Каштанов А.А. , Жуков С.С. Оператор обезвоживающей и обессоливающей установки

Подождите немного. Документ загружается.

три резервуара на конце приемо-раздаточного патрубка. Хло-

пушка состоит из корпуса и крышки, связанной с системой уп-

равления тросом.

При сливо-наливных операциях хлопушку поднимают при

помощи механизма бокового управления. В случае неисправно-

сти механизма управления хлопушку поднимают при помощи

запасного троса.

Плотность прилегания крышки хлопушки к корпусу обеспе-

чивается полимерным покрытием затвора. Преимущества поли-

мерных покрытий состоят прежде всего в том, что они более

стойки к коррозии и для обеспечения герметичности требуют

меньшего давления.

В зависимости от размеров хлопушек применяются механиз-

мы управления: в виде барабана, вращающегося на валу и с

упором на корпус сальника,— для хлопушек типа Х-80, Х-100,

Х-150, Х-200 и в виде барабана на валу, имеющего самостоя-

тельное дополнительное упорное устройство,— для хлопушек

типа Х-250, Х-300, Х-350; механизм управления хлопушкой

смонтирован над приемо-раздаточным патрубком.

Люки-лазы размещают в первом поясе стенки резервуа-

ра. Через них рабочие проникают в резервуар при ремонте.

Люки-лазы используют также для очистки резервуара от грязи

и твердых отложений и для вентиляции резервуара, поэтому их

располагают диаметрально противоположно верхним световым

люкам.

Подъемная труба при помощи шарнира устанавливает-

ся на приемо-раздаточном трубопроводе резервуара, предназна-

ченного для мазутов и масел. Она служит для отбора нефтепро-

дукта из верхних слоев, где он наиболее чист и имеет наиболь-

шую температуру. Труба поднимается тросом ручной лебедки,

установленной снаружи на-Jcopnyce резервуара. От лебедки к

подъемной трубе трос направляется роликом, смонтированным

на крыше резервуара. Опускание подъемной трубы происходит

Таблица 11

Показатели

Номинальная подача, м

/сут

Напор, м

Режим работы

Рабочая среда

Плотность нефти, г/см

Вязкость нефти, см

/с

Массовая доля механических приме-

сей в нефти

Обводненность, %

Температура нефти, °С

Площадь, занимаемая установкой, м

Масса комплекта, кг

БННС-10000-30 '

000

БННС-20000-30

20,000

300

Круглосуточный

Нефть

0,7—0,9

До 1,5

До 0,2

До 1

От +5 до +60

1400

135000

0,7—1

До 2

ДоЗ

До 60

От +5 до +30

2100

120 000

122

под действием собственного веса. Поднятая выше уровня жид-

кости в резервуаре подъемная труба предотвращает потери

нефтепродуктов в случае повреждения задвижки приемо-разда-

точного трубопровода.

БЛОЧНЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ ДЛЯ ПЕРЕКАЧКИ

НЕФТИ

Для ускорения строительства промысловых объектов разра-

ботаны блочные нефтяные насосные станции (БНС) подачей

10 000 и 20 000 м

/сут жидкости (нефти). Технические данные

БНС приведены в табл. 11.

Принцип действия БННС-10000-30 (рис. 54)

Нефть из резервуара установки подготовки нефти поступает

на прием подпорного насоса и далее под давлением 0,6 МПа

на замерный блок, где замеряется ее количество и определяется

качество. Если качество нефти соответствует требованиям кон-

диции, она подается на прием основных насосов и далее в на-

порный трубопровод. В случае поступления некондиционной

нефти с помощью блока замера происходит переключение по-

тока на повторную обработку. Насосная станция включается в

работу по верхнему уровню резервуара.

Для сбора и утилизации утечек из уплотнений насосов в

блоках подпорных насосов устанавливаются емкости сбора й

насос откачки утечек, который включается в работу по мере

наполнения емкости.

Блок управления насосной станцией представляет собой ук-

рытие, в котором установлены приборы контроля и автоматики:

управления подпорными насосами, управления основными на-

сосами, устройство местной автоматики замерного блока, управ-

ления электродвигателями подпорных насосов и электрические

Рис. 54. Схема блочной нефтяной насосной станции БННС-10000-30:

/ — блок подпорных насосов; 2 — замерный узел; 3 — блок основных насосов

отопители. Уровень автоматизации предусматривает работу на-

сосной станции, пуск ее и остановку без присутствия постоян-

ного обслуживающего персонала.

Нефтяная насосная станция БННС-20000-30 блока подпорных

насосов не имеет. Поток жидкости под давлением сепарации до

0,7 МПа поступает на прием насосов. С выкида насосов нефть

двумя потоками идет на замер, который осуществляется турбин-

ными преобразователями расхода типа «Норд». После замера

нефть направляется в напорный нефтепровод.

Для осуществления монтажа и демонтажа панелей укрытия

и погрузочно-разгрузочных работ во время обслуживания, мел-

кого ремонта и технического осмотра оборудования, размещен-

ного в укрытиях, предусмотрено подъемно-транспортное устрой-

ство, состоящее из кран-балки грузоподъемностью 5 т и ручной

тали. Кран-балка установлена на мачтовые опоры и, перемеща-

ясь над блоками, может обслуживать все технологические блоки.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Для чего предназначены отстойники нефти? Назовите ти-

пы отстойников, их техническую характеристику и устройство.

2. Назовите порядок пуска, обслуживания и остановки от-

стойников.

3. Для чего предназначены электродегидраторы? Назовите

типы электродегидраторов, их технические характеристики и

устройства.

4. Назовите порядок пуска, обслуживания и остановки элект-

родегидраторов.

5. В чем особенность трубчатых печей беспламенного горе-

ния? Расскажите об их устройстве, правилах пуска, обслужива-

ния и остановки.

6. В чем отличие гурьевских печей? Расскажите о правилах

их пуска, обслуживания и остановки.

7. Перечислите блоки нагрева типа БН. Назовите правила

обслуживания блоков нагрева.

8. Расскажите о принципе работы блочной трубчатой печи

ПТБ-10. Сообщите техническую характеристику устройства пе-

чи, правила ее пуска, обслуживания и остановки.

9. Расскажите о принципе работы теплообменных аппаратов

и типах теплообменников.

10. Каково назначение насосов? Назовите типы насосов. Рас-

скажите о принципе действия центробежных и поршневых на-

сосов.

11. Для чего предназначены компрессоры? Расскажите о

принципах действия и типах поршневых, ротационных и вин-

товых компрессоров. '

12. Что вы знаете о промысловых резервуарах, их типах?

Расскажите о конструкции стальных вертикальных резервуаров.

124

13. Расскажите о назначении и устройстве различного обо-

рудования, которым оснащаются резервуары.

14. В чем преимущество блочных станций по перекачке

нефти?

Глава 5. ПРОМЫСЛОВЫЕ УСТАНОВКИ

ПО ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ

И ИХ ОБСЛУЖИВАНИЕ

БЛОЧНЫЕ УСТАНОВКИ ПО ДЕЭМУЛЬСАЦИИ НЕФТИ

Деэмульсационная установка УДО-3 предназна-

чена для обезвоживания нефти термохимическим способом в ус-

ловиях нефтедобывающих предприятий, монтируется на нефте-

сборных пунктах и центральных площадках сбора и подготовки

нефти. Техническая характеристика УДО-3 приведена ниже.

Тепловая мощность, ГДж/ч

Рабочее давление, МПа

Пропускная способность по нефти, т/сут . ....

Температура нагрева эмульсии, °С

Обводненность эмульсии, %:

на входе в установку •

на' выходе из установки

Расход топливного газа, м

/ч . .

Габариты наибольшего блока, приведенного в транспортный

вид, в мм, не более:

длина

ширина .

высота

Масса установки, кг

Деэмульсационная установка представляет собой горизон-

тальную емкость объемом 200 м

, разделенную на два отсека

(рис. 55).

Нефтяная эмульсия поступает в верхнюю часть первого от-

сека А, проходит по зазору между оболочкой и корпусом аппа-

рата и поступает внутрь оболочки через прорези, расположен-

ные в нижней части. Внутри оболочки находятся две топки 5,

которые нагревают воду (в аппарате УДО-ЗМ нефть), находя-

щуюся в отсеке. Нефтяная эмульсия проходит через горячую во-

ду снизу вверх, нагревается и по перепускному коробу поступа-

ет в распределительный коллектор второго отсека Б.

В распределительном коллекторе происходит частичное отде-

ление воды, которая выпускается в нижнюю часть емкости че-

рез патрубки. Оставшаяся нефтяная эмульсия поступает под

уголковые распределители через отверстия в верхней части кол-

15,6

0,6

3000

Не более £

546

23 400

3700

4000

700

12S

Рис. 55. Деэмульсационная установка УДО-3:

А — нагревательный отсек; Б — отстойный отсек; / — ввод эмульсии; // — выход газа;

/// — дренаж; IV— нефть; V — вода; / — затвор гидравлический; 2 — газоселаратор;

3 — нефтесборный короб; 4 — распределитель эмульсии; 5 —топка; 6 — упорное устрой-

ство; 7 — оболочка; 8 — бак блока нагрева и отстоя; 9 — блок газовых горелок

лектора. Выходя через прорези уголковых распределителей,

нефтяная эмуль.сия проходит через слой воды, промывается, и в

верхней части второго отсека собирается обезвоженная нефть,

которая поступает-в собирающий короб и отводится с установ-

ки. Поддержание межфазного уровня и сброс отстоявшейся

воды осуществляется во втором отсеке регулятором межфазного

уровня. . - ,

Газ, выделившийся из нефти в первом отсеке, собирается в

газосборнике и, проходя через столб жидкости в гидравличе-

ском затворе, поступает во, второй отсек, откуда через регуля-

тор давления отводится из установки.

Непосредственно к емкости примыкает узел регулирования

уровня жидкости и расхода топливного газа, подаваемого на го-

релочные устройства.

Узел регулировки обеспечивает постоянный межфазный уро-

вень в аппарате и необходимую температуру нефтяной эмульсии,

которая поддерживается при помощи регулятора температуры.

Давление газа перед горелками поддерживается с помощью ре-

гулятора давления. Для отключения газовой линии от горелок

в случае повышения или понижения давления газа по сравне-

нию с допустимым служит клапан-отсекатель.

Для сигнализации повышения или понижения свыше допу-

стимых давления и температуры нефтяной эмульсии устанавли-

ваются электроконтактные манометры и термометр.

Для защиты узла регулировки от атмосферных осадков и от-

рицательных температур он помещен в укрытие, представляю-

щее собой каркас из уголкового проката, обшитый листовой

сталью, с дверью в передней части.

126

/ \i л i 1ш

• ж\

\ш Ш

Рис. 56. Деэмульсатор УД-1500/6:

/—вход эмульсии; //—выход эмульсии из первого отсека; /// — вода; IV — вход

эмульсии во второй отсек; V — нефть; / — распределитель эмульсии; 2 — отражатели;

3 — теплообменный кожух; 4 — распределительная решетка; 5 — сборник нефти; 6 —

полки; 7 — жаровые трубы

Теплоту узел регулировки получает от неизолированной стен-

ки емкости, к которой крепится укрытие.

Для обслуживания аппарата на нем установлена площадка с

лестницей.

Опыт эксплуатации аппарата УДО-3 выявил ряд недостатков

узлов, которые учтены и исправлены в новых разработках (ап-

парат УДО-ЗМ и УД-1500/6). Так, в деэмульсаторе УДО-ЗЛ1

жаровые трубы погружены в слой предварительно обезвожен-

ной нефти, что резко снижает возможность отложения солей на

наружной поверхности топок.

В блочных унифицированных деэмульсационных установках

типа УД-1500/6 (рис. 56) отсек отстоя — полочный, соединяю-

щийся со вторым отсеком нагрева перфорированной перегород-

кой. Техническая характеристика УД-1500/6 приведена ниже.

Пропускная способность, т/сут 1500

Обводненность нефтяной эмульсии, % До 20

Остаточная обводненность нефти после деэмульсатора, не более, % 0,5

Рабочее давление, МПа . 0,6

Температура нагрева, "С До 60s

Число, жаровых труб 4

Число отсеков нагрева 2

ПУСК, ОБСЛУЖИВАНИЕ И ОСТАНОВКА БЛОЧНЫХ

ДЕЭМУЛЬСАТОРОВ ТИПА УДО, УД

узлов к работе.

Пуск установки

1. Тщательно проверить готовность всех

в том числе:

проверить исправность топок (наличие тяги);

проверить исправность горелки;

проверить исправность манометров, термометров и других

контрольно-измерительных приборов;

12?

-проверить исправность запорно-регулирующей арматуры;

проверить исправность трубопровода топливного газа и ус-

тановленных на нем кранов и задвижек;

спустить конденсат из газопровода;

настроить регулятор давления газа;

проверить по манометру соответствие давления топливного

газа режимному;

проверить работу клапана-отсекателя;

заполнить водой блок нагрева и отстоя;

настроить предохранительный клапан блока нагрева и от-

стоя на соответствующее рабочее давление;

открыть запорные задвижки на линии входа и выхода нефтя-

-ной эмульсии.

2. Произвести розжиг газовых горглок.

Растопка огневых подогревателей блока нагрева и отстоя

должна проводиться при слабом огне для обеспечения равномер-

ного прогрева частей горелки и жаровой трубы.

3. При первой растопке блока нагрева и отстоя после его

прогрева (бак заполняется водой) необходимо подтянуть болты,

шпильки, штуцеры, люки-лазы.

Болты подтягиваются в присутствии лица, ответственного за

эксплуатацию установки, с большой осторожностью и только

нормальными ключами, без применения удлиняющих рычагов.

Подтягивание болтов допускается при давлении в аппарате

не более 50 % от рабочего, т. е. не более 0,3 МПа.

4. После установления в блоке нагрева и отстоя температуры

50—60 °С плавно открыть задвижку на трубопроводе подачи

эмульсионной нефти и вывести установку на заданный режим.

' Обслуживание установки

Обслуживание установки сводится к наблюдению за ходом

технологического процесса по контрольно-измерительным при-

борам, к контролю за состоянием всего оборудования и прибо-

ров, входящих в комплект установки. Особое внимание во вре-

мя работы установки следует обратить на:

поддержание нормального рабочего давления в блоках на-

грева и отстоя;

поддержание температуры нагрева нефтяной эмульсии в ус-

тановленных пределах;

давление топливного газа;

содержание воды в товарной нефти, выходящей с установки;

поддержание нормального уровня воды в отсеках;

нормальную работу газовых горелок, обеспечивающих полно-

ту сгорания газа и устойчивость процесса горения.

Исправность действия'манометров должна проверяться не ре-

же одного раза в смену. Неисправные манометры должны быть

заменены.

128

Проверка исправности действия предохранительных клапа-

нов должна проводиться в сроки, установленные администраци-

ей, но не реже предусмотренных правилами Госгортехнадзора.

Остановка установки

Остановка установки во всех случаях, за исключением ава-

рийной, должна производиться только по распоряжению адми-

нистрации. При остановке необходимо:

постепенно снижать расход топливного газа так, чтобы тем-

пература нефти на выходе из блока нагрева и отстоя уменьша-

лась в час не более чем на 10 °С;

переключить поток нефти в сырьевой резервуар;

при снижении температуры нефти, выходящей из блока на-

грева и отстоя, до 30 °С прекратить подачу газа к горелкам и

провентилировать топки;

прекратить подачу нефтяной эмульсии;

отключить линии входа и выхода нефти.

Аварийная остановка

Обслуживающий персонал обязан немедленно остановить

установку и довести это до сведения лица, отвечающего за ее

эксплуатацию, в случае:

если давление в блоке нагрева и отстоя поднялось выше до-

пустимого и продолжает расти, несмотря на принятые меры;

прекращения потока нефтяной эмульсии;

если в элементах установки (топка, корпус, фланцы и т. д.)

будут обнаружены трещины, выпучины, неплотности сварных

швов;

разогрева докрасна элементов топок;

снижения уровня жидкости в блоке нагрева и отстоя ниже

допустимого;

падения давления газа у горелок ниже допустимого, полного

прекращения подачи газа, а также повреждений газопроводов и

газовой арматуры.

При аварийной остановке необходимо:

перекрыть задвижку на газопроводе к горелкам, а затем у

каждой горелки;

как только температура нефти на выходе из блока нагрева

начнет снижаться, уменьшить подачу эмульсионной нефти, а за-

тем и прекратить полностью;

отключить установку от сырьевых и товарных резервуаров.

Причины аварийной остановки должны быть записаны в вах-

тенном журнале.

При порче манометров, указывающих давление в установке,

термометров, а также других повреждениях и неисправностях

оборудования, не требующих немедленной остановки, обслужи-

вающий персонал обязан срочно сообщить об этом админист-

рации и принять меры к их устранению.

9—1113

129

АППАРАТ СОВМЕСТНОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

АСП-6300/6

Аппарат совместной подготовки нефти АСП-6300/6 предна-

значен для сброса свободной пластовой воды, очистки сбрасы-

ваемых вод и сепарации газа из продукции скважин. В аппарат

подается водонефтяная эмульсия, предварительно подготовлен-

ная в трубопроводе к расслоению. Техническая характеристика

АСП-6300/6 приведена ниже.

Максимальная пропускная способность аппарата, м

/сут , . . 6300

Рабочее давление, не более, МПа 0,6

Обводненность нефти на выходе, не более, % 20

Содержание нефти в очищенной воде, мг/л 40

Содержание твердых механических примесей в очищенной воде,

не более, мг/л 20

Устройство установки

Аппарат совместной подготовки нефти АСП-6300/6 (рис. 57)

представляет собой горизонтальную емкость объемом 125 м

установленную на опорах. На емкости устанавливается площад-

ка для обслуживания. Емкость разделена на две камеры, в ко-

торых установлены распределительные устройства для направ-

ленного движения потоков и интенсификации процесса отделе-

ния воды от нефти.

Входной трубчатый распределитель / с направленными вниз

отверстиями располагается в первой (входной) камере А выше

раздела фаз, который определяется высотой нижней продольной

перегородки. В этой же камере расположен перфорированный

трубопровод отбора механических примесей 2. Во второй (вы-

ходной) камере Б расположены перфорированные трубопрово-

ды: в верхней части емкости — для отбора частично обезвожен-

ной нефти 5, внизу — для отбора отделившейся пластовой во-

ды 3. В этой же камере по всей длине емкости расположена

распределительная решетка 4 с продольными щелями. В верх-

Рис. 57. Установка совместной под-

готовки нефти и воды АСП-6300/6:

/ — ввод эмульсии; // — вывод шлама;

/// —вывод воды; IV — выход частично

обезвоженной нефти; V — выход газа; 1—

трубчатый распределитель; перфорирован-

ный трубопровод для отбора: 2 — меха-

нических примесей, 3 — отделившейся пла-

стовой воды, 5 — обезвоженной нефти;

4 — распределительная решетка; 5 —люк

130

ней части технологической емкости находится люк 6, в крышку

которого вмонтирован сетчатый каплеотбойник, штуцеры для

датчиков уровня, сигнализатора аварийного уровня, термометра,

манометра. На емкости установлен предохранительный клапан.

Для удобства монтажа, профилактического осмотра и ремонта

на торцевых днищах аппарата имеются люки-лазы. Технологи-

ческая емкость имеет дренажную систему и патрубки для про-

парки и чистки отсеков.

Работа установки

Продукция скважин, обработанная химреагентом и смешан-

ная с горячей водой от установок подготовки нефти в подводя-

щем трубопроводе, подается на входную камеру аппарата через

распределитель /, имеющий шесть перфорированных трубок,

расположенных выше границы раздела фаз. Уровень воды во

входной камеры и периодически выводятся через перфорирован-

городки. Так как отверстия перфорированных труб входного

распределителя направлены вниз, в сторону раздела фаз, выхо-

дящие из него струйки эмульсии создают в зоне промежуточного

слоя высококонцентрированной эмульсии, находящейся выше

границы раздела, интенсивные непрерывные механические воз-

действия, которые способствуют столкновению и слиянию капель

воды и переходу механической примеси с границы раздела в во-

дяную фазу. Механические примеси осаждаются в водном слое

входной камере определяется высотой нижней продольной пере-

ный трубопровод 2 и далее через дренажную трубу.

Частично обезвоженная нефть всплывает и переливается че-

рез перегородку в выходную камеру, где продолжается процесс

отстаивания, и выводится через перфорированный трубопровод

5. Пластовая вода, отделившаяся от нефти и частично от меха-

нических примесей во входной камере, перетекает по каналу

между двумя продольными перегородками и через распредели-

тельную решетку фильтруется через слой нефти, поскольку уро-

вень раздела фаз поддерживается ниже решетки. Затем она

движется вниз к перфорированному трубопроводу для выхода

воды 3. Расположение отверстий на всех перфорированных тру-

бах обеспечивает равномерное распределение потоков жидкости

по длине аппарата.

БЛОЧНЫЙ КОМПЛЕКС ПО ДЕЭМУЛЬСАЦИИ НЕФТИ

В последние годы кроме отдельных технологических блоч-

ных деэмульсаторов в нефтяной промышленности начали широ-

ко применять блочные комплексы по подготовке нефти, газа и

воды. Такие комплексы производительностью 3,5 млн. т нефти

в год построены и работают в Западной Сибири, Коми АССР,

Башкирии.

131

Рис. 58. Принципиальная схема подготовки нефти на блочном комплексе по

деэмульсации нефти:

/ — нефть на подготовку; // — газ; /// — вода на очистные сооружения; IV — вода на

рециркуляцию; V — нагретая нефть на рециркуляцию; VI— ингибитор солеотложения;

VII — деэмульгатор; VIII — обезвоженная нефть; IX — техническая вода;

/ — устройство предварительного отбора газа; 2 — сепаратор первой ступени; 3 — от-

стойник нефти; 4 — нагреватель; 5 — промежуточный сепаратор; 6 — электродегидра-

тор; 7 — дозатор ингибитора; 8 — дозатор деэмульгатора

Комплекс представляет собой блочно-комплектную установку

по подготовке нефти, газа и пластовой воды, полностью изго-

товленную на заводе-поставщике.

В комплект поставки входят технологическое оборудование

(сепараторы, отстойники, электродегидраторы), трубчатые пе-

чи, насосные блоки, межблочные коммуникации, система авто-

матического управления, контроля и сигнализации, операторная

и другие сооружения. Комплекс построен на заводах ГДР по со-

ветскому техническому проекту.

Технологический процесс подготовки нефти и использован-

ное на этой установке оборудование разработаны с учетом пос-

ледних достижений научно-технического прогресса в области

подготовки нефти. С 1983 г. из ГДР поставляется новое поколе-

ние блочных комплексов по подготовке нефти, рассчитанное на

строительство в северных районах Западной Сибири. Отличие

новых комплексов от ранее поставляемых — обогреваемое укры-

тие над технологическим блоком, создающее благоприятные ус-

ловия для работы контрольно-измерительных приборов, средств

автоматики и регулирования, а также для обслуживающего пер-

сонала.

Технология блочных комплексов обеспечивает высокое каче-

ство подготавливаемой нефти (остаточное содержание воды не

более 0,2 % и солей не более 40 мг/л) в условиях, характери-

зующихся низкой температурой продукции скважин, наличием в

сопутствующей воде солей, способных отлагаться в нагрева-_

телях.

132

Технология подготовки нефти (рис. 58) включает в себя раз-

газирование продукции скважин в устройстве предварительного

отбора газа / и сепараторе первой ступени 2, частичное обез-

воживание нефти до остаточного содержания'воды не более

5 %

отделением ее в отстойном аппарате 3, нагрев частично

обезвоженной нефти в нагревателе 4, дополнительное разгази-

рование нагретой нефти в промежуточном сепараторе 5, глубо-

кое обезвоживание и обессоливание нефти до остаточного содер-

жания воды не более 0,2 % и хлористых солей до 40 мг/л с

окончательным отделением воды в электродегидраторе 6. Пре-

дотвращение отложения солей в нагревателе обеспечивается за

счет глубокого предварительного обезвоживания нефти и подачи

ингибиторов солеотложений дозатором 7.

Глубокое предварительное обезвоживание продукции сква-

жин осуществляется в результате двукратного использования

дренажной воды и рециркуляции нагретой, частично обезвожен-

ной нефти через промежуточную емкость насосом на вход уст-

ройства предварительного отбора газа. Деэмульгатор подается в

виде водного или нефтяного раствора низкой концентрации. Ра-

створ приготавливается в блоке дозирования реагента 8 при по-

мощи смесительного насоса. В результате такого способа дози-

рования реагентов расход дорогих высокоактивных деэмульга-

торов сокращается на 30—40 % .

При данной технологии деэмульсация нефти осуществляется

в газонасыщенном состоянии. Количество растворенного газа

зависит от давления в промежуточном сепараторе (0,5—

0,7 МПа) и составляет 4—б м

/т нефти. Окончательное разгази-

рование нефти, ее учет и сдачу потребителю осуществляют на

центральном сборном пункте.

Технология предусматривает применение унифицированных

функциональных блоков заводского изготовления для компо-

новки установок подготовки нефти с учетом конкретных условий

того или иного месторождения. Разработаны и серийно выпуска-

ются функциональные блоки для установок производительно-

стью 3,5 млн. т нефти в год, а также блоки для центральных

пунктов подготовки производительностью до 9 млн. т нефти

в год.

УСТАНОВКИ КОМПЛЕКСНОЙ

ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Схемы установок комплексной подготовки нефти, в составе

которых есть блоки стабилизации нефти, могут быть различ-

ными.

Комплексная обработка нефти на установке, приведенной на

рис. 59, осуществляется по следующей технологической схеме.

Нефть поступает на '-прием насосов 1, которыми прокачивается

через теплообменники 2, отстойники первой ступени 3 и отстой-

ники второй ступени 5.

Рис. 59. Принципиальная технологическая схема установки комплексной

подготовки нефти:

/ — обводненная нефть; II — деэмульгатор; /// — стабильная нефть; IV — соленая во-

да; V— пресная вода; VI — обессоленная нефть; VII — парогазовая смесь; VIII —газ;

IX — широкая фракция легких углеводородов;

/, //, 12, 14 — насос; 2, 7 —теплообменники; 3 — отстойники первой ступени (обезво-

живания); 4— смеситель; 5 — отстойники второй ступени (обессоливания); 6 — проме-

жуточная емкость; 8 — стабилизационная колонна; 9 — конденсаторы-холодильники;

10 — бензосепаратор; 13 — печь

На прием насосов / в нефть вводится деэмульгатор. В тепло-

обменниках 2 обводненная нефть за счет остаточной теплоты

стабильной нефти подогревается до 60 °С и поступает в отстой-

ники первой ступени. В результате термохимического воздейст-

вия на нефтяную эмульсию происходит обезвоживание и частич-

ное обессоливание нефти.

Нефть с содержанием воды до 1—2 % отводится через верх-

нюю часть аппарата, отделившаяся же вода через нижнюю

часть аппарата сбрасывается в канализацию. Обезвоженная

эмульсия вместе с пресной водой, подаваемой в смеситель 4,

направляется в отстойники ступени обессоливания, где происхо-

дит отделение нефти от воды и солей. Вода сбрасывается в ка-

нализацию, а обессоленная нефть через промежуточную ем-

кость 6 забирается насосами 14 и подается двумя потоками

(один поток через теплообменники 7, другой через секцию пе-

чи 13) в ректификационную колонну 8. В теплообменниках

обессоленная нефть подогревается до 160 ?С за счет теплоты

стабильной нефти. В печи температура второго потока подни-

мается до 180—200 °С. Пары верхнего продукта и пары ороше-

ния с температурой 70 °С поступают в конденсаторы-холодиль-

ники 9 и охлаждаются до 25—30 °С; при этом часть их конден-

сируется и вся смесь газов и жидкости поступает на разделение

в бензосепараторы 10. Отделившийся газ направляется потре-

бителям, а конденсат забирается насосом 11, часть его подается

на орошение в верхнюю часть колонны, остальной конденсат —

134

Рис. 60. Схема потоков ректификацион-

ной колонны:

/ — сырье (нестабильная нефть); // —паро-

газовая смесь; /// — ректификат (широкая

фракция легких углеводородов нефти); IV —

холодное орошение; V — горячая циркулиру-

ющая среда; VI—остаток (стабильная нефть);

/ — пары нефти (газообразная фаза); 2 —

нефть (жидкая фаза); ^-/ — конденсаторы-

холодильники; П-1 — печь огневого нагрева

нефти (или пароподогреватель)

Рис. 61. Схема движения паров и жид-

кости на колпачковой тарелке:

/ — пары; // — жидкость

\\\\\\\\\\\\\

\А

£V

" 1' '' "

V V У \<

'"Л.

.'.'.".Т.1

в бензиновые емкости. Из нижней части колонны стабильная

нефть поступает на прием насосов 12, которые часть ее (в рас-

четном объеме) направляют на рециркуляцию через вторую сек-

цию печи 13 для поддержания температуры нижней части ко-

лонны, а другая часть, пройдя теплообменники 7 и 2, охлажда-

ется и поступает в резервуары товарной нефти.

.К основному технологическому оборудованию в составе ус-

тановок стабилизации нефти относятся ректификационные ко-

лонны.

Ректификацией называется диффузионный процесс

разделения жидкостей, различающихся по температурам кипе-

ния, за счет противоточного, многократного контактирования

паров и жидкости.

Контактирование паров и жидкости осуществляется в верти-

кальных цилиндрических аппаратах—ректификационных ко-

135

лоннах, снабженных специальными устройствами — ректифика-

ционными" тарелками или насадками, позволяющими создать

контакт между паром 1, поднимающимся вверх по колонне, и

жидкостью 2, стекающей вниз (рис. 60).

В среднюю часть в виде пара, жидкости или парожидкост-

ной смеси подается сырье, которое необходимо разделить на

две части — высоко- и низкокипящую. В простейшем случае ис-

ходное сырье состоит из двух компонентов. Однако чаще сырье

представляет собой многокомпонентную смесь, которую с по-

мощью ректификации надо разделить на два продукта, один из

которых содержит в основном низкокипящие компоненты, а дру-

гой — высококипящие. К таким многокомпонентным смесям от-

носится и нефть.

Зона, в которую подается сырье, носит название э в а п о р а-

ц и о н н о й, так как в ней происходит эвапорация — одно-

кратное разделение нагретой в печи или теплообменнике смеси

на паровую и жидкую фазы. В некоторых случаях эвапорацион-

ная зона отделена от колонны и эвапорация осуществляется в

самостоятельном аппарате. Однако у большинства колонн, в

частности на установках первичной перегонки, однократное ис-

парение и ректификация совмещаются.

В зависимости от внутреннего устройства колонны делятся

на тарельчатые и насадочные. На большинстве технологических

установок применяются тарельчатые колонны.

Существуют ректификационные тарелки различных типов —

колпачковые, бесколпачковые, струйно-направленные и др.

Колпачковая тарелка (рис. 61) представляет собой металли-

ческий диск, в котором имеется множество отверстий для про-

хода паров. По периметру отверстий закреплены бортики опре-

деленной высоты, называемые стаканами, благодаря которым на

тарелке поддерживается определенный уровень жидкости. Свер-

ху стаканы накрываются колпачками. Между верхним срезом

стакана и колпачком имеется зазор для прохода паров, посту-

пающих с нижележащей тарелки. При работе колпачки погру-

жены в слой жидкости, и вследствие этого образуется гидрав-

лический затвор, через который барботируют пары.

Уровень жидкости на тарелках поддерживается сливными

перегородками (сливными карманами), нижняя часть которых

доходит до следующей тарелки. Избыток жидкости по сливным

карманам сливается на нижележащую тарелку. Положение кол-

пачков можно регулировать, изменяя зазор между колпачком и

верхним срезом стакана. Очень важно, чтобы тарелки размеща-

лись в колонне строго горизонтально и чтобы все колпачки бы-

ли одинаково «погружены в жидкость на тарелке. Если эти

требования не выполнены, то в какой-либо части тарелки толщи-

на слоя жидкости будет меньше. Через эту часть тарелки нач-

нет проходить большее количество жидкости, и многие колпачки

на остальной части тарелки перестанут работать.

136

Рис. 62. Секция

колонны:

ректификационной

/ — жидкость (флегма), стекающая с вы-

шележащей тарелки; // — пары нефти

поступающие с нижележащей тарелки-

/// — жидкость, уходящая на нижележа-

щую тарелку; IV — пары нефти, подни-

мающиеся на вышележащую тарелку;

/ — колпачки; 2 — корпус колонны; 3 —

сливная труба; 4 — колпачковая тарелка

—ДА

Л/-—'

Рис. 63. Ректификационная тарелка

с желобчатыми колпачками:

/ — желобчатые колпачки; 2 — перегород-

ка; 3 —корпус колонны

-о-

Дзг

Рис. 64. Ректификационная колонна

с колпачковыми тарелками:

/-нестабильная нефть; //-холодное

орошение; /// — пары нефти- IV V —

стабильная нефть; / - укрепляющая

(концентрационная) часть колонны- 2 —

отгонная (эвапорационная) часть колон-

ны; 3 — тарелки ректификационные

Наиболее распространены колпачковые тарелки желобчато-

го типа, тарелки с S-образными элементами, с круглыми колпач-

ками и тарелки клапанного типа.

В работающей ректификационной колонне через каждую та-

релку проходят четыре потока (рис. 62): /- жидкость -флег-

ма, стекающая с вышележащей тарелки; //-пары, поступаю-

щие с нижележащей тарелки; /// _ жидкость - флегма уходя-

щая на нижележащую тарелку; IV- пары, поднимающиеся на

вышележащую тарелку.

Существует несколько видов колпачковых тарелок, разли-

чающихся формой колпачков, их материалом и расположени-

ем и, кроме того, формой и расположением сливных устройств

при соответствующем конструктивном оформлении самой тарел-

ки. Применяемые колпачки могут иметь круглую, прямоуголь-

ную, желобчатую и другие формы.

Круглые колпачки, посаженные на паровые патрубки, кре-

пятся непосредственно к патрубку либо групповым способом к

общей траверсе, устанавливаемой на тарелке. Желобчатые кол-

пачки (рис. 63) представляют собой стальные штампованные

пластины полукруглого сечения, каждую из которых устанавли-

вают над желобами строго горизонтально, закрепляя двумя бол-

тами. Эти колпачки имеют гребенчатые края, несколько отогну-

тые наружу.

На тарелках с желобчатыми колпачками сливных труб нет,

их заменяют сливные перегородки, ограничивающие один из

сегментов тарелки, свободный от колпачков. Противоположный

сегмент служит приемным карманом, ограниченным гребенча-

той пластиной, предназначенной для поддержания определен-

ного уровня жидкости на тарелке.

Ректификационная колонна (рис. 64) представляет собой

вертикальный цилиндрический аппарат с вмонтированными в

него через определенные промежутки тарелками. Число таре-

лок определяется расчетом и изменяется от 15 до 40.

ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ ШИРОКОЙ ФРАКЦИИ '

ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ

Широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), выраба-

тываемая на установках стабилизации нефти, по своему компо-

нентному составу должна отвечать специальным техническим

условиям. Действующими техническими условиями регламенти-

рованы требования к составу ШФЛУ, приведенные в табл. 12.

Таблица 12

Состав ШФЛУ

Норма (в %) по марке ШФЛУ

А I Б

Ci + C

, не более

, не менее

С4+С5, не менее

+высшие, не более

Сероводород и меркаптановая сера,

не более

В том числе сероводород, не более

Взвешенная вода

Щелочь (применяется для нейтрали-

зации сероводорода)

0,025

0,003

0,05

0,003

Отсутствует

То же

0,05

0,003

Примечание. Внешний вид ШФЛУ — бесцветная прозрачная жидкость (про-

дукт, налитый в стеклянный цилиндр диаметром 40—50 мм, при рассматривании его в

проходящем свете должен быть бесцветным).

138

ОБСЛУЖИВАНИЕ УСТАНОВОК ПО ОБЕЗВОЖИВА-

НИЮ, ОБЕССОЛИВАНИЮ И СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ

БЛОКИ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ

Принципиальная схема установки по обезвоживанию, обес-

соливанию и стабилизации нефти приведена на рис. 65.

Подготовка к пуску

1. Все аппараты, трубопроводы и арматуру перед пуском не-

обходимо проверить на герметичность.

2. С технологических площадок и территории установки не-

обходимо убрать весь мусор и ненужное оборудование. Прове-

рить наличие и исправность средств пожарной безопасности и

техники безопасности.

3. Проверить наличие и исправность предохранительных кла-

панов и их работу.

4. Принять на установку пар, воду, электроэнергию, воздух,

деэмульгатор.

5. Подготовить к работе приборы КИП и А.

6. Проверить исправность вентиляционных установок и вклю-

чить их в работу.

7. Подготовить систему для приема сырой нефти на уста-

новку.

Реагент

P-Z

(н|™*(^|ш

Рис. 65. Принципиальная схема установки по обезвоживанию, обессолива-

нию и стабилизации нефти:

РА — сырьевой и товарный резевуар соответственно; насос: НА — сырьевой; Я-2 —

реагентный; Я-З — обессоленной нефти; НА — стабильной нефти; Н-5 — бензиновый;

0-1 — горизонтальный отстойник; ДА, Д-2 — шаровые дегидраторы (ступени обессоли-

вания); ЕА — буферная емкость обессоленной нефти; Т-1, Г-2 — теплообменники блока

обезвоживания и блока стабилизации соответственно; ПА, Я-2 — печи огневого подо-

грева нефти; КА—стабилизационная колонна; КХ — конденсаторы-холодильники; СА—

бензосепаратор

Пуск блоков обезвоживания и обессоливания нефти

Пускается сырьевой насос Я-1, который подает сырую нефть

для заполнения и циркуляции через теплообменник 74, гори-

зонтальные отстойники 0-1, шаровые дегидраторы ДЛ, Д-2 и в

буферную емкость £-1.

Одновременно с пуском насоса Я-1 осуществляется подача

деэмульгатора на прием насоса Я-1, а также, при необходимо-

сти, перед первой ступенью обессоливания в количестве, соот-

ветствующем технологической карте.

При заполнении системы нефтью последовательно из Т-1,

отстойников, шаровых дегидраторов и буферной емкости воздух

и газ вытесняются в атмосферу.

После окончания заполнения системы и доведения давления

до рабочего пускаются насосы Я-3, которые направляют нефть

в Я-1, затрубное пространство Т-1 и в резервуарный парк.

Как только давление во всей системе будет доведено до ра-

бочего, переходят к холодной циркуляции по нижеследующей

схеме: ЕЛ — Я-3 — Я-1 — Т-\ (затрубное пространство) —Т-1

(трубное пространство) — 0-1 —ДЛ и Д-2 — ЕЛ.

При этом насос Я-1 и дозировочный насос Я-2 реагента ос-

танавливаются, закрывается задвижка выхода нефти в товар-

ный парк и открывается задвижка на линии соединения товар-

ной нефти с сырьем.

Продолжается проверка герметичности системы холодной

циркуляцией под рабочим давлением в аппаратах.

Затем переходят к горячей циркуляции, для этого:

1. Готовится печь к растопке.

2. Продувается газ и воздух с газовой линии через свечу в

атмосферу.

3. Пускается пар в камеру сгорания. Подачу пара в топку

прекращают после истечения 15 мин с момента появления пара

из дымовых труб.

4. Зажигается по одному ряду горелок с обеих сторон печи

Я-1 (типа ПБ).

. 5. Включаются в работу потенциометры, показывающие тем-

пературу нагрева сырья по потокам и температуру дымовых га-

зов на перевале.

6. Постепенно поднимается температура подогрева нефти в

печи (на 25—30 °С в час) за счет включения других рядов горе-

лок. При этом добиваются равномерного горения всех горелок

в печи Я-1.

7. Пускается в работу насос, подающий пресную воду на

первую и вторую ступени обессоливания. Количество пресной

воды, подаваемой на каждую ступень обессоливания, должно со-

ответствовать технологической карте.

8. Температура сырой нефти перед отстойниками повышает-

ся до 60—80 °С. При этой температуре продолжается циркуля-

ция до достижения требуемой кондиции по содержанию воды и

солей в обессоленной нефти.

При проведении горячей циркуляции необходимо строго сле-

дить за давлением в аппаратах; при увеличении давления выше

нормы следует открыть задвижку на линии выхода нефти в то-

варный парк.

После получения обессоленной нефти требуемой кондиции

установка постепенно выводится на нормальную работу: откры-

вается задвижка выхода готовой обессоленной нефти в товар-

ный парк, пускается насос Я-1 и закрывается задвижка на ли-

нии, соединяющей сырую нефть с готовой; подается реагент на

прием сырьевых насосов и перед ступенью обессоливания; пода-

ется промывная вода перед первой и второй ступенями обессо-

ливания в количествах, соответствующих требованиям техноло-

гической карты. Схема движения нефти при этом следующая:

НЛ—ТЛ (трубы)—0-1 и ДЛ—Д-2 — ЕЛ и Я-3 —Я-1 и Т-1

(затрубное пространство) — товарный парк.

Обслуживание блока обезвоживания и обессоливания

при нормальной работе

В процессе работы оператор должен выполнять следующие

операции.

1. Постоянно следить за исправностью всего технологическо-

го оборудования, предохранительных клапанов, приборов

КИП и А. Показания вторичных приборов автоматических регу-

ляторов сравнивать с показаниями дублирующих приборов —

манометров, термометров, указателей уровня.

2. Поддерживать технологический режим, указанный в тех-

нологической карте. Отклонения нормального технологического

режима влекут за собой ухудшение кондиции обессоленной

нефти.

3. Следить за уровнем водяной подушки в горизонтальных и

шаровых отстойниках. В случае отказа в работе автоматических

регуляторов уровня немедленно переходить на ручное регули-

рование.

4. Технологический режим работы установки через каждые

два часа должен записываться в оперативный лист установки

по показанию приборов и по лабораторным данным. Все откло-

нения от технологического режима должны немедленно выяс-

няться и устраняться. Эти отклонения нужно записывать в вах-

товом журнале установки, чтобы последующие смены знали и

обращали на это внимание.

5. Все проводимые на установке работы и неисправности в ее

работе должны записываться в вахтовый журнал.

6. Постоянно следить за уровнем в аварийной емкости. При

повышении уровня выше нормального, о чем свидетельствует за-

горание сигнальной лампы на центральном щите, необходимо