Целью расчёта является определение количества электродегидраторов выбранного типа для обеспечения процесса окончательного обезвоживания эмульсии.
Скорость свободного осаждения капель воды при ламинарном режиме движения этих капель рассчитывается по уравнению Стокса (м/с):
где ρв и ρн – соответственно плотность воды и нефти, кг/м3;
µн – динамическая вязкость нефти, Па·с.
Диаметр капель воды принимается равным d = 300 мкм.
Проверяется режим движения капель:
Определяющий размер в критерии Рейнольдса в данном случае – это диаметр капель воды d.
Если критерий Re < 2, то движение капель воды происходит в ламинарном режиме, т.е. в области действия уравнения Стокса.
Эмульсия движется в электродегидраторе снизу вверх, поэтому для гарантированного осаждения капель воды линейная скорость движения эмульсии должна быть меньше скорости свободного осаждения этих капель. В расчётах линейную скорость подъёма эмульсии w эм в аппарате принимается минимум в два раза меньше скорости свободного осаждения капель воды w о (м/с):
Тогда фактическая скорость осаждения капель воды w ос в поднимающемся потоке эмульсии (м/с):
Время, необходимое для осаждения капель воды в аппарате (с):
где h эм – высота слоя эмульсии в электродегидраторе, м.
Высота слоя эмульсии определяется из выражения:
где R – радиус электродегидратора, м;
h в – высота водяной подушки, м.
В электродегидраторах ЭГ-160 и ЭГ-200 диаметр составляет D = 3,4 м (радиус R = 1,7 м), высота водяной подушки h в = 1 м.
Время пребывания эмульсии в аппарате (с):
Для эффективного расслоения эмульсии в электродегидраторе должно соблюдаться условие:
Максимальная производительность электродегидратора по эмульсии (м3/с):
где S эл – площадь поперечного сечения электродегидратора, м2.
где D и L – соответственно диаметр и длина электродегидратора, м. Эти конструктивные размеры зависят от типа выбранного стандартного аппарата.
Необходимое количество электродегидраторов:
где V общ – общий объёмный расход эмульсии, поступающей на стадию электрообезвоживания, м3/с.
Полученное значение n округляется в большую сторону до целого числа. Это и будет рабочее число аппаратов.
10. технологическое проектирование объектов сбора и подготовки нефти
Общие положения
При проектировании систем промыслового сбора и подготовки нефти необходимо придерживаться следующих основных требований.
1. Система сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды должна обеспечивать оптимальную централизацию объектов технологического комплекса на территории или в районе наиболее крупного месторождения.
2. При обустройстве крупных месторождений и группы месторождений небольших по площади и рассредоточенных по территории нефтяного района допускается децентрализованное размещение технологических объектов и сооружений (УПСВ, сепарационных установок, ДНС, КС). Оптимальность принятых решений должна быть подтверждена технико-экономическим сопоставлением вариантов обустройства.
3. Технологический комплекс сбора, подготовки нефти, газа и пластовой воды включает в себя технологические процессы получения товарной продукции заданного качества и транспорта нефти от скважин до сооружений магистрального транспорта или до нефтеперерабатывающего завода, транспорта газа от пунктов сепарации до сооружений магистрального транспорта газа или до газоперерабатывающего завода; транспорта пластовой воды от пунктов отделения воды от нефти до пунктов её использования.
4. Применение герметизированных систем сбора, подготовки, транспорта, учёта нефти, попутного газа и пластовых вод на всём пути движения от скважины до потребителей.
5. Однотрубный герметизированный сбор нефти и попутного газа до пунктов первой ступени сепарации нефти.
6. Подогрев продукции скважин при невозможности её сбора и транспорта при обычных температурах.
7. Максимальное применение бескомпрессорного транспорта попутного газа первой ступени сепарации до ГПЗ или головных компрессорных станций.
8. Транспорт нефти до центрального пункта от скважин или от ДНС в газонасыщенном состоянии.
9. Проектирование центральных пунктов сбора и подготовки нефти с компоновкой оборудования в едином технологическом блоке с этажным расположением технологического оборудования.
10. Обезвоживание и обессоливание предварительно обезвоженной нефти на центральном пункте в газонасыщенном состоянии с последующей сепарацией (при необходимости термической) на концевых ступенях.
11. Технология проведения отдельных процессов, основные технологические параметры подготовки нефти (время, температура, расход деэмульгатора и др.), газа и воды, материал труб, оборудования должны приниматься по данным научно-исследовательских институтов. Эти материалы должны представляться до начала проектирования проектным организациям.
12. Комплексная автоматизация и телемеханизация всех технологических процессов.
13. Режим работы систем сбора и транспорта продукции скважин непрерывный, круглосуточный, с расчётной продолжительностью технологического процесса 365 суток.
Сепарационные установки
1. Предназначены для отделения попутного газа от нефти как без предварительного обезвоживания, так и с ним.
2. В конечных участках трубопроводов перед сепарационными установками должно предусматриваться расслоение структуры течения.
3. Необходимо обеспечить оптимальные условия ввода продукции в сепараторы с учётом структуры течения потока.
4. Необходимо предусматривать отделение газа от капельной жидкости в отдельных каплеуловителях или газосепараторах.
5. Количество ступеней и давление сепарации определяется с учётом энергии пласта, свойств нефти, схемы последующей подготовки нефти.
6. Сепарационные установки одной ступени сепарации должны иметь однотипные аппараты.
7. В составе сепарационных установок должны предусматриваться:
а) узел распределения потока по сепараторам;
б) блок сепараторов;
в) узел предварительного отбора газа (компенсатор-депульсатор);
г) выносной каплеуловитель (газосепаратор);
д) факел для аварийного сжигания газа;
е) ёмкость-сборник.
Дожимные насосные станции
Технологический комплекс сооружений ДНС должен обеспечивать:
1) первую ступень сепарации нефти;
2) предварительное обезвоживание нефти при необходимости;
3) нагрев при необходимости продукции скважин;
4) транспорт газонасыщенной нефти до центрального пункта;
5) бескомпрессорный транспорт газа первой ступени сепарации;
6) транспорт подготовленной воды в систему поддержания пластового давления (при наличии процесса предварительного сброса воды);
7) закачку ингибиторов коррозии и деэмульгаторов.
В состав ДНС должны входить:
1) блок предварительного отбора газа;
2) блок сепарации нефти;
3) блок насосной (с буферной ёмкостью);
4) блок предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;
5) блок аварийных ёмкостей;
6) блок замера нефти, газа и воды;
7) блок компрессорной воздуха для питания приборов контроля и автоматики;
8) блок нагрева продукции скважин (при необходимости);
9) блок реагентного хозяйства для закачки деэмульгатора перед первой ступенью сепарации;
10) блок закачки ингибиторов в нефтепроводы и газопроводы;
11) ёмкость дренажная подземная.
При проектировании ДНС необходимо предусматривать следующие требования.
1. Одна технологическая линия.
2. Мощность ДНС рассчитывается по году максимальной добычи нефти.
3. Производительность ДНС по выходу жидкости после предварительного сброса воды не должна превышать 3 млн. т в год.
4. Компоновка оборудования для основных технологических операций в едином технологическом блоке с этажным расположением оборудования.
5. Сепарация нефти с предварительным отбором газа.
6. Предварительное обезвоживание и очистка пластовой воды в герметизированных аппаратах при давлении первой ступени сепарации и по возможности при температуре поступающего сырья.
7. Для Западной Сибири допускается наличие аварийных горизонтальных ёмкостей с объёмом до 8-12-часового поступления сырья. При количестве более шести горизонтальных ёмкостей с объёмом 200 м3 каждая в качестве аварийных использовать резервуары типа РВС с объёмом не более 3000 м3 каждый.
8. Концевая сепарационная установка с горизонтальным сепаратором на постаменте для самотечного слива в РВС.
9. При числе рабочих насосов до пяти иметь один резервный, а при числе рабочих насосов более пяти – два резервных насоса.
10.4. Центральный пункт подготовки нефти
Центральный пункт подготовки нефти должен обеспечить следующие технологические операции.
1. Приём и предварительное разделение поступающей продукции.
2. Приём и учёт продукции от ближайших скважин.
3. Подготовку нефти.
4. Подготовку и утилизацию пластовой воды.
5. Приём и учёт товарной нефти.
6. Подачу товарной нефти на сооружения магистрального транспорта.
7. Приём и подготовку газа к транспорту.
При проектировании центрального пункта необходимо соблюдать следующие требования.
1. При мощности ЦППН 6 млн. т в год и более по товарной нефти предусматриваются самостоятельные технологические линии по 3 млн. т в год товарной нефти. При этом объекты подсобно-вспомогательного назначения проектируются общими на суммарную мощность.
2. Технологические расчёты и выбор оборудования одной установки подготовки нефти должны производиться на основе данных материального баланса с учётом резерва мощности установки до 20%, включая резерв мощности для повторной подготовки некондиционной нефти.
3. Общая мощность всех технологических линий должна обеспечить 70% расчётной мощности ЦППН при аварийной остановке одной технологической линии с учётом резерва мощности для повторной подготовки некондиционной нефти.
4. При трёх технологических линиях и более коэффициент 0,7 в расчётах не учитывается, а ёмкостная аппаратура устанавливается без резерва.
5. ЦППН и УПН проектируются из расчёта работы 350 суток (8400 часов) в году.
6. Мощность ЦППН или УПН определяется по товарной нефти.
7. Поступающая продукция должна подаваться через все аппараты за счёт максимального использования энергетических возможностей пласта или насосов механизированной добычи, ДНС.
8. Оборудование должно располагаться в едином технологическом узле с этажной компоновкой аппаратов.
9. Выбирать аппараты, в которых производится совместная подготовка нефти и воды.
10. Выбирать ёмкостную аппаратуру с большой единичной мощностью.
11. Теплообменная аппаратура установок подготовки нефти должна иметь резерв на случай отключения одного из аппаратов в связи с текущим ремонтом.
12. Допускается принимать вместо одной печи две, но суммарная их мощность не должна превышать в 1,5 раза расчётную мощность.
13. При количестве печей три и более необходимо предусматривать резерв мощности на случай выхода из стоя одной из печи.
14. При числе рабочих насосов (компрессоров) от одного до пяти предусматривать один резервный насос (компрессор).
15. Для насосов (компрессоров), работающих периодически, резерв не предусматривается.
16. Объём аварийной (дренажной) ёмкости должен составлять не менее 30% от суммарного объёма продукта, находящегося в оборудовании, но не менее объёма наибольшего аппарата.
17. Сброс некондиционной нефти с УПН следует предусматривать в сырьевые резервуары.
18. Запас сырья в резервуарном парке и объём товарной нефти в товарном парке должен быть суточный.
19. Высота факельного ствола должна быть не менее 20 метров, а если газы содержат сероводород – не менее 30 метров.
10.5. Установки предварительного сброса воды
Установки УПСВ могут быть в составе ДНС или ЦППН и предусматриваются при обводнённости нефти не менее 15…20% масс. При проектировании УПСВ необходимо учитывать следующие требования.
1. Содержание воды в нефти после УПСВ должно быть не более 5…10% масс.
2. До поступления эмульсии в отстойники предусматривать внутритрубную деэмульсацию.
3. Сепарация газа от жидкости должна производиться с предварительным отбором газа.
4. Вводить деэмульгатор необходимо перед первой ступенью сепарации.
5. В случае необходимости перед первой ступенью сепарации предусматривать возможность подачи воды для растворения солей.
6. Процесс должен осуществляться по возможности без дополнительного нагрева, с применением деэмульгаторов, которые эффективны при умеренных и низких температурах.
7. Процесс должен осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. Сбрасываемая вода должна по возможности иметь качество, позволяющее её закачку в пласт без дополнительной очистки (предусматривать только дегазацию воды).
8. Пластовая вода должна под собственным давлением поступать с УПСВ на приём КНС или на очистные сооружения.
9. Для уменьшения потерь тепла необходимо предусматривать теплоизоляцию аппаратов и трубопроводов.
10.6. Установки подготовки нефти
Установки подготовки нефти должны обеспечивать следующие технологические операции:
1) глубокое обезвоживание нефти;
2) обессоливание нефти;
3) снижение ДНП нефти;
4) приём некондиционной нефти и подачу её на повторную подготовку.
При проектировании УПН на основании технико-экономических расчётов выбирается один из двух вариантов:
1) подготовка нефти в газонасыщенном состоянии за счёт энергии пласта, насосов ДНС или насосов механизированной добычи через все аппараты УПН;
2) подготовка разгазированной нефти путём подачи её сырьевыми насосами через все аппараты УПН.
Для снижения энергозатрат необходимо предусматривать теплоизоляцию аппаратов и трубопроводов, проводить обезвоживание по возможности без дополнительного нагрева в присутствии деэмульгаторов, работающих эффективно при низких температурах.
Для нефтей с высоким содержанием углеводородных газов необходимо предусматривать стабилизацию нефти.
11. Принципиальные технологические схемы установок подготовки нефти
Дата: 2019-02-19, просмотров: 649.
