Автоматизация нефтяных скважин и процессов переработки нефти

В основе автоматизации технологических процессов нефтегазового производства лежит отстранение персонала от прямого участия в производственном процессе. Автоматизация технологических процессов нефтегазового производства может включать комплексную АСУ ТП нефтяного месторождения или автоматизацию отдельных участков.  Объектами автоматизации могут быть: цеха добычи и перекачки нефти и газа, пункты сбора и подготовки, кустовые насосные станции, нефтегазосборные сети, нефте- и газопроводы, установки подготовки газа, установки пожаротушения, нефтебазы, насосные станции, склады ГСМ, пункты сдачи нефти, объекты транспорта нефти, объекты нефтепереработки, объекты электроснабжения. В зависимости от задач предприятия нефтегазовой отрасли используют такие системы, как: система вертикального бурения скважин; система регулирования давления; система откачки утечек нефти; система высоковольтного и низковольтного электроснабжения; система пожарной сигнализации и пожаротушения и различные вспомогательные системы.

В рамках проекта АСУ ТП нефтегазового предприятия к технологическим процессам относят: добычу нефти, подготовку и транспорт, а к процессам управления производством: учет нефти, диспетчерское управление, производственную отчетность.

Потребность компаний нефтегазового сектора в автоматизации процессов объясняется географическими масштабами деятельности, необходимостью соответствия экологическим нормам и повышенными требованиями к промышленной безопасности нефтебаз.

Кроме этого, большинство месторождений – это территории особого порядка недропользования, входящие в категорию труднодоступных и удаленных с трудноизвлекаемыми ресурсами нефти.

АСУ ТП нефтедобычи позволяет:

• Получать информацию о работе оборудования на кустовых площадках;
• Управлять оборудованием кустов скважин с автоматизированных рабочих мест;
• Отображать производственные данные в виде графиков и таблиц для анализа;
• Сохранять и передавать данные на уровень оперативного управления;
• Осуществлять дистанционное наблюдение за процессами и оборудованием;
• Выгружать отчетную документацию и передавать на верхний уровень.

Различают следующие направления, по которым проводится автоматизация технологических процессов на предприятиях нефтегазовой промышленности: автоматика бурения скважин, процесса добычи нефти и газа: переработки нефтегазового сырья; транспортировки нефти и газа к покупателю.

Комплексная АСУ ТП нефтеперерабатывающего завода включает управление технологическим процессом по нефтедобыче с автоматизированных рабочих мест, переработку сырья и управление сбытовой сетью предприятия.

В нее входят: нефтебазы, АЗС, газозаправочные комплексы, газонаполнительные компрессорные станции, офисы и магазины.

Автоматизация может применяться на кустах скважин для управления нефтяными насосами и установками, в этом случае на объекте устанавливается серия контроллеров.

За счет функциональных возможностей контроллера можно автоматизировать задачи по учету добычи углеводородов, энергоресурсов; контролировать состояние скважин, измерять значения, выполнять расчеты, отображать данные на терминальной панели, передавать информацию по радиоканалу на верхний уровень.

Преимущества АСУ ТП нефтебазы

Автоматизация нефтегазового сектора позволяет решить множество вопросов связанных с добычей и подготовкой нефти и газа, а именно: сократить простои нефтяных скважин и оборудования; свести к минимуму непрерывное присутствие обслуживающего персонала на объектах; увеличить объем добычи нефти; повысить безопасность работы и сократить число аварийных ситуаций; уменьшить потери нефти, газа и воды путем за счет точного учета и другие. Кроме этого, автоматизированная система управления технологическими процессами нефтегазового предприятия позволяет организовать производство в соответствии с требованиями технического регламента и правилами технической эксплуатации нефтебаз.

С помощью программного SCADA-решения на заводе по переработке нефти и газа возможно автоматизировать процессы обработки и хранения информации, диспетчерского управления, учета затрат и контроля состояния технологического оборудования, планирования и анализа этапов производственного процесса.

За счет автоматизации основных и вспомогательных процессов, удается сократить затраты на содержание обслуживающего персонала.

В состав SCADA-уровня системы управления включают: автоматизированные рабочие места диспетчера, оператора и рабочие места пользователей; оборудование поддержки инфраструктуры; базы данных, портал отчетности и технологической информации.

Преимущества АСУ ТП нефтебазы:

• Повышение промышленной безопасности нефтебаз, складов;
• Сокращение времени простоев оборудования и потерь нефти;
• Управление и контроль за объектами в дистанционном режиме;
• Рост уровня оперативности получения и обработки информации;
• Рациональное использование природных и материальных ресурсов;
• Минимизация выбросов паров нефтепродуктов, отходов, утечек;
• Улучшение экологической обстановки на нефтебазах, складах ГСМ.
• Увеличение производительности, рост качества нефтепродуктов.

Средствами автоматизации при кустовом обустройстве нефтяного месторождения оснащаются: добывающие скважины, блоки дозирования подачи химреагента, замерные установки, дренажные емкости.

Если вы желаете осуществлять дистанционный контроль и управление распределенными и удаленными объектами (кустами скважин), то закажите разработку системы диспетчерского контроля и управления в ООО «Олайсис».

Мы предлагаем внедрение АСУ ТП, систем учета энергоресурсов для предприятий нефтегазовой промышленности, систем телемеханики кустов скважин, нефтесборных сетей, нефте- и продуктопроводов.

Также в каталоге ООО «Олайсис» — официального поставщика средств автоматизации технологических процессов представлен широкий выбор надежного оборудования для работы в экстремальных условиях эксплуатации, серверов ввода-вывода, контроллеров, сетевого оборудования, источников бесперебойного питания и др.

Заказать автоматизацию нефтегазового предприятия

Автоматизированная система управления на предприятии нефтегазовой промышленности позволяет организовать бесперебойное производство, улучшить качество нефтепродуктов и повысить рентабельность и эффективность предприятия.

 За счет преимуществ, которые позволяет получить современная функциональная система, в нефтегазовом производстве появились определения «интеллектуальные нефтепромыслы», «умные месторождения», «интеллектуальные скважины».

АСУ ТП добычи и переработки нефти и газа включает в себя разработку комплекса программного обеспечения, необходимого для получения информации о состоянии объекта в реальном времени, анализа данных и отображения в удобном для пользователей виде.

Кроме этого, под автоматизацией технологических процессов предприятий, работающих в области добычи, транспортировки и сбыта топлива понимают внедрение автоматизированных приборов, высокопроизводительных машин и техники; применение программируемых логических контроллеров, интеллектуального полевого оборудования и промышленных сетей.

Автоматизация необходима вашему предприятию, если вы нацелены:

1. Повысить управляемость и гибкость предприятия;
2. Своевременно получать достоверную информацию;
3. Уменьшить технологические потери и затраты;
4. Укрепить ваши позиции на рынке нефтепродуктов.

На нефтегазовом производстве возможна автоматизация таких процессов, как: бурение, добыча, транспортировка, хранение продуктов и другие. В компании ООО «Олайсис» вы можете заказать создание АСУ ТП для нефтегазовой отрасли.

В зависимости от задач вашего предприятия и того эффекта, который вы нацелены получить от АСУ ТП, мы поможем выбрать наиболее эффективные и зарекомендовавшие себя  методы и средства автоматизации.

Автоматизация нефтегазового производства позволяет упростить управление процессами добычи нефти и оптимизировать работу таких промысловых объектов, как: трубопроводы, скважины, коллекторы.

Источник: https://allics.ru/articles/automation-oil-gas-production-processes/

Автоматизация процессов обезвоживания и обессоливания нефти на установках ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ

Автоматизация процессов первичной переработки нефти

В этой и следующих главах приведено описание схем автоматизации некоторых основных технологических процессов без учета систем противоаварийной защиты процессов, защиты отдельных видов оборудования и оснащения технологических процессов в соответствии с требованиями действующих технических регламентов, норм и правил. В описании приведены основные типовые контуры регулирования, которые для лицензионных процессов могут быть дополнены контурами, требуемыми Лицензиарами.

Автоматизация процессов обезвоживания и обессоливания нефти на установках ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ

Поступающая с промыслов нефть в зависимости от группы содержит хлористые соли (в количестве 100-900 мг/дм3), включая до 10 мг/дм3 хлоридов во фракции, выкипающей до 204 °С, пластовые воды (до 1 %масс.) и механические примеси (до 0,05 %масс.). Данные параметры регламентируется ГОСТ Р 51858- 2002 «Нефть. Общие технические условия».

При этом нефть и вода образуют трудноразделимые эмульсии (в основном эмульсию воды в нефти). Для дальнейшей переработки нефти требуется снизить содержание солей до 0,1 %масс. и менее, а воды — до 3…5 мг/л.

Требования к ограничению содержания солей и воды в нефти обусловлены необходимостью увеличения межремонтного пробега атмосферных и атмосферно-вакуумных установок, уменьшения коррозии оборудования и аппаратуры, а также улучшения качества котельных топлив, коксов и битумов. Кроме того, на установках переработки нефтяных фракций повышенное содержание воды и солей приводит к повышенному расходу топлива и катализаторов.

Большая часть воды в нефти находится в виде эмульсий. На поверхности капелек воды адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, водорастворимые органические кислоты и высокодисперсные частицы твердых парафинов. Для разрушения поверхностной адсорбционной пленки, а также для улучшения условий коагуляции в нефть добавляют деэмульгаторы.

Для ускорения данный процесс обычно проводят при повышенных температурах (100-120 °С). Наиболее стойкие мелкодисперсные нефтяные эмульсии разрушаются под действием электрического поля. Таким образом, процессу электрообезвоживания способствуют как деэмульгаторы, так и повышенная температура.

Для снижения испарения нефти процесс электрообессоливания проводят при повышенном давлении.

На практике зачастую применяют двухступенчатые схемы электро-обессоливания с использованием переменного электрического тока с напряжением 22-44 кВ. При этом на I ступени в электродегидраторах удаляется 75-80 %масс. воды и 95-98 %масс. солей, а на II ступени удаляется 60-65 %масс. оставшейся эмульсионной воды и 89-93 %масс. оставшихся солей.

Процесс обессоливания нефти связан с промывкой ее свежей водой, при этом для снижения расхода воды в качестве свежей воды используют обратную (рециркуляционную) воду, конденсат, очищенную воду технологических процессов и дренажную воду.

Процессы обезвоживания нефти осуществляются в электродегидраторах I и II ступеней. Для разрушения эмульсии (деэмульгации) в сырую нефть вводят деэмульгатор (20…

25 г/т), а для снижения кислотности воды до значений, близких к нейтральным, после теплообменников вводят щелочь.

Схема автоматизации вухступенчатой установки ЭЛОУ, выполненная в стандарте ISA 55.1-84 (92), приведена на рис. 8.2. В некоторых контурах в схемах автоматизации технологических процессов (см. последующие главы) обозначения преобразователей опущены.

Автоматизация процесса обезвоживания и обессоливания нефти на установках ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ, а также автоматизация других технологических процессов, описываемых в данном пособии, предполагает определение показателей эффективности процесса (ПЭ), цели и критериев управления процессом (ЦУ и КУ соответственно). Ограничения переменных состояния (температуры, давления, уровня и т. п.) обусловлены требованиями пожаровзрывобезопасности процессов, а также требованиями к показателям качества целевого продукта. К ограничениям относят также содержание примесей в сырье и целевом продукте.

Под эффективностью технологического процесса понимают технологическую и экономическую эффективность. Технологическая эффективность подразумевает зависимость между затраченными ресурсами и полученной продукцией и оценивается критериями min затрат на единицу продукции и max полученной продукции при минимуме затраченных ресурсов на ее производство.

Экономическая эффективность процесса означает стоимостную зависимость между расходами на производство и доходами от реализации продукции. Критерием экономической эффективности является получение максимальной (max) прибыли на единицу затрат на производство. Интегральным критерием экономической эффективности может служить себестоимость продукции, учитывающая затраты на единицу продукции.

Для большинства процессов показатель эффективности может быть представлен как состав целевого продукта (например, дистиллята или кубового остатка при ректификации) или содержание выходного компонента (например, выход ацетилена в процессе пиролиза или концентрация извлекаемого компонента в процессе абсорбции), полученные при минимизации затрат на единицу продукции.

Целью управления процессом при этом является поддержание заданного состава или выходного компонента на определенном значении — например, поддержание заданного состава целевого продукта в процессе ректификации или поддержание выхода ацетилена на заданном значении в процессе пиролиза.

К технологическим критериям управления (КУ) относят min CKO (среднеквадратичного отклонения) или дисперсии регулируемых параметров, максимум быстродействия переходных процессов и т. д.

Экономические критерии оптимизации предполагают min себестоимости, min приведенных затрат на единицу продукции, min содержания примесей, max прибыли от реализации продукции и т. п.

Основными технологическими параметрами, подлежащими контролю, регулированию и оптимизации, являются температура, давление, расход промывной воды и ее распределение между различным числом ступеней электрообессоливания, расход деэмульгатора, уровень воды и другие параметры.

Сырая нефть смешивается с циркулирующим солевым раствором и свежей водой и с добавлением деэмульгатора подается насосом Н-1 двумя параллельными потоками через систему теплообменников Т-1 + Т-6, в которых нагревается до температуры 100…

120 °С за счет тепла нефтепродуктов блока АТ. Далее сырая нефть поступает к инжекторному смесителю, где смешивается с раствором щелочи и солевым раствором со II ступени обессоливания.

Далее смесь подается в коллектор нижней части горизонтальных электродегидраторов I ступени ЭД-1-нЭД-З, работающих параллельно.

Количество электродегидраторов определяется общим солесодержанием перерабатываемой нефти, производительностью установки и выбранным типоразмером электродегидраторов.

Распределение на два потока обеспечивается двумя контурами регулирования расхода с коррекцией по уровню в отбензинивающей колонне К-1 (контуры 4 и 5) блока АТ. Осуществляется также контроль температуры нефти после теплообменников на входе и выходе из электродегидраторов ЭД-1-ЭД-3 (контуры 6 и 7).

Для нагрева сырой нефти в теплообменниках Т- 1…Т-4 используется циркуляционное орошение (ЦО) от блока АТ, которое через теплообменники возвращается в колонну АТ. Регулирование температуры на выходе из теплообменников осуществляется изменением расхода клапанами на линиях байпаса (контуры 8 и 9).

Частично обессоленная и обезвоженная нефть из электродегидраторов I ступени поступает в общий коллектор и затем в электродегидраторы II ступени ЭД-4-ЭД-6, работающие параллельно.

Для подавления хлористоводородной коррозии в коллекторы перед электродегидраторами ЭД-1…ЭД-3 и ЭД-4…ЭД-6 подается 1ч-2%-ный раствор щелочи. Расход раствора щелочи, подаваемой на входы электродегидраторов, стабилизируется (контуры 10 и 11).

На прием насосов подачи нефти Н-1 и в смесительные клапаны перед электродегидраторами ЭД-4-ЭД-6 подается свежая вода, расход которой стабилизируется (контуры 12 и 13).

Нефть в электродегидраторы поступает снизу через маточники, создающие равномерный поток нефти снизу вверх в электрическом поле переменного тока и высокого напряжения по всему сечению аппарата. Обезвоженная и обессоленная нефть выводится из электродегидраторов ЭД-4…ЭД-6 и направляется в блок АТ.

Солевой раствор с низа электродегидраторов автоматически сбрасывается: из ЭД-1-ЭД-3 — в емкость-отстойник Е-1, а из ЭД-4-ЭД-6 — в емкость-отстойник Е-2. Уровень раздела фаз в электродегидраторах ЭД-1-ЭД-3 и ЭД-4-ЭД-6 поддерживается изменением расхода выводимого из электродегидраторов солевого раствора (контуры 14 и 15).

Уровень в емкости Е-1 поддерживается изменением расхода солевого раствора, поступающего на очистные сооружения (контур 16). Часть солевого раствора из емкости-отстойника Е-1 возвращается в сырую нефть.

Расход солевого раствора поддерживается постоянным (контур 17). Расход солевого раствора, выводимого из отстойника Е-1 в очистные сооружения, контролируется (контур 24).

Температура солевого раствора на выходе из холодильника Хв-1 регулируется изменением частоты вращения электродвигателя вентиляторов воздушных холодильников с помощью преобразователя частоты (контур 18).

Солевой раствор из емкости-отстойника Е-2 насосами Н-2 подается на промывку нефти на входе в каждый электродегидратор I и II ступени.

Расход солевого раствора, подаваемого в каждый электродегидратор, стабилизируется (контуры 19 и 20). Вместе с солевым раствором в емкости-отстойники может частично увлекаться эмульсия нефти.

По мере накопления отстоявшаяся нефть выводится из емкостей-отстойников через холодильник Х-1 на прием сырьевых насосов Н-1.

В последнее время при строительстве новых и реконструкции действующих производств находят применение и инновационные технологии, позволяющие обрабатывать большие объемы сырья в аппаратах с высокой удельной производительностью и совмещать две ступени обессоливания в одном аппарате. Такая технология разработана компанией Natco Group (США) и называется технологией EDD®(«Технология двойной полярности»®).

• Термин «Двойная полярность»® относится к эксклюзивной электростатической системе, разработанной компанией Natco Group, которая вместо традиционной электрической системы с использованием переменного тока использует для более эффективного извлечения воды как поле переменного, так и поле постоянного тока.
• Применение электродинамических обессоливателей EDD® позволяет довести удельную производительность электродегидраторов до 3 м3/ч на 1 м-электродегидратора и добиваться требуемого качества обессоленной нефти (не более 2 мг солей/л в одном аппарате).
• Совмещение двух ступеней электрообессоливания в одном аппарате позволяет также исключить из схемы насосы рециркуляции промывной воды.

Источник: https://poisk-ru.ru/s8739t2.html

Автоматизация процесса добычи и первичной подготовки нефти

После вскрытия бурением скважин нефтеносных горизонтов и их обустройства оборудованием, необходимым для добычи нефти, начинается сам процесс добычи этой нефти.

Добыча нефти может осуществляться тремя способами: фонтанным, насосным и газлифтным.

Независимо от способа добычи на устье скважины всегда устанавливают запорную аппаратуру и средства контроля давления как в рабочей колонне, так  и в выкидной линии, а при необходимости и в затрубном пространстве.

Однако  при любом способе добычи нефти оборудование, установленное в скважине, должно работать в автоматическом режиме  без постоянного присутствия оперативного персонала.

Фонтанный способ добычи нефти применяется на начальной стадии разработки месторождения, когда уровень пластового давления достаточен для свободного выноса нефтегазовой смеси на устье скважины.

При автоматизации этого способа добычи нефти кроме датчиков давления, установленных в рабочей колонне и  на выкидной линии, предусматривается установка отсекателя, автоматически перекрывающего выкидной трубопровод при возникновении в нем давления выше установленного значения или в случае его порыва.

Насосный  способ добычи нефти применяется тогда, когда пластовое давление снижается до уровня, недостаточного для свободного выноса нефти по рабочей колонне на устье скважины.  В этом случае для откачки нефти  применяют электропогружные и штанговые насосы.

При электропогружном способе добычи нефти насос со специальным электродвигателем, расположенный в скважине на уровне нефтеносного пласта, выносит нефть на устье скважины за счет создаваемого им дополнительного подпорного давления.

При выносе нефти на устье скважины дополнительное подпорное давление в рабочей колонне может создаваться штанговым насосом поршневого типа, возвратно-поступательное движение поршня которого осуществляется через систему штанг с помощью специальной установки (станка-качалки), установленной на  дневной поверхности.  При насосном способе добычи нефти устье скважины оборудуется так же, как и при фонтанном способе добычи.

При газлифтном способе добычи нефти дополнительное давление на жидкую фракцию нефтяного пласта может создаваться  попутным газом или воздухом, нагнетаемым под определенным давлением в затрубное пространство скважины. За счет этого  давления нефть достигает устья скважины.

Добыча и первичная подготовка нефти производится по следующей технологии (рис. 82).

Нефтяные скважины с различными способами добычи (1 − газлифтным, 2 − насосным, 3 − фонтанным) подсоединены к общему коллектору 4, из которого одна из скважин подключается к измерительному сепаратору (ИС).

После замера дебита в конкретной скважине нефть снова возвращается в общий коллектор. Для повышения эффективности последующего процесса первичной подготовки нефти ее нагревают (особенно в зимний период) в печи 5, а затем направляют в сепараторы 7 и 8.

В концевом сепараторе происходит дальнейшее  отделение попутного газа в газовую линию.

После этого технологического процесса жидкая фракция направляется в установку  предварительного сброса воды 11, там происходит ее разделение на воду и нефть с частичным  выделением остатков газовой фракции. Из этой установки вода направляется в  установку  очистки  воды 18, а нефтяная фракция

в установке 12 подвергается дальнейшему обезвоживанию и обессоливанию за счет обработки химическими реагентами.

   Эта установка  связана с газовой линией, куда поступает  отделившийся газ, а также имеет связь с линией отвода воды, которая направляется на очистку в установку 18.

  По нефтяной линии эта установка связана с установкой 13, где происходит  извлечение легких углеводородных фракций, препятствующих нормальной транспортировке товарной нефти по трубопроводам.

Учет количества и качественного состава товарной нефти происходит в установке 14. При соответствии качества товарной нефти установленным требованиям она направляется по трубопроводу  на нефтеперерабатывающий завод.

      Рис. 82.Технология добычи и первичной подготовки нефти

Газовая линия этого технологического цикла связана с компрессорными станциями 15и 16, одна из которых (16)  через распределительный пункт 6 нагнетает газ в скважины 1 с газлифтным способом добычи. Другая компрессорная станция  по трубопроводу 17 транспортирует газ на газоперерабатывающую установку.

Линия сброса воды после очистки на установке 18 направляет воду в водосборники (отстойники) 19 и 20, откуда кустовая насосная станция 21 закачивает ее в нагнетательные скважины 22, расположенные на периферии нефтеносного пласта.

Источник: http://www.oilngases.ru/geologiya/avtomatizaciya-processa-dobichi-i-pervichnoie-podgotovki-nefti.html

Технологический процесс добычи нефти и

⇐ ПредыдущаяСтр 16 из 18Следующая ⇒

Нефтяного газа

Технологическая схема (один из возможных вариантов) добычи, сбора и подготовки продукции добывающих скважин на промыслах приведена на рис.8.3.

Добываемая из скважин 1 нефть (нефть с водой) должна быть измере­на, то есть должны быть определены дебиты скважин по нефти и по жидкости. Необходимо также измерять газовый фактор скважин — количество по­путного газа, добываемого из скважины с 1т или с 1м3 нефти.

Измерения производятся с помощью АГЗУ в автоматизированном режиме. На АГЗУ (2) в тот или иной период времени на замере находится одна скважина, если на выкидных линиях каждой скважины не установлен свой расходомер. Другие скважины в это время работают в рабочую линию без измерения продукции.

Отделяемый газ по газо­проводу направляется на газокомпрессорную станцию (5), которая нагнетает газ в магистральный газопровод (MГ).

Рис. 8.3. Технологическая схема добычи нефти и нефтяного газа.

1 — добывающие скважины; 2 — автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ); 3 — сепарационная установка (1-ая ступень); 4 — дожимная насосная станция (ДНС); 5 — газокомпрессорная станция (ГКС); 6 — промысловый сборный пункт (ПСП), сепарационная установка (2-ая ступень); 7 — установка предварительного сброса воды (УПСВ); 8 — установка промысловой подготовки нефти (УППН); 9 — товарный парк (ТП); 10 — установка подготовки сточной воды (УВП); 11 — блочная кустовая насосная станция (БКНС); 12 — водораспределительный пункт (ВРП); 13 — нагнетательные скважины; 14 -источник пресной воды; 15 — водозабор с водоочистными сооружениями и насосной стан­цией.

I — продукция скважин; II — попутный газ; III — отделяемая сточная вода; IV — товарная нефть; V- пресная вода.

Из сепараторов 1-ой ступени нефть (нефть с водой) с помощью дожимной насосной станции (4) подается по нефтесборному коллектору на промы­словый сборный пункт (6), где в сепараторах второй ступени снова отделяет­ся от нефти попутный газ.

При высокой обводненности нефти она поступает на установку предварительного сброса воды (7), затем на установку промы­словой подготовки нефти (8), где путем деэмульсации (разделения водонефтяной эмульсии на нефть и воду) происходит обезвоживание и обессоливание нефти, а при необходимости и ее стабилизация (отделение легкоиспаряющихся легких фракций нефти). Нефть с УППН поступает в резервуары товарного парка (9), затем — в магистральный нефтепровод (МН).

Отделяемая от нефти на УПСВ и УППН сточная вода очищается от мехпримесей и захваченной ею нефти на установке водоподготовки (10) и направляется на блочную кустовую насосную станцию (11). С помощью БКНС вода поступает по напорным водоводам на водораспределительные пункты (12) и нагнетательные скважины (13).

• Если сточной воды недостаточно для поддержания пластового давле­ния в продуктивном пласте, из источника (14) после подготовки (очистки) в сис­тему поддержания пластового давления подается пресная вода.
• Специальная промысловая подготовка попутного нефтяного газа осуществляется в случаях, когда газ имеет высокое содержание водяных паров (производится осушка газа), сероводорода или углекислого газа (очистка газа от Н2S и СО2).
• Требования к нефти как товарной продукции

Добываемая из скважины нефть, как правило, имеет в своем со­ставе пластовую воду (в свободном или эмульгированном состоя­нии), содержащую различные минеральные соли — хлористый натрий NaCl, хлористый кальций СаС12, хлористый магний MgCl2 и т. д. и зачастую механические примеси. В состав нефтей входят также различные газы органического (метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8, бутан С4Н10) и неорганического (сероводород H2S, углекислый газ СО2 и гелий Не) происхождения.

Содержание в нефти воды и водных растворов минеральных солей приводит к увеличению расходов на ее транспорт, кроме того, вызывает образование стойких нефтяных эмульсий и создает затруднения при переработке нефти на НПЗ вследствие усилен­ного развития коррозии оборудования. Вот почему нефти, добы­ваемые из скважин вместе с пластовой, водой, подвергают обез­воживанию и обессоливанию непосредственно на месторожде­ниях и на УППН.

На товарную нефть, сдаваемую промыслами, утвержден ГОСТ 9965—76, согласно которому регламентируются следующие показатели примесей в нефти: по содержанию серы, плотности нефти, по степени подготовки нефти на промысле, величины которых приведены в нижеследующих таблицах (8.1; 8.2; 8.3).

Таблица 8.1

Массовая доля серы

Класс нефти	Наименование нефти	Массовая доля серы, %
Малосернистая Сернистая Высокосернистая Особо высокосернистая	3,51

Таблица 8.2

Плотность нефти

№	Наименование параметра	Нормы для типов нефти (экспортный вариант)
Плотность (кг/м3), при t=20 С	895,1
Выход фракции (%) не менее

Источник: https://lektsia.com/4xa809.html

ПОИСК

    Механизация и автоматизация добычи нефти относятся исключительно к советскому периоду развития нефтяной промышленности. В дореволюционной России уровень механизации нефтяной промышленности был крайне низким, если можно вообще считать механизацией применение несложных механизмов.

В то время добыча нефти осуществлялась в основном открытым фонтанированием скважин и тартанием желонкой с паровым приводом. [c.54]     При этом положительное влияние оказывает автоматизация добычи нефти и газа и механизация ремонтных работ. [c.

56]

    МЕХАНИЗАЦИЯ И АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ [c.54]

    Внедрение механизации, автоматизации, а также интенсификация разработки нефтяных месторождений повысят добычу нефти на одного рабочего с 2387 т в 1965 г. до 3284 т в 1970 г., или на 37%. [c.70]

    Производственная структура нефтегазодобывающего предприятия (объединения) определяется особенностями производственного процесса добычи нефти и газа.

Она зависит от масштаба производства, степени его специализации и кооперирования, уровня механизации и автоматизации производственных процессов. В связи с этим отсутствует единая для всех нефтяных районов страны структура нефтегазодобывающего предприятия.

Несмотря на это, можно определить его типовую производственную структуру в виде структуры производственного нефтедобывающего объединения (схема 1). [c.24]

    Увеличение в 1965 году добычи нефти до 230—240 миллионов тонн, добычи и производства газа до 150 миллиардов кубометров возможно только при непрерывном повышении технического уровня производства на основе комплексной механизации и автоматизации, внедрения новейшего высокопроизводительного оборудования и передовой технологии, замены и модернизации устаревшего оборудования. [c.2]

    Предусмотренное планом развития народного хозяйства СССР на 1959—1965 гг. увеличение добычи нефти в 1965 г.

    Развитие производительных сил в нашей стране сопровождается непрерывным ростом потребления нефти и нефтепродуктов во многих отраслях народного хозяйства.

Поэтому намечено повышение темпов развития нефтедобывающей промышленности в районах Западной Сибири, в Казахской ССР и на севере европейской части страны, ускоренный ввод в промышленную разработку новых нефтяных месторождений.

Несомненно, это потребует увеличения мощности установок по добыче и подготовке нефти, сооружения мощных магистральных нефте- и газопроводов, технического перевооружения отрасли, комплексной механизации и автоматизации производственных процессов. [c.3]

    Небольшой срок слултемпы роста механизации и автоматизации бурения, добычи и переработки нефти и газа, сдерживает повышение производительности труда и снижение себестоимости. [c.3]

    Общие положения. Регулированием частоты вращения называется ее принудительное изменение в зависимости от требований производственного процесса. В условиях автоматизации и механизации процессов бурения, добычи и транспорта нефти и газа необходимо обеспечить регулирование частоты вращения многих механизмов в заданных пределах.

В настоящее время доказано, что регулирование частоты вращения способствует увеличению производительности труда, улучшению качества продукции и экономии электроэнергии. В качестве примера механизмов, для которых требуется регулировать частоту вращения, можно привести буровые насосы, станки-качалки, центробежные нагнетатели. [c.

156]

    Себестоимость добычи, удельные капиталовложения и расчетные затраты на добычу различных видов топлива приведены в табл. 7. Увеличение добычи условного топлива на одного работника топливной промышленности иллюстрирует табл. 8.

С увеличением доли нефти и газа в топливном балансе с 20 до 65%, увеличением доли угля, добываемого открытым способом, с 4 до 31% и развитием механизации и автоматизации в топливной промышленности, добыча условного топлива на одного работника возросла более чем в 3,5 раза. [c.11]

Проекты обустройства промыслов и строительства магистральных трубопроводов включают новейшие инженерные решения по комплексной автоматизации и механизации основных этапов нефтегазодобычи. Проектирование и обустройство нефтяных месторождений ведется, как правило, по единой технологической герметизированной схеме сбора и подготовки нефти, газа н сточных вод.

Такая схема предусматривает необходимые мероприятия по резкому сокращению потерь нефти и газа, что способствует предотвращению загрязнения окружающей среды. Проводится в жизнь система мероприятий по максимальному использованию попутного нефтяного газа. В ряде месторождений сбор и использование его составляют более 95% (по Башнефть , Татнефть и др.).

Подготовка сточных вод к закачке в нефтяные пласты осуществляется по закрытой или полузакрытой системе с использованием металлических отстойников. Во многих нефтегазодобывающих регионах добыча нефти и газа производится с поддержанием пластового давления путем закачки воды. Для этого расходуются большие объемы пресных вод.

В этой связи возникает необходимость принятия комплекса мер по рациональному использованию и экономии пресной воды.

Решение этой проблемы на практике осуществляется в основном двумя путями путем полного использования высокоминерализованных пластовых вод и сточных вод нефтепромыслов для поддержания пластового давления и путем замены пресной воды сточными водами других промышленных предприятий или производств.

В этом отношении значительные успехи достигнуты в производственных объединениях Башнефть и Татнефть . Нефтяниками Башкирии на большинстве НГДУ достигнуто практически полное возвращение в пласт высокоминерализованных вод с целью поддержания пластового давления. Удельный вес пх от общего объе.ма закачки превышает 75 9о, что означает экономию более 150 млн . м пресных вод ежегодно. В производственном объединении Татнефть использование сточных вод для заводнения нефтяных пластов составило более [c.129]

    Основные технологич. процессы Н. п. — бурение скважин, добыча и переработка нефти и газа в значительной мере механизированы и частично автоматизированы ручной труд в них используется преимущественно для управления машинами, механизмами и установками.

Повышение степени механизации и автоматизации в добыче нефти осуществляется путем внедрения методов дистанционного контроля за работой скважин. К 1962 на дистанционное управление и контроль переведено св. 20% скважин. Механизируются работы по ремонту скважин.

Полная автоматизация работ осуществлена на водозаборных сооружениях и на многих кустовых водонасосных станциях систем законтурного заводнения. Осуществляется строительство первых опытных промыслов с комплексной механизацией как основных, так и вспомогательных процессов.

Более 50% всех буровых установок сооружается из отдельных заранее смонтированных блоков, затраты времени на их строительство сократились в несколько раз. Почти полностью механизированы тамнонажные работы за счет применения цоментосмесительных машин и цементировочных агрегатов.

Расширяется объем применения механизмов для облегчения и ускорения спуско-подъемных операций. Началось внедрение полностью автоматизированных установок для спуско-подъемных операций типа АСП-1П. Применение глинопорошков для приготовления глинистого раствора в сочетании с использованием [c.45]

Смотреть страницы где упоминается термин Механизация и автоматизация при добыче нефти: [c.217]    [c.168]    Смотреть главы в:

Минеральное топливо -> Механизация и автоматизация при добыче нефти

© 2019 chem21.info Реклама на сайте

Источник: https://www.chem21.info/info/1468462/