На головну

Блокові автоматизовані установки підготовки нафти, газу і води.

  1. I.3.4. Методи підготовки даних для перенесення проекту на місцевість.
  2. III. Опис експериментальної установки та методу вимірювання
  3. III. Опис експериментальної установки та методу вимірювання
  4. III. Опис експериментальної установки та методу вимірювання
  5. III. Опис експериментальної установки та методу вимірювання
  6. III. Опис експериментальної установки та методу вимірювання
  7. III. Опис експериментальної установки та методу вимірювання

Досить цікавим є розробка ТОВ НВП «Контекс», що пропонує цілий комплекс блокових автоматизованих установок з переробки продукції свердловини і підготовки нафти до дальнього транспорту.

ТОВ НВП «Контекс» постійно веде роботи з удосконалення технології та обладнання для підготовки нафти. Роботи ведуться за такими основними напрямками:

1. Конструктивне вдосконалення процесів і основного обладнання підготовки нафти, підтоварної води і попутного газу;

2. Розробка методів інтенсифікації процесів підготовки нафти, підбору ефективних хім.реагентов і методів обробки емульсії деемульгатора на діючих об'єктах підготовки нафти;

3. Розробка методів управління і автоматизації процесів підготовки нафти.

 Практичним результатом цих робіт стало розробка і виробництво блокових автоматизованих апаратів підготовки нафти, газ і води, як єдиного технологічного комплексу відповідає вимогам конкретного об'єкта і фізико-хімічними властивостями сировини. на Мал.4.23представлена ??принципова технологічна схема комплексу УПН.

Мал. 4.23. Принципова схема УПН

Розроблено основні принципи управління процесами на об'єктах підготовки нафти, в тому числі управління якістю. Для окремих процесів розробляються математичні моделі, на підставі яких визначаються алгоритми і закони управління ними. Більшість технологічних комплексів, якими є об'єкти: УПСВ, УПН, ЦПС характеризуються змінними технологічними параметрами вихідних емульсій, нерівномірним надходженням потоків сировини і обмеженою можливістю переробки високостабілізірованних емульсій. Наявність у нафті природних стабілізаторів органічного та неорганічного походження ускладнює процеси укрупнення диспергованих крапель і розшарування емульсії. Органічні стабілізатори утворюють гелевидні шари, які зміцнюються за рахунок твердих частинок. Утворені на краплях міцні бронюють оболонки зменшують рухливість поверхні крапель і перешкоджають їх коалесценції. Частинки механічних домішок, присутні в домішки, найчастіше утворюють суцільні гідрофобні агломерати з асфальтено-смолистими і парафінові компонентами нафти і розподіляються у всьому обсязі нафтової фази. Лише частина з них безпосередньо входить до складу бронюють оболонок, проте вводиться в емульсію деемульгатор частково адсорбується і на їх поверхні. До основних органічним стабілізаторів відносяться асфальтени, смоли і парафіни, присутні практично у всіх нафтах. На фотографії Мал. 4.24. показаний проміжний шар утворився з обробленої

Мал. 4.24. проміжний шар

деемульгатора емульсії на Білозір'я-ЧУБІВСЬКИЙ УПСВ ВАТ «Самаранефтегаз». Природа механічних домішок в складі захисних оболонок крапель більш різноманітна. Це і дрібно диспергований пісок, продукти, що утворюються в результаті проведення різних ГТМ, продукти корозії, сульфід заліза утворюється при змішуванні заліза і Сєров-дородсодержащіх вод. Одним з перших в послідовності процесів, що протікають при зневодненні нафти, багато в чому визначає хід подальших процесів є процес дестабілізації емульсії за допомогою деемульгатора і спеціальних пристроїв. Цьому процесу на об'єктах підготовки нафти, як правило, не приділяється належна увага. Застосовуваний введення деемульгатора без спеціальних пристроїв призводить до необхідності значного передозування дорогого реагенту. При подачі деемульгатора через звичайний штуцер, встановлений на горизонтальній ділянці трубопроводу, час для розчинення і перемішування деемульгатора в усьому обсязі емульсії значно зростає. Більш того, при розшарованому потоці емульсії подача деемульгатора подібним чином може привести до його потрапляння в подслой підтоварної води, що призводить до повного або часткового «омилюванням» крапель деемульгатора з втратою його деемульгірующіх властивостей. З метою інтенсифікації процесу та якісної обробки емульсії деемульгатора ТОВ НВП «Контекс» на замовлення ТОВ «ЛУКОЙЛ-Комі» розробило і виготовило пристрій введення деемульгатора (УВС) Мал. 4.25. для установки з підготовки важкої нафти.

Мал. 4.25. Пристрій введення деемульгатора.

По шляху руху в трубопроводах системи збору відбувається часткове розшарування емульсії, виділяється газ, утворюючи так звані газові пробки. Це сприяє пульсації потоків на прийомі установки, середньогодинні коливання витрати можуть досягати 25% і більше. Тому спочатку розглянемо здійснення процесу сепарації обробленої деемульгатора емульсії і попереднього скидання води в трифазних сепараторах виробництва ТОВ НВП «Контекс», призначення яких, полягає у виділенні основного баласту пластової води, згладжування пульсації надходять на підготовку емульсій, усередненні їх технологічних властивостей, дестабілізації емульсії і відділенні якомога більшої кількості механічних домішок. Трифазний сепаратор є одним з основоположних апаратів в системі збору та підготовки нафти, який бере на себе основну масу навантаження і визначає подальший хід ведення якісного процесу підготовки нафти.

Найбільш характерними «збуреннями» вносяться в процес поділу емульсії на даному ступені є наступні:

-значна нестабільність кількості (миттєву витрату) надходить у відстійник емульсії;

- Змінний дисперсний склад емульсії;

- Змінна температура емульсії;

- Наявність вільного і оклюдованого газу;

- Змінний склад нефтестабілізаторов і концентрації механічних домішок.

Одні фактори безпосередньо впливають на ефективність процесу поділу емульсії в апаратах, інші змінюють умови протікання процесів гравітаційного відстою, умови формування проміжних

емульсійних шарів. Модифікований ряд трифазних сепараторів розроблений виходячи з фізико-хімічних властивостей емульсії і підрозділяється на: ТФСК-Л-трифазний сепаратор для легкої нафти, ТФСК-Т-трифазний сепаратор для важкої нафти і ТФСК-Г-трифазний сепаратор глибокого зневоднення нафти, при цьому вони мають ряд конструктивних особливостей. Конструкція трифазного сепаратора ТФСК-Т (Мал. 4.26.) Виробленого ТОВ НВП «Контекс» передбачає системи по ліквідації і згладжування всіх перерахованих вище негативних факторів. Для згладжування пульсацій потоку розроблено два варіанти депульсаторов:

Мал. 4.26. Трифазний сепаратор ТФСК-Т

1 - корпус; 2 - пристрій введення нафтової емульсії з депульсатором; 3 - розподільчий-коалесцирующие пристрої; 4 - пакет коалесціруют насадок; 5 - вихід газу; 6 - пристрій уловлювання крапельної рідини; 7 - нафтозбірника; 8 - висновок нафти; 9 - пристрій перетікання води; 10 - висновок води.

Депульсатор - дільник потоку емульсії (ДДП) встановлюється безпосередньо перед ТФСК і вбудовується (ДВ), Який монтується всередині апарату ТФСК на штуцері введення. Депульсатор типу ДВ на практиці отримав найбільше застосування, тому що він не тільки знімає пульсації вхідного потоку, а й збільшує ефективність і якість сепарації нафти. Без застосування депульсатора, робота якого заснована на ефекті розриву струменя, стрибкоподібне зміна витрати надходить в апарати рідини призводить до порушення гідродинамічного режиму відстою і сприяє виносу важких компонентів емульсії, тим самим, знижуючи якість води, що скидається. Для зневоднення складних емульсій, що містять велику кількість природних стабілізаторів і утворюють гелевидні проміжні шари (Мал. 4.24) Розроблений вбудовується блок, що складається з одного або декількох пакетів коалесціруют насадок, в яких відбувається утворення вихрових потоків певної довжини і напряму. На виході з блоку досягається повне руйнування проміжного шару (Мал. 4.27.) при природній температурі сировини (+ 18 ° С) без застосування додаткового нагрівання. За результатами теплохімічних досліджень даної емульсії, руйнування цього проміжного шару відбувалося тільки при нагріванні вище + 40 ° С.

Мал. 4.27. Стан проміжного шару

Висока якість скидається з апарату підтоварної води досягається за рахунок застосування гідродинамічного пристрою перетікання очищеної води. При обводнення продукції свердловин близькою до звернення фаз, тобто при вступі до сепаратори газосодержащей прямий емульсії, конструкція трифазних сепараторів коригується з урахуванням зміни властивостей продукції. У цьому випадку основна увага приділяється виділенню нафти з зовнішньої фази - води за рахунок застосування коалесціруют пристроїв. ТОВ НВП «Контекс» розроблений ряд трифазних сепараторів, що мають оригінальні індивідуальні внутрішні пристрої, призначені для якісного ведення процесів попереднього скидання води виходячи з фізико-хімічних властивостей сировини (для легких і важких нафт, а також для глибокого зневоднення надходить емульсії). Максимальна ефективність застосування трифазного сепаратора ТФСК досягається при його комплектуванні газовим сепаратором типу СЩВ. Сепаратор газовий типу СЩВ призначений для глибокого очищення газового потоку від крапельної, дрібнодисперсного рідини і механічних домішок з продукції нафтових свердловин в складі установок попереднього скидання води ріс.4.28.

Мал. 4.28. Сепаратор газовий типу СЩВ.

1 - корпус; 2 - введення газу; 3 - висновок газу; 4 - висновок конденсату; 5 - сепараційний пакет; 6 - зливна труба.

Сепаратор СЩВ має три ступені сепарації. Сепаратор являє собою вертикальний циліндричний корпус 1, Розділений горизонтальною перегородкою на нижню і верхню сепараційні камери. Процес очищення газу від зважених часток дрібнодисперсного, крапельної і плівковою рідини і рідинних пробок відбувається наступним чином.

Газожидкостная суміш підводиться в апарат через тангенціальний патрубок 2. Газ, пройшовши три щаблі сепарації у верхній і нижній сепараційних камерах, виводиться з сепаратора через штуцер виходу газу 3. Виділилися зважені частинки, мелкодісперсная і плівкова рідина

виводяться з сепаратора через зливний штуцер 4самопливом. Після очищення в сепараторі газ може бути використаний на власні потреби (печі нагріву, котельня і т.д) або транспортуватися на ГПЗ для подальшої підготовки. Одним з важливих чинників стабільності і якості роботи апарату ТФСК є наявність грамотно підібраного комплексу засобів КВПіА. На відміну від процесу попереднього скидання води, процеси глибокого зневоднення і знесолення нафти в певній мірі є більш складними, тому що протікають в більш жорстких умовах (діапазон коливань обводнення обчислюється вже не відсотках, а в десятих і сотих його долях). Крім цього дані процеси ведуться з обов'язковим нагріванням нафти при якому виділяється певна кількість газу, який може впливати на глибину зневоднення. Виходячи з цих умов, особливу увагу необхідно приділити підбору технологічного обладнання. На ступені глибокого тепло-хімічного зневоднення, доведено перевагу відстійників з вертикальним напрямком руху поділюваних фаз, коли введення емульсії здійснюється в шар дренажної води. Було встановлено, що основний вплив на ефективність розділення емульсії надає проміжний шар концентрованої емульсії, що знаходиться на кордоні розділу фаз «нафта-вода». У проміжному шарі чітко проглядаються два підшару: високообводненний (концентрований) подслой на кордоні розділу фаз і розташований вище нього під шар із змінним водосодержаніем. У високообводненном подслое вміст дисперсної фази досягає 90%. У цьому подслое завершуються процес коалесценції укрупнених крапель води і її виділення з нафтової фази. У подслое із змінним водосодержаніем обводненность змінюється по висоті приблизно від 40 ... 50% в нижній частині до 8 ... 10% на кордоні подслоя і нафтової фази. Саме в цьому подслое розвивається процес коалесценції крапель води до критичного розміру, при якому вони здатні осідати

під дією сил тяжіння в противотоке дисперсионной (нафтової) фази.

Проміжний шар являє собою «киплячий» коалесціруют фільтр, висота якого залежить від обводнення сировини, температури, якості обробки деемульгатора і від продуктивності. Загальна висота проміжного шару з підвищенням обводнення сировини зростає майже лінійно. Підвищення ефективності використання проміжного шару в якості коалесціруют «насадки» досягнуто в відстійниках розробки НВП «Контекс» - Буон (блокових уніфікованих відстійниках нафти) шляхом застосування в них систем гідростатичного розподілу потоку, що дозволило поліпшити організацію поділу фаз нафтових емульсій в відстійнику за рахунок:

- Зменшення обсягу застійних зон або їх ліквідації;

- Підготовки емульсії до поділу безпосередньо в апараті;

- Розподілу емульсії по всій поверхні розділу фаз;

- Зниження швидкості входу зневоднюється нафти в проміжний шар;

- Безнапірного відділення вільної води;

- Виключення впливу вільного газу наьпроцесс поділу фаз;

- Виведення відокремилася газу з апарату з нафтою без утворення пробок в трубопроводі.

 на Мал. 4.29. приведена конструктивна схема відстійника Буоно.

Мал. 4.29. відстійник Буоно

1 - корпус; 2 - введення емульсії; 3 - система гідростатичного розподілу і коалесценції; 4 - патрубок виведення вільного газу; 5 - система виведення нафти і газу; 6 - висновок нафти і газу; 7 - висновок води.

З метою попередження впливу вільного газу на процеси зневоднення нафти в проміжному шарі розроблена газовідвідними система, завдяки якій газ вловлюється і відводиться без впливу на зону відстоювання. З метою зниження швидкості введення емульсії подача її в апарат розосереджена шляхом установки двох або трьох штуцерів (апарат 100 і 200 м3, відповідно), при цьому штуцера обладнані розподільними пристроями для створення сприятливої ??гідродинамічної обстановки під коробом. У цьому апараті технологічно передбачено не тільки методи дистанційного і рівномірний розподіл емульсії по всій міжфазної поверхні, але і підготовка емульсії до поділу за рахунок багаторазової зміни напрямків руху потоків і створення в них локальних збурень безпосередньо в водній зоні, що передбачено пристроєм в коробі спеціальних перегородок і ребер . Це конструктивно технологічне рішення застосовано вперше в відстійних апаратах і заслуговує на увагу як напрямок подальших досліджень і вдосконалення. Так, використовуючи всі позитивні якості цього апарату, розроблені і успішно експлуатуються на установках підготовки нафти модифіковані блокові відстійники нафти Буон-С призначені для процесу знесолення.

З огляду на середню мінералізацію підтоварної води, при глибині зневоднення 0,1% залишковий вміст солей в нафті буде на рівні 160-200 мг / л. Таким чином, для доведення залишкових солей в нафті до величини 100 мг / л і менше необхідно знизити концентрацію солей в краплях пластової води. З цією метою здійснюють подачу прісної промивної води і організовують процес змішування в нафти крапель пластової і прісної води. На реальних установках видалення солей з нафти здійснюється шляхом глибокого зневоднення (тобто видалення високомінералізованої води з нафти), так і шляхом знесолення (тобто зниження мінералізації пластової води і якомога повнішого видалення її з нафти). Як правило, в попередньо збезводненої нафти присутня достатня кількість деемульгатора, поданого на ранніх стадіях підготовки нафти, що знаходиться на оболонках дрібнодіспергіроване крапель води, на частинках механічних домішок і розчинених в обсязі нафти. При нагріванні нафти в теплообмінної апаратурі відбувається розплавлення парафіну та стабілізатора емульсії з одночасним вивільненням і активізацією частини пов'язаного деемульгатора. Таким чином, процес дестабілізації на ступені глиб-кого зневоднення і знесолення нафти здійснюється за рахунок нагріву нафти вище температури плавлення парафіну і активізації присутнього в нафти деемульгатора. Час проходження емульсії через теплообмінники зазвичай достатня для забезпечення транспортної та кінетичної стадії механізму дії деемульгатора. Експериментально встановлено, що оптимальна обводненность емульсії при вході на щабель глибокого зневоднення становить 10-12%. При такій обводнення нафти при повністю зруйнованих оболонках у крапель емульгованої води, при достатньому часі для здійснення межкапельной коалесценции досягається найбільша глибина зневоднення нафти.

Завдання визначення оптимальної обводнення нафти на ступені глибокого зневоднення і знесолення повинна вирішуватися при налаштуванні процесу і виборі оптимального режиму роботи. У деяких умовах зниження мінералізації води доцільно здійснювати за рахунок рецикла дренажних вод процесу знесолення нафти. Ці води з високою температурою, низькою мінералізацією, з вмістом певної кількості деемульгатора, як правило, не утворюють стійких емульсій з нафтою на ступені глибокого зневоднення, але при цьому інтенсифікують процес коалесценції дрібнодіспергіроване крапель, що містяться у вихідній емульсії. Більш низька мінералізація ціркуліруемой дренажної

води в порівнянні з мінералізацією пластової води сприяє фактичному перекладу процесу на двоступеневу знесолення нафти.

Завдання підвищення якості знесолення нафти може бути вирішена за рахунок підвищення ефективності змішування в нафти крапель пластової і промивної води. ТОВ НВП «Контекс» розроблений змішувач промивної води і нафти типу СПВ, Який дозволяє регулювати не тільки інтенсивність перемішування промивної води і нафти, але змінювати дисперсність крапельної промивної води Мал. 4.30.

Мал. 4.30. Змішувач промивної води і нафти типу СПВ

Дисперсний склад прісної води, що вводиться з метою промивки, робить істотний вплив як на процес змішування, так і на процес поділу емульсії. Збільшення ступеня диспергування крапель промивної води (збільшення кількості крапель) інтенсифікує межкапельную коалесценцію.

Однак недостатнє час для здійснення процес, неоптимальний гідродинамічний режим, наявність в нафти крапель води з незруйнованими бронюйте оболонками, збільшення концентрації домішок і др.нефтестабілізаторов, що не дозволяє укрупнити краплі до розміру, виділень в відстійниках призводить до того, що в відстійник надходять краплі з розміром менше критичного. Відбувається порушення процесу поділу емульсії, підвищення обводнення нафти на виході з відстійника. Тому при виборі диспергирующего пристрої прісної води необхідно враховувати оформлення, режим і надійність роботи наступних процесів змішування і поділу емульсії. температура вво-

Дімою промивної води також впливає на інтенсивність процесу межкапельной коалесценции. Крім того, висока температура підігріву нафти (вище температури плавлення нефтепарафінов) забезпечує зниження агрегативной стійкості емульсії за рахунок зниження стабілізуючих властивостей нефтепарафінов. Висока температура ведення процесів глибокого зневоднення (50-100 ° С) забезпечує зниження в'язкості нафти, і, відповідно полегшує відділення крапель води при поділі емульсії. Крім цього, при нагріванні відбувається збільшення обсягу крапель води, що призводить до зменшення товщини бронюють оболонок на краплях емульгованої води, тим самим полегшує проникнення до поверхні молекул деемульгатора. Відповідно до технічних умов товарна нафта нафтових родовищ повинна мати тиск насичених парів в нафти не більше 66,7кПа при температурі 378 ° С відповідно до міжнародних стандартів ISO 3007- 99 «Нафтопродукти. Визначення тиску пара методом Рейда »з додатковими вимогами, що відбивають потреби економіки країни. Сутність процесу стабілізації нафти полягає в тому, щоб зменшити залишковий вміст розчинених в ній найбільш летючих компонентів пластової нафти, зокрема:

- Залишків окремих компонентів пластового газу в нафти:

- Диоксиду вуглецю,

- Метану,

- Ізобутан, нормального бутану і ін., А так само і

- Найбільш летючих компонентів нафти (изопентана, нормального пентану і ін.).

Для цих цілей ТОВ НВП «Контекс» розробило пристрій для зниження тиску насичених парів нафти, яке встановлюється на вхідний штуцер буфера-дегазатор нафти БДН рис 4.31. Стабілізація нафти дозволяє істотно скоротити (близько 2% мас.) Безповоротні втрати нафти від випаровування на її шляху від установок підготовки нафти до нафтопереробних заводів і одночасно скоротити забруднення навколишнього середовища.

Мал. 4.31. Буфер-дегазатор нафти

1 - корпус; 2 - введення нафтової емульсії і місце установки пристрою для зниження тиску насичених парів; 3 - пристрій дегазації нафти; 4 - коалесцирующие розподільні перегородки; 5 - висновок газу; 6 - пристрій уловлювання крапельної рідини; 7 - вихід води; 8 - переливна перегородка; 9 - висновок нафти.

У зв'язку зі значним перевищенням обсягів пластової води, що підлягає очищенню, над потужністю очисних споруд в ряді місць якість підготовки стічних вод погіршується, що призводить до зниження прийомистості нагнітальних свердловин, скорочення обсягів закачування і неможливості використання в системі ППД до 20% високомінералізованих вод. Досягнута в цілому по нафтовидобувної галузі ступінь очищення стічних вод (50 мг / л залишкової нафти і 50мг / л механічних домішок) не скрізь дозволяє використовувати їх в системі підтримки пластового тиску в якості робочого агента. Вимоги більш глибокого очищення стічних вод (до 10 мг / л нафтозалишків і хутро. Домішок з мінімальними розмірами дисперсних частинок) диктується необхідністю збільшенням нафтовіддачі, залученням в розробку нізкопроніцаемих пластів і необхідністю збільшення міжремонтного періоду експлуатації нагнітальних свердловин. Комплексний підхід до вирішення цієї технологічної завдання має ряд значних переваг. Підготовка води на установці починається вже безпосередньо в апаратах підготовки нафти, для цього в них виконуються такі вимоги:

- Відсутня турбулізація водного шару висхідними потоками водонефтяной суміші;

- Розподільні пристрої введення максимально наближені до осі апаратів;

- Відсутні турбулентні пульсації середовища.

Завдяки цьому зберігається природна висока чистота крапель води в нафти в зв'язку, з чим спрощується технологічна схема блоку водопідготовки.

Для досягнення необхідного високої якості очищення стічної води та досягнення максимальної технологічної надійності, установка підготовки води повинна мати, як мінімум дві, а в деяких випадках і три ступені очищення, де кожному ступені визначається своя технологічна задача. ТОВ НВП «Контекс» пропонує кілька ефективних схем водопідготовки для УПСВ і УПН складаються з технологічних апаратів власної розробки. Необхідно відзначити, що в конструкції всіх представлених нижче апаратів застосовані рішення максимального використання принципу суміщення процесів і технологій очищення води. В умовах, коли на вході блоку очікується надходження стічної води поганої якості чистоти (150-1000 мг / л за залишковою нафти або механічним домішкам) необхідно застосувати триступеневу схему.

У цій схемі основне навантаження блоку приймає на себе апарат першої (попередньої) ступені очищення стічної води ОВКпф (модифікація ОВК). Апарат працює практично без обмежень по кількості забруднень у вхідному потоці, будучи, таким чином не тільки апаратом попереднього очищення води, але і технологічним «стабілізатором» якості що надходить на очистку води перед щаблем глибокого очищення.

 Відстійник води являє собою горизонтальну циліндричну ємність з еліптичними днищами, розраховану на роботу під внутрішнім надлишковим тиском Мал. 4.32.

Мал. 4.32. відстійник води

1 - введення стічної води; 2 - розподільчий-коалесціруют пристрій; 3 - блок коалесціруют насадок; 4 - висновок уловленной нафти; 5 - система розподілу води; 6 - блок фільтруючих насадок; 7 - висновок очищеної води; 8 - розподільний пристрій; 9 - дренаж; 10 - система промивання.

Він є структурним елементом споруд водопідготовки під тиском на промислових установках підготовки нафти і води, використовується в якості першого ступеня очищення стічних вод пластів під тиском.

До особливостей конструкції апарату відносяться:

- Наявністю системи промивки і виведення шламу;

- Технологічної надійністю;

- Високими технологічними показниками;

- Поліпшеними технологічними показниками за рахунок застосування технології, що забезпечує самоочищення фільтруючого полімерного матеріалу.

Відмінною рисою ОВКпф є те, що очищення стічної води відбувається при використанні чотирьох технологічних прийомів. Завдяки особливостям пристрою введення на першому етапі створюється ефект

турбулентної флотації, при якій більшу кількість крупнодіспергірованной нафти і механічних домішок відділяється від основної маси води. Далі після проходження распределительно коалесціруют пристрою відбувається процес тонкошарового відстоювання в блоці поличних коалесціруют насадок, після якого вода з максимально укрупненими забрудненнями піддається гідродинамічного відстоювання. Частково очищена вода через систему переливні перегородок, що не дають повторного забруднення, через розподільну систему, надходить в фільтраційний відсік апарату. Подвійна фільтрація води відбувається спочатку через шар уловленной нафти, а потім через плаваючий гідрофобний полімерний фільтр. Особливістю фільтра є його здатність самоочищатися за певних умов роботи. Так відстійник нафти призначений для роботи за умов, коли на очистку надходить сильно забруднена вода, по-уникнення накопичення в ньому обложених і уловлених забруднень, передбачена двосекційна, дворівнева система промивання і виведення шламу. Завдяки своїй технологічній надійності і «невибагливості» апарат отримав широке застосування на УПСВ і УПН.

Другий ступінь підготовки води представлена ??двома апаратами глибокого очищення води: АГОВ - Апарат глибокого очищення води (Мал. 4.33.) и ФДК - Флотатор дегазатор води.

Мал. 4.33. Апарат глибокого очищення води

1 - корпус; 2 - введення стічної води; 3 - коалесцирующие насадки; 4 - висновок води; 5 - висновок нафти; 6 - висновок газу; 7 - введення промивної води; 8 - висновок шламу.

апарат АГОВ призначений для тонкого очищення від залишкового вмісту кількість зважених часток (КВЧ) і залишкової нафти перед закачуванням в пласт.

При підготовці подтоварной промисловий води для закачування в пласт на внутрішніх пристроях апарату АГОВ, призначених для очищення води, осідає значна кількість сульфідів заліза, асфальтеносмолістих, парафінистих і інших відкладень. Відкладення, якщо

їх не видаляти, ущільнюються згодом, утворюють значні скупчення, що погіршують технологічні параметри роботи апаратів, і можуть навіть призвести до висновку апарату з ладу. Для забезпечення ефективної роботи апарату АГОВ, ТОВ НВП «Контекс» розроблена система гідророзмиву і виведення опадів.

В системі гідророзмиву вода під підвищеним тиском подається в зону відкладення мехпримесей, кількість зважених часток (КВЧ) через спеціальні форсунки, розташовані у нижній утворює по всій довжині апарату.

Напрямки сопел форсунок чергуються по висоті таким чином, що забезпечують розмив відкладень в двох рівнях. Вода під тиском ефективно розпушує відкладення мехпримесей, підсікаючи і утримуючи їх в суспензії, і видаляє їх з накопичувачів шламу і з порожнистими отстойной частини апарату через відкриті дренажні штуцери. При роботі системи гідророзмиву обсяг води, що подається для промивання необхідно балансувати з об'ємом виведення суспензії щоб уникнути надмірного зниження або підвищення межфазного рівня нафту / вода, що може позначитися негативно на якості роботи апарату. В процесі роботи апарату і при видаленні опадів оператор повинен постійно стежити за підтриманням необхідного рівня газ / нафту / вода. Перед початком промивання необхідно зробити скидання накопичених газу і нафти з апарату шляхом відкриття відповідних засувок (при відсутності автоматизації процесу). В процесі експлуатації апарату висновок нафти в ручному режимі, здійснюється в міру її накопичення. Частота скидання нафти і шламу визначається якістю очищення води на виході з апарату.

Короткочасна подача промивної води, при незначних відкладеннях сульфідів заліза та інших нафтових компонентів не викликає великого порушення стану фаз. Однак при наявності істотних ущільнених відкладень тривалий збовтувати дію промивальної

води може викликати погіршення якості очищеної води на виході з апарату.

В якості промивної води може бути використана вода з бустерних насосів відкачки підтоварної води на БКНС (якщо такі встановлені), вода після насосів БКНС, а також підтоварна вода, що надходить в апарат на очистку. У систему гідророзмиву опадів вода подається ежектором, шестерним, гвинтовим, відцентровим або іншим насосом, що забезпечує створення необхідного тиску для розмиву опадів (що перевищує робочий тиск в апараті на 0,4-0,6 МПа).

З метою мінімізації обсягу подачі промивної води, система гідророзмиву розбивається на окремі секції довжиною один - два метри кожна (в апараті може бути до 7 секцій) з тим, щоб промивати секції апарату по черзі. Витрата води на промивку становитиме 150-400 літрів за хвилину на одну секцію. Кожна секція накопичення шламу має свій штуцер виведення опадів. Як правило, матеріалом, застосовуваним для виготовлення, трубопроводів системи гідророзмиву і форсунок є нержавіюча сталь. Компоненти системи є знімними і вилучаються через люки судини для проведення технічного обслуговування в міру необхідності.

Добовий обсяг відкладень мехпримесей визначається різницею змісту КВЧ на вході і виході в апарат, помноженої на добовий обсяг води, що очищається. Частота промивання встановлюється в залежності від товщини накопичення опадів, які не повинні перевищувати 10-15 мм в проміжках між промивками, в іншому випадку опади ущільнюються і необхідно чимало часу для їх розмиву. Оптимальна частота промивок визначається дослідним шляхом для кожного родовища.

Якщо ж допустити накопичення мехпримесей на внутрішніх поверхнях апарату у великій кількості, то виникне реальна проблема з очищення від накопичених ущільнених опадів.

При обслуговуванні апарату необхідно стежити за ходом технологічного процесу. При цьому увага повинна бути звернена на:

- Оптимальне підтримання міжфазних рівнів «газ-нафта», «нафта-вода»,

у відповідних зонах, контроль своєчасного виведення газу, нафти та

шламу краще проводити в автоматичному режимі;

- Контроль зміни тиску на вході в апарат.

Необхідно також враховувати, що елементи запірно-регулюючої арматури, встановлені в системі гідророзмиву, можуть піддаватися серйозній виробленні через ерозію. Прохідні перетини арматури повинні бути повністю відкриті або повністю закриті, дросселирование - небажано.

Крім дворівневої системи гідророзмиву опадів в апаратах АГОВ ТОВ НВП «Контекс» розроблена і застосовується система очищення внутрішніх пристроїв гострою парою. Пропарювання апарату в міру необхідності проводити один - два рази на рік. Очищення внутрішніх пристроїв паром можна здійснювати по черзі: лівої і правої секції. Найбільш ефективно проведення пропарювання апарату спільно з промиванням поличних насадок водою і видаленням опадів за допомогою системи гідоразмива.

Непрямим показником відкладення опадів на поличних насадках є підвищення перепаду тиску на вході в секцію насадок і на виході з неї більше 0,01 МПа. Видобуток НІ І ГАЗУ

Для стабільної роботи апарату АГОВ, скорочення циклів промивки та отримання промисловий стічної води з показниками, відповідними технічною характеристикою, рекомендується перед апаратами АГОВ встановлювати відстійники води ОВК або ОВКпф, виробництва ТОВ НВП «Контекс», в залежності від умов, які запобігатимуть залпові надходження мехпримесей в апарати АГОВ, після обробки свердловин, закачування в систему підготовки забрудненої води з дренажних ємностей, ставків відстійників, зливових стоків і т.д.

Одноразова закачування безпосередньо в апарат АГОВ забрудненої води із зливової каналізації, дренажних ємностей і ставків відстійників, може привести до повного заповнення поличних насадок забрудненнями і виведення його з ладу.

Флотатор-дегазатор ФДК (рис. 4.34.) Застосовується для відділення газу і нафти з пластової води на установках попереднього скидання води і установках підготовки нафти.

Флотатор-дегазатор являє собою горизонтальну циліндричну ємність з еліптичними днищами, розраховану на роботу під внутрішнім надлишковим тиском.

Мал. 4.34. Флотатор - дегазатор ФДК

1 - корпус; 2 - дестабілізатор фазового стану потоку; 3 - введення води; 4 - висновок води; 5 - переливні перегородки; 6 - распределительно-коалесцирующие пристрої; 7 - короб збору нафти; 8 - висновок нафти; 9 - висновок газ; 10 - пристрій уловлювання крапельної рідини.

Перед апаратом встановлюється дестабілізатор фазового стану потоку 2, В якому розташований штуцер введення води 3. Даний штуцер обладнаний розподільником води, виконаним у вигляді відводів.

Дестабілізатор виконує подвійну функцію: по-перше, в його зоні розрядження відбувається розрив бронюють оболонок емульгованої нафти, по-друге відбувається вивільнення розчиненого у воді газу. При недостатньому вмісті газу є конструктивна можливість використовувати газ першого ступеня сепарації для додаткового насичення їм води.

У флотаторе бульбашки газу утворюються у флотаційній зоні за рахунок виділення розчиненого газу з газонасиченої стічної води в результаті зниження тиску під час вступу її в цю зону.

Газонасичених вода через патрубок введення вводиться в нижню частину флотаційного зони за допомогою перфорованого розподільника. Стічна вода піднімається у флотаційній зоні зі швидкістю, яка забезпечує тривалість перебування води у флотаційній зоні близько 20 хв.

Виділяються бульбашки газу, піднімаючись вгору, зустрічають на своєму шляху дисперсні частинки, розподілені у воді. Дисперсні частинки, які погано змочуються водою (крапельки нафти), захоплюються бульбашками і флотируются на поверхню, утворюючи там шар піни. Вловлена ??нафту збирається в короб для збору нафти і виводиться з апарату. За переливними перегородками 5 розташовані распределітельно- коалесцирующие пристрої 6, Службовці для інтенсифікації процесу.

Коалесцирующие розподільні пристрої виконані з листа, що має спеціальні просічки, розташовані в шаховому порядку і відігнуті по ходу потоку. Висновок газу в факельну систему низького тиску здійснюється через штуцер 9 з пристроєм уловлювання крапельної рідини 10. Зміст домішок (мг / л) в стічній воді, що надходить в резервуар-флотатор на очистку, має бути: нафти - 300, механічних домішок - до 300.

Залишковий вміст в очищеній воді, що виходить з резервуара-флотатора, становить (мг / л): нафти - 4-30, механічних домішок - 10-30.

В якості третьої ступені очищення стічної води в схемі може бути використаний буфер-дегазатор води, який крім основної функції по повній дегазації води і створення буфера перед насосами відкачування може додатково, як осадити з води мехпрімесь, так і вивести плівкову нафту з апарату.

Незважаючи на певні успіхи по автоматизації процесів підготовки нафти, велика кількість існуючих об'єктів до цих по не оснащено необхідними приладами і засобами регулювання.

Кожен об'єкт обов'язково повинен мати достатній перелік приладів і засобів КВПіА, що дозволяють контролювати і стабілізувати хід процесів в досить вузькому діапазоні змін якості вихідних емульсій. Стабільність, на налагодженої, технології залежить від зовнішніх і внутрішніх (накопичених) збурень, що вносяться до процесу. Компенсувати їх за допомогою керуючих впливів буває складно через відсутність необхідної інформації і низьку ефективність багатьох керуючих впливів. Більшість внесених в процес збурень не контролюється або інформація про них надходить з великим

запізненням. У цьому випадку доводиться боротися з наслідками внесених збурень, а не з самими збуреннями.

Значний вплив на стабільність роботи надають самовирівнюючі властивості апарату. Обмежена кількість керуючих впливів робить ще більш значущою роботу з налаштування технологічних процесів і вибору відповідного режиму роботи. Силами обслуговуючого персоналу роботи з налаштування технологічного процесу, по якій мається на увазі виявлення слабких місць в технології підготовки нафти, модернізації технологічної схеми і обладнання, підбору адекватного технологічного режиму і т.д. практично неможливо здійснити. Ці види робіт проводять фахівці ТОВ НВП «Контекс» в ході пуско-налагоджувальних робіт і подальшого науково-технічного супроводу. Завдання обслуговуючого персоналу зводиться до

підтримці обраного технологічного режиму по стабілізації процесів попереднього скидання води, зневоднення і знесолення нафти і підготовки стічної води.

Це допомагає уникнути часто застосовується на практиці надлишкового компенсує керуючому впливу у вигляді ударної дозування деемульгатора, підвищення температури підігріву нафти, збільшення (якщо це можливо) часу відстою і т.д. Такі заходи не завжди забезпечують стабілізацію процесу і економічно не виправдані.

Удосконалення промислових систем може бути досягнуто тільки на підставі вивчення конкретних особливостей водонафтових емульсій, яке може виконати ТОВ НВП «Контекс» на договірній основі своїми фахівцями.

При цьому особлива увага приділяється якості води, що скидається з метою зниження можливих втрат нафти зі скидається водою і її застосування в системі ППД.

Неоптимальний технологічне і конструктивне оформлення процесів і апаратів, заміна рекомендованих проектом апаратів на «псевдоаналогічние» з метою економії капвкладень робить процеси більш чутливими навіть до незначної зміни технологічних властивостей оброблюваної нафти, призводить до порушення і зриву процесів зневоднення та знесолення нафти, тим самим багаторазово знижуючи технологічну надійність установки.

Досвід експлуатації даного комплексу апаратів показує, що застосування обладнання НВП «Контекс» дозволяє досягти великого економічного ефекту в зниженні вартості підготовки нафти за рахунок:

- Зниження потреби в ємнісний апаратурі в 1,5-2 рази через його високої одиничної продуктивності;

- Зниження витрати дорогих деемульгатора на 15-20%;

- Зниження температури ведення технологічного процесу на 5-8 ° С;

- Підвищення технологічної надійності об'єктів підготовки нафти завдяки стійкій роботі установок по продуктивності, тиску, температури і підготовленості емульсії до розшарування при коливаннях вхідних параметрах сировини.

ТОВ НВП «Контекс», як інжинірингова фірма, в своїй роботі найважливішим елементом бачить принципово новий підхід до розробки технологічного обладнання не як до окремих апаратів, а як до єдиного технологічного комплексу, в якому емульсія в попередньому апараті готується для обробки в подальшому, а весь комплекс забезпечує необхідні технологічні показники.

ТОВ НВП «Контекс» готове вирішувати питання промислової підготовки нафти не тільки шляхом застосування розроблених технічних засобів, але і шляхом реконструкції основного технологічного процесу, тобто скидання води (зневоднення нафти). Це досягається як реконструкцією

внутрішніх пристроїв в технологічній апаратурі, так і структурної реконструкцією установок (УПН і УПСВ).

 



Устаткування для очищення і підготовки стічних вод | НАСОСНЕ ОБЛАДНАННЯ

Збір і підготовка нафти на промислі. | Установки для підготовки нафти | Установка підготовки води | Автоматизовані групові вимірів установки | Устаткування для зневоднення і знесолення нафти | Відцентрові насоси. | Підпірні насоси НПС | Віброізолюючі компенсуючі системи |

© um.co.ua - учбові матеріали та реферати