Содержание к диссертации
Введение
1 Научные и технологические предпосылки промы словой подготовки высоковязких нефтей 11
1.1 Краткий анализ современных технологий подготовки нефти на промыслах 11
1.2 Исследование физико-химических свойств нефтей, эмульсий и пластовых вод месторождения Сазанкурак 21
1.3 Моделирование процессов сепарации газа 24
1.4 Подбор оптимального расхода реагентов 27
1.5 Моделирование процесса глубокого обезвоживания 28
1.6 Моделирование процесса обессоливания 30
1.7 Выводы 32
2 Выбор аппаратуры и оборудования, разработка технологической схемы подготовки нефти 33
2.1 Результаты расчетно-теоретических обоснований выбора технологического оборудования по основным параметрам процессов подготовки 33
2.2 Аппаратура и оборудование для оснащения технологической схемы подготовки нефти 35
2.3 Описание технологии сбора и транспортировки нефтепродукции скважин 41
2.4 Нефтесборный коллектор 45
2.5 Установка подготовки нефти с использованием западного оборудования 47
2.6 Выводы 54
3 Модернизация узла отстойника нефти 55
3.1 Теоретические основы отстоя 55
3.2 Восстановление качества нефтепродуктов отстаиванием 63
3.3 Моделирование процессов гравитационного отстоя 64
3.4 Об отстойных емкостных аппаратах 67
3.5 Модернизация горизонтального отстойника нефти 70
3.6 Расчеты по выбору коалесцирующего устройства 75
3.7 Устройство и режим работы коалесцера 78
3.8 Выводы 81
4 Разработка технологической схемы промысловой подготовки нефти с использованием емкостной отстойной аппаратуры 82
4.1 Технологическая нитка установки подготовки нефти 82
4.2 Комбинированная схема работы 90
4.3 Выводы 92
Основные выводы и результаты 93
Список использованных источников 95
Приложение 100
- Исследование физико-химических свойств нефтей, эмульсий и пластовых вод месторождения Сазанкурак
- Аппаратура и оборудование для оснащения технологической схемы подготовки нефти
- Установка подготовки нефти с использованием западного оборудования
- Моделирование процессов гравитационного отстоя
Введение к работе
Современное состояние и развитие нефтяной промышленности во многих странах мира, в том числе СНГ характерно прогрессирующим ростом объемов добычи застывающих, тяжелых и высоковязких нефтей. Повышенный интерес в мире к таким нефтям вызван открытием и вводом в разработку месторождений с геологическими запасами сырья, исчисляемыми десятками млрд. тонн. В этой связи нефтедобывающие отрасли многих стран в ближайшее время и, в особенности, в перспективе будут в значительной мере ориентированы на промышленную разработку залежей таких аномальных нефтей.
К основным регионам, в которых открыты крупные промышленные запасы высоковязких нефтей и битумов в СНГ, относятся Башкортостан, Татарстан, Удмуртия, Республика Коми, Казахстан и др.
Согласно классификации предложенной в [7, 62] высоковязкие нефти подразделены на три группы. Первую группу составляют нефти с вязкостью 30-100 мПа-с, вторую 100-500 мПа-с и третью выше 500 мПа-с. При этом интервалы изменений плотности нефтей по названным группам соответствуют 834-929, 882-955 и выше 934 кг/м3.
Среди стран мира доля Казахстана по запасам нефти в 1998 году составила 2,1%. Имеющиеся запасы нефти, при условии сохранения уровня производства и потребления 1998 года, Казахстану хватит на 115 лет. По этому показателю Казахстан занимает одно из первых мест в мире [46].
Добыча нефти в республике Казахстан в 2003 году составила 45,3 миллионов тонн. Из года в год растут объемы добычи углеводородного сырья. Вводятся в эксплуатацию нефтяные промысла с высоковязкой и неньютоновской нефтью. В числе таких месторождений является Сазанкурак.
Месторождение Сазанкурак расположено на территории Атырауской области Республики Казахстан, в 150 км западнее областного центра г. Атырау.
Доразведка месторождения, создание фонда эксплуатационных скважин и работы по обустройству начаты в 1999 году.
5 Пробная эксплуатация нефтяных скважин показала, что нефти юрского и
мелового горизонтов месторождения являются аномально высоковязкими, с содержание смол и асфальтенов до 20%.
Опыта промысловой подготовки нефтей с характеристиками по вязкости 560 мПа-с при 20С и плотностью 0,912 г/см3 на месторождениях Эмбы в Казахстане не было.
Высоковязкие нефти на месторождениях Казахстана в основном подвергались подготовке к транспортировке по трубопроводу на нефтеперерабатывающие заводы [29, 36, 37, 59, 60,64, 65],
Реализация сырой неподготовленной нефти на Атырауский нефтеперерабатывающий завод по низким ценам не обеспечивала самодостаточность производства.
Повышение показателей качества подготавливаемой нефти до товарной кондиции, рациональное использование сырьевых и топливно-энергетических ресурсов связано с применением прогрессивных технологических процессов, аппаратуры и оборудования с высокой функциональной эффективностью.
Поэтому комплексные исследования физико-механических свойств эмульсий, нефтей и пластовых вод, разработка и научно-обоснованный выбор технологического оборудования с целью создания функциональной блок-схемы установки подготовки нефти месторождения Сазанкурак приобрели особую актуальность.
Успешное решение поставленных задач возможно лишь на основе использования достижений науки и техники в областях подъема, сбора и промысловой подготовки нефти, газа и воды; конструирования и технологии изготовления аппаратуры и оборудования; осуществления физико-химических технологических процессов, направленных на получение продукции высоких товарных кондиций.
Весомый вклад в этих областях внесли ученые отраслевых институтов г. Москвы, республик Татарстан, Башкортостан, Казахстан; лабораторий и кафедр ВУЗов (Российского государственного университета нефти и газа им. И.М.
Губкина, Уфимского государственного нефтяного технического университета) и других научных центров России и СНГ.
Результаты теоретических, экспериментальных, опытно-промышленных и проектно-конструкторских работ в вышеназванных отраслях науки отражены в трудах Тронова В.П., Лутошкина Г.С., Каспарьянца К.С., Лобкова Л.М, Максутова Р.А., Маринина Н.С., Гумерова А.Г., Кузмака Е.М., Никифорова А.Д., Бакиева А.В., Султанова Б.З., Ишмурзина А.А. и др.
Диссертационная работа выполнялась в соответствии с государственными научно-техническими программами на 2002-2004 годы «Машиноведение, конструкционные материалы и технологии», «Нефтегазовый комплекс Башкортостана».
Цель работы. Промысловая подготовка нефти до высшей группы качества путем научно-обоснованного оснащения оборудованием технологической схемы и усовершенствования конструктивных элементов основных аппаратов.
Задачи исследований,
Исследование физико-химических свойств нефти и определение ее се-парационных свойств.
Анализ существующего состояния технологии и техники промысловой подготовки нефти.
Расчетно-конструкторские работы по модернизации отстойной аппаратуры установки подготовки нефти.
Разработка новой функциональной блок-схемы установки подготовки нефти.
Для реализации поставленной цели и решения сформулированных актуальных задач выполнены следующие виды работ.
Исследованы исходные компонентные составы, физико-химические и се-парационные свойства нефтей, необходимых для научно-обоснованного выбора технологического оборудования и аппаратуры и назначения их оптимальных эксплуатационных параметров. Этому предшествовал литературный обзор, посвященный данной проблеме.
Выполнен анализ научных работ и технологий, посвященных промысловой подготовке нефтей вообще, аномально высоковязких в частности.
Описана существующая технологическая схема подготовки нефти, смонтированная на промысле Сазанкурак, приведены ее недостатки, обоснована необходимость разработки новой технологической схемы и ее аппаратурного оформления.
Разработана модернизированная технологическая схема промысловой подготовки нефти и ее компоновка оборудованием и аппаратурой на основе выполненных технологических, теплотехнических и механических расчетов.
Сформулированы следующие основные выводы и результаты.
Нефти месторождения Сазанкурак юрского и меловых горизонтов являются аномально высоковязкими. Физико-химические свойства нефти характеризуются высоким содержанием смол и асфальтенов, а также неорганических соединений в виде хлористых солей, сульфатов и соединений железа, мехпри-месей, являющихся природными стабилизаторами водонефтяных эмульсий. Высокая минерализация пластовой воды предопределяет, что эмульсия при обессоливании должна подвергаться глубокому обезвоживанию в несколько стадий - до и после промывки пресной водой.
Первоначально принятая технология, ориентированная на использование западного оборудования не обеспечивала стабильной работы установки подготовки нефти. Центрифуга LEO не обеспечивает проектную производительность по выходу товарной нефти и не гарантирует заданного качества нефти. Основное оборудование отличается дороговизной, требует частых ремонтов. Более предпочтительной для нефтей подобного типа является емкостная отстойная аппаратура.
Разработана и внедрена в производство модернизированная функциональная блок-схема установки подготовки нефти, в состав которой входят: концевой делитель фаз, сепаратор нефтегазовый, насосная для перекачки нефти, отстойник нефти горизонтальный, комплект трубной обвязки с запорной пре-
8 дохранительной арматурой, средствами автоматизации, контроля и регулирования; электродегидратор с устройством размыва осадков мехпримесеи; блок подготовки пластовой воды, автоматизированная система управления. Для перечисленных элементов характерна технологическая взаимосвязанность осуществляемых на них процессов.
Личное участие автора в получении результатов диссертации.
Путем обобщения литературных источников по промысловой подготовке продукции скважин с ньютоновскими свойствами, а также имеющихся сведений сбора и подготовки высоковязких нефтей сформулировал цели и задачи диссертационной работы.
Для исследований комплекса физико-механических свойств нефтей месторождения Сазанкурак подготовил образцы, анализировал и обобщил результаты экспериментов для разработки принципиальной технологической схемы подготовки нефти, а также перечня основного технологического оборудования и аппаратуры.
Выполнил теплотехнические, гидравлические расчеты по выбору технологического оборудования, активно участвовал в монтаже, пуско-наладке, изучении показателей качества товарной нефти, доведении их до требований высшей группы качества.
Оснастил узел отстойника коалесцирующим устройством.
Внес предложение и реализовал в натуре отбойное устройство нового типа в емкостном отстойнике нефти. Упростил внутренние конструкции серийных отстойников ОБН, ОГ-200П, ОГ-200С без ухудшения функциональных характеристик и улучшения свойств ремонтопригодности.
Научная новизна. 1. Осуществлен синтез оборудования и аппаратуры, взаимное расположение которых в пространстве позволяет реализовать на них технологически связанные между собой процессы промысловой подготовки нефти, имеющей аномально высоковязкие свойства.
2. Используя результаты моделирования процессов гравитационного отстоя
выполнены конструктивные изменения внутренней начинки напорного горизонтального отстойника нефти путем снабжения его входным устройством и выходными распределительными коллекторами, обеспечивающими эффективное использование объема аппарата за счет выравнивания эпюры скоростей по сечению и длине емкости.
Выполнен расчет размерных параметров входного торцевого отражателя отстойника нефти, имеющего форму сферического сегмента, базируясь на теоретические положения использования энергии свободной затопленной струи.
Определены размерные параметры коалесцирующего устройства перед отстойником нефти, интенсифицирующего процесс водоотделения путем гидродинамического воздействия на эмульсию с помощью регулярной проволочной насадки, подтвержденное расчетами для описания коагуляции дисперсных систем.
Практическая ценность.
Внедрение выполненных научно-технических и технологических разработок на месторождений Сазанкурак позволили вывести установку подготовки нефти на стабильный режим работы. Определены эксплуатационные параметры основного оборудования по давлению, температуре, времени протекания процесса, составлены материальный и тепловой балансы в зависимости от физико-химических и сепарационных свойств эмульсий, нефтей и пластовых вод. Использование коалесцеров и конструктивные изменения отстойника нефти, усовершенствование ряда технологических процессов позволили получать качественную товарную нефть с параметрами превышающими экспертные требования. При исходной обводненности нефти 70% и концентрации солей 120000-162000 мг/литр содержание воды в подготовленной нефти снижено до 0,3-0,5%, хлористых солей - до 25-40 мг/литр, а мехпримесей - 0,05%.
10 Применение российских технологий и оборудования позволили снизить
эксплуатационные затраты и предотвратить резкий переход на западные технологии.
Апробация работы.
Результаты научных исследований докладывались на:
второй научно-технической конференции «Новые разработки в химическом и нефтяном машиностроении» (Уфа, 2002 г.);
IV конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, 2003 г.);
научно-практической конференции «Новое оборудование для нефтяных и газовых промыслов» (Туймазы, 2003 г.);
научной конференции «Вклад науки в реальный сектор экономики» (Уфа, 2003 г.);
республиканской научно-технической конференции «Инновационные проблемы машиностроения в Башкортостане» (Уфа, 2003 г.);
2-ой Международной научно-технической конференции «Новоселовекие чтения» (Уфа, 2004 г.);
Всероссийской научно-практической конференции «Реновация: отходы -технологии - доходы» (Уфа, 2004 г.);
Научно-практической конференции «Современное состояние процессов переработки нефти» (Уфа, 2004 г.).
Объем и структура работы.
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, включает список литературы из 66 наименований. Изложена на 103 страницах. Основное содержание опубликовано в семи печатных научных трудах.
Автор выражает глубокую благодарность Аминову О.Н., сотрудникам ООО «Уралтехнострой» за оказанную помощь при проведении совместных исследований, разработок и реализации в промышленность их результатов.
Исследование физико-химических свойств нефтей, эмульсий и пластовых вод месторождения Сазанкурак
Исследовали три пробы нефтей со скв. №6 от 07.08.98 г., две пробы, отобранные со скв. №1 и с КССН от 12.98 г, и одна проба пластовой воды. Физико-химические свойства нефтей исследовались по стандартным методикам по следующим параметрам: плотность, обводненность, агрегативная устойчивость, вязкость, поверхностная активность, содержание хлористых солей, механических примесей, асфальто-смолистых веществ и парафина; пластовая вода анализировалась на минерализацию, ионный состав (6-ти компонентный анализ), плотность. Для проведения опытов по изысканию наиболее эффективных деэмульга-торов для процесса предварительного сброса воды, обезвоживания и обессоли-вания исследуемых эмульсий была приготовлена исходная сборная нефть, смешанная в соотношении 1:1:1 из трех представленных проб нефтей, из которой впоследствии готовили искусственную эмульсию с различной обводненностью. Характеристика полученной эмульсии приводится в таблице 1.3. Из данных анализов (таблица 1.2) видно, что нефти данного месторождения тяжелые с плотностью при температуре, равной 18С, от 0,912 до 0,918 г/см3 и в пределах обводненности от 0 до 6,4%, обладают высокой вязкостью, при температуре 20С (565-588 м-Па-с). Смесь нефтей (скв. №1,6 и КССН 1:1:1) данного месторождения анализировали на качественный состав стабилизаторов, для чего нефть троекратно центрифугировали в течение 20 мин при 2,5-3 тыс. об ./мин с керосином в соотношении 1:1 до получения светлого слоя керосина, т.е. до полного извлечения нефтяной фазы из пробы. В результате центрифугирования образуется три слоя: керосиновый слой, «донный» осадок, вода.
После каждого центрифугирования керосиновый слой сливается. Для извлечения органической части «донный» осадок вместе с выделившейся водой последовательно обработали гексаном, толуолом, спиртотолуоль-ной смесью, хлороформом, а не растворившуюся часть осадков обработали в одной из пробирок дистиллированной водой, а в другой - соляной кислотой. Анализируя, таким образом, сборную эмульсию, были получены следующие результаты (таблица 1.4). Осадок не растворился в соляной кислоте, а дистиллированной воде он полностью растворился. В водной вытяжке были обнаружены в основном ионы СГ, а также ионы Fe и SO/". Таким образом, стабилизаторами сборной эмульсии, кроме смол и парафинов, являются неорганические соединения, а именно, NaCl в виде кристаллов, сульфаты и соединения железа. Агрегативная устойчивость (АУ) изучалась на смеси эмульсий нефтей с обводненностью 10, 40 и 60%, т.е. с искусственно приготовленными эмульсиями.
Для определения агрегативной устойчивости вначале пробу нефти центи-фугировали в течение 10 минут при 2500 об/мин, затем, замерив количество выделившейся воды из эмульсии, вновь центрифугировали пробу, добавив в нее деэмульгатор и нагрев ее до 70-80С Агрегативная устойчивость исходных эмульсий оценивалась по формуле где Ср - степень разрушения эмульсий, определяемая по формуле W, Здесь WHCx - содержание воды в исходной эмульсии; W0CT - остаточное содержание воды в нефти после отстаивания в течение 60 мин при заданной температуре. 10% эмульсии Ау - 68%, 40% эмульсии Ау - 85%, 60% эмульсии Ау - 89%. Для определения физико-химических характеристик пластовой воды готовили искусственные эмульсии с обводненностями 10, 40 и 60%. Пластовая вода высокоминерализованная с плотностью 1,132 г/см хлоркальциевого типа. В воде обнаружены ионы двух- и трехвалентного железа (таблица 1.5). Для проведения расчетов многоступенчатого процесса сепарации нефти месторождения Сазанкурак необходимы данные по исходному компонентному составу пластовой нефти. Для этого были проведены экспериментальные исследования компонентного состава пробы разгазированной нефти до С7 включительно хроматографическим методом на приборе SIGMA 1 фирмы PERKIN-ELMER. По двум вариантам растворенного газа рассчитаны компонентные составы пластовой нефти. Результаты расчетов одного из составов в качестве примера представлены в таблице 1.6. Необходимо отметить, что исследованная разгазированная нефть характеризуется исключительно низким содержанием легких углеводородов. По результатам расчета составов пластовых вод нефтей лабораторией проведены расчеты двухступенчатой сепарации при следующих условиях: 1 вариант: Давление на первой ступени 3 ати, температура +5С; Давление на второй ступени 0,05 ати, температура +60С; Давление на второй ступени 0,05 ати, температура +80С; 2 вариант: Давление на первой ступени 3 ати, температура +25 С; Давление на второй ступени 0,05 ати, температура +60С; Давление на второй ступени 0,05 ати, температура +80С.
Аппаратура и оборудование для оснащения технологической схемы подготовки нефти
При выборе аппаратуры и оборудования придерживались принципа, сформулированного в первой главе - создание совмещенной схемы с многообразием технологических процессов.
При разработке схемы учтена дополнительная информация СП «Сазанкурак» в виде технологического регламента по пуску 1-го комплекса, включающего обустройство АГЗУ на территории месторождения, на каждой из которых собирается продукция от нескольких скважин, производится замер дебитов скважин и сепарация газа от нефти; отсепарированная при давлении 1,3 МПа нефть винтовыми насосами через нагреватели (теплообменные аппараты ПМР 64-30, нагреваемые водой от котельных установок типа Ferrolly с котлом РТ-400 кВт) откачиваются при давлении 12-15 кгс/см на сборный пункт, где размещается установка подготовки нефти, терминал для ее хранения и налива в железнодорожные цистерны.
Сооружение пунктов сбора нефти на АГЗУ вызвано необходимостью ее нагрева до 40-70С для снижения вязкости (в 10-20 раз в зависимости от сезонной температуры), что обеспечивает ее перекачку при более низких давлениях.
Таким образом, от АГЗУ на УПН поступает частично дегазированная продукция скважин с температурой 25С (с учетом потерь тепла при ее транспортировке в холодный период года). В летнее время возможна перекачка нефти от АГЗУ на УПН без подогрева, а от ближних скважин - без сепарации газа от АГЗУ под давлением скважин (без дожимных насосов).
Технологическая схема УПН включает следующие процессы и оборудование для его осуществления:
Предварительный сброс воды из аппарата АСВ (I ступень сепарации). Перед предварительным сбросом воды в подводящий коллектор на расстоянии 300-400 м от входа в УПН вводится реагент-деэмульгатор типа Реапон-4В или Дауфакс ДВ-02 в количестве 80 г на тонну нефти. Предварительный сброс осуществляется для отделения от нефти балластной пластовой воды, высокое содержание которой увеличивает затраты тепла и реагента на следующих стадиях подготовки нефти. Для обеспечения требуемой температуры на входе АСВ предлагается предусмотреть трубный секционный теплообменник Т-1 с обогревом горячей нефтью или водой от печей Ferrolly. Предусматривается также ввод «горячей струи» (80С) в аппарат в зону промежуточного слоя путем рециркуляции подготовленной нефти в количестве 10-20% от нагрузки АСВ.
Предлагаемый объем аппарата АСВ 200 м3, время отстоя эмульсии в нем при максимальной заданной нагрузке по жидкости 4290 м3/сут и степени заполнения 0,75 составит 1 час. Ожидаемое остаточное содержание продукции после АСВ - в пределах 5-10%.
Поднятие рабочего давления потока для осуществления прокачки нефти через нагреватель и последующие аппараты газа при температуре 80С при избыточном давлении 1,8-1,0 МПа, исключающем сепарацию газа, присутствие которого в свободном состоянии замедляет процессы водоотделения.
В качестве дожимных технологических насосов предлагается использо-вать насосы винтовые Q = 90 м /ч, Р = 1,5 МПа.
Альтернативным вариантом является применение насосов зарубежного производства с аналогичной характеристикой. Нагрев предварительно обезвоженной нефти от 25 до 80С осуществляется в блочных автоматизированных нагревателях ГГГБ-5. По нашему заданию эти печи могут быть изготовлены с газожидкостной горелкой.
Нами рассматривался вариант нагрева нефти с помощью котельных установок типа Ferrolly, предусматриваемых в составе оборудования Терминала, но из-за низкой температуры теплоносителя (воды) = 90С это не представляется возможным.
Глубокое обезвоживание нефти после ее нагрева до 80С в отстойниках ОН-1/1,2 (объемом до 160 м3 каждый) в течение 2-х часов отстоя.
Для интенсификации процесса эти отстойники снабжены коалесцирую-щими устройствами КУ-1, перед которыми предусматривается в качестве резерва дополнительный ввод реагента-деэмульгатора в количестве 20 г на 1 тонну нефти. Ожидаемое содержание воды в нефти на выходе ОН-1/1,2 - 0,5% масс.
Смешение нефти с пресной водой в количестве до 10% от ее объема с целью отмывки солей оставшихся в нефти после глубокого обезвоживания. Смешение осуществляется в регулируемом устройстве вакуумной обработки нефти УПВ (разработчик и изготовитель ООО «Уралтехнострой»). Пресная вода из водопровода Кигач нагревается до 60-70С в теплообменнике.
Предварительное обезвоживание нефти с целью защиты электродегид-раторов от предельных нагрузок по воде. Практикой установлено, что электро-дегидраторы ненадежно работают при высоких водосодержаниях продукции и отключаются при мгновенных «проскоках» воды более 10% от объема нефти.
При объеме отстойника ОН-2, равном 100 м , время пребывания жидкости в нем составит около 40 мин, ожидаемая обводненность на выходе - не более 5%.
Глубокое обезвоживание и обессоливание нефти в электродегидраторах ЭГ-160 (2 аппарата по 160 м ). Время отстоя при максимальной нагрузке - 2,4 часа. При меньших нагрузках один из аппаратов отключается в резерв.
Установка подготовки нефти с использованием западного оборудования
Продукция нефтяных скважин (нефть, пластовая вода с остаточным попутным газом) из нефтесборного коллектора подается при температуре в сред-нем 25С и с давлением 4-5 кгс/см на фильтрах СДЖ-500-1,6 для очистки мех-примесей, далее на узел замера (по проектной документации) и затем направляется для проведения процесса подготовки нефти до товарных кондиций.
Для оценки степени забивки сеток на фильтрах СДЖ-500-1,6 и принятия своевременных мер по очистке предусмотрен местный контроль перепада давления, т.е. до и после фильтров, манометрами МТП-1, установленными по месту.
Узел замера жидкости служит для оперативной оценки суммарного кол-личества не фте продукции, поступающего с поля скважин на УПН. счетчик жидкости турбинный МИГ-65-2,5 в комплекте с турбинным преобразователем (ТПР), индукционным преобразователем (ИП) и электронным блоком в операторной.
Ниже приводится блок схема установки подготовки нефти месторождения Сазанкурак с указанием основных аппаратов и оборудования, эксплуатаци-онных параметров, рассчитанная на производительность 2385 м /сутки с обводненностью 70% (рисунок 2.1).
Водонефтегазовая смесь поступает на теплообменник ТО-1 пластинчатого типа марки М-15, поз. 2, где утилизируется тепло горячей товарной нефти, которая охлаждается в среднем до температуры 50С и поступает в товарные резервуары РВС-2000 м . Далее, предварительно нагретая водонефтегазовая смесь в среднем до 40С, поступает на теплообменник пластинчатый ТО-2 марки М-10, поз. 2а, где подогревается паром до температуры 95С (t пара 135С). В дальнейшем для утилизации тепла подтоварной воды и снижения ее температуры перед закачкой в коллектор на ППД был установлен теплообменник ТО-1а пластинчатый марки М-15, который подключался на водонефтегазо-вую смесь параллельно к теплообменнику ТО-1. Все пластинчатые теплообменники поставки фирмы Alfa Laval (Швеция).
В поток водонефтегазовой смеси перед теплообменниками ТО-1, ТО-1а подается деэмульгатор и ингибитор коррозии дозировочным блоком реагентов БР, поз. 1.
На трубопроводе подачи пара в теплообменник ТО-3, поз. 26, установлен регулирующий клапан, который срабатывает в зависимости от температуры выходящей из теплообменника водонефтегазовой смеси. Клапан связан с блоком регулятора, который установлен непосредственно на трубопроводе выхода водонефтегазовой смеси из теплообменника. Температура регулируется поворотом круговой шкалы вручную.
Остальной объем автоматики по теплообменникам ТО-1, ТО-3 представлен в описании технологический нитки ООО «Уралтехнострой».
После теплообменника ТО-3, поз. 26 водонефтегазовая смесь поступает в трехфазный сепапаратор ССВ поз. 10, в котором поступившая среда разделяется на три фазы: вода, нефть, газ. Межфазный уровень вода-нефть поддерживается автоматически наличием датчика уровня, который фиксирует границу раздела фаз, и регулирующего клапана на линии выхода воды из трехфазного сепаратора. Имеется датчик для замера уровня границы раздела фаз: нефть-газ. Нефть автоматически отводится из сепаратора ССВ поз. І0 через регулирую щий клапан на трубопроводе выхода нефти, который связан с датчиком уровня нефти на границе раздела фаз с газом.
Давление в сепараторе ССВ поз. 10 поддерживается автоматически на уровне 2,0 кгс/см при помощи регулятора давления, установленном на линии выхода газа из сепаратора ССВ поз. 10. Приборы контроля и автоматики входят в комплект поставки блочного трехфазного сепаратора. Трехфазный сепаратор поставлен фирмой «Bukom» (Голландия).
Нефть из трехфазного сепаратора направляется в осреднительную ем-кость V = 72 м , где происходит дополнительное разделение фаз: нефть, вода.
При больших нагрузках обводненность нефти после трехфазного сепаратора может повышаться до 10-12%, что негативно влияет на качество нефти на выходе из центрифуги поз. 12 (по солям и воде). По первоначальной схеме двухвинтовые насосы (западной поставки) поз. 13 забирали нефть из сепаратора ССВ поз. 10 и подавали на Миксер поз. 11 и центрифугу поз. 12, Кроме вышеуказанных недостатков данная схема приводила к нежелательным колебаниям нагрузок сырьем центрифуги. Вода из трехфазного сепаратора направляется в резервуар пластовой воды V = 300 м3.
Газ после трехфазного сепаратора поступает в вертикальный газовый сепаратор для отбивки от капельной жидкости (углеводородного конденсата и воды).
На выходе из газового сепаратора газ проходит узел замера, узел регулятора давления прямого действия «до себя» и сбрасывается на факел высокого давления. Накопившаяся в газовом сепараторе жидкость периодически сливается через электрозадвижку, которая автоматически открывается по достижению определенного задаваемого уровня в сепараторе, по трубопроводу в дренажную емкость.
Моделирование процессов гравитационного отстоя
Переход к отстойникам емкостного типа предопределил необходимость изменения конструкции серийных отстойников.
Задача заключалась в упрощении внутренних устройств без ухудшения показателей функционального назначения отстойников, используя процессы гравитационного отстоя.
Известно, что процессы седиментации (осаждения капель воды в прямой эмульсии или, наоборот, всплытия глобул нефти в обратной) являются сложным интегральным результатом наложения разных взаимовлияющих факторов. Это означает, что необходимо построение многофакторной модели процесса и проведение соответствующего оптимизационного эксперимента [2].
Для проведения такого эксперимента разработаны пилотные установки, позволяющие моделировать процесс обезвоживания нефти в близких к реальному условиях. Однако перенос условий и режимов с пилотной установки на натурные объекты должен предваряться некими гарантиями адекватности такого переноса [4, 45].
Известно, что моделирование аппаратов гравитационного отстоя невозможно в традиционном смысле. Это происходит из-за того, что в уравнении \/(Ho,Fr,Eu,Re,5) = 0, выражающем связь безразмерных гидродинамических параметров [45], для одновременного удовлетворения критерия Фруда и Рей-нольдса (в натурном и модельном потоке) требуется модельная жидкость с вязкостью, много меньшей вязкости натурной жидкости, а именно vM = vu - Л иі.
Здесь приняты общеупотребительные обозначения. Однако, можно предположить, что актуальное для таких систем моделирование условий седиментации (осаждение или всплывание) частиц из потока возможно провести, если воспользоваться принципом равенства градиентов горизонтальной скорости потока по сечению потока (частная производная горизонтальной скорости по вертикальной оси Y) в натурном и модельном объектах Рассмотрим поведение седиментирующей частицы в горизонтальном потоке. Из рисунка 3.3 видно, что процесс седиментации в таком идеализированном потоке полностью определяется (при прочих равных условиях: в натурном и модельном объектах плотности и вязкости жидкости равны рн = рм, vH=vMi размеры частиц равны ан = ам, время движения вдоль оси отстойника (индекс X) равно времени седиментации (Y) (tx=ty) , (tx =ty) условиями перехода из одного слоя в другой. Тогда из условия (336) применяя обычную оценку, получаем для средне — , где D - диаметр отстойной части. го значения такого градиента Отсюда с учетом введенных выше ограничений получаем после несложных преобразований: Последние соотношения (для диаметра D и расхода Q), собственно, и позволяют значительно уменьшить затраты на построение моделей и проведение оптимизационных экспериментов. Таким образом, описанный выше принцип подхода к моделированию отстойных аппаратов представляется мощным средством ускорения экспериментальной обработки новых технологий и аппаратов гравитационного отстоя. При этом необходимо помнить о введенных ограничениях и (или) условиях применимости изложенных представлений, которые полезно еще раз свести вместе: 1. Ламинарность потоков в аппаратах. 2.
Отсутствие или незначительность влияния устройств ввода и вывода на ламинарность потоков в отстойной части аппаратов. 3. Жидкости и частицы (а значит, и скорости седиментации части) одинаковы в модельном и натурном объектах. Последнее условие обходит тем самым принципиальное затруднение к моделированию процессов седиментации в отстойных аппаратах, когда только наличие жидкости с весьма малой вязкостью определяло возможность моделирования. Изложенные представления легли в основу конструктивных изменений емкостного отстойника нефти установки подготовки нефти. В работе [52] проф. В.П. Тронов подробно излагает результаты собственных исследований, разработок и практику подготовки нефти на нефтяных месторождениях Поволжья и Урала. В этой работе подробно анализируется работа отстойных аппаратов, оцениваются возможности разных типов аппаратов, намечаются перспективные направления разработок более совершенных аппаратов. Принципиальные схемы отстойных аппаратов различного типа приведены на рисунке 3.4, откуда видно, что для эффективной работы отстойника большую роль играет гидродинамика внутри отстойника. Производительность горизонтальных аппаратов цилиндрической формы может быть рассчитана по формуле, пригодной для капель размером менее ОД мм (режим осаждения капель - ламинарный): где Q„ - производительность; g - ускорение свободного падения; d - диаметр глобул пластовой воды; Др - разница плотностей воды и нефти; L - длина аппарата; R - радиус аппарата; h - высота водяной подушки; v - кинематическая вязкость нефти; рн - плотность нефти. При h = 0 формула принимает вид: Из этой формулы видно, что производительность отстойника зависит от размеров глобул пластовой воды во второй степени. Так, увеличение размеров капель в 3,3 раза приведет к повышению производительности отстойников в 10 раз. Отсюда следует, что для увеличения производительности отстойных аппаратов последние должны быть снабжены устройствами, способными укрупнять капли еще до того, как эмульсия попадет в зону отстоя. При увеличении размеров капель до 0,1 мм и более скорость осаждения возрастает, режим осаждения становится турбулентным, и производительность отстойника определяется формулой
Похожие диссертации на Разработка технологического оборудования для промысловой подготовки аномально высоковязких нефтей
