Разработка технологической схемы

Разработка технологической установки начинается с технологической схемы. В схе-

ме представляются все процессы, изменяющие свойства и состав сырья до свойств и со-

става товарной продукции.

Нефтяной промысел основан на комплексе процессов, относящихся к добыче нефти,

сбору продукции скважин, подготовке нефти, обеспечивающей доведение ее свойств и

состава до требований ГОСТ [1]. Одновременно с основной целевой функцией (подготов-

- 39 -

ки нефти) приходится решать ряд сопутствующих задач по утилизации подтоварной воды

и попутного нефтяного газа. Эти процессы также имеют свою технологию.

Здесь мы рассмотрим технологию подготовки нефти на площадочном объекте, кото-

рый называется дожимной насосной станцией.

Продукция скважин, поступившая   ? 枓 ___на вход ДНС, представляет собой смесь нефти,

нефтяного газа и пластовой воды.

Товарная нефть на выходе промысла должна соответствовать требованиям ГОСТ [1].

Эти требования в основном определяют такие свойства товара, как давление насыщенных

паров и обводненность.

Присутствие воды в товарной нефти снижает ее качество, так как она несет с собой

соли и активизирует коррозионные процессы в трубопроводах и оборудовании. Кроме

того, вода является балластом, транспорт и хранение которого требует дополнительных за-

трат.

Давление насыщенных паров товарной нефти является одним из основных показате-

лей, обеспечивающих безопасные условия ее транспортирования и хранения. По вели-

чине давления насыщенных паров все вещества разделяются на жидкости и газы. Жидко-

сти при атмосферном давлении имеют ДНП ниже атмосферного давления. Если жидкость

нагревать, давление паров будет увеличиваться. Как только ДНП сравняется с атмосфер-

ным давлением, жидкость закипает с выделением паров в атмосферу.

В соответствии с требованиями ГОСТ ДНП товарной нефти должно быть ниже 500

мм. ртутного столба. Такое значение ДНП обеспечивает прием и хранение нефти в резер-

вуарах, работающих при атмосферном давлении.

Сжиженные газы, в отличие от жидкостей, имеют ДНП выше атмосферного. Такие

продукты транспортируются и хранятся при давлении выше атмосферного. Пропан

хранится в сжиженном состоянии при давлении до 18 атм. Такие условия хранения тре-

буют использования толстостенного оборудования, работающего под давлением. Это обо-

рудование является котлонадзорным, его использование контролируется инспекцией Ро-

стехнадзора.

Если сжиженный газ сбросить в атмосферу, он испаряется и переходит в газообраз-

ное состояние.

Чтобы выделить товарную нефть из продукции скважин, необходимо удалить из нее

избыточные компоненты, к числу которых относятся газ и вода. Параметры подготовки

нефти должны задаваться технологическим регламентом на проектирование, однако, в

целях экономии средств, технологический регламент подготовки нефти проектировщикам,

как правило, не выдается, технологическая схема подготовки нефти разрабатывается с

учетом опыта других проектов, независимо от различия свойств нефти.

Типичный набор процессов, обеспечивающих подготовку нефти:

1. Сепарация для отделения газа от жидкости (первая ступень сепарации нефти);

2. Подогрев жидкости для снижения продолжительности гравитационного разделе-

ния водонефтяной эмульсии;

3. Гравитационное разделение эмульсии с выводом нефти на концевую сепараци-

онную установку;

4. Концевая ступень сепарации для окончательного отделения газа от нефти, обес-

печивающего требуемый уровень ДНП товарной нефти;

5. Хранение товарной нефти в резервуарах, контроль ее качества, перекачка в систе-

му магистральных нефтепроводов.

При разделении эмульсии из отстойников выводится подтоварная вода. Процессы

подготовки и использования подтоварной воды:

1. Отделение от воды унесенной нефти;

2. Передача воды в буферную емкость;

3. Откачка воды из буферной емкости насосами высокого давления в распредели-

тельную сеть водоводов ППД.

Подтоварная вода, направляемая в систему ППД, должна соответствовать опреде-

ленным требованиям по содержанию нефти и механических примесей.

Для замыкания баланса по жидкости объем закачки воды должен быть больше объе-

ма воды, извлекаемой из нефтяного пласта вместе с нефтью. Для этого в поток подтовар-

ной воды вводится дополнительный поток воды от внешнего источника, в качестве кото-

- 40 -

рого могут быть использованы поверхностные водоемы, вода артезианских скважин или

сеноманского горизонта. Выбор источника водоснабжения производится научно-

исследовательской организацией. Использование разных источников водоснабжения

накладывает на схему промысла дополнительные требования. Например, смешивание

подтоварной воды с водой поверхностных источников используется в ограниченном объ-

еме, является нежелательным решением, потому что вода поверхностных источников

обогащена кислородом и в условиях нефтяного пласта способствует развитию бактерий.

Продукты жизнедеятельности бактерий обогащены сероводородом, присутствие которого в

добываемой нефти приводит к активизации процессов коррозии. Использование воды по-

верхностных источников потребует разработки мероприятий по удалению кислорода.

Вода сеноманского горизонта имеет растворенный газ – метан, присутствие которого

на установке подготовки воды является нежелательным. Установка подготовки воды от-

носится к числу сооружений нормального исполнения, где не используется взрывоза-

щищенное оборудование. Появление сбросного газа (метана) на такой установке накла-

дывает определенные требования по организации безопасного процесса его удаления.

Газ, выделившийся в процессе сепарации нефти, подлежит утилизации.

При разработке схемы установки необходимо обеспечить оптимальные условия экс-

плуатации оборудования, связанные с его эффективностью, а также безопасность пер-

сонала, обслуживающего установку. Одним из факторов эффективности оборудования

является чистота материальных потоков, поступающих в аппараты установки. Добыча

нефти – процесс, сопряженный с наличием в потоках значительного количества загрязни-

телей. В продукции скважин оказываются посторонние примеси в виде песка, а на вход

сепараторов ДНС вместе с нефтью поступают включения древесины, трава, торф, окали-

на, куски электродов, рукавицы и т.д. Источниками таких поступлений являются оста-

точный строительный мусор в трубопроводах и аппаратах, продукты коррозии, элементы

окружающей среды, забираемые при освобождении канализационных емкостей, сборе

проливов нефти с рельефа. Нефтесборные сети являются одновременно и системой утили-

зации всех стоков, образующихся на промысле. Проблема усугубляется тем, что в процес-

се сбора нефти из нее выделяются асфальтовые включения, смола, парафин, соли. Нали-

чие посторонних включений в промысловых потоках затрудняет работу трубопроводов,

приводит к образованию мертвых осадков в сепараторах, отстойниках, резервуарах鑒 _14.173. Осо-

бенно большой вред наносится теплообменному оборудованию, трубки которого за-

биваются механическими включениями. Наличие механических примесей в нефтесборных

сетях является основным источником, порождающим канавочную коррозию трубопрово-

дов.

Доказано в результате исследований и теоретическими проработками, что скорость

канавочной коррозии пропорциональна диаметру механических включений в пятой сте-

пени. Несколько частиц диаметром 2–3 мм могут создать сквозную канавку на нижней

образующей трубопровода за 3–5 мес. эксплуатации. Удаление из нефти частиц диамет-

ром более 1 мм увеличивает срок безаварийной эксплуатации трубопровода в 30–50 раз.

Этот эффективный способ борьбы с коррозией нефтесборных трубопроводов заключается

в установке фильтров на площадке куста скважин.

На входе ДНС установка фильтров, как правило, не предусматривается. Это приво-

дит к распределению механических включений по всей схеме ДНС, что предполагает вы-

полнение весьма трудоемкой и " грязной" работы по очистке оборудования от посторон-

них включений. Проблему защиты оборудования от посторонних предметов можно ре-

шить установкой фильтров на входе продукции скважин на ДНС. Фильтры являются

устройством, специально предназначенным для улавливания примесей и вывода их из

системы. Процедура очистки фильтров значительно проще и чище, чем процедура очист-

ки сепараторов, теплообменников и резервуаров. Фильтры допускают предварительную

промывку осадка горячей водой до его вскрытия. Такая промывка обеспечивает выгруз-

ку чистого (не загрязненного нефтью) шлама, который можно утилизировать вне спе-

циальных полигонов. Установка фильтров на входе ДНС позволит исключить установку

фильтров на входе насосов, предназначенных для внешней и внутренней перекачки

нефти.

- 41 -

Очистка сырьевых потоков от грязи решает очень много проблем как в части культуры

производства, так и в части надежности работы технологического оборудования и чисто-

ты окружающей среды.

При разработке технологических схем ДНС целесообразно объединять несколько

процессов в одном устройстве. Известны широко распространенные универсальные ап-

параты " Хитер-Триттер", в которых производится подогрев продукции скважин, отделе-

ние газа от жидкости, разделение водонефтяной эмульсии на нефть и воду. Применение

таких устройств до предела сокращает (по существу ликвидирует) межблочную обвяз-

ку аппаратов, снижает объем автоматического контроля и регулирования, сокращает

производственную площадь установки. При использовании комбинированных аппаратов

необходимо знать меру. Не стоит объединять в одну комбинацию устройства с разным

межремонтным пробегом. В приведенном примере с " Хитер-Триттер" выход из строя

трубчатки огневого подогревателя приведет к одновременной остановке и двух других

секций этого устройства: сепаратора и отстойника. Более интересной может быть ком-

бинация, объединяющая теплообменник (вместо огневого подогревателя) с сепаратором и

отстойником. В качестве источника тепла это устройство использует теплофикационную

воду с промысловой котельной. Положительный эффект применения предлагаемого

устройства заключается в том, что из состава взрывоопасной технологической установки

исключается аппарат с открытым источником огня. Подобное решение позволит более

компактно разместить оборудование на площадке ДНС, так как при этом противопожар-

ные разрывы между аппаратами с 15 м снизятся до 1, 5–3 м. Это в свою очередь, сократит протяженность межблочных коммуникаций, проездов, эстакад. Главное достоинство по-

добной установки заключается в том, что из схемы исключается устройство огневого

нагрева, где происходит, в общем случае, неквалифицированное использование топлив-

ного газа. Сжигание газа в котельной более эффективно и безопасно.

Рис3.1. Вывод уловленной нефти через ЕУН

Технологическая схема установки подготовки нефти должна обладать свойством необ-

ходимости и достаточности элементов, реализующих процесс. Установка не должна

иметь в своем составе оборудования, без которого можно реализовать процесс.

Для примера на рис. 3.1 представлена схема вывода уловленной нефти из отстойника

воды с помощью специальной емкости уловленной нефти (ЕУН) и насоса Н-2, включае-

мого автоматически по уровню нефти в ЕУН. Представленная схема является традицион-

ным решением проблемы вывода нефти из отстойника воды ОВ.

Ту же проблему можно решить без использования ЕУН, насоса Н-2 и двух контуров

автоматического регулирования уровня в емкостях ОВ и ЕУН. Подобное решение пред-

ставлено на рис. 3.2. Здесь вывод нефти осуществляется в режиме саморегулирования за

счет подбора отметок ОН, ОВ и БЕ. Граница раздела фаз " вода–нефть" устанавливается в

аппаратах ОН и ОВ на одном уровне с таким расчетом, чтобы объем аппарата ОН ис-

пользовался в основном для нефти, а объем аппарата ОВ – для воды. Давление в аппара-

тах ОН и ОВ поддерживается постоянным и равным давлению КСУ плюс давление

столба нефти между отметками аппарата КСУ и ОН. Регулирующий клапан на этой ли-

Рис3.1. Вывод уловленной нефти через ЕУН

- 42 -

нии предусматривается для стабилизации давления в ОН, так как при разном газосодер-

жании смеси нефти и газа, поступающей из ОН в КСУ, перепад давления может изме-

няться, что приведет к колебанию уровня границы раздела фаз в аппаратах ОН и ОВ.

Перепад давления на клапане равен разности давления столбов нефти в стояке из ОВ

в сепаратор КСУ и газожидкостной смеси в трубопроводе из ОН в сепаратор КСУ.

Представленная схема не имеет емкости для уловленной нефти, насоса для ее откач-

ки, клапанов, регулирующих уровень в ЕУН и положение границы раздела фаз в ОВ.

Предлагаемая схема значительно проще в исполнении, обладает устойчивостью в

условиях саморегулирования, не требует особого внимания обслуживающего персонала

для управления процессом.

Рис. 3.2. Вывод уловленной нефти без ЕУН

Предлагаемая схема предполагает размещение аппаратов подготовки воды на комби-

нированной установке совместной подготовки нефти и воды. Традиционно отстойники

воды ОВ размещаются на отдельной установке, удаленной от сепараторов КСУ и отстой-

ников нефти. Комбинирование этих установок в единый комплекс решает еще одну очень

важную задачу. Дело в том, что сепараторы КСУ размещаются на отметке 15 м для обес-

печения самотечного вывода нефти в резервуарный парк, так как высота резервуаров

достигает 12–14 м. Строительные конструкции КСУ выполняются из стальных трубча-

тых колонн. Пространство под сепараторами КСУ между поверхностью земли и опорны-

ми конструкциями сепараторов остаются свободными. Сепараторы нефти, отстойники

нефти и воды могут разместиться в 2 яруса под сепараторами КСУ. Таким образом, все

оборудование установок подготовки нефти и воды можно разместить на одной площадке,

габариты которой будут соответствовать габаритам традиционной установки КСУ. Пло-

щадь, занимаемая комбинированной установкой, составит ориентировочно половину об-

щей площади двух установок.

Утилизация попутного нефтяного газа может идти по нескольким направлениям в за-

висимости от удаления газоперерабатывающего завода, наличия систем внешнего элек-

троснабжения и требований законов РФ о необходимости использования попутного

нефтяного газа. При наличии систем использования газа повышаются требования к тех-

нологической дисциплине в части соблюдения регламентированных параметров процесса

подготовки нефти. Если в составе промысловых сооружений используются компрессор-

ные установки, перекачивающие газ на газоперерабатывающий завод, давление первой

ступени сепарации должно быть строго регламентировано, так как компрессоры не могут

работать при переменном давлении на их входе.