Технологическая схема первичной подготовки нефти

Технологическая схема первичной подготовки нефти
Технологическая схема первичной подготовки нефти
Технологическая схема первичной подготовки нефти

Рис. 10. Принципиальная технологическая схема подготовки нефти на КСП НГДУ:1 – нагреватели первой ступени; 2 – электростатические аппараты «Хитер-Тритер»;3 – отстойники первой ступени; 4 – нагреватели второй ступени; 5 – сепаратор горячейступени; 6 – электродегидраторы; 7 – концевые сепараторы; 8 –технологические резервуары; 9 – товарные резервуары; 10 – насосная внешней откачки; 11 – узел учета нефти;12 –очистные резервуары; 13 – насосная откачки подтоварной воды; 14 – узел учетаводы; 15 – насосы откачки уловленной нефти; 16 – сепаратор центробежный вертикальный; 17 – сепаратор факельный; 18 – факел аварийного сжигания газа; 19 – емкостьсбора конденсата; 20 – узел учета газа; 21 – блочная установка дозирования реагентов; 22 – резервуар противопожарного запаса воды; 23 – противопожарная насосная;24 – емкость хранения пенообразователя;Iа – нефть с ДНС-УПСВ (первый поток); Iб – нефть с ДНС-УПСВ (второй поток); II – нефтьна ФКСУ; III – нефть с очистных резервуаров; IV – вода с отстойников и электродегидраторов; V – вода с установок «Хитер-Тритер»; VI – вода с технологических и товарных резервуаров; VII – вода в систему ППД; VIII – газ с сепараторов горячей ступени и установок«Хитер-Тритер»; IX – газ на компрессорную; X – газ на факел; XI – газ с компрессорнойна топливные нужды.

Обводненная нефть с содержанием воды до 10% по трубопроводам при давлении до 6 кгс/см2 поступает в ЦППН и делится на два потока. По первому потоку (на принципиальной схеме – поток Iа) нефть попадает в нагреватели нефти первой ступени нагрева ПТБ-10, где нагревается до 25–45 °C. В приемный коллектор нагревателей подается реагент-деэмульгатор. Нагретая нефть направляется в параллельно работающие отстойники ОГ-200, где при давлении 3–6 кгс/см2 осуществляется предварительный сброс до содержания воды не более 5%. Дальше частично обезвоженная нефть подается на вторую ступень нагрева печи ПТБ-10. Перед нагревателями второй ступени также подается реагент-деэмульгатор. Далее нагретая нефть (не более 60 °C) направляется в сепараторы горячей ступени, в которых при давлении до 4,5 кгс/см2 отделяется газ. Газ отбирается с верхнего штуцера аппарата и направляется на концевые сепараторы. Сепарированная и горячая нефть из сепараторов горячей ступени с температурой до 60 °C поступает в электродегидраторы, где происходит окончательное обезвоживание нефти под воздействием электрического поля. В электродегидраторах поддерживается уровень раздела фаз в пределах 0,4–0,8 м. Подтоварная вода из электродегидраторов отбирается с нижнего уровня по маточному коллектору и направляется в очистные резервуары – для очистки воды от наличия остаточных нефтепродуктов методом отстоя. Очищенная подтоварная вода с содержанием нефтепродуктов не более 60 мг/л и механических примесей не более 40 мг/л отбирается с низа резервуара по распределительному коллектору и насосами откачивается в систему ППД. Нефтяная пленка отбирается через переточный стояк и насосами подается во входной трубопровод на ЦППН для повторной подготовки.


Подготовленная в электродегидраторах нефть разгазируется в концевых сепараторах. Нефть с концевых сепараторов поступает в технологические резервуары, затем через переточный стояк перетекает в товарные резервуары. Оттуда обессоленная, обезвоженная, стабилизированная нефть (по ГОСТ Р 51858-2002) по коллектору внешней перекачки поступает на прием насосной внешней откачки и через узел учета нефти перекачивается на ФКСУ по нефтепроводу внешнего транспорта. Выделяющийся газ идет на компрессорную станцию низких ступеней и подается для дальнейшего транспорта в систему сбора газа УВСИНГ.

В качестве топлива в нагревателях ПТБ-10 и аппаратах «Хитер-Тритер» используется осушенный газ с газокомпрессорной станции. По второму потоку (на принципиальной схеме – поток Iб) поступает в электростатические аппараты «Хитер-Тритер» ТИП-II производства компании «СИВАЛС». Установки представляют собой горизонтальные аппараты «Хитер-Тритер» типа II, в которых происходит нагрев до 60 °C, разгазирование, отстой и окончательное обезвоживание нефтяной эмульсии в электрическом поле высокого напряжения.

Нефтяная эмульсия, попутный газ входят в верхнюю часть аппарата. Жидкая фаза попадает во входную секцию установки, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Отделенный газ поднимается вверх и через выходной штуцер газа поступает к клапану-регулятору, контролирующему рабочее давление в аппарате. Нефтяная эмульсия направляется вниз, под жаровые трубы. Свободная вода, имеющаяся в жидкости, собирается на дне аппарата под жаровыми трубами, а нефть и эмульсия направляются вверх, омывая жаровые трубы, в отстойный карман аппарата. Капли воды, выделившиеся из эмульсии в результате нагрева, оседают на дне емкости и соединяются со свободной водой, которая осела без нагрева. Кроме того, нефть и эмульсия, проходя вокруг жаровых труб, вымывают образовавшиеся на них осадки и накипь.

Нефть поднимается снизу через слой эмульсии, где за счет гравитации из нее выделяется вся оставшаяся вода, затем поступает к секции коагуляции установки, где создается электрическое поле высокого напряжения. Электрическое поле способствует коагуляции остаточных капель воды, захваченных нефтью. Капли воды увеличиваются в размере и оседают за счет гравитации на нижнюю часть аппарата, соединяясь с основной массой воды. Чистая, обезвоженная нефть собирается в специальный отсек и далее направляется к выходу из аппарата через нефтяной контрольный клапан. Подготовленная нефть с аппаратов попадает в концевые сепараторы и дальше, в резервуарный парк с последующей перекачкой насосами на ФКСУ. Вода, отделившаяся от эмульсии в секции жаровых труб, соединяется со свободной водой в нижней части аппарата и проходит под распределяющий наконечник к секции с решетками. Весь объем воды протекает вдоль нижней части емкости к патрубкам выхода воды из аппарата и далее, через водяной клапан в приемный трубопровод очистных резервуаров с последующей откачкой в систему ППД.

Газ, выделившийся на аппаратах, поступает в концевые сепараторы и оттуда направляется по газопроводу на компрессорную низких ступеней.

 

Список использованной литературы.

1. Официальный сайт компании ОАО «Сургутнефтегаз»

2. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Издательский центр «Академия», 2003. - 352 с.

3. Лукьянов Э. Е., Стрельченко В. В. Геолого-технические исследования в процессе бурения. – М.: Нефть и газ. 1997 г. 688 с.

4. Ф.Ю.Алдакимов, В.Р.Байрамов, Д.А.Баталов, А.А.Болотин, О.А.Вишнёв, Н.М.Воробьев, Ю.П.Данькин, М.А.Дюсюнгалиев, М.Н.Ибатов, И.А.Камышин, В.А.Коваленко, А.Н.Куюкин, О.Г.Маслов, В.М.Мешков, А.С.Назаренко, В.Р.Сабиров, А.А.Сапунов, Е.Н.Сорокина, Г.В.Теплов, Я.Р.Фединишин, А.А.Шевадуцкий, Ф.Р.Яхшибеков «Справочник супервайзера»: Справочное пособие. Книга в двух томах. Т. 1. - Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2011. - 296 с., 112 илл.

5. Р. А. Ганджумян, А. Г. Калинин, Н. И. Сердюк Расчеты в бурении/Справочное пособие/ Под редакцией А. Г. Калинина, - М.: РГГРУ, 2007 г. – 688 с.

6. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие/Под ред. А.Г. Калинина.. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. . 450 с.: ил.

7. Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата. Том 1. Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. – 352 с.

8. Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата. Том 2. Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. – 384 с.

9. Памятка оператору по добыче нефти и газа. 2010 г. Справочное пособие. – Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. – 148 с., 51 илл.

10. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела, том 1. Москва – Ижевск. – 2005. – 720 с.

11. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений, том 1. – М: Недра. – 2009.

12. Руководящие документы и стандарты ОАО «Сургутнефтегаз».

13. Методическое руководство по оценке технологической эффективности геолого-технических мероприятий. – Тюмень. – 2008 г.

14. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Данилов В.У. Справочник по добыче нефти / Под редакцией Уразакова К.Р. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». – 2000. – 374 с.

15. Основы нефтепромыслового дела: Справочное пособие / Под редакцией Матвеева С.Н. – Сургут: Нефть Приобья. – 2004.

16. Правила ведения ремонтных работ в скважинах РД 153-39-023-97.

17. Технические условия на ведение монтажных работ при текущем, капитальном ремонте, освоении и испытании cкважин после бурения. Утверждены главным инженером ОАО «Сургутнефтегаз». – 2008.

18. ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения.

19. Федеральный закон от 21.11.95 №170-ФЗ «О пожарной безопасности».

20. Федеральный закон от 21.07.97 №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

 

 

Технологическая схема первичной подготовки нефти Технологическая схема первичной подготовки нефти Технологическая схема первичной подготовки нефти Технологическая схема первичной подготовки нефти Технологическая схема первичной подготовки нефти Технологическая схема первичной подготовки нефти Технологическая схема первичной подготовки нефти Технологическая схема первичной подготовки нефти Технологическая схема первичной подготовки нефти Технологическая схема первичной подготовки нефти Технологическая схема первичной подготовки нефти Технологическая схема первичной подготовки нефти Технологическая схема первичной подготовки нефти Технологическая схема первичной подготовки нефти Технологическая схема первичной подготовки нефти

Статьи по теме:



Схема витого столбика крючком

Красивые открытки с пожеланиями для друга

Вязание пинеток спицами и схемы вязания

Подарки коллегам на день отечества

Вязание спицами жилет на новорожденных