Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Опыт эксплуатации месторождении показал, что в процессе добычи спутниками нефти являются газ и вода.

В выделившихся попутных газах содержится большое количество тяжелых углеводородов являющихся ценнейшим сырьем для нефтехимического производства. Поэтому перед промышленностью стоит задача по отбензиниванию попутных газов и предварительной их очистке от вредных примесей и осушке от влаги.

Как известно одним из способов интенсификации разработки нефтяных пластов является поддержание пластового давления, поэтому вскоре на поверхность вместе с нефтью выносится все большее количество пластовой воды, для отделения которой и создаются на нефтепромыслах установки по подготовки нефти.

Анализ показателей ряда действующих установок промысловой подготовки нефти, преимуществ их и недостатков, систематизации методов производства технологических расчетов будет способствовать повышению качества проектных работ, совершенствованию режимных показателей процессов и улучшению, таким образом, качества нефтей, выдаваемых с промыслов. дифференцирование обезвоживание обессоливание нефть

Дифференцирование процессов подготовки нефти, сепарации газа и очистки пластовых вод на отдельные элементы создает необходимые предпосылки для осуществления технологически совместимых операции на одном и том же оборудовании. Многоцелевое использование оборудования обуславливает увеличение производительности аппаратов, что в свою очередь позволяет осуществлять больший объем продукции скважин в небольшом количестве блоков.

1.Технологии промысловой подготовки нефти

Из скважин извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, газа, воды и примесей. В таком виде транспортировать продукцию нельзя. Во-первых, вода-это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти и воды возникают потери давления для преодоления сил трения, чем при перекачке одной нефти. В-третьих, пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей-абразивный износ оборудования.

Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация.

1.1 Дегазация

Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит, называется сепаратором, а сам процесс сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов. Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы.

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

Вертикальный сепаратор представляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа.

Вертикальный сепаратор работает следующим образом (рис.1.1.1.)

Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по патрубку 1 в раздаточный коллектор 2 со щелевым выходом. Регулятор давления 3 в сепараторе поддерживает определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется растворенный газ. Время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счет установки наклонных полок 6, по которым она стекает в нижнею часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается наверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель 4, служащий для отделения капель нефти, и далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе стекает вниз.

Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерногостекла 11. шлам из аппарата удаляется по трубопроводу 9.

Достоинствами вертикальных сепараторов является относительная простота регулирования жидкости, а также очистки от отложений парафина и мехпримесей. они занимают небольшую площадь.

Существенные недостатки - меньшая производительность по сравнению с вертикальными, при одном и том же диаметре, меньшая эффективность сепарации.

Горизонтальный сепаратор (рис.1.1.2.) работает следующим образом. Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнею часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5 , где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа 4отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.

Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства. Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа (рис. 1.1.3) состоит из технологической емкости 1 и нескольких одноточных гидроциклонов 2. Конструктивно одноточный циклон представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположены направляющий патрубок 3 и секция перетока 4. В одноточном гидроциклоне смесь совершает одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть под действием центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в центре его. В секции пере тока нефть и газ меняют направление движения с вертикального на горизонтальное и поступают раздельно в технологическую емкость. Далее газовый поток проходит капле отбойник 5, распределительные решетки 6 и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам 7 стекает в нижнюю часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью регулятора 8.

1.2 Обезвоживание

При извлечении из пласта, движении по НКТ в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды, образуется водонефтяная эмульсия - механическая смесь нерастворимых друг в друге и находящаяся в мелкодисперсном состоянии жидкостей.

Одной из важнейших характеристик эмульсии является диаметр капель дисперсной фазы, так как от него зависит скорость их осаждения.

Для разрушения эмульсии применяют следующие методы:

- гравитационное холодное разделение;

- внутритрубная деэмульсация;

- термическое воздействие;

- термохимическое воздействие;

- электрическое воздействие;

- фильтрация;

- разделение в поле центробежных сил;

Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действия используют сырьевые резервуары похожие на резервуары для хранения нефти. После заполнения таких резервуаров нефтью, вода осаждается в нижнею часть.

В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при непрерывном прохождении смеси через отстойник. (рис.1.2.1.)

Сущность метода внутритрубной деэмульсации заключается в том, что в смесь нефти и воды добавляют специальное вещество-деэмюльгатор, в количестве 15……20 гр. на тонну эмульсии. Деэмюльгатор разрушает бронирующею оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для слияния их при столкновениях, затем эти укрупнившиеся капельки легко отделяются за счет разности фаз.

Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании с одной стороны, уменьшается плотность бронирующих оболочек на поверхности капель, с другой уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии.

Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45….80 ⁰С.

Термохимический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегитраторами. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости.

Фильтрация применяется для разрушения не стойких эмульсии. В качестве материала используют вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода нет.

Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли нефти и воды имеют различные плотности.

При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1…2%.

1.3 Обессоливание

Обессоливание нефти происходит смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая технологическая последовательность операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой они распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0,1%.

1.4 Стабилизация

Под процессом стабилизации нефти понимается процесс отделения от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракции с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

Стабилизация осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть с начала нагревают до температуры 40…80 ⁰С, затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором, а затем подаются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 ⁰С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки.

К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при температуре 38 ⁰С не должно превышать 0,066 Мпа (500 мм.рт.ст.).

1.5 Установка комплексной подготовки нефти

Принципиальная схема УКПН с ректификацией приведена на рисунке 1.5.1.

Работает УКПН следующим образом. Холодная сырая нефть из резервуаров ЦСП насосом 1 через теплообменник 2 подается в отстойник 3 непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее в поток вводится пресная вода (V), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде. В электродегидраторе 4 производится окончательное отделение воды от нефти и обезвоженная нефть через теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счет прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11 ее температура доводится до 240 ⁰С. При этом легкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнею часть колонны и далее поступают в конденсатор - холодильник 7. Здесь пропан - бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а не сконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция откачивается насосом 9 на фракционирование и частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплообменниках 1,5.

Нетрудно видеть, что в УКПН производится обезвоживание, стабилизация, обессоливание и стабилизация нефти. Причем для обезвоживания используется одновременно подогрев, отстаивание и электрическое воздействие, т.е. сочетание сразу нескольких методов.

Рис.1.5.1 Принципиальная схема УКПН.

1,9,11,12 - насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор

6 - стабилизационная колонна; 7 - конденсатор-холодильник; 8 - емкость орошения; 10 - печь;

I-холодная сырая нефть; II-подогретая сырая нефть; III-дренажная вода; IV-частично обезв.нефть; V-пресная вода; VI-обезв. и обессоль. нефть; VII-пары легких угл-ов; VIII-не сконденсировавшиеся пары; IX-широкая фракция (сконденсировавшиеся пары); X-стабильная нефть;

2. Технология подготовки нефти на Якеевской установке комплексной подготовке и перекачке нефти НГДУ «Джалильнефть». Применяемое оборудование и режимы его работы

2.1 Общая характеристика объекта

Проект ЯУКППН производительностью 6,6 млн.тонн/год по стабильной нефти разработан институтом “Гипровостокнефть”.

Схема установки предусматривает два параллельно работающих потока производительностью по 3,3 млн.тонн/год.

Год ввода в промышленную эксплуатацию-1968г.

ЯУКППН предназначена для обезвоживания,обесоливания и стабилизации девонской нефти Ташлиярской, Чишминской, Сармановской и Сулеевской площадей Ромашкинского месторождения.

Максимально достигнутая мощность по стабильной нефти в1978 году -7870000 тн.,по выработке нестабильного бензина в 1977 году - 201500 тн.

Мощность на время составления технологического регламента 3,4 млн.тонн/год.

ЯУКППН состоит из следующих объектов:

1.Главный корпус, куда входят:

-операторная;

-венткамера;

-водонасосная Н-7;

-насосная обессоленной нефти Н-3;

-насосная стабильной нефти Н-5;

-компрессорная воздуха;

-электроснабжение установки;

-бытовые помещения.

2.Сырьевая насосная;

3.Площадка теплообменников Т-1,Т-2;

4.Площадки горизонтальных отстойников;

5.Площадки шаровых отстойников;

6.Печи ПБ-20;

7.Блоки стабилизации:

-колонны К-1,К-2;

-конденсаторы-холодильники;

-аппараты воздушного охлаждения;

-бензосепараторы;

-бензонасосы;

9.Емкости однократного испарения;

10.Сепаратор ШФЛУ;

11.Теплообменники ШФЛУ;

12.Насосы ШФЛУ;

13.Трансформаторная КИП-6/0,4;

14.Газорегуляторный пункт;

15.Аварийная емкость;

16.Нефтепроводы ЯТП-ЯУКППН;

17.Газопровод;

18.Противопожарный водовод;

19.Промышленная канализация;

20.КИП и автоматика;

21.Циркуляционная насосная;

22.Компрессорная воздуха;

23.Операторная печей;

24.Лаборатория хим. Анализов;

25.Мехмастерская;

26.ГСМ;

27.Cварочный пост;

В 1984 году в целях увеличения отбора ШФЛУ произведена реконструкция блоков ЯУКППН. Отбор ШФЛУ при этом достиг 3,5% от количества обессоленной нефти, поступающей на блоки стабилизации.

Генподрядчик реконструкции блоков стабилизации СМУ-52 треста “Татспецстрой”. В настоящее время эта часть установки не работает.

2.2 Описание технологического процесса и технологической схемы установки

После технологического резервуара №7 нефть (сырье для ЯУКПН) поступает в резервуар-буфер РВС-5000 №4, откуда насосами 10НМК-2(Н-1/13) подается в трубное пространство теплообменников ТП-1400(Т-1/1:14). Перед Т-1 смонтирован регулятор расхода сырья на установку. Количество постоянно работающих теплообменников 8-12 пар. Нагрев сырья в Т-1 до 60-90 ⁰С происходит за счет тепла уходящей с установки готовой нефти. Далее нагретая эмульсия поступает в горизонтальные отстойники ГО V=200м³, где происходит обезвоживание и две ступени шаровых отстойников ШО V=600м³-ступени обессоливания, электрическое поле ШО отключено.

Дозировка реагента деэмюльгатора происходит на промыслах с помощью блочных реагентных установок БР-2,5.

На площадке теплообменников Т-1 тоже установлен БР-2,5 для подачи реагента в сырье ЯУКПН и готовую нефть в трубопровод перед резервуаром ( на случай выхода установки из заданного режима).

Имеется возможность подачи пресной промывочной воды перед ступенями обессоливания, для этой цели смонтированы насосы ЦНС-60*165(Н-7/1-3).

В настоящее время вода на ступени обессоливания перед ШО не подается нет необходимости.

Рабочее давление в ГО - 4-6 кг/см²

ШО - 2-4 кг/см².

Обводненность нефти после ГО- до 0,5%, солей 150 - 300 мг/л , после II - ступени ШО - воды - 0,1- 0,3 %, солей - около 100 мг/л.

Дренаж воды с ГО и ШО осуществляется в автоматическом режиме. В целях исключения накопления сульфида железа в промежуточных слоях, процесс обезвоживания в ГО может осуществляться без “ водяных” подушек.

Обессоленная нефть поступает в буферную емкость Е - 7/2 V= 32м3, откуда насосами 8НДх9 или НК - 560/180 (Н -3/1 - 7) прокачивается через группу теплообменников Т - 2, где дополнительно нагревается до температуры 110 - 140⁰С за счет тепла отходящей стабильной нефти и направляется в печь ПБ - 20 (№2 или №3). В ПБ -20 нагревается до температуры 160 - 190⁰С и поступает в качестве питания в стабилизационную колонну К-1 (или К-2). В К -1 поддерживается рабочее давление - 6 -8 кг/см². Пары легких углеводородов (ШФЛУ или нестабильный бензин), уходящие с верха К-1 конденсируются в аппаратах воздушного охлаждения и поступают в бензосепаратор С-1. ШФЛУ из С-1 насосами НК-200/120 подается на орошение колонны К-1 на 39 тарелку, а балансовое количество откачивается на бензосклад. Для увеличения выроботки ШФЛУ вместе с нефтью подается пресная вода(насосами Н-7) из расчета 0,5% от сырья в колонну. Не сконденсировавшиеся газы из С-1 через регулятор давления отводится на первую ступень сепарации Якеевского товарного парка. Дренаж воды из С-1 осуществляется в автоматическом режиме в промышленную канализацию. Уровень ШФЛУ в сепараторе поддерживается в автоматическом режиме при помощи регулирующего клапана, смонтированного на выкиде насосов Н-6(на бензопроводе УКПН-БЕНЗОПАРК).

Температура верха К - 1 поддерживается в пределах 100 - 120⁰Св зависимости от требуемого качества и количества нестабильного бензина. Глубина отбора ШФЛУ - 2,5 - 2,7%. Стабильная нефть с низа К - 1, отдав тепло Т - 2 обессоленной нефти и в Т-1 готовой нефти, откачивается в товарный парк.

Установка может и работать без блоков стабилизации. При этом работа до насосов Н-3 осуществляется по основной схеме. После Н-3 обессоленная нефть поступает в одну из печей, затем по байпасным трубам - в линию стабильной нефти - затрубное пространство теплообменников Т-1.

В настоящее время работает правый блок установки.

2.3 Газовое хозяйство УКПН

Топливный газ на УКПН при давлении 2,4-2,6 кг/см² поступает из компрессорной станции КС-19 управления «Татнефтагаз». Для регулирования давления газа до необходимых величин и замера расхода имеется газорегулировачный пункт. Топливный газ проходит через газосепаратор, фильтр ДУ 600, Ру-16, замерные и регулирующие приборы и по трубопроводу подается на горелки ГБП-280, АГГ-2м, АГГ-3с печей ПБ-20.

Резервный источник газоснабжения - АО «Бугульмагаз».

2.4 Сброс с предохранительных клапанов

Все сосуды работающие под давлением, снабжены предохранительными клапанами для предотвращения повышения давления в них выше заданного. Сброс с ППК нефтесодержащих стоков ГО,ШО,Е-7выполнен в аварийную емкость Е-9/1-2. Жидкость из Е-9 сливается в канализацию. Газовые сбросы осуществляется в подземную дренажную емкость с погружных насосов, откуда жидкость автоматически откачивается на прием насосов Н-1,газ через огневой предохранитель подается на факел.

2.5 Освобождение аппаратов

Для подготовки аппаратов и трубопроводов установки к ремонту, при аварийных ситуациях предусмотрена возможность их опорожнения.

Откачка жидкости из ГО и ШО предусмотрена насосами Н-3/6,7. Оставшаяся часть жидкости сливается в промышленную канализацию и через очистные сооружения снова возвращается на начало процесса. Слив нефти из К-1 и К-2, буферных емкостей Е-7, теплообменников Т-1,Т-2,Т-3 из технологических трубопроводов также предусмотрен в канализацию.

Слив нефти из змеевиков печей ПБ-20 предусмотрен в аварийную емкость с дальнейшей ее откачкой на начало процесса.

Стравливание давления блоков стабилизации в аварийных ситуациях и ремонтно-востановительных работах производится на факел сжигания.

Технологическая карта ЯУКПН.

Размещено на Allbest.ru