Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Работа системы сбора и подготовки нефти на примере в НГДУ "Федоровскнефть" Федоровского нефтяного месторождения

Работа системы сбора и подготовки нефти на примере в НГДУ "Федоровскнефть" Федоровского нефтяного месторождения

Изложение принципов разработки месторождения, работы системы сбора и подготовки нефти в нефтегазодобывающих предприятиях: свойства пластовых жидкостей и газов; конструкция типовой скважины; технологическая схема сбора и подготовки скважинной продукции.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 27.05.2014
Размер файла 2,6 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Поступившая на дожимную насосную станцию (ДНС) газо-водонефтяная эмульсия ступенчато сепарируется от попутного нефтяного газа и направляется на предварительное отделение воды на установки предварительного сброса воды (УПСВ) ,размещаемые или на площадке ДНС, или на отдельной площадке. В зависимости от проектных решений установки предварительного сброса воды оборудуются технологическими отстойниками, нагревателями, аппаратами, насосным оборудованием. Предварительно подготовленная нефть по системе напорных трубопроводов поступает на товарные парки, где на установках подготовки нефти (УПН) проходит ступенчатую подготовку до товарной кондиции. Товарная нефть по системе трубопроводов поступает на коммерческие узлы учета объединенной измерительной системы Федоровской концевой сепарационной установки (КСУ), где осуществляется прием - сдача нефти в систему трубопроводного транспорта нефти АК «Транснефть» и транспортируется на нефтеперерабатывающие заводы.

5.2.1 Описание технологической схемы системы сбора и подготовки нефти применяемой на Федоровском нефтяном месторождении

Газо-водонефтяная эмульсия из системы нефтесбора поступает через устройство предварительного отбора газа (УПОГ) в сепараторы I ступени сепарации ДНС, где сепарируется от попутного нефтяного газа и направляется в сепараторы-буферы. Из сепараторов-буферов нефть откачивается насосами внешней перекачки на УПСВ или УПН. В связи с высокой коррозионной агрессивностью обводненой нефти в напорный коллектор ДНС дозировочными насосами блока реагента (БР) подается ингибитор коррозии. В случае невозможности внешней откачки предусмотрено поступление нефти из сепараторов-буферов в аварийный резервуар (РВС).

Газ, выделившийся из газо-водонефтяной эмульсии в УПОГ и сепараторах I ступени сепарации, через газосепаратор направляется в газопровод на компрессорные станции (КС), газоперерабатывающий завод (ГПЗ) или Сургутскую ГРЭС. Газ, выделившийся из нефти в сепараторах-буферах, направляется на компрессор низких ступеней для последующей утилизации. Выделившийся в газосепараторе, конденсат отводится на вход сепараторов-буферов.

На УПСВ разгазированная водонефтяная эмульсия из сепаратора I ступени сепарации поступает на печи трубчатые для нагрева и далее на отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Нефть из отстойников направляется в сепараторы-буферы и далее насосами внешней перекачки откачивается на УПН. Выделившаяся в отстойниках из эмульсии, подтоварная вода поступает в очистные РВС, где происходит подготовкаподтоварной воды к утилизации в систему поддержания пластового давления (ППД). Очищенная вода с содержанием нефтепродуктов до 100 мг/л из очистных РВС насосами подтоварной воды подается на вход кустовой насосной станции (КНС) системы ППД. Нефтяная пленка из очистных РВС через сливной стояк отводится в аварийный РВС. Для ускорения процесса разделения эмульсии на нефть и воду производится подача деимульгатора в газо-водонефтяную эмульсию на входе УПСВ дозировочными насосами блока реагента.

В настоящее время широко эксплуатируются УПСВ с аппаратами типа «Хитер-Тритер», в которых процессы нагрева и разделения эмульсии на нефть и воду происходят в трехфазном аппарате. Для нагрева эмульсии используется часть попутного газа, выделяющегося в самом аппарате.

На УПН, предварительно подготовленная на УПСВ, нефть после первичного подогрева в печи I ступени и разгазирования в сепараторе I ступени поступает в отстойники, где происходит дальнейшее разделение эмульсии на нефть и воду. Нефть из отстойников после подогрева в печи II ступени и разгазирования в сепараторе II ступени поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание нефти до остаточного содержания воды не более 1%. Из электродегидраторов нефть через сепараторы-буферы поступает в товарные РВС, откуда насосами внешней перекачки откачивается на коммерческий узел учета нефти.

Выделившийся в отстойниках и электродегидраторах, подтоварная вода поступает в очистные РВС, где происходит отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде. Подготовленная вода из очистных РВС насосами подтоварной воды подается на вход кустовой насосной станции (КНС) системы поддержания пластового давления. Нефтяная пленка из очистных РВС через сливной стояк насосами внутренней перекачки подается на вход УПН. Для ускорения процесса отделения нефти от подтоварной воды производится подача деимульгатора на входе УПН дозировочными насосами блока реагента.

Газ, выделившийся из нефти в сепараторах I и II ступеней и сепараторах-буферах, направляется на компрессор низких ступеней для последующей утилизации.

На Федоровском месторождении в первоначальном варианте была запроектирована система раздельного сбора безводной и обводненной нефти.

В последних проектах применена герметизированная система сбора нефти и газа с совместным сбором безводной и обводненной продукции скважин с предварительным сбросом пластовой воды на УПСВ ДНС.

В связи с ростом объемов добычи нефти пласта АС4-8 Тюменским филиалом института СургутНИПИнефть была выполнена «Схема генерального обустройства Федоровского нефтегазового месторождения с учетом ввода в разработку пласта АС4-8». Этой схемой предусматривалось сбор нефти со скважин пластов АС4-8 осуществлять по самостоятельной системе нефтегазопроводов, что обусловлено, возможно, высоким буферным давлением и особыми реологическими свойствами нефти пластов АС4-8. Добывающие скважины пластов АС4-8 подключаются к существующим и вновь проектируемым дожимным насосным станциям, с учетом наличия свободных мощностей и условий прокладки коммуникаций.

В соответствии с выполненной схемой скважины пластов АС4-8 подключаются к десяти дожимным насосным станциям (ДНС-4, ДНС-9, ДНС-10, ДНС-11, ДНС-12, ДНС-15, ДНС-16, ДНС-17, ДНС-18, УПСВ при ЦПС).

В связи с высоким газосодержанием и повышенной устойчивостью нефти пластов АС4-8 разработана схема реконструкции ДНС. В соответствии с принципиальной схемой реконструкции ДНС нефть с большим газосодержанием поступает на ДНС самостоятельным потоком во входной сепаратор специальной конструкции, где отбирается основной объем свободного газа. Далее жидкость поступает в сепаратор первой ступени, после чего направляется на вход нагревателя или комбинированного аппарата типа «хитер-тритер». Газ из входного сепаратора и сепаратора первой ступени подается в газосепаратор специальной конструкции.

После нагрева и отстоя нефть поступает в буферную емкость (аварийную КСУ), откуда через аварийный резервуар, работающий в подключенном режиме, подается на прием откачивающего насоса.

Вода после отстойников («хитера-тритера») очищается и насосом подается в систему ППД.

В соответствии с современными требованиями, предъявляемыми к очистным сооружениям, на промыслах рекомендуется применять герметизированную схему очистки воды с использованием напорного оборудования.

В соответствии с допустимыми нормами содержания примесей в воде, закачиваемой в пласт, с целью поддержания пластового давления для пласта АС4-8 Федоровского месторождения, 35 мг/л твердых взвешенных веществ и 50 мг/л нефтепродуктов, в качестве технологических аппаратов можно использовать отстойники типа: ОВ-200, ОВ-100.

Для реализации предложенной схемы использованы две блочно-комплектные установки (УПН-5, УПН-6) после проведения их реконструкции, которая предусматривает проектирование и строительство дополнительного оборудования в составе каждой УПН: нагревателя на ступени предварительного обезвоживания (печь ПТБ-10) и одного отстойника.

В соответствии с проектом газ, выделившийся при сепарации на ДНС, подается компрессорными станциями на Сургутские ГРЭС-1, 2.

По состоянию на 01.01.2000 г. на Федоровском месторождении сбор продукции скважин осуществляется по напорной герметизированной схеме на десять ДНС: ДНС-2, ДНС-3, ДНС-4, ДНС-9, ДНС-10, ДНС-11, ДНС-12, ДНС-15, ДНС-16, ДНС-17. ДНС-1 находится в составе ЦПС.

Предварительный сброс воды осуществляется на всех ДНС Федоровского месторождения, за исключением ДНС-10.

Сепарация нефти на ДНС осуществляется в две ступени при давлениях на первой ступени 1,1-0,85 МПа и на второй 0,75-0,3 МПа. Предварительное обезвоживание нефти на ДНС-2, ДНС-3, ДНС-4, ДНС-11 (рис.3.2.-3.3.) осуществляется при естественной температуре поступающего сырья методом холодного отстоя в герметизированных отстойниках по следующей схеме. Продукция скважин под устьевым давлением поступает на площадке ДНС в устройство предварительного отбора газа, затем в сепаратор первой ступени сепарации.

Разгазированная нефть обезвоживается в отстойнике предварительного сброса воды и поступает в сепаратор-буфер, из которого насосами внешней откачки, через оперативный узел учета нефти, откачивается на ЦПС для товарной подготовки. Выделившийся газ подается на компрессорную станцию. Вода подается на очистные сооружения.

Для интенсификации процесса предварительного обезвоживания перед узлом первой ступени сепарации подается реагент-деэмульгатор.

На ДНС-9, ДНС-15 предварительное обезвоживание осуществляется с подогревом нефти по следующей схеме. Продукция скважин, поступающая на ДНС под устьевым давлением, разгазируется в узле первой ступени сепарации, затем нагревается в нагревателе (типа ПТБ-10) до необходимой температуры, разгазируется в сепараторе «горячей» ступени и поступает в отстойник предварительного обезвоживания, где производится отделение основной массы попутно-добываемой воды. Частично обезвоженная нефть поступает в сепараторы-буферы и далее насосами внешней откачки откачивается через оперативный узел учета на ЦПС для товарной подготовки.

Выделившийся на ДНС газ подается на компрессорную станцию. Отделяемая в отстойниках предварительного сброса вода поступает на очистные сооружения. Перед узлом первой ступени сепарации на входе ДНС подается реагент-деэмульгатор.

На ДНС-12, ДНС-16, ДНС-17 предварительное обезвоживание производится с применением комбинированных аппаратов нагревателей-водоотделителей («хитер-тритер»).

Продукция скважин разгазируется в устройстве предварительного отбора газа и сепараторе первой ступени и далее поступает в нагреватель-водоотделитель, где отделяется основная масса попутно добываемой воды. Частично обезвоженная нефть поступает в сепаратор-буфер, откуда насосами внешней откачки подается на ЦПС.

Выделившийся газ подается в газопровод. Отделившаяся в аппаратах «хитер-тритер» вода подается на очистные сооружения и далее в систему ППД.

На ЦПС сырая нефть поступает двумя потоками. Первый поток - высокообводненная газонасыщенная нефть непосредственно со скважин цехов добычи нефти (1 и 8) проходит последовательно две ступени сепарации и подготавливается в технологических резервуарах объемом 10000 м3 каждый (5 шт), откуда поступает в два товарных резервуара объемом 5000 м3. Второй поток нефти поступает с ДНС и подготавливается на двух УПН ГДР. Вся подготовленная нефть откачивается на пункт конечной подготовки нефти (Федоровская КСУ).

На первой ступени Федоровской КСУ газ не отбирается. Из КСУ газ направляется в четыре газосепаратора, а нефть в резервуары (2 нефтяных и 1 буферный) и сдается нефтепроводному управлению.

Подготовка воды, отделившейся в отстойниках Федоровского ЦПС, осуществляется в резервуарах объемом 5000 м3 (4 шт) с дальнейшей ее откачкой в буферные резервуары объемом 5000 м3 (3 шт).

Вода, отделившаяся от нефти первого потока ЦПС, также поступает в другую группу резервуаров объемом 5000 м3 (2 шт). Вода, подготовленная в этих резервуарах, откачивается на КНС.

Технологические параметры подготовки нефти приведены в таблице 5.2.

Основными параметрами процесса, по которым планируется оценивать изменения устойчивости, поступающей на подготовку эмульсии, с ростом доли пласта АС4-8 являются: удельный расход деэмульгатора, глубина сброса воды на ступени предварительного обезвоживания нефти, качество товарной нефти после УПН и резервуаров, необходимый температурный режим, поддерживаемый на ступени глубокого обезвоживания нефти.

Таблица 5.2. Основные технологические параметры подготовки нефти на Федоровском ЦПС

Наименование параметра

Величина параметра

Количество обводненной нефти, поступающей

на ЦППН, т/сут.

60000-70000

Объем подготовленной товарной нефти, т/сут

В т.ч. на УПН-3, 5

в резервуарах

18500-19500

13000-14000

5000-6000

Температура, 0С

Нагрева нефти в нагревателях УПН

В технологических резервуарах

в отстойных аппаратах первой ступени УПН

38-44

20-22

18-21

Давление, атм.

На входе УПН

В электродегидраторах

в промежуточном сепараторе УПН

в буферной емкости УПН

на первой ступени БСС

на КСУ

6,7-7,6

2,7-3,8

2,6-3,6

1,8-2,6

6,5-8,0

0,01-0,05

Общий расход деэмульгатора на подготовку

Нефти, г/т

В т.ч. на ЦППН

23-28

15-20

5.3 Система сбора и подготовки скважинной продукции ЦДНГ-3 НГДУ «Федоровскнефть»

В систему сбора и подготовки ЦДНГ-3 НГДУ «Федоровскнефть» входят:

групповые замерные установки типа «Спутник»;

дожимные насосные станции (С УПСВ)

5.3.1 Групповые замерные установки типа «Спутник»

На Федоровском месторождении при сборе скважинной продукции применяются автоматизированные замерные установки типа «Спутник АМ-40».

Групповые замерные установки типа «Спутник АМ-40» предназначены для автоматического измерения количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, с последующим определением дебита скважин. Кроме того, эти установки позволяют осуществлять периодический контроль за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматическую блокировку скважин при аварийном состоянии. Работает установка следующим образом.

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ4-40. При помощи переключателя ПСМ4-40 продукция одной из скважин направляется в замерный сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод.

Сепаратор с устройством регулирования расхода предназначен для отделения жидкости от газа, поступающих со скважины, и периодического пропускания жидкости через счетчик ТОР-1-50. На рис 5.12. изображен двухемкостной гидроциклонный сепаратор.

Рис.5.7. Принципиальная схема двухемкостного гидроциклонного сепаратора: 1 - центробежный дегазатор;2 - верхняя технологическая емкость; 3 - нижняя технологическая емкость;4 - перфорированные перегородки; 5 - газоочиститель; 6,7- сливная полка; 8 - уголковый разбрызгиватель; 9 - штуцер; 10 - вертикальная перегородка.

Продукция скважин поступает в гидроциклонную головку сепарацонной емкости, где происходит отделение газа от жидкости. При работе устройства регулирования расхода, в зависимости от уровня жидкости в сепараторе, могут наблюдаться следующие положения заслони и клапана регулятора расхода.

Заслонка и клапан регулятора расхода закрыты: при этом положении уровень жидкости в сепараторе высокий, идет дополнительное накопление жидкости и избыточного давления внутри сепаратора. Заслонка закрыта, а клапан регулятора расхода открыт: при этом положении уровень жидкости также высокий. Жидкость под действием избыточного давления внутри сепаратора пропускается через счетчик со скоростью 6-30 м3/ч. Продолжительность истечения жидкости через счетчик зависит от количества поступающей продукции скважин. При понижении уровня в емкости ниже половины диаметра нижней емкости заслонка начинает открываться и пропускать накопившийся газ в сборный трубопровод. Вследствие понижения давления газа в сепараторе, клапан регулятора расхода закрывается и вновь происходит накопление жидкости.

С помощью регулятора расхода и заслонки, соединений с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР-1-50 с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

Счетчик ТОР-1-50 выдает на блок местной автоматики (БМА) импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируются результаты измерений. Управление переключением скважин осуществляется БМА по установленной программе или по системе телемеханики. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1 и в системе гидравлического управления повышается давление. Привод переключается ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий дебита скважин, способов эксплуатации, состояния разработки месторожденияи др.

В установке предусмотрена возможность контроля работы скважины по отсутствию сигналов от счетчика ТОР-1-50.

В таблице 5.3 представленны основные технические данные ГЗУ «Спутник АМ-40».

Таблица 5.3. Основные технические данные групповой замерной установки «Спутник АМ-40».

Количество подключаемых скважин, не более

14

Рабочее давление, кгс/см2

Мпа

40

4

Диапазон измерения количества жидкости, м3/сут, не более

1-400

Перепад давления между сепаратором и коллектором, Мпа

4000

Пропускная способность установки, м3/сут, не более

0,03-0,12

Погрешность измерения, %

2,5

Установка имеет электрическое освещение, обогреватель, принудительную вентиляцию. Щитовое помещение имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели. Все оборудование смонтировано на металлическом основании. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.

Укрытие установок отличается легкостью, прочностью, устойчивостью к атмосферным воздействиям, хорошими теплоизолирующими свойствами.

Укрытие обеспечивает нормальные условия для работы аппаратуры и обслуживающего персонала. Электрическая проводка внутри установок проложена в стальных трубах.

5.3.2.Расчет сепарационной емкости групповой замерной установки «Спутник АМ-40»

Исходные данные необходимые для расчета:

Расчетное давление в аппарате: Р=4 Мпа

Внутренний диаметр верхней обечайки: Д1=0,36 м

Внутренний диаметр нижней обечайки: Д2=0,7 м

Внутренний диаметр люка нижней обечайки: Д3=0,26 м

Внутренний диаметр верхнего днища: Д4=0,36 м

Внутренний диаметр нижнего днища: Д5=0,7 м

Материал элементов сепарационной емкости:

Верхняя обечайка:Сталь 20 ГОСТ 1050-74

Нижняя обечайка:Сталь 17 ГС ГОСТ 5520-69

Люк нижней обечайки:Сталь 20 ГОСТ 1050-74

Верхнее днище:Сталь 16 ГС ГОСТ 5520-69

Нижнее днище:Сталь 16 ГС ГОСТ 5520-69

I. Расчет сепарационной емкости.

Толщина обечайки рассчитывается по формуле:

S=((PД)/(2доп-Р))+С, (5.1)

где Р- рабочее давление в емкости;

Д- диаметр обечайки;

- коэффициент прочности сварочных соединений;

доп - допускаемое напряжение;

С- прибавка для компенсации коррозии (учитывающая скорость коррозии и срок службы сосуда).

Для сварочных стыковых соединений принимаем 1=0,9. Для днищ изготовленных из цельной заготовки принимаем 2=1.

Допускаемое напряжение определяем по формуле:

доп=, (5.2)

где - нормативно допускаемое напряжение;

- поправочный коэффициент.

Нормативно допускаемое напряжение

для стали 20: 1=142 МПа

для стали 17ГС: 2=181 МПа

для стали 16 ГС: 3=160 МПа

Проварочный коэффициент принимаем =1.

По корозионной стойкости металл обечаек и днищ сепарационной емкости относится к группе пониженностойких. В соответствии с десятибальной шкалой коррозионной стойкости металлов по ГОСТ 13819-68 скорость коррозии сепарационной емкости принята равной 0,35 мм/год. Срок службы сепарационной емкости -6 лет. Поэтому прибавка по коррозии будет С=0,0021 м.

1. Толщина стенки верхней обечайки определяется по формуле (5.1).

S1=((PД1)/(21доп1-Р))+С,

доп1 находим по формуле (5.2)

доп1=1=1142=142 Мпа

S1=((40,36)/(20,9142-4))+0,0021=0,008 м=8 мм

2. Толщина стенки нижней обечайки определяется по формуле (5.1).

S2=((PД2)/(21доп2-Р))+С

доп2 находим по формуле (5.2)

доп2=2=1181=181 Мпа.

S2=((40.7)/(20,9181-4))+0,0021=0,0097 м=9,7 мм

Толщина стенки нижней обечайки принимается S2=10 мм.

3. Толщина стенки люка нижней обечайки рассчитывается по формуле (5.1).

S3=((PД3)/(21доп3-Р))+С

доп3 находим по формуле (5.2)

доп3=1=1142=142 Мпа.

S3=((40,26)/(20,9142-4))+0,0021=0,006 м=6 мм.

Толщина стенки люка нижней обечайки принимается S3=7 мм.

4. Толщина стенки верхнего днища определяется по формуле (5.1)

S4=((PД4)/(22доп4-Р))+С

доп4 находим по формуле (5.2)

доп4=3=1160=160 Мпа.

S4=((40,36)/(21160-4))+0,0021=0,0066 м=6,6 мм

Толщина стенки верхнего днища принимается по ГОСТ 6533-68 S4=10 мм.

5. Толщина стенки нижнего днища определяется по формуле (5.1).

S5=((PД5)/(22доп5-Р))+С

доп5 находим по формуле (5.2)

доп5=3=1160=160 Мпа.

S5=((40,7)/(21160-4))+0,0021=0,011 м=11 мм.

Толщина стенки нижнего днища принимается по ГОСТ 6533-68 S5=12 мм.

II. Расчет наибольшего допустимого диаметра неукрепленного отверстия производится по формулам:

dдоп=1,2((4/3)(S/Sр)-1)Д(S-С); (5.3)

при условии, что (S/Sр)2,

dдоп=2((S/Sр)-1)Д(S-С); (5.4)

при условии, что (S/Sр)2.

где S- исполнительная толщина обечайки или днища;

Sр- расчетная толщина обечайки или днища;

Д- внутренний диаметр обечайки или днища;

С- прибавка для компенсации коррозии.

1. Верхняя обечайка:

S1=0.01 м;

Sр1=0,008 м;

(S1/Sр2)=0,01/0,008=1,25;

(S/Sр)2, значит расчет ведем по формуле (5.3).

dдоп1=1,2((4/3)(S1/Sр1)-1)Д1(S1-С)=1,2((4/3)1,25-1)0,36(0,01-0,0021)=0,045 м.

d1=0.045 м=45мм.

Нижняя обечайка:

S2=0.01 м;

Sp2=0.0097 м;

(S2/Sр2)=0,01/0,0097=1,03;

(S/Sр)2, значит расчет ведем по формуле (5.3).

d2=1,2((4/3)(S2/Sр2)-1)Д2(S2-С)=1,2((4/3)1,03-1)0,7(0,01-0,0021)=0,033 м.

d2=0.033 м=33 мм.

2. Верхнее днище:

S4=0,01 м;

Sp4=0,0066 м;

(S4/Sр4)=0,01/0,0066=1,51;

(S/Sр)2, значит расчет ведем по формуле (5.3).

d3=1,2((4/3)(S4/Sр4)-1)Д4(S4-С)=1,2((4/3)1,51-1)0,36(0,01-0,0021)=0,065 м.

d3=0,065 м=65 мм.

3. Нижнее днище:

S5=0.012 м;

Sp5=0.011 м;

(S5/Sр5)=0,012/0,011=1,09;

(S/Sр)2, значит расчет ведем по формуле (5.3).

d4=1,2((4/3)(S5/Sр5)-1)Д5(S5-С)=1,2((4/3)1,09-1)0,7(0,012-0,0021)=0,045 м.

d4=0,045 м=45 мм.

5.3.3 Описание работы ДНС-16 и ДНС-17

Характеристика объекта

УПСВ на ДНС-16 (ДНС-17) предназначена для предварительного сброса пластовой воды из водогазонефтяной эмульсии, поступающей после 1 ступени сепарации ДНС-16 (ДНС-17).

На УПСВ осуществляется предварительный сброс пластовой воды нефти ДНС-16 (ДНС-17), подготовка пластовой воды и подача ее с очистных сооружений в систему низконапорных водоводов месторождения системы ППД, учет перекачиваемой пластовой воды.

Описание технологического процесса

Установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) предназначена для предварительного обезвоживания водогазонефтяной эмульсии с ДНС-16 (ДНС-17).

Подача сырой нефти на установку предварительного сброса воды осуществляется по следующей схеме.

Разгазированная нефтяная эмульсия ДНС-16 (ДНС-17). после сепараторов С-1/2,3 поступает на УПСВ.

Процесс предварительного обезвоживания осуществляется в трех параллельно работающих трехфазных аппаратах 0-1, 2, 3, производства фирмы СИВАЛС (США).

Поступающие нефть, вода, эмульсия и попутный газ входят в установку через входной штуцер, расположенный наверху емкости.

Жидкая фаза попадает во входной отсек установки, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Выделившейся газ поднимается наверх установки и через экстрактор влаги поступает к выпускному газовому патрубку. В экстракторе влаги вся жидкость в газе коагулируется и сливается с жидкой фазой внизу емкости. Далее газ проходит через клапан обратного давления, контролирующий рабочее давление газа в установке, и выводиться с установки.

Жидкость из входного патрубка попадает на входной зонт-распределитель потока аппарата, по которому стекает с выделением свободной воды, собираемой в нижней части емкости под жаровыми трубами в зоне сброса воды.

Температура в жаровых трубах и топке поддерживается путем сжигания попутного газа, выделившегося из потока входящей продукции. В случае отсутствия во входящем потоке достаточного объема газа для поддержания заданной температуры имеется альтернативный источник топливного газа. Регуляторы и приборы, обеспечивающие контроль за пламенем и температурой установлены в блоке управления.

Более стойкая эмульсия поднимается и нагревается вокруг жаровых труб, в процессе чего происходит дополнительное разрушение эмульсии, коагуляции капелек нефти и воды. Коагулированные капли воды оседают и соединяются со свободной водой в нижней части аппарата.

Нефть поднимается выше, коагулируясь в средней части аппарата, и перетекает через специальные перегородки, попадая на коалесцирующие фильтры (коалесцеры).

Коалесцирующие фильтры состоят из пакета специальных полипропиленовых профилированных пластин, расположенных друг над другом.

В ламинарном режиме потока капельки нефти поднимаются к верхнему слою пластин коалесцера. Эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на поверхности полипропиленовых пластин. Применение рифленых пластин, расположенных рядом друг с другом, создает большую коагуляционную площадь, на которой собираются капельки нефти. Эта секция способствует большему столкновению капель с образованием крупных глобул. Собравшаяся нефть поднимается наверх к нефтяной фазе, а вода, под действием силы тяжести, оседает в нижней части емкости. Обезвоженная нефть продолжает подниматься наверх и перетекает в сборную секцию, откуда через патрубок, через регулирующий клапан выводиться из аппарата.

Предварительно обезвоженная нефть, прошедшая через трехфазные аппараты поступает в сепараторы-буферы С-2/3,4 и далее насосами ДНС-16 (ДНС-17). откачивается на ЦПС.

Газ выделившийся в трехфазных аппаратах 0-1, 2, 3 начинает использоваться на топливо, остаточное количество газа направляется на факел.

Вода, выделившаяся из эмульсии вблизи жаровых труб и в коалесцере, оседает на дно емкости и соединяется со свободной водой. Затем вода движется по дну к концу аппарата и выходит из него через два патрубка сброса пластовой воды.

Далее неочищенная пластовая вода поступает на очистные сооружения, где подготавливается для использования в системе ППД.

В жидкость, поступающую на ДНС-16 (ДНС-17), подается разбавленный деэмульгатор. Для приготовления раствора деэмульгатора в блок БР-25 подается предварительно обезвоженная нефть с выкида насоса Н -1/1,2,3 через открытую задвижку , раствор деэмульгатора вводиться в нефтесборные трубопроводы через открытые задвижки .

Система подачи топливного газа на газовые форсунки секции нагрева.

Газ для топки отбирается либо из установки (выделившийся из нефти попутный газ), либо от отдельного источника. Газ от отдельного источника подается с площадки подготовки топливного газа ДНС-16 (ДНС-17).

Для того чтобы в систему подачи топливного газа не попала капельная жидкость (нефть, конденсат), газ проходит сначала через скруббер топливного газа. Скруббер оснащен датчиком предельного уровня конденсата, который отсекает подачу топливного газа при наполнении скруббера жидкостью. Скруббер также оснащен выносной уровнемерной колонкой и дренажным клапаном для периодического слива собирающейся жидкости.

Из скруббера газ поступает на две главные горелки через клапан-регулятор PR2, который снижает давление в системе до 0,25 Мпа. Подача топливного газа в главные горелки топок осуществляется через два параллельных отсекающих клапана XSV2, контрольные клапаны ТС1 управляются регуляторами температуры в этой секции и тем самым контролируют подачу топливного газа в горелки топки.

Каждая установка оснащена двумя горелками и каждая из них контролируется одним регулятором температуры ТС1 и соответствующей топкой. Топливный газ на пилотные горелки проходит через регулятор газа PR1, который снижает давление до 0,11 Мпа. Затем топливный газ на каждый пилот проходит через отсекающий клапан XSV1 и ручной отсекающий клапан HV1, который осуществляют контроль за подачей газа в горелки. Каждая горелка оснащена одним пилотом.

Подтоварная вода поступает в резервуары-отстойники РВС-5000 (Р-2, 3), а также в эти резервуары поступают ливневые стоки.

После отстоя очищенная пластовая вода из резервуаров (Р-2, 3), самотеком поступает в насосы откачки очищенных стоков, а оттуда далее - на КНС.

Уловленная нефть с высоты 1-1=10,2-10,5 м по трубопроводу поступает самотеком в аварийный резервуар.

Для работы резервуаров в последовательном режиме проектом предусмотрен трубопровод перетока, вода поступает из одного резервуара в другой.

После зачистки резервуара отвод шлама производится через дренажные штуцера путем открытия задвижек в промливневую канализацию, а затем в емкость для сбора промливневых стоков. Ливневые стоки из каре РВС-2, 3 и шлам после промывки аппаратов фирмы "Сивалс" также самотеком поступают в емкость, откуда насосом откачиваются в РВС-2,3 .

Описание системы автоматизации

Система автоматизации УПСВ на площадке ДНС предполагает присутствие дежурного оператора. Это вызвано тем, что вывод на рабочий режим и необходимые изменения параметров работы производятся оператором. Контроль и управление технологическим процессом объектов УПСВ осуществляется с панели щита оператора, расположенного в операторной ДНС. Принятая степень автоматизации осуществляется с помощью серийно выпускаемых приборов и средств автоматизации. Компьютерная система позволяет одновременно следить и контролировать за двумя установками "Хитер-Тритер". В таблице 5.4 представлена технологическая карта УПСВ.

Таблица 5.4. Технологическая карта УПСВ

№п/п

Наименование процесса аппаратов и параметров

Индекс аппарата (прибора по схеме)

ед. изм.

Допустимый предел технологиче ского параметра

Требуемый класс точности приборов

Примечание

1

Трехфазный сепаратор

0-1,0-2, 0-3.

На1 аппарат

А)

Расход продукта на входе

Т/час

215...417

1

Температура

С

10...25

1

Давление

МПа

0,5 ... 0,6

2,5

Б)

Расход эмульсии на входе

Т/час

207... 103

Температура

С

23...43

Давление

МПа

0,4...0,5

В)

Расход воды на входе

Т/час

111...300

Температура

С

23...43

Давление

МПа

0,4 ...0,5

Г)

Расход газа на входе

м3/ч

44...1800

Температура

С

23...43

Давление

МПа

0,4 ...0,5

Д)

Расход топливного газа

м3/ч

340

Температура дымовых газов

С

510

Давление

МПа

0,25

2

Блок реагента деэмульгатора

БР-25

А)

Расход реагента концентрированный

Л/ч

15...25

2,5

Б)

Расход реагента разбавленный

м3/ч

6...12

4

. В)

Давление

Мпа

0,40

1

На1 аппарат

3

Резервуар-отстойник пластовой воды

ОРВС-2,3.

2,5

А)

Расход продукта

м3/ч

334-500

Б)

Температура

°С

25...35

В)

Давление

Мпа

0,05...0,08

Г)

Уровень рабочий

Мм

600...106000

Уровень аварийный

Мм

До 10800

5.3.4 Описание работы ДНС-3

Общая характеристика объекта

ДНС-3 предназначена для транспортировки нефти, поступающей с кустовых площадок на центральный пункт подготовки нефти (ЦППН) НГДУ "Федоровскнефть".

На ДНС-3 осуществляется первичная сепарация, предварительный сброс пластовой воды.

Схема предусматривает работу ДНС-3 по двум самостоятельным потокам, а также возможность работы на пусковой период без установки предварительного сброса пластовой воды.

В составе ДНС-3 имеются:

а) блок первичной сепарации, включающий в себя устройство предварительного отбора нефти, сепараторы 1 ступени, газосепараторы-каплеуловители;

б) блок предварительного сброса пластовой воды, включающий нагреватели, сепараторы "горячей" сепарации и отстойники;

в) сепараторы-буферы;

г) резервуарный парк;

д) насосную внешней откачки нефти;

е) узлы учета нефти, пластовой воды и газа;

ж) блок подачи реагента;

з) блок подготовки пластовой воды;

и) другие вспомогательные сооружения.

Описание технологического процесса работы ДНС с установкой предварительного сброса воды

Описание потока нефти

Обводненная нефть с замерных установок кустовых площадок с давлением 0,9 МПа, температурой 23 С поступает на устройство предварительного отбора нефти (УПОН ).

Пленкосрезающее кольцо отбрасывает жидкую часть диспергированного потока со стенок трубы к нижней образующей, по которой она сливается в сборный патрубок , откуда жидкость поступает в нефтегазовые сепараторы 1 ступени ( С -1/1,2 ).

Чтобы уменьшить унос выпавшей жидкости потоком газа, под зоной отбора нефти сборного патрубка эксцентрично расположен отбойный патрубок.

За счет сил гравитации жидкость осаждается и скапливается в нижней части восходящего участка, из которой через сборный патрубок осуществляется отбор жидкости. Из УПОН отделенная нефть поступает в сепараторы 1 ступени, а поток газа с остаточным содержанием жидкости - в газосепараторы Г -1/1,2. Регулирование уровня жидкости в сепараторах С -1/1,2 про изводится с помощью регулирующего клапана , поддерживающий уровень жидкости в сепараторе до половины аппарата.

После дегазации нефть поступает на установку предварительного сброса пластовой воды. Нефть поступает на трубчатую печь типа ПТБ -10, где происходит нагрев жидкости от 23 до 36 С.

Регулировка подачи на печи П -1,2 топливного газа осуществляется вручную с помощью задвижки на линии подачи топливного газа. Для учета расхода топливного газа на линиях его подачи установлены диаграммы .

После разогрева в печах П -1,2 водонефтяная эмульсия при Р=0,7 МПа, температуре 36 С поступает в сепараторы горячей ступени С - 2/1,2 для дополнительной дегазации. Это сепараторы типа НГС - П -10 -3000 - 09Г2С - II объемом 100 мЗ. Регулирование уровня жидкости в аппаратах С - 2/1,2 осуществляется с помощью регулирующих клапанов , установленных на линии нефти, после отстойников в О -1,2. Давление в аппаратах поддерживается с помощью регулирующих клапанов на линии газа на выходе из аппаратов С - 2/1,2 .

После сепараторов горячей ступени С - 2/1,2 водонефтяная эмульсия с Р=0,65 МПа и температурой 35 С поступает в отстойники нефти О -1/1,2 типа ОГ - 200 П объемом 200 мЗ. При этом содержание пластовой воды в нефти понижается с 82 до ЗО % вес. Удаление отделившейся пластовой воды осуществляется при помощи регулирования межфазного уровня.

Описание потока пластовой воды

На установке пластовая вода выделяется вследствии процесса предварительного сброса пластовой воды в отстойниках 0-1/1,2.

Сброс пластовой воды из емкостей предварительного отстоя 0-1/1,2 осуществляется через водосборную камеру с успокоителем, расположенную у днища отстойника. Граница раздела фаз в аппаратах поддерживается из расчета объема воды не более 1/3 объема отстойника и поддерживается регуляторами межфазного уровня . Отделившееся количество пластовой воды замеряется диафрагмой .

Выделившаяся пластовая вода из отстойников 0-1/1,2 под собственным давлением Р=0,6 МПа, с температурой 35 С подается на резервуары-отстойники.

Пластовая вода перед закачкой в пласт может содержать:

* нефтепродуктов - 50 мг/л;

* механических примесей - 35 мг/л. , Очистка до указанных пределов достигается путем отстоя в вертикальных резервуарах со специальной распределительной системой трубопроводов.

Процесс отстаивания динамический с непрерывной откачкой воды. Очищенная вода насосами блочных насосных (насосы 200Д х 90, ИНС-ЗООх120) станции перекачивается на кустовую насосную станцию КНС-15 системы ППД. Уловленная нефть из очистных резервуаров-отстойников самотеком поступает в аварийный резервуар, откуда насосами ЦНС-300/360 подается в напорный трубопровод нефти на ЦППН.

Расход подготовленной пластовой воды замеряется на узле учета воды.

Отвод газа

Нефтяной газ выделяется в УПОН, в сепараторах С-1/1,2, С-2/1,2, С-3/1,2.

Выделившийся из УПОН и сепараторов 1 ступени С-1/1,2 газ поступает в сепараторы-каплеуловители Г-1/1,2. В качестве газосепараторов-каплеуловителей применены горизонтальные аппараты, имеющие двухсторонний ввод, объемом 100м3 и внутренним устройством по типу каплеуловителей ГС4 конструкции СибНИИНП и ГТНГ. Фильтры грубой очистки выполнены с засыпкой кольцами Рашига, в качестве фильтра тонкой очистки в каплеуловителе используется металлическая рукавно-вязаная сетка или струнные каплеуловители (КС-1-00-00-000 АО).

В газосепараторе-каплеуловителе не допускается накопление жидкости. Жидкость из этих аппаратов должна свободно перетекать в линию нефти после сепараторов 1 ступени С-1/1,2.

Давление в аппаратах поддерживается с помощью регуляторов давления «после себя». После газосепараторов-каплеуловителей Г-1\1,2 газ давлением 0,7-0,5 МПа подается в газопровод внешнего транспорта. Учет газа осуществляется с помощью диафрагмы .

В газопровод внешнего транспорта подается также газ, выделившийся в сепараторах «горячей» ступени сепарации С-2/1,2. Давление в этих аппаратах поддерживается с помощью регулирующих клапанов.

Газ из сепараторов-буферов при давлении 0,56 МПа подается в газопровод. В случае невозможности подачи газа в газопровод внешнего транспорта газ сбрасывается на факел.

Часть попутного газа используется в качестве топлива печей ПТБ-10 и котельной в зимнее время. Газ забирается с газопровода внешнего транспорта и подается на площадку подготовки топливного газа в газосепаратор Г-2. Перед газосепаратором установлен клапан прямого действия, поддерживающий давление после себя не выше 0,55 МПа, для учета используемого газа на газопроводе топливного газа установлена диафрагма .

Конденсат, выделившийся в газосепараторе Г-2, стекает в конденсатосборник Е-1, откуда при достижении максимального уровня откачивается насосами Н-2/5,6 в линию нефти перед сепаратором С-1/1,2.

Сепараторы С-1/1,2, Г-1/1,2, Г-2, С-2/1,2 снабжены предохранительными клапанами. В случае срабатывания предохранительных клапанов газ подается на факел сжигания газа Ф-1. На факельной линии установлен горизонтальный газосепаратор С-4, для улавливания капельной жидкости из факельного трубопровода.

В таблице 5.5 представленны нормы технологического режима работы установки.

Таблица 5.5. Нормы технологического режима работы установки

Наименование процесса аппаратов и параметров

Индекс аппарата (прибора по схеме

Единица измерения

Допускаемый предел техн. параметр

Требуем. Класс трудности приборов

Примеч.

1. Сепараторы 1 ст.

С-1/1,2

а) расход продукта

мЗ/час

294,4

2,5

на один

б) расход реагента

г/т

10

аппарат

в) температура

С

23

1

г) давление

МПа

0,9

2,5

д) уровень жидкости

%

70

1,5

2. Печи предварительного нагрева

П-1.П-2

а) нагрузка по жидкости

мЗ/час

213,2

»

б) температура входа

С

21

1

в) температура выхода

С

36

1

г) давление на входе в печи

МПа

0,85

2,5

д) давление на выходе из печей

МПа

0,7

2,5

е) давление топливного газа

МПа

0,5-0,6

2,5

ж) температура топливного газа

С

20

1

3. Емкости «горячей» сепарации

С-2/1,2

^

а) нагрузка по жидкости

мЗ/час

213,2

2,5

на один

б) температура

С

36

1

аппарат

в) давление

МПа

0,7

2,5

4. Емкость предварительного сброса пласто вой воды

0-1/1,2

1

а) нагрузка

мЗ/час

213,2

2,5

на один

б) температура

С

36-20

1

аппарат

в) давление

МПа

0,65

2,5

г) межфазный уровень

мм

1400

1,5

5. Сепараторы-буферы

С-3/1,2

В знаме нателе указаны нагрузка без работы УПСВ

а) нагрузка по жидкости

мЗ/час

57,8/213,2

2,5

б) температура

С

35-20

1

в) давление

МПа

0,105-0,6

2,5

г) уровень жидкости

мм

1500

1,5

6. Резервуар нефти аварийный РВС-3000

Р-1

а) температура

С 5...40 1 на один

б) давление

Мпа 0.02 2.5 РВС

в) высота взлива

мм

10450

1.5

7. Каплеуловитель-газосе паратор

Г-1/1,2

а) нагрузка по газу

нмЗ/час

0

б) температура

С

20

2.5

в) давление

МПа

0.9

1.5

г) высота взлива конденсата

мм

8. Газосепаратор

Г-2

с учетом подгазо-вой зоны

а) нагрузка по газу

нмЗ/час

23-25

1

б) температура

С

0,85

2,5

в) давление

МПа

-

9. Конденсатосборник

Е-3

а) температура

С

23-15

1

б) давление

МПа

0.5-0.6

2.5

10. Конденсатосборник

Е-1

а) температура

С

+5

1

б) давление

МПа

0.5-0.6

2.5

в) высота взлива конденсата максим.

мм

-

11. Сепаратор факельный

С-4

а) температура

С

21-5

1

б) давление

МПа

0,5-0,6

2,5

в) нагрузка по газу

нмЗ/час

1050

12. Резервуар-отстойник пластовой воды, буфер

Р-2.Р-3

а) температура

С

+5 -40

1

б) высота взлива жидкост

мм

10450

в) давление

МПа

0.02

2.5

В таблице 5.6 представленна краткая характеристика технологического оборудования ДНС-3.

Таблица 5.6. Краткая характеристика технологического оборудования

...

№

Позиция по схеме

Наименование оборудования

Кол-во

Краткая технич. характер

Материал

Метод защиты обор. от коррозии

1

УПОН

Узел предварительного отбора нефти

1

d =1400

17Г1С

Антикорро

зийное покрытие

2

C-l/2,1

Сепаратор 1 ступени сепарации

2

d =3000 V=1100M3 Р=1,б МПа

09Г2С

-«-

3

С-3/1,2

Сепаратор-буфер

2

d=3000 V=100M3 Р=1,0 МПа

09Г2С

-«-

4

Н-1/1...3

Станция насосная с 3-мя насосами ЦНС 300-360 с э/двигателем BA02-560S4

1

Q=300M3/ час Н=3б0 м в.ст М=500кВт

сталь разная

-«-

5

П-1/1,2

Печь нагрева нефтяной эмульсии ПТБ-10

2

0=10млн ккал/ч Ру=6,4 МПа

юге

окрашено

6

C-2/1,2

Емкость горячей сепарации

2

Д=3000мм У=100м3 Ру=1,0 МПа

09Г2С

антикор. Покрытие

7

Г-1/1,2

Газосепаратор

2

У=100м3 Ру=1/б МПа

09Г2С

-«-

8

0-1/1,2

Емкость предварительного отстоя ОГ200П

2

У=200м3 Д=3400мм Ру=1,0 МПа

09Г2С

-«-

9

ЕА-1

Аварийная емкость

1

У=40м3 Д=2400мм

16ГС

-«-

10

ЕА-2

Емкость аварийного слива печей

1

V=16 м3' Д=2000мм

16ГС

антикор. Покрытие

11

Г-2

Сепаратор топливного газа

1

Д=800мм Ру=1,6 МПа

09Г2С

-«-

12

Е-1

Емкость сбора конден-сата с подогревателем

1

У=4м3 Д= 1200мм Р=5м2

09Г2С

-«-

13

Н-2/5,6

Насосная откачки конденсата с насосами С5/140А

1

0=5м3/час Н=140м ст.ж

сталь разная

-«-

14

Е-2

Емкость метанола

1

У=4м3 Д= 1200мм Ру=2,0 МПа

09Г2С

-«-

15

Е-4

Емкость шлама

1

V=25 мЗ Д=2400 мм Р=0/07 МПа

09Г2С

-«-

16

Е-5

Емкость УПСВ

1

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены