Ситуация, сложившаяся в НГДУ после осуществления реконструкции
1 – ЦПС; 2 – УКПН; 3 – УКПГ; 4 – узел компаундирования; 5 - пункт сдачи газа службам магистрального транспорта; 6 – УКПВ; 7 – теплообменник; 8 –БР; 9 – отстойник; 10 – водяной дегазатор; 11 – факел; 12 – расходомер; 13 – электродегидратор; 14 – буферная ёмкость; 15 – РВС; 16 - пункт сдачи нефти службам магистрального транспорта; 17 – колонная стабилизации; 18 – печь; 19 – бензосепаратор; 20 – буллит; 21 – градирня; 22 – РВС смешения; 23 – циркуляционный насос.
I – сухой газ; II – ЩФЛУ; III – мех. примеси; IV – пресная вода; V – пар; VI – товарная нефть;VII – бензин стабилизации; VIII – сточная вода для ППД; IX – газ высокого давления с месторождений; Х – газ низкого давления с месторождений; XI – нефть с месторождений.
Рис. 2
Проверим возможность такого решения.
Решение данной задачи не требует расчетного подтверждения.
Задача решена.
Ситуационная задача 20.
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.
Плотность нефтей находится в пределах 820 – 890 кг/м3 (ст.ус.).
Плотность попутных вод находится в пределах 1020 – 1025 кг/м3 (ст.ус.).
Количество хлористных солей ни на одном месторождении не превышает 60 г/л.
Содержание всех остальных солей пренебрежимо мало.
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 0,1 % 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.
Предложите реконструкцию существующей УКПН, направленную на снижение себестоимости товарной нефти.
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. Известно, что для водо – нефтяных эмульсий с плотностью нефти 820 – 900 кг/м3(ст.ус.) и содержанием хлористых солей в количестве до 60 г/л при незначительной концентрации остальных солей вполне можно обойтись без стадии обессоливания, разумеется, если на стадии обезвоживания удастся снизить содержание воды до 0,5 – 1,0 % об.
В этом случае содержание солей автоматически будет соответствовать требованиям нормативных документов.
В нашем случае сложилась именно такая ситуация.
2. Выведем из эксплуатации электродегидраторы.
3. Прекратим подачу пресной воды.
4. Прекратим дополнительное дозирование деэмульгатора перед стадией обессоливания.
5. Всё выведенное из технологической схемы оборудование сохраним, на случай роста солености попутно добываемых вод, подключения сателитного месторождения и т.п.
В этом случае электродегидраторы вновь введём в строй, но уже как простые добавочные отстойники второй ступени обезвоживания.
Возрадим, в этом случае и промывку эмульсии пресной водой и дополнительную добавку деэмульгатора.
Тогда, предлагаемая реконструированная схема может быть проиллюстрирована рис.2 и 3.
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 газа службам магистрального транспорта; 16 – УКПВ; 17 – теплообменник; 18 –БР; 19 – отстойник; 20 – водяной дегазатор; 21 – факел; 22 – буферная ёмкость; 23 – РВС; 24- пункт сдачи нефти службам магистрального транспорта; 25 – колонная стабилизации; 26 – печь; 27 – бензосепаратор; 28 – буллит; 29 – градирня.
I – сухой газ; II – ЩФЛУ; III – мех. примеси; IV – пресная вода; V – пар; VI – товарная нефть;VII – бензин стабилизации.
Рис. 2
Ситуация, сложившаяся в НГДУ после осуществления реконструкции с выведенным из технологического процесса, но сохраненным оборудованием
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. 3
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 200; | Поделиться с друзьями:
|
Мы поможем в написании ваших работ!
