Расчет материального баланса установки подготовки нефти

1. Описание принципиальной  технологической схемы УПН

 

Установка подготовки нефти предназначена для обезвоживания  и дегазации нефти до параметров, удовлетворяющих требованиям ГОСТ Р 51858-2002.

В нефтегазовом сепараторе С-1 происходит дегазация  нефти при давлении 0,6 МПа, которое поддерживается регулятором давления. Для облегчения разрушения водонефтяной эмульсии перед сепаратором С-1 вводится деэмульгатор от блока  дозирования химических реагентов.

Из сепаратора С-1 частично дегазированная нефть и  пластовая вода поступает на вход блока отстоя, давление в котором поддерживается на уровне 0,3 МПа регулятором давления. Пластовая вода из блока отстоя направляется на сантехнические сооружения для последующей утилизации. Частично обезвоженная и дегазированная нефть из ОГ направляется в электродегидратор (ЭДГ) для окончательного обезвоживания нефти, далее обезвоженная нефть поступает на концевую сепарационную установку - КСУ, давление в которой поддерживается на уровне 0,102 МПа. Подготовленная нефть  из КСУ самотеком поступает в резервуарный парк для хранения и последующего автовывоза или подачи нефти в транспортный трубопровод.

Газ дегазации  от С-1 и С-2 поступает на газосепаратор ГС и направляются на установку комплексной подготовки газа УКПГ.

Остатки газа из ГС используются на собственные нужды в качестве топливного газа для электростанции.

Отделенная  капельная жидкость из ГС направляется в общую линию потока нефти  через буферную емкость, которая  не указана на схеме.

Технологический комплекс сооружений УПН включает в себя:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды;

3) нагрев продукции скважин;

4) обезвоживание в блоке электродегидраторов;

5) транспортирование нефти в резервуарный парк;

6) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

7) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

8) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов- деэмульгаторов)

 

Данный вид  установок системы сбора и  подготовки является конечной стадией  в пути добываемой продукции от скважины до подготовленной и очищенной нефти предназначенной для дальнейшей переработки.

Принципиальная  схема установки представлена на Рис.1.

 

 

 

 

Рис. 1. Принципиальная схема установки подготовки нефти (УПН)

 

Оборудование: С-1; С-2 – Нефтегазосепараторы (НГС), ГС – Газосепараторы; ЭДГ – электродегидратор;

ОГ – Отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы; РВС  – резервуар стационарный.

Потоки: УКПГ – газ высокого давления на Установку комплексной  подготовки газа; УУВ – Узел учета  воды; УУН – Узел учета нефти.

6

 

 

2. Трехфазные сепараторы

В процессе подъема  жидкости из скважин и транспорта ее до центрального пункта сбора и  подготовки нефти, газа и воды постепенно снижается давление и из нефти  выделяется газ. Объем выделившегося  газа по мере снижения давления в системе увеличивается и обычно в несколько десятков раз превышает объем жидкости. Поэтому при низких давлениях их совместное хранение, а иногда и сбор становятся нецелесообразными. Приходиться осуществлять их раздельный сбор и хранение.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от продукции нефтяных скважин, называют газосепаратором.

В современных  системах сбора нефти и газа газосепараторами оснащаются все блочные автоматизированные групповые замерные установки (за исключением установок, оснащенных массовыми расходомерами), дожимные насосные станции и центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды.

На блочных  автоматизированных замерных установках отделение газа от нефти осуществляется только с целью раздельного измерения дебита скважин по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются и подаются в общий нефтегазовый коллектор.  

Часто отвод  свободного газа от нефти осуществляется в нескольких местах. Каждый пункт  вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа.

Многоступенчатая  сепарация применяется для постепенного отвода свободного газа по мере снижения давления. Она применяется при  высоких давлениях на устье скважин.

Нефтегазовую  смесь из скважины направляют сначала в газосепаратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основная масса газа. Этот газ может транспортироваться на большие расстояния под собственным давлением.

Из сепаратора высокого давления нефть поступает  в сепаратор среднего и низкого давления для окончательного отделения от газа.

Сепарация газа от нефти может происходить под  влиянием гравитационных, инерционных  сил и за счет селективной смачиваемости  нефти. В зависимости от этого и различают гравитационную, инерционную и пленочную сепарации, а газосепараторы - гравитационные, гидроциклонные и жалюзийные.

Гравитационная сепарация  осуществляется вследствие разности плотностей жидкости и газа, т.е. под действием  их силы тяжести. Газосепараторы, работающие на этом принципе, называются гравитационными.

Инерционная сепарация происходит при резких поворотах газонефтяного  потока. В результате этого жидкость, как более инерционная, продолжает двигаться по прямой, а газ меняет свое направление. В результате происходит их разделение. На этом принципе построена работа гидроциклонного газосепаратора, осуществляемая подачей газонефтяной смеси в циклонную головку, в которой жидкость отбрасывается к внутренней поверхности и затем стекает вниз в нефтяное пространство газосепаратора, а газ двигается по центру циклона.

Пленочная сепарация  основана на явлении селективного смачивания жидкости на металлической поверхности. При прохождении потока газа с некоторым содержанием нефти через жалюзийные насадки (каплеуловители) капли нефти, соприкасаясь с металлической поверхностью, смачивают ее и образуют на ней сплошную жидкостную пленку. Жидкость на этой пленке держится достаточно хорошо и при достижении определенной толщины начинает непрерывно стекать вниз. Это явление называется эффектом пленочной сепарации. Жалюзийные сепараторы работают на этом принципе.

Наибольшее распространение  на нефтяных месторождениях получили горизонтальные сепараторы, характеризующие повышенной пропускной способностью при одном и том же объеме аппарата, лучшим качеством сепарации, простотой обслуживания и осмотра по сравнению с вертикальными.

В настоящее  время выпускаются двухфазные горизонтальные сепараторы типа НГС и типа УБС. Наряду с двухфазными организовано производство трехфазных сепараторов, которые, помимо отделения газа от нефти, служат также для отделения и сброса свободной воды. К трехфазным сепараторам относятся установки типа УПС. Перечисленные сепарационные установки служат в качестве технологического оборудования центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦППН).

В тех случаях, когда на месторождении или группе месторождений пластовой энергии  недостаточно для транспортировки  нефтегазовой смеси до ЦППН, применяются сепарационные установки с насосной откачкой или дожимные насосные станции (ДНС).

Сепарационные установки с предварительным  сбросом воды типа УПС предназначены  для отделения газа от обводненной  нефти и сброса свободной пластовой  воды с одновременным учетом количества обезвоженной нефти и воды, выходящих из аппарата. Выпускаются установки типа УПС на рабочее давление 0,6 МПа следующих модификаций: УПС-3000/6М, УПС-А-3000/6, УПС-6300/6М и УПС-10000/6М. Одновременно разработаны все модификации УПС и на рабочее давление 1,6 МПа.

В шифре установок  приняты следующие обозначения: УПС - установка с предварительным  сбросом воды; А - в антикоррозионном исполнении; первая цифра после букв - пропускная способность по жидкости (м³/сут); вторая цифра - допустимое рабочее давление; М - модернизированная.

Автоматизированные  установки выполнены в моноблоке  и состоят из следующих основных частей: блока сепарации и сброса воды, запорно-регулирующей арматуры, системы контроля и управления (рис. 2).

Блок сепарации  и сброса воды глухой сферической перегородкой разделен на два отсека - сепарационный А и отстойный Б. Каждый отсек имеет люк-лаз, предохранительный клапан и дренажные штуцеры.

В сепарационном  отсеке для более полной сепарации  и предотвращения пенообразования  предусмотрена нефтеразливная полка 2. Для равномерного потока в параллельно работающих установках в сепарационных и отстойных отсеках имеются штуцеры для сообщения их по жидкости (в нижней части) и газу (в верхней части).

Рис. 2. Принципиальная схема установок типа УПС-8000 и УПС-6300

 

В отстойном  отсеке для более полного использования  объема емкости имеются распределитель 3 жидкости на входе, перфорированная труба со штуцером для вывода воды 8 и два штуцера 5 и 6 для вывода нефти. Расположение штуцеров для вывода нефти позволяет осуществлять, работу установок в режимах полного и неполного заполнения. На установке УПС-6300 применяется выносной каплеотбойник 4, устанавливаемый над отстойной секцией.

Работа установки  происходит следующим образом. Продукция  скважин поступает в сепарационный  отсек А по соплу 1 и нефтеразливной полке 2, где происходит отделение газа от жидкостной фазы. Отделившийся нефтяной газ через регулятор уровня, отводится в отсек Б, откуда через каплеотбойник 4 и регулятор давления - в газовый коллектор.

В случае применения установки на I ступени сепарации  предусматривается узел предварительного отбора газа (депульсатор). При использовании установки на II ступени сепарации монтаж узла предварительного отбора газа не требуется.

Водонефтяная  эмульсия из отсека А передавливается  в отсек Б под действием  давления газа. Допустимый перепад  давления между отсеками Б и А  не более 0,2 МПа (в зависимости от длины каплеобразователя между отсеками).

Водонефтяная эмульсия поступает в отстойный отсек Б через входной распределитель 3. При этом основная часть струй, вытекающих из распределителя, движется радиально, а меньшая часть - в направлении ближайшего эллиптического днища аппарата. Доходя до стенок аппарата, и теряя кинетическую энергию, струи эмульсии отражаться и принимают горизонтальное направление вдоль аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через перфорированный трубопровод 8. Предварительно обезвоженная нефть выводится через штуцеры 5 и 6, связанные с перфорированной трубой 7, расположенной в верхней части емкости.

Система контроля и у правления должна осуществлять:

- регулировавшие  уровня «нефть-газ» на уровне 2400 мм;

- регулирование уровня «нефть-вода» на уровне 900 мм;

- регулирование  давления в технологической емкости;

- измерение количества  предварительно обезвоженной нефти;

- измерение количества  сбрасываемой воды;

- измерение количества  оборотной воды;

- сигнализацию достижения заданных значений давления и предельного уровня нефти в емкости;

- аварийную отсечку  по входу продукта при достижении  уровня нефти в аппарате 2600 мм  и заданном давлении;

- измерение давления  и температуры.

При работе в  режиме полного заполнения не осуществляется регулирования уровня «нефть-газ» и сигнализация аварийного уровня, предварительно обезвоженная нефть отводится через верхний щтуцер 5, связанный с перфорированной трубой, а штуцер 6 закрывается.