Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Введение.

Дебит продукций скважин измеряют с помощью индивидуальных групповых замерных установок.

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслуживает только одну скважину. Она состоит из одного газосепаратора, мерника и трубопроводной обвязки. Продукция скважины по выкидной линий поступает в газосепаратор, где газ отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сборный коллектор или мерник для замера. Газ поступает в газосборную сеть. В мернике после отстоя вода и механические примеси осаждаются на дне и периодический удаляются через отвод. Замер количества продукций скважины заключается вопределений высоты наполнения мерника за какой-либо промежуток времени.

Автоматизированная установка «Спутник-А» предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состояний технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4 Мпа соответственно.

2. Общая характеристика объекта - установки подготовки нефти.

Наименование объекта.

Автоматизированная групповая замерная установка (здесь и далее, как АГЗУ).

2.2. Назначение объекта.

Автоматическая групповая замерная установка АГЗУ модель «Спутник АМ-40-14-400» предназначена для сбора, замера и транспорта продукции скважин, а также для разделения жидкости и газа. Подключение скважины к АГЗУ осуществляется по лучевой схеме по территориальному принципу без учёта принадлежности к объектам разработки. На АГЗУ продукция каждой скважины подводится по одному отдельному трубопроводу (выкидной линии). Попутный газ сжигается на факеле, частично утилизируется для собственных нужд - подачей в качестве топливного газа на горелки путевого подогревателя нефти.

2.3 Состав технологических блоков АГЗУ.

Установка АГЗУ включает в себя следующие стадии технологического процесса:

-замер дебита скважин

-сепарация;

-подогрев нефти;

-откачка насосами на УПН.

В состав АГЗУ входят следующие основные сооружения, участки и системы. Участок добычи: нефтедобывающие скважины с выкидными линиями к автоматизированной групповой замерной установке замера дебита скважин АГЗУ

Установка АГЗУ имеет в своем составе следующие площадки и технологическое оборудование:

-Автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ) модель «Спутник АМ-40-14-400», Q=400 м3/сут;

-Установка блочная сепарационная (УБС) V=50м3; производительность 1500 м3/сут; Рраб=1,4 МПа;

-Путевой подогреватель нефти;

-Насосы подачи нефти на УПН;

-Блок дозировки реагента;

-Емкость дренажная горизонтальная подземная;

-Продувочная свеча;

-Факел;

-Операторная АГЗУ;

-Электрощитовая АГЗУ.

Производительность установки.

Расчетная производительность АГЗУ:

-по жидкости - 600 м3/сут по жидкости.

-количество отсепарированного газа определяется величиной газового фактора нефти.

Расчет.

Состав фаз (газ, нефть), которые выделяются в сепараторе, можно регулировать изменением давления и температуры сепа­рации.

Суммарное количество газа (свободного и растворенного), поступающего на первую ступень сепаратора (м3/сут.), определя­ется по формуле

. (3.3)

Если нефть добывается вместе с пластовой водой, то формула (3.3) запишется иначе

, (3.4)

где W –обводненностьнефти, %.

Количество газа (м3/сут.), оставшегося в растворенном состоя­нии в нефти Vр
и поступающего из первой ступени во вторую (без учета обводненности нефти), равно

.

Дебит отсепарированного свободного газа будет равен:

в первой ступени

; (3.5)

во второй ступени

; (3.6)

в n-ой ступени

. (3.7)

В формулах (3.3) и (3.4) обо­значены: V –количествогаза, поступающегоизскважины, м3/cyт, Г–газовыйфакторсква­жины, м3/м3; Qн
–дебитнефти, м3/сут.; V1, V2, …, Vn –количествогаза, сепарируемогосоответственнопридавлениях р1, p2,…, рn (в 1, 2, …, n-ой ступени), м3/сут.; –коэффициентрастворимостигазавнефтипритемпературеидавлениивсепараторе 1/Па; р1, p2,…, рn –давлениевпервой, второй n-ойступенях, Па.

Коэффициент растворимости газа в нефти при давлениях выше 0,981 МПа (10 кгс/см2) обычно изменяется линейно. Коэф­фициенты для давлений сепарации, меньших 0,981 МПа, будут различными (рис. 3.17).

Поэтому для точных определений необхо­димо построить кривую изменения от давления на основе ана­лиза глубинной пробы соответствующей скважины.

Перейдем к расчетам сепараторов.

Расчет вертикального гравитационного сепаратора по газу. Выпадение капелек и твердых частиц из газа в гравитационном сепараторе происходит в основном по двум причинам: вследствие резкого снижения скорости газового потока и вследствие раз­ности плотностей газовой и жидкой (твердой) фаз.

Для эффективной сепарации необходимо, чтобы расчетная скорость движения газового потока в сепараторе была меньше скорости осаждения жидких и твердых частиц, движущихся под действием силы тяжести во встречном потоке газа, т. е.

.

Рис. 3.17. Растворимость газа в неф­ти и воде в зависимости от давления в сепараторе: 1 –внефти; 2 –в воде

Скорость подъема газа в вертикальном сепараторе (м/с) с учетом рабочих условий определяется из выражения

, (3.8)

где V –дебитгазапринормальныхусловиях (т. е. прир0 = 1,033.9,81.104
= 0,1 МПа и Т0=273 К), м3/сут.; –внут­ренняяплощадьсечениявертикальногосепаратора, м2; D –внут­реннийдиаметрсепаратора, м; р –давлениевсепараторе, Па; Т—абсолютнаятемпературавсепараторе, К; z –коэффициент, учитывающий отклонение реальных газов от идеального при давлении в сепараторе.

Скорость осаждения капельки жидкости (твердой частицы), имеющей форму шара (при , где –скоростьосе­даниячастицывгазе, м/с; d –диаметрчастицы, обычноприни­маемыйравным 10-4 м; –кинематическая вязкость газа в ус­ловиях сепаратора, м2/с), можно определять по формуле Стокса:

(3.9)

где uч–скоростьосаждениячастицы, м/с; d –расчетныйдиа­метрчастицы, м; и –соответственноплотностьнефтиига­завусловияхсепаратора, кг/м3; g –ускорениесвободногопаде­ния, м/с2; —динамическаявязкостьгазавусловияхсепарато­ра, Па.с (кг/м.с).

Если за положительное направление принимается направле­ние падения частицы в газовом потоке вниз, то она выпадает при скорости

.

На практике при расчетах принимается

. (3.10)

Подставив в (3.10) значения uч
и vг
из (3.9) и (3.8), получим

. (3.11)

или

. (3.12)

По формуле (3.12) можно определить пропускнуюспособность вертикального сепаратора, если задаться диаметром капелек жидкости d (обычно принимают d= 10-4 м) или диаметром сепа­ратора D при известных р, Т, , и в сепараторе.

Расчет вертикального гравитационного сепаратора по жид­кости сводится к тому, чтобы получить скорость подъема уровня жидкости vж
в нем меньше скорости всплывания газовых пу­зырьков, т. е. должно быть

. (3.13)

Скорость всплывания пузырьков газа vг
в жидкости обычно определяется по формуле Стокса (3.11) с заменой в ней абсолют­ной вязкости газа на абсолютную вязкость жидкости .

Учитывая соотношение (3.13), пропускную способность верти­кального сепаратора по жидкости можно записать

(3.14)

или

. (3.15)

После подстановки в данную формулу величины площади F=0,785D2
и значения ускорения свободного падения g получим

. (3.16)

При расчетах сепараторов на пропускную способность прихо­дится иметь дело с плотностью газа в условиях сепаратора. Для определения плотности необходимо пользоваться формулой:

, (3.17)

где –плотностьгазапринормальныхусловиях, кг/м3; рир0 –соответственнодавлениевсепаратореидавлениепринор­мальныхусловиях, Па; Т0 иТ–абсолютная нормальная темпе­ратура (Т0 =273) и абсолютная температура в сепараторе (Т= 273+t), К; z –коэффициентсверхсжимаемости .

Пример 1.
При прохождении через штуцер нефтегазовой смеси в верти­кальном сепараторе образуются капельки нефти диаметром dн=30 мкм. Давление в сепараторе 2 МПа (20 кгс/см2) и температура Т = 293 К.

Найти скорость осаждения капель и определить пропускную способность сепаратора Vг, имеющего диаметр D=0,9 м, если =800 кг/м3 и коэффициент сверхсжимаемости z=1. Плотность газа при нормальных условиях =l,21 кг/м3, а вязкость газа в рабочих условиях =0,012.10-3
Па.с.

Решение. Плотность газа в сепараторе определим по формуле (3.17)

.

Скорость осаждения капли определим по формуле (3.9)

.

При условии (120) скорость восходящего потока газа будет равна

.

По формуле (3.8) определим суточную производительность сепаратора по газу

Определим режим движения газа в сепараторе

.

Пример 2.
Через вертикальный сепаратор диаметром D=1 м проходит нефть вязкостью =10 сП (10 сП=10.10-3
Па.с) и плотностью =0,8 г/см3 в количестве Qн=200 т/сут. В сепараторе поддерживаются давление 20 кгс/см2 (20.9,81.104 Па
2 МПа) и температура Т=300 К. Определить скорость подъема уровня нефти и диаметр пузырьков газа, которые успевают доплывать при этой скорости нефти.

Задача решается без учета времени, затрачиваемого на сброс нефти из сепаратора.

Решение. Скорость подъема уровня нефти в сепараторе

или vн= 3,6 мм/с.

Пузырьки газа успеют всплыть при . Примем vг
=5 мм/с. Диаметр пузырьков газа определится по формуле Стокса (119)

Описание технологического процесса и технологической схемы установки

4.1 Краткое описание технологических процессов установки АГЗУ.

Основными технологическими процессами на технологических площадках установки АГЗУ являются:

-замер дебита скважин

-сепарация;

-подогрев нефти;

-откачка разгазированной нефти насосами на УПН;

-подача газа сепарации на УПН;

-впрыск ингибитора коррозии в нефтяной поток к УПН.

На АГЗУ предусмотрен замер дебита скважины, 1-ая ступень сепарации, подогрев нефти и раздельный транспорт нефти и газа по самостоятельным трубопроводам на объекты подготовки. Процесс сепарации происходит непрерывно за счёт диффузии растворённых в нефти молекул газа в пространство над нефтью.

Наавтоматизированной групповой замерной установки АГЗУ модель «Спутник АМ-40-14-400» производится автоматическое поочередное определение дебита скважин по нефти и газу, а также дляблокировка скважин при возникновении аварийных ситуаций.

4.2. Описание технологической схемы установки АГЗУ.

4.2.1 Технологическая схема групповой замерной установки АГЗУ, оборудованной установкой блочной сепарационной (УБС)

Газожидкостная смесь (ГЖС) поступает с эксплуатационных скважин на АГЗУ “Спутник”- АМ-40-14-400 (1,2).

Автоматизированные групповые установки (АГЗУ) “СпутникАМ-40-14-400”предназначеныдляизмерениядебитажидкостиигаза, эксплуатационныхскважинвсистемахгрупповогосбора, вкоторыхпродукциякаждойскважинынаправляетсянагрупповуюустановкупо одномутрубопроводу (выкиднойлинии).

АГЗУ “Спутник АМ-40-14-400”можноклассифицироватьследующимобразом:

-по методу измерения: объемный;

-по устройству переключения на замер: с многоходовым переключателем скважин (ПСМ);

-по режиму измерения: накопительный, импульсный с поочередным подключением на замер;

-по числу замеряемых параметров: однопараметровый.

В указанных шифрах первое число рабочее давление (40 кГ/см2), на которое рассчитана установка, второе - число подключенных к ней скважин (14) и третье - наибольший дебит (400 м3/сут) измеряемой скважины.

Продукция одной эксплуатационной скважины через ПСМ поступает в замерной гидроциклонный двухёмкостный сепаратор, установленный в “Спутнике”, вкоторомпроисходитотделениегазаотжидкости (нефть+вода) изамеряетсяихколичествопокаждойскважинеотдельно. Продукция остальных скважин через ПСМ по сборному коллектору транспортируется в блок УБС. В “Спутнике”предусмотренсчетчикгазатурбинный“АГАТ-IМ-65”, предназначенныйдляизмеренияпопутногогазасцельюосуществленияоперативногоконтролязарежимами эксплуатации нефтяных скважин. В шифре 65-обозначает диаметр условного прохода в мм. Отсепарированный газ после замера через счетчика “АГАТ”вновьсмешиваетсясжидкостьюивместеспродукциейостальныхскважинтранспортируетсяпосборномуколлекторувблок двухфазного сепаратора (БС-2400-1,6) , где при давлении 0,1- 0,2 МПа осуществляется I-ая ступень сепарации.

Блок двухфазного сепаратора типа БС-2400-1,6 предназначен для первой ступени сепарации нефтяного газа от жидкости, с одновременным оперативным учетом их расходов в системах герметизированного сбора и транспорта продукции эксплуатационных скважин.

В шифре установки принято следующее обозначение: БС- блок двухфазного сепаратора; первое число - диаметр аппарата (2400 мм); второе расчетное давление (16 атмосфер). В блок входят; сепаратор, депульсатор, площадка обслуживания, комплектующие изделия и средства КИПиА.

Отсепарированный газ по самостоятельному трубопроводу O159х5мм через узел учёта газа поступает на факельную линию через задвижку или в коллектор выдачи газа сепарации на установку УПН через счетчик газа СГ - 16М200 и задвижку.

Счетчик СГ - 16М200, предназначен для замера газа, отсепарированного в БС.

Дегазированная жидкость из блочной сепарационной установки (УБС) откачивается через задвижки поршневыми насосами типа НБ-125/1,2 или центробежным насосом ЦНС-38/176/1 через путевой подогреватель типа ПП-0,63 в нефтесборный коллектор на УПН через фильтр и счетчик жидкости.

Путевой подогреватель типа ПП-0,63 представляет собой блочную печь с промежуточным водяным теплоносителем.

В технологической схеме АГЗУ дополнительно предусмотрены дренажные емкости с электронососным агрегатом для сбора дренажей с оборудования АГЗУ.

Центробежный насос типа НВ-50/50 - предназначен для откачки жидкости из дренажной емкости в нефтесборный трубопровод выхода жидкости из Спутника-1,2 на вход в сепаратор УБС. В тот же трубопровод врезана линия горячей циркуляции нефтяной жидкости от печи ПП-0,63.

Путевой подогреватель типа ПП-0,63 - предназначен для подогрева пластовой жидкости, откачиваемой поршневыми насосами в нефтесборный коллектор.

Счетчик “НОРД” - предназначендляучетаобъемажидкости, откачиваемогопоршневыминасосамивнапорныйколлектор.

Для регулирования давлений (в аварийных случаях) на блочной сепарационной установке, на гидроциклонном сепараторе “СпутникаАМ-40-8-400”установленыпредохранительныеклапаны, отводящиетрубыкоторыхвыведенынадренажнуюлинию, аизгидроциклонногосепаратора - вдренажныйколодец.

В зимнее время года, для предотвращения застывания нефти в технологический цикл “печьподогрева>спутник>поршневойнасос”подаетсяподогретаянефтьдо 50-55Споциркуляционнойлиниичереззадвижки.

4.2.2 Система контроля и автоматизация технологического процесса

На АГЗУ установлена система КИПиА, которая предназначена для поддержания заданных значений параметров технологического режима, предотвращения возникновения аварийных ситуаций, для оперативного учёта и контроля уровней жидкости и управления процессом откачки жидкости насосами для раздельного замера дебита скважин, суммарного учёта жидкости и газа.

Для автоматического контроля уровней жидкости в УБС и управления процессом откачки применяется ультразвуковой прибор типа XPS 10 ECHOMAX. Управление насосами откачки можно также, при необходимости, осуществлять на ручном режиме кнопками “Пуск”и“Стоп”щитауправления. Всесигналыидущиеотточекконтролянасосамиоткачкипоступаютнавторичныепоказывающиеприборы, установленныенащитеуправлениявоператорной АГЗУ. Сигналы на щите выдаются в виде цифровой и световой индикации.

Давление жидкости и газа в трубопроводах, аппаратах, приёмно-выкидных линиях насосов контролируется техническими манометрами. Температура газожидкостной смеси контролируется термометрами.

Система КИПиА подогревателя ПП-0,63.

На входе нефти в ПП-0,63 производится контроль давления по манометрам, по месту.

Температура воды в ПП-0,63 контролируется стеклянным ртутным термометром.

Подогреватель нефти ПП-0,63 оснащен приборами контроля, управления и автоматического регулирования, обеспечивающими:

-технологический контроль:

-давления (манометрами показывающими сигнализирующими взрывобезопасными ДМ);

-температуры (манометрическим показывающим термометром ТКП);

-уровня теплоносителя внутри сосуда (ДРУ-1ПМ);

-автоматическое регулирование:

-температуры (РТ-ДО-50);

-давление топливного газа перед горелкой и запальником;

-автоматическое отключение подачи топлива к горелкам с расшифровкой и запоминанием первопричины в соответствии со СНиП 11-35-76 в случае:

- повышения давления газообразного топлива перед горелками;

- понижения давления топливного газа перед горелками;

- погасания факелов горелок;

- повышения температуры теплоносителя;

- повышения давления в змеевике.

Указанные параметры контролируются:

- манометрами показывающими сигнализирующими МП-4-1У;

- преобразователями ультрафиолетового излучения ПУИ;

-автоматический переход с режима большого на малое горение и обратно;

-автоматический переход из режима розжига в режим автоматического контроля технологических параметров;

-автоматический контроль неисправности преобразователя ультрафиолетового излучения.

Система автоматики печи снабжена блоком БУК-5.С помощью указанных блока осуществляется управление работой печи, защита, сигнализация и блокировка при отклонениях параметров работы печи от нормы.

Примечание: Регулировку системы автоматики печей см. схему автоматики в Паспорте на печь ПП-0,63 поставщика оборудования. Эскиз печи ПП-0,63 с промежуточным теплоносителем представлен на рис. 2 в приложении к документу.

4.2.3 Описание схемы подачи ингибитора коррозии (БР-2,5)

Для впрыска ингибитора коррозии на АГЗУ применены блоки дозирования реагента (модель БР-2,5).

4.2.3.1. Краткая характеристика блока БР-2,5

В блоке БР-2,5 смонтированы:

-безнапорный расходный бак, оснащенный электрическим обогревателем (при наличии такового);

-насос шестеренчатый;

-насос дозировочный.;

-технологические трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой, первичными приборами КИПиА.

Дозировочные блоки выполняют следующие функции:

-прием концентрированногохимреагента из бочек в бак;

-подогрев химреагента в баке (при условии комплектации);

-дозированная подача химреагента в трубопровод.

Система контроля и автоматики блоков дозирования реагента предусматривает:

-местный контроль уровня и температуры химреагента в баке (поз.LIA, LA,TA);

-автоматическое управление электрическим обогревателем СЭМ-ЗУЗ для поддержания температуры реагента по сигналам датчика температуры (контур TISA) в пределах от +20 до +60оС (при условии комплектации);

-автоматическое отключение дозировочных насосов при повышении давления нагнетания выше установленного (контур PISA), при снижении уровня химреагента в баке ниже допустимого (контур LSA), включение аварийной вытяжной вентиляции при повышении концентрации горючих газов в блоке до 10%НКПВ (контур QISA), отключение электропитания при пожаре, при Т=70оС (контур TSA).

-защиту всех электроприемников от короткого замыкания и перегрузок.

Электрооборудование и средства КИПиА применены во взрывозащищенном исполнении.

Характеристика и принципиальная схема блока закачки химреагента представлена в таблице 6 и на рис. 1 ниже.

Таблица 6

Все оборудование установки БР-2,5 смонтировано в теплоизолированном блоке, установленном на сварной раме-санях. В будке блока предусмотрено освещение, автоматический обогрев, вытяжная и приточная вентиляция.

Будка герметической перегородкой разделена на два отсека - технологический и приборный.

Емкость технологическая заполняется реагентом из бочек или от передвижной емкости (автоцистерны) или из герметичных бочек объемом 200 л с помощью заправочного насоса блочной установки.

После заполнения технологической емкости включается насос-дозатор, устанавливается расход подачи ингибитора коррозии в нефтесборный коллектор на входе сырой нефти в УБС. Расход ингибитора коррозии устанавливается на основании рекомендаций производителя, научных организаций, испытывающих реагент в лабораторных и промысловых условиях и опыта применения реагента.

В емкости технологической имеется местный указатель уровня.

Предусмотрено аварийное отключение дозировочного насоса, электронагревателя реагента, автоматическое управление вытяжным вентилятором (при наличии).

5.Впрыск реагента на АГЗУ

Ингибитор коррозии из бочек подается заправочным шестеренчатым насосом в емкость, обогреваемый электронагревателем. Указатель уровня установленный на емкости служит для визуального контроля за уровнем жидкости в емкости. Два манометрических термометра служат для контроля температуры реагента в емкости в пределах от +20 до +60°Сиаварийногосигналаприотклоненииотзаданныхтемператур. Ингибитор коррозии подается в нефтесборный коллектор O159x5мм на входе сырой нефти в депульсатор УБС на площадке АГЗУ

6. Безопасная эксплуатация производства

6.1 Общие требования безопасности к технологическому процессу.

Технологический процесс предусматривает:

- устранение непосредственно контакта работающего персонала с сырьем, реагентами, готовой продукцией и отходами производства, оказывающими вредное воздействие на организм человека; токсикологическая характеристика которых приведена выше в таблицах 7.1, 7.2;

- комплексную механизацию производства;

- использование системы управления производством на базе микропроцессорной техники (контроллеров), обеспечивающую защиту работающих при отклонениях процесса от норм технологического режима;

- аварийное опорожнение оборудования в закрытые системы и на факел АГЗУ, герметизацию оборудования;

- обеспечение двумя независимыми источниками электроэнергии.

- все сосуды, содержащие легковоспламеняющиеся жидкости, оборудованы, как минимум, двумя уровнемерными приборами;

- отсечную запорную арматуру, на подаче сырья на установку АГЗУ от скважин, на сепаратор УБС, прием и выход насосов, на технологических коммуникациях, гарантирующую максимальное снижение выбросов в окружающую среду взрывопожароопасных веществ при аварийной разгерметизации;

- своевременный отбор проб на анализ воздушной среды в соответствии с утвержденной план-схемой в строгом соответствии с графиком отбора проб воздушной среды на рабочих площадках АГЗУ, утвержденным главным инженером» с помощью переносного газоанализатора.

- своевременное получение информации о возникновении опасных и вредных производственных факторов на отдельных технологических звеньях;

- рациональную организацию труда и отдыха с целью профилактики монотонности и гиподинамии, а также ограничения тяжести труда;

- четкую организацию связи и оповещения работающих на установке в случае аварийной ситуации, отклонения процесса от норм режима;

- своевременное удаление и обезвреживание отходов производства, являющихся источниками опасных и вредных производственных факторов.

- все электрическое оборудование (насосы, вентиляторы) защищено нулевым заземлением, причем следует отличать рабочее заземление от защитного заземления.

- утилизация попутного нефтяного газа (частичная для собственных нужд -на горелках печи нагрева нефти ПП-0,63).

Поиск по сайту: