Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды

Подождите немного. Документ загружается.

(карбонатному или сульфатному) солеотложению в системах

сбора и подготовки нефти.

Поэтому, анализируя полученные данные о работоспособ

ности блочных деэмульсаторов, представлялось целесообразным

рассматривать объекты, где эксплуатировалось это оборудова

ние, с точки зрения предложенной классификации.

В табл. 34—36 в обобщенном виде представлен анализ

работы блочных деэмульсаторов, эксплуатируемых на промыс

лах.

Таблица 34

Анализ эксплуатации вертикальных сепараторов-подогревателей типа СП-1 ООО

Наименование объек

та, НГДУ (УПН)

Группа

нефти

согласно

Произво

дитель

Температура, 0C

Обводненность, %

классифи

кации

ВНИИСПТ

(нефти)

ность на

I аппарат,

т/сут

на входе

на выходе

на входе

на выходе

Тэбукское

300,0

40,0 40,0

Бугурусланнефть

IIB

435

23,8

1,0

Таджикнефть

60 3,6

1,2

Бештеитяк, Шаам-

бары

IA,IlIA

IIA

34,0

235

15—20

55.0

80.0

1.0

1,0—2,0

Киргизнефть

IIIA 147

15—20 55

66,0

2,0

Андижаннефть

IIA 134

Ходжаабад 215

—

40 78,0

1,0

Аламышик

' IA

118

— 50 85,0

1,0

Палванташ

Фергананефть

Каршинефть

Востокнефть

Боткинское

Полазнанефть

(Полазна)

IIA

IIIA

IIA

153

342

550

540

782

310

5— 15

68,0

19.0

40.7

23.7

25.0

54.0

68,0

40,7

2,0—6,0

Кунгурнефть

Уфанефть

Речицанефть

Бориславнефтегаз

IIA

680

584

до 38

10—20

26,0

36,0

1,4

0,8—2,0

На рис. 40 показан характер изменения температуры эмуль-

сии в выходе аппарата (А/) при неизменной тепловой мощ

ности топки аппарата в зависимости от производительности

160

Разность температура eC Производительность, г\ь!щт

Рис, 40.

Влияние производительности сепаратора-подогревателя СП-1000 на темпера

туру нагрева (а) и содержание остаточной воды (б):

а — обводненность эмульсии 20%; I, 2 — проектные тепловые мощности соответственно

0,73 и 0,58 МВт; 3 — фактическая тепловая мощность 0,40 МВт; б — при обработке неф-

тей: I — тяжелых > 0,8в), II — средних (р4 ^ = 0,8б), III — легких G f 0,85)

СП-1000. Расчеты проведены на тепловую мощность

0,63 млн. ккал/ч для СП-1000А; 0,5 млн. ккал/ч для СП-1000;

0,35 млн. ккал/ч — фактическая тепловая мощность СП-1000 по

данным 1973— 1977 гг. Точками отмечены фактические данные

согласно табл. 34.

Таблица 35

Анализ эксплуатации горизонтальных деэмульсаторов типа УДО-2 M

Наименование объек

та НГДУ(УПН)

Группа нефти

по классифи

кации

ВНИИСПТ

нефть

Производи

тельность на

I аппарат,

т/сут

Температура, 0C

Обводненность, %

на входе на выходе

Бориславнефтегаз

IIB 224

5,8

0,5—2,0

Жетыбайнефть

IIB 724 50 65

60,5

—

Войжовское

IIA

520

10 55

60,0

1.0

Таджикнефть

IIIA

340 20 70 59,1

1,5

Киргизнефть

IIIA 290

20 65

80,0

1,2

Правобережное

IIA 618

65 22,0

1,0

Заволжское

IA 738

20 45

12,0

1,0

Эхабинефть

437

70 84,0

2,0

Колендонефть

IIA 668

20 30 61,2

3,0

Востокнефть

550

40,7 0,8

Кунгурнефть

IIB

730

5—15

12,7

1,0—3,0

Волгограднефть

IIA

560 20

40 12,5

1,0

11 Заказ № 144

161

Таблица 36

Анализ эксплуатации деэмульсаторов УДО-3

S *

sc -S*

s х й

н я *

Температура, 0C

Обводненность, %

Наименование объек

та НГДУ (УПН)

XSt-.

-•во

Sgs

P OS

SC *г-

L_ «05

Производи'

ность на I

рат, т/сут

на входе

на

выходе

на входе

на

выходе

Жетыбайнефть

IIB

2250 45

60,5

Тэбукское

IIA

1200

40,0

9,0

Игринское (ТХУ-2)

2580 5—15

. 3,0

сл

Речицанефть IIA

—

И—20

30—40

45,0

6—2,5

Альметьевскнефть

IIIB

1230

7—15

32,9 2—6,0

Елховнефть

IIA

2220

7—15

35 42,0

О.

Чернушканефть

(Константиновская

ТХУ)

IIIA 1350

7—15 38

19,1

Таныпская ТХУ

IIIB

1050 7—15 35 32,0 0,3—2,0

Кунгурнефть

(Кыласовская

ТХУ)

IIIB

2000

5— 15

12,7

1,0—3,0

Уфа нефть

IIA

2500

5-1 5

35 — 3,0

Мегионнефть

IIA

4250

30,0 0,4—0,8

Как видно из рис. 40, при проектных параметрах СП-1000

по температуре нагрева и содержанию воды в товарной нефти

производительность по нефти выше 500—600 т/сут для этого

аппарата практически недостижима. Она зависит прежде всего

от свойств обрабатываемой водонефтяной эмульсии, от плот

ности нефти. Так, если для нефти I группы производительность

достигает 600, то для нефтей II группы она не превышает 300,

а для тяжелых нефтей III группы не может быть более

100 м3/сут.

Влияние производительности УДО-2М на качество обезво

женной нефти также находится в тесной зависимости от типа

обрабатываемой водонефтяной эмульсии. Так, для нефтей

I группы ориеитирозочная производительность УДО-2М со

ставляет 800, для II. группы — 550, для III — не более

300 т/сут.

Из данных табл. 36 следует, что относительно высокая

производительность деэмульсаторов УДО-3 достигается только

при обработке водонефтяных эмульсий I и II групп и при усло

вии достижения разности температур на входе и выходе

более 20 °С.

162

Влияние колебания производительности УДО-3 на качество

обезвоженной нефти по усредненным данным эксплуатации

этих аппаратов за 1974— 1976 гг. приведены в табл. 36.

Как и для деэмульсатора СП-1000 и УДО-2М, производи

тельность УДО-3 и качество подготовленной нефти на выходе

из аппарата зависят от физико-химических свойств обрабаты-

ваехмой продукции скважин и может колебаться в пределах от

1000 до 3000 м3/сут. Установлено, что на эффективность

работы деэмульсаторов существенное влияние оказывает дози

ровка реагента-деэмульсатора в системе сбора, т. е. степень

разрушения эмульсии на подходе к аппаратам.

Таким образом, совмещение технологических процессов

нагрева и обезвоживания (или обессоливания) обводненных

нефтей в одном аппарате наряду с определенными преимуще

ствами имеет ряд недостатков: они обладают сравнительно

небольшой тепловой мощностью и производительностью; совме

щенные аппараты работают по такой жесткой схеме, когда

любые технологические осложнения и технические неисправ

ности блока нагрева или отстоя влекут за собой остановку

и отключение аппарата из схемы установки подготовки нефти

для его осмотра и ремонта. Поэтому для обеспечения постоян

ного нормального функционирования на ЦППН, оснащенных

деэмульсаторами типа УДО и УД, необходимо предусмотреть

значительный их резерв. Вместе с тем увеличение числа сов

мещенных аппаратов подготовки нефти больше трех создает

дополнительную проблему распределения потоков по аппа

ратам с получением кондиционной нефти после каждого

из них.

В связи с этим с целью повышения надежности и гибкости

технологических схем установок подготовки нефти, особенно

в области более высоких производительностей (свыше

3,0 млн. т/год), разработаны и выпускаются раздельные блоки

нагрева и отстоя.

БЛОЧНЫЕ АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ НАГРЕВАТЕЛИ

Блоки нагрева выпускаются двух модификаций: нагрева

тели объемного типа HH, блоки нагрева «труба в трубе» BH

и блочные трубчатые печи типа ПТБ. Печи блочные автомати

зированные газовые объемного типа HH-1,6, НН-2,5, НН-4,0>

НН-6,3, предназначены для подогрева водонефтяных эмульсий

с содержанием воды более 2 %. Эти печи разработаны СПКБ

Союзнефтеавтоматика (г. Уфа). Технические характеристики

нагревателей приведены в табл. 37. Нагреватели типа HH вы

полнены на базе горизонтальных емкостей, внутренняя полость

которых разделена на два отсека (в НН-1,6 — один отсек), где

смонтированы по две жаровые трубы, оборудованные газо

выми инжекционными горелками и дымовыми трубами.

11*

163

Таблица 37

Технические характеристики блочных нагревателей объемного типа

Параметры и показатели

Тип (шифр) аппарата

НН-1,6

НН-2,5

НН-4,0

НН-6,3

Теплопроизводительность, МВт

1,85

2,90 4,65 7,30

Производительность по сырью

при нагревании до 40 0C и об

водненности до 25 %, т/сут

2000

3000

5000

8000

Давление в аппаратах, МПа

0 ,6

Максимальная температура на

выходе из аппарата, 0C

До 90 До 90

Количество горелок, шт. 2 4

Расход топливного газа, м3/ч

180

360

440

800

Объем сосуда, м3

100

125

Масса, т

17,0

27,2

47,3 59,0

В этих нагревателях эмульсию вводят в нижнюю часть

аппаратов, она всплывает через слой дренажной воды, омы

вая жаровые трубы. Нефть, отделившиеся вода и газ (в случае

его выделения) выводятся через общий коллектор в верхней

части аппарата. Благодаря такой конструкции пластовая вода,

выделившаяся в отсеке нагрева, накапливается до уровня вы

ходного коллектора, поэтому жаровые трубы постоянно нахо

дятся в слое минерализованной воды.

В НГДУ Сургутнефть в промышленных условиях было про

ведено исследование структуры потоков в нагревателях

НН-6,3 и НН-2,5 с использованием радиоактивного изотопа

[15, 16]. На рис. 41 приведен общий вид нагревателя НН-6,3 со

схемой расположения на нем датчиков у’излУч^ния, изображен

ных в виде темных кружочков. Незаштрихованные кружочки

обозначают точки, в которых дополнительно проводили измере

ния с помощью высокочувствительного переносного радиометра

СПР-2 «Кристалл». Цифры рядом с кружочками обозначают

номера датчиков; пунктирными линиями показано относитель

ное распределение нефти внутри аппарата при производитель

ности 130 м3/ч по жидкости (обводненность 25 %). Количество

«меченой» нефти, зарегистрированное соответствующими датчи

ками (пропорциональное площади кривых откликов), условно

изображено вертикальными отрезками, отложенными над

датчиками. Эксперименты показали, что при данной производи

тельности основная масса эмульсии, поступая в первый отсек

через вертикальный отсек, отражается от дна аппарата и под

нимается вверх вблизи стояка. До точек 6 и 8 нефть практи

чески не доходит, это подтверждается также малой величиной

16*

V-W O -~2600-

------

-j> _

,г^ Г ^

Wzsso-Amo m oW m o-

b - ltf

Рис. 41.

Блочный нагреватель НН-6Д

Схема расположения датчиков у-излучения (цифры 1—26).

I — ввод эмульсии, IJ — вывод эмульсии

при интенсивности потока: а — в нижней и верхней частях I отсека аппарата; б -в сред*

ней части I отсека аппарата; в — в нижней части II отсека аппарата

сигналов на датчиках 11 а 12, расположенных над ними. Ос

новной поток проходит в местах расположения точек 9 и 10

и далее вверху — точка 3. При перетоке во второй отсек рабо

тает только первый по ходу стояк, о чем свидетельствуют соот

ветствующий сигнал в точке 14 и отсутствие его в точке 15.

При проведении этой серии экспериментов аппарат работал

в недогруженном режиме, поэтому его производительность

увеличили и следующие опыты проводили при расходе через

него 210 м3/ч.

Анализ результатов показал, что характер распределения

потоков в нижней части первого отсека остался прежним, не

сколько увеличилось смещение потоков в правую сторону

в средней и верхней частях первого отсека. Однако основной

поток эмульсии все же проходил в средней части аппарата

между жаровыми трубами, что следует из относительно малой

величины сигналов на* датчиках 9-7-12 (средняя штрихпунктир-

ная кривая увеличена по вертикали в масштабе 20: I). За

метно увеличился сигнал и в точках 5, 7. При переходе во

второй отсек (правый) весьма небольшое количество нефти

стало поступать через второй отсек. Отмечено появление

малого сигнала и в точке 13, в самом низу правого отсека,

вблизи глухой поперечной перегородки.

Обработка выходной кривой отклика (точка 17) показала,

что среднее время пребывания в аппарате в этих опытах со

ставило 10 мин, а передний фронт «меченой» эмульсии появился

165

на выходе из аппарата через 2,5—2 мин. Из полученных ре

зультатов был сделан вывод, что при указанных производи

тельностях распределение потоков в рассматриваемом аппа

рате нельзя считать удовлетворительным, так как правые поло

вины обоих отсеков почти не используются. Аналогичный вы

вод был сделан и относительно нагревателя НН-2,5 [16].

При производительности около 100 м3/ч первые порции

«меченой» нефти появлялись на выходе этого аппарата через

1,5—2,5 мин, среднее время пребывания жидкости в нагрева

теле составляло 4—5 мин. В данном аппарате удовлетвори

тельно используется только центральная часть камер нагрева,

в то время как почти половина полезного объема с наружных

сторон от жаровых труб практически не работает.

Движение основного потока эмульсии в рассмотренных

аппаратах в виде «столбца» жидкости, занимающего сравни

тельно малую часть пространства между жаровыми трубами,

происходит, главным образом, вследствие большого коэффици

ента перфорации нижней распределительной решетки и сосре

доточенного подвода эмульсии под нее. Неудовлетворительная

организация потоков в аппаратах подобного типа является

одной из причин частых прогаров и смятия жаровых труб,

происходящих обычно в зоне горения факела. Исходя из полу

ченных результатов, нами было предложено для интенсифика

ции процесса нагрева эмульсии в аппаратах подобного типа

и увеличения долговечности работы жаровых труб осущест

вить ввод эмульсии в нагревательную зону посредством перфо

рированных труб, расположенных под и между коленами жаро

вых труб [4].

Отверстия верхней распределительной трубы направлены

в проход между коленами жаровых труб так, чтобы вытекаю

щие струи эмульсии омывали верхнюю поверхность нижнего

колена жаровой трубы. Отверстия нижних распределительных

труб направлены на жаровые трубы, и вытекающие из них

струи эмульсии, всплывая, омывают нижнюю и затем боковые

поверхности жаровых труб.

Перфорацию распределительных труб рассчитывают с уче

том падения теплонапряженности труб. Подобная система

ввода эмульсии позволяет создать вокруг жаровых труб более

жесткую циркуляцию потоков, что обеспечивает более надеж

ную работу нагревателей. В 1976 г. в НГДУ Сургутнефть

предложенными распределителями были оборудованы четыре

нагревателя НН-6,3. Аппараты проработали без профилакти

ческого осмотра и ремонта 12 месяцев. Рабочий цикл НН-6,3

проектной конструкции составлял 6—7 месяцев. Таким обра

зом, предложенная система ввода эмульсии в объемные нагре

ватели позволяет примерно в 2 раза увеличить межремонтный

период и рекомендуется для использования во всех аппаратах

подобного типа.

166

Нагреватели типа HH оборудованы автоматическим устрой

ством «Сигнал» (разработчик СПКБ Союзнефтеавтоматика),

который отключает подачу газа в горелки при гашении пла

мени запальной горелки при чрезмерном повышении или пони

жении давления газа перед горелками, а также при повышении

давления и температуры в аппарате выше критического значе

ния. Блочные нагреватели типа HH рекомендуется применять

в комплексах подготовки нефти мощностью от 0,5 до

6 млн. т/год для обработки легких, средних и тяжелых нефтя

ных эмульсий с относительно невысокой склонностью пласто

вых вод к солеотложению.

Блочные нагреватели трубчатого типа. Блочные трубчатые

печи типа (БН-5,4; БН-М) разработаны в КБ объединения

Саратовнефтегаз (табл. 38), Блоки нагрева типа БН-5,4 пред

ставляют собой комплект четырех горизонтальных жаровых

нагревательных элементов «труба в трубе» (рис. 42), последо

вательно соединенных между собой с помощью распределитель

ного коллектора. Подогреватели смонтированы на поперечных

балках, являющихся основанием для установки их на фунда

ментные опоры.

Таблица 38

Технические характеристики блоков нагрева типа БH

Параметры и показатели

Тип блоков нагрева

БН-5,4

БН-М

Теплопроизводительность, мВт

Производительность

6,3 6,3

по жидкости, т/сут

3000

3000—5000

при обводненности нефти, %, 30

Температура нагрева эмульсии, 0C

До 80

Давление в системе, МПа

0,6*

0,6

Количество нагревателей, шт

Расход топливного газа, м3/ч

4 4

800

Масса, т 8,8

8,8

* Для жаровых труб из углеродистых сталей допустимое давление на

входе в нагреватель 0,4 МПа.

Водонефтяная эмульсия нагревается при непосредственном

контактировании с поверхностью жаровой трубы. В качестве

горелочных устройств применяют турбореактивные горелки

ГГТР-С-200 П (разработка института ГипроНИИгаз, г. Сара

тов). Подогреватели и блок КИП со стороны горелочных

устройств защищены сборно-щитовым укрытием. Нагреватели

типа БН оборудованы приборами контроля горелок, темпера

туры нагрева эмульсионной нефти, звуковой и световой сигна

лизацией.

167

Рис. 42.

Блочный нагреватель БН-5,4:

/ — жаровая труба; 2 — оребренная жаровая труба; 3 — корпус; 4 — линзовый компен'

сатор; 5 — горелка; 5 — дымовая труба; I — эмульсия; II — топливный газ

Водонефтяная эмульсия последовательно нагревается

в пространстве, образованном корпусом и жаровой трубой наг

ревателя, по которой проходят продукты сгорания топливного

газа. Для лучшего теплосъема поток нефтяной эмульсии закру

чивается в межтрубном пространстве по спирали с помощью

специальной шнековой полосы. Дымоходы всех четырех нагре

вательных элементов подсоединяются к общей дымовой трубе.

Нагревательные элементы соединены между собой так, что

любой из четырех элементов может быть отключен без оста

новки всего блока, т. е. можно направить нефтяную эмульсию

мимо любого из нагревательных элементов. Основным парамет

ром, подлежащим регулированию, является температура неф

тяной эмульсии на выходе из блока нагрева. Она регулируется

с помощью датчика температуры прямого действия типа

РТ-50. Для регулирования давления газа перед горелками

применяют регулятор давления газа типа РДУКГН.

При чрезмерном повышении или понижении давления

в газовой линии система питания горелок отключается клапа-

ном-отсекателем.

Основным недостатком блоков нагрева является использо

вание горелок ГГТР-С-200П, вызывающих местный перегрев

стенки жаровой трубы и требующих тщательной осушки топ

ливного газа. Применение в блоках нагрева БН-М горелок

БГ-2п позволяет повысить надежность работы блоков нагрева

и понизить солеотложения на стенках труб, вызванные мест

ными перегревами.

Другой недостаток блоков нагрева — низкое допустимое

рабочее давление при высоких перепадах давления в нагрева-

163

телях (0,2—0,4, МПа). Понижению сопротивления способст

вует обвязка нагревателей попарно (БН-М) с отказом от

общего коллектора. В течение 1971— 1976 гг. выпущено

164 блока нагрева БН-5,4; в 1977 г. начат выпуск БН-М. Блоки

нагрева типа БН предназначены для подогрева обводненных

нефтей с содержанием воды более 2 % в процессе их обезвожи

вания и обессоливания в комплексах подготовки нефти произ

водительностью для БН-5,4 и БН-М до 3 млн. т/год.

Блочные трубчатые нагреватели типа ПТБ (ПТБ-10;

ПТБ-6,3) разработаны КБ объединения Саратовнефтегаз,

блок управления и сигнализации БУС—ВПО Союзнефтеавто-

матика. Блочная трубчатая печь типа ПТБ-10 состоит (рис. 43)

из теплообменной камеры, блока основания, блока управления

и сигнализации БУС.

Теплообменная камера (рис. 44) представляет собой удли

ненный теплоизолированный корпус, внутри которого располо

жены четыре одинаковых змеевика, выполненных из оребрен-

ных труб диаметром 150 мм. В нижней части боковых стенок

расположено по два дымоотводящих устройства, к фланцам

которых снаружи крепят дымовые трубы. К нижней стенке

корпуса примыкают четыре горелки устройства циклонного

типа. Быстрое вращение нагнетаемого вентилятором воздуха

вызывает хорошее смешение его с топочным газом. Конструк

тивные особенности горелки и камеры сгорания обеспечивают

полное сгорание топлива так, что во внутреннее пространство

теплообменной камеры попадают только инертные продукты

сгорания. Минимальная скорость подачи воздуха в горелочное

устройство превосходит скорость распространения пламени.

Поэтому прорыв пламени в систему подвода воздуха невозмо

жен. Теплообменная камера оборудована взрывными клапанами

и смотровыми устройствами.

Блок основания представляет собой металлоконструкцию,

предназначенную для установки теплообменной камеры с го-

релочными устройствами и трубопроводной обвязкой, конт

рольно-измерительных и регулирующих приборов, утепленного

укрытия.

В утепленном укрытии расположены вентиляторы, коллек

торы воздуха, газа к основным и запальным горелкам, трубо

проводы входа и выходы нефти, приборы, осуществляющие

контроль и регулирование технологического процесса.

Рабочий процесс в печи протекает следующим образом.

Водонефтяная эмульсия поступает во входной (нижний) кол

лектор, с помощью которого делится на четыре равных потока

и, проходя через соответствующие змеевики, нагревается до

заданной температуры. При выходе из печи потоки объеди

няются в верхнем коллекторе. Водонефтяная эмульсия нагре

вается через стенки оребренных труб горячими продуктами сго

рания. При этом в камере сгорания организовано определенное

169