через теплообменники 4 и пароподогреватели 5, затем нагретая нефть поступает в отстойник 6 для окончательного отделения нефти от воды. Отделенная вода уносит с собой основное количество солей из нефти. Для более полного обессоливания нефть из отстойника 6 направляется на смешение с горячей пресной водой, которая подается насосом 17 с предварительным подогревом пароподогревателем 15 и обескислороживанием в емкости 16. После тщательного перемешивания пресной воды с нефтью, содержащей соли, эмульсия направляется в отстойник 7, где доводится до требуемой кондиции по содержанию солей. После обессоливания и отделения воды нефть при необходимости может быть направлена из отстойника 7 на дополнительное обессоливание и обезвоживание в электродегидратор 8, а если содержание воды и солей в пределах нормы, то нефть, минуя электродегидратор 8, подается прямо в вакуумный сепаратор 9. Вакуумные компрессоры 12 забирают из сепаратора 9 газ, из которого при прохождении холодильника 10 и гидроциклонного сепаратора 11 выделяется основное количество легких углеводородов. Конденсат из сепаратора 11 отправляется на газобензиновый завод, а газ направляется на специальные установки для полной деэтанизации. Перед теплообменником 4 в нефть вводится деэмульгатор, воздействующий на поверхностные свойства пограничных слоев двух фаз эмульсии. Деэмульгатор также вводится вместе с подачей пресной воды перед отстойником 7.

Дайной системой предусмотрена  очистка сточных вод с последующей  подачей их на нагнетательные скважины для закачки в пласт.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Система ППД.

При разработке нефтяных и  газовых месторождений значительные объемы воды расходуются на поддержание  пластового давления что позволяет  продлить период фонтанирования скважин  и значительно увеличить коэффициенты нефтеотдачи. Для поддержания пластового давления в залежь можно нагнетать  как природные так и сточные  воды.

В компании СПД для закачки  используют подтоварную воду, отделившуюся на УПН. Которая предварительно проходит систему очистки на очистных сооружениях, состоящих из нескольких РВС 5000.Так же используется и сеноманская вода , которая в свою очередь тоже проходит систему очистки и дегазации на установке сепарации, состоящей из шести сепараторов V100м³ .

Трубопроводы  подразделяются

По назначению –нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы  нефтегазоводопроводы, водопроводы.

По напору- напорные и безнапорные.

По рабочему давлению-       высокого(6.4мПа и выше)

                                               среднего(1.6мПа- 6.4мПа)

                                               низкого(0.6-1.6мПа)

По способу прокладки- подземные наземные подводные.

По функции- от устья скважины: нефтяные, газовые, водяные, сборные коллектора.

 

 

 

 

 

 

 

Газопроводы высокого и низкого  давления.

Для систем газоснабжения  городов и других населенных пунктов  прокладывают газопроводы различного давления:

Низкого (до 0, 005 МПа) – в  жилых домах и общественных зданиях, на предприятиях общественного питания, а также встроенных в общественные и жилые здания отопительных котельных  и в предприятиях бытового обслуживания (прачечных, парикмахерских).

Среднего (от 0, 005 до 0, 3 МПа) –  в сельскохозяйственных и коммунальных предприятиях, встроенных в здания.

Высокого II категории (до 0, 6 МПа) – в промышленных предприятиях, а также расположенных отдельно сельскохозяйственных и коммунальных предприятиях, котельных.

Высокого I категории (до 1, 2 МПа) – в промышленных предприятиях при  технологической необходимости  или технико-экономическом обосновании.

Для монтажа газопроводов используют стальные трубы. Вне территории населенных пунктов, а также в  небольших поселках и селах с  малой насыщенностью в качестве инженерных коммуникаций могут быть применены пластмассовые трубы.

Газорегуляторные пункты (ГРП) низкого давления, устанавливаемые  на ответвлениях газопроводов среднего давления, понижают давление газа до 0, 005 МПа . ГРП работает следующим образом: газ из сети поступает по вводу в фильтр и далее в предохранительно- запорный клапан, который автоматически прерывает поступление газа при повышении давления на вводе выше или ниже предельных значений. Регулятор давления снижает давление до заданного значения, после чего газ проходит через пункт учета и выходит из ГРП к потребителям. Обводная линия обеспечивает подачу газа при ремонте оборудования. Гидрозатвор предохраняет от превышения в сети после регулятора.

                            Типы центробежных насосов.

В регионе наибольшее применение получили центробежные насосы моноблочного исполнения, при котором рабочее колесо крепится на удлиненном валу, при этом каждая ступень выполнена в виде отдельной секции, а затем все ступени стягиваются длинными шпильками вместе с концевыми секциями, в которых расположены опоры.

Маркировка насосов: ЦНС 240-1900  ЦНС 180-1422 ЦНС 300-360

1900- давление развиваемое насосом.

240- производительность м³ ч.

В настоящее время подача насосов достигает 12500м³ч при напоре более 200м. Но ЦН имеют и некоторые недостатки: сильное снижение КПД при перекачке высоковязких нефтей и нефтепрдуктов , необходимость определенного подпора(20-100м), при снижении которого возникает кавитация.

Установки погружных центробежных насосов (УЭЦН) предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и используется для форсирования отбора жидкости. Установки относятся к группе изделий II, виду I по ГОСТ 27.003-83. Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной скважине. При работе скважины постоянно меняются параметры плата, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости: содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и как следствие, отсюда идет не доотбор жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса. На данный момент делается упор на более надежное оборудование, для увеличения межремонтного периода, и как следствие из этого снижение затрат на подъем жидкости. Этого можно добиться, применяя центробежные УЭЦН вместо ШСН, так как центробежные насосы имеют большой межремонтный период. Установку УЭЦН можно применять при откачке жидкости, содержащих газ, песок, и коррозионо-активные элементы. 

Нефтебазы, оборудование для учета  и хранения нефтепродуктов.

Нефтебаза - это комплекс зданий, сооружений и устройств для приёма, хранения, перегрузки с одного вида транспорта на другой и отпуска нефти и нефтепродуктов. Различают перевалочные, призаводские и распределительные нефтебазы. Перевалочные нефтебазы предназначены для перегрузки с одного вида транспорта на другой или на тот же вид транспорта: из морских танкеров и барж в речные, из ж.-д. маршрутов в отдельные цистерны и т.п. Призаводские нефтебазы бывают сырьевые (приём, хранение сырья, подлежащего переработке, подготовка его к переработке) и товарные (приём нефтепродуктов с установок, хранение нефтепродуктов и отгрузка). Сырьевые и товарные нефтебазы объединяются в одно хозяйство, располагаемое на территории, общей с заводом, или в непосредственной близости от него. Распределительные нефтебазы снабжают непосредственно предприятия, а также отпускают нефтепродукты в мелкой таре. Нефтебазы этого типа имеют ограниченный район действия, ёмкость резервуарного парка их сравнительно небольшая. Многие нефтебазы одновременно выполняют смешанные функции — перевалочных, заводских и распределительных.

К основным операциям относится: прием, хранение, отпуск, замер и учет нефтепродуктов, эксплуатация всего технологического оборудования нефтебаз и оформление товаро-транспортной документации.

Основным оборудованием для  хранения нефтепродуктов на нефтебазах являются стальные резервуары, различных конструкций, оборудованных запорной и регулирующей арматурой ,системой КИПиА, дыхательными клапанами, а так же другим оборудованием для безопасной работы резервуара. Резервуары могут быть одиночными или размещаться группами. Резервуары вместимостью 10 тыс.м³ и более следует располагать в группе в один или два ряда.

 

Наливные и сливные эстакады нефтебаз.

В зависимости  от назначения различают эстакады только для налива и слива нефтепродуктов. Оборудование эстакад зависит от сортности нефтепродуктов, для которых они предназначены. Эстакады, служащие для слива и налива светлых нефтепродуктов, устройствами для подогрева нефтепродуктов не оборудуются. Слив и налив светлых нефтепродуктов ведутся через закрытые коллекторы и стояки. Эстакады предназначенные для слива темных высоковязких нефтепродуктов, как правило, оборудуются паропроводами для подачи пара к разогревательным устройствам. На эстакадах помимо трубопроводных коммуникаций, устанавливают подъемные устройства для подъема и спуска наливных устройств, подогревателей, переходных мостиков. Сливо-наливные эстакады располагаются только на прямых участках железнодорожных путей и могут оборудоваться сливо- наливными, устройствами как с одной так и с двух строн.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Товарный склад и АЗС.

Складские здания для хранения нефтепродуктов в таре следует предусматривать: для легковоспламеняющихся нефтепродуктов - одноэтажными; для горючих нефтепродуктов - не более трех этажей при степени огнестойкости здания I и II; двух этажей - при степени огнестойкости здания III а.

Для хранения горючих нефтепродуктов в таре и дизтоплива допускается  применять одноэтажные подземные  сооружения. При хранении на закрытом складе легковоспламеняющихся нефтепродуктов не допускается хранение других веществ, которые могут образовывать с  ними взрывоопасные смеси.

Складские помещения для  хранения нефтепродуктов в таре допускается  объединять в одном здании с разливочными и расфасовочными, а также с  насосными и другими помещениями. Складские помещения должны быть отделены от других помещений противопожарными перегородками. Дверные проемы складских помещений для хранения нефтепродуктов в таре должны иметь размеры, обеспечивающие проезд средств механизации шириной не менее 2,1 м и высотой не менее 2,4 м. 
Двери рекомендуется предусматривать самозакрывающимися. В дверных проемах следует предусматривать пороги (с пандусами) высотой 0,15 м.