- •М.И. Самойлова, а.П. Леонтьев, а.И. Кожемяко оператор обезвоживающей и обессоливающей установки
- •М.И. Самойлова, а.П. Леонтьев, а.И. Кожемяко оператор обезвоживающей и обессоливающей установки
- •1. Квалификационная характеристика:
- •1. Введение
- •Глава 2.0. Физико-химические свойства нефти, газов и пластовых вод
- •2.1.Состав и свойства нефти
- •2.2. Нефтяные газы и их свойства.
- •2.3. Влагосодержание и гидраты природных газов. Состав гидратов природных газов.
- •2.4. Пластовые воды
- •Глава 3.0. Понятия о нефтяных эмульсиях.
- •3.1. Механизм разделения нефтяных эмульсий.
- •3.2. Необходимость обезвоживания нефти на месторождениях.
- •3.3.Понятие о реагентах-деэмульгаторах нефтяных эмульсий.
- •3.4.Технология применения деэмульгаторов в процессах промысловой подготовки нефти.
- •3.5. Оборудование для дозирования реагентов.
- •3.5.1. Блок бр-2,5
- •3.5.2. Установка нду-50/150
- •3.5.3. Блок реагентного хозяйства института Гипротюменнефтегаз
- •3.6. Требования, предъявляемые к деэмульгаторам.
- •3.7. Правила работы с реагентами-деэмульгаторами.
- •3.8. Методы разрушения эмульсий.
- •- Иметь хорошую смачиваемость водой, чтобы произошло сцепление глобул воды с фильтрующим веществом, разрыв межфазных пленок, и произошла коалесценции (слияние) капель воды;
- •3.9. Методы предотвращения образования эмульсий.
- •Глава 4. Система сбора и технология подготовки нефти и газа.
- •4.1. Системы совместного сбора и транспорта нефти и газа.
- •4.1.1. Кусты скважин
- •4.1.2. Основной и испытательный коллектор
- •4.1.3. Узлы ввода реагентов
- •4.1.4. Замерные установки
- •4.2. Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции (днс)
- •4.2.1. Принцип работы днс
- •4.2.2. Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (днс с упсв)
- •4.3. Описание принципиальной технологической схемы установки предварительного сброса воды (упсв)
- •4.4. Описание принципиальной технологической схемы установки подготовки нефти (упн)
- •4.4.1.Продукция нефтяных и газовых скважин – смесь,
- •4.4.2.Негерметизированная двухтрубная самотечная система
- •4.5. Требования, предъявляемые к качеству нефти при ее поставке нефтеперерабатывающим заводом.
- •Глава 5.0. Понятие об обезвоживании и обессоливании нефти. Методы обезвоживания и обессоливания нефти.
- •5.1. Последовательность процесса подготовки нефти.
- •5.2.Технология сепарации нефти.
- •5.3. Оборудование для отделения нефти от газа и свободной воды.
- •5.4. Сепарационные установки с предварительным отбором газа убс
- •5.5. Сепарационные установки с предварительным сбросом воды упс
- •5.6. Сепарационные установки с насосной откачкой типа бн
- •Глава 6. Технологические схемы обезвоживания и обессоливания нефти.
- •6.1. Требования безопасности при обслуживании установок подготовки нефти.
- •6.2. Дозирование пресной воды
- •Глава 7.0. Электрическое обезвоживание и обессоливание.
- •7.1. Вертикальные электродегидраторы
- •7.2. Шаровые электродегидраторы
- •7.3. Горизонтальные электродегидраторы
- •7.4. Принцип работы электродегидратора
- •Глава 8.0. Отстойники
- •8.1. Отстойники ог
- •8.2. Отстойники огжф
- •Глава 9.0. Огневые нагреватели объектов промысловой подготовки нефти
- •9.1. Трубчатые печи типа птб
- •9.2. Устройство трубчатой печи
- •9.3. Описание конструкции:
- •Технические характеристики
- •9.4. Принцип работы печи:
- •9.5. Преимущества конструкции:
- •9.6. Основные отличия печи трубчатой птб10э от печи птб-10а
- •Печь птб-10э-64
- •9.7. Описание конструкции печи птб-10э-64:
- •9.8. Принцип работы печи:
- •9.9. Пуск печи в работу
- •9.10. Ручной розжиг печи птб - 10
- •9.11. Остановка печи птб - 10
- •9.12. Требования безопасности при эксплуатации печи птб- 10
- •9.13. Требования безопасности при аварийной остановке печи птб – 10
- •Глава 10.0. Автоматизированный комплекс подогрева нефти акпн
- •10.1. Назначение
- •10.2. Устройство и принцип работы акпн
- •10.3. Система автоматизации акпн
- •Глава 11.0. Устройство, работа модули упн и ее составных частей
- •Глава 12.0. Путевые подогреватели нефти типа пп-1,6 / 1,6-1
- •12.1. Описание конструкции пп-1,6 / 1,6-1:
- •12.2. Принцип работы пп-1,6 (пп-1,6-1)
- •12.3. Подогреватель путевой пбт – 1,6м/мж/мк
- •12.4. Преимущества пбт-1,6м
- •12.5.Описание конструкции пбт-1,6м:
- •Технические характеристики
- •Глава 13. Подогреватель нефти с промежуточным теплоносителем типа ппт-02 г/ж
- •Глава 14.0. . Нефтегазоводоразделитель с прямым подогревом нгврп
- •14.1. Описание технологического процесса
- •14.2.Секция коалесценции и отстоя
- •14.3. Дополнительные возможности применения нгврп
- •Глава 15.0. Технологические схемы установок подготовки нефти
- •15.1. Установки с применением блочного оборудования
- •15.2 Установки подготовки нефти с использованием стационарного оборудования
- •15.3. Установки термохимической подготовки нефти.
- •15.4.Установки комплексной подготовки нефти
- •Глава 16.0.. Емкости для хранения нефти, газа и нефтепродуктов
- •16.1. Вертикальные и горизонтальные емкости
- •16.2. Резервуары для хранения нефти
- •16.3. Резервуары для хранения легких нефтепродуктов
- •16.4. Каплевидные (сфероидальные) резервуары
- •16.4. Сосуды цилиндрические горизонтальные для сжиженных углеводородных газов пропана и бутана
- •16.5. Емкости подземные горизонтальные дренажные типа еп и епп
- •Емкость подземная епп
- •16.6. Обслуживание и эксплуатация резервуаров.
- •16.7. Ремонт резервуаров.
- •16.9.Устранение дефектов резервуара без применения сварочных работ.
- •Глава 17.0. Безопасное ведение технологического процесса
- •17.1. Требования безопасности перед началом работы.
- •17.2. Требования безопасности во время работы.
- •17.3. Требования безопасности в аварийных ситуациях.
- •17.4. Требования безопасности по окончании работы.
- •Глава 18.0. Запорные устройства
- •18.1. Краны. Пробковый кран со смазкой типа кппс.
- •18.2. Краны шаровые.
- •18.3. Трехходовой кран.
- •18.4. Прямоточные задвижки. 18.4.1. Задвижка типа зм - 65х21 с ручным приводом.
- •18.4.3. Задвижка с ручным приводом типа змад.
- •18.2.4. Задвижки типов змс, змс1 и змадп с пневмоприводом.
- •18.3. Клиновые задвижки. 18.3.1. Задвижки клиновые стальные фланцевые зкс-40, зкс-50.
- •18.4. Вентили.
- •18.4.1. Вентиль игольчатый.
- •Глава 19.0. Обслуживание насосов
- •19.1. Основные характеристики насосов.
- •19.2. Принципы действия насосов.
- •19.3. Насосные блоки.
- •19.4. Назначение и основные характеристики насосов цнс.
- •19.5. Устройство и принцип работы насосов цнс.
- •19.6. Пуск насоса.
- •19.7. Требования безопасности при эксплуатации насоса.
- •19.8. Остановка насоса.
- •19.9. Основные неисправности и способы их устранения.
- •19.10. Перечень основных ремонтных работ насосов цнс, выполняемых оператором ооу, и порядок их выполнения.
- •19.10.1. Смена сальниковой набивки насоса.
- •19.10.2. Замена смазки.
- •19.10.3. Вскрытие и чистка фильтров на приеме насосов.
- •Глава 20. Требования, предъявляемые к обслуживанию сосудов
- •Контроль над техническим состоянием сосуда осуществляется:
- •20.1. Техническое освидетельствование сосудов
- •1. Перед внутренним осмотром и гидравлическим испытанием сосуд должен быть:
- •20.2. При гидравлическом испытании необходимо:
- •20.3. Аварийная остановка сосуда
- •20.4. Проведение ремонтов
- •Глава 21.0. Характеристика трубопроводов и транспортируемой продукции
- •21.1. Классификация промысловых трубопроводов
- •21.2.Технология сбора и транспорта продукции.
- •21.3. Основные технологические параметры.
- •21.4. Борьба с осложнениями
- •21.5. Отложения парафина, песка, окислов железа
- •21.6. Защита от коррозии
- •21.7. Замораживание трубопроводов
- •21.8. Техническое обслуживание и ремонт трубопроводов 21.8.1. Наружный осмотр трубопроводов
- •21.8.2. Контрольный осмотр
- •21.8.3. Ревизия трубопроводов
- •21.8.4. Диагностика трубопроводов.
- •21.8.5. Периодические испытания трубопроводов
- •21.8.6. Капитальный ремонт трубопроводов.
- •21.8.7. Приемка, пуск, остановка, консервация и демонтаж отдельных участков трубопроводов
- •21.8.8. Техническая документация трубопроводов
- •21.8.9. Безопасность работ при эксплуатации трубопроводов
- •22. Охрана окружающей среды
- •Глава 23. Контрольно измерительные приборы и автоматика.
- •23.1. Классификация измерений
- •23.2. Средства измерений
- •23.3. Выбор средства измерений
- •23.4. Приборы для измерения давления
- •23.5. Основные типы приборов для измерения давления
- •23.5.1. По принципу действия:
- •23.5.2. По способу выдачи сигналов измерения:
- •23.5.3. По назначению:
- •23.6. Манометры.
- •23.7. Вакуумметры
- •23.8. Приборы для измерения температуры
- •23.8.1. Основные типы термометров
- •23.8.2. Термометры расширения
- •23.8.3. Термометры и термоэлектрические пирометры
- •23.8.4. Термометры сопротивления
- •23.9. Измерение расхода жидкости и газа 23.9.1. Основные типы расходомеров
- •23.9.2. Метод переменного перепада давления.
- •23.10. Измерение уровня и применяемые для этого приборы
- •23.10.1. Классификация уровнемеров
- •23.10.2. Методы снятия показаний приборов
- •Глава 24. Учет нефти и нефтепродуктов
- •24.1. Учет расхода деэмульгатора
- •Глава 25. Промышленная безопасность и охрана труда
- •25.1. Понятие безопасности
- •Для выполнения условий (задач) обеспечения безопасности деятельности необходимо выбрать
- •25.2. Формирование опасностей в производственной среде
- •25.3. Опасности автоматизированных процессов
- •25.4. Производственный микроклимат и его влияние на организм человека
- •25.5. Влияние химических веществ
- •25.6. Влияние звуковых волн
- •25.7. Влияние вибрации
- •25.8. Взрывоопасность как травмирующий фактор производственной среды
- •25.9. Средства и методы защиты от шума и вибрации
- •25.14. Управление охраной труда на предприятии
- •25.15. Задачи управления охраной труда
- •25.16. Функции управления охраной труда
- •25.17. Объекты управления охраной труда
- •25.18. Информация в управлении охраной труда
- •25.19. Обеспечение безопасности технологических процессов.
- •25.20. Служба охраны труда на предприятии, ее функции и основные задачи
- •Самойлова Маргарита Ивановна
- •Кожемяко Александр Иванович оператор обезвоживающей и обессоливающей установки
- •625000, Тюмень, у. Володарского, 38
- •625027, Тюмень, ул. Киевская, 52
Глава 6. Технологические схемы обезвоживания и обессоливания нефти.
На нефтяных месторождениях эксплуатируются следующие установки обезвоживания и обессоливания нефти:
- термохимические установки обезвоживания нефти (ТХУ);
- электрообессоливающие установки (ЭЛОУ).
Рис.6.1. Технологическая схема термохимической установки обезвоживания нефти
1- сырьевой резервуар; 2 – насос; 3 – теплообменник; 4 – печь; 5 – отстойник; 6 – резервуар.
В термохимической установке обезвоживания нефти (рис.6.1) сырую нефть (нефтяная эмульсия) I из сырьевого резервуара 1 насосом 2 через теплообменник 3 подают в трубчатую печь 4. Перед насосом 2 в нефть закачивают деэмульгатор II. В теплообменнике 3 и трубчатой печи 4 нефтяная эмульсия подогревается, и в процессе ее турбулентного перемешивания в насосе и при движении по трубному змеевику в печи происходит доведение реагента-деэмульгатора до капель пластовой воды и разрушение бронирующих слоев асфальтосмолистых веществ. Нагрев в трубчатой печи осуществляется при необходимости нагрева нефтяной эмульсии до температуры 70°С (при повышенном давлении, чтобы не допустить вскипания). При меньших температурах нагрева вместо трубчатой печи 4 можно использовать пароподогреватель. Оптимальной температурой нагрева считается такая, при которой кинематическая вязкость нефтяной эмульсии составляет 4·10-6 м2/с. Неустойчивая эмульсия из трубчатой печи 4 поступает в отстойник 5, где расслаивается на нефть и воду. Обезвоженная нефть выводится сверху из отстойника 5, проходит через теплообменник 3, где отдает часть тепла поступающей на деэмульсацию сырой нефти и поступает в резервуар 6, из которого товарная нефть III насосом откачивается в магистральный нефтепровод. Отделившаяся в отстойнике 5 пластовая вода IV направляется на установку по подготовке сточных вод. Сырьевой резервуар 1 может работать как резервуар с предварительным сбросом воды. В этом случае часть горячей воды, выходящей из отстойника 5 и содержащей деэмульгатор, подается в поток сырой нефти перед резервуаром 1 (пунктирная линия-, см. рис.6.1). В этом случае резервуар 1 оборудуют распределительным маточником и переливной трубой. В резервуаре поддерживается слой воды, так что поступающая нефтяная эмульсия распределенным потоком проходит через толщу воды, что способствует более полному отделению свободной воды из нефтяной эмульсии. Отделившая в резервуаре с предварительным сбросом вода насосом откачивается на установку по подготовке сточных вод.
Наиболее эффективным считается способ обессоливания на электрообессоливающей установке (рис.6.2). При этом для стабилизации, обводненности нефтяной эмульсии, поступающей в электродегидратор, вводится ступень теплохимического обезвоживания. Сырая нефть I из сырьевого резервуара 1 сырьевым насосом 2 прокачивается через теплообменник 3 и подогреватель 4 и поступает в отстойник 5. Перед сырьевым насосом в сырую нефть вводят деэмульгатор II, поэтому в отстойнике 5 из сырой нефти выделяется, основное количество пластовой воды. Из отстойника 5 нефть с содержанием остаточной воды до 1-2 % направляется в электродегидратор 8. При этом перед электродегидратором в поток нефти вводят пресную воду III и деэмульгатор II, так что перед обессоливанием обводненность нефти в зависимости от содержания солей доводится до 8-15 %. Соли растворяются в пресной воде и после отделения воды от нефти в электродегидраторе нефть становится обессоленной. Сверху электродегидратора 8 выходит обезвоженная и обессоленная нефть, которая, пройдя промежуточную емкость 7, насосом 6 прокачивается через теплообменник 3, подогревая сырую нефть, и направляется в резервуар 9 товарной нефти. Вода IV, отделившаяся от нефти в отстойнике 5 и электродегидраторе 8, направляется на установку по подготовке воды.
Товарная нефть V насосом откачивается в магистральный нефтепровод. В современной промысловой технологии применяют однотрубные системы сбора продукции нефтяных скважин, в которых процессы сепарации и последующей подготовки нефти, газа и воды сосредоточены в одном пункте — центральном пункте сбора и подготовки нефти, газа и воды.
При строительстве установок на центральных пунктах сбора и подготовки нефти и газа используют индустриальные методы строительства, заключающиеся в создании установок в комплектно-блочном исполнении заводского изготовления. Такие установки представляют собой транспортабельные блоки, укомплектованные приборами контроля и регулирования, электрооборудованием и т. д. В настоящее время разработан банк (набор) унифицированных блоков, из которых возможно создавать методом набора в соответствии с конкретными условиями месторождений центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды в любых районах страны.
Рис.6.2. Технологическая схема электрообезвоживающей установки.
1 – сырьевой резервуар; 2, 6 – насосы; 3 – теплообменник; 4 – подогреватель; 5 – отстойник; 7 – промежуточная емкость; 8 – электродегидратор; 9 – резервуар готовой нефти.
На основе разработанных технических проектов организовано производство центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды из унифицированных блоков. На установку УПН (рис.6.3) поступает сырая нефть после первой ступени сепарации с давлением до 0,7 МПа, температурой 5-20°С и максимальным содержанием воды 50 %. Сырая нефть I поступает в сепаратор 1 на сепарацию при давлении 0,5-0,6 МПа и затем в три параллельно работающих отстойника 2. Для осуществления предварительного обезвоживания нефти в поток сырой нефти перед сепаратором 1 подаются деэмульгатор II и горячая пластовая вода III. При этом необходимо обеспечить температуру потока нефти 20-25°С. Поэтому в схеме предусмотрена возможность нагрева сырой нефти IV перед сепаратором 1 в печах 5 и 6 при низкой температуре поступления сырья на установку. Постоянный уровень жидкости в сепараторе 1 поддерживают при помощи регулирующего клапана на выходе нефти из отстойника 2. Предусмотрено аварийное отключение с помощью электрозадвижки поступления сырой нефти при достижении максимального уровня в сепараторе 1. Ввод сырой нефти в сепаратор осуществляется по специальному трубопроводу со скоростью, обеспечивающей расслоение газожидкостного потока для создания благоприятных условий отделения газа в сепараторе. Сепаратор устанавливают на постаменте высотой 7,2 м, обеспечивающей проведение процесса водоотделения в отстойнике 2 без выделения газа. Содержание пластовой воды в нефти, уходящей из отстойника, 5-10 %. Основной параметр, определяющий нормальную работу отстойника 2,- это качество сбрасываемой пластовой воды. Максимальное содержание нефтепродуктов в сбрасываемой воде не должно превышать 40 – 50 мг/м3
Предварительно обезвоженная нефть из отстойника 2 поступает в буферную емкость 3, где сепарируется при давлении 0,4 МПа и температуре 25 0С, и затем подается насосами 4 в печи 5 и далее в электродегидраторы 7. Уровень жидкости в буферной емкости 3 поддерживается постоянным при помощи регулирующего клапана на выкидной линии насосов 4. В печах поток предварительно обезвоженной нефти нагревается до температуры 35 - 40 0С, обеспечивающей проведение процесса обессоливания. Перед электродегидратором в поток вводится деэмульгатор II и пластовая вода V
В электродегидраторах под воздействием электрических переменных полей от нефти отделяется оставшаяся вода вместе с растворенными в ней солями. Давление в электродегидраторе поддерживается 0,7 МПа клапаном на линии выхода нефти из электродегидратора. Такое давление принято из условия возможности подачи горячей пластовой воды, отделяемой от нефти в электродегидраторах, в линию сырой нефти перед сепаратором 1. I.
Рис.6.3. Технологическая схема блочно-комплектной установки подготовки нефти.
1. – сепаратор; 2 – отстойник; 3, 8 – буферные емкости; 4, 9, 11, 15 – насосы; 5, 6 – печи, 7 – электродегидратор, 12, 14 – резервуары-отстойники; 13- резервуар пластовой воды.
Обессоленная нефть с содержанием воды 0,2 % и солей 40 мг/л поступает в буферную емкость 8, которая является сборником для насосов товарной нефти 9, подающих нефть в межпромысловый нефтепровод. В буферной емкости 8 нефть сепарируется при температуре 35 - 40 °С и давлении 0,4 МПа. Уровень нефти в буферной, емкости 8 поддерживается клапаном, установленным на нагнетательной линии насосов 9. Контроль количества и качества обессоленной нефти VII, уходящей с ЦПС, осуществляется с помощью узла учета и определения качества товарной нефти, установленного на выкидной линии насосов товарной нефти. Пластовая вода V, отделяемая в отстойниках 2 и электродегидраторах 7, для очистки от нефти и механических примесей поступает в резервуары-отстойники 12 и 14 с двулучевым устройством распределения потока. Другая ее часть VI (в количестве 90 т/ч) поступает в емкость 10, из которой насосами 11 подается в линию нефти перед электродегидраторами 7. Очищенная пластовая вода поступает в резервуар 13, который служит для дегазации пластовых вод и в качестве буфера для работы насосной станции с насосами 15. Насосная станция подает очищенные пластовые воды VII на сооружения системы поддержания пластового давления. Нефть, уловленная в резервуарах 11, 12 и 13, отводится в подземную дренажную емкость, из которой погружными насосом перекачивается на прием технологических насосов 4.
Установка комплексной подготовки нефти (УКПН) представляет собой небольшой завод по первичной (промысловой) подготовке нефти (т.е. дегазация, обезвоживание, обессоливание, стабилизация). В сырую нефть (рис.6.4), поступающую по линии I, подается деэмульгатор (по линии II). Насосом 1 нефть направляется в теплообменник 2, в котором нагревается до 50 ¸ 60°С горячей стабильной нефтью, поступающей по линии III, после стабилизационной колонны 8. Подогретая нефть в отстойнике первой ступени обезвоживания 3 частично отделяется от воды и проходит через смеситель 4, где смешивается с пресной водой, поступающей по линии V, для отмывки солей, и направляется в отстойник второй ступени 5 и по линии VI в электродегидраторы 6.
Отделенная вода отводится по линиям IY. При необходимости улучшения степени обессоливания применяют несколько смесителей, отстойников и электродегидраторов, включенных последовательно. Обессоленная нефть насосом 14 направляется в отпарную часть стабилизационной колонны 8 через теплообменник 7. Нагрев нефти в теплообменнике 7 до 150¸160 0С осуществляется за счет тепла стабильной нефти, поступающей непосредственно снизу стабилизационной колонны 8.
В стабилизационной колонне происходит отделение легких фракций нефти, которые конденсируются и передаются на ГПЗ.
В нижней (отпарной) и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелочные устройства, которые способствуют более полному отделению легких фракций. Внизу отпарной части стабилизационной колонны поддерживается более высокая температура (до 240 0С), чем температура нефти, поступающей на вверх отпарной части. Температура поддерживается циркуляцией стабильной нефти из нижней части стабилизационной колонны через печь 13. Циркуляция стабильной нефти осуществляется насосом 12 по линии X. В печи 13 может также подогреваться часть нестабильной нефти, которая затем подается на вверх отпарной части колонны по линии XI. В результате нагрева из нефти интенсивно испаряются легкие фракции, которые поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны, где на тарелках происходит более четкое разделение на легкие и тяжелые углеводороды.
Пары легких углеводородов и газ по линии VII из стабилизационной колонны поступают в конденсатор-холодильник 9, где они охлаждаются до 30°С, основная их часть конденсируется и накапливается в емкости орошения 10. Газ и несконденсировавшиеся пары направляются по линии VIII на горелки печи 13. Конденсат (широкая фракция легких углеводородов) насосом 11 и перекачивается в емкости хранения, а часть по линии IX направляется вверх стабилизационной колонны на орошение.