49. Установка комплексной подготовки нефти. Комплексная подготовка нефти


49. Установка комплексной подготовки нефти.

На УКПН осуществляют сепарацию Iступени 4, предварительное обезвоживание 5, нагрев эмульсии 6, укрупнение капель воды 7, (каплеобразователь), глубокое обезвоживание и сепарациюIIступени 8, ввод пресной воды в поток 9, обессоливание его 10 и сепарациюIIIступени (стабилизацию). Обезвоженная и обессоленная нефть из сепараторов 11 самотеком поступает в два попеременно работающих резервуара 12 на кратковременное хранение. Из них нефть забирается подпорным насосом 13 и подается на АГЗУ 14(Рубин). Если нефть отвечает требованиям по качеству, то она подается в парк товарных резервуаров, затем на НПЗ. Если нет, то снова на обессоливание и обезвоживание. Необводненная нефть минует часть узлов УПН и поступает в концевые сепараторыIIIи 11, где смешиваются с обезвоженной и обессоленной нефтью.

Отделившийся газ по сборным газопроводам поступает на УПГ.

Отделившаяся в отстойниках и дегидраторах вода самотеком поступает на УПВ. Там она проходит через блоки очистки 17 и дегазации 20 и через узел замера 21 подается на КНС. Уловленная в блоке 22 нефть на УПН.

Шлам, который отделился от нефти и воды, поступает в емкость- шламонакопитель 23 УПШ. Вода из емкости 23 и сточная вода из промысла подается в блок стоков 24, откуда откачивается в мультигидроциклон 25 для отделения шлама, который собирается в емкости 23, вода подается на вход УПН.

50. Установка групповая замерная типа «Спутник»

Спутник предназначен для автоматического измерения количества добываемой жидкости. Продукция скважин по трубопроводам поступает в ПСМ, при помощи которого продукция одной скважины направляется в сепаратор, а остальных скважин в общий трубопровод по байпасной линии. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней части сепаратора.

С помощью регулятора расхода и заслонки, соединённой с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счётчик ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

За время продавки газом жидкость проходит через ТОР и направляется в общий трубопровод.

Счётчик ТОР выдаёт на БУИ импульсы, которые регистрируются электромагнитными счётчиками. Они имеют шкалу и механический интегратор, где суммируются результаты измерения.

Управление переключением скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики.

При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1М и в системе гидравлического управления повышается давление.

Привод переключателя ПСМ под воздействием давления ГП-1М перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяет реле времени.

Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию.

51. Фильтрационные установки для очистки сточных вод

Отстойник с гидрофобным фильтром предназначен для очистки пластовых сточных вод от капелек нефти. Вода, содержащая капельки нефти и механические примеси, из отстойников предварительного сброса электродегидриторов под собственным давлением подаётся по вводному коллектору 1 в ёмкость 3 имеющую лучи 4 с отверстиями по длине, выполняющие роль распределителей смеси воды с нефтью по всему сечению резервуара. Выходящая из отверстий вода с капельками нефти фильтруется через нефтяную подушку. При этом капельки нефти контактируют с окружающей нефтью и смешивается с ней. Нефть переходит в жидкий гидрофобный фильтр, уровень за счёт кармана 2. 6 – отводная труба, 7 – поплавок, 8 – слой эмульгированной нефти, 5 – штуцер.

studfiles.net

ПРОМЫСЛОВЫЙ СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ПРИРОДНОГО ГАЗА

 

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

 

5.1 СИСТЕМЫ СБОРА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

 

В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.

При самотечной двухтрубной системе сбора (Рисунок 5.1) продукция скважин сначала разделяется при давлении 0.6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).

 

Рисунок 5.1 — Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора

1 — скважины; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3 — регулятор давления типа "до себя"; 4 — газопровод; 5 — сепаратор 2-й ступени; 6 — резервуары; 7 — насос; 8 — нефтепровод; УСП — участковый сборный пункт; ЦСП — центральный сборный пункт

 

За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии на ее транспортировку. Однако данная система сбора имеет ряд существенных недостатков:

Ø при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет увеличения обводненности, например) система, требует реконструкции;

Ø для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти;

Ø из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности;

Ø из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газов 2-й ступени сепарации потери углеводородов при данной системе сбора достигают 2 ... 3 % от общей добычи нефти.

По этим причинам самотечная двухтрубная система сбора и настоящее время существует только на старых промыслах.

Высоконапорная однотрубная система сбора(Рисунок 5.2) предложена в Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6 ... 7 МПа) устьевых давлений.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

 

Рисунок 5.2 — Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора

1 — скважины; 2 — нефтегазопровод; 3 — сепаратор 1-й ступени; 4 — сепаратор 2-й ступени;

5 — регулятор давления; 6 — резервуары

 

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

Напорная система сбора(Рисунок 5.3), разработанная институтом Гипровостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более.

 

Рисунок 5.3 — Принципиальная схема напорной системы сбора

1 — скважины; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3 — регулятор давления типа "до себя"; 4 — газопровод; 5 — насосы; 6 — нефтепровод, 7 — сепаратор 2-й ступени; 8 — резервуар; ДНС — дожимная насосная станция

 

Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0.6 ... 0.8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10 ... 12 м) в сырьевые резервуары.

Применение напорной системы сбора позволяет:

¨ сконцентрировать на ЦСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;

¨ применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы;

¨ снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора, благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления;

¨ увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей растворенный газ.

Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождений для использования ее в системе поддержания пластового давления.

В настоящее время в развитых нефтедобывающих регионах применяют системы сбора, лишенные указанных недостатков.

Система, изображенная на рисунке 5.4 а, отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплексной подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее.

Особенностью схемы, изображенной на рисунке 5.4 б, является то, что, установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется комплексным сборным пунктом.

Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к КСП.

 

Рисунок 5.4 — Принципиальные схемы современных систем сбора:

а) — с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦСП;

б) — с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КСП; (обозначения см. на рисунке 5.1)

 

5.2 ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА НЕФТИ

 

Из нефтяных скважинв общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и мехпримесей (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 нефти, газа и воды имеют место значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. Кроме того, велико сопротивление, создаваемое газовыми шапками, защемленными в вершинах профиля и скоплений воды и пониженных точках трассы. В-третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей — абразивный износ оборудования.

Цельюпромысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация.

 

Дегазация

 

Дегазация нефтиосуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит называется сепаратором,а сам процесс разделения — сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя.

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

Вертикальный сепараторпредставляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа.

Вертикальный сепаратор работает следующим образом (Рисунок 5.5).

 

Рисунок 5.5 — Вертикальный сепаратор

А — основная сепарационная секция; К — осадительная секция; В — секция сбора нефти; Г— секция каплеудаления; 1 — патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 — раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 — регулятор давления «до себя» на линии отвода газа; 4 — жалюзийный каплеуловитель; 5 — предохранительный клапан; 6 — наклонные полки; 7 — поплавок; 8 — регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 — линия сброса шлама; 10 — перегородки; 11 — уровнемерное стекло; 12 — дренажная труба

 

Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по патрубку 1 в раздаточный коллектор 2 со щелевым выходом. Регулятором давления 3 в сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется растворенный газ. Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счет установки наклонных полок 6, по которым она стекает в нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель 4, служащий для отделения капель нефти, и далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе 12 стекает вниз.

Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Шлам (песок, окалина) из аппарата удаляется по трубопроводу 9.

Достоинствами вертикальных сепараторов являются относительная простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от отложений парафина и механических примесей. Они занимают относительно небольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов, где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах. Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки: меньшую производительность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшую эффективность сепарации.

Горизонтальныйгазонефтяной сепаратор (Рисунок 5.6) состоит из технологической емкости 1, внутри которой расположены две наклонные полки 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство 7 для предотвращения образования воронки при дренаже нефти. Технологическая емкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6 и люк-лазом 8. Наклонные полки выполнены в виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство 9.

 

Рисунок 5.6 — Горизонтальный газонефтяной сепаратор

1 — технологическая емкость; 2 — наклонные желоба; 3 — пеногаситель; 4 — выход газа, 5 — влагоотделитель; 6 — выход нефти; 7 — устройство для предотвращения образования воронки; 8 — люк-лаз; 9 — распределительное устройство; 10 — ввод продукции

 

Сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.

Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа(Рисунок 5.7) состоит из технологической емкости 1 и нескольких одноточных гидроциклонов 2. Конструктивно однотонный циклон представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположены направляющий патрубок 3 и секция перетока 4.

 

Рисунок 5.7 — Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа

1 — емкость; 2 — однотомный гидроциклон; 3 — направляющий патрубок; 4 — секция перетока; 5 —каплеотбойник; 6 — распределительные решетки; 7 — наклонные полки; 8 — регулятор уровня

 

В одноточном гидроциклоне смесь совершает одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть под действием центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в центре его. В секции перетока нефть и газ меняют направление движения с вертикального на горизонтальное и поступают раздельно в технологическую емкость. Далее газовый поток проходит каплеотбойник 5, распределительные решетки 6 и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам 7 стекает в нижнюю часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью регулятора 8.

 

Обезвоживание

 

При извлечении из пласта, движении по насосно-компрессорным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды, образуется водонефтяная эмульсия — механическая смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей.

Различают два типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмульсии, в основном, зависит от соотношения объемов фаз, а также от температуры, поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и др.

Для разрушения эмульсий применяются следующие методы:

¨ гравитационное холодное разделение;

¨ внутритрубная деэмульсация;

¨ термическое воздействие;

¨ термохимическое воздействие;

¨ электрическое воздействие;

¨ фильтрация;

¨ разделение в поле центробежных сил.

Гравитационное холодное разделениеприменяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хранения нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть.

В отстойникахнепрерывного действияотделение воды осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. Принципиальная схема отстойника непрерывного действия приведена на рисунке 5.8.

 

Рисунок 5.8 — Принципиальная схема отстойника непрерывного действия

 

Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться капли заданного размера.

Сущность метода внутритрубной деэмульсациизаключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество — деэмульгатор в количестве 15 ... 20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз.

Термическое воздействиезаключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а, значит, облегчается их слияние, с другой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии.

Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45 ... 80 °С.

Термохимический методзаключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Электрическое воздействиена эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами.Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости.

Фильтрацияприменяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, вода нет.

Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.

При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1 ... 2 %.

 

Обессоливание

 

Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0.1 %.

 

Стабилизация

 

Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры 40 ... 80 0С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки.

К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38 °С не должно превышать 0.066 МПа (500 мм рт. ст.).

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Установка - комплексная подготовка - нефть

Установка - комплексная подготовка - нефть

Cтраница 1

Установка комплексной подготовки нефти ( УКПН) производит окончательное отделение нефти от сопутствующих компонентов воды, газа, мехпримесей, солей и передает ее заводам для переработки.  [1]

Установка комплексной подготовки нефти и газа ( УКПНГ) на Зайкинском месторождении ( рис. 2.7) предназначена для предварительного сброса пластовой воды, сепарации нефти и осушки газа методом низкотемпературной конденсации с получением газа и нестабильной нефти.  [3]

Эксплуатация установок комплексной подготовки нефти на промыслах до введения в действие специальных правил должна производиться в соответствии с Правилами безопасности при эксплуатации нефтега-зоперерабатывающих заводов.  [4]

Сырьем установки комплексной подготовки нефти и газа на пункте сбора является продукция скважин Зайкин-ского нефтегазоконденсатного месторождения.  [5]

Продукцией установки комплексной подготовки нефти и газа являются газ при давлении 3 4 МПа с точкой росы 11 С и смесь нестабильной нефти с нестабильным конденсатом.  [6]

На установках комплексной подготовки нефти ( УКПН) основными технологическими приемами являются процессы отстаивания, интенсификация скорости которых производится путем нагревания водонефтя-ных эмульсий, добавления ДЭ и электродегидрирования. При этом в задаче формирования управлений главной является подзадача оценки наличия ( количества) условно сухой нефти ( или высоты нефтяного слоя Нн) и высоты слоя подтоварной воды Яв в буферных резервуарах. Эти резервуары являются основными технологическими аппаратами, в которых нефть доводится до качества товарной.  [7]

На установках комплексной подготовки нефти ( УКПН) осуществляются процессы ее обезвоживания, обессоливания и стабилизации. Процесс обезвоживания нефтяных эмульсий на УКПН ничем не отличается от этого процесса на стационарных термохимических установках. Для обессоливания нефти на УКПН в поток обезвоженной нефти добавляют пресную воду и тщательно перемешивают его, создавая искусственную эмульсию. Затем эта искусственная эмульсия поступает в отстойники, где происходит отделение воды. В некоторых случаях для ускорения отделения воды искусственную эмульсию пропускают через электродегидраторы.  [8]

Сточные воды от установки комплексной подготовки нефти ( УКПН) и товарного парка, содержащие сероводород ( до 130 мг / л), самотеком отводятся в заглубленные железобетонные емкости, из которых канализационными насосными станциями перекачиваются в песколовку. Характеристика пластов приведена в та бл.  [9]

В стоках от установок комплексной подготовки нефти ( УКПН), включающей процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти, количество технических вод еще более возрастает. На очистные сооружения могут поступать сточные воды других объектов, в том числе и ливневые, загрязненные нефтепродуктами.  [10]

В отличие от установок комплексной подготовки нефти, на промысловых ЭЛОУ и термохимических обессоливающих установках стабилизация нефти и отбор широкой фракции не проводятся.  [11]

В отличие от установок комплексной подготовки нефти, на промысловых ЭЛОУ п термохимических обессоливающих установках стабилизация нефти п отбор широкой фракции не проводятся.  [12]

Анализировались данные по установкам комплексной подготовки нефти, объединений Башнефть, Татнефть, Куйбышевнефть, Укрнефть, как наиболее представительные.  [13]

В пневматических системах автоматизации установок комплексной подготовки нефти в основном используются приборы АУС, а также влагомер и солемер.  [14]

Кроме того, эффективность установок комплексной подготовки нефти может быть значительно повышена при их эксплуатации.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Установки комплексной подготовки нефти - Справочник химика 21

Рис. 113. Схема установки комплексной подготовки нефти (УКПН) Рис. 113. Схема установки комплексной подготовки нефти (УКПН)
    ПОЖАРНАЯ ОПАСНОСТЬ И ПОЖАРНО-ПРОФИЛАКТИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ НА УСТАНОВКАХ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ [c.88]

    УСТАНОВКИ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ [c.133]

    Выделившийся в сепараторе 5 газ проходит через регулятор давления и под собственным давлением транспортируется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Нефть с частицами растворенного газа и пластовой воды забирается насосом (если давление в сепараторе 5 недостаточное) или под давлением в сепараторе 5 подается на центральный сборный пункт (ЦСП). На ЦСП в сепараторе 7 осуществляется вторая ступень сепарации. Газ второй ступени направляется через замерную диафрагму на компрессорную станцию (КС), а нефть — в концевые совмещенные сепараторы 8, из которых она может поступать как в сырьевые резервуары 9, так и непосредственно на установку комплексной подготовки нефти (УКПН), находящуюся на одной площадке с ЦСП. [c.65]

    Таким образом, нами разработаны и предлагаются к внедрению две схемы получения новых жидкостей специального назначения в промысловых условиях на установке первичной переработки нефти АТ и технологическая поточная схема в привязке к установке комплексной подготовки нефти. [c.66]

    Принципиальная технологическая схема установки комплексной подготовки нефти представлена на рис. 29. Нефть тремя самостоятельными потоками поступает в промывочную колонну 1, где она за счет тепла воды, сбрасываемой с деэмульсаторов и отстойников, нагревается до 35—40 °С и освобождается от включений свободной воды и механических примесей. Затем нефть опускается в нижнюю часть колонны. В верхнюю ее часть поступает соленая вода, подогретая до 65—75°С. Благодаря разности плотностей нефть поднимается вверх через слой опускающейся соленой воды, при этом за счет тепла воды она подогревается до указанной температуры, освобождается от крупнодисперсной воды и механических примесей, если они имеются. Нефть из верхней части колонны, где поддерживается ее постоянный уровень, поступает на прием сырьевых насосов 2, которыми подается через теплообменники 3 и подогреватели [c.93]

    В условиях новых методов разработки с внутриконтурным и законтурным заводнением большое значение приобретает вопрос подготовки нефти на промыслах. В настоящее время на промыслах обессоливается до 30% и обезвоживается до 60% всей добываемой нефти. В го же время недостаточно хорошо решены вопросы сбора и использования попутного газа и легких газов, выделяющихся из нефти при ее поступлении на поверхность. Предполагается, что в ближайшие годы на промыслах будут применяться новые деэмульгаторы и установки комплексной подготовки нефти. Планируется в 1970 г. объем комплексной подготовки нефти на промыслах довести до 70% против 36% в 1965 г. [c.69]

    Компрессорные, насосные и установки комплексной подготовки нефти в системах сбора нефти и газа [c.330]

    Такие установки комплексной подготовки нефти позволяют повышать качество продукции [c.152]

    Системы сбора и подготовки нефти включают в себя разветвленные сети трубопроводов, замерные установки, сепарационные пункты, резервуарные парки, установки комплексной подготовки нефти, установки подготовки воды, насосные и компрессорные станции предназначены для выполнения таких операций, как [15]  [c.6]

    ООО м3 в товарном парке установки комплексной подготовки нефти. Резервуар наполняли нефтью, прошедшей только обес- [c.99]

    Разработаны технологии получения жидкостей специального назначения (антикоррозионные жидкости, эмульгаторы обратных водонефтяных эмульсий и сами эмульсии для различных процессов нефтедобычи, топлива для судовых дизелей) в промысловых условиях. Предлагаются к внедрению две схемы получения этих жидкостей в промысловых условиях на установке первичной переработки нефти АТ и технологическая поточная схема в привязке к установке комплексной подготовки нефти. [c.34]

    Светильники, устанавливаемые стационарно во взрывоопасных помещениях классов В-1 а и В-И (газокомпрессорные, газо-и воздухораспределительные пункты, установки комплексной подготовки нефти, насосные по перекачке нефти и др.), могут иметь любое взрывозащищенное исполнение для соответствующих категорий и группы взрывоопасных смесей. [c.374]

    Категории производства по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности принимаются по перечням, утвержденным Миннефтепромом. Территория площадок под установки комплексной подготовки нефти подразделяется на три зоны производственная (нефтенасосные здания, электрогидраторы, сепараторы, узлы учета нефти, пункты управления задвижками, отстойники, очистные сооружения и другие сооружения пожаро- и взрывоопасных производств, а также вспомогательные здания и сооружения, по характеру производства связанные с технологическим процессом), сырьевых и товарных парков нефтей и нефтепродуктов (резервуары, сливные и [c.96]

    Система сбора Бароняна—Везирова (рис. 12) разработана применительно к месторождениям Азербайджана и Туркмении, где и получила широкое внедрение. Согласно этой системе газ, вода и механические примеси за счет устьевого давления (независимо от способа эксплуатации скважин) подаются по выкидным линиям на групповую замерную установку 5. От нее по общему сборному коллектору нефть направляется на центральный сборный пункт (ДСП), где производится двухступенчатая сепарация и частичное обезвоживание. Затем нефть насосом 10 подается в сырьевые резервуары установки комплексной подготовки нефти (УКПН) 11. На первой ступени сепарации поддерживается давление - 0,4 МПа. Отсепарированный газ под этим давлением, пройдя предварительно осушку, поступает на компрессоры 14 и далее к потребителю. Вторая ступень сепарации осуществляется в сборнике нефти 9 при давлении вакуумметрическом или близком к атмосферному. Отсепарированный на этой ступени газ посредством вакуум-компрессоров 12 подается в общую газосборную сеть. [c.34]

    Такое положение неизбежно приводит к то.му, что установки комплексной подготовки нефти должны находиться на значительном расстоянии от дальних нефтепромыслов или даже нефтедобывающих районов. В связи с этим, увеличение обводненности нефти, добываемой на периферийных промыслах, приводит к необходимости обезвоживания нефти непосредственно в местах ее добычи. Целесообразносто осуществления этого процесса определяется технико-экономическими расчетами, в основу которых должно быть положено, с одной стороны, соотнощение затрат на обезвоживание нефти, а с другой, — на транспортировку балласта до пунета подготовки нефти. [c.67]

    В период испытания установка работала по следующей схеме. Газонасыщенная нефть поступала с промысла в горизонтальный сепаратор, где она разгазировалась до 1,5—2,0 кГ/см перед сепаратором в нефть подавался из мерника при помощи дозировочного насоса водный раствор смеси деэмульгаторов АНП-2 и диссольвана в заданном соотношении. После сепаратора обработанная нефть поступала на сырьевые насосы установки комплексной подготовки нефти, и часть нефти шла на обессоливание, а другая часть поступала в технологический резервуар-отстойник. [c.203]

    Установки БУУН-К предназначены для автоматического измерения объема, массы брутто, температуры, давления, плотности нефти, содержания воды и отбора объединенной пробы по ГОСТ 2517-85 на объектах подготовки нефти нефтегазодобывающих предприятий (центральные товарные парки, центральные пункты сбора, установки комплексной подготовки нефти и др.), нефтеперекачивающих станциях магистральных нефтепроводов и входе нефтеперерабатывающих заводов. [c.20]

    Кроме того, нами разработана и предлагается к внедрению на нефтепромыслах технологическая поточная схема получения химических реагентов и составов технологических жидкостей для добычи нефти (рис.7.2). По этой схеме путем компаундирования нефти, пластовой (сточной) воды и легких углеводородных фракций (ШФЛУ), получаемых на установке комплексной подготовки нефти (УКПН), со специальными добавками (составом МК-1 и дис-тиллятным крекинг-остатком ДКО), поступающими с ОАО Башнефтехим , можно производить антикоррозионную (консервационную) жидкость МК-2/3, эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий ЭН-1 и сами эмульсии (ВНЭ). [c.66]

    В 1959 г. трест Туймазанефтестрой начал обустройство Чекмагу-шевской группы нефтяных месторождений. Там было построено 135 км нефтесборных коллекторов и напорных нефтепроводов, 120 км газопроводов, три нефтесборных парка с термическими установками для подготовки нефти и установка комплексной подготовки нефти при Манчаровском нефтесборном парке. [c.164]

    В 19(>4 г. в районном центре Янаул для освоения грутты нефтяных месторождений на севере Багнкирии было создано нефтепромысловое управление Красно-холмскнефть.Там были построены Четырмановский нефтесборный парк с установкой комплексной подготовки нефти, объекты водоснабжения и поддержания пластового давления, водозабор на реке [c.164]

    Узлы промышленной подготовки нефти (газосепарация, предварительный сбор пластовой воды, блоки обезвоживания и обессоливания) и общепромысловые резервуарные парки являются конечными пунктами сбора, подготовки и транспорта нефти на промыслах. Обычно указанные объекты располагаются на одной территории и называются установками комплексной подготовки нефти (УКПН). [c.31]

    Длительные наши наблюдения показали, что на нефтегазодобывающих промыслах разбуривание разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин служит потенциальным источником загрязнения подземных вот,, почвы, а также атмосферного воздуха, поверхностных водоемов. Нарушение целостности геологического строения различных территорий, изменение гидрогеологических и гид-родина.мических условий при любых отклонениях в обустройстве скважин на нефтепромыслах приводят к неполной изоляции различных водо- и нефтеносных горизонтов, делают возможными гидравлические связи между ними. В этих условиях различные объекты нефте- и газопромыслов (буровая установка разведочного и эксплуатационного бурения, скважины, установки комплексной подготовки нефти и газа, система поддержания пластового давления, очистные сооружения, нефте- и газопроводы, водоводы и др.) могут стать значительными источниками попадания различных соединений в водные объекты, почву, а также в атмосферу. В этом отношении особенно опасны нефте- и газопромысловые загрязнения для подземных пресных водоносных горизонтов, имеющих важное значение для водоснабжения населения, в силу невозможности существенного разбавления химических реагентов и затрудненности процессов самоочищения. [c.131]

    Города и другие населенные пункты коллективные сады с садовыми домика ми, дачные поселки отдельные промыш ленные и сельскохозяйственные предпри ятия, тепличные комбинаты и хозяйства птицефабрики молокозаводы карьеры разработки полезных ископаемых гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на количества автомобилей свыше 20 установки комплексной подготовки нефти и газа и их групповые и сборные пункты отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, детские сады и ясли, вокзалы и т.д.) жилые здания 3-этажные и выше железнодорожные станции аэропорты морские и речные порты и пристани гидроэлектростанции гидротехнические сооружения морского и речного транспорта 1— IV классов мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной связи Министерства связи России и других ведомств телевизионные башни-  [c.44]

    На установках комплексной подготовки нефти (УКПН) основными технологическими приемами являются процессы отстаивания, интенсификация скорости которых производится путем нагревания водонефтяных эмульсий, добавления ДЭ и электродегидрирования. При этом в задаче формирования управлений главной является подзадача оценки наличия (количества) условно сухой нефти (или высоты нефтяного слоя Нн) и высоты слоя подтоварной воды в буферных резервуарах. Эти резервуары являются основными технологическими аппаратами, в которых нефть доводится до качества товарной. [c.690]

    Кроме этого, нами разработана и предлагается к внедрению на нефтепромыслах технологическая поточная схема получения химических реагентов и составов технологических жидкостей для добычи нефти путем компаундирования нефти, пластовой (сточной) воды и легких углеводородных фракций (ШФЛУ), получаемых на установке комплексной подготовки нефти (УКПН), со специальными добавками, поступающими с НПЗ. [c.292]

    Несмотря на то, что нефть при своем движении от скважины к товарному парку многократно сепарируется и давление ее снижается до атмосферного, в ней все же остаются растворенные газы, которые при хранении и дальнейшем транспортировании нефти выделяются и улетучиваются. Одновременно с газами выделяются и легкие бензиновые фракции нефти. Потери легких фракций увеличиваются вследствие того, что при обезвоживании и обессоливании нефти последнюю приходится нагревать на промыслах до 50—80 ( горячий отстой). Поэтому при промысловых товарных парках строят установки стабилизации нефти, на которых из нее отгоняют летучие компоненты и подвергают их конденсации. После стабилизации нефть можно хранить и транспортировать без потерь. Установки стабилизации обычно совмещают с установками обезвоживания и обессоливания нефти. Такая совмещенная установка и назь вается установкой комплексной подготовки нефти. [c.12]

    На промыслах Республики Татарстан применяют растворители, выпускаемые под торговыми марками Нефрас , Стабикар , СНПХ-7000 . Однако в настоящее время из-за экономической целесообразности промывку скважин осуществляют чаще всего на основе прямогонных нефтяных (бензиновых, керосиновых и дизельных) фракций. Авторами [10] проведены испытания эффективности действия различных фракций. В качестве растворителей АСПО использовались нестабильный бензин (НБ-1-6), получаемый на установках комплексной подготовки нефти АО Татнефть , керосиновая и дизельные фракции, а также гексан серии ХЧ и гексановая фракция, получаемая в АО Нижнекамскнефтехим . Анализ результатов испытаний показывает, что с ростом выкипания прямогонных неф- [c.26]

    Для контроля давления нефти на устье скважины на фонтанной елке устанавливают два манометра. Один манометр в верхней части фонтанной елки для замера давления нефти в устье скважины, а другой на боковом отводе для замера давления в межтрубном пространстве скважины (затрубного давления). Для опускания в колонну насоснокомпрессорных труб различных контрольно-измерительных приборов (глубинных манометров, дебитомеров и др.) или скребков для удаления отложений парафина со стенок труб над верхним стволовым краном елки устанавливают специальное приспособление — лубрикатор. Для регулирования поступления нефти из скважины на боковых ответвлениях елки устанавливают штуцеры дискового типа с калиброванными отверстиями. Из фонтанной арматуры нефть вместе с газом и водой поступает по приемным трубопроводам к автоматизированным групповым замерным установкам (АГЗУ) и далее на установку комплексной подготовки нефти (УКПН). При фонтанной эксплуатации нефтяных скважин необходимо обеспечить оптимальные условия для подъема жидкости (нефти) по вертикальным фонтанным трубам. При этом необходимо учесть, что в нефти, выходящей из пласта, всегда содержится растворенный газ и по трубам движется газожидкостная смесь. [c.56]

    К линейным объектам относят линейную часть (нитку) магистральных трубопроводов, линии технологической связи, линии электроснабжения, дороги различного назначения. К наземным (площадочным) объектам относят насосные и компрессорные станции на магистральных трубопроводах, нефтяных и газовых промыслах, установки комплексной подготовки нефти и газа, объекты ГПЗ, нефтебаз, газохранилищ. Линейные и наземные (площадочные) объекты имеют свои характерные особенности технологии и организации строительно-монтажных работ. Так, например, такой линейный объект, как магистральный трубопровод, имеет протяженность до 4000—4500 км и практически неограниченный фронт для производства строительно-монтажных работ. На магистральном трубопроводе при такой большой его протяженности все работы выполняют линейными объектными строительными потоками, за которыми закрепляют определенные участки строящегося магистрального трубопровода. По мере выполнения работ эти передвижные механизированные строительные подразделения пе ремещаются вдоль трассы строящегося трубопровода. При сооружении магистрального трубопровода большой протяженности строительно-монтажные работы последовательно выполняют в различных природно-климатических зонах с различными видами грунтов, с пересечением большого числа различных естественнь1х и искусственных препятствий (реки, водохранилища, каналы, железные и автомобильные дороги и др.), с горными участками и заболоченными местностями. Понятно, что степень трудоемкости технологических процессов строительства на указанных участках резко различается. Поэтому технология и организация строительства линейной части магистральных трубопроводов на различных участках различные. На наземных (площадочных) объектах нефтяной и газовой промышленности фронт ведения строительно-мон тажных работ по сравнению с линейными объектами значительно ограничен, так как площадь, занимаемая такими объектами, измеряется несколькими гектарами и только для таких крупных наземных объектов, как газоперерабатывающие заводы, — десятками гектар. [c.124]

    В самотечной системе нефть вместе с газом и пластовой водой из скважин попадает в трапные установки, где при абсолютном давлении 1,5—2,0 /сГ/ш происходит отделение нефти от газа. От трапной установки газ поступает на промысловую компрессорную станцию и отсюда под давлением 4—5 кГ1см на газоперерабатывающий завод, а нефть — на сборный пункт и затем в товарный парк. При товарных парках строят установки комплексной подготовки нефти (УКПН). [c.12]

    На рис. 113 приведена схема установки комплексной подготовки нефти (УКПН), на которой осуществляются процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти. Левая часть схемы, включая отстойник 3, представляет установку обезвоживания, в которой сырая нефть по линии I с помощью насоса 1 направляется в теплообменник 2, где нагревается стабильной нефтью, поступающей по линии V с низа стабилизационной колонны 6. Подогретая нефть по линии II подается [c.216]

chem21.info

Установка - комплексная подготовка - нефть

Установка - комплексная подготовка - нефть

Cтраница 3

Сравнение работы установок горячей сепарации и четкой ректификации нефтестабилизационных блоков установок комплексной подготовки нефти показывает, что строительство последних экономически не целесообразно, особенно для месторождений и районов, удалению от газобензиновых заводов. Необходимую температуру процесса сепарации выбирают на основе расчетных зависимостей Р от температуры для нефтей основных месторождений СССР, требующих стабилизации.  [31]

Основная регулирующая и запорная арматура в резер-вуарных парках, на установках комплексной подготовки нефти и в других аналогичных производствах должна быть оборудована электроприводом.  [32]

В практике промысловой подготовки нефти такое качество обеспечивается на выходе обезвоживающего блока установок комплексной подготовки нефти ( УКПН), работавших при повышенных температурах подогрева нефти и увеличенном времени отстоя. Получение нефти такого же качества на ТХУ при Чишмин-ском товарном парке ( температура обработки 30 С, время отстоя - до 4 ч при качестве подготовленной нефти: содержание воды - 2 %, солей - до 3600 мг / л) традиционными средствами было практически не осуществимо без дополнительных капитальных вложений на расширение ТХУ и удорожания себестоимости подготовки нефти до уровня Якеевской УКПН. В качестве базового варианта при подсчете экономического эффекта были приняты затраты на обезвоживание нефти на Якеевской УКПН.  [33]

Для обессоливания, обезвоживания и стабилизации нефти на промыслах сооружено большое количество установок комплексной подготовки нефти.  [35]

Особенностью схемы, изображенной на рис. 7.32 б, является то, что установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется комплексным сборным пунктом.  [36]

Радиус действия управляющих приборов составляет примерно 300 м, что удовлетворяет условиям компоновки установок комплексной подготовки нефти.  [37]

В результате внедрения новых нормативов численности и норм обслуживания численность персонала, обслуживающего установку комплексной подготовки нефти ( УКПН), сокращается с 7 до 4 человек в смену.  [38]

Необходимо оговориться, что рассматриваемый информационный массив не претендует на абсолютную полноту описания всех установок комплексной подготовки нефти, т.е. точку в восьмимерном пространстве признаков. Всего взято 53 многомерных наблюдений процесса подготовки.  [39]

Необходимо оговориться, что рассматриваемый информационный массив не претендует на абсолютную полноту описания всех установок комплексной подготовки нефти по ряду причин. Задача заключается в том, чтобы на примере используемых методов решения оценить их преимущества, которые можно получить при переходе к анализу других ситуаций, а также для того, чтобы оценить недостатки.  [40]

Установки по электрическому обессоливанию нефти ( ЭЛОУ) обычно входят в состав УКПН - установок комплексной подготовки нефти. На ( УКПН) осуществляются процессы ее обезвоживания, обессоливания и стабилизации. Процесс обезвоживания нефтяных эмульсий ничем не отличается от этого процесса на стационарных термохимических установках. Для обессоливания нефти на УКПН в поток обезвоженной нефти добавляют пресную воду и тщательно перемешивают его, создавая искусственную эмульсию. Затем эта эмульсия поступает в отстойники, где происходит отделение воды. В некоторых случаях для ускорения отделения воды искусственную эмульсию пропускают через электродегидраторы.  [41]

Поступающая с промыслов на магистральные нефтепроводы нефть, несмотря на обезвоживание и обессоливание на нефтепромысловых установках комплексной подготовки нефти ( УКПН), содержит в себе некоторое количество воды, солей и различных механических примесей. Содержание этих примесей нежелательно в технологическом процессе перекачки нефти по трубопроводу. Например, присутствующая в нефти вода перекачивается как балласт, на который затрачивается значительная часть электроэнергии. Содержащиеся в нефти соли растворяются водой и вызывают усиленную коррозию трубопроводов.  [42]

На рис. 55 представлен один из вариантов переноса предварительного сброса пластовых вод на ступень обезвоживания установки комплексной подготовки нефти, работавшей в три ступени и преду-бматривавшей стабилизацию обессоленной нефти.  [43]

В качестве углеводородного растворителя используется широкая фракция легких углеводородов, получаемая при подготовке нефти на установке комплексной подготовки нефти ( УКПН) и называемая в промысловой Практике дистиллятом. Перед вводом в эмульсию дистиллят должен быть дегазирован.  [44]

В настоящее время подготовка нефти и сточных вод осуществляется семью установками предварительного сброса, тремя установками комплексной подготовки нефти, восьмью узлами промканализации.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru


Смотрите также