ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ЗАДАЧИ АВТОМАТИЗАЦИИ

В добываемой нефти в зависимости от близости контурной или подошвенной воды к забою скважины содержание пластовой воды изменяется от нескольких до десятков процентов

Содержание в нефти воды и водных растворов минеральных со­леи приводит к увеличению расходов на ее транспорт, вызывает об­разование стойких нефтяных эмульсий и создает затруднения при пе­реработке нефти на нефтеперерабатывающих заводах. Согласно действующим ГОСТам, в товарной нефти содержание воды должно быть не более 1%, хлористых солей - не более 40 мг/л. Поэтому до­бываемая нефть подвергается на нефтяном промысле обработке заключающейся в обезвоживании и обессоливании. Такая обработка называется подготовкой нефти.

Из методов деэмульсации на промыслах наиболее распростране­ны термохимические. Более 80% всей добываемой нефти обрабаты­вается на термохимических установках. Блочное оборудование та­ких установок, выпускаемое заводами, поставляется на промыслы полностью автоматизированным, в отлаженном состоянии mohthdv-ется оно на месте в течение 15-20 дней. Разработана номенклатура блочного автоматизированного оборудования термохимических установок заводского изготовления: нагреватели-деэмульсаторы УДО-2М, УДО-3, СП-1000 «Тайфун» и др.

Принципиальная схема установки подготовки нефти (УПН) и воды (УПВ) показана на рис. 19.1. Обводненная нефть в виде эмульсии с частично растворенным в ней газом после I ступени сепарации, расположенной на ДНС, поступает в сборные коллекторы, а затем в общий коллектор, из которого направляется в коллек­тор — гаситель пульсаций 2. Перед этим коллектором по трубопрово­ду 40 вводят дренажную горячую воду, содержащую поверхностно-активные вещества (ПАВ), способствующие разрушению эмульсии. Затем эмульсия поступает в каплеобразователь 4 и далее в сепара­торы второй ступени 5, а выделившийся газ направляется в сборный газопровод 3, по которому транспортируется на газоперекачивающий завод (ГПЗ).

Далее газ проходит через турбосепаратор 10, где очищается от капельной взвеси. Вода по водоводу 39 автоматически сбрасывается в резервуаротостойник 36 с гидрофильным фильтром. Обводненную нефть из сепараторов направляют в теплообменники 6, в которых происходит предварительный нагрев нефтеводяной смеси горячей смесью, прошедшей блок нагрева 7 и теплоизолированные сепараторы 9.

Сепараторы предназначены для отделения газовой фазы, обра­зующейся в блоке нагрева 7, и интенсификации отделения воды от нефти в отстойниках 12. Вода из отстойников автоматически сбра­сывается в резервуар-отстойник 36, а нефть направляется в смеситель 14. В отстойниках практически получают обезвоженную нефть, содержащую воды не более 1%. На этой стадии процесс обезвожи­вания заканчивается.

При отделении минерализованной пластовой воды нефть одно­временно частично обессоливается. Однако в обезвоженной до 1 % нефти содержится порядка 2000—3000 мг/л солей, что недопустимо, так как может привести к коррозии трубопроводов и оборудования НПЗ. Для более глубокого обессоливания в поступившую в смеси­тель 14 обезвоженную нефть по линии 28 подается горячая пресная вода (от 2 до 5% к общему объему нефти). Для предотвращения образования эмульсии по линии 13 подается ПАВ. Пресная вода с ПАВ 'и обезвоженная нефть интенсивно перемешиваются и поступа­ют в каплеобразователь 15 для предварительного выделения воды. Затем для окончательного разделения смесь направляют в гермети­зированные теплоизолированные отстойники обессоливания 17. Ос­новное назначение смесителя 14 и каплеобразователя 15—создать условия, способствующие «захвату» каплями пресной воды соленых капель пластовой воды, оставшихся в нефти после ее обезвоживания.

Из отстойников обессоливания кондиционная нефть под собст­венным давлением через регулируемый штуцер 18 направляется в концевые сепараторы 20, в которых насосом-компрессором 19 поддер­живается вакуум. Из концевых сепараторов кондиционная нефть самотеком поступает в буферные емкости (резервуары) 22 и далее насосом 23 перекачивается через автоматизированную установку 24 учета товарной нефти. Если содержание воды и соли в нефти превы­шает допустимую норму, на установке учета будет автоматически перекрыт кран 26 и открыт кран 25. При этом некондиционная нефть снова будет направлена на обезвоживание и обессоливание. Кондиционная нефть проходит через расходомеры 27 типа «Норд» и далее, пройдя через сепаратор 29, поступает в резервуары 32 товар­ного парка и оттуда насосами 31 откачивается в магистральный нефтепровод 32.

Отделенная в отстойниках от нефти пластовая вода отводится по водоводу 35 в резервуар-отстойник 36. Из этого резервуара часть воды насосом 38 подается по линии 40 на вход коллектора—гаси­теля пульсаций, а большая часть ее откачивается насосом на кусто­вые насосные станции (КНС) системы поддержания пластовых дав­лений (ППД).

Задачей автоматизации технологического процесса является ав­томатическое поддержание уровня и давления в технологических ап­паратах, регулирование расхода водонефтяной эмульсии и промы­вочной воды, подача заданного объема химических реагентов и защита от аварийных режимов. Схемой автоматизации должен быть также предусмотрен автоматический контроль основных параметров технологического процесса.

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ БЛОЧНЫЕ УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Автоматизированная деэмульсационная установка «Тайфун 1-400» (рис. 19.2) состоит из блоков сепарационного, деэмульсационного и местной автоматики.

Сепарационный блок 2 представляет собой вертикальную емкость с гидроциклонным устройством. Деэмульсационный блок 1 собран в горизонтальной емкости на метал­лической раме. Внутри емкость разделена перегородками на отсеки: нагревательный I, отстойный II, нефте- и водосборный III и IV. В на­гревательном отсеке смонтированы два газонагревателя и перфори­рованный распределитель потока; в отстойном отсеке — емкость для хранения химреагента и расходомер 8 щелевого типа для измерения массы отстоявшейся нефти; в водосборном отсеке — регулируемый сифон 4 для поддержания межфазного уровня и регулятор уровня 5 типа РУМ-17. Такой же регулятор уровня установлен в нефтесборном отсеке.

Водонефтяная эмульсия или частично обезвоженная нефть с сепарационных установок поступает в сепарационный блок, в котором отделяется нефтяной газ. Затем эмульсия поступает в нагреватель­ный отсек, куда подается определенная доза химического реагента. Эмульсия, разбитая перфорированным распределителем на множе­ство мелких потоков, проходит вертикальным противотоком через слой горячей промывочной воды. При этом глобулы воды из эмуль­сии поглощаются этой водой. Далее эмульсия и выделившаяся вода поступают в отстойный отсек, где происходит гравитационный отстой воды. Обезвоженная нефть переливается в нефтесборный отсек и оттуда направляется в резервуар товарной нефти.

Отделившаяся вода под действием гидростатического давления через регулируемый сифон протекает в водосборный отсек, откуда передается на установку очистки воды для подготовки ее к закачке в нефтяные пласты.

Системой контроля и аварийной защиты обеспечиваются сигнали­зация при отклонении параметров от заданных значений и отклю­чение подачи газа на горелки. Процесс горения управляется термо­регулятором. Регуляторы давления и температуры и соленоидный клапан системы контроля процесса горения смонтированы на наруж­ных трубопроводах деэмульсационного блока. Контрольно-измери­тельные приборы собраны на отдельной панели.

Блок местной автоматики выполнен в виде отдельного шкафа, в котором смонтирована электрическая схема контроля управления и сигнализации. Производительность установки 46*10^-4 м³/с (~400 м³/сут).

Установка «Тайфун 1-1000» имеет производительность 115,7*10^-4 м³/с (~1000 м³/cyт). Схема ее приведена на рис. 19.3. Деэмульсационная часть установки собрана в горизонтальной ем­кости Е-1, разделенной поперечными перегородками на три основ­ных отсека. Два из них—А и Д, размещенные в торцах емкости, нагревательные. Они связаны между собой трубой, выведенной за пределы емкости, и оборудованы топочными устройствами с дымо­выми трубами. Среднюю часть емкости занимает отстойный отсек, внутри которого врезан баллон Е-4 с 30-суточным запасом чистого химического реагента. Снаружи на верхней части деэмульсационной емкости, смонтированной на раме, установлен горизонтальный сепа­ратор Е-2, оборудованный гидроциклонными устройствами.

Нефтегазовая смесь через гидроциклоны подается в сепаратор, откуда выделившийся газ отводится с установки в газовый коллек­тор, а нефть сливается в нагревательный отсек А. Из нижней части отсека нефть, разделенная перфорированными разделителями на множество мелких потоков, проникает в полость Б, заполненную го­рячей промывочной водой. Часть воды при этом выделяется из неф­ти и с помощью межфазного регулятора уровня отводится с уста­новки. Всплывающая нефть через щель в перегородке перетекает в сборную камеру, откуда действием избыточного давления вытесня­ется по соединительной трубе в нагревательный отсек. Здесь в по­лости Е осуществляется вторичная промывка эмульсии через слой горячей воды. Окончательное гравитационное разделение нефти и воды происходит в отстойном отсеке Н, откуда обезвоженная нефть через щель в перегородке перетекает в сборную камеру и через ис­полнительный механизм регулятора уровня отводится в резервуар товарной нефти. Отделившаяся в отстойном отсеке вода, содержа­щая некоторое количество неотработанного деэмульгатора, поступа­ет в камеру, откуда откачивается насосом Н-2 в линию сырой нефти перед входом ее на установку. Подача этого насоса регулируется автоматически с помощью исполнительного механизма регулятора уровня.

Раствор деэмульгатора готовится автоматически смешением чи­стого химического реагента, подаваемого дозировочным насосом Н-3 из баллона Е-4, с пластовой водой из отсека Н. В топках де­эмульсатора сжигается газ, выделившийся в процессе сепарации на установке. Для этого необходимое количество газа проходит через осушитель Е-3. На трубопроводах подвода газа к горелкам смонти­рованы регуляторы давления и температуры и соленоидный клапан для аварийного отключения. Процесс горения регулируется по тем­пературе жидкости в отсеках Б и А. Аппаратура управления установ­кой собрана в блоке местной автоматики.

Автоматизированная блочная деэмульсационная установка УДО-2М отличается высокой производительностью.

Производительность ее при обводненности поступающей водонефтяной эмульсии, равной 30%, до 2000 т/сут.

Установка состоит из блоков: теплообменника, нагрева и отстоя, местной автоматики и реагентного хозяйства.

В водонефтяную смесь перед входом в теплообменник при по­мощи насоса вводится деэмульгатор. После теплообменника смесь поступает в блок нагрева и отстоя (рис. 19.4), представляющий со­бой горизонтальную емкость, разделенную перегородками на три отсека. В первом I и втором II отсеках имеются нагревательные трубы, внутри которых установлены инжекционные газовые горелки. Водонефтяная смесь поступает сначала в I отсек, где нагревается до температуры 90 °С. При этом здесь происходит частичное обезвожи­вание. Выпавшая вода накапливается в нижней части отсека и пе­риодически направляется на К.ССУ.

Частично обезвоженная нефть переливается по перепускному трубопроводу во II отсек, где продолжается аналогичный термохи­мический процесс обезвоживания. Затем по перфорированной трубе она поступает в III отсек, где проходит через слой несмолистой древесины и окончательно обезвоживается. Горячая обезвоженная нефть поступает в теплообменник, где отдает тепло встречному пото­ку неподготовленной нефти, охлаждается и поступает на установки учета товарной нефти.

Для обессоливания безводных нефтей они в специальном устрой­стве смешиваются с пресной водой. Полученная при этом искусст­венная эмульсия затем разрушается в УДО-2М, а выпавшая вода промывает нефть, растворяет ее соли и сбрасывается. Выделивший­ся при нагревании эмульсионной нефти газ поступает на компрес­сорную станцию. Часть этого газа очищается и используется в топ­ках установки УДО-2М.

Автоматическое регулирование температуры осуществляется тер­морегулятором 6 прямого действия типа РТ-50 с термобаллоном в качестве чувствительного элемента. Клапаны 2 и 4 регулятора и отсекатель 3 установлены на линии подачи газа к форсункам. Давле­ние газа регулируется регулятором 1 прямого действия. Уровень раздела фаз (воды—нефть) поддерживается механическими регу­ляторами поплавкового типа, которые управляют заслонками, уста­новленными на дренажных патрубках.

При угрозе аварии установка может быть выключена по сигна­лам датчиков предельного давления и предельного уровня. При этом на диспетчерский пункт поступит общий аварийный сигнал. В качестве датчика предельного давления используется электрокон­тактный манометр 5 типа ВЭ-16, а в качестве датчика предельного уровня — поплавковый уровнемер с микропереключателем.

Вторичные приборы автоматики и узел телемеханики размещены в отдельном блоке местной автоматики.