Ситуация, сложившаяся в НГДУ до осуществления реконструкции
| 3 |
| 2 |
| 1 |
| А |
| 4 |
| 5 |
| 6 |
| II |
| 7 |
| 8 |
| 9 |
| 10 |
| III |
| 11 |
| I |
| 12 |
| D
15
22
IV
6
В
VII
24 |
| IV |
| 14 |
| V |
| 15 |
| VI |
| 60 км |
1- эксплуатационная скважина; 2- выкидная линия; 3- АГЗУ; 4- сборный коллектор; 5- ЦПС; 6- первая ступень сепарации; 7- вторая ступень сепарации; 8- третья ступень сепарации; 9- УКПН; 10- УКПГ; 11- узел компаундирования; 12- узел автоматического контроля качества; 13- ГСМН; 14- УКПВ; 15- ГСМГ.
I- товарная нефть; II- товарный газ; III- ШФЛУ; IV- мех.примеси на захоронение; V- сточная вода на утилизацию; VI- продукция с других месторождений.
Рис.1.
Ситуация, сложившаяся в НГДУ на первом участке после осуществления реконструкции
| 30 км |
| 1 |
| 2 |
| I |
| I |
| + |
| + |
| - |
| - |
| + |
| 4 |
| 4 |
| 4 |
| 4 |
| 3 |
| 3 |
| 5 |
| 5 |
| 6 |
| 7 |
1 – трубопровод; 2 – изоляция; 3 – источник постоянного тока (выпрямитель); 4 – анод; 5 – изолированный провод; 6 – дефекты изоляции; 7 – точка дренажа.
I – продукция.
Рис. 2.
Ситуация, сложившаяся в НГДУ на втором участке после осуществления реконструкции
| В |
| 30 км |
| 1 |
| 2 |
| I |
| I |
| 3 |
| Б |
| А |
| 4 |
| 5 |
| Б |
| + |
| - |
| 6 |
| 7 |
1 – трубопровод; 2 – изоляция; 3 – электрофицированная железная дорога; 4 – выключатель; 5 – точки подключения амперметра; 6 – блок усиления; 7 – трансформатор.
|
|
|
А – амперметр; Б – точка подключения электрокабеля к рельсам и трубопроводу; В – выпрямитель.
I – продукция.
Рис. 3.
Ситуация, сложившаяся в НГДУ на третьем участке после осуществления реконструкции
| 3 |
| 2 |
| 1 |
| А |
| 4 |
| 3 |
| 5 |
1- эксплуатационная скважина; 2- выкидная линия; 3- АГЗУ; 4- сборный коллектор; 5- дозировочный блок.
Рис.4.
Проверим возможность такого решения.
Решение данной задачи не требует расчетного подтверждения.
Задача решена.
Ситуационная задача 27.
В НГДУ «Х...нефть» в многолетней эксплуатации находится группа нефтяных месторождений, расположенных от 2 до 60 км. от ЦПС, обустроенных как по основному так и по дополнительному варианту унифицированной технологической схемы и разрабатываемых с ППД многочисленными индивидуальными и кустовыми механизированными эксплуатационными скважинами.
Суммарный объём добычи в НГДУ составляет порядка 1 млн.т. нефти в год и 50 млн.м3/год (н.у.) попутного газа.
Давление на устье скважин находится на уровне от 2 до 50 атм. при плотности нефти в газонасыщенном состоянии от 810 до 850 кг/м3 и вязкости не менее 20 мПа.с при температуре продукции не выше 30оС.
|
|
|
Обводность добываемой продукции колеблется от 40 до 85 % об.
Газонасыщенность добываемой продукции не превышает 50 м3/т (н.у.). Попутный газ на 70 - 85 % об. состоит из метана, 5 - 10 % об. этана и 3 - 5 % об. пропана и бутанов.
Подготовка нефти и газа до требований нормативных документов после трёхступенчатого разгазирования осуществляется в НГДУ на УКПН и УКПГ соответственно.
Сепарационные установки, УКПН и УКПГ расположены на ЦПС и недогружены по сырью более чем на 200 тыс.т/год и 9,5млн.м3/год (н.у.) соответственно.
Часть продукции поступает на ЦПС с помощью ДНСпосле УПСВи СУ.
Отделенная на УПСВ вода без всякой подготовки направляется в систему ППД.
Отделенный газ по отдельному газопроводу под собственным давлением направляется на УКПГ.
Подготовка попутного газа на ЦПС осуществляется по первому варианту.
Давление на первой ступени сепарации поддерживается на уровне 6 атм, на второй ступени сепарации 4 атм и на третьей ступени - 1,3 атм.
Продукция всех месторождений совместима.
Потребителем газа является ГПЗ, расположенный за 400 км от ЦПС. УКПГ совмещена с ГСМГ. Потребителем нефти является НПЗ, расположенный за 800 км от ЦПС.
|
|
|
УКПН совмещена с ГСМН.
Других потребителей не имеется.
Все внутрипромысловые коммуникации выполнены из старых стальных трубопроводов с внутренним диаметром 300 мм., подвергнутых гидравлическому испытанию при 85 атм.
Геодезические отметки ЦПС на 5 - 10 м превышают геодезические отметки месторождений.
Сборный коллектор проложен подземно ниже глубины промерзания грунта в данной местности.
В результате многолетней работы в НГДУ накоплено порядка 75 тыс.т. плавающего нефтяного шлама и 30 тыс.т. донного шлама, находящихся в амбарах, иловых картах и РВС.
Кроме того в НГДУимеется около 10 тыс.м3 промежуточных слоев, собранных в 2 РВС.
Каждый год объём накопленных отходов увеличивается на 5 тыс.т, 1,5 тыс.т. и 0,5 тыс. м3 соответственно.
Финансовые возможности дальнейшего содержания такого количества отходов в НГДУ исчерпаны.
Поставка отходов в специализированные фирмы для их утилизации крайне затруднена в следствии их удаленности и полного бездорожья.
Захоронение шламов и промежуточных слоев равно как и их сжигание категорически запрещено государственными экологическими органами.
Использовать отходы в других отраслях (например, в производстве строительных материалов или асфальта) не представляется возможным в виду их отсутствия.
|
|
|
В компании принято решение о полной ликвидации всего накопленного объёма всех видов шламов и промежуточных слоёв в течении 3 – 5 лет и недопущения их повторного накопления.
Предложите комплекс мероприятий, которые смогли бы обеспечить выполнение принятого решения.
Решение задачи.
1. Рассмотрим ситуацию, сложившуюся в НГДУ:
В НГДУнакоплено 75 тыс.т. плавающего нефтяного шлама, 30 тыс.т. донного шлама и 10 тыс.м3 промежуточных слоев.
Каждый год объём накопленных отходов увеличивается на 5 тыс.т, 1,5 тыс.т. и 0,5 тыс. м3 соответственно.
Дальнейшее хранение отходов убыточно.
Захоронить шлам и промежуточные слои запрещено.
Вывести (продать) отходы за пределы НГДУневозможно.
Сжечь шлам и промежуточные слои не реально.
Использовать отходы в других отраслях не представляется возможным.
Тогда, сложившаяся ситуация может быть проиллюстрирована рис.1.
2. Основные технологические решения:
С учетом наложенных запретов и существующих реалий остаётся два пути решения поставленной задачи :
- постепенный, ограниченный, крайне осторожный сброс всех отходов в товарную нефть;
- утилизация шлама на месте.
Первый путь наиболее прост и дешев и может быть осуществлен в двух вариантах:
- непосредственный сброс отходов в товарную нефть;
- сброс отходов в товарную нефть после их обработки в УДА, который способен измельчить механические примеси до коллоидного состояния.
Но даже в последнем случае объём сброса не должен превышать 0,5 % масс. на товарную нефть, иначе она перестанет отвечать требованиям нормативных документов.
0,5 % масс. на товарную нефть составляют величину порядка 5 тыс.т. в год, что даже без учета новых поступлений не позволяет уложиться в установленные сроки ликвидации накопленных отходов.
Второй путь (утилизация шламов и промежуточных слоев на месте) требует их превращения в абсолютно безвредные отходы и может быть осуществлен в двух вариантах:
- непосредственная ликвидация без извлечения имеющейся нефти (например, подача в систему поглощения или отверждение с последующим захоронением);
- извлечение из отходов нефти и воды и захоронение оставшихся механических примесей.
Первый вариант требует либо создания хорошо развитой системы поглощения, которая в данный момент отсутствует, и её дорогостоящего обслуживания не говоря уж о упущенной выгоде, связанной с недополученной нефтью, либо создания узла отверждения, для эксплуатации которого потребуется порядка 40 тыс. т. дорогостоящего портлант цемента единовременно и около 3 тыс.т. цемента ежегодно не говоря уж о упущенной выгоде, связанной с недополученной нефтью.
Второй вариант наиболее предпочтителен, т.к. позволяет получить дополнительную нефть в количестве порядка 40 тыс.т. единовременно и около 3 тыс.т. ежегодно, что делает процесс рентабельным.
Осуществить второй вариант можно одним из многочисленных процессов (например, Андриц, Альфа – Лаваль, КТЛ, ДОБЕНи.т.д.).
Выберем освоенный и хорошо зарекомендовавший себя в Самарской области процесс Андриц, который позволяет получить нефть в объеме до 92 – 95 % от потенциала такого качества, которое позволяет сбрасывать её непосредственно в товарную нефть; отделенную воду такого качества, которое позволяет сбрасывать её непосредственно в систему ППДи твёрдый сухой порошок механических примесей 4 класса опасности (практически безвредный), направляемый на захоронение.
Для утилизации промежуточных слоев выберем периодический способ их последовательной обработки в отдельном ёмкостном аппарате с подогревом паром до 60 0 сначала бензином «калоша», затем бензолом и, наконец, японским деэмульгатором R-11 из расчета 1 кг реагента на 1 т промежуточных слоев с последующим отстоем.
Такой подход позволяет получить нефть в объёме до 95 % от потенциала, направляемую небольшими порциями на повторную подготовку на УКПН; воду, направляемую небольшими порциями на повторную подготовку на УКПВ и механические примеси, направляемые на захоронение.
Тогда, сложившаяся ситуация может быть проиллюстрирована рис.2.
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 306; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!