Компрессорные и насосные установки

 Второй, не менее важный  вопрос: какую концепцию обеспечения  воздухом предприятия использовать? А проще говоря, что лучше: центральная  компрессорная или децентрализация. До появления на рынке винтовых компрессоров, такого выбора практически не было, предпочтение отдавалось централизации, но сегодня, благодаря использованию винтовых компрессоров, изменился облик современного промышленного предприятия. Исчезли многочисленные трубопроводы снабжения цехов сжатым воздухом, тянущиеся от центральной компрессорной, громоздкие системы водяного охлаждения. Но изменился не только внешний вид, но и существенно улучшились технико-экономические показатели эксплуатации компрессорного оборудования.

Какие же преимущества имеет распределенная система снабжения воздухом?

1.Экономия на монтаже  винтовых компрессоров.

2.Экономия на эксплуатационных  расходах.

3.Экономия на обслуживании.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2. Общие понятия о процессах  подготовки нефти. Характеристика  сырья

На сегодняшний день работает, в основном «классический» проект подготовки нефти на «промысле». В нем учтены следующие «исходные данные»: — Много попутного нефтяного газа и очень много подтоварной воды. Значительные коррективы вносят еще несколько факторов: — «Старое» (изношенное) оборудование. — Увеличение «механических примесей». — Высокая температура «сырья промысла».Технология сегодня, — очень простая: — Максимально используем энергию самого промысла. — Не включаем в технологию насосы «внутренней перекачки». Не используем печи и электродегидраторы. Реагенты деэмульгаторы «подбираем» к высокой температуре «сырья» и «механическим примесям». Все это позволяет подготавливать нефть к перекачке при высокой скорости, не используя «много аппаратов». Да и качества подготовленной нефти с нас особого не требуют. Предварительная подготовка промысловой нефти осуществляется на ДНС (дожимная насосная станция), на КСП (комплексный сборный пункт) или на УПСВ (установка предварительного сброса воды).

 

Нефть, как правило, насосами перекачивается на ЦПС (центральный пункт сбора). Там она дополнительно подготавливается» и ч/з «коммерческий узел учета» — продается. —Попутный нефтянной газ с этих объектов «своим» давлением («Р» – 1-ой ступени сепарации – около 0,6 МПа.) отправляется по газопроводам: — На ГПЗ (газоперерабатывающий завод); — на КС (компрессорные станции «газ/лифта»). — «Своим потребителям» (котельные, печи и нагреватели). «Малой энергетики» почти – нет. Газ с 2-ой ступени сепарации (КСУ) «забирается» — на ВКС (вакуумная компрессорная станция). Там — компримируется и — отправляется в общий газопровод. Или – на факел, где сжигается. Подтоварная вода (ее в 20 раз больше, чем – нефти) подготавливается на «очистных сооружениях», входящих в состав ДНС – КСП и т. п. Вода очищается от нефтепродуктов и механических примесей. Далее — перекачивается насосами в систему цехов ППД (поддержание пластового давления).– «Утилизируется». Везде – приборы (расходомеры, уровнемеры, «Р», «Т»).

Есть и задействованные Проекты, «Не стандартной технологии». Применяется «специальное оборудование». Нет отдельных сепараторов и отстойников. Используется некий «комплекс», основной частью которого являются длинные, до 70 метров – трубы с большим диаметром. — Это — КДФ (концевой делитель фаз). Он служит и – депульсатором; и – сепаратором; — и – отстойником. На потоках воды, нефти и газа, выходящих из этого аппарата есть расходомеры. «Посыл» подобных Проектов – прост: – «Не гонять воду, а сразу от нее избавиться». — Как можно – ближе к поглощающим скважинам. Для производства такая технология – не стандартная, а для кого-то – «чистая классика».Общее «промысловое хозяйство» может иметь очень сложную технологическую цепочку.

 

 

 

В понятие: «Подготовка нефти на промысле» входит следующее: А) Сепарация, т. е. дегазация (отделение жидкости от газа). Несколько этапов (ступеней), включая предварительный отбор газа перед сепаратором. Количество сепараторов и устройство их — разное. Все зависит от Проекта. Размеры и внутреннее устройство УПОГ (устройство предварительного отбора газа), НГС (нефте/газо/сепараторы), НГВО (нефте/газо/водоотделители) и ГС (газовые сепараторы) могут быть разными. Газ проходит дополнительную очистку в газовых сепараторах разной конструкции. Принимается структурными подразделениями УКГ (управление компримирования газа). Нефте/содержащая жидкость («сырье промысла»), перепускается в отстойники разных конструкций Или – в РВС (резервуары вертикальные сварные), где продолжается «подготовка нефти к перекачке».. Б)Отстой нефти от воды, как правило, (в условиях — «Самотлора») проводится в аппаратах-отстойниках, типа «ОГ – 200 П». Или — в резервуарах — отстойниках. В «современных условиях, когда средняя обводненность «сырья» достигла 95 %, много воды с промыслов — на ДНС — КСП поступает в свободном виде. Т. е. «сырье промысла» состоит из большого количества «свободной воды»; + «свободной» нефти. + «Какого-то» количества «нефтяной эмульсии. Это «связанное состояние воды, нефти и механических примесей не очень большое. Но этого достаточно, чтобы – «напрягаться», тратить деньги на дорогие «реагенты» и применять много оборудования. Иначе нефть никто не купит. Эмульсия: занимает, объем не более 5-7%. Тут — отстой в два этапа — наиболее распространен. Отстойники тоже проектируются. Как по количеству, так и — по внутренней начинке. Все зависит от состава и свойств сырья «промысла». Отстой маленьких капель воды (нефти) в трубопроводах и аппаратах идет постоянно. Параллельно идет процесс накопления «бронирующей оболочки» на маленьких капельках воды, размещенных – «туманом» в нефтяной среде. Очевидно, что все – не так просто. Но об этом – позже. Технологические «изыски» — «большая наука»! Будем, пока – проще

 

 

 

В) Подача в поток сырья реагентов – деэмульгаторов. Имеется «реагентное хозяйство», откуда подается деэмульгатор (разных наименований и свойств, до 15 — 30 г/тонну нефти). Как правило, — в начало технологической цепочки. Т. е. — перед 1-ой ступенью сепарации. В процессе разгазирования жидкости — в сепараторах 1 – ой ступени, реагент неплохо перемешивается с общим объемом жидкости, туда поступающей. В зависимости от свойств, «отработавший» реагент выносится потоком: или – нефти, для дальнейшей ее подготовки, или – воды (через очистные сооружения), — в систему ППД промысла.г) Нагрев и дополнительная обработкастойкой эмульсии, споследующей внешней перекачкой нефти и воды потребителям.В состав промысловых объектов могут входить: — Печи, теплообменники, комбинированные аппараты. + Электро дегидраторы, резервуары разных назначений, насосное и компрессорное оборудование и др. Есть «Оперативные» и «коммерческий» узел учета нефти. Оборудование связано трубами а скорости потоков регулируются — трубопроводной арматурой. д) Обессоливание и стабилизация нефти. Система промывки солей и стабилизация нефти, в реальных условиях «Самотлора», на сегодняшний день осуществляются только на заводах нефтепереработки, однако установки комплексной подготовки нефти (УКПН), в принципе, «напрашиваются» и на промыслы. По логике, так — выгоднее. е) Осуществляется количественный и качественный учет: сырья и реагентов; откачиваемой в пласт воды; газа — для УКГи нефти, что поступает заводам. ж) Помимо основной технологии и аппаратов, на каждом объекте промысла имеются Проектные вспомогательные системы,способствующие эффективной и безаварийной работе всего комплекса сооружений: ДНС, КСП, ТХУ, ЦПС и нефтебаз. Нет универсальной последовательности технологии подготовки нефти.Для каждого промысла свой Проект, причем ситуация по количеству и по качеству «сырья» меняется, что заставляет вносить коррективы. Так, например, на УПСВ-31 реализован Проект «нестандартной» технологии, когда приоритетом служит немедленная утилизация основной массы пластовой воды. Для этого применены: депульсаторы/водоотделители, сепараторы-водоочистители «Беспалого» а также многофазные насосы (фирмы «Зульцер», — например). Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и механических примесей (песка, окалины и проч.). В таком виде транспортировать продукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам. Нельзя. Во-первых, вода, это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых,при совместном течении по одной трубе нефти, газа и воды – больше потерь давлений на преодоление сил трения, чем при перекачке только одной нефти.

Кроме того, образуется пульсация из-за сопротивления, создаваемого газовыми шапками, защемленными в вершинах профиля и скоплениями воды в пониженных точках трассы.  В-третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы механических примесей — абразивный износ труб и оборудования. Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация. Напорная система сбора , предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки (ДНС, КСП), расположенные на расстояние. до 7 км. от скважины, и транспорт газонасыщенной нефти в однофазном состоянии до ЦПС на расстояние до 100км. и более. Продукция скважины. подается сначала на ДНС, где при Р-0,6…0,8 МПа, в сепараторах 1-ой ступени происходит отделение части газа, который «своим» давлением движется на ГПЗ. Нефть с оставшимся растворенным газом, насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах 2-ой ступени происходит окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ, после подготовки, компрессором подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота монтажа сепараторов 2-ой ступени =14 метров) — в технологические резервуары. Применение напорной системы сбора позволяет: -сконцентрировать на ЦПС (центральный пункт сбора) оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе до 100км;-применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшив метало  затраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы;- снизить капитальные вложения и металлоемкость системы сбора, из-за отказа строительства на промыслах компрессорных станций. для транспортировки газа низкого давления; —увеличить пропускную способность нефтепровода уменьшить затраты мощности на перекачку, вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей, и несущий собой растворенный газ. Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦПС и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспорта пластовой воды до скважин цеха ППД.

 

 

 

 

В настоящее время в развитых регионах применяют системы сбора, лишенные указанных недостатков. Отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором 1-ой ступени в поток вводят реагент диэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное кол-во воды от продукции скважин на ДНС. На ЦПС УКПН размещена перед 2-ой ступенью сепарации. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее. УКПН (установка комплексной подготовки нефти) приближена к скважинам. ДНС, на территории которой она размещается, называется КСП (комплексный сборный пункт). Схема применяется при большом числе скважин, подключенных к КСП. «Подготовка нефти к перекачке» и «Подготовка нефти к переработке» — не одно и то же. Когда идет подготовка к переработке, то нормативы к качеству нефти очень высокие. Добиться такого качества без промывки солей из нефти (до 2-5 мг./л) пресной водой невозможно. Такая технология обязательно ведется на НПЗ (нефтеперерабатывающий завод). На УСН (установка по стабилизации нефти), прежде чем попасть в колонный аппарат, имеется в начале своей технологической цепочки — ЭЛОУ (электрообессоливающая установка). Процесс глубокого обессоливания происходит при  Т = 70-80 С. Сама установка называется «ЭЛОУ», а весь комплекс – «ЭЛОУ – АВТ».

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Характеристика сырья.

 

Нефть- полезное ископаемое, представляющее из себя маслянистую жидкость. Это горючее вещество, часто черного цвета, хотя цвета нефти в разных районах различаются. Она может быть и коричневой, и вишневой, зеленой, желтой, и даже прозрачной. С химической точки зрения нефть - это сложная смесь углеводородов с примесью различных соединений, например, серы, азота и других. Ее запах также может быть различным, так как зависит от присутствия в ее составе ароматических углеводородов, сернистых соединений. Углеводороды, из которых состоит нефть, - это химические соединения состоящие из атомов углерода (C) и водорода (H). В общем виде формула углеводорода - CxHy. Простейший углеводород, метан, имеет один атом углерода и четыре атома водорода, его формула – CH4(схематично он изображен справа). Метан - легкий углеводород, всегда присутствует в нефти. В зависимости от количественного соотношения различных углеводородов, составляющих нефть, ее свойства также различаются. Нефть бывает прозрачной и текучей как вода. А бывает черной и настолько вязкой и малоподвижной, что не вытекает из сосуда, даже если его перевернуть. С химической точки зрения обычная (традиционная) нефть состоит из следующих элементов: (рис.1.1)

                                                        (рис.1.1) состав традиционной нефти.

 

 

 

 

Углерод – 84%.

Водород – 14%.

Сера – 1-3% (в виде сульфидов, дисульфидов, сероводорода и серы как таковой).

Азот – менее 1%.

Кислород – менее 1%.

Металлы – менее 1% (железо, никель, ванадий, медь, хром, кобальт, молибден и др.).

Соли – менее 1% (хлорид кальция, хлорид магния, хлорид натрия и др.)

 

Нефть (и сопутствующий ей углеводородный газ) залегает на глубинах от нескольких десятков метров до 5-6 километров. При этом на глубинах 6 км и ниже встречается только газ, а на глубинах 1 км и выше - только нефть. Большинство продуктивных пластов находятся на глубине между 1 и 6 км, где нефть и газ встречаются в различных сочетаниях.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.3. Способы увеличения остаточного  ресурса оборудования. Современные  достижения в этой области

Способы увеличения остаточного ресурса насосного оборудования. Нефтеперекачивающие станции являются сложным комплексом сооружений магистрального нефтепровода. Обеспечение эффективной и надежной работы нефтеперекачивающих станций - необходимое условие эксплуатации магистральных нефтепроводов.

Необходимость оценки технического состояния и остаточного ресурса (срока службы) оборудования нефтеперекачивающих станций обусловлена большой его энергоемкостью и значительным влиянием на надежность и эффективность работы нефтепроводного транспорта. Проблема обеспечения эффективной, надежной и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов становится весьма актуальной в связи с изменившимися условиями и длительными сроками эксплуатации, износом основного технологического оборудования, в частности, магистральных и подпорных насосных агрегатов, как наиболее энергоемкого оборудования НПС. Поэтому, в настоящее время на производстве возникла необходимость диагностического обследования и проведения дефектоскопических работ по оценке фактического технического состояния и определения остаточного ресурса (срока службы) насосных агрегатов. Решение этих задач позволит выявить недопустимые дефекты и предупредить возникновение отказов, повысить экономические показатели и надежность насосного оборудования, а также определить срок службы (ресурс) безопасной эксплуатации оборудования.