Установки с применением блочного оборудования

В настоящее время в связи с применением напорных однотруб­ных схем сбора нефти, газа и воды все процессы, связанные с вы­делением газа из нефти, и последующей подготовки нефти, газа и воды сосредоточиваются обычно в одном пункте – центральном пункте сбора и подготовки нефти, газа и воды. При строительстве установок на центральных пунктах сбора и подготовки нефти, газа и воды обычно используется блочное оборудование и на площадке монтаж их сводится в основном к установке аппаратов и обвязке их трубопроводами.

На нефтяных месторождениях в зависимости от объемов добы­чи нефти наиболее приемлемы две основные типовые схемы обез­воживающих установок: 1) для небольших и средних по величине нефтяных месторождений и 2) для крупных месторождений.

На рис.7.1 показана принципиальная технологическая схема установки по обезвоживанию нефти для небольших и средних но величине нефтяных месторождений – объем добычи нефти до 2 – 3 млн. т/год (6000 – 9000 т/сут.).

Продукция обводненных скважин (а если на месторождении нет раздельного сбора продукции обводненных и безводных сква­жин, то продукция всех скважин) поступает по сборному кол­лектору I в сепаратор 1 первой ступени, где газ отделяется от нефти обычно при давлениях около 0, 4 – 0, 6 МПа. В качестве сепараторов первой ступени обычно применяются сепа­раторы типа СУ-1 или СУ-2 производительностью 750, 1500, 3000 и 5000 м³/cyт. Отделившийся на первой ступени газ по ли­нии II под давлением 0, 4 – 0, 6 МПа направляется непосредственно к потребителю или на установку по подготовке газа. Она располагается рядом с установкой по подготовке нефти или на некотором удалении от нее, если па подготовку поступает газ с нескольких установок по подготовке нефти.

Рис. 7.1 Технологическая схема подготовки нефти с использованием подогревателей-деэмульсаторов

 

Нефтяная эмульсия из сепаратора по трубопроводу подается в сепаратор-делитель потока 2. Сепаратор-делитель потока пред­назначен для выполнения следующих трех основных операций: отделения остаточного газа от нефти перед поступлением ее в подо­греватели-деэмульсаторы, сброса свободной воды, отделившейся от нефтяной эмульсии, и разделения нефтяной эмульсии на несколько равных по производительности потоков для равномерной загрузки основных аппаратов (подогревателей-деэмульсаторов).

Выделившийся газ из сепаратора-делителя 2 по линии IV и из подогревателя-деэмульсатора 3 по линии VI поступает на установку подготовки газа, а отделившаяся в аппарате 2 пласто­вая вода по линии XI – на установку подготовки воды.

Нефтяная эмульсия из сепаратора-делителя 2 по трубопро­воду V поступает в подогреватель-деэмульсатор 3. Подогреватель-деэмульсатор является основным аппаратом установок по обезво­живанию нефти на месторождениях. Из него обезвоженная нефть при повышенной температуре по трубопроводу VIII поступает в сепаратор 4. Отделившаяся вода, содержащая некоторое коли­чество реагента, выводится из аппарата по линии VII. Эта вода может полностью или частично при помощи насоса подаваться в линию I перед сепаратором первой ступени с целью более пол­ного использования реагента. В подогревателе-деэмульсаторе газ и вода отделяются от нефти обычно при температуре 40 – 60 ⁰С и давлении около 0, 2 – 0, 3 МПа, а окончательная сепарация проводится под вакуумом (остаточное давление 0, 07 – 0, 08 МПа), или в сепараторе 4 горячей вакуум­ной сепарации.

Готовая нефть после горячей вакуумной сепарации по трубо­проводу Х поступает на прием насосов системы безрезервуарной сдачи нефти в магистральный нефтепровод, а газ по газо­проводу IX подается на прием вакуум-компрессоров и далее па установку по подготовке газа.

На рис. 7.2 приведена принципиальная технологическая схема установки по обезвоживанию нефти для крупных нефтяных место­рождений или для группы нефтяных месторождений с объемами добычи нефти свыше 5 – 6 млн. т/год. В некоторых случаях произ­водительность таких установок может достигать 12млн. т/год (до 36 тыс. т/сут).

Эта принципиальная схема не отличается от предыдущей схемы, за исключением того, что вместо подогревателя-деэмульсатора здесь установлены два аппарата: нагреватель 3 и отстойник 6 со встроен­ным в него сепаратором 5.

На установках большой производительности из-за ограничен­ной мощности одного подогревателя-деэмульсатора их требуется устанавливать несколько (иногда до 10 – 12), что создает определенные трудности при эксплуатации, поэтому на установ­ках большой производительности вместо подогревателей-деэмульса­торов устанавливают отдельно блочные печи большой мощности и отстойники с встроенными сепараторами. При рациональном на­боре небольшого числа аппаратов можно обеспечить подготовку в них значительных объемов обезвоженной нефти. С уменьше­нием общего числа устанавливаемых аппаратов на установках подготовки нефти значительно сокращается площадка под установку, что имеет большое значение в условиях Западной Сибири, где большинство нефтяных месторождений расположено на за­болоченной местности с ограниченными возможностями выбора относительно сухих незаболоченных участков для строительства центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды.

 

Рис.7.2. Технологическая схема подготовки нефти с использованием раздельных аппаратов для нагрева и отстоя: 1 – сепаратор первой ступени; 2 – сепаратор-делитель потока; 3 – печь; 4 – вакуум­ный сепаратор; 5 – встроенный сепаратор отстойника; 6 – отстойник. Линии: I – ввод эмульсии; II, IV, VI, VIII, IX – газ; III – эмульсия после первой ступени сепарации; V – эмульсия после сепаратора-делителя; VII, XI – вода; X – подготовленная нефть; XII – подача реагента

 

В той и другой установках обычно перед первой ступенью сепарации по линии XII подается химический реагент (деэмульгатор). При подаче реагента в этой точке в сепараторе 1 дости­гается хорошее перемешивание его с эмульсией, что является од­ним из условий глубокого разрушения ее до поступления в отстойные емкости.

В качестве сепараторов первой ступени применяются сепара­торы СУ-2 производительностью 5000 м³/сут. и рабочим давле­нием 1 МПа или сепараторы с раздельным вводом нефти и газа в аппарат производительностью до 16 000 м³/сут.

В некоторых случаях, когда нефтяная эмульсия, поступающая со скважин, содержит значительное количество свободной воды, на первой ступени могут быть установлены сепараторы с предвари­тельным сбросом свободной воды. Большое количество свободной воды может отделиться из продукции скважин в случае, если хи­мический реагент подается на значительном удалении от центрального пункта сбора и подготовки нефти (например, на автоматизированной блочной замерной установке, на ДНС и т. п.).

В качестве сепараторов с предварительным сбросом свобод­ной воды могут использоваться установки типа УПС (установки с предварительным сбросом свободной воды) производительностью до 10 000 м³/cyт. на рабочее давление 0, 6 МПа, а также трехфазный сепаратор производительностью 20 000 т/сут. на рабочее давление 0, 6 МПа конструкции Гипротюменнефтегаз.

Наибольшее распространение в технологических схемах уста­новок получили блочные автоматизированные сепараторы-дели­тели потока, которые помимо сепарации и сброса свободной воды обеспечивают и разделение потоков. Они разработаны на произ­водительность 6300, 10000, 16000 и 30000 т/сут. и на рабочее давление 0, 6 МПа.

Сепараторы-делители потока являются очень важной состав­ной частью установок по обезвоживанию нефти, когда для обез­воживания применяются несколько подогревателей-деэмульсато­ров или блочных печей, подключенных параллельно. До разра­ботки сепараторов-делителей потока никакими простыми сред­ствами автоматики не удавалось добиться равномерной загрузки по потокам подогревателей-деэмульсаторов или печей. Только с появлением сепараторов-делителей потока эта проблема была решена полностью.

Кроме указанных выше основных функций, которые выпол­няют сепараторы-делители потока, необходимо упомянуть еще одну дополнительную функцию, имеющую большое значение для обеспечения устойчивой работы подогревателей-деэмульсаторов или печей. Как известно, при однотрубной системе сбора нефти и газа, особенно, когда нефтегазовые коллекторы прокладываются в сильно пересеченной местности, заметное влияние на устойчивость работы всей технологической схемы обезвоживания оказы­вают пульсации нефтегазовой смеси в нефтегазосборных коллек­торах. Эти пульсации появляются в связи с тем, что на понижен­ных местах трубопроводов скапливается жидкость, а на повышен­ных – газ. При перекрытии сечения трубы жидкостью газ про­талкивает эту жидкость в виде пробки, и в сепаратор первой сту­пени поступает порция жидкости значительного объема, а затем порция газа. В сепараторах, таким образом, также наблюдаются явления пульсации.

Подогреватели-деэмульсаторы или печи весьма " чувствительны" к пульсациям потока (при аномально больших поступлениях жидкости может резко понизиться температура подогреваемой эмульсии и нарушиться режим обезвоживания). В результате же разделения поступающей продукции на несколько равных потоков влияние пульсаций при подаче жидкости в подогреватели-деэмульсаторы или печи ослабляется пропорционально числу потоков, выходящих из сепаратора-делителя.

В качестве отстойной аппаратуры после печей применяются горизонтальные отстойники.

При подготовке легких нефтей после нагрева в печах обычно выделяется значительное количество газа, что сокращает произ­водительность отстойной аппаратуры, а в некоторых случаях мо­жет полностью нарушить процесс отстоя. Поэтому важным усло­вием работы отстойников является предотвращение выделения газа из нефти. Для этого разработаны отстойники типа ОГ-200С и с встроенными сепараторами, в которых перед отстойной секцией выделяется газ из поступающей продукции.

Для последней ступени сепарации – выделения газа из нефти под вакуумом (остаточное давление 0, 07– 0, 08 МПа), при температуре подготовки нефти – разработаны блочные автоматизированные установки вакуумной сепарации про­изводительностью 10000 и 16000 т/сут. по готовой нефти. Число вакуумных сепараторов каждого типа на установке подготовки нефти определяется в зависимости от общей производительности установки.

После вакуумных сепараторов нефть поступает в буферные ре­зервуары, а оттуда по закрытой системе в магистральный нефте­провод.

 

7.2 Установки подготовки нефти с использованием стационарного оборудования

До последнего времени строились установки подготовки нефти с использованием не блочного, а стационарного оборудования. Поэтому большинство действующих установок по подготовке нефти укомплектовано стационарным оборудованием. Основные отличия таких установок от установок с блочным оборудованием следующие:

1) процесс сепарации завершается до поступления нефтяной эмульсии на установку;

2) нефтяная эмульсия подается на установку из сырьевых ре­зервуаров или резервуаров с предварительным сбросом воды при помощи насосов, напор которых подбирается с таким расчетом, чтобы всю продукцию пропустить через технологическую цепочку установки; в некоторых случаях применяются дополнительные насосы для стабилизационного блока;

3) применяется теплообменное оборудование для передачи тепла от более горячей подготовленной нефти к более холодной сырой нефти, поступающей на установку;

4) для получения обессоленной нефти в технологическую схему подключаются электродегидраторы или отстойники;

5) для стабилизации нефти (при этом получаются также сжи­женные газы и нестабильный бензин) в схеме предусматривается нефтестабилизационная колонна. Однако в последнее время стабилизационные колонны не монтируются.

В зависимости от требуемой глубины подготовки нефти при­меняются следующие виды стационарных установок:

1) установки по термохимическому обезвоживанию нефти (ТХУ);

2) установки по электрическому обессоливанию нефти (ЭЛОУ);

3) установки комплексной подготовки нефти (УКПН), на ко­торых помимо обезвоживания и обессоливания осуществляется и стабилизация нефти.

Установки по электрообессоливание нефти в последнее время отдельно не строятся, а входят в состав УКПН.

Установки термохимической подготовки нефти. На нефтяных месторождениях установки термохимической подготовки нефти получили наибольшее распространение. Принципиальная схема та­кой установки показана на рис. 7.3.

Рис. 7.3. Технологическая схема термохимической установки подготовки нефти: 1 – сырьевой резервуар; 2 – насос; 3 – теплообменник; 4 – печь; 5 – отстойник; 6 – резервуар готовой нефти. Линии: I – сырая нефть; II – готовая нефть; III – дренажная вода; IV – ввод реа­гента в поток; V – ввод дренажной воды

 

В технологическую схему ТХУ обычно входят сырьевые ре­зервуары или резервуары с предварительным сбросом воды, центробежные насосы, теплообменники, нагревательные печи, от­стойники и резервуары для подготовленной нефти. Принцип ра­боты установки заключается в следующем.

Нефтяная эмульсия I из сырьевого резервуара или резервуара с предварительным сбросом воды 1 насосом 2 через теплообмен­ник 3 поступает в печь 4, где нагревается до температуры, необ­ходимой для разрушения нефтяной эмульсии. Из печи 4 нефтяная эмульсия поступает в отстойник 5, где нефть отделяется от воды. После отстойника нефть проходит через теплообменник 3, отдает часть тепла поступающей на установку сырой нефти и поступает в резервуар 6 готовой нефти для последующего транспорта по магистральному нефтепроводу.

Химический реагент, в отличие от установок с использованием блочного оборудования, подается по линии IV или перед сырье­выми резервуарами (резервуарами с предварительным сбросом воды) или перед сырьевыми насосами.

Часть горячей воды, содержащей реагент, после отстойника 5 может быть возвращена на установку и подана по линии V в поток перед резервуарами с предварительным сбросом воды. Остальная часть отделившейся в от­стойнике 5 воды поступает на установку по подго­товке сточных вод.

В качестве сырьевых резервуаров на установках ТХУ применяются вертикальные стальные резер­вуары типа РВС емкостью от 700 до 10000 м³. Резервуары с предваритель­ным сбросом свободной воды оборудуются распределительными маточника­ми и переливными труба­ми. Наиболее широко применяются ре­зервуары с предваритель­ным сбросом свободной воды, разработанные ин­ститутом ТатНИПИнефть.

Резервуар состоит (рис. 7.4) из днища, стенок и крыши. В нижней части резервуара имеются три патрубка, к которым при­соединяются внешние и внутренние коммуникационные линии об­водненной нефти 1, отделившейся воды 5 и нефтяной эмульсии 7 после отделения свободной нефти. К подводящей линии обводнен­ной нефти присоединяются радиальные отводы 2 для подачи обводненной нефти в перфорированные распределительные трубы 3, которые располагаются обычно по периферии на уровне 0, 5 – 1, 0 м от днища. Ко второму патрубку присоединяется сливная труба 7 с воронкой 4 и к третьему – переливная труба 6 с воронкой 4 и уравнительной трубой 8.

Принцип работы резервуара с предварительным сбросом воды заключается в следующем: нефтяная эмульсия после окончатель­ного отделения от нее газа в концевых сепараторах поступает в резервуар через отверстия в распределительных трубах. В ре­зервуаре происходит расслоение свободной воды и нефти. Свобод­ная пластовая вода, имеющая большую плотность, оседает вниз, а нефть со связанной эмульсионной водой всплывает вверх.

 

Рис. 7.4. Резервуар с предварительным сбросом воды конструкции ТатНИПИнефть: 1 – линия обводненной нефти; 2 – радиальный отвод; 3 – распределительная труба; 4 – во­ронка; 5 – линия отделившейся воды; 6 – переливная труба; 7 – сливная труба; 8 – уравнительная труба

 

При поддержании границы раздела вода – нефть выше отводов эмульсионная нефть проходит через толщу воды, которая содержит некоторое остаточное количество реагента, что способствует наи­более полному удалению свободной воды из нефтяной эмульсии. Отстоявшаяся вода по мере ее накопления автоматически сбрасы­вается через переливную трубу 6, а нефтяная эмульсия сливается по трубе 7 и поступает на прием насоса установки.

 

7.3 Установки комплексной подготовки нефти

На установках комплексной подготовки нефти (УКПН) осу­ществляются процессы ее обезвоживания, обессоливания и ста­билизации. Процесс обезвоживания нефтяных эмульсий на УКПН ничем не отличается от этого процесса на стационарных термохими­ческих установках. Для обессоливания нефти на УКПН в поток обезвоженной нефти добавляют пресную воду и тщательно переме­шивают его, создавая искусственную эмульсию. Затем эта искус­ственная эмульсия поступает в отстойники, где происходит отде­ление воды. В некоторых случаях для ускорения отделения воды искусственную эмульсию пропускают через электродегидраторы.

Установки подготовки нефти, на которых проводится обезво­живание и обессоливание с использованием электродегидраторов, называются электрообессоливающими (сокращенно: ЭЛОУ).

Процесс стабилизации нефти, под которым понимается отделение от нее легких (пропанобутановых и частично бензино­вых) фракций, осуществляется в специальных стабилизационных колоннах под давлением и при повышенных температурах. После отделения легких углеводородов из нефти последняя становится стабильной и может транспортироваться до нефтеперерабатываю­щих заводов без потерь. Отделившись в стабилизационной ко­лонне, легкие фракции конденсируются и перекачиваются на газофракционирующие установки или газобензиновые заводы для дальнейшей их переработки. Однако в настоящее время стабилизационные установки не используются.

Принципиальная схема установки комплексной подготовки нефти представлена на рис. 7.5.

Левая часть схемы, включая отстойник 3, представляет уста­новку обезвоживания, в которой сырая нефть по линии I подается насосом 1 в теплообменник 2, где нагревается стабильной нефтью, поступающей по линии V с низа стабилизационной колонны 6. Подогретая нефть по линии II подается в отстойник 3, а из отстой­ника обезвоженная нефть по линии III направляется в следующий отстойник или электродегидратор 4. В поток обезвоженной нефти добавляется пресная вода по линии IX для отмывки солей.

Рис. 7.5. Принципиальная схема установки комплексной подготовки нефти (УКПН): 1 – насос; 2 – теплообменник; 3 – отстойник; 4 – электродегидратор; 5 – тепло­обменник; 6 – стабилизационная колонна; 7 – конденсатор-холодильник; 8 – емкость орошения; 9 – насос; 10 – печь; 11 – насос. Линии: I – сырая нефть; II – подогретая нефть; III – обезвоженная нефть; IV – обессоленная нефть; V – стабильная нефть; VI – верхний продукт колонны; VII – широкая фракция; VIII – дренажная вода; IX – подача пресной воды

 

В некоторых случаях для улучшения степени обессоливания могут применяться вместо одного отстойника или электродегидратора два последовательно включенных аппарата. В них происходит окончательное обессоливание нефти. Обессоленная нефть после электродегидратора (отстойника) по линии IV через теплообмен­ник 5 поступает в отпарную часть стабилизационной колонны 6. В теплообменнике 5 нефть нагревается до 140 – 160 ⁰С за счет тепла стабильной нефти, поступающей по линии V с низа колонны 6. Процессы обезвоживания и обессоливания проводятся обычно при довольно умеренных температурах (около 50 - 60 ⁰С) и редко при более высоких (до 80 ⁰С).

В нижней и верхней частях стабилизационной колонны уста­новлены тарелки – устройства, способствующие лучшему разде­лению. В нижней части отпарной колонны поддерживается более высокая температура (до 240 ⁰С), чем температура поступающей в колонну нефти за счет циркуляции части стабильной нефти с низа колонны по линии XI через печь 10. В результате этого из нефти интенсивно выделяются легкие углеводороды, которые мо­гут увлекать с собой и более тяжелые компоненты. Продукты ис­парения поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны и оттуда по линии VI в конденсатор-холодильник 7. В конденса­торе-холодильнике пары охлаждаются до 30⁰С, при этом большая часть их конденсируется и накапливается в емкости орошения 8. Несконденсировавшиеся легкие углеводороды сверху емкости оро­шения по линии Х обычно подаются в качестве топливного газа к горелкам печи 10.

Часть сконденсировавшихся легких углеводородов (широкая фракция) по линии VII с низа емкости 8 насосом 9 подается в ре­зервуары для хранения, а другая часть направляется в верх­нюю часть стабилизационной колонны в качестве орошения.

ОБСЛУЖИВАНИЕ НАСОСОВ

⇐ Предыдущая9101112131415161718Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. A.5.7. Панель тормозного оборудования
2. II. Описание экспериментальной установки.
3. А. ОБСЛУЖИВАНИЕ РЕАГЕНТНОГО ХОЗЯЙСТВА И УСТАНОВКИ ПО ГИДРАЗИННОЙ ОБРАБОТКЕ ВОДЫ
4. Анализ состояния оборудования, эффективности работы элементов технологической схемы
5. Атомные паротурбинные установки
6. Б11.5 Цели, принципы и методы в оценки машин и оборудования. Области применения и ограничения методов оценки машин и оборудования
7. Безопасность технологических процессов и производственного оборудования
8. В каких случаях действия лица по управлению транспортным средством с нарушением правил установки на нем государственных регистрационных знаков подлежат квалификации по ч. 1 ст. 12.2 КоАП РФ?
9. В условиях, связанных с применением физической силы, специальных средств, огнестрельного оружия
10. Ведомость монтируемого электрооборудования
11. Виды мотивационных состояний: установки, интересы, желания, стремления, влечения
12. Вопрос №4: Классификация оборудования для хранения материалов по назначению и конструктивным особенностям.