Меню Рубрики

Установки подготовки нефти и газа упнг

Установки подготовки нефти (УПН)

Принципиальная технологическая схема

Принципиальная технологическая схема

Принципиальная технологическая схема установки

Принцип работы ДНС.

Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется, затем подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на установку компримирования природного газа (УКПГ). 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.

предварительного сброса воды (УПСВ)

Установка предварительного сброса воды напоминает упрощенную схему установки подготовки нефти. Принципиальное различие состоит в отсутствии оборудования для окончательного обезвоживания нефти до соответствия ГОСТ 51858-2002.

На УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ.

Жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на конечную сепарационную установку (КСУ), где производится отбор газа при более низком давлении, и затем направляется на УПН или ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в «отстойные» аппараты;

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа и окончательной дегазацией;

в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5 – 10% (масс.).

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента — деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций — подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.

Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды.

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосных.

На рис. 10 приведён один из вариантов принципиальной технологической схемы установки УПСВ.

Рис. 10. Принципиальная технологическая схема установки

предварительного сброса воды (УПСВ):

Потоки: I – пластовая нефть; II – деэмульгатор; III – попутный нефтяной газ; IV – нефть после первой ступени сепарации; V – пластовая вода; VI – уловленная нефть из отстойника воды; VII – механические примеси, шлам; VIII – очищенная от механических примесей и нефти пластовая вода; IX – нефть на ЦППН; X – газ на факел; XI – вода на кустовую насосную станцию;

Оборудование: 1 – сепаратор первой ступени сепарации; 2 – компенсатор-депульсатор; 3 – каплеуловитель (газосепаратор); 4 – трубчая печь; 5 – сепаратор; 6 – отстойник для обезвоживания нефти; 7 – буферная ёмкость; 8 – отстойник пластовой воды; 9 – дегазатор; 10, 11 – насосы; 12 – узел учёта попутного нефтяного газа; 13 – узел учёта нефти; 14 – узел учёта пластовой воды

Нефть на УПСВ поступает с автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ), смешивается с деэмульгатором и поступает в сепаратор 1, где производится первая ступень сепарации нефти. Как правило, на первой ступени устанавливается сепаратор с предварительным отбором газа, он имеет компенсатор-депульсатор 2 и выносной каплеуловитель (газосепаратор) 3.

Далее нефть поступает сразу в отстойник 6 для обезвоживания. Для тяжёлых и вязких парафинистых нефтей перед отстойником 6 может быть предусмотрен нагрев в печи 4 с дополнительной сепарацией (или без неё) в сепараторе 5. При необходимости перед печью 4 может быть установлен насос (на схеме не показан). В отстойнике 6 производится обезвоживание нефти. Нефть из отстойника 6 поступает в буферную ёмкость 7 насоса 10, который через узел учёта нефти 13 подаёт её на ЦППН.

Если отделившаяся в отстойнике 6 пластовая вода не удовлетворяет требованиям для закачки её в пласт, воду подвергают очистке. Для этого сначала в отстойнике 8 пластовая вода освобождается от механических примесей, шлама и от унесённых капелек нефти. Уловленная нефть из отстойника 8 смешивается с основным потоком нефти перед ёмкостью 7.

Далее пластовая вода поступает в дегазатор 9 для удаления сероводорода и остатков углеводородных газов, которые сбрасываются на факел. Подготовленная пластовая вода далее насосом 11 подаётся через узел учёта воды 14 на кустовую насосную станцию (КНС) для закачки в пласт.

При высокой производительности установки УПСВ может быть предусмотрена очистка воды в резервуарах типа РВС. В некоторых случаях дегазатор размещают в составе КНС.

В схеме УПСВ могут использоваться аппараты типа НГВРП, Heater-Treater фирмы Sivalls (США) и др.

дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ включает в себя:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды;

3) нагрев продукции скважин;

4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

7) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов — деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

Объекты предварительного разделения продукции скважин должны рассматриваться как составная часть единого технологического комплекса сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, газа и воды.

На ДНС с УПСВ (см. рис. 11)осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ.

Как уже указывалось, жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ с ДНС. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на УПН и ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в «отстойные» аппараты;

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5 – 10% (масс.).

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента — деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций — подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.

Рис. 11. Принципиальная схема дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ).

Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы; ОГ – отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы.

Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа; ГНД – газ низкого давления

Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосов.

Установка подготовки нефти предназначена для обезвоживания и дегазации нефти до параметров, удовлетворяющих требованиям ГОСТ Р 51858-2002.

Установку подготовки нефти размещают на ЦППН. В зависимости от физико-химических свойств нефти, обводнённости нефти, удалённости ЦППН от месторождений, наличия или отсутствия предварительной подготовки на ДНС, схемы УПН могут существенно отличаться друг от друга. Так, если нефть не подвергалась предварительному обезвоживанию на ДНС и её обводнённость составляет не менее 20…30%, то в схеме УПН необходимо предусматривать блок предварительного обезвоживания.

На рис. 12 приведена принципиальная схема установки УПН, включающая в себя разные возможные варианты подготовки.

Рассмотрим вариант схемы УПН с блоком предварительного обезвоживания (верхний ряд аппаратов).

Блок предварительного обезвоживания. Нефть смешивается с деэмульгатором, ингибитором коррозии и поступает в сепаратор 1 первой ступени сепарации с предварительным отбором газа, имеющим компенсатор-депульсатор 2 и выносной каплеуловитель (газосепаратор) 3. При высокой засолённости в нефть перед сепаратором 1 может подаваться вода из аппаратов 12, 13 или 14 для промывки нефти и растворения кристаллов солей. Далее нефть поступает в отстойник 6 для предварительного обезвоживания. Для тяжёлых и вязких парафинистых нефтей перед отстойником 6 может быть предусмотрен нагрев в печи 4 с дополнительной сепарацией (или без неё) в сепараторе 5.

Рис.12. Принципиальная схема установки подготовки нефти (УПН):

Потоки: I – нефть с ДНС или с АГЗУ; II – деэмульгатор; III – попутный нефтяной газ; IV – нефть после первой ступени сепарации; V – пластовая вода; VI – нефть с блока предварительного обезвоживания; VII – вода со второй ступени электродегидратации; VIII – товарная нефть;

Оборудование: 1 – сепаратор; 2 – компенсатор-депульсатор; 3 – выносной каплеуловитель (газосепаратор); 4,10 – трубчатые печи; 5,11,15 – сепараторы; 6,7,12 – отстойники; 8 – буферная ёмкость; 9,17 – насосы; 13,14 – электродегидраторы; 16 – резервуар; 18 – узел учёта количества и качества нефти

Высокообводнённые (с содержанием воды 70% и выше) тяжёлые и высоковязкие нефти должны проходить предварительное обезвоживание в две ступени – в отстойниках 6 и 7. При этом первую ступень обезвоживания в отстойнике 6 лучше производить при естественной температуре без нагрева, чтобы сбросить основную массу воды. На второй ступени обезвоживания в отстойнике 7 возможно использование подогрева в печи (на схеме не показано) или применение вместо отстойника аппаратов типа НГВРП или Heater-Treater. Вместо отстойников 6 и 7 для тяжёлых нефтей можно использовать также резервуары типа РВС.

Качество сбрасываемой воды из отстойников 6 и 7 должно соответствовать требованиям для закачки в пласт.

Процесс предварительного обезвоживания нефти предназначен для существенного снижения энергозатрат при нагреве пластовой воды в блоке подготовки нефти (в печи 10).

Блок подготовки нефти. В этот блок (нижний ряд аппаратов) нефть может поступать либо из блока предварительного обезвоживания нефти, либо с УПСВ, либо непосредственно с АГЗУ (при низкой обводнённости).

Подготовка нефти может производиться в двух вариантах: с сырьевым насосом и без него. Если давление нефти на входе в блок составляет не менее 0,6 МПа, то насос 9 можно не устанавливать (и буферную ёмкость 8 тоже). Без насоса 9 давление насыщенных паров (ДНП) товарной нефти всегда ниже, чем в схеме с насосом, но в этом случае в составе попутного нефтяного газа будет больше тяжёлых углеводородов (от пропана и выше).

Нефть насосом 9 (или под собственным давлением) поступает для нагрева в печь 10, затем в сепаратор 11, отстойник 12, электродегидратор 13 (или два электродегидратора 13 и 14) и конечный сепаратор 15 (КСУ). Затем товарная нефть поступает в резервуар 16, откуда она насосом 17 подаётся в узел учёта количества и качества нефти 18.

Читайте также:  Установка колодца нижнем новгороде

Если электрообезвоживание производится в одну ступень в электродегидраторе 13, то перед ним необходимо подавать деаэрированную воду для промывки нефти в количестве 3…5% на нефть и при необходимости деэмульгатор (на схеме не показано). Если применяется две ступени электрообезвоживания, то воду со второй ступени (из аппарата 14) необходимо подавать для промывки нефти перед первой ступенью (перед аппаратом 13). Если нефть слабо минерализована, то пресную воду можно не применять.

Для слабоминерализованных пластовых вод и низкоэмульсионных нефтей в блоке подготовки нефти может быть реализован один из четырёх вариантов минимального набора аппаратов схемы:

1) печь 10 – отстойник 12 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17;

2) печь 10 – сепаратор 11 – отстойник 12 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17;

3) печь 10 – сепаратор 11 – электродегидратор 13 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17;

4) печь 10 – электродегидратор 13 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17.

Для высокоэмульсионных нефтей средней и высокой плотности необходимы следующая последовательность аппаратов: печь 10 – отстойник 12 – электродегидратор 13 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17. Первая ступень обезвоживания в этом случае должна быть термохимической, вторая – электрической.

Для тяжёлых и очень тяжёлых нефтей подготовка должна происходить в две электрических ступени: печь 10 – электродегидратор 13 – электродегидратор 14 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17.

Данный вид установок системы сбора и подготовки является конечной стадией в пути добываемой продукции от скважины до подготовленной и очищенной нефти, предназначенной для дальнейшей переработки.

Дата добавления: 2014-01-05 ; Просмотров: 14579 ; Нарушение авторских прав?

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

источник

Блочные автоматизированные установки подготовки нефти, газа и воды.

Достаточно интересным является разработка ООО НПП «Контэкс», предлагающий целый комплекс блочных автоматизированных установок по переработке продукции скважины и подготовки нефти к дальнему транспорту.

ООО НПП «Контэкс» постоянно ведет работы по совершенствованию технологии и оборудования для подготовки нефти. Работы ведутся по следующим основным направлениям:

1. Конструктивное совершенствование процессов и основного оборудования подготовки нефти, подтоварной воды и попутного газа;

2. Разработка методов интенсификации процессов подготовки нефти, подбора эффективных хим.реагентов и методов обработки эмульсии деэмульгатором на действующих объектах подготовки нефти;

3. Разработка методов управления и автоматизации процессов подготовки нефти.

Практическим результатом этих работ явилось разработка и производство блочных автоматизированных аппаратов подготовки нефти, газ и воды, как единого технологического комплекса, отвечающего требованиям конкретного объекта и физико-химическим свойствам сырья. На рис. 4.23представлена принципиальная технологическая схема комплекса УПН.

Разработаны основные принципы управления процессами на объектах подготовки нефти, в том числе управления качеством. Для отдельных процессов разрабатываются математические модели, на основании которых определяются алгоритмы и законы управления ими. Большинство технологических комплексов, какими являются объекты: УПСВ, УПН, ЦПС характеризуются переменными технологическими параметрами исходных эмульсий, неравномерным поступлением потоков сырья и ограниченной возможностью переработки высокостабилизированных эмульсий. Наличие в нефти природных стабилизаторов органического и неорганического происхождения затрудняет процессы укрупнения диспергированных капель и расслоение эмульсии. Органические стабилизаторы образуют гелеобразные слои, которые упрочняются за счет твердых частиц. Образующиеся на каплях прочные бронирующие оболочки уменьшают подвижность поверхности капель и препятствуют их коалесценции. Частицы механических примесей, присутствующие в примеси, чаще всего образуют сплошные гидрофобные агломераты с асфальтено-смолистыми и парафиновыми компонентами нефти и распределяются во всем объеме нефтяной фазы. Лишь часть из них непосредственно входит в состав бронирующих оболочек, однако вводимый в эмульсию деэмульгатор частично адсорбируется и на их поверхности. К основным органическим стабилизаторам относятся асфальтены, смолы и парафины, присутствующие практически во всех нефтях.

Рис. 4.23. Принципиальная схема УПН

Рис. 4.24. Промежуточный слой

На фотографии рис. 4.24. показан промежуточный слой образовавшийся из обработанной деэмульгатором эмульсии на Белозеро-Чубовской УПСВ ОАО «Самаранефтегаз». Природа механических примесей в составе защитных оболочек капель более разнообразна. Это и мелко диспергированный песок, продукты, образующиеся в результате проведения различных ГТМ, продукты коррозии, сульфид железа образующийся при смешении железа и серово-дородсодержащих вод. Одним из первых в последовательности процессов, протекающих при обезвоживании нефти, во многом определяющем ход последующих процессов является процесс дестабилизации эмульсии с помощью деэмульгаторов и специальных устройств. Этому процессу на объектах подготовки нефти, как правило, не уделяется должное внимание. Применяемый ввод деэмульгатора без специальных устройств приводит к необходимости значительной передозировки дорогостоящего реагента. При подаче деэмульгатора через обычный штуцер, установленный на горизонтальном участке трубопровода, время для растворения и перемешивания деэмульгатора во всем объеме эмульсии значительно возрастает. Более того, при расслоенном потоке эмульсии подача деэмульгатора подобным образом может привести к его попаданию в подслой подтоварной воды, что приводит к полному или частичному «омыливанию» капель деэмульгатора с потерей его деэмульгирующих свойств. В целях интенсификации процесса и качественной обработки эмульсии деэмульгатором ООО НПП «Контэкс» по заказу ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» разработало и изготовило устройство ввода деэмульгатора (УВД) рис. 4.25. для установки по подготовке тяжелой нефти.

Рис. 4.25. Устройство ввода деэмульгатора.

По пути движения в трубопроводах системы сбора происходит частичное расслоение эмульсии, выделяется газ, образуя так называемые газовые пробки. Это способствует пульсации потоков на приеме установки, среднечасовые колебания расхода могут достигать 25% и более. Поэтому первоначально рассмотрим осуществление процесса сепарации обработанной деэмульгатором эмульсии и предварительного сброса воды в трехфазных сепараторах производства ООО НПП «Контэкс», назначение которых, заключается в выделении основного балласта пластовой воды, сглаживании пульсации поступающих на подготовку эмульсий, усреднении их технологических свойств, дестабилизации эмульсии и отделении возможно большего количества механических примесей. Трехфазный сепаратор является одним из основополагающих аппаратов в системе сбора и подготовки нефти, который берет на себя основную массу нагрузки и определяет дальнейший ход ведения качественного процесса подготовки нефти.

Наиболее характерными «возмущениями», вносимыми в процесс разделения эмульсии на данной ступени являются следующие:

–значительная нестабильность количества (мгновенный расход) поступающей в отстойник эмульсии;

– переменный дисперсный состав эмульсии;

– переменная температура эмульсии;

– наличие свободного и окклюдированного газа;

– переменный состав нефтестабилизаторов и концентрации механических примесей.

Одни факторы напрямую влияют на эффективность процесса разделения эмульсии в аппаратах, другие изменяют условия протекания процессов гравитационного отстоя, условия формирования промежуточных

эмульсионных слоев. Модифицированный ряд трехфазных сепараторов разработан исходя из физико-химических свойств эмульсии и подразделяется на: ТФСК-Л-трехфазный сепаратор для легкой нефти, ТФСК-Т–трехфазный сепаратор для тяжелой нефти и ТФСК-Г–трехфазный сепаратор глубокого обезвоживания нефти, при этом они имеют ряд конструктивных особенностей. Конструкция трехфазного сепаратора ТФСК-Т (рис. 4.26.) производимого ООО НПП «Контэкс» предусматривает системы по ликвидации и сглаживании всех вышеперечисленных негативных факторов. Для сглаживания пульсаций потока разработаны два варианта депульсаторов:

Депульсатор – делитель потока эмульсии (ДДП) устанавливается непосредственно перед ТФСК и встраиваемый (ДВ), который монтируется внутри аппарата ТФСК на штуцере ввода. Депульсатор типа ДВ на практике получил наибольшее применение, т.к. он не только снимает пульсации входного потока, но и увеличивает эффективность и качество сепарации нефти. Без применения депульсатора, работа которого основана на эффекте разрыва струи, скачкообразное изменение расхода поступающей в аппараты жидкости приводит к нарушению гидродинамического режима отстоя и способствует выносу тяжелых компонентов эмульсии, тем самым, снижая качество сбрасываемой воды. Для обезвоживания сложных эмульсий, содержащих большое количество естественных стабилизаторов и образующих гелеобразные промежуточные слои (рис. 4.24) разработан встраиваемый блок, состоящий из одного или нескольких пакетов коалесцирующих насадок, в которых происходит образование вихревых потоков определенной длины и направления. На выходе из блока достигается полное разрушение промежуточного слоя (рис. 4.27.) при естественной температуре поступающего сырья (+18°С) без применения дополнительного нагрева. По результатам теплохимических исследований данной эмульсии, разрушение этого промежуточного слоя происходило только при нагреве выше +40°С.

Рис. 4.26. Трёхфазный сепаратор ТФСК-Т

1 – корпус; 2 – устройство ввода нефтяной эмульсии с депульсатором; 3 – распределительно-коалесцирующие устройства; 4 – пакет коалесцирующих насадок; 5 – выход газа; 6 – устройство улавливания капельной жидкости; 7 – нефтесборник; 8 – вывод нефти; 9 – устройство перетока воды; 10 – вывод воды.

Рис. 4.27. Состояние промежуточного слоя

Высокое качество сбрасываемой из аппарата подтоварной воды достигается за счет применения гидродинамического устройства перетока очищенной воды. При обводненности продукции скважин близкой к обращению фаз, т.е. при поступлении в сепараторы газосодержащей прямой эмульсии, конструкция трехфазных сепараторов корректируется с учетом изменения свойств продукции. В этом случае основное внимание уделяется выделению нефти из внешней фазы – воды за счет применения коалесцирующих устройств. ООО НПП «Контэкс» разработан ряд трехфазных сепараторов, имеющих оригинальные индивидуальные внутренние устройства, предназначенные для качественного ведения процессов предварительного сброса воды исходя из физико-химических параметров сырья (для легких и тяжелых нефтей, а также для глубокого обезвоживания поступающей эмульсии). Максимальная эффективность применения трехфазного сепаратора ТФСК достигается при его комплектовании газовым сепаратором типа СЩВ. Сепаратор газовый типа СЩВ предназначен для глубокой очистки газового потока от капельной, мелкодисперсной жидкости и механических примесей из продукции нефтяных скважин в составе установок предварительного сброса воды рис.4.28.

Рис. 4.28. Сепаратор газовый типа СЩВ.

1 – корпус; 2 – ввод газа; 3 – вывод газа; 4 – вывод конденсата; 5 – сепарационный пакет; 6 – сливная труба.

Сепаратор СЩВ имеет три ступени сепарации. Сепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический корпус 1, разделенный горизонтальной перегородкой на нижнюю и верхнюю сепарационные камеры. Процесс очистки газа от взвешенных частиц мелкодисперсной, капельной и пленочной жидкости и жидкостных пробок происходит следующим образом.

Газожидкостная смесь подводится в аппарат через тангенциальный патрубок 2. Газ, пройдя три ступени сепарации в верхней и нижней сепарационных камерах, выводится из сепаратора через штуцер выхода газа 3. Выделившиеся взвешенные частицы, мелкодисперсная и пленочная жидкость

выводятся из сепаратора через сливной штуцер 4самотеком. После очистки в сепараторе газ может быть использован на собственные нужды (печи нагрева, котельная и т.д) или транспортироваться на ГПЗ для дальнейшей подготовки. Одним из важных факторов стабильности и качества работы аппарата ТФСК является наличие грамотно подобранного комплекса средств КИПиА. В отличие от процесса предварительного сброса воды, процессы глубокого обезвоживания и обессоливания нефти в определенной мере являются более сложными, т.к. протекают в более жестких условиях (диапазон колебаний обводненности исчисляется уже не процентах, а в-десятых и сотых его долях). Кроме этого данные процессы ведутся с обязательным нагревом нефти при котором выделяется определенное количество газа, который может влиять на глубину обезвоживания. Исходя из этих условий, особое внимание необходимо уделить подбору технологического оборудования. На ступени глубокого тепло-химического обезвоживания, доказано преимущество отстойников с вертикальным направлением движения разделяемых фаз, когда ввод эмульсии осуществляется в слой дренажной воды. Было установлено, что основное влияние на эффективность разделения эмульсии оказывает промежуточный слой концентрированной эмульсии, находящийся на границе раздела фаз «нефть-вода». В промежуточном слое отчетливо просматриваются два подслоя: высокообводненный (концентрированный) подслой на границе раздела фаз и расположенный выше него под слой с изменяющимся водосодержанием. В высокообводненном подслое содержание дисперсной фазы достигает 90%. В этом подслое завершаются процесс коалесценции укрупненных капель воды и ее выделение из нефтяной фазы. В подслое с изменяющимся водосодержанием обводненность меняется по высоте примерно от 40. 50 % в нижней части до 8. 10 % на границе подслоя и нефтяной фазы. Именно в этом подслое развивается процесс коалесценции капель воды до критического размера, при котором они способны осаждаться

Читайте также:  Установка полипропилена в квартире за против

под действием сил тяжести в противотоке дисперсионной (нефтяной) фазы.

Промежуточный слой представляет собой «кипящий» коалесцирующий фильтр, высота которого зависит от обводненности сырья, температуры, качества обработки деэмульгатором и от производительности. Общая высота промежуточного слоя с повышением обводненности поступающего сырья возрастает почти линейно. Повышение эффективности использования промежуточного слоя в качестве коалесцирующей «насадки» достигнуто в отстойниках разработки НПП «Контэкс» – БУОН (блочных унифицированных отстойниках нефти) путем применения в них систем гидростатического распределения потока, что позволило улучшить организацию разделения фаз нефтяных эмульсий в отстойнике за счет:

– уменьшения объема застойных зон или их ликвидации;

– подготовки эмульсии к разделению непосредственно в аппарате;

– распределения эмульсии по всей поверхности раздела фаз;

– снижения скорости входа обезвоживаемой нефти в промежуточный слой;

– безнапорного отделения свободной воды;

– исключения влияния свободного газа наьпроцесс разделения фаз;

– вывода отделившегося газа из аппарата с нефтью без образования пробок в трубопроводе.

С целью предупреждения влияния свободного газа на процессы обезвоживания нефти в промежуточном слое разработана газоотводящая система, благодаря которой газ улавливается и отводится без влияния на зону отстаивания. С целью снижения скорости ввода эмульсии подача ее в аппарат рассредоточена путем установки двух или трех штуцеров (аппарат 100 и 200 м3, соответственно), при этом штуцера оборудованы распределительными устройствами для создания благоприятной гидродинамической обстановки под коробом. В этом аппарате технологически предусмотрено не только рассредоточенное и равномерное распределение эмульсии по всей межфазной поверхности, но и подготовка эмульсии к разделению за счет многократной смены направлений движения потоков и создания в них локальных возмущений непосредственно в водной зоне, что предусмотрено устройством в коробе специальных перегородок и ребер. Это конструктивно технологическое решение применено впервые в отстойных аппаратах и заслуживает внимания как направление дальнейших исследований и совершенствования. Так, используя все положительные качества этого аппарата, разработаны и успешно эксплуатируются на установках подготовки нефти модифицированные блочные отстойники нефти БУОН-С предназначенные для процесса обессоливания. На рис. 4.29. приведена конструктивная схема отстойника БУОН.

Рис. 4.29. Отстойник БУОН

1 – корпус; 2 – ввод эмульсии; 3 – система гидростатического распределения и коалесценции; 4 – патрубок вывода свободного газа; 5 – система вывода нефти и газа; 6 – вывод нефти и газа; 7 – вывод воды.

Учитывая среднюю минерализацию подтоварной воды, при глубине обезвоживания 0,1% остаточное содержание солей в нефти будет на уровне 160–200 мг/л. Таким образом, для доведения остаточных солей в нефти до величины 100 мг/л и менее необходимо снизить концентрацию солей в каплях пластовой воды. С этой целью осуществляют подачу пресной промывочной воды и организуют процесс смешения в нефти капель пластовой и пресной воды. На реальных установках удаление солей из нефти осуществляется путем глубокого обезвоживания (т.е. удаления высокоминерализованной воды из нефти), так и путем обессоливания (т.е. снижения минерализации пластовой воды и как можно более полного удаления ее из нефти). Как правило, в предварительно обезвоженной нефти присутствует достаточное количество деэмульгатора, поданного на ранних стадиях подготовки нефти, находящегося на оболочках мелкодиспергированных капель воды, на частицах механических примесей и растворенных в объеме нефти. При нагреве нефти в теплообменной аппаратуре происходит расплавление парафинового стабилизатора эмульсии с одновременным высвобождением и активизацией части связанного деэмульгатора. Таким образом, процесс дестабилизации на ступени глубокого обезвоживания и обессоливания нефти осуществляется за счет нагрева нефти выше температуры плавления парафина и активизации присутствующего в нефти деэмульгатора. Время прохождения эмульсии через теплообменники обычно достаточное для обеспечения транспортной и кинетической стадии механизма действия деэмульгатора. Экспериментально установлено, что оптимальная обводненность эмульсии при входе на ступень глубокого обезвоживания составляет 10–12 %. При такой обводненности нефти при полностью разрушенных оболочках у капель эмульгированной воды, при достаточном времени для осуществления межкапельной коалесценции достигается наибольшая глубина обезвоживания нефти.

Задача определения оптимальной обводненности нефти на ступени глубокого обезвоживания и обессоливания должна решаться при настройке процесса и выборе оптимального режима работы. В некоторых условиях снижение минерализации воды целесообразно осуществлять за счет рецикла дренажных вод процесса обессоливания нефти. Эти воды с высокой температурой, низкой минерализацией, с содержанием определенного количества деэмульгатора, как правило, не образуют стойких эмульсий с нефтью на ступени глубокого обезвоживания, но при этом интенсифицируют процесс коалесценции мелкодиспергированных капель, содержащихся в исходной эмульсии. Более низкая минерализация циркулируемой дренажной

воды по сравнению с минерализацией пластовой воды способствует фактическому переводу процесса на двухступенчатое обессоливание нефти.

Задача повышения качества обессоливания нефти может быть решена за счет повышения эффективности смешения в нефти капель пластовой и промывочной воды. ООО НПП «Контэкс» разработан смеситель промывной воды и нефти типа СПВ, который позволяет регулировать не только интенсивность перемешивания промывной воды и нефти, но изменять дисперсность капельной промывной воды рис. 4.30.

Рис. 4.30. Смеситель промывной воды и нефти типа СПВ

Дисперсный состав пресной воды, вводимой с целью промывки, оказывает существенное влияние как на процесс смешения, так и на процесс разделения эмульсии. Увеличение степени диспергирования капель промывочной воды (увеличение количества капель) интенсифицирует межкапельную коалесценцию.

Однако недостаточное время для осуществления процесс, неоптимальный гидродинамический режим, наличие в нефти капель воды с неразрушенными бронирующими оболочками, увеличение концентрации мехпримесей и др.нефтестабилизаторов, что не позволяет укрупнить капли до размера, отделяемого в отстойниках приводит к тому, что в отстойник поступают капли с размером меньше критического. Происходит нарушение процесса разделения эмульсии, повышения обводненности нефти на выходе из отстойника. Поэтому при выборе диспергирующего устройства пресной воды необходимо учитывать оформление, режим и надежность работы последующих процессов смешения и разделения эмульсии. Температура вво-

димой промывочной воды также влияет на интенсивность процесса межкапельной коалесценции. Кроме того, высокая температура подогрева нефти (выше температуры плавления нефтепарафинов) обеспечивает снижение агрегативной устойчивости эмульсии за счет снижения стабилизирующих свойств нефтепарафинов. Высокая температура ведения процессов глубокого обезвоживания (50–100°С) обеспечивает снижение вязкости нефти, и, соответственно облегчает отделение капель воды при разделении эмульсии. Кроме этого, при нагреве происходит увеличение объема капель воды, что приводит к уменьшению толщины бронирующих оболочек на каплях эмульгированной воды, тем самым облегчает проникновение к поверхности молекул деэмульгатора. В соответствии с техническими условиями товарная нефть нефтяных месторождений должна иметь давление насыщенных паров в нефти не более 66,7кПа при температуре 37,8°С в соответствии с международным стандартом ИСО 3007- 99 «Нефтепродукты. Определение давления пара методом Рейда» с дополнительными требованиями, отражающими потребности экономики страны. Сущность процесса стабилизации нефти заключается в том, чтобы уменьшить остаточное содержание растворенных в ней наиболее летучих компонентов пластовой нефти, в частности:

– остатков отдельных компонентов пластового газа в нефти:

• Изобутана, нормального бутана и др., а также и

– наиболее летучих компонентов нефти (изопентана, нормального пентана и др.).

Для этих целей ООО НПП «Контэкс» разработало устройство для снижения давления насыщенных паров нефти, которое устанавливается на входной штуцер буфера-дегазатора нефти БДн рис 4.31. Стабилизация нефти позволяет существенно сократить (около 2% масс.) безвозвратные потери нефти от испарения на ее пути от установок подготовки нефти до нефтеперерабатывающих заводов и одновременно сократить загрязнение окружающей среды.

Рис. 4.31. Буфер-дегазатор нефти

1 – корпус; 2 – ввод нефтяной эмульсии и место установки устройства для снижения давления насыщенных паров; 3 – устройство дегазации нефти; 4 – коалесцирующие распределительные перегородки; 5 – вывод газа; 6 – устройство улавливания капельной жидкости; 7 – выход воды; 8 – переливная перегородка; 9 – вывод нефти.

В связи со значительным превышением объемов пластовой воды, подлежащей очистке, над мощностью очистных сооружений в ряде мест качество подготовки сточных вод ухудшается, что приводит к снижению приемистости нагнетательных скважин, сокращению объемов закачки и невозможности использования в системе ППД до 20% высокоминерализированных вод. Достигнутая в целом по нефтедобывающей отрасли степень очистки сточных вод (50мг/л остаточной нефти и 50мг/л механических примесей) не везде позволяет использовать их в системе поддержания пластового давления в качестве рабочего агента. Требования более глубокой очистки сточных вод (до 10 мг/л нефтеостатков и мех. примесей с минимальными размерами дисперсных частиц) диктуется необходимостью увеличением нефтеотдачи, вовлечением в разработку низкопроницаемых пластов и необходимостью увеличения межремонтного периода эксплуатации нагнетательных скважин. Комплексный подход к решению этой технологической задачи имеет ряд значительных преимуществ. Подготовка воды на установке начинается уже непосредственно в аппаратах подготовки нефти, для этого в них соблюдены следующие условия:

– отсутствует турбулизация водного слоя восходящими потоками водонефтяной смеси;

– распределительные устройства ввода максимально приближены к оси аппаратов;

– отсутствуют турбулентные пульсации среды.

Благодаря этому сохраняется естественная высокая чистота капель воды в нефти в связи, с чем упрощается технологическая схема блока водоподготовки.

Для достижения необходимого высокого качества очистки сточной воды и достижения максимальной технологической надежности, установка подготовки воды должна иметь, как минимум две, а в некоторых случаях и три ступени очистки, где каждой ступени определяется своя технологическая задача. ООО НПП «Контэкс» предлагает несколько эффективных схем водоподготовки для УПСВ и УПН состоящих из технологических аппаратов собственной разработки. Необходимо отметить, что в конструкции всех представленных ниже аппаратов применены решения максимального использования принципа совмещения процессов и технологий очистки воды. В условиях, когда на входе блока ожидается поступление сточной воды плохого качества чистоты (150–1000 мг/л по остаточной нефти или механическим примесям) необходимо применить трехступенчатую схему.

В этой схеме основную нагрузку блока принимает на себя аппарат первой (предварительной) ступени очистки сточной воды ОВКпф (модификация ОВК). Аппарат работает практически без ограничений по количеству загрязнений во входящем потоке, являясь, таким образом не только аппаратом предварительной очистки воды, но и технологическим «стабилизатором» качества поступающей на очистку воды перед ступенью глубокой очистки.

Отстойник воды представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость с эллиптическими днищами, рассчитанную на работу под внутренним избыточным давлением рис. 4.32.

Он является структурным элементом сооружений водоподготовки под давлением на промысловых установках подготовки нефти и воды, используется в качестве первой ступени очистки сточных пластовых вод под давлением.

Рис. 4.32. Отстойник воды

1 – ввод сточной воды; 2 – распределительно-коалесцирующее устройство; 3 – блок коалесцирующих насадок; 4 – вывод уловленной нефти; 5 – система распределения воды; 6 – блок фильтрующих насадок; 7 – вывод очищенной воды; 8 – распределительное устройство; 9 – дренаж; 10 – система промывки.

К особенностям конструкции аппарата относятся:

• наличием системы промывки и вывода шлама;

• высокими технологическими показателями;

• улучшенными технологическими показателями за счет применения технологии, обеспечивающей самоочистку фильтрующего полимерного материала.

Отличительной чертой ОВКпф является то, что очистка сточной воды происходит при использовании четырех технологических приемов. Благодаря особенностям устройства ввода на первом этапе создается эффект

турбулентной флотации, при которой большее количество крупнодиспергированной нефти и мехпримесей отделяется от основной массы воды. Далее после прохождения распределительно коалесцирующего устройства происходит процесс тонкослойного отстаивания в блоке полочных коалесцирующих насадок, после которого вода с максимально укрупненными загрязнениями подвергается гидродинамическому отстаиванию. Частично очищенная вода через систему переливных перегородок, не дающих повторного загрязнения, через распределительную систему, поступает в фильтрационный отсек аппарата. Двойная фильтрация воды происходит сначала через слой уловленной нефти, а потом через плавающий гидрофобный полимерный фильтр. Особенностью фильтра является его способность самоочищаться при определенных условиях работы. Так отстойник нефти предназначен для работы при условиях, когда на очистку поступает сильно загрязненная вода, во-избежании накопления в нем осажденных и уловленных загрязнений, предусмотрена двухсекционная, двухуровневая система промывки и вывода шлама. Благодаря своей технологической надежности и «неприхотливости» аппарат получил широкое применение на УПСВ и УПН. Вторая ступень подготовки воды представлена двумя аппаратами глубокой очистки воды: АГОВ – аппарат глубокой очистки воды (рис. 4.33.) и ФДК – флотатор дегазатор воды.

Читайте также:  Установка автозапуск toyota corolla

Рис. 4.33. Аппарат глубокой очистки воды

1 – корпус; 2 – ввод сточной воды; 3 – коалесцирующие насадки; 4 – вывод воды;

5 – вывод нефти; 6 – вывод газа; 7 – ввод промывочной воды; 8 – вывод шлама.

Аппарат АГОВ предназначен для тонкой очистки от остаточного содержания количество взвешенных частиц (КВЧ) и остаточной нефти перед закачкой в пласт.

При подготовке подтоварной промысловой воды для закачки в пласт на внутренних устройствах аппарата АГОВ, предназначенных для очистки воды, осаждается значительное количество сульфидов железа, асфальтеносмолистых, парафинистых и других отложений. Отложения, если

их не удалять, уплотняются со временем, образуют значительные скопления, ухудшающие технологические параметры работы аппаратов, и могут даже привести к выводу аппарата из строя. Для обеспечения эффективной работы аппарата АГОВ, ООО НПП «Контэкс» разработана система гидроразмыва и вывода осадков.

В системе гидроразмыва вода под повышенным давлением подается в зону отложения мехпримесей, количество взвешенных частиц (КВЧ) через специальные форсунки, расположенные у нижней образующей по всей длине аппарата.

Направления сопел форсунок чередуются по высоте таким образом, что обеспечивают размыв отложений в двух уровнях. Вода под давлением эффективно рыхлит отложения мехпримесей, подсекая и удерживая их в суспензии, и удаляет их из накопителей шлама и из пустотелой отстойной части аппарата через открытые дренажные штуцеры. При работе системы гидроразмыва объем подаваемой воды для промывки необходимо балансировать с объемом вывода суспензии во избежание чрезмерного понижения или повышения межфазного уровня нефть/вода, что может сказаться отрицательно на качестве работы аппарата. В процессе работы аппарата и при удалении осадков оператор должен постоянно следить за поддержанием требуемого уровня газ/нефть/вода. Перед началом промывки необходимо произвести сброс накопившихся газа и нефти из аппарата путем открытия соответствующих задвижек (при отсутствии автоматизации процесса). В процессе эксплуатации аппарата вывод нефти в ручном режиме, осуществляется по мере ее накопления. Частота сброса нефти и шлама определяется качеством очистки воды на выходе из аппарата.

Кратковременная подача промывочной воды, при незначительных отложениях сульфидов железа и других нефтяных компонентов не вызывает большого нарушения состояния фаз. Однако при наличии существенных уплотненных отложений длительное взбалтывающее действие промывочной

воды может вызвать ухудшение качества очищенной воды на выходе из аппарата.

В качестве промывочной воды может быть использована вода с бустерных насосов откачки подтоварной воды на БКНС (если таковые установлены), вода после насосов БКНС, а также подтоварная вода, поступающая в аппарат на очистку. В систему гидроразмыва осадков вода подается эжектором, шестеренчатым, винтовым, центробежным или другим насосом, обеспечивающим создание необходимого давления для размыва осадков (превышающее рабочее давление в аппарате на 0,4-0,6 МПа).

В целях минимизации объема подачи промывочной воды, система гидроразмыва разбивается на отдельные секции длиной один – два метра каждая (в аппарате может быть до 7 секций) с тем, чтобы промывать секции аппарата поочередно. Расход воды на промывку будет составлять 150–400 литров в минуту на одну секцию. Каждая секция накопления шлама имеет свой штуцер вывода осадков. Как правило, материалом, применяемым для изготовления, трубопроводов системы гидроразмыва и форсунок является нержавеющая сталь. Компоненты системы являются съемными и извлекаемыми через люки сосуда для проведения технического обслуживания по мере необходимости.

Суточный объем отложений мехпримесей определяется разницей содержания КВЧ на входе и выходе в аппарат, умноженной на суточный объем очищаемой воды. Частота промывки устанавливается в зависимости от толщины накопления осадков, которые не должны превышать 10–15 мм в промежутках между промывками, в противном случае осадки уплотняются и необходимо значительное время для их размыва. Оптимальная частота промывок определяется опытным путем для каждого месторождения.

Если же допустить накопления мехпримесей на внутренних поверхностях аппарата в большом количестве, то возникнет реальная проблема по очистке от накопившихся уплотненных осадков.

При обслуживании аппарата необходимо следить за ходом технологического процесса. При этом внимание должно быть обращено на:

– оптимальное поддержание межфазных уровней «газ-нефть», «нефть-вода»,

в соответствующих зонах, контроль своевременного вывода газа, нефти и шлама лучше производить в автоматическом режиме;

– контроль изменения давления на входе в аппарат.

Необходимо также учитывать, что элементы запорно-регулирующей арматуры, установленные в системе гидроразмыва, могут подвергаться серьезной выработке из-за эрозии. Проходные сечения арматуры должны быть полностью открыты или полностью закрыты, дросселирование – нежелательно.

Кроме двухуровневой системы гидроразмыва осадков в аппаратах АГОВ ООО НПП «Контэкс» разработана и применяется система очистки внутренних устройств острым паром. Пропарку аппарата по мере необходимости производить один – два раза в год. Очистку внутренних устройств паром можно осуществлять поочередно: левой и правой секции. Наиболее эффективно проведение пропарки аппарата совместно с промывкой полочных насадок водой и удалением осадков с помощью системы гидоразмыва.

Косвенным показателем отложения осадков на полочных насадках является повышение перепада давления на входе в секцию насадок и на выходе из нее более 0,01 МПа. Добыча НИ И ГАЗА

Для стабильной работы аппарата АГОВ, сокращения циклов промывки и получения промысловой сточной воды с показателями, соответствующими технической характеристике, рекомендуется перед аппаратами АГОВ устанавливать отстойники воды ОВК или ОВКпф, производства ООО НПП «Контэкс», в зависимости от условий, которые будут предотвращать залповые поступления мехпримесей в аппараты АГОВ, после обработки скважин, закачки в систему подготовки загрязненной воды из дренажных емкостей, прудов отстойников, ливневых стоков и т.д.

Одноразовая закачка непосредственно в аппарат АГОВ загрязненной воды из ливневой канализации, дренажных емкостей и прудов отстойников, может привести к полному заполнению полочных насадок загрязнениями и выводу его из строя.

Флотатор-дегазатор ФДК (рис. 4.34.) применяется для отделения газа и нефти из пластовой воды на установках предварительного сброса воды и установках подготовки нефти.

Флотатор-дегазатор представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость с эллиптическими днищами, рассчитанную на работу под внутренним избыточным давлением. Перед аппаратом устанавливается дестабилизатор фазового состояния потока 2, в котором расположен штуцер ввода воды 3. Данный штуцер оборудован распределителем воды, выполненным в виде отводов.

Дестабилизатор выполняет двойную функцию: во-первых, в его зоне разряжения происходит разрыв бронирующих оболочек эмульгированной нефти, во-вторых происходит высвобождение растворенного в воде газа. При недостаточном содержании газа имеется конструктивная возможность использовать газ первой ступени сепарации для дополнительного насыщения им воды.

В флотаторе пузырьки газа образуются во флотационной зоне за счет выделения растворенного газа из газонасыщенной сточной воды в результате снижения давления при поступлении ее в эту зону.

Рис. 4.34. Флотатор – дегазатор ФДК

1 – корпус; 2 – дестабилизатор фазового состояния потока; 3 – ввод воды; 4 – вывод воды; 5 – переливные перегородки; 6 – распределительно-коалесцирующие устройства; 7 – короб сбора нефти; 8 – вывод нефти; 9 – вывод газ; 10 – устройство улавливания капельной жидкости.

Газонасыщенная вода через патрубок ввода вводится в нижнюю часть флотационной зоны с помощью перфорированного распределителя. Сточная вода поднимается во флотационной зоне со скоростью, обеспечивающей длительность пребывания воды во флотационной зоне около 20 мин.

Выделяющиеся пузырьки газа, поднимаясь вверх, встречают на своем пути дисперсные частицы, распределенные в воде. Дисперсные частицы, которые плохо смачиваются водой (капельки нефти), захватываются пузырьками и флотируются на поверхность, образуя там слой пены. Уловленная нефть собирается в короб для сбора нефти и выводится из аппарата. За переливными перегородками 5 расположены распределительно- коалесцирующие устройства 6, служащие для интенсификации процесса.

Коалесцирующие распределительные устройства выполнены из листа, имеющего специальные просечки, расположенные в шахматном порядке и отогнутые по ходу потока. Вывод газа в факельную систему низкого давления осуществляется через штуцер 9 с устройством улавливания капельной жидкости 10. Содержание примесей (мг/л) в сточной воде, поступающей в резервуар-флотатор на очистку, должно быть: нефти – 300, механических примесей – до 300.

Остаточное содержание в очищенной воде, выходящей из резервуара-флотатора, составляет (мг/л): нефти – 4–30, механических примесей – 10–30.

В качестве третьей ступени очистки сточной воды в схеме может быть использован буфер-дегазатор воды, который кроме основной функции по полной дегазации воды и создания буфера перед насосами откачки может дополнительно, как осадить из воды мехпримесь, так и вывести пленочную нефть из аппарата.

Несмотря на определенные успехи по автоматизации процессов подготовки нефти, большое количество существующих объектов до сих по не оснащено необходимыми приборами и средствами регулирования.

Каждый объект обязательно должен иметь достаточный перечень приборов и средств КИПиА, позволяющие контролировать и стабилизировать ход процессов в достаточно узком диапазоне изменений качества исходных эмульсий. Стабильность, на отлаженной, технологии зависит от внешних и внутренних (накопленных) возмущений, вносимых в процесс. Компенсировать их с помощью управляющих воздействий бывает сложно из-за отсутствия необходимой информации и низкой эффективности многих управляющих воздействий. Большинство вносимых в процесс возмущений не контролируется или информация о них поступает с большим

опозданием. В этом случае приходится бороться с последствиями вносимых возмущений, а не с самими возмущениями.

Значительное влияние на стабильность работы оказывают самовыравнивающиеся свойства аппарата. Ограниченное количество управляющих воздействий делает еще более значимой работу по настройке технологических процессов и выбору соответствующего режима работы. Силами обслуживающего персонала работы по настройке технологического процесса, по которой подразумевается выявление слабых мест в технологии подготовки нефти, модернизации технологической схемы и оборудования, подбора адекватного технологического режима и т.д. практически невозможно осуществить. Эти виды работ проводят специалисты ООО НПП «Контэкс» в ходе пуско-наладочных работ и дальнейшего научно-технического сопровождения. Задача обслуживающего персонала сводится к

поддержанию выбранного технологического режима по стабилизации процессов предварительного сброса воды, обезвоживания и обессоливания нефти и подготовки сточной воды.

Это помогает избежать часто применяемого на практике избыточному компенсирующему управляющему воздействию в виде ударной дозировки деэмульгатора, повышения температуры подогрева нефти, увеличения (если это возможно) времени отстоя и т.д. Такие меры не всегда обеспечивают стабилизацию процесса и экономически не оправданы.

Совершенствование промысловых систем может быть достигнуто только на основании изучения конкретных особенностей водонефтяных эмульсий, которое может выполнить ООО НПП «Контэкс» на договорной основе своими специалистами.

При этом особое внимание уделяется качеству сбрасываемой воды с целью снижения возможных потерь нефти со сбрасываемой водой и ее применения в системе ППД.

Неоптимальное технологическое и конструктивное оформление процессов и аппаратов, замена рекомендуемых проектом аппаратов на «псевдоаналогичные» в целях экономии капвложений делает процессы более чувствительными даже к незначительному изменению технологических свойств обрабатываемой нефти, приводит к нарушению и срыву процессов обезвоживания и обессоливания нефти, тем самым многократно снижая технологическую надежность установки.

Опыт эксплуатации данного комплекса аппаратов показывает, что применение оборудования НПП «Контэкс» позволяет достигнуть большого экономического эффекта в снижении стоимости подготовки нефти за счет:

• Снижения потребности в емкостной аппаратуре в 1,5–2 раза из-за его высокой единичной производительности;

• Снижения расхода дорогостоящих деэмульгаторов на 15–20%;

• Снижения температуры ведения технологического процесса на 5–8 °С;

• Повышения технологической надежности объектов подготовки нефти благодаря устойчивой работе установок по производительности, давлению, температуре и подготовленности эмульсии к расслоению при колебаниях входных параметрах сырья.

ООО НПП «Контэкс», как инжиниринговая фирма, в своей работе важнейшим элементом видит принципиально новый подход к разработке технологического оборудования не как к отдельным аппаратам, а как к единому технологическому комплексу, в котором эмульсия в предыдущем аппарате готовится для обработки в последующем, а весь комплекс обеспечивает требуемые технологические показатели.

ООО НПП «Контэкс» готово решать вопросы промысловой подготовки нефти не только путём применения разработанных технических средств, но и путём реконструкции основного технологического процесса, т.е. сброса воды (обезвоживания нефти). Это достигается как реконструкцией

внутренних устройств в технологической аппаратуре, так и структурной реконструкцией установок (УПН и УПСВ).

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

источник

Добавить комментарий