Меню Рубрики

Установка подготовки питьевой воды уппв

Установка подготовки пластовой воды УПВ
за 20 дней от производителя под ключ

Проектируем, производим и устанавливаем емкостное оборудование из нержавеющих сталей (12х18Н10Т, 08х18Н10Т, AISI304, AISI321, AISI316ti и др.) по РФ и СНГ

Собственное проектно-конструкторское бюро
Изготовление в максимальной заводской готовности
Разрабатываем решения, повышающие эффективность
Гибкая система оплаты
Цена рассчитывается индивидуально

Установка подготовки пластовой воды УПВ входит в технологическую цепочку на НПЗ.

На установке происходит отделение от пластовой воды газа, нефти, органики, коллоидной глины и других взвешенных веществ.

Очищенная вода через буферную емкость подается на вход насосов КНС. Частично обводненная уловленная нефть через накопительную емкость отправляется на вход установки подготовки нефти (УПН). Свободный газ, не участвующий в процессе флотации, отправляется на факел низкого давления.

Наименование параметра Значение
Тонкость фильтрации, мкм 60
Перепад давления на гидроциклоне, МПа, оптимальный 0,3
Габаритные размеры гидроциклона, мм, диаметр х высота 800 х 1900
Масса, кг 990
Закачка химреагентов
** Производительность дозировочного насоса, л/час 25
Максимальное давление, МПа 4
Тип дозировочного насоса НД2,5 10/100 К13В
Мощность электродвигателя, кВт 0,25
Н апряжение, В 380
Количество насосов, шт.:
— рабочих
— резервных
2
2
нет
Объем расходных емкостей, м 3 :
— водного раствора коагулянта
— водного раствора флокулянта
1,5
1,5
Тип шестеренного насоса для закачки реагентов в емкости и перемешивания НМШ5-25-4,0/45-1
Производительность, м 3 /час 4
Рабочее давление, МПа 0,4
Мощность электродвигателя, кВт 2,2
Мощность установленная, кВт, не более 130
Габаритные размеры БТ (длина х ширина х высота), мм 12220 х 11220 х 4500
Габаритные размеры БУ (длина х ширина х высота), мм 6200 х 3200 х 3900
Габаритные транспортные размеры одного блока (длина х ширина х высота), мм 12220 х 3200 х 3900
Масса одного транспортного блока, кг, не более 25000** производительность насосов-дозаторов принята на максимальный объем закачки воды из расчета 40 г. 10% раствора коагулянта AI2(SO4)3 на 1 м3 воды.
Наименование параметра Значение
Рабочая среда пластовая подтоварная вода с содержанием сероводорода не более 0,01%
Температура воды, °С, в пределах 5-90
Содержание твердовзвещенных веществ на входе, мг/л, не более 500
Содержание газа в пластовой воде на входе, м 3 /м 3 , в пределах 0,01. 1,0
Содержание нефти в воде на входе в установку, мг/л, не более 1000
Содержание взвешенных веществ на выходе, мг/л, не более 10
Содержание нефти в воде на выходе, мг/л, не более 10
Производительность по жидкости, м 3 /час (м 3 /сут) 208 (5000)
Тип сепаратора-флотатора горизонтальный с газожидкостной напорной флотацией
Расчетное давление, МПа 1,0
* Количество сепараторов, шт.
— рабочих
— резервных
2
2
нет

Производство установки подготовки пластовой воды осуществляется исключительно по проекту. Специалисты нашего проектно-конструкторского готовы предложить Вам наиболее эффективное решение в максимально короткий срок.

Оборудование проектируется с учетом особенностей эксплуатации, технологического процесса и требований Заказчика. Исходя из проекта подбирается необходимая комплектация.

Проектно-конструкторское бюро ТПК Стелла разрабатывает проектную и рабочую документацию в соответствие с отечественными и зарубежными стандартами.

Чтобы заказать проектирование, узнать точные сроки и стоимость, позвоните нам по номеру +7 (499) 390 — 14 — 72.

У Вас уже есть коммерческое предложение на установку УПВ?
Пришлите нам опросный лист и мы гарантируем предложение выгоднее!

Скачать опросный лист

Заполненный опросный лист, либо техническое задание присылайте на почту zakaz@tpk-stella.сom !
Расчет стоимости оборудования от 1 часа!

Для консультации звоните +7 (499) 390-14-72!

источник

Установки подготовки сточных вод

Для подготовки сточных вод на нефтяных месторождениях обычно применяются установки трех типов: открытые, полузакры­тые и закрытые. В открытых установках сточные воды движутся самотеком, и они контактируют с кислородом воздуха. Это один из их основных недостатков, часто приводящих к изменению свойств воды: происходит окисление железа, содержащегося в воде, изменяется водородный показатель рН, повышается коррозионная активность и т. д. Однако открытые системы позволяют на одних и тех же сооружениях очищать воды разного состава и изменять в нужном направлении их качество при помощи различных ре­агентов (коагулянтов). В качестве коагулянтов в сточные воды добавляют сернокислый алюминии и полиакриламид (ПАА).

Читайте также:  Установка жалюзи на натяжные потолки

Кроме того, открытые системы позволяют очищать пластовые и промливневые сточные воды в одном потоке независимо от состава, давления и газонасыщенности воды и совместно закачи­вать их в нагнетательные скважины. Открытые системы чаще всего рекомендуются для сточных вод с большим содержанием сероводорода (Н2S) и углекислого газа (CO2) и для более глу­бокой очистки воды от капелек нефти и механических примесей.

Закрытые системы очистки сточных вод могут быть как на­порными, так и безнапорными.

Закрытая напорная система очистки позволяет интенсифици­ровать процесс подготовки воды с применением отстоя и фильтро­вания под давлением, существенно снизить агрессивность сточной воды путем исключения контакта ее с кислородом воздуха, умень­шить количество загрязнений в воде, использовать остаточное давление газа после аппаратов УПН для очистки сточной воды и для транспорта уловленной нефти и осадка, сохранить свойства пластовых вод, наиболее полно и рационально использовать обо­рудование заводского изготовления. Из-за отсутствия контакта сточной воды с кислородом воздуха коррозионная активность ее не повышается и не происходит окисления гидрата закиси же­леза Fе(ОН)2 в гидрат окиси Fе(ОН)3, а это значит, что не про­исходит и выпадения последнего в осадок, снижающий приемис­тость нагнетательных скважин.

К недостаткам закрытых систем следует отнести необходимость строительства параллельного блока очистки для поверхностных промливневых стоков, расход которых обычно колеблется в пре­делах 7 – 10% от расхода вод, сбрасываемых из аппаратов УПН.

На рис. 6.1 показана открытая схема установки очистки сточ­ных вод, которая пока еще широко применяется на месторожде­ниях. Работает она следующим образом. Отделившаяся от нефти вода в отстойниках и в сепараторах-деэмульсаторах автоматически сбрасывается в песколовку, ловушку нефти 1, а затем перетекает в пруды-отстойники 3. Из прудов-отстойников вода забирается насосами 4 и подается через песчаные фильтры 5 в емкости очи­щенной воды 6. Из этих емкостей сточная вода поступает на прием насосов 7 и подается на кустовые насосные станции (КНС), где создается высокое давление (14,7 – 19,62 МПа), для закачки ее через нагнетательные скважины в пласт. В песколовках за счет разности в плотностях из сточной воды выпадают механи­ческие примеси.

Рис. 6.1. Открытая схема установки очистки сточных вод: 1 – ловушка нефти; 2 – насос для откачки ловушечной нефти; 3 – пруды-отстойники; 4 – насос для подачи воды на фильтры; 5 – песчаные фильт­ры; 6 – емкости для чистой воды; 7 – насос для подачи чистой сточной воды на КНС; 8 – насос для подачи чистой воды при промывке фильтров; 9 – пруд (амбар) для загрязненной воды

В ловушках нефти из воды «улавливаются» (всплывают на поверхность) капельки нефти диаметром свыше 80 мкм; затем скопившаяся на поверхности воды нефть забирается насосом 2 и подается вновь в отстойники или сепараторы-демульсаторы (подогреватели). В прудах-отстойниках 3 в результате резкого снижения скорости воды (v>0,008 см/с) улавливаются капельки нефти размером до 30 – 40 мкм и оседают механические примеси. Окончательной, «тонкой» очистке сточные воды подвергаются в попеременно работающих песчаных фильт­рах 5. Песчаные фильтры через определенное время необходимо промывать от осевших микрочастиц. Для промывки используется очищенная вода из емкости 6, подаваемая насосом 8. Грязная вода после очистки фильтров сбрасывается в амбар 9.

Недостатки описанной установки очистки сточных вод следую­щие: 1) ловушки нефти и пруды-отстойники сооружаются из железобетона, а это обходится очень дорого; 2) для строительства такой установки нужна большая площадь; 3) в процессе разра­ботки нефтяного месторождения производительность этой уста­новки должна постоянно увеличиваться в связи со все большим обводнением добываемой нефти; 4) сточная вода в данной уста­новке контактирует с кислородом воздуха, который, растворяясь в ней, способствует коррозии водопроводов и насосов, перекачи­вающих эту воду.

Рассмотрим установки очистки сточ­ных вод закрытого типа, в которых не происходит контакта воды с воздухом.

На рис. 6.2 приведена схема оборудования, применяемого на УПВ сточных вод.

Читайте также:  Установка датчик удара к сирене

УПВ работает следующим образом. Из сепаратора-деэмульса­тора сточная вода с ПАВ сбрасывается в линии la и 1, из которых она поступает на смешение с нефтяной эмульсией и в герметизированные емкости 2 и 7 УПВ. В емкостях 2, показанных на рисунке в поперечном разрезе, име­ются гофрированные гидрофобные пластины 3, к которым могут прилипать капельки нефти, скапливаться на них и в виде тонкой пленки двигаться по гофрам этих пластин к верхней образующей емкостей 2.

Скопившуюся в верхней части емкостей 2 нефть отбирают на­сосом 4 и по нефтепроводу 5 подают на вход теплообменников для доведения ее до кондиции в сепараторах-деэмульсаторах. Отстоявшаяся в емкостях 2 вода самотеком по водоводу 6 посту­пает в емкости для хранения чистой воды 7. Из емкостей 7 вода забирается насосом 8 и подается на КНС для закачки ее в нагнетательные скважины. Так осуществляется система использования сточной воды по замкнутому циклу без контакта с кислородом воздуха.

Рис. 6.2. Установка очистки сточных вод закрытого типа: la, 1 – линии для транспорта сточной воды; 2, 7 – герметизированные емкости; 3 – гофрированные гидрофобные пластины; 4 – насос для откач­ки нефти; 5 – нефтепровод; 6 – водовод; 8 – насос для подачи води на КНС

В процессе разработки месторождения и увеличения содержа­ния в нефти воды описанную установку нетрудно расширять путем монтажа дополнительных емкостей 2 и 7. Однако по мере увели­чения обводненности продукции скважин, происходящей на более поздней стадии разработки нефтяных месторождений, расширять установки подготовки нефти путем монтажа дополнительных емко­стей 2 и 7 нерационально. Поэтому на данной стадии разработки месторождений целесообразнее применять установку подготовки нефти, приведенную на рис. 6.3.

Основными задачами при подготовке нефти и воды на поздней стадии разработки нефтяных месторождений являются следующие: 1) сокращение расхода деэмульгаторов на разрушение эмульсий; 2) сокращение расходов теплоты, идущей на обезвоживание и обессоливанне нефти; 3) сокращение потерь легких фракций нефти (хотя это относится в равной мере ко всем стадиям разработки) и, самое главное, 4) удешевление строительства установок под­готовки нефти и воды и сокращение их срока ввода в эксплуа­тацию.

Рис. 6.3. Схема установки подготовки воды и нефти, применяемая при большом обводнении продукции скважин (>50%): 1 – промысловый сборный коллектор; 2 – сепаратор-депульсатор; 3 – регулятор давления «до себя»; 4 – регулируемый штуцер; 5 – сепаратор; 6 – сырьевые резервуары; 7 – распределительный коллектор; 8, 22 – резервуары-отстойники; 9, 18, 19, 21, 24 – центробежные насосы; 10 – дозировочный насос для подачи ПАВ; 11 – теплообменники; 12 – сепараторы-деэмульсаторы; 13 – каплеобразователь; 14 – эжектор; 15 – отстойники; 16 – смеситель; 17 – товарные резервуары; 20 – водопровод; 23 – емкость для нефти

Все перечисленные основные задачи вполне удовлетворительно разрешены на схемах, приведенных на рис. 6.3 и 6.4. Рассмотрим рис. 6.3. Нефтегазоводяная смесь по сборному коллектору 1, идущему с промысла, поступает в сепаратор-депульсатор 2, конструкция которого может быть самой разнообразной. В сепараторе-депульсаторе 2 поддерживается постоянное давление порядка 0,5 МПа с помощью регулятора давления «до себя» 3. Нефтеводяная смесь из сепаратора-депульсатора 2 проходит через регу­лируемый штуцер 4 и направляется в сепаратор 5, в котором также поддерживается постоянное низкое давление (0,01 МПа) за счет отбора газа эжектором 14.

Выделившиеся газы в сепараторе-депульсаторе 2 и в сепара­торе 5 направляются в эжектор 14, где они сме­шиваются и далее транспортируются на КС или на ГПЗ.

Нефтеводяная смесь из сепаратора 5 самотеком направляется под уровень воды в распределительный коллектор 7 сырьевых ре­зервуаров 6, имеющих плавающие крыши (или понтоны), предотвращающие потери легких фракций нефти и контакт пластовой воды с кислородом воздуха. Из сырьевых резервуаров 6 нефть самотеком за счет разности в уровнях перетекает в резервуар-отстойник 8, из которого забирается центробежным насосом 9 и через теплообменники 11 направляется в сепараторы-деэмуль­саторы 12. В сепараторах-деэмульсаторах 12 нагревается эмуль­сия за счет теплоты, получаемой от стенок жаровых труб при сжигании газа в топке. Для интенсификации разрушения эмуль­сии в системе теплообменники 11 – деэмульсаторы 12 на прием центробежного насоса 9 дозировочным насосом 10 подается ПАВ.

Читайте также:  Установка и ремонт ланоса

Выделившийся при нагреве из нефти газ в деэмульсаторе 12 отводится на эжектор 14 и транспортируются на ГПЗ.

Горячая нефть из деэмульсаторов 12 под собственным давле­нием подается в межтрубное пространство теплообменников 11 для подогрева сырой нефти, протекающей по трубкам этих тепло­обменников. Горячая нефть, пройдя теплообменники, охлаждается, а холодная (сырая нефть) нагревается. Охлажденная нефть на­правляется в каплеобразователь 13, где происходит дополнитель­ное отделение нефти от воды, поступающих в отстойники 15. Из отстойников 15 вода сбрасывается через теплообменники 11, в ко­торых пресная вода нагревается, а затем поступает на прием на­соса 19. Насос 19 подает пресную воду в смеситель 16, служащий для интенсивного перемешивания нефти с этой водой и «вымывания» оставшихся в нефти солей. Обессоленная нефть в виде смеси с пресной водой поступает в товарные резервуары 17 для разделения (отстоя). Нефть из товарных резервуаров, имеющих: плавающие крыши, забирается насосами головных сооружений 18 и подается на НПЗ, а вода отводится в канализацию. Для интен­сификации разрушения нефтяной эмульсии из отстойников 15 и деэмульсаторов 12 по водопроводу 20 перед регулируемым шту­цером 4 вводится теплая пластовая вода, содержащая ПАВ.

Рис. 6.4. Принципиальная технологическая схема совмещенного процесса сепарации предварительного обезвоживания нефти и очистки сточных вод: 1 – узел распределения потоков; 2 – успокоительный коллектор; 3 – узел предварительного раздела фаз; 4 – газоводоотделитель; 5 – газовый сепаратор; 6 – отстойник воды; 7 – емкость буферная для нефти; 8 – насосная дожимная для перекачки нефти; 9, 10, 11 – узел замера газа, нефти и воды; 12 – насосная для откачки воды; 13 – блок нагрева; 14 – емкость буферная для воды; 15 – дренажная емкость; 16 – блок реагентный

Пластовая вода из сырьевых резервуаров 6 и резервуара-от­стойника 8 сбрасывается в резервуар 22 для окончательного отстоя ее от капелек нефти. Скопившаяся в резервуаре 22 нефть самотеком поступает в емкость 23, из которой забирается насо­сом 24 и подается в сепаратор 5.

На рис.6.3 резервуары 6, 8 и 22 имеют отметки рельефа местности соответственно ±0, минус 6 и минус 15 для того, чтобы жидкость самотеком транспортировалась из одного резервуара в другой.

Если отметки рельефа местности равны или не соответствуют указанным, то для транспортирования жидкостей из одного резер­вуара в другой следует устанавливать насосы.

Пластовая вода из резервуара 22 перекачивается насосом 21 и попадает на КНС, а из последней – в нагнетательные или погло­щающие скважины.

Так работает установка подготовки нефти и воды на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Из описания видно, что здесь отсутствуют песколовки, ловушки нефти, пруды-отстойники и фильтрационные установки, на сооружение которых раньше тратились большие суммы денег и много времени.

Кроме того, в описанных установках нефть и вода не контак­тируют с кислородом воздуха и исключено газовое пространство в резервуарах, благодаря плавающим крышам, а это значит, что в какой-то мере снижена интенсивность коррозии оборудования и исключены потери легких фракций нефти.

На поздней стадии разработки месторождений, применяя внутритрубную деэмульсацию, можно получить раз­рушенные нефтяные эмульсии в самой нефтесборной системе, тогда, естественно, отпадает необходимость в установке теплооб­менников 11, сепараторов-деэмульсаторов 12, каплеобразователей 13 и отстойников 15, что существенно сокращает расходы на подготовку нефти и воды. Внутритрубная деэмульсация целесооб­разна на месторождениях со сравнительно легкой нефтью, лишен­ной или имеющей небольшой процент асфальтенов и смол, а также с пластовой водой, водородный показатель которой рН=7,5 и выше, т. е. в щелочной среде. Подготовка нефти и воды осуществляется по очень простой схеме, без подогрева нефтеводяной смеси, а разделяется эта смесь на нефть и воду в сырьевых ре­зервуарах 6, резервуарах-отстойниках 8 и товарных резервуа­рах 17.

На рис.6.4. приведна технологическая схема совмещенного процесса сепарации, предварительного обезвоживания нефти и очистки сточных вод, которая используется в последнее время на нефтяных месторождениях.

Дата добавления: 2016-03-27 ; просмотров: 3468 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

источник

Добавить комментарий

Adblock
detector