СОДЕРЖАНИЕ

1. Суть работы

1) смоделировать ДНС;

2) внести все известные по регламенту значения и характеристики;

3) увеличить фактическое количество нефти, воды в 1,35 (подробнее на странице 18);

4) решить проблему недостаточной мощности имеющегося проектного оборудования путём добавления второго сепаратора (возможно и отстойника, и резервуара) как предлагают в регламенте (подробнее на страницах 16-17);

2. Физико-химические свойства пластовых флюидов

2.1. Свойства и состав нефти, нефтяного газа

Величины пластовых давлений, замеренных при отборе глубинных проб, находятся в пределах от 15,0 до 29,9 МПа. Пластовая температура при отборе глубинных проб по месторождению изменяется от 60,0 до 104,0оС. По пробам нефти однократного и ступенчатого разгазирования получены соответственно следующие средние параметры: плотность сепарированной нефти составляет 858,95 и 855,05 кг/м3, газосодержание при ступенчатой сепарации 66,31 м3/т, объемный коэффициент 1,163, плотность нефти в условиях пласта 779,6 кг/м3. Давление насыщения в среднем по разрезу составляет 1,78 МПа.

Весь выделившийся при разгазировании газ является – жирным, содержание метана составляет в нём 81,43 % (ступенчатая сепарация) и 72,54 % (однократное разгазирования), этана+высшие составляют 14,77 % (ступенчатая сепарации) и 22,45 % (однократное разгазирование). Отношение содержания этана к пропану меньше единицы (0,60), что характерно для нефтяных залежей. В целом, состав газов характеризуется невысоким содержанием азота (среднее 2,74 %) и углекислого газа (среднее 0,53 %), и средним содержанием этана и пропана (среднее – 10,89 %).

По результатам анализов поверхностных проб, нефть по всему разрезу характеризуется, как: сернистая (0,82 %), смолистая (7,08 %), парафинистая (2,96 %). Плотность нефти в среднем составляет 858,5 кг/м3, вязкость при 20оС меняется от 2,57 мм2/с до 24,50 мм2/с, по разрезу составляет – 11,73 мм2/с. Нефть классифицируется, как продукт с повышенной вязкостью, средние по плотности, со средним содержанием легких фракций.

Источник: файл «Глава_2.3-2.6» - стр. 235
Пласт АВ₁³, по результатам исследования поверхностных проб нефти плотность при 20^оС составляет в среднем по пласту – 862,84 кг/м³, средняя величина кинематической вязкости при 20^оС – 13,76 мм²/с, при 50^оС – 5,74 мм²/с, молярная масса – 224,5 г/моль. Выход светлых фракций до 300^оС составляет до 44,56 %, среднее содержание серы – 0,77 %, смол – 7,2 %, асфальтенов – 2,18 %, парафинов – 3,14 %, среднее содержание ванадия – 9,97 г/т, никеля – 13,31 г/т.

При однократном разгазировании среднее значение плотности нефти после сепарации – 858,62 кг/м³; плотность нефти в пластовых условиях – 774,72 кг/м³, значение динамической вязкости в пластовых условиях 1,54 мПа*с, газосодержание – 69,41 м³/т; средний коэффициент растворимости газа в нефти – 6,65 м³/м³/МПа. При однократном разгазировании среднее содержание углеводородов в растворенном в нефти газе в процентах составляет: метана – 76,24 %, этана – 3,23 %, пропана – 5,09 %, бутанов – 7,40 %, относительная плотность газа – 1,061 кг/м³; из негорючих компонентов присутствуют СО₂ – 0,31 %, N₂+редкие – 2,42 %, молярная масса газа – 24,72 г/моль, сепарированной нефти – 200,92 г/моль.

По результатам ступенчатой сепарации растворенный газ в своем составе в среднем содержит: метана – 83,43 %, этана – 3,39 %, пропана – 3,83 %, бутанов – 3,99 %; из негорючих компонентов присутствуют СО₂ – 0,31 %, N₂+редкие – 2,36 %; относительная плотность газа – 0,865 кг/м³, газовый фактор – 66,16 м³/т, плотность сепарированной нефти – 853,08 кг/м³, объемный коэффициент – 1,173
Источник: файл «Глава_2.3-2.6» - стр. 236

Таблица 2.4.1 – Свойства пластовой и дегазированной нефти  

Параметры	Пласт АВ13
	Диапазон значений	Среднее значение
Свойства пластовой нефти
Количество исследованных глубинных проб (скважин):	8 (6)
Давление пластовое, МПа	17,9-18,8	18,4
Температура пластовая, °С	68,0-85,0	69,4
Давление насыщения нефти газом, МПа	7,0-17,93	11,77
Газосодержание (стандартная сепарация), м3/т	47,1-86,25	69,41
Газосодержание при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании в рабочих условиях, м3/т	45,0-80,74	66,16
Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3	764,5-789,0	774,72
Вязкость нефти в условиях пласта, мПа·с	1,13-2,06	1,54
Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, 1/МПа·10-4	9,82-13,12	12,16
Плотность выделившегося газа в стандартных условиях, кг/м3
- при однократном (стандартном) разгазировании	0,881-1,180	1,061
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	0,785-0,972	0,865
Плотность нефти в стандартных условиях, кг/м3
- при однократном (стандартном) разгазировании	850,0-865,0	858,62
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	842,0-857,2	853,08
Пересчетный коэффициент, доли ед.	0,840-0,868	0,853

Продолжение таблицы 2.4.1

Параметры	Пласт АВ13
	Диапазон значений	Среднее значение
Свойства дегазированной нефти
Количество исследованных поверхностных проб (скважин)	12 (11)
Плотность дегазированной нефти, кг/м3	851,0-880,0	862,84
Вязкость дегазированной нефти, мм2/с
- при 20 °С	7,89-24,5	13,76
- при 50 °С	3,85-8,96	5,74
Температура застывания дегазированной нефти, °С	(-)30,0-(-)1,0	(-)10,3
Массовое содержание, %
- серы	0,60-1,07	0,77
- смол силикагелевых	5,67-11,7	7,20
- асфальтенов	0,96-3,89	2,18
- парафинов	2,14-4,17	3,14
Температура плавления парафина, оС	53,0-62,0	56,4
Содержание микрокомпонентов, г/т:
- ванадий	6,73-13,2	9,97
- никель	11,2-15,4	13,31
Температура начала кипения, °С	44,0-90,0	65,1
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
- до 100 °С	7,0-8,0	5,0
- до 150 °С	7,00-17,2	13,2
- до 200 °С	17,0-29,0	22,6
- до 250 °С	27,0-41,0	31,5
- до 300 °С	39,0-62,0	44,6

Источник: файл «Глава_2.3-2.6» - стр. 246-247

Таблица 2.4.2 – Компонентный состав нефти и растворенного газа

Наименование параметров, компонентов	Пласт АВ13
	при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях			при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях			Пластовая нефть
	выделившийся газ	сепарированная нефть			выделившийся газ	сепарированная нефть
- двуокись углерода	0,31		-		0,31	-		0,13
-азот+редкие газы	2,42		-		2,36	-		0,95
в т.ч. гелий	не обнаружен
- метан	76,24		0,23		83,43	0,17		29,76
- этан	3,23		0,11		3,39	0,21		1,37
- пропан	5,09		0,58		3,83	1,44		2,36
- изобутан	2,40		0,76		1,43	1,42		1,39
- нормальный бутан	5,00		2,34		2,56	3,84		3,37
- изопентан	1,55		1,95		0,66	2,41		1,79
- нормальный пентан	1,84		3,16		0,74	3,67		2,65
- гексаны	1,19		6,55		0,38	6,70		4,48
- гептаны	0,46		7,12		0,12	6,96		4,53
- октаны	0,15		7,33		0,04	7,06		4,54
- остаток C9+	-		-		-	-		-
Молекулярная масса	24,72		200,92		20,81	193,59		132,47
Плотность:
- газа, кг/м3	1,027				0,865	-		-
- газа относительная (по воздуху), доли ед.	0,853		-		0,718	-		-
- нефти, кг/м3	-		858,62		-	Источник'>853,08		774,72

Источник: файл «Глава_2.3-2.6» - стр. 252

Далее приведены обобщающие данные химического состава пластовой воды по основным пластам разработки Покачевского месторождения.

Пласт АВ₁³, среднее значение минерализации составляет – 21,1 г/л, среднее значение плотности составляет – 1,0142 г/см³, среднее содержание ионов натрия+калия – 7173,8 мг/л, среднее содержание ионов кальция – 904,6 мг/л, среднее содержание ионов магния – 152,4 мг/л, хлорид-ионов– 12490,1 мг/л, гидрокарбонат-ионов среднее – 292,3 мг/л, среднее значение сульфат-ионов – 12,3 мг/л. Содержание ионов аммония в воде составляет по пласту – 19,0 мг/л. Из микрокомпонентов в воде присутствует ионы: брома – 42,9 мг/л, бора – 7,62 мг/л, йода – 12,8 мг/л. По величине водородного показателя рН=7,0 пластовые воды относятся к нейтральным. По типу воды (классификации В.А. Сулина.) преобладают хлоркальциевые пластовые воды.

Источник: файл «Глава_2.3-2.6» - стр. 261

Таблица 2.4.3 – Химический состав и свойства пластовых вод Покачевского месторождения


Источник: файл «Глава_2.3-2.6» - стр. 266

3. ДНС

3.1 Построенная ДНС в программе из моего регламента 2009 года
10.3.1.2 Характеристика ДНС УПСВ
Сбор продукции от кустов скважин проводится по герметизированной напорной сети нефтесборных трубопроводов на ДНС-3 УПСВ, ДНС-4 УПСВ Покачёвского, ДНС-6 УПСВ Ключевого, ДНС-7 Нивагальского, ДНС-2 Южно-Покачёвского месторождения и непосредственно на Покачевский ЦПС с близрасположенных кустовых площадок скважин. Нефти месторождения лёгкие, сернистые, парафинистые, малосмолистые. ДНС введены в эксплуатацию в 80-90г, реконструированы в 1997-2003 гг.

На ДНС принята унифицированная в ТПП «ПНГ» технологическая схема двухступенчатой сепарации нефти от попутного газа (0,6; 0,2 МПа соответственно) и предварительный сброс воды. Газожидкостная смесь от групповых замерных установок под устьевым давлением поступает в блок первой ступени сепарации ДНС, состоящий из устройства предварительного отбора газа (УПОГ) и нефтегазовых сепараторов. Первая ступень сепарации осуществляется при давлении

0,6 МПа, обеспечивающим бескомпрессорную транспортировку газа на Локосовский ГПЗ. Далее газожидкостная эмульсия поступает в напорные горизонтальные отстойники ОГ-200П, где отстой попутной пластовой воды до остаточного содержания 10-15 % проводится при естественной температуре продукции. Для повышения эффективности обезвоживания в трубопровод перед сепараторами первой ступени дозировано, 17- 22 г на тонну нефти, в концентрированном виде подаётся реагент-деэмульсатор марки ХПД-005 или ХПД-008. Вода из аппаратов-отстойников проходит очистку в вертикальных стальных резервуарах с внутренней оснасткой, конструктивно состоящей из входного трубного коллектора, кольцевого замкнутого коллектора («ромашка») и вертикальной трубы для отбора накапливаемого слоя нефти. Из очистных резервуаров вода, обработанная ингибитором коррозии, насосной подачей через узел учёта направляется на приём высоконапорных насосов БКНС и нагнетается в продуктивные пласты. Очищенная подтоварная вода содержит ТВВ 15-20 мг/дм

---

³, нефтепродуктов 21-31 мг/дм³, что не превышает нормативные требования к её качеству для нагнетания в продуктивные пласты данного месторождения. Для защиты от коррозии очистных резервуаров и трубопровода подачи воды на КНС установлен блок с насосами-дозаторами ингибитора коррозии. Учет подготовленной воды осуществляется счётчиком УРСВ на приёмном трубопроводе КНС. Частично обезвоженная нефть после узла оперативного учёта транспортируется на Покачевский ЦПС. Узел учета оснащён массоизмерительным блоком «Фишер» 300.

ДНС УПСВ оснащены системой автоматики, обеспечивающей местный и дистанционный контроль, регулирование межфазных и предельных уровней жидкостей в аппаратах, остановку насосных агрегатов по превышению давления выше рабочего и нагрева подшипников насосов и электродвигателей. Принципиальная технологическая схема ДНС - УПСВ дана на рисунке 10.3.1.



1-УПОГ; 2-сепаратор первой ступени; 3-газосепаратор; 4-отстойник; 5- сепаратор-буфер второй ступени; 6-насос откачки нефти; 7-оперативный узел учета; 8‑очистной резервуар; 9‑насос откачки воды.

I-нефть со скважин; II-газ на Локосовский ГПЗ,котельную; III-газ на факел; IV-нефть на Покачевский ЦПС; V- вода на КНС.
Рисунок 10.3.1 - Принципиальная технологическая схема ДНС-УПСВ
Покачевского месторождения


Источник: файл «Глава 10_3нов» - стр. 10-11
3.2 Пример ДНС того же месторождения, но с другого цеха (регламента)

Объекты подготовки нефти

Проектная мощность ДНС-3 УПСВ по жидкости составляет 36 000 м3/сутки; по нефти 6 120 т/сутки; по газу 300 000 нм3/сутки, загруженность технологических аппаратов на 01.01.2021 составляет 40%.

Принципиальная технологическая схема ДНС-3 УПСВ Покачевского месторождения представлена на рисунке 10.4.1.

Характеристика технологического оборудования ДНС-3 УПСВ дана в таблице 10.4.3.



1 – БДР; 2 – сепаратор первой ступени сепарации; 3 – отстойник; 4 – газосепаратор; 5 – сепаратор второй ступени; 6 –резервуар; 7 – насос откачки нефти; 8 - оперативный узел учета нефти; 9 – насос откачки воды; 10 – узел учета газа;

I – нефть со скважин; II – нефть на подготовку на УПН ЦПС

---

; III – вода на БКНС; IV – газ в УППНГ; V – газ на ВКС.

Рисунок 10.4.1 – Принципиальная технологическая схема ДНС-3 УПСВ Покачевского месторождения
Таблица 10.4.4 – Характеристика технологического оборудования ДНС-3 УПСВ Покачевского месторождения

Наименование оборудования	Кол-во, шт.	Методы защиты металла оборудования от коррозии	Техническая характеристика
Сепаратор нефтегазовый I ступени сепарации	2	Наружная окраска	V=56 м3, Ду2600 мм
Газосепаратор I ступени сепарации	1	Наружная окраска	V=56 м3, Ду2600 мм
Сепаратор нефтегазовый II ступени сепарации	2	Наружная окраска	V=56 м3, Ду2600 мм
Отстойник нефти	3	Наружная окраска	V=200 м3, Ду3400 мм
Резервуар вертикальный стальной	3	Наружная окраска	V=5000 м3
Газосепаратор топливного газа УОТГ	1	Наружная окраска	V=0,27 м3, Ду614 мм
Конденсатосборник	1	Наружное битумное покрытие	V=16 м3
Блок дозирования реагента	2	Наружная окраска
Насос нефтяной ЦНС 105-245	2	Наружная окраска	Q= 105 м3/ч; Рвых=2,4 МПа, N=250 кВт
Насос водяной ЦНС 400-180	5	Наружная окраска	Q= 400 м3/ч; Рвых=1,8 МПа, N=315 кВт
Узел учета нефти оперативный			массомер CMF400
Узел учета газа			счетчик газа «Thermatel TA2»

---

ДНС-4 УПСВ

Проектная мощность ДНС-4 УПСВ по жидкости составляет 24 000 м3/сутки; по нефти 2 128 т/сутки; по газу 50 000 нм3/сутки.

Принципиальная технологическая схема ДНС-4 УПСВ Покачевского месторождения представлена на рисунке 10.4.2.

Характеристика технологического оборудования ДНС-4 УПСВ дана в таблице 10.4.4..



1 – БДР; 2 – сепаратор первой ступени сепарации; 3 -отстойник; 4 - газосепаратор; 5 – сепаратор второй ступени; 6 –резервуар; 7 – насос откачки нефти; 8 - оперативный узел учета нефти; 9 – насос откачки воды; 10-узел учета газа;

I – нефть со скважин; II – нефть на подготовку на УПН ЦПС; III – вода на БКНС; IV – газ в УППНГ; V – газ на ВКС
Рисунок 10.4.2 – Принципиальная технологическая схема ДНС-4 УПСВ Покачевского месторождения

Таблица 10.4.5 – Характеристика технологического оборудования ДНС-4 УПСВ Покачевского месторождения

Наименование оборудования	Кол-во, шт.	Методы защиты металла оборудования от коррозии	Техническая характеристика
НГС I-16-2600-09Г2С сепаратор нефтегазовый (I ступень)	1	Внутреннее антикоррозионное покрытие, наружная окраска	V=50 м3, Ду2600 мм
НГСII-10-2600 сепаратор нефтегазовый (газосепаратор)	1	Внутреннее антикоррозионное покрытие, наружная окраска	V=50 м3, Ду2600 мм, Ррасч=1,0МПа, Траб=-60+100
НГС 1-10-2600 09Г2С сепаратор нефтегазовый (II ступень)	1	Внутреннее антикоррозионное покрытие, наружная окраска	V=50 м3, Ду2600 мм. Ррасч=1,0 МПа, Траб=-60+100
ОГ-200П отстойник нефти	1	Внутреннее антикоррозионное покрытие, наружная окраска	V=200 м3, Ду3400 мм, Ррасч=1,0 МПа, Траб=-45+100
ОГ-200ПК-99 отстойник нефти	1	Внутреннее антикоррозионное покрытие, наружная окраска	V=200 м3, Ду3400 мм, Ррасч=1,0 МПа, Траб=-60+100
Резервуар вертикальный стальной	1	Внутреннее антикоррозионное покрытие, наружная окраска	V=5000 м3
Резервуар вертикальный стальной	2	Внутреннее антикоррозионное покрытие, наружная окраска	V=1000 м3
Резервуар вертикальный стальной	1	Внутреннее антикоррозионное покрытие, наружная окраска	V=700 м3
Аппарат I-200-3400-1-0-1-1-4-И-0 аварийная ёмкость	2	Внутреннее антикоррозионное покрытие, наружная окраска	V=200 м3, Ду3400 мм
Блок дозирования реагента	1	-	V=2,5 м3, DMX 226 - 2шт; НМШ 5-25-4/4-1УЗ
Блок ингибитора коррозии	1	-	БР-10 НД25х40 -2шт. НШ 5-25 3,6/40 -1шт.
Насос нефтяной ЦНС 180-128	1	Наружная окраска	Q=180 м3/ч, Рвых=1,3 МПа, N=315 кВт
Насос нефтяной ЦНС 38-110	2	Наружная окраска	Q=38 м3/ч, Рвых=1,1 МПа, N=75 кВт
Насос водяной ЦНС 400-180	2	Наружная окраска	Q=400 м3/ч; Рвых=1,8 МПа, N=315 кВт
Насос водяной ЦНС 300-180	1	Наружная окраска	Q= 300 м3/ч; Рвых=1,8 МПа, N=315 кВт
Узел учета газа	1	-	ДКС-10-300
Узел учета газа	1	-	Termatel модели ТА-2
Узел учета нефти	1	-	«Micromotion» GMF300
Факел низкого давления	1	-	УФМГ-150-01УХЛ, высота стояка 9,7 м, диаметр стояка 159мм.

---

Источник: файл «Глава_10» - стр. 56-60

4. Подготовка нефти
10.3.1.3 Подготовка нефти
Подготовка нефти до товарной кондиции всех месторождений ТПП «ПНГ» производится на Покачевском ЦПС на трёх установках УПН 1,2,3. Продукция с кустов скважин ЦДНГ-2 и ДНС-4 единым потоком проходит дополнительное разгазирование на узле сепарации при ЦПС и подаётся на УПН-1, окончательная сепарация осуществляется в аппаратах КСУ-1. Газ первой ступени давлением сепарации подаётся на Локосовский ГПЗ. Нефть с ДНС-3, Покачёвская и Южно-Покачёвская нефть с ДНС-2, Покачёвская и Нивагальская нефть с ДНС-7 проходит подготовку на УПН-2, УПН-3. Обезвоженная нефть направляется на окончательную сепарацию в аппараты КСУ-2. Газ с КСУ-1,2 подаётся вакуумной компрессорной станцией на Локосовский ГПЗ. Нефть после КСУ-1,2 проходит стабилизацию в технологических резервуарах. Далее нефть поступает в товарные резервуары, откуда насосами внешней перекачки подаётся через коммерческий узел учёта №542 в магистральный нефтепровод ОАО «Транснефть». Качество подго-товленной товарной нефти, определяемое на узле учёта №542(СИКН-542), соответствует требованиям ГОСТ3900-85, ГОСТ Р8.599-2003, ГОСТ1756-2000, ГОСТ33-2000, ГОСТ Р 50802-95 и других.

Выводы:

1. После ревизии и отбраковки технологического оборудования, трубопроводов выполнен текущий и капитальный ремонт ДНС, на Покачевском ЦПС осуществлена реконструкция установки подготовки нефти.

2. Согласно фактическому количеству поступающей продукции на ДНС-3 УПСВ возросла нагрузка на технологическое оборудование ДНС, превысив нормативную пропускную способность сепарационного блока, аппаратов предварительного отстоя, резервуаров очистки воды. Сложившаяся ситуация снижает качество сепарации и глубину предварительного сброса воды. Требуется наращивание мощности УПСВ по всей цепочке технологического процесса с установкой дополнительных сепараторов, нагревателей, отстойных аппаратов, резервуаров очистки воды.
Рекомендации:
В связи с высокой обводнённостью добываемой продукции и ростом объёмов попутной воды возникает необходимость более глубокого обезвоживания нефти до 1 % непосредственно на площадках ДНС УПСВ. Целью глубокого обезвоживания является разгрузка установок подготовки нефти на центральном пункте сбора (ЦПС), сокращение количества насосов на ДНС для транспортировки обезвоженной нефти, потребляемой электроэнергии насосными агрегатами на перекачку жидкости с ДНС, воды - с ЦПС на месторождения и сокращение количества насосных агрегатов. Для более глубокого обезвоживания нефти рекомендуются аппараты нового поколения, успешно прошедшие промысловые испытания на месторождениях Тюменской области - НГСВ объёмом 200 м

---

Смотрите также файлы

• урока Даты по основному ктп тема урока по основному ктп дата проведения по факту Тема урока по факту Причина корректировки.docx

• 2. Борьба за власть.pptx

• Строить образы простейших фигур при повороте.docx

• Лекция Ценности и их роль в жизни человека и общества Ценностносмысловая сфера.docx

• Отчет по лабораторной работе 1 Постоянный ток.pdf