Меню Рубрики

Установка подготовки нефти и сброса воды

Установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ), Дожимная насосная станция (ДНС)

Установки предварительного сброса пластовой воды, технологическая схема. Дожимные насосные станции. Состав дожимных насосных станций.

Установка предварительного сброса воды УПСВ (рис.1) предназначена для отделения от нефти воды и попутного газа. УПСВ состоит из следующих комплексов оборудования:

  • Узел сепарации;
  • Резервуарный парк;
  • Насосный блок (УПСВ может быть оборудовано несколькими насосными блоками).

Узел сепарации может иметь несколько ступеней сепарации с применением различного типа оборудования (НГС, ГС, УБС, ОГ, РК, УСТН).

Резервуарный парк состоит из одного или нескольких резервуаров, вместимостью от нескольких сотен до десятков тысяч м3 жидкости. В основном употребляются вертикальные стальные резервуары РВС. Для предотвращения разлива жидкости из РВС они должны быть обвалованы.

Насосный блок может содержать как нефтяные, так и водяные насосы разных типов (плунжерные, центробежные, шестеренчатые и т.д.). Наибольшее распространение получили центробежные насосы типа ЦНС. При сравнительно небольших габаритах они обеспечивают высокую производительность и напор жидкости, а при необходимости параметры работы регулируются за счет уменьшения или увеличения рабочих колес.

Рассмотрим принцип работы УПСВ на стандартной схеме.

Продукция скважин нефть, газ и вода с кустовых замерных установок АГЗУ типа «Спутник» поступает на узел сепарации газа в нефтегазовый сепаратор НГС. На вход НГС подается демульгатор посредством дозировочного насоса, расположенного в блоке реагентного хозяйства БРХ. Расход химреагента производится согласно утвержденным нормам.

В НГС осуществляется сепарация нефти от газа. Затем отсепарированный газ с НГС поступает в газосепаратор ГС, а жидкость, через расширительную камеру РК поступает в УСТН для окончательного отделения от газа.

Уровень в НГС контролируется прибором РУПШ и регулируется с помощью регулировочного клапана УЭРВ, установленного на выходе с НГС. Управление УЭРВ осуществляется в ручном или автоматическом режиме с помощью блока управления, выведенного на щит КИПиА в операторной УПСВ.

Для предотвращения превышения давления в НГС, ГС, УСТН свыше допустимого они оборудованы предохранительными клапанами СППК.

В ГС происходит первичная осушка газа, после чего он проходит через установки окончательной осушки ГСВ и поступает потребителю или на ГКС. Для предотвращения замерзания газопроводов на выход из ГС дозировочным насосом подается метанол. Расход метанола производится согласно утвержденным нормам.

После УСТН отделенная от газа жидкость поступает в резервуар РВС, где происходит отделение нефти от подтоварной воды. Подтоварная вода под давлением столба жидкости с РВС поступает через узел учета воды в водонасосную или на БКНС. Уровень жидкости в РВС контролируется прибором ВК-1200 и регулируется УЭРВ. Блоки управления, световой и звуковой сигнализации УЭРВ и ВК-1200 выведены на щит КИПиА.

Нефть с РВС под давлением столба жидкости поступает на прием нефтяных насосов ЦНС. На приеме ЦНС установлены сетчатые фильтры, предотвращающие попадание в насосы различных мех. примесей.

Для контроля за работой насосов ЦНС они оборудуются следующими приборами:

  • датчиками температуры подшипников;
  • электроконтактными манометрами ЭКМ для контроля за давлением на приеме и выкиде насосов;
  • приборами контроля за состоянием газо-воздушной смеси в помещении с включением принудительной вентиляции, звуковой и световой сигнализации на щите КИПиА в операторной УПСВ при превышении ПДК.

Показания всех приборов выводятся на щит КИПиА. Для удобства обслуживания УПСВ контроль за работой насосов можно осуществлять как в помещении нефтенасосной, так и в операторной УПСВ. Параметры работы насосов могут регулироваться как в ручном, так и в автоматическом режиме.

Для предотвращения движения жидкости через насосы в обратную сторону на выкиде насосов установлены обратные клапана КОП и задвижки с электроприводом. В случае отклонения параметров работы насосов от режимных происходит автоматическое отключение насосов, срабатывает звуковая и световая сигнализация, и электроприводные задвижки на выкиде закрываются.

Электродвигатели насосов также снабжены датчиками температуры подшипников.

НГС Нефтегазосепаратор

ГС Газовый сепаратор

ГСВ Газовый сепаратор вертикального типа

РВС Резервуар вертикальный стальной

УСТН Установка сепарационная трубная наклонная

РК Расширительная камера

С выкидной линии насосов нефть через фильтры поступает на узел учета нефти. Для учета откачиваемой жидкости узел учета нефти оборудуется счетчиками » Норд «. Датчики показаний “Норд” выведены на щит КИПиА. После узла учета нефть по напорному нефтепроводу поступает на ЦППН.

Характеристика реагентов

На УПСВ применяются следующие реагенты: ингибиторы коррозии, реагенты-деэмульгаторы. Для предотвращения образования гидратных пробок в сборный газопровод подается метанол. Ингибиторы коррозии, подаваемые в систему сбора нефти для защиты трубопроводов от коррозии, не должны ухудшать реологических свойств, как исходных эмульсий, так и эмульсий, обработанных деэмульгаторами, а также не должны отрицательно влиять на процесс подготовки нефти. То есть ингибиторы должны быть совместимы с применяемыми деэмульгаторами. На установке применяются ингибиторы коррозии типа “Коррексит” 1106А и 6350, “Сипакор”. Для улучшения процесса предварительного обезвоживания нефти применяются деэмульгаторы “Сепарол”WF — 41, “Сепарол” ES–3344, “Диссолван” 2830, 3408 и другие, аналогичные по характеристикам.

Дожимная насосная станция

Дожимные насосные станции (ДНС) Рис.1. применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.

Читайте также:  Установка alpine kit bmw f10

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

  • буферной емкости;
  • сбора и откачки утечек нефти;
  • насосного блока;
  • свечи аварийного сброса газа.

Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м 3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:

  • приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;
  • сепарации нефти от газа;
  • поддержания постоянного подпора порядка 0,3 — 0,6 МПа на приеме насосов.

Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных:

  1. Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.
  2. Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.
  3. Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.
  4. Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.

Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м 3 , оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.

Принцип работы ДНС

Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.

На каждой ДНС должны находиться технологическая схема и регламент работы, утвержденные техническим руководителем предприятия. Согласно этим нормативным документам производится контроль над режимом работы ДНС.

источник

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Установка предварительного сброса воды

Установка предварительного сброса воды № 3 (УПСВ) ЦДНГ-9 НГДУ «Мамонтовнефть» ОАО Юганскнефтегаз НК «ЮКОС» расположена в Нефтеюганском районе, Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В 15 км к востоку от площадки УПСВ проходит магистральная автодорога Тюмень-Сургут.

УПСВ-3 ЦДНГ-9 НГДУ «Мамонтовнефть» проектной мощностью по сырью 30 000 м3/ сутки предназначена для:

— сбора водогазонефтяной эмульсии, поступающей с кустовых площадок и разведочных
скважин;
— сепарации нефти;
— обезвоживания нефти;
— подготовки пластовых и других промысловых очистных сточных вод с последующей
закачкой в пласт;
— внешнего транспорта нефти с месторождения на ЦПС.
— внешнего транспорта газа с месторождения на ГПЗ.

Продуктом УПСВ является обезвоженная нефть, которая поступает на ЦПС, где происходит подготовка нефти до товарных кондиций (обезвоживание, обессоливание и т.д.) и перекачка ее по системе внешнего транспорта.
На УПСВ происходит сепарация газа, часть которого поступает на компрессорную станцию ГКС и сдается на ГПЗ. Остаточный газ поступает на факел низкого давления, где происходит его сжигание.
Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает по системе водоводов на КНС и закачивается в пласты с целью поддерживания пластового давления.

Технологический режим и технологическая схема установки дает возможность, используя только химический метод с использованием деэмульгатора, отделять нефть с содержанием воды до 1%.

В связи с уменьшением объема добычи нефти на Мамонтовском и Ефремовском месторождении и возникшими трудностями с подготовкой нефти в НГДУ «Майскнефть» рекомендуется подготовка части нефти Угутско – Киняминской группы месторождений силами УПСВ-3 НГДУ «Мамонтовнефть» (объем подготавливаемой нефти на УПСВ регламентируется общим объемом нефти, подготавливаемой на ЦППН НГДУ «МН»). Часть нефти с месторождения Угутско – Киняминской группы поступает на УПСВ-3, где происходит предварительный сброс воды (до остаточного содержания воды в нефти порядка 1-10 %). После УПСВ нефть откачивается на ЦППН НГДУ «Мамонтовнефть», где происходит окончательная подготовка нефти.

Литературный обзор

На каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью извлекается пластовая вода. По мере эксплуатации месторождения содержание воды в нефти постепенно возрастает.
Извлеченная вместе с нефтью на поверхность пластовая вода является вредной примесью, которую необходимо удалять из нефти. Пластовая вода образует с нефтью эмульсии различной степени стойкости, и со временем стойкость эмульсии повышается. Это является одной из причин того, что необходимо обезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения. Наиболее целесообразно проводить обезвоживание нефти на месторождениях.
Второй наиболее важной причиной обезвоживания нефти в районах его добычи является высокая стоимость транспорта балласта-пластовой воды. Транспорт обводненной нефти удорожается не только в результате перекачки дополнительных объемов содержащейся в нефти пластовой воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа вода в нефти выше, чем чистой нефти. При увеличении содержания воды в нефти на 15 транспортные расходы возрастают в среднем на 3-5% при каждой перекачке. /1/
Добывающая из скважин нефть, как правило, имеет в своем составе пластовую воду (В
свободном или эмульгированном состоянии), содержащую различные минеральные соли —
хлористый натрий NaCl, хлористый кальций СаСl2, хлористый магний MgCl2, причем часто в больших количествах (200 тыс. мг/л воды и более), механические примеси. Эти соли придают водонефтяной смеси довольно высокую коррозионную активность и затрудняют таким образом ее транспортирование и последующую переработку. Механические примеси и соли легко отлагаются с суженных местах, местах поворотов, изгибов, сужая живое сечение трубок и ухудшая процесс теплопередачи в теплообменном оборудовании. Примеси и соли тяжёлых нефтей концентрируются в тяжёлом остатке переработки нефти, ухудшая их качество. 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.
В связи с изложенным, возникает необходимость отделения от нефти пластовой воды и солей в промысловых условиях. Вместе с водой при обезвоживании из нефти удаляются соли, растворенные в воде, и механические примеси, которые являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов и аппаратов. При обезвоживании нефти на месторождениях из нее удаляется основная масса воды, солей и механических примесей, и нефтепроводным управлениям нефть сдается с содержанием воды, как правило, не выше 1-2 %. Но эта норма не остается неизменной и имеется тенденция к ее снижению до 0,5 % , что экономически и технологически более целесообразно.
При обезвоживании нефти на месторождениях – лишь первый этап ее подготовки к переработке. Более глубокая очистка нефти от пластовой воды, солей и механических примесей осуществляется в процессе обессоливания. С этой целью обезвоженную нефть интенсивно перемешивают с пресной водой, а образовавшуюся эмульсию разрушают.
При извлечении нефти и пластовой воды на поверхность они неизбежно перемешиваются, образуя при этом эмульсию. Свойства нефтяных эмульсий, их стойкость в значительной мере зависят от способа добычи нефти и условий эксплуатации нефтяного месторождения.
Содержание воды, солей и механических примесей в нефти важно знать также для
определения количества чистой нефти при передачи ее товаротранспортным организациям. /2/
Нормами подготовки нефти на промыслах, поступающей в магистральный
трубопровод, установлен по ГОСТу Р 51858-2002.

Читайте также:  Установка защиты бампера на ларгус кросс

На установках подготовки нефти обеспечивается предварительное обезвоживание нефти, сепарация газа от жидкости и получение дренажной воды высокого качества. При выборе схемы и условий обезвоживания необходимо учитывать обводнённость и стабильность эмульсионной нефти, степень и способ её подогрева, место подачи деэмульгатора, интенсивность перемешивания и др. Основной задачей является наиболее быстрое и полное удаление воды и механических примесей из нефти при минимальном расходе тепла и реагентов. Для всех современных схем обезвоживания обязательна полная герметизация, обеспечивающая максимальное снижение потерь легких фракций при подготовке нефти. В некоторых случаях для деэмульгирования высокообводнённых нефтей выгодно применять ступенчатую схему. На многих промыслах нефть предварительно обезвоживают, подавая деэмульгатор в сборный коллектор и направляют на установку термохимического обезвоживания. Технология предварительного обезвоживания нефти в процессе сепарации газа: жидкость поступает из ступени сепарации, оборудованные трехфазными сепараторами С-1/2, из которых газ направляется потребителю. Частично обезвоженная нефть из сепаратора С-2 откачивается насосом Н-1 на ЦПС для подготовки, а дренажная вода из ёмкости Е, в зависимости от ее качества, направляется насосом Н-2 на отчистку или после отделения свободного газа используется в заводнении. Деэмульгатор подается перед ступенью сепарации из БДР. Эффективность обезвоживания определяется временем пребывания в сепараторе и интенсивностью газовыделения. При умеренном перемешивании эмульсии выделяющимся свободным газом интенсифицируется частичное обезвоживание нефти. Наличие свободного газа способствует разрушению эмульсии.

Эта технология предварительного обезвоживания нефти получит развитие для безреагентного сброса свободной воды в связи с ростом обводненности добываемых нефтей.Термохимическое обезвоживание нефти при атмосферном давлении. Эмульсионная нефть из резервуара Р-1, с 10-20%воды вместе с деэмульгатором, подаваемым на приём сырьевого насоса Н-1, прокачивается через теплообменник Т, где нагревается до 40-60°С, и направляется в резервуар Р-2, в котором после соответствующего отстоя происходит расслаивание эмульсии на нефть и воду. Отстой нагретой эмульсии в резервуаре в зависимости от ее характера и стабильности длится от нескольких часов до суток и более. Отстоявшуюся воду спускают — из резервуара во время поступления в него горячей нефти, либо после некоторого отстоя. Деэмульгатор на прием сырьевого насоса Н-2 подают для обеспечения необходимого смешения его с нефтью и увеличения времени контактирования. В отдельных случаях для более вязких нефтей лучшие результаты получаются при подаче деэмульгатора в горячую нефть с последующим перемешиванием в специальных смесителях. На некоторых установках для отстоя эмульсионной нефти и отделения воды выделяют специальный резервуар отстойник Р-3 с утепленными стенками, оборудованный переточной трубой, через которую обезвоженная нефть сверху резервуара непрерывно перепускается в товарные резервуары Р-4, а отстаивающая вода систематически сбрасывается. Уровень воды в резервуаре поддерживают сравнительно высокий (200-400см) для создания контакта поступающей нефти с водой и содержащимся в ней деэмульгатором. При прохождении нефти через слой воды изменяется соотношение масс воды и нефти, увеличивается число столкновений водяных капель с массой воды, что способствует их укрупнению и выпадению. Кроме того, при подаче эмульсионной нефти через столб отстоявшейся воды, содержащей деэмульгатор, сокращается его расход на процесс обезвоживания.

Читайте также:  Установка информационной безопасности и защита информации

Отстой в резервуарах применим только для тяжёлых нефтей, не содержащих большого количества легко летучих фракций; при этом нельзя поднимать температуру нефти выше начала её кипения. Ведения процесса обезвоживания при сравнительно низкой температуре снижает его эффективность и требует большего времени для отстоя нефти. При обезвоживании нефти в термохимических отстойниках под давлением указанные выше недостатки устраняются, так как в процессе деэмульгирования нефти под соответствующим давлением можно подогреть нефть до необходимой оптимальной температуры, избежав испарения лёгких фракций. Сырая нефть из резервуара Р-1 совместно с деэмульгатором, подаваемым из БДР, прокачивается насосом Н-1 через теплообменник Т-1 и пароподогреватель Т-2 в термоотстойник ТО, где происходит отделение воды от нефти. Время пребывания нефти в отстойнике ТО обычно 1-Зч. Обезвоженая нефть после термоотстойника направляется через теплообменник Т-1 (где отдает свое тепло поступающей сырой нефти) в резервуар обезвоженной нефти Р-2. Отстоявшаяся вода из термоотстойника ТО сбрасывается в нефтеловушку НЛ и после отстоя закачивается насосом Н-4 в систему для поддержания пластового давления. Для закачки сточной воды в поглощающую скважину одного отстоя в ловушке часто бывает недостаточно, необходимо доочистить сбрасываемую воду при помощи специальных фильтров или другим способом. Собранная в нефтеловушке нефть откачивается насосом Н-2 обратно в сырую нефть для обезвоживания. Часть сточных вод (до50%), дренируемых из термоотстойника ТО, направляется насосом Н-3 на прием сырьевого насоса Н-1 с целью вторичного использования деэмульгатора, содержащегося в сточной воде. Обезвоживание и обессоливание нефти осуществляется как на промысле, так и на НПЗ. На промыслах обезвоженная и обессоленная нефть ведется с целью обеспечения требований к нефтям. Эти требования необходимо обеспечить при подачи нефти на процесс первичной перегонки нефти.

Кстановки термохимического обезвоживания и обессоливания нефти. Такие установки отличаются от описанных выше тем, что в технологической схеме имеется не одна, а две ступени термоотстойников. Перед второй ступенью для отмывки солей подаётся 5-10% пресной воды, а при необходимости и деэмульгатор. Часть воды после ступени обессоливания может быть направлена на ступень обезвоживания при небольшой обводнённости исходного сырья. Такое мероприятие обеспечивает частичную промывку нефти в первой ступени без дополнительных затрат на промывную воду и её подогрев. В схеме предусмотрен возврат части воды после первой ступени для вторичного использования содержащегося в ней деэмульгатора. Сырая нефть из резервуара Р-1 с деэмульгатором, подаваемом из БДР, насосом Н-1, прокачивается через теплообменники Т-1/2 в термоотстойники первой ступени ТО-1, второй ступени ТО-2. Обезвоженная и обессоленная нефть из термоотстойника ТО-2 направляется через теплообменник Т-1, где отдаёт своё тепло и далее идёт в резервуар Р-2. Часть отстоявшейся воды из термоотстойников ТО-1/2 прокачивается водяным насосом Н-2 и подаётся после теплообменников Т-1/2. Для отмывки солей насосом Н-3 подаётся пресная вода, перед термоотстойником ТО-2. Пресная вода и нефть смешивается с помощью инжектора И-2 равномерно. Наиболее широко применяется в технологии подготовке, комбинированный способ разрушения эмульсии электрохимический или электрический. Установки на которых применяется этот способ носят названия ЭЛОУ. В зависимости от формы основного аппарата различают ЭЛОУ с вертикальными, горизонтальными, шаровыми электродегидраторами. Предпочтение отдают горизонтальным электродегидраторам типа 2ЭГ-160. Он обеспечивает высокую производительность и глубокую очистку нефти от воды, так как линейная скорость подъёма нефти является основным фактором лимитирующим производительность, а средняя линейная скорость перемещения нефти в горизонтальном электродегидраторе выше, чем у других электродегидраторов (в горизонтальном — 2,7м/с, вертикальном — 4,3м/с, шаровом — 7м/с), этим объясняется почему удельная загрузка горизонтального выше, чем шарового и вертикального электродегидратора. Электродегидраторы входят в блок ЭЛОУ комбинированных и встроенных установок первичной переработки нефти типа ЭЛОУ-AT и др. Принципиальная технологическая схема ЭЛОУ с горизонтальными электродегидраторами представлена на рис.5 Эмульсионная нефть сырьевым насосом Н-1, прокачивается через теплообменник Т, а затем подогреватель П и поступает в электродегидратор первой ступени Э-1. На выкид насоса Н-1 подаётся деэмульгатор и нефть отстоявшаяся в отстойнике соляного раствора О, которая подается насосом Н-2. В Электродегидраторы первой ступени Э-1 перед поступлением эмульсионной нефти вводят горячий соляной раствор из электродегидратора второй ступени Э-2 с помощью инжектора в котором нефть равномерно смешивается с водой, деэмульгатором и щелочью. Частично обезвоженная и обессоленная нефть с верха Э-1 направляется в Э-2. Отстоявшийся в Э-1/2соляной раствор сбрасывается в отстойник О. Перед Э-2 через инжектор в нефть подаётся свежая вода (4-6% воды на нефть). Отстоявшаяся нефть в отстойнике О возвращается в цикл насосом Н-2, а соляной раствор сбрасывается в канализацию. Обезвоженная, обессоленная нефть из Э-2 прокачивается через теплообменник Т сырой нефти, где отдает тепло и палее поступает в резервуар подготовленной нефти.

источник

Добавить комментарий

Adblock
detector