Автор: Пользователь скрыл имя, 02 Ноября 2012 в 13:05, дипломная работа
Нефть один из основных и важнейших видов энергетического сырья. На ближайшую перспективу потребность индустриально развитых стран в энергии будет удовлетворяться главным образом за счет нефти.
Для поддержания необходимого температурного режима в делителе фаз трубном (20-25°С) необходимо осуществить теплоизоляцию участка наклонной трубы в месте разделения фаз на нефть и воду. Как более эффективный вариант, можно применить подогрев участка наклонной трубы греющей оболочкой с электронагревательными элементами. Это обеспечит нормальную работу установки даже при временной остановке путевых подогревателей (вследствие нарушения поступления газа или по иным причинам).
Имеется ряд нерешенных проблем, связанных с блоком водоподготовки. Основной параметр, определяющий работу установки – это объем и качество сброшенной подтоварной воды.
В настоящее время подготовка (очистка) подтоварной воды ведется в буллитной емкости БЕ-4 объемом 200 м3 с жидкостным гидрофобным слоем. Сточная вода, подлежащая очистке, подается по трубопроводу в буллитную емкость через распределитель с отверстиями для равномерного распределения воды в слое нефти. Прошедшая через гидрофобный слой нефти очищенная от нефтепродуктов и механических примесей вода подается на прием насосов БКНС. Ежедневно осуществляется экспресс-анализ качества сбрасываемой воды, проводимый в химической лаборатории УПСВ, 2 раза в неделю пробы воды отправляются в лабораторию ЦНИПР на полный и краткий анализ.
В процессе подготовки воды бывают сбои, из-за чего количество нефтепродуктов превышает предельно допустимые нормы.
Качество закачиваемой воды не всегда в полной мере соответствует требованиям по содержанию механических примесей и нефтепродуктов. Причиной этому является конструкция блока водоподготовки, не предусматривающая подрезку гидрофобного слоя с нижней, наиболее загрязненной части. Подрезка производится вытеснением верхней части гидрофобного слоя в емкость уловленной нефти. По мере накопления в гидрофобном слое механических примесей он свою функцию не выполняет, а порой и сам является источником загрязнения очищаемой воды. Поскольку подрезка загрязненной, нижней части гидрофобного слоя не предусмотрена, приходится менять слой целиком, при этом при откачке сброшенного слоя из емкости уловленной нефти на повторную переработку происходит срыв технологического процесса. Отделение воды от нефти в трубном делителе фаз практически не происходит, часть механических примесей попадает на блок водоподготовки, часть оседает в приемном и товарном буллитах. После сброса гидрофобного слоя встает вопрос о замене его на новый.
Решением этой проблемы явилась бы установка горизонтальной перфорированной трубы по всей длине буллита на высоте, позволяющей забор нижней части гидрофобного слоя.
На сброс подтоварной воды также влияет тот факт, что блок водоочистки расположен по рельефу местности гораздо выше, чем находится выход воды из трубного делителя фаз. Это было сделано для того, чтобы исключить строительство промежуточной насосной станции для перекачивания воды на прием насосов БКНС. Для того чтобы вода поднималась в гидрофобный отстойник, необходимо поддерживать на определенном уровне давление в ТДФ. В случае откачки насосом БКНС более 50 м3/час происходит падение взливов в буллите водоподготовки, приходится периодически удалять газовую шапку из буллита для поддержания общего уровня жидкости не ниже 270 см (именно на этой высоте расположены патрубки ввода воды, подача очищаемой воды должна осуществляться в верхнюю часть гидрофобного слоя).
Также существует проблема зараженности закачиваемой в пласт соленой воды микроорганизмами. Результаты микробиологических исследований сточных вод, проводимых химической лабораторией ПермНИПИнефть, показали высокую зараженность гетерофобными организмами – более 100000 кл/мл, углеводородокисляющими – более 100000 кл/мл и сульфатвосстанавливающими бактериями 75000 кл/мл. Для исключения тотального характера биоповреждения пластов необходимо предусмотреть бактерицидную обработку сточных вод.
В настоящее время сепарация газа ведется в приемном буллите БЕ-2, куда попадает несепарированный поток жидкости с Маячного и Рассветного месторождений. Далее газ поступает в емкость БЕ-3, где происходит очистка газа от капельной нефти и далее поступает в вертикальный газосепаратор жалюзийного типа на вторичную очистку. Очищенный газ из газосепаратора поступает через узел учета газа на горелки путевых подогревателей ПП-1,6 №1,2, где используется в качестве топлива. Газ, выделившийся в товарном буллите БЕ-1, попадает на факел сжигания типа «Голубая свеча».
Необходимо отметить, что очистка газа в газосепараторе происходит в неполном объеме, из-за чего не функционирует автоматический розжиг горелок путевых подогревателей, что противоречит требованиям техники безопасности при эксплуатации путевых подогревателей.
В зимнее время газ на факел поступает в количествах, часто не достаточных для эффективного сжигания газа, имеются случаи потухания факела, газ рассеивается в атмосферу.
Также при резких перепадах температур окружающего воздуха из газа выделяется конденсат, образуются пробки в газопроводе, что приводит к прекращению подачи газа на горелки путевых подогревателей или на факел, давление в буллитах повышается, что приводит к аварийным ситуациям.
В перспективе необходимо предусмотреть дополнительную очистку газа путем установки абсорбционных фильтров или иными методами.
Для исключения образования газоконденсатных пробок в газопроводах планируется установить на них теплоизоляцию.
Одним из важных условий работы установки является равномерное поступление жидкости с месторождений.
Неравномерная откачка с ДНС «Горы» приводит к нарушению технологического процесса установки. При откачке с ДНС «Горы» поток жидкости, направляемый на подогрев в путевые подогреватели, резко увеличивается, а так как пропускная способность печей ограничена, часть жидкости приходится направлять мимо печей по байпасной линии. Вследствие этого происходит нагрев только части жидкости, падает температура в трубном делителе фаз, из-за чего ухудшается отделение воды от нефти.
Для обеспечения равномерного поступления жидкости с ДНС «Горы» предлагается байпасирование выхода насосов ЦНС 60х330, в результате чего можно добиться непрерывной откачки жидкости, то есть образуется равномерный поток жидкости на УПСВ «Рассвет».
Для контроля за состоянием технологического процесса в операторную УПСВ «Рассвет» выведены вторичные датчики уровнемеров Х-1600, У-1500, ВК-1200 2М, Сапфир 20 ДУ, отображающие уровень жидкости в буллитах БЕ-1, 2, 3, 4, буфере-дегазаторе, дренажной емкости КЕ-3. Для контроля расхода газа, нефти и воды на УПСВ установлены датчики «Норд» 150/64 – на узле учета нефти, «Норд» 100/64 – на трубопроводе пластовой воды с ТДФ и с буллитной емкости БЕ-4, датчик расхода газа ДРГ на газопроводе БЕ-2 – ПП1,6 №1,2. Также существует система автоматического запуска и отключения насосов внешнего транспорта, система автоматического отсекания газа в ПП 1,6 №1,2 при изменении давления нефти, газа, температуры воды до установленных предельных уставок, по наличию пламени на горелках путевых подогревателей.
Функционирует система сигнализации по предельному уровню в канализационных емкостях КЕ-1,2,5 и автоматическое отключение насосов НВ 50/50 по минимальному уровню в емкостях.
Но существующее положение контроля за технологическим процессом явно недостаточно для получения полной информации о параметрах работы установки.
Так, контроль за положением раздела фаз «вода-нефть» в трубном делителе фаз осуществляется операторами визуально по наличию в пробоотборниках, установленных в ТДФ, воды или водонефтяной эмульсии.
Обводненность и агрегативная устойчивость приходящего на установку сырья контролируется по результатам анализа проб, отобранных из одноуровневых пробоотборников, что значительно искажает информацию о поступающем на установку сырье, требует наличия емкостей для слива жидкости, что недопустимо по требованиям ТБ.
Для решения этой проблемы запланирована установка стандартных трехуровневых пробоотборников, установка влагомера сырой нефти ВСН-1 для автоматического контроля обводненности выходящей с УПСВ «Рассвет» нефти.
Выводы.
В процессе опытно-промышленной эксплуатации установки предварительного сброса воды Рассветного месторождения с отделением воды и нефти в наклонной трубе большого диаметра можно сделать вывод, что применение установок такого типа для подготовки нефти целесообразно как с точки зрения экономики, так и с технологической стороны, что дает в конечном результате снижение затрат на подготовку нефти.
Установка выполнена согласно проекта,
но в существующем исполнении не обеспечивает
требуемых степени
Для стабилизации работы установки рекомендуется провести следующее:
Необходимо устранить в
.
Для обеспечения и успешного протекания процесса внутритрубной деэмульсации жидкости в 1999 году было осуществлено влияние различных типов деэмульгаторов на процесс разрушения эмульсий как в системе нефтесбора Рассветного месторождения, так и окончательном разрушении данной эмульсии на УПСВ «Рассвет». Механизм разрушения эмульсий любым типом хим. реагента приводится ниже.
Теоретически водонефтяная эмульсия
– неустойчивая система, тяготеющая
к образованию минимальной
Фактически же, благодаря наличию адсорбционных слоев на поверхности диспергированных частиц, образующих устойчивые эмульсии. Адсорбционные слои обладают значительной механической прочностью и препятствуют слиянию частиц и расслоению эмульсии. На свойства поверхности раздела фаз сильное влияние оказывают растворенные и диспергированные в пластовой воде вещества, а также температура среды.
Процесс разложения эмульсии включает:
I этап – соударение диспергированных частиц; II этап – слияние их в крупные глобулы; III этап – выпадение крупных частиц и формирование сплошных отдельных слоев нефти и воды.
Соударение частиц происходит под действием физических факторов: механического перемешивания, турбулентного движения потока и гравитационного осаждения и в незначительной степени вследствие броуновского движения. Темп соударений может быть увеличен под действием электрического и ультразвукового поля.
Слияние частиц происходит при невысокой структурно-механической прочности разделяющих слоев и если они имеют гидрофильные свойства. Применительно к водонефтяным эмульсиям скорость всего процесса разложения эмульсии лимитируется скоростью слияния диспергированных частиц.
Темп осаждения слившихся
Действие химических реагентов-деэмульгаторов направлено на реализацию второго (основного) этапа. При этом проявляются свойства поверхностно-активных веществ.
Все деэмульгаторы – поверхностно-
Такая структура молекул, называемая дифильной, обусловливает поверхностную (адсорбционную) активность веществ, т.е. их способность перемещаться через объем фазы и собираться на поверхности раздела фаз так, что полярная (гидрофильная) часть молекулы, близкая по природе к полярной фазе, погружается в воду, а неполярная (олеофильная) цепочка – в менее полярную фазу, т.е. в нефть.
Адсорбция ПАВ на поверхности раздела фаз приводит к диспергированию системы, образованию защитной более гидрофобной (если дисперсная фаза – нефть) пленки и стабилизации эмульсии.
Основная характеристика ПАВ – адсорбционная способность, зависящая от межфазного натяжения и от концентрации ПАВ.
В модели системы, состоящей из двух
индивидуальных веществ и одного
поверхностно-активного
Вводимый в систему химический реагент обладает большей поверхностной активностью, чем природные эмульгаторы. Деэмульгатор вытесняет указанные природные вещества из поверхностного слоя диспергированных частиц воды и образует более гидрофильный адсорбционный слой с небольшой структурно-механической прочностью. Частицы с ослабленными поверхностными оболочками при столкновении легко сливаются с образованием легко оседающих крупных глобул воды. Если основным фактором устойчивости эмульсии являются прилипшие «бронирующие» природные вещества, то деэмульгатор должен иметь высокую смачивающую способность, чтобы вытеснить их с поверхности раздела в объем фаз.