36
Сигнализаторы уровня СУУЗ содержат чувствительный элемент, два
пьезоэлемента - излучатель и приемник, между которыми имеется зазор, и
электронный преобразователь. Действие сигнализатора уровня основано на
изменении степени отражения ультразвукового сигнала от уровня
контролируемой среды [14].
Порог срабатывания СУУЗ-5 мм в диапазоне изменения уровня от
1,0 до 10 м. В отрасли применяют также радиоволновые сигнализаторы
уровня СУС-16, содержащие чувствительный элемент в виде емкости или
катушки индуктивности, включенный в резонансный контур и
срабатывающий при срыве генерации, радиоизотопные гамма-реле типа
ГР-7 для сред с повышенным содержанием сероводорода, основанные на
измерении ослабления ионизирующего излучения (кобальт или цезий-137).
Радиоизотопные датчики позволяют обходиться без
непосредственного контакта с контролируемой средой.
Практический интерес представляет схема устройства для
определения границы раздела жидкостей, состоящего из размещенных в
отстойном аппарате датчика уровня раздела жидкостей, находящегося в
зоне раздела жидкостей нефть-вода, и датчиков состава, расположенных
соответственно в воде и в нефти.
Выходной сигнал устройства равен отношению разности выходных
сигналов датчиков, находящихся в нефти и на границе раздела жидкостей
нефть-вода, к разности выходных сигналов датчиков.
Выводы. В условиях научно - технического прогресса в
нефтепромысловые подготовки нефти произошли большие изменения.
Увеличилось количество методов воздействия на водонефтяные эмульсии
и возросла их эффективность.
Но большое количество проблем ждёт своего решения. К ним
относятся:
37
- разработка эффективных способов и оборудования для глубокого
обезвоживания тяжёлых и высоковязких нефти;
- подготовка нефти, содержащих механические примеси;
- внедрение комплексных решений АСУ ТП и многие другие.
38
ГЛАВА 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1. Общая характеристика УППН Кокуйского месторождения
Установка первичной подготовки и перекачки нефти «Кокуй»
пущена в эксплуатацию в 1978 году и предназначена для обработки
водонефтяной эмульсии, поступающей на установку с Кокуйского,
Чураковского (Северный и Южный купола), Сосновского и Стретенского
месторождений нефти.
Производительность установки «Кокуй» составляет 600 тыс. тонн в
год обезвоженной и обессоленной нефти. После проведения обработки
товарная нефть соответствует предъявляемым требованиям ГОСТ Р 51858
- 2002. Процесс обезвоживания нефти принят термохимический, с отстоем
в отстойной аппаратуре.
Обессоливание производится путём отмывки солей из нефти пресной
водой и отстоем в отстойной аппаратуре с использованием деэмульгаторов
[15]. Установка подготовки нефти «Кокуй» имеет резервуарный парк из 11
резервуаров типа РВС общей ёмкостью 27000 м
3
.
2.1.1. Описание существующего технологического процесса и
технологической схемы установки
Установка первичной подготовки нефти предназначена для
обезвоживания и обессоливания нефти с обводнённостью до 80% и
доведения её до кондиции согласно ГОСТ Р 51858-2002.
На установку поступает нефтяная эмульсия, добываемая с
Кокуйского, Чураковского, Сосновкского, Стретенского месторождений
ЦДНГ-10. Вся сырьевая нефть с давлением до 0,5МПа и температурой 4
25С (в зависимости от времени года), пройдя через узел шаровых
39
разъединителей, поступает на КСУ – 3,4, где происходит сепарация
эмульсии при давлении 0,4-0,65 МПа, расход жидкости составляет 180
м
3
/час.
Отделившийся в результате сепарации газ под давлением сепарации,
через аварийные ёмкости - конденсатосборники № 1(V=16 м
3
), 2 (V=16 м
3
),
№ 3 (V=16 м
3
), №4(V=16 м
3
) подаётся на мини - ГКС или факельную
установку, где происходит его сжигание.
Приборами автоматики контролируется уровень жидкости и
давление. Давление газа в КСУ свыше допустимого сбрасывается в
аварийные ёмкости № 1, 2, 3, 3 через предохранительные клапана.
Сырьевая нефть после частичного отделения газа и воды поступает через
узел переключения направляется в сырьевые резервуары РВС № 2(V=3000
м
3
) или РВС № 4(V=3000 м
3
) или РВС № 7(V=3000 м
3
), или РВС №
8(V=3000 м
3
).
Водонефтяная эмульсия, с содержанием воды до 50%, сырьевыми
насосами подается на печь ПТБ-10, где нагревается до 45
о
С и поступает в
блок обезвоживания нефти. После 1,5ч отстоя в отстойниках
обезвоживания, нефть, с содержанием воды до 1% через КСУ-1,2 и узел
переключения поступает в отстойники обессоливания после на товарные
резервуары РВС - 1,3 [16].
Из товарных резервуаров товарными насосами 1,2,3 нефть
откачивается в нефтепровод «Кокуй-Пермь». Отстоявшаяся вода с
отстойников блока обезвоживания и обессоливания поступает в
резервуары водоподготовки РВС – 5,6,9,10,11, для дальнейшей закачки.
2.1.2. Анализ работы установки
Максимально пропускная производительность УППН согласно
запроектированного оборудования составляет 600 тыс. тонн/год по
товарной нефти и 700 тыс. тонн/год по жидкости. Время отстоя в блоках
40
обезвоживания составляет 1,5 часа температуры в рабочих аппаратах не
менее 30°С.В ходе анализа была произведена отработка технологического
процесса и выявлено:
При сквозном прохождении нефтяной эмульсии через КСУ
попутный газ не сепарируется в должном объеме и попадет в РВС, а оттуда
через дыхательные клапана в атмосферу, что создает неблагоприятную
обстановку на близлежащей территории. Так же создает усиленную
коррозию металла РВС, что сокращает межремонтный срок. При
нестабильном межфазовом уровне в отстойниках обессоливания
нарушается технологический процесс, значительно падает качество
продукции, а это значит и цена на него [17].
Проведённый анализ показал, что данные мероприятия по
реконструкции объектов КСУ и отстойников обессоливания положительно
скажутся на технологическом процессе УППН при полной нагрузке по
жидкости, что стабильный режим работы установки возможен при расходе
через установку до 100 м
3
/час, при температуре в отстойниках в тёплый
период до 35°С.
2.2. Предложение по совершенствованию УППН с целью
увеличения производительности и повышения качества
товарной нефти
Главной проблемой является увеличение газового фактора в нефти,
поступающей на УППН, а также качество подготовленной к перекачке на
нефтеперерабатывающий завод [18].
Для решения этой проблемы предлагаю провести ряд мероприятий:
- на КСУ - 1,2.3,4 установить арматуру с автоматической
регулировкой уровня нефтяной эмульсии;
41
- на отстойниках обессоливания - 4,5,6 установить арматуру с
автоматической регулировкой межфазового уровня;
- обеспечить средствами АСУ ТП данные объекты.
2.3. Описание предлагаемого технологического процесса и
технологической схемы установки
Вся сырьевая нефть с давлением до 0,5МПа и температурой 4 25С
(в зависимости от времени года), поступает на концевые сепарационные
установки (КСУ) (V=50 м
3
2 шт. ) №3 и №4 (сырьевые), где происходит
сепарация эмульсии при давлении 0-0,05 мПа. Отделившийся в результате
сепарации газ под давлением сепарации, через аварийные ёмкости -
конденсатосборники № 1(V=80 м
3
), 2 (V=80 м
3
), № 3 (V=63 м
3
), №4(V=16
м
3
) подаётся на установку мини - ГКС.
Приборами автоматики контролируется и регулируется уровень
жидкости и давление в КСУ. При таком способе попутный газ лучше
высвобождается из нефти и не попадает в систему РВС.
Сырьевая нефть после отделения газа самотёком с КСУ через узел
переключения направляется в резервуар предварительного сброса воды,
РВС № 2(V=3000 м
3
) или РВС № 8(V=3000 м
3
), где происходит отделение
основной массы попутной воды от нефти методом холодного отстоя и
«фильтрации» эмульсии сквозь водяную подушку (высота водяной
подушки 3-5 м). Температура в РВС 12-25
0
С. Из резервуара
предварительного сброса воды через переточную трубу высотой 8,5
метров, нефть с содержанием воды до 30% поступает в сырьевой резервуар
№7(V=3000 м
3
) или №4(V=3000 м
3
) для дополнительного отстаивания.
Температура в сырьевом резервуаре 12-25
0
С. Уровень жидкости в
РВС и межфазный уровень в РВС № 2, 4, 7, 8 визуально контролируется с
42
помощью приборов автоматики. Аварийный уровень в РВС
контролируется звуковой и световой сигнализацией. Частично
обезвоженная нефть из РВС №7 или №4 со стояков, соответственно 4,5 и
4м и обводнённостью до 10% сырьевым насосом №4 или №5 или №6 под
давлением 0,3- 0,8 МПа и температурой 10-30С подаётся в печи нагрева
ПТБ-10 №1 или №2.
Давление на выходе насоса и перегрев подшипников насоса и эл.
двигателя контролируются приборами автоматики. При превышении этих
показаний срабатывает аварийная защита. Приборами автоматики
контролируются: давление нефти на входе в ПТБ-10 (0,25-0,8МПа), и
выходе печи (0,25-0,8МПа), расход нагреваемой нефти (100т/ч),
температура холодной нефти (10-30С ), нагретой нефти(40-80С),
уходящих дымовых газов(не > 600 С), наличие пламени запальных
горелок, давление топливного газа из внешней сети (0,1-0,3 МПа),
давление воздуха в главном воздуховоде (0,001МПа).
Регулятор РДБК-1 автоматически регулирует давление топливного
газа, подаваемого к каждой камере сгорания и в коллекторе газа к
запальникам (0,005-0,1МПа) [19].
Аварийная защита печей срабатывает при превышении свыше
допустимого температуры нефти и уходящих дымовых газов, при
понижении расхода нагреваемой нефти и давления воздуха, подаваемого к
камерам сгорания, отклонении давления топливного газа от предельно-
допустимого давления, исчезновении напряжения в цепи управления и
пламени запальных горелок, камер сгорания.
Избыток давления топливного газа, поступающего в ПТБ-10,
сбрасывается через предохранительный клапан, установленный в ГРП
ПТБ-10. Работа печей не допускается без аварийной защиты. Аварийный
слив жидкости из ПТБ-10 производится в аварийную ёмкость №2.
Нагретая нефть (35-70С) поступает в горизонтальные отстойники ступени
43
обезвоживания (V=200 м
3
) №7, №8, №9. Давление в отстойниках 0,15-
0,35МПа. Обезвоживание может осуществляться параллельно в трёх
отстойниках или последовательно. Уровень раздела фаз «нефть-вода» и
давление в отстойниках контролируются приборами автоматики. Избыток
давления в отстойниках сбрасывается через предохранительные клапана в
аварийную ёмкость № 2. Аварийное опорожнение аппаратов производится
в аварийную ёмкость № 2.
После 1,5-2 часов отстоя, обезвоженная нефть с содержанием воды
до 1%, поступает в отстойники обессоливания (V=200 м
3
) №4, №5, №6. В
поток нефти до отстойников обессоливания подается пресная вода в
объёме 10% от объёма нефти. Давление в отстойниках 0,15-0,28 МПа.
Обезвоживание может осуществляться параллельно в трёх отстойниках
или последовательно.
Межфазный уровень в отстойниках обессоливания № 4, 5, 6
контролируется и регулируется приборами автоматики. Избыток давления
газа в этих отстойниках сбрасывается через предохранительные клапана в
аварийную ёмкость № 1. Аварийное опорожнение аппаратов производится
в аварийную ёмкость № 1.
Качество нефти после отстойников №№4-6 при данном варианте
характеризуется средним содержанием воды до 0,3% и солей до 100мг/л,
что соответствует 1 группе по ГОСТу Р 51858 – 2002 при откачке на
нефтеперерабатывающий завод.
Нефть после отстойников №№4-6 проходит через концевые
сепарационные установки (КСУ) (V=50 м
3
2 шт.) №1 и №2 (товарные), где
происходит дополнительная сепарация и стабилизация нефти при
давлении 0-0,05 МПа. Отделившийся в результате сепарации газ под
давлением сепарации, через аварийные ёмкости - конденсатосборники №
1(V=80 м
3
), 2 (V=80 м
3
), № 3 (V=63 м
3
), №4(V=16 м
3
) подаётся на
установку УЛФ.
44
После КСУ №1 и №2 нефть поступает в резервуары
дополнительного отстоя №1 (V=2000 м
3
). Через переточную трубу высотой
9м у РВС№1 нефть перетекает в резервуар товарной нефти №3 (V=2000
м
3
). Уровень жидкости в РВС № 1 визуально контролируется с помощью
приборов автоматики. Аварийный уровень в РВС контролируется звуковой
и световой сигнализацией.
Отстоявшаяся в резервуаре дополнительного отстоя №1 вода
технологическими насосами ЦНС-300120 № 10 или №14 (расход до
300т/час, температура 10-20С) под давлением 0,2- 0,85 МПа подрезается
в голову процесса, в сырьевые резервуары. При превышении этих
показаний свыше допустимых норм срабатывает аварийная защита [20].
Товарная нефть, соответствующая 1 группе по ГОСТ Р 51858-2002 с
резервуара №1, 3 откачивается товарными насосами ЦНС-180420 №1,3 и
ЦНС-300480 №2 (давление 1-3,4 Мпа, расход до 300 т/час, температура
30*С) через узел учета товарной нефти ( давление 0,33-1,8 МПа) на ООО
«ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» для сдачи.
Выводы. Из проведённого анализа существующей установки
установили, что оптимальный расход жидкости составляет 90 м
3
/час на 2
отстойных аппаратах, превышение анализов по воде в отстойниках
обезвоживания и обессоливания при расходе деэмульгатора 90 г/т и
поддержание температуры в рабочих аппаратах в пределах 36 - 38°С не
происходит и установленный режим работы установки идёт без сбоев.
Однако при незначительном увеличении пропускной способности,
снижение нормы расхода деэмульгатора и понижение температуры почти
сразу же происходил сбой технологического процесса. Проведённые
расчёты показали, что, годовая производительность проектируемой
установки будет составлять 1008064 м
3
/год по жидкости и 806451 м
3
/год по
нефти. При увеличении поступления нефти на УППН расчёт количества
печей показал, что для нагрева нефти необходимо держать в работе одну
45
печь ПТБ – 10 (одна в резерве). Предлагаемая схема изменения потоков
позволила снизить содержание воды в жидкости, перекачиваемыми
насосами с 50% до 10%.