Горизонтальные
сепараторы имеют ряд преимуществ
перед вертикальными: большую пропускную
способность и более высокий эффект сепарации.
Принцип работы горизонтальных сепараторов
аналогичен вертикальным. Но за счет того,
что в горизонтальных сепараторах капли
жидкости падают перпендикулярно к потоку
газа, а не навстречу ему, как в вертикальных
сепараторах, горизонтальные сепараторы
имеют большую пропускную способность.
Для повышения
эффективности процесса сепарации
в горизонтальных сепараторах
используют гидроциклонные устройства
и предварительный отбор газа
перед входом в сепаратор. В
гидроциклоне входящий газожидкостный
поток приводится во вращательное
движение, капли нефти как более
тяжелые под давлением центробежной
силы отбрасываются на стенки
трубы, а газовая струя перемещается
в корпусе сепаратора. Горизонтальный
сепаратор с предварительным
отбором газа отличается тем,
что нефтегазовая смесь вводится
в корпус сепаратора по наклонным
участкам трубопровода (рис. 4.4). Уклон
входного трубопровода 1- 10÷150. При
подъеме и последующем спуске
по входному трубопроводу происходит
разделение жидкости и газа, и
газ по газоотводящим трубкам
отводится к каплеулавливателю и
после этого направляется в газовод, вместе
с газом, отделенным в корпусе сепаратора,
направляется на ГПЗ. Обезвоживание и
обессоливание нефти – взаимосвязанные
процессы, т.к. основная масса солей сосредоточена
в пластовой воде и удаление воды приводит
одновременно к обессоливанию нефти.
Обезвоживание
нефти затруднено тем, что нефть
и вода образуют стойкие эмульсии
типа "вода в нефти". В этом
случае вода диспергирует в нефтяной
среде на мельчайшие капли, образуя стойкую
эмульсию. Следовательно, для обезвоживания
и обессоливания нефти необходимо отделить
от нее эти мельчайшие капли воды и удалить
воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания
нефти используют следующие технологические
процессы: гравитационный отстой нефти,
горячий отстой нефти, термохимические
методы, электрообессоливание и электрообезвоживание
нефти. Наиболее прост по технологии процесс
гравитационного отстоя. В этом случае
нефтью заполняют резервуары и выдерживают
определенное время (48 ч и более). Во время
выдержки происходят процессы коагуляции
капель воды, и более крупные и тяжелые
капли воды под действием сил тяжести
(гравитации) оседают на дно и скапливаются
в виде слоя подтоварной воды.
Однако гравитационный
процесс отстоя холодной нефти
- малопроизводительный и недостаточно
эффективный метод обезвоживания
нефти. Более эффективен горячий
отстой обводненной нефти, когда
за счет предварительного нагрева
нефти до температуры 50 -700С
значительно облегчаются процессы
коагуляции капель воды и ускоряется
обезвоживание нефти при отстое.
Недостатком гравитационных методов
обезвоживания является его малая
эффективность.
Более эффективны
методы химические, термохимические,
а также электрообезвоживание и
обессоливание. При химических методах
в обводненную нефть вводят специальные
вещества, называемые деэмульгаторами.
В качестве деэмульгаторов используют
ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших
количествах от 5¸10 до 50¸60 г на 1 т нефти.
Наилучшие результаты показывают так
называемые неионогенные ПАВ, которые
в нефти не распадаются на анионы и катионы.
Это такие вещества, как дисолваны,
сепаролы, дипроксилины и др. Деэмульгаторы
адсорбируются на поверхности раздела
фаз "нефть-вода" и вытесняют или
заменяют менее поверхностно-активные
природные эмульгаторы, содержащиеся
в жидкости. Причем пленка, образующаяся
на поверхности капель воды, непрочная,
что отмечает слияние мелких капель в
крупные, т.е. процесс коалесценции. Крупные
капли влаги легко оседают на дно резервуара.
Эффективность и скорость химического
обезвоживания значительно повышается
за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических
методах, за счет снижения вязкости нефти
при нагреве и облегчения процесса коалесценции
капель воды.
Наиболее низкое
остаточное содержание воды достигается
при использовании электрических
методов обезвоживания и обессоливания.
Электрообезвоживание и электро-обессоливание
нефти связаны с пропусканием нефти через
специальные аппараты-электродегидраторы,
где нефть проходит между электродами,
создающими электрическое поле высокого
напряжения (20¸30 кВ). Для повышения скорости
электрообезвоживания нефть предварительно
подогревают до температуры 50¸70°С. При
хранении такой нефти в резервуарах, при
транспортировке ее по трубопроводам,
в цистернах по железной дороге или водным
путем значительная часть этих углеводородов
теряется за счет испарения. Легкие углеводороды
являются инициаторами интенсивного испарения
нефти, так как они увлекают за собой и
более тяжелые углеводороды.
В то же время
легкие углеводороды являются
ценным сырьем и топливом (легкие
бензины). Поэтому перед подачей
нефти из нее извлекают легкие
низкокипящие углеводороды. Эта
технологическая операция и называется
стабилизацией нефти. Для стабилизации
нефти ее подвергают ректификации
или горячей сепарации. Наиболее
простой и более широко применяемой
в промысловой подготовке нефти
является горячая сепарация, выполняемая
на специальной стабилизационной
установке. При горячей сепарации
нефть предварительно подогревают
в специальных нагревателях и
подают в сепаратор, обычно
горизонтальный. В сепаратор из
подогретой до 40¸800С нефти активно
испаряются легкие углеводороды,
которые отсасываются компрессором
и через холодильную установку
и бензосепаратор направляются в сборный
газопровод. В бензосепараторе от легкой
фракции дополнительно отделяют за счет
конденсации тяжелые углеводороды.
Вода, отделенная
от нефти на УКПН, поступает
на УПВ, расположенную также на ЦПС.
Особенно большое количество воды отделяют
от нефти на завершающей стадии эксплуатации
нефтяных месторождений, когда содержание
воды в нефти может достигать до 80%, т.е.
с каждым кубометром нефти извлекается
4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от
нефти, содержит механические примеси,
капли нефти, гидраты закиси и окиси железа
и большое количество солей. Механические
примеси забивают поры в продуктивных
пластах и препятствуют проникновению
воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно,
приводят к нарушению контакта "вода-нефть"
в пласте и снижению эффективности поддержания
пластового давления. Этому же способствуют
и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок.
Соли, содержащиеся в воде, способствуют
коррозии трубопроводов и оборудования.
Поэтому сточные воды, отделенные от нефти
на УКПН, необходимо очистить от механических
примесей, капель нефти, гидратов окиси
железа и солей, и только после этого закачивать
в продуктивные пласты. Допустимые содержания
в закачиваемой воде механических примесей,
нефти, соединений железа устанавливают
конкретно для каждого нефтяного месторождения.
Для очистки сточных вод применяют закрытую
(герметизированную) систему очистки.
В герметизированной
системе в основном используют
три метода: отстой, фильтрования
и флотацию. Метод отстоя основан
на гравитационном разделении
твердых частиц механических
примесей, капель нефти и воды.
Процесс отстоя проводят в
горизонтальных аппаратах - отстойниках
или вертикальных резервуарах-отстойниках.
Метод фильтрования основан на
прохождении загрязненной пластовой
воды через гидрофобный фильтрующий
слой, например через гранулы
полиэтилена. Гранулы полиэтилена
«захватывают» капельки нефти
и частицы механических примесей
и свободно пропускают воду. Метод
флотации основан на одноименном
явлении, когда пузырьки воздуха
или газа, проходя через слой
загрязненной воды снизу вверх,
осаждаются на поверхности твердых
частиц, капель нефти и способствуют
их всплытию на поверхность.
Очистку сточных вод осуществляют
на установках очистки вод
типа УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000 и УОВ-10000,
имеющих пропускную способность
соответственно 750, 1500, 3000 и 10000 м3/сут.
Следует отметить, что установка УОВ-10000
состоит из трех установок УОВ-3000. Каждая
такая установка состоит из четырех блоков:
отстойника, флотации, сепарации и насосного.
Вместе с очищенной
пластовой водой в продуктивные
пласты для поддержания пластового
давления закачивают пресную
воду, полученную из двух источников:
подземных (артезианских скважин)
и открытых водоемов (рек). Грунтовые
воды, добываемые из артезианских
скважин, отличаются высокой степенью
чистоты и во многих случаях
не требуют глубокой очистки
перед закачкой в пласты. В
то же время вода открытых
водоемов значительно загрязнена
глинистыми частицами, соединениями
железа, микроорганизмами и требует
дополнительной очистки. В настоящее
время применяют два вида забора
воды из открытых водоемов: подрусловый
и открытый. При подрусловом методе воду
забирают ниже дна реки - " под руслом".
Для этого в пойме реки пробуривают скважины
глубиной 20-30 м диаметром 300 мм. Эти скважины
обязательно проходят через слой песчаного
грунта. Скважину укрепляют обсадными
трубами с отверстиями на спицах и в них
опускают водозаборные трубы диаметром
200 мм. В каждом случае получают как бы
два сообщающихся сосуда - "река - скважина",
разделенных естественным фильтром (слоем
песчаного грунта). Вода из реки профильтровывается
через песок и накапливается в скважине.
Приток воды из скважины форсируется вакуум-насосом
или водоподъемным насосом и подается
на кустовую насосную станцию (КНС). При
открытом методе воду с помощью насосов
первого подъема откачивают из реки и
подают на водоочистную станцию, где она
проходит цикл очистки и попадает в отстойник.
В отстойнике с помощью реагентов-коагуляторов
частицы механических примесей и соединений
железа выводятся в осадок. Окончательная
очистка воды происходит в фильтрах, где
в качестве фильтрирующих материалов
используют чистый песок или мелкий уголь.
Все оборудование
системы сбора и подготовки
нефти и воды поставляют в
комплектно-блочном исполнении в
виде полностью готовых блоков
и суперблоков.
Возможно вас заинтересует:
Автоматизированная
система управления центральным
пунктом подготовки нефти (далее "ЦППН")
предназначена для: повышения эффективности
управления и учета нефтепродуктов;
сокращения количества аварийных ситуаций
и времени простоя оборудования
для достижения его оптимальной
загрузки; снижения затрат на ремонт оборудования
за счет оперативного выявления его
неисправностей и уменьшения трудоемкости
эксплуатации оборудования; повышения
производительности и улучшения
условий труда персонала, занятого
управлением, сбором и анализом информации;
оперативной передачи данных технологического
процесса в экономические процессы организации
производства.
Состав и краткая
характеристика объекта автоматизации
Объект управления
включает в себя:
сепараторы нефти
I, II и III ступени;
газовые сепараторы;
сборники конденсата
на факельных коллекторах;
отстойники;
буферные емкости;
насосные подтоварной
воды;
насосные внутренней
перекачки нефти;
насосные внешнего транспорта
нефти;
узлы учета нефти
(УУН), воды (УУВ), газа (УУГ);
дренажные емкости;
резервуарный парк;
резервуары противопожарного
запаса воды;
установка предварительного
сброса воды (УПСВ);
установки подготовки
нефти (УПН) (печи ПТБ-10, емкости горячей
сепарации, электродегидраторы).
Функции АСУ
К основным функциям
АСУ относятся:
автоматический контроль
и управление технологическими процессами
подготовки и хранения нефтепродуктов
на ЦППН;
осуществление диалога
"АСУ-оператор";
визуализация хода
технологического процесса в реальном
масштабе времени на автоматизированных
рабочих местах (АРМ) операторов и
табло отображения информации;
формирование архивных
данных;
обмен информацией
с АСУ предприятия.
Разработка территориально-распределенных
автоматизированных систем сбора, обработки
данных и управления технологическим
процессом требует применения специальных
решений построения сетей передачи
данных.АСУ строится по иерархическому
принципу и имеет многоуровневую структуру.
Структура АСУ приведена на рисунке 1.
В АСУ выделяется
пять уровней иерархии:
нижний уровень -
уровень датчиков и исполнительных
механизмов;
средний уровень - уровень
контроллеров микропроцессорных (КМ);
связной уровень - уровень
промышленных компьютеров-сборщиков (ПКС);
оперативный уровень
- уровень операторских станций;
административный
уровень - уровень диспетчерских
станций.
Оборудование двух
нижних уровней (уровня датчиков и исполнительных
механизмов, уровня КМ) образует систему
сбора данных (ССД).
ССД реализует сбор
и предварительную обработку
измерительной информации от датчиков,
формирование и выдачу управляющих
воздействий на исполнительные механизмы.Датчики
и исполнительные механизмы располагаются
непосредственно на технологическом оборудовании.
Их конструкция и исполнение позволяют
им устойчиво и безопасно функционировать
при самых неблагоприятных погодных условиях,
а также во взрывоопасных зонах. Связь
датчиков с вторичным прибором осуществляется
с помощью экранированного четырехпроводного
кабеля. Для повышения устойчивости датчиков
к промышленным помехам применен кабель
типа КМВЭВ-3 (две витые пары в экране).
Контроллеры, а также
вторичные приборы располагаются
в нескольких местных пунктах
управления (МПУ), расположенных на
территории ЦППН таким образом, чтобы
минимизировать затраты на прокладку
кабеля и снизить влияние помех.
Исполнение МПУ - капитальное, утепленное.
Оборудование, установленное в МПУ,
несет функции сбора и обработки информации,
а также формирования управляющих воздействий
для исполнительных механизмов. Оно обеспечивает
управление технологическим процессом
и оборудованием в соответствии с заданными
алгоритмами функционирования и системой
аварийных защит и сигнализации.
Передача информации
от контроллеров на следующий уровень
и прием команд управления осуществляется
с использованием стандартных интерфейсов
RS-485/422/232 и протокола Modbus RTU.
Основой бесперебойного
функционирования комплекса является
компьютер в промышленном исполнении,
устанавливаемый в помещениях МПУ.
На него возлагаются все основные
функции по сбору информации с
контроллеров предыдущего уровня, математической
обработке данных, архивированию
и автоматическому управлению передачей
данных. Данный уровень оборудования
может функционировать автономно
и, при отсутствии связи с верхним
уровнем, способен работать определенное
время без потери информации и
осуществлять автономное управление.
Использование компьютеров-сборщиков
и их размещение непосредственно
в МПУ позволяет реализовать
основные функции управления технологическим
процессом (ТП) и обеспечить сохранность
необходимой информации даже при
нарушениях обмена с локальной вычислительной
сетью (ЛВС) ЦППН.