Курсовая работа (т): Проект новой функциональной блок-схемы установки подготовки нефти

поддерживать низкий уровень водяной подушки или практически исключать ее;

исключать из отстойной зоны аппарата сепарацию промывки эмульсии через слой дренажной воды.

С учетом этих требований выполнены конструктивные изменения внутренних устройств горизонтального отстойника нефти ОН - основного в технологической схеме подготовки нефти.

Обычно на практике используются серийные отстойники типа ОГ, ОБН, т. е. отстойники с горизонтальным движением потока и распределителями внутри отстойника в виде перфорированных труб. Внутренняя начинка их сложная, громоздкая, в процессе эксплуатации вследствие коррозии, зарастания кристаллами солей, засорения механическими примесями быстро приходят в негодность, нарушаются гидродинамические характеристики аппаратов.

Для Ата Мураской нефти с высокой минерализацией пластовой воды применение этих отстойников без модернизации внутренней начинки становится невозможным.

Сущность модернизации заключалась в изменении конструктивного исполнения входных и выходных устройств и упрощении внутренней начинки аппарата.

Ранее существующие внутренние распределительные устройства удалены без ухудшения показателей назначения и надежности отстойника. Оставлена внутри усовершенствованная система размыва осадка мехпримесей.

Особую новизну представляет то, что отстойник снабжен входными и выходными распределительными коллекторами оригинальной конструкции, обеспечивающие эффективное использование объема аппарата за счет выравнивания эпюры скоростей и по сечению и длине отстойника.

Входной коллектор отстойника выполнен в виде отражателя, имеющего форму сферического сегмента, установленного напротив входного патрубка отстойника. Входной патрубок размещен на торце по горизонтальной оси отстойника (рис. 3.2).

- входной патрубок; 2 - отражатель; 3 - устройство для размыва остатков мехпримесей , полезный объем V = 2000 м3, рабочее давление Рраб = 1,0 МПа:

П - вход продукта; Н - выход нефти; В - выход воды

Рис. 3.2 Модернизированный отстойник нефти диаметром 3400 мм

Такая конструкция входного коллектора позволяет распределить входящий в отстойник поток жидкости по поперечному сечению отстойника. При этом уже за отражателем резко падает скорость потока за счет распределения потока жидкости по всему сечению отстойника, сводятся к минимуму возмущения отстоявшейся эмульсии в отстойнике. Размерные параметры входного отражателя рассчитаны по теории использования энергии свободной затопленной струи.

В результате исследований получена зависимость изменения безразмерной осевой скорости в виде

 (3.4)

где Иж - скорость в центре данного сечения струи, м/с;

Ио - скорость в начальном сечении струи, м/с; - расстояние от отражателя до начального сечения струи, м;- радиус начального сечения, м; а - экспериментальная константа, зависящая от структуры потока в начальном сечении.

Используя эту зависимость, определены параметры отражателя на входном патрубке отстойника. Из литературного источника известно, что а =0,08. Для нашего случая R0 = 0,1 м считаем, что отражатель необходимо устанавливать до расширения струи, т. е. при Иж = Ио. При таких условиях по формуле (3.4) можно найти S - расстояние до отражателя:

Отсюда S = 0,875 м. При этом диаметр отражателя должен быть не менее диаметра входного патрубка. Но с учетом искривления входящей струи принимаем диаметр отражателя в два раза больше, чем диаметр входного патрубка, т. е. не меньше 400 мм.

Выходные коллекторы для отвода нефти и воды выполнены так, чтобы нефть поступала в коллектор только с горизонтального слоя на уровне размещения коллектора для отвода нефти, а коллектор для отвода воды обеспечивает забор и отвод воды с нижнего горизонтального слоя без вовлечения воды с других слоев с целью сохранения заданных условий забора воды.

Теоретически подтвержденные размерные параметры входного отражателя и выходных коллекторов позволили следующее:

резко снизить скорость внутри отстойника (более чем в 300 раз);

сократить протяженность возмущенного потока после отражателя;

совместная работа входных и выходных коллекторов, отсутствие внутренних перегородок обеспечивают горизонтальное движение потока в ламинарном режиме, что позволяет эффективно использовать объем аппарата за счет выравнивания эпюры скоростей по сечению и длине емкостной части аппарата.

На установку подготовки аномально вязких и тяжелых нефтей, как правило, поступает эмульсия, размеры капель пластовой воды в которой составляют всего несколько микрометров. Такие капли невозможно осадить за технологически приемлемый отрезок времени ведения процесса подготовки нефти.

Поэтому перед отстаиванием необходимо осуществление специального процесса укрупнения капель воды в эмульсии (коалесценции) до размеров, обеспечивающих требуемую скорость расслоения эмульсии.

Математическая модель процесса коалесценции капель пластовой воды в турбулентном потоке нефти подобна модели для описания коагуляции дисперсных систем и имеет вид

 (3.5)

с начальными условиями: n = n1; ni = 0 (i Ф 1) при t = 0.

Здесь n - число частиц в единице объема;- диаметр частицы; - время; - коэффициент турбулентной диффузии; - характерная длина турбулентного потока.

Это уравнение описывает изменение ni - числа частиц диаметром di с течением времени в результате слияния более мелких частиц диаметром d 1 и dj в частицу диаметром di и слияние частиц диаметром di с частицами диаметром d 1, ведущего к появлению более крупных частиц.

Решение этого уравнения позволяет получить связь числа частиц диаметром di и время коалесценции и имеет вид

 (3.6)

где % - безразмерное время коалесценции; ni - число исходных частиц; di - диаметр исходных частиц.

Это решение имеет место в узком интервале времени при % < 1.

Поэтому уравнение (3.6) может быть успешно использовано в нашем случае для оценки скорости процессов коалесценции в коротких трубопроводах -каплеобразователях или аппаратах - укрупнителях.

Основываясь на данном теоретическом положении, перед горизонтальным емкостным отстойником нефти ОН установлено коалесцирующее устройство с внутренней начинкой в виде регулярной металлической проволочной насадки. Обвязка коалесцеров выполнена так, чтобы обеспечить возможность их использования при последовательном и параллельном режимах их подключения для обеспечения обезвоживания нефти в отстойнике до необходимой степени.

.4 Разработка модернизированной технологической схемы промысловой подготовки нефти

При разработке модернизированной технологической схемы промысловой подготовки нефти и компоновке ее оборудованием и аппаратурой пользовались положениями на основе выполненных технологических, теплотехнических и механических расчетов.

Блок-схема установки подготовки нефти приведена на рис.3.3 и работает по двум вариантам подготовки товарной нефти.

Рис.3.3 Блок схема установки подготовки нефти

По первому варианту основная технологическая линия УПН с использованием российского емкостного оборудования самостоятельно подготавливает нефть высшей категории при обводненности продукции 70% и объеме поступающей водонефтегазовой эмульсии - 2385 м /сут.

При работе блок-схемы по второму варианту подготовки нефти российское оборудование может совместно эксплуатироваться с вспомогательной технологической линией с применением оборудования западного производства -трехфазный сепаратор (ССВ), поз. 10, миксер (М), поз. 11 и центрифуга LEO, поз. 12 с производительностью до 900 м3/сут по жидкости.

Работа модернизированной блок-схемы по первому (основному) варианту.

Продукция скважин газожидкостная смесь (ГЖС) поступает на установку подготовки нефти. На входе в установку перед концевым делителем фаз (КДФ) из блока подачи реагента БР, поз. 1 подается ингибитор коррозии, затем ГЖС поступает в концевой делитель фаз КДФ, где происходит предварительный сброс воды в количестве 40-50%, перед ТО-1, поз. 2 и ТО-2, поз. 2а из блока подачи реагента БР, поз. 1 подается деэмульгатор, далее ГЖС через теплообменники предварительного нагрева ТО-1 и ТО-2 с температурой 80°С поступает в дестабилизатор потока и затем во входной сепаратор С-1, поз. 3, расположенный на постаменте высотой 14 метров для обеспечения слива нефти в два технологических резервуара РВС, поз. 4.

В сепараторе С-1, поз. 3 объемом 50 м поддерживается давление 0,005 МПа. При заполнении аппарата на 0,5 диаметра время пребывания жидкости в нем при загрузке 2385 м3/сут составит 25 минут. Уровень жидкости контролируется датчиком уровня с выдачей сигнала на компьютер оператора и поддерживается за счет конструктивного исполнения выходного патрубка. Выделившийся в сепараторе газ отводится на факел низкого давления.

Водонефтяная эмульсия из выходного сепаратора поступает в технологические резервуары РВС-1 и РВС-2, поз. 4, где происходит ее отстой до остаточного водосодержания 5%. Эффективная работа резервуаров обеспечивается распределительными трубными устройствами на входе эмульсии, выходе нефти и воды и поддержанием заданных уровней нефти, воды и межфазного уровня «нефть-вода» с помощью насосов НН-1, поз. 5 и НВ-4, поз. 6.

Из резервуаров частично обезвоженная нефть подается винтовыми насосами НН-1 в аппараты, непосредственно входящие в установку обезвоживания нефти (УОН):

теплообменники (эмульсия-пар) ТО-3, поз. 2б, в которых происходит нагрев нефти до температуры 90-95°С;

отстойник нефти горизонтальный ОН, поз. 8 модернизированный, с входным коалесцирующим устройством К-1, поз. 7;

смесительное устройство К-2, поз. 11 а для вспрыскивания и перемешивания пресной воды в потоке водонефтяной эмульсии.

.5 Работа установки обезвоживания нефти (УОН)

Работа УОН с набором перечисленного оборудования осуществляется следующим образом.

Нефть с остаточной водой до 5% в виде эмульсии насосами НН-1, поз. 5 после нагрева до 95°С в теплообменнике ТО-3, поз. 2б поступает в отстойник ОН, поз. 8. Для интенсификации процесса водоотделения отстойник снабжен входным устройством в виде трубных секций с гидродинамическим воздействием.

Гидродинамическое воздействие на эмульсию осуществляется в коалесцере регулярной проволочной насадкой (РПН). Для оптимизации воздействия конструкция коалесцера позволяет изменять скорость и длительность движения жидкости через нее за счет параллельно последовательного соединения секций РПН.

Отстойник напорный ОН, поз. 8 - аппарат объемом 200 м3 (диаметром 3400 мм, длиной корпуса около 22 м) с горизонтальным движением жидкости. Расчетное давление аппарата 1,6 МПа. Время отстоя жидкости при нагрузке 1255 м (при обводненности до 5%) составляет 230 минут. Аппарат снабжен входными и выходными распределительными коллекторами, что обеспечивает эффективное использование объема аппарата за счет выравнивания эпюры скоростей по сечению и длине емкости.

Отстойник ОН работает в режиме полного заполнения без выделения газа, для чего в нем поддерживается давление выше давления насыщенных паров,

при котором начинается разгазирование нефти. Содержание хлористых солей в нефти на выходе из отстойника колеблется в пределах 80-120 мг/л.

После отстойника нефть с остаточным содержанием воды 0,5-0,8% и хлористых солей 80-120 мг/л подается для дальнейшего обессоливания в электро-дегидратор ЭГ, поз. 9. Перед электродегидратором в нефтяной поток с помощью смесительного устройства К-2, поз. 11а вводится подогретая до 90°С пресная вода в количестве 9,9% от объема нефти с запасом от расчетного объема, необходимого для достижения предельного солесодержания 40 мг/л при остаточном содержании воды в нефти до 0,5%, мехпримесям 0,05%.

В качестве смесительного устройства используется смеситель конструкции ВНИИнефтемаш, поставляемый в комплекте с электродегидратором.

Одним из условий работы смесителя является предотвращение раннего вскипания в нем воды, вследствие чего в каплях воды может произойти образование твердых кристаллов солей, удаление которых потребует вторичной промывки нефти пресной водой.

Время отстоя нефти в электродегидраторе ЭГ (при воздействии электрического поля) составляет 2 часа. Удаление отстоявшейся воды из ЭГ осуществляется при минимальной высоте водного слоя (аналогично предыдущей ступени водоотделения).

Представленная схема подготовки нефти является автономной по отношению к существующей установке с использованием центрифуги LEO и не исключает ее работу в качестве параллельной или вспомогательной линии.

Поток воды, сбрасываемый из ОН, поз. 8 поступает в С-1, поз. 3, вода, сбрасываемая с ЭГ, поз. 9 возвращается на прием насосов НН-1, поз. 5, а из насосов вода подается на вход в теплообменники ТО-1, поз. 2 и ТО-2, поз. 2а. После теплообменников подогретая вода проходит через УПВ и поступает в С-1, поз. 3 и далее в РВС-1,2, поз. 4. Из технических резервуаров РВС-1,2 вода поступает на прием насосов НВ-4, поз. 6. Сбор всех сбросов воды в один поток облегчает ее очистку и контроль за ее утилизацией. Загрязненность воды, сбрасываемой из технических резервуаров, как правило, нестабильна и составляет в среднем 100 мг/л по нефтепродуктам и мехпримесям.

Для дальнейшей очистки воды используется отстойник воды ОВ, поз. 14 объемом 100 м3. Ожидаемая степень очистки воды на выходе отстойника до 20 мг/л по нефти и мехпримесям.

Подготовленная вода подается для закачки в нагнетательные скважины.

Внедренная технологическая нитка на месторождении Ата Мура рассчитана на производительность 2385 м3/сут и на варианты обводненности 52 и 70% воды. Обеспечивает промысловую подготовку нефти до высшей группы качества с показателями по хлористым солям до 25-40 мг/л; по воде - 0,5%; мехпримесям - 0,05%.

Основные выводы и результаты

. Первоначально принятая технология с использованием западного оборудования не обеспечивает проектную производительность и заданное качество из-за физико-химических свойств нефти месторождения Ата Мура. Определена необходимость использования емкостной отстойной аппаратуры.

. 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 предохранительной арматурой, средствами автоматизации, контроля и регулирования; электродегидратор с устройством размыва осадков мехпримесей; блок подготовки пластовой воды, автоматизированная система управления. Для перечисленных элементов характерна технологическая взаимосвязанность осуществляемых на них процессов.

. Выполнена модернизация внутренних устройств горизонтального емкостного отстойника нефти. Оснащение его входным торцевым отражателем, имеющим форму сферического сегмента, позволило: