Проверим возможность такого решения.
Решение данной задачи не требует расчетного подтверждения.
Задача решена.
Ситуационная задача 17.
В НГДУ«Х - нефть» в многолетней эксплуатации находится группа из трёх нефтяных месторождений, обустроенных по основному варианту унифицированной схемы, и разрабатываемых с ППД многочисленными индивидуальными и кустовыми скважинами.
Все месторождения имеют хорошую гидродинамическую связь с водонасыщенными пластами.
Продукция всех месторождений совместима и имеет близкую обводнённость, газонасыщенность, а так же плотность и вязкость.
Расстояния от месторождений до ЦПС сопоставимы, а давления на устьях скважин близки.
Добытая продукция под собственным давлением по одному сборному коллектору поступает на УКПН, расположенную на ЦПС, где проходит три ступени сепарации.
Выделившийся при разгазировании продукции попутный газ двумя потоками (газ высокого давления и газ низкого давления) направляется на УКПГ, так же расположенную на ЦПС, причём, газ второй ступени сепарации поджимается компрессором и сбрасывается в газ первой ступени. Образовавшаяся смесь и газ третьей ступени сепарации поступают на УКПГ под собственным давлением.
Продукцией УКПГ является сухой газ, направляемый в магистральный транспорт, и ШФЛУ, которая откачивается на близко расположенный НХК без закачки в магистральные трубопроводы.
Выделяемая при подготовке газа вода сбрасывается на УКПВ, так же расположенную на ЦПС, а затем по водоводам низкого давления направляется на КНС всех трех месторождений.
Разгазированная продукция с помощью сырьевых насосов прокачивается через восемь сдвоенных теплообменником кожухотрубчатого типа с плавающей головкой, где подогревается до 80 0С.
В подогретую продукцию с помощью БР непрерывно дозируется деэмульгатор Дисольван -4411.
Обработанная продукция делится на два потока и направляется в шаровые отстойники под давлением, в которых содержание воды в нефти снижается до 3 % масс.
Отделённая вода сбрасывается в ёмкость для дегазации, а затем, направляется на УКПВ.
Выделившийся при дегазации воды газ сбрасывается на факел.
После шаровых отстойников нефть направляется в шаровые электродегидраторы.
При этом, в неё добавляется свежая порция деэмульгатора и 8 % об. горячей пресной воды, подогреваемой паром в двух последовательных кожухотрубчатых теплообменниках.
Пресная вода подается из магистрали водяными насосами через расходомер и делится на два потока только после подогрева.
Сточная вода с электродегидраторов сбрасывается в поток сточной воды с шаровых отстойников.
Потоки обезвоженной и обессоленной нефти после шаровых электродегидраторов объединяются и через буферную ёмкость насосами направляются в колонну стабилизации, предварительно подогреваясь в восьми кожухотрубчатых теплообменниках, расположенных последовательно.
Необходимое тепло в колонну стабилизации поставляется с помощью горячей струи, причём, для нагрева до 250 0С используется печь.
Стабильная горячая нефть отдаёт своё тепло сначала в теплообменниках блока стабилизации, а, затем, и в сырьевых теплообменниках, после чего направляется в резервуары товарного парка, откуда сдаётся службам магистрального транспорта как нефть 1 типа, 1 группы, 1 вида согласно ГОСТа Р 51858 – 2002 «Нефть. Общие технические условия».
Пары сверху стабилизационной колонны проходят 2 водяных холодильника и после конденсации делятся на два потока, направляемых в бензосепараторы.
Остаточный газ используется в печи в качестве топлива, а бензин стабилизации через промежуточные буллиты направляется отдельным потоком на НХК без всякой стабилизации.
Орошение верха стабилизационной колонны не предусмотрено.
Охлаждающая вода циркулирует через градирню с помощью отдельных насосов.
Однако, давление насыщенных паров полученной товарной нефти никогда не опускается ниже 520 – 540 мм.рт. ст, что является причиной постоянных конфликтов с приёмными службами магистрального транспорта, поскольку нефть приходится разбавлять продукцией, уже движущейся по магистральному нефтепроводу и имеющей некий запас по ДНП.
В результате, полученная смесь с трудом укладывается в требования соответствующих нормативных документов.
Проведенное расследование показало, что причиной сложившейся ситуации является повышенное содержание в товарной нефти пропана и бутана.
Предложите реконструкцию существующей УКПН, в результате которой товарная нефть, покидающая установку будет в полной мере соответствовать требованиям существующих нормативных документов.
Решение задачи.
1. Рассмотрим ситуацию, сложившуюся в НГДУ:
Типичная схема обустройства группы сходных месторождений, ЦПС и УКПН , согласно исходных данных, приведена на рис.1 и в пояснениях не нуждается.
Согласно условия, требуется реконструкция только УКПН, но не всего ЦПС.
2. Основные технологические решения:
1. Согласно условия, реконструкции подлежит только узел стабилизации нефти суть которой сводится к следующему:
- известно, что для нефтей, давление насыщенных паров которых определяется, в основном, остаточным содержанием пропана и бутана, а, иногда, и пентана, стабилизации можно достичь только испаряя большое количество данных компонентов.
В этом случае уже не обойтись без применения ректификации не только по отношению к нефти, но и к бензину стабилизации.
Таким образом, существующий узел стабилизации должен быть дополнен ещё одной стабилизационной колонной, предназначенной для бензина, отогнанного в первой колонне.
2. Для создания циркулирующей горячей струи второй колонны добавочная печь не нужна, ибо вполне хватит рибойлера.
3. Перед второй колонной бензин предварительно подогревается в две стадии, сначала в теплообменнике, а, затем, в паровом подогревателе.
4. Остатки выделенного пропана и бутана сбросим в топливную линию печи первой колонны.
5. Отогнанная «головка» бензина стабилизации, известная под названием бензина «галоша», направляется на НХК отдельным потоком.
6. Стабильный бензин направляется на НХК отдельным потоком или сбрасывается в товарную нефть.
7. Для второй колонны орошение необходимо.
Тогда, предлагаемая реконструированная схема может быть проиллюстрирована рис.2.
Ситуация, сложившаяся в НГДУ до осуществления реконструкции
1 – эксплуатационная скважина; 2 – выкидная линия; 3 – АГЗУ; 4 – сборный коллектор; 5 – КНС; 6 – нагнетательная скважина; 7 – ЦПС; 8 – сепаратор первой ступени; 9 – сепаратор второй ступени; 10 – сепаратор третьей ступени; 11 – УКПН; 12 – компрессор; 13 – УКПГ; 14 – узел компаундирования; 15 - пункт сдачи нефти службам магистрального транспорта; 16 – УКПВ; 17 – теплообменник; 18 –БР; 19 – отстойник; 20 – водяной дегазатор; 21 – факел; 22 – расходомер; 23 – электродегидратор; 24 – буферная ёмкость; 25 – РВС; 26 - пункт сдачи нефти службам магистрального транспорта; 26 – колонная стабилизации; 27 – печь; 28 – бензлсепаратор; 29 – буллит; 30 – градирня.
I – сухой газ; II – ЩФЛУ; III – мех. примеси; IV – пресная вода; V – пар; VI – товарная нефть;VII – бензин стабилизации.
Рис. 1
Ситуация, сложившаяся в НГДУ после осуществления реконструкции
1 – эксплуатационная скважина; 2 – выкидная линия; 3 – АГЗУ; 4 – сборный коллектор; 5 – КНС; 6 – нагнетательная скважина; 7 – ЦПС; 8 – сепаратор первой ступени; 9 – сепаратор второй ступени; 10 – сепаратор третьей ступени; 11 – УКПН; 12 – компрессор; 13 – УКПГ; 14 – узел компаундирования; 15 - пункт сдачи нефти службам магистрального транспорта; 16 – УКПВ; 17 – теплообменник; 18 –БР; 19 – отстойник; 20 – водяной дегазатор; 21 – факел; 22 – расходомер; 23 – электродегидратор; 24 – буферная ёмкость; 25 – РВС; 26 - пункт сдачи нефти службам магистрального транспорта; 26 – колонная стабилизации; 27 – печь; 28 – бензoсепаратор; 29 – буллит; 30 – градирня; 31 – колонна стабилизации бензина; 32 – АВО; 33 – рибойлер.
I – сухой газ; II – ЩФЛУ; III – мех. примеси; IV – пресная вода; V – пар; VI – товарная нефть;VII – бензин стабилизации нефти; VIII – стабильный бензин; IX – бензин «галоша».
Рис. 2
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 326; | Поделиться с друзьями:
|
Мы поможем в написании ваших работ!
