Технологический расчет и подбор стандартного оборудования для установок системы сбора и подготовки скважинной продукции (864752), страница 8
Текст из файла (страница 8)
2в. В этом случае основное внимание уделяетсявыделению нефти из внешней фазы - воды за счет применениякоалесцирующих устройств 11.1-корпус, 2- ввод продукции, 3- устройство приема газожидкостной смеси, 4устройства распределения и идродинамической коалесценции, 5- переливнаяперегородка, 6- вывод газа, 7- устройство улавливания капельной жидкости, 8- выводнефти, 9- вывод воды, 10- насадка, 11- коалесцирующий пакет.Рисунок 21 - Принципиальные конструкции трехфазных сепараторов42В таблице 4 приведены практические примеры эффективностиприменения трехфазных сепараторов производства НППТаблица 4 - Сведения о работе трехфазных сепараторов.Свойства нефтиСодержание в водеМаркаПроизводитобводненностьОбъекттрехфазного ельность, плотность,мех.нефтина33сепараторам /сутг/смпримесейна выходевходеУППН «Оса» ТФС-Т-100 1200-55000,884861-1845-17020-130ГрековскаяТФС-Л-100 2300-28000,836680-12085-150УПСВ*РодниковскаяКДФ-10014000,85398-112-7УПСВПокровскаяТФС-Г-10056000,8562 1,8-8 3-10 112-184УПНПономаревскаяТФС-200 3250-33000,85111,6-2,248-61УПНГерасимовскаяТФС-Л-10088000,8279-84 0,8-1,833-48УПСВ* на УПСВ недостаточен фонд нагнетательных скважин.Качество частично обезвоженной нефти колеблется в широкихпределах (от 1 до 18% остаточной воды) и зависит от соблюдениятеплохимических условий разрушения бронирующих оболочек на капляхэмульгированной воды.
Данные аппараты позволяют получитьнезначительно загрязненную воду непосредственно в процессе её сброса.Исследования, выполненные в промышленных условиях, подтвердиливозможность получения приемлемого качества дренажной воды из КДФ иТФСК при условии поддержания в нем параметров в соответствии сзаявленными паспортными данными.Использование ТФСК и КДФ позволяет значительно повыситькачество сепарации за счет гашения пульсаций поступающего потока,гашения образовавшейся пены, отбору и обработке при данных условияхвсего объема газа, поступающего на сепарационный узел совместно сжидкостью, при этом достигается значительное снижение обводненностинефти.Как следует из полученных данных, на качество отдельных фаз присовмещении процессов сепарации и предварительного сброса в различныхузлах технологической цепочки первичной подготовки обводненной нефтизначительно влияют газосодержание продукции скважин на входе ваппарат, гидродинамические условия, так и нагрузка по жидкости.Качество сбрасываемой попутно-добываемой воды находится взависимости от гидродинамических условий транспорта жидкости всистеме сбора, от обводненности нефти, от качества отладки системырегулирования сброса воды из аппаратов и других факторов.43Анализ работы ТФСК показывает их высокую технологическуюнадежность, когда при колебаниях входных параметров газоводонефтянойсмеси аппарат сохраняет стабильные параметры на выходе из него(глубина обезвоживания, качество сбрасываемой воды).При этом эффективность сброса воды в ТФС зависит также отструктурной формы многофазного потока перед сепараторами.Выделяют следующие структурные формы многофазного потока:пробковая, расслоенная, волновая-гребешковая и диспергированная.Для успешной работы ТФС необходимо перевести, например,пробковый поток в расслоенный - наиболее благоприятную структурнуюформу для разделения на фазы.
Многочисленными исследованиямиустановлено, что указанные структуры течения формируются последостижения обводненности продукции для большинства нефтей в пределах50-70%. Исключение представляют собой нефтяные эмульсии спарафиновым стабилизатором защитных оболочек. Следует указать, чтопри обводненности продукции более 90% может происходить обращениепрямой эмульсии в обратную, т.е.
«нефть в воде». (2)На данный момент во многих нефтяных компаниях дляпредварительного сброса воды используют резервуары, где водасбрасывается из герметизированных резервуаров УПС, оснащенныхсистемой УЛФ (улавливания легких фракций), после которых водапроходит более глубокую очистку.В резервуары УПС продукция скважин поступает после второйступени сепарации, где давление составляет 0,12-0,13 МПа (абс), давлениеже в резервуарах поддерживается в пределах 20-50 мм. вод. ст., уровеньжидкости составляет 9-11 метров, при этом жидкость поступает врезервуары с перепадом давления не более 0,02-0,03 МПа. Газосодержаниепоступающей в резервуары обводненной нефти не превышает 1,0 м3/т,обезвоживание в них осуществляется путем гравитационного отстоя вслабом динамическом режиме при времени пребывания жидкости 6-9часов.
Поступающая в резервуары нефть находится в метастабильномсостоянии, в результате этого даже в резервуарах нефть разгазируется неполностью; газосодержание ее после резервуаров УПС равно 0,03-0,05м3/т. При этом содержание нефтепродуктов и взвешенных твердых частицв воде составляет порядка 75-120 мг/л, достигая на некоторых объектах вотдельных случаях 250-300 мг/л, а остаточное содержание воды в нефтипосле резервуаров составляет около 5-12%.44Рисунок 22 - Аппарат ТФСК-100 на Грековской УПСВ1.5.2. Совмещенные аппараты нагрева и отстаиванияСовмещение процессов нагрева, сепарации, обезвоживания нефти иочистки воды в одном технологическом аппарате повышает эффективностьпредварительного сброса воды из нефти. Для этой цели разработаннефтегазоразделитель с прямым нагревом (НГВРП) представленный нарис. 23.Назначение и область примененияОсновным назначением нефтегазоводоразделителя с прямымподогревом (НГВРП) является сепарация продукции скважин,предварительное обезвоживание нефти и очистка отделившейся воды.НГВРП может эксплуатироваться в условиях холодногомакроклиматического региона с абсолютной температурой до минус 60 °С.Климатическое исполнение УХЛ1 по ГОСТ 15150-69.
Допустимаясейсмичность района установки аппарата не более 6 баллов по СНиП 11-781.Районтерриториипоскоростнымнапорамветранерегламентируется. Блок устанавливается на открытой площадке.НГВРП представляет собой горизонтальный аппарат объемомV = 110м3 с эллиптическими днищами, с внутренними устройствами,нагревателем с двумя горелками, установленными в двух жаровых трубах,с двумя дымовыми трубами, с трубопроводной обвязкой, запорнорегулирующей арматурой и средствами К и А, большая часть которых45размещена в боксе арматурного блока с системой полногожизнеобеспечения. Аппарат устанавливается на две седловые опоры.Технологически обоснованная температура нефти и времяпребывания фаз в аппарате зависят от физико-химических свойствразделяемых сред.
В первом приближении главным параметром являетсяплотность нефти.В состав НГВРП входит программно-технический комплекс,включающий шкаф управления и автоматизированное рабочее место(АРМ) оператора. Программно-технический комплекс размещается воператорной.Техническая характеристики НГВРП представлены в Приложении 7На цилиндрической части корпуса и днищах расположенытехнологические штуцера, штуцера для установки средств К и А и люки.На левом днище (со стороны входа смеси) предусмотрено фланцевоесоединение жаровых труб нагревателя с корпусом.
В жаровых трубахустановлены газовые горелки с системой автоматического розжига.На правом днище расположены штуцера выхода газа, нефти и воды,для установки средств К и А.Рисунок 23 - Конструкция внутренних устройств и направлениядвижения потоков46Справа на торце аппарата установлен бокс арматурного блока дляразмещения трубопроводных систем с установкой запорно-регулирующейарматуры и первичных приборов КиА, средств регулирования и подачитопливного газа.Бокс оборудуется инженерными системами отопления и вентиляции,электроосвещения, заземления, пожаротушения, автоматической пожарнойсигнализацией.Бокс состоит из основания, каркаса, ограждающих конструкций.Конструкция его обеспечивает возможность транспортировки, проведениягрузоподъемных операций и ремонта.Снаружи аппарат покрыт тепловой изоляцией.Для обслуживания технологических штуцеров, предохранительногоклапана и КИП предусмотрены площадки обслуживания, устанавливаемыена месте монтажа (рисунок 23).Внутреннее устройство НГВРПНефтегазоводоразделитель состоит из секции нагрева и секциикоалесценции и отстоя.Секция подогреваВ секции подогрева находятся узел входа и распределениягазожидкостной смеси, жаровые трубы с горелками, система размыва иудаления донных осадков (механических примесей).Узел входа и распределения представляет собой входной отражатель,установленный над жаровыми трубами и служит для направления ипервичного разделения смеси.
Конструкция узла препятствует прямомупопаданию свободной воды непосредственно на жаровые трубы иорганизует движение водонефтяной эмульсии вниз в пространстве междуотражателем и стенкой аппарата.В каждой из двух жаровых труб установлено по газовой горелке.
Дляпростоты монтажа, обслуживания, ремонта или замены жаровая трубаподвешивается на талрепах ходящих по кронбалке, находящейся внутриаппарата. При необходимости освобождаются болты основного фланца,находящегося на торце аппарата и труба выкатывается наружу.Для удаления механических примесей и отложений на жаровыхтрубах во время работы аппарата периодически подается промывочнаявода в коллекторы с инжекционными соплами в зоне жаровых труб.В нижней части секции подогрева расположена система очистки отдонных осадков из механических примесей. Для размыва осадковпредназначены коллекторы промывочной воды с инжекционнымисоплами, а также лотки для мехпримесей.
В целях снижения расхода водыпри удалении осадков без остановки работы аппарата система разделена на47отдельные секции, каждая из которых имеет патрубок для подачи ивыводной патрубок для пульпы.Каждая секция системы очистки должна регулярно приводиться вдействие через определенные интервалы времени для предотвращенияскапливания мехпримесей на дне аппарата.Предусмотрено внутреннее антикоррозионное лакокрасочноепокрытие и анодная защита открытых металлических поверхностей.Аноды размещаются в слое воды и устанавливаются на фланцевыхсоединениях по всей длине аппарата.Секция коалесценции и отстояСекция коалесценции и отстоя отделена от секции нагревапереливной перегородкой.
В ней вдоль оси аппарата установлен коалесцер,представляющий собой набор вертикальных рифленых полипропиленовыхпластин.На правом днище расположен сборник обезвоженной нефти свыходным штуцером.Описание технологического процессаГазожидкостная смесь поступает в верхнюю часть НГВРП черезвходной штуцер (Рис. 24).
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
