книги из ГПНТБ / Тронов В.П. Обезвоживание и обессоливание нефти из опыта работы об-ния Татнефть
.pdfТип у стан о вки
БАС -1 . . . .
У П С -2000/6 . .
У П С -3000/6 . . (в ар и ан т у с та н овки в одном б л о к е) . . . .
1О б в о д н ен
Л| ностьЧ Ч
<и s 5 |
п р о д у к ц и и , |
|
Н s- >, |
||
Я * U |
|
% |
П р о и зв о н ость ПС кости , п, |
|
|
п о сту паю щ ей |
в ы х о д я щ ей с у ста н о вки |
2500 от 30 не более и 20
более
2000 до 90 до 30
3000 до 90 до 30
QJ
О
2
4 аксимаМ
<ы
Я
Я
£>
|
=г ,е
р а б о ч е к г / с м 2
6
5
6
|
Т а б л и ц а |
6 |
|||
Я |
|
> Я |
|
||
|
я |
* |
|
|
|
н |
5 |
О CQ |
|
||
U |
н |
о |
|
|
|
О |
и |
и |
я |
|
|
££ |
5 |
|
|
|
|
Я |
|
h |
• |
||
|
; |
||||
<Х) |
ухойС в |
аводскЗ |
остьм у< руб.сты |
||
5 |
|||||
О) |
|
|
|
|
|
J3 |
|
|
|
|
|
О 3 |
|
|
|
|
|
100 |
3 1 ,3 |
|
30 |
|
|
100 |
2 6 ,4 |
3 7 ,5 |
|
||
200 |
4 5 ,7 |
4 9 |
,2 |
|
ров РВС-2000, РВС-5000 при обводненности поступаю щей нефти от 20 до 55% (табл. 7). Анализируя данные таблицы, можно констатировать следующее:
— производительность по жидкости одного аппарата предварительного сброса при нормальном осуществле нии процесса находится в пределах:
РВС-5000—10 тыс. т1сут, РВС-2000—5 тыс. т/сут,
что соответствует времени пребывания жидкости в аппа
рате |
6—7 часов. Повышение загрузки аппаратов |
выше |
этих |
пределов нарушает стабильность процесса и ведет |
|
к увеличению содержания нефти в сбрасываемой |
дре |
|
нажной воде; |
|
—отделение воды идет удовлетворительно при темпе ратуре водонефтяной смеси не ниже 20—25° С. Снижение температуры вызывает ухудшение процесса отстоя как по качеству нефти, гак и по качеству сбрасываемой дре нажной воды (УПС Павловского ТП);
—заблаговременный (за 0,6—1 км до резервуаров) ввод дренажной воды в нефтепровод резко улучшает качественные и количественные показатели процесса за счет путевых эффектов разрушения эмульсии в нефте
проводе (УПС Кама-Исмагиловского и Горкинского
60
ТП) и взаимной очистки воды и нефти в процессе дви жения по трубопроводу.
Из сравнения данных, представленных в табл. 7, ка залось бы, что предварительный сброс в горизонтальных цилиндрических емкостях более экономичен, чем в РВС,
так как показатель |
производительности |
аппаратов |
на |
1 мг полезной емкости у горизонтальных |
аппаратов |
(по |
|
паспортным данным) |
объемом 100, 200 м3 в несколько |
раз выше, чем у резервуаров РВС-2000, РВС-5000. Одна ко при более внимательном рассмотрении это оказывает ся Fie так. Ниже приводятся сравнительные данные об эффективности предварительного сброса пластовых вод из технологических резервуаров и булитов по основным технико-экономическим показателям. Поскольку гори зонтальные аппараты предварительного сброса БАС-1, УПС-2000/6, УПС-3000/6 на эмульсиях «вода в нефти» широко не испытаны, для сравнения взяты их паспорт ные данные.
Основными показателями при сравнении различных аппаратов предварительного сброса являются:
—удельная капиталоемкость;
—удельная металлоемкость;
—возможность саморегулирования технологического процесса, объем автоматизации и простота обслужи вания;
—качество получаемой нефти и воды. Влияние на техно логию последующих процессов подготовки нефти и очистки воды;
—рабочее давление аппарата. Герметизация процесса и абсолютная величина потерь головных углеводородов';
— уровень индустриализации строительства. Фактор времени строительства.
Капиталоемкость и металлоемкость. В таблице 8 при
водятся показатели удельных капиталовложений и ме таллоемкости аппаратов предварительного сброса воды различных типов. Сравнение капиталовложений проведе но по прямым затратам, на строительство объектов БАС-1 и УПС-2000/6— на Северо-Альметьевском товар ном napis;e, УПС-3000/6— па Лениногорском товарном парке, РВС-2000, РВС-5000— на Павловском товарном парке. Указанные в табл. 8 капиталовложения по аппа ратам БАС-1, УПС-2000/6, УПС-3000/6 включают: строи тельство бетонной площадки, оборудование и монтаж
61
Наименование |
Тип и |
установки |
емкость |
(товарного |
резер |
парка) |
вуаров |
Карабашский . . |
РВС-2000 |
Кама-Исмагилов- |
РВС-5000 |
с к и й .................... |
|
Горкинский . . |
РВС-2000 |
|
РВС-2000 |
|
РВС-2000 |
Павловский . . . |
РВС-5000 |
Вирючевский . . |
РВС-5000 |
Мнннибаевский . |
РВС-5000 |
Альметьевский . |
РВС-5000 |
Тихоновский . . |
РВС-5000 |
СевероАльметьевский . РВС-5000
РВС-2000
|
Поступающая |
|
|
жидкость |
|
Количество резервуаров |
количество, т / с у т |
обводнен ность, % |
2 |
8000—9500 |
35-38 |
2 |
19500—20000 |
30 |
2 |
9500—10000 |
20 |
2 |
5500—6000 |
38 |
4 |
14500—15000 |
30 |
2 |
34000 |
40 |
1 |
12000 |
35 |
4 |
37000 |
55,0 |
3 |
13000 |
50,0 |
2 |
11000 |
36,0 |
4 |
19000 |
30,0 |
2 |
16000 |
20,0 |
|
Добавляемая |
дренажная |
|
||||
|
|
вода |
дренажной воды в н/провод от резер вуаров |
Температура жидкости в резервуаре, °С |
|||
Обводненност выходящей жидкости, % |
количество, м 3/ с у т |
температура, °С |
места ввода |
||||
26 |
1200— 50—55 |
Перед ре |
18—20 |
||||
|
—1500 |
|
зервуаром |
|
|||
12 |
3600— |
60 |
В нефтепро |
18 |
|||
|
—4200 |
|
вод 0 |
600 м м |
|
||
|
|
|
|
за |
600 |
|
|
до 2 |
2500 |
50—55 |
В н/провод |
20-25 |
|||
|
|
|
0 |
350 м м |
|
||
|
|
|
за |
1 |
к м |
|
|
10—20 |
1500 |
50—55 |
|
Перед |
20—25 |
||
|
|
|
резервуа |
|
|||
|
|
|
|
рами |
|
||
до 5 |
4000— 50—55 |
В н/провод |
20—25 |
||||
|
—4500 |
|
0 |
350 м м |
|
||
|
|
|
за |
1 |
к м |
|
|
18-20 |
6000 |
48 |
Перед |
ре |
12—14 |
||
|
|
|
зервуарами |
|
|||
8 -1 0 |
1500 |
40 |
В н/провод |
11—14 |
|||
|
|
|
за |
100 м |
|
||
15-20 |
4000 |
40 |
|
20 м |
20 |
||
3—5 |
1200 |
38 |
|
60 м |
20 |
||
10—13 |
2000 |
40 |
|
40 м |
24-20 |
||
6 - 8 |
2500 |
45 |
|
30 м |
26 |
||
8—10 |
1200 |
30 |
|
20 м |
18 |
Т а б л и ц а 7
Содержание нефти в воде на выходе из резервуара, м г ' л
Анализ не производил ся
50—100
Анализ не производил ся
80—1000
до 50000
1000—1200
50-150
60—200
50-150
30-100 30—100
П р и м е ч а н и е . Все резервуары оборудованы распределенным вводом и выводом жидкости.
62 |
63 |
блока, обвязочные трубопроводы блока в пределах бе тонной площадки, приборы КиП и автоматики. Из дан ных табл. 8 видно, что капитальные вложения при ис пользовании РВС в 3,3—4,8 раза, а удельная металлоем кость в 1,3—1,6 раза ниже, чем при использовании для этих же целей булитов. Расчеты, выполненные институ том ТатНИПИнефть, показали, что необходимый объем капиталовложений на строительство установок предвари тельного сброса пластовых вод на весь объем добычи жидкости по объединению «Татнефть» составляет:
—по варианту предварительного сброса в горизонталь ных аппаратах (УПС-2000, УПС-3000)— 15696 тыс.
РУб-;
—по варианту предварительного сброса в вертикальных резервуарах РВС-5000, включая первую ступень сепа
рации и замерные установки — 5032 тыс. руб.
Таким образом, общий объем капиталовложений для решения проблемы предварительного сброса воды в Та тарии по варианту применения водоотделителей большой емкости оказывается в 3 раза ниже, чем при использова нии для этих же целей горизонтальных аппаратов малых объемов.
Саморегулирование технологического процесса, объем автоматизации и обслуживание. Известно, что наиболее эффективными технологическими процессами являются такие, которые могут осуществляться в режиме саморе гулирования и не требуют специальных средств автома тизации.
В самом деле, показатель саморегулирования, самовыравнивания технологического процесса, отсутствие спе циальных средств регулирования и автоматизации явля ются важнейшим показателем эффективности работы тех или иных установок и стабильности технологических процессов, характеризуют высокую степень надежности ее работы и как следствие этого — низкий уровень тру довых затрат и простоту обслуживания. В этом отноше нии использование для предварительного сброса пласто вых вод резервуаров также имеет неоспоримые преиму щества перед булитами [65].
Если предварительный сброс воды в РВС осуществля ется с саморегулированием технологического процесса без специальных средств автоматизации, то в аппаратах предварительного сброса БАС-1 и УПС-2000, 3000 до-
64
И |
Ю |
Л |
Ь |
|
А |
В |
Г |
У |
С |
Рис. 5. Динамика |
изменении |
качества |
нефгн при |
обессоливании с использованием трубопровода Чн'нмннскин ТП — |
|||||
|
|
|
|
Азнакаевские |
ГС (в летних условиях). |
|
|
|
/ - расход нефти; //--соли до обессоливания; /// i'O.lH после обессоливания; I V вода до обессоливания; Г соли поеме обессоливания.
V )
Т ип а п п ар атов
пр ед в а р и т ел ь
но г о с б р о с а
Р В С -5 0 0 0 . Р В С -2 0 0 0 . Б А С -1 . .
УП С -2 0 0 0 /6
УП С -3 0 0 0 /6
(в ар и ан т |
у ста |
н ов к и в |
о д н о м |
б л о к е ) |
|
П р и м е ч а н и е .
О б ъ ем ем к о сти , м3 |
П р о и зв о д и т е л ь н ость ж и д к о с т и , т/сут |
5000 |
10000 |
2000 |
5000 |
100 |
2500 |
100 |
2000 |
200 |
3000 |
в |
|
|
ебы в а |
о ст и |
час |
п р |
и д к |
а т е , |
Время |
ния ж |
а п п а р |
7 ,0
6 ,5
0 ,8
1 ,0
1 ,3
|
е , |
т |
ое |
ен и |
к и , |
М ак си м альн |
р абоч ее да в л кг/см2 |
В ес у ста н о в |
96
—4 4 ,6
6 |
3 1 ,3 |
6 |
2 6 ,4 |
6 |
4 5 ,7 |
и т а л о в л о ж е |
(о б о р у д . |
М Р .), ты с. |
за ед и н и ц у |
К а п |
ни е |
+ С |
р уб . |
4 5 ,7
2 4 ,5
3 9 ,0
4 5 ,0
6 0 ,8
У д ел ь н ы е к а п и тальны е влож ения на 1 мъ ж и дк ости су то ч н о й п р о и з в оди т ., руб. |
У дел ьн ая м етал л оем к ость на 1 м ж и дк ости с у т о ч ной п р о и з в о д и т ел ь н о сти , кг |
4 ,6 |
9 ,6 |
4 ,9 |
9 ,0 |
1 5 ,6 |
1 2 ,5 |
2 2 ,5 |
1 3 ,2 |
2U, 3 |
1 5 ,2 |
Т а б л и ц а g
Н аличие ( + ) или о т су т с т в и е (— )
т ех н о л о ги ч еск о го са м о р егу л и р о в а ния п р оц есса
+
+
——
—
Для Р В С -2 0 0 0 , 5 0 0 0 сметами уч тен о п ок ры ти е вн утр ен н ей п о в ер х н о ст и р езер в у а р о в эп о к с и д н о н
см олой . I
0сл5
биться этого невозможно. В последних технологический процесс в режиме саморегулирования протекать не мо жет н вынужден поддерживаться с помощью специаль ных средств регулирования и автоматизации. В частно сти:
—в УПС-2000/6, 3000/6 —с помощью датчиков гид ростатического давления ДГД-2, регулятора перепада давления РГ1Д-5, регуляторов уровня РУМ-17;
—в БАС-1 с помощью регуляторов уровня РУМ-16 и РУМ-17 и регулятора уровня раздела сред РУР-1.
Применение специальных средств регулирования и ав томатизации приводит к увеличению капиталовложений, эксплуатационных расходов и затрат труда, понижает надежность процесса и усложняет обслуживание аппа ратов.
Качество получаемой нефти и воды. Влияние на тех нологию последующих процессов подготовки нефти и очистки воды. Предварительный сброс воды является промежуточной операцией в общем технологическом процессе подготовки нефти до товарных кондиций и очи стки дренажных вод до норм, позволяющих осущест влять ее закачку в продуктивный пласт. Поэтому в дан ном случае предварительный сброс воды необходимо рассматривать не в отрыве, а в тесной взаимосвязи с технологией последующих процессов (глубокой подго товки нефти и очистки сточных вод). С этой точки зре ния одним из важных показателей эффективности ра боты установок предварительного сброса пластовых вод является качество получаемой на выходе из них нефти и воды, и если качество нефти на выходе из УПС влия ет на технологию последующей подготовки нефти лишь косвенно, то качество получаемой при этом дренажной воды прямо определяет как технологию последующей очистки сточных вод, так и состав очистных сооружений.
Как показали проведенные исследования, качество получаемой нефти и дренажной воды из аппаратов пред варительного сброса (АПС) при прочих равных условиях зависит от высоты столба воды в аппарате и времени пре бывания в нем жидкости. Если вертикальные резервуа ры позволяют поддерживать столб воды высотой 6—7 м при времени пребывания в них жидкости порядка 6—7 часов, то высота столба воды в булите поддерживается не более 2 м при теоретическом времени пребывания в
66
нем жидкости не более 0,8—1,3 часа (табл. 8). Следова тельно, с точки зрения качества получаемой нефти и дренажной воды резервуары имеют неоспоримые пре имущества перед булитами. Это может иметь и имеет в
действительности |
весьма |
важные |
последствия. |
Работы, |
выполненные в Татарии, |
а затем |
и в других |
районах |
|
страны, показали, |
что проблема |
очистки сточных вод |
должна быть заменена задачей получения чистых дре нажных вод, пригодных для закачки в пласты без допол нительной очистки непосредственно из технологического цикла подготовки нефти. Это предполагает целесообраз ность возврата дренажных вод в технологические трубо проводы перед установками предварительного сброса, а затем в смеси с нефтью в сами аппараты, так как в этом случае достигается достаточно глубокая очистка дренаж ной воды (см. табл. 7).
Рабочее давление. Герметизация процесса. Аппараты предварительного сброса БАС-1, УПС-2000/6, 3000/6 да ют возможность вести процесс под избыточным давлени ем в 6 ат. Резервуары РВС работают практически при атмосферном давлении. Рассмотрим, в чем могут состо ять технологические и технические преимущества осуще ствления процесса предварительного сброса пластовых вод при давлении в 6 ат.
Работами ТатНИПИнефть и промысловой практикой убедительно доказана высокая эффективность процес сов трубной деэмульсации: при этом аппарат предвари тельного сброса выполняет функции водоотделителя для разделения на нефть и воду предварительно разрушен ной в трубопроводе эмульсии.
Рядом работ [59, 70] показано, что основным услови ем эффективности процесса разрушения эмульсии и сбро са воды является возможно более полное предваритель ное разрушение эмульсии в подводящем трубопроводе, укрупнение капель и расслоение потока на нефть и воду. Давление при этом не играет практически никакой роли, а отстойные аппараты выполняют функции водоотдели телей. Следовательно, с этой точки зрения поддерживать давление в 6 ат в аппаратах такого типа бессмысленно. С другой стороны, анализ работы ряда установок под готовки нефти в Татарии показывает, что фактические перепады давлений в технологической цепочке устано вок подготовки нефти составляют:
5* |
67 |
— при |
теплохимическом |
обезвоживании — 7 — 8 ат\ |
— при |
обезвоживании, |
обессоливании — 10—12 ат\ |
—- при |
обезвоживании, |
обессоливании, стабилиза |
ции — 26—30 ат.
Отсюда видно, что максимальное рабочее давление ап паратов типа БАС-1, УПС-2000/6, 3000/6 для подачи жид кости через всю технологическую цепочку подготовки неф ти недостаточно. Отсюда ясно, что применение этих ап паратов на узле предварительного сброса не позволяет отказаться от сырьевых насосов на действующих уста новках подготовки нефти. Следовательно, в этом отно шении поддерживание высокого давления в них также технологически бесполезно. Другая картина складывает ся при осуществлении предварительного сброса воды на промежуточных дожимных нефтеносных станциях (путе вой сброс). Здесь применение аппаратов предваритель ного сброса, работающих под избыточным давлением, по зволяет осуществить дальний транспорт газонасыщенной нефти после 1 ступени сепарации до узлов подготовки нефти и второй ступени сепарации. В этом случае приме нение горизонтальных аппаратов для путевого сброса во ды на ДНС позволяет осуществить полную герметиза цию перекачки и упростить технологическую схему ДНС.
При оценке эффективности герметизации необходимо рассматривать в комплексе всю технологическую цепоч ку сбора, подготовки и транспорта нефти в интервале «скважина — нефтеперерабатывающий завод». Очевидно, герметизация будет эффективной в том случае, если она на экономически приемлемом уровне затрат сокращает абсолютную величину потерь больших ценностей (голов ные углеводороды, теряемые по пути движения нефти от скважин до нефтеперерабатывающих заводов). Гермети зация будет экономически неэффективной, если уровень затрат на ее осуществление превышает стоимость сохра няемого продукта.
Мероприятия, обеспечивающие локальную герметиза цию отдельных аппаратов или процессов и не снижаю щие при этом абсолютную величину потерь углеводоро дов в интервале «скважина — нефтеперерабатывающий завод», порождают лишь видимость герметизации и яв ляются фикцией.
Анализ практики работы установок промысловой под готовки нефти показывает, что на крупных узлах подго
6 8
товки нефти даже в условиях комплексной автоматиза ции резервуары не исключаются из технологической схе мы, так как они необходимы для выполнения следующих функции:
—буферных емкостей сырьевых насосов большой про изводительности для осуществления равномерной загрузки установок сырьем;
—технологических резервуаров для приема некондици
онной нефти при срывах технологического режима установок;
—буферных емкостей высокопроизводительных насосов откачки товарной нефти;
—емкостей резерва.
В конце технологического процесса нефть все равно
попадает для дальнейшей откачки все в те же резервуа ры, работающие в циклическом режиме.
В этих условиях применение булитов для предвари тельного сброса воды на узлах подготовки нефти, спо собных работать под давлением, обеспечивающих ло кальную герметизацию процесса, создает иллюзию герметизации в целом и практически не приводит к сокращению абсолютных' потерь углеводородов. Задача же состоит в том, чтобы при использовании на узлах подготовки нефти и воды наиболее экономичных аппа ратов действительно сократить потери ценных углеводо родов.
По данным Н. Д. Грицева, величина потерь нефти от испарения [65] на узле «установка подготовки нефти — то.варный парк» для условий Башкирии составляет 0,4% по весу нефти. Основная масса этих потерь приходится на потери больших дыханий в резервуарах. Так, по ис следованиям бывшего НИИтранснефть, потери головных фракций сырой нефти из десяти резервуаров РВС-5000 за год при среднем коэффициенте оборачиваемости ПО составили 2293 т, в том числе:
—потери от малых дыханий — 71,24 т, или 3% терь;
—потери от малых дыханий — 71,24 г, или 3%;
—прочие потери (вентиляция резервуаров и т. д.) — 157,76 т.
Таким образом, исключение больших дыханий резер вуаров является первостепенной задачей. Именно это и достигается при работе резервуаров предварительного
G9