Транспорт нефти на КСП, напорные трубопроводы, контроль их состояния

Пример.

Виды нефти

Группы нефти

Типы нефти

Классификация и условное обозначение нефти. Группы нефти

ГТ

Общие понятия о процессах, происходящих в ЦППН. Описание технологической схемы подготовки нефти

Товарная подготовка нефти на ЦППН

Использование подтоварной воды

Подтоварная вода из аппаратов «Хитер-Тритер» либо из отстойников поступает на очистные сооружения (ОРВС), где происходит очистка воды от нефтепродуктов. Для улучшения качества воды используются два ОРВС, работающих последовательно. После динамического отстоя очищенная пластовая вода из резервуаров самотеком поступает в насосную очищенных стоков и насосами откачивается на КНС или в низконапорный водовод. На­сосами КНС подтоварная вода по высоконапорным водоводам подается на кусты скважин для закачки в целях поддержания пластового давления.

Система сбора и подготовки нефти

^

at -^—-^

■ i

ni | г, I _Г^Х Г"")"

1----- _г-\ ----------- _:

^"Г

I ': "I

№h

Г" JL.

^

нефть газ

пластовая вода реагент

Рис. 10. Принципиальная технологическая схема подготовки нефти на КСП НГДУ:

1 – нагреватели первой ступени; 2 – электростатические аппараты «Хитер-Тритер»; 3 – отстойники первой ступени; 4 – нагреватели второй ступени; 5 – сепаратор горячей ступени; 6 – электродегидраторы; 7 – концевые сепараторы; 8 – технологические резер­вуары; 9 – товарные резервуары; 10 – насосная внешней откачки; 11 – узел учета нефти; 12 – очистные резервуары; 13 – насосная откачки подтоварной воды; 14 – узел учета воды; 15 – насосы откачки уловленной нефти; 16 – сепаратор центробежный вертикаль­ный; 17 – сепаратор факельный; 18 – факел аварийного сжигания газа; 19 – емкость сбора конденсата; 20 – узел учета газа; 21 – блочная установка дозирования реаген­тов; 22 – резервуар противопожарного запаса воды; 23 – противопожарная насосная; 24 – емкость хранения пенообразователя;

Iа – нефть с ДНС-УПСВ (первый поток); Iб – нефть с ДНС-УПСВ (второй поток); II – нефть на ФКСУ; III – нефть с очистных резервуаров; IV – вода с отстойников и электродегидра-торов; V – вода с установок «Хитер-Тритер»; VI – вода с технологических и товарных ре­зервуаров; VII – вода в систему ППД; VIII – газ с сепараторов горячей ступени и установок «Хитер-Тритер»; IX – газ на компрессорную; X – газ на факел; XI – газ с компрессорной на топливные нужды

Обводненная нефть с содержанием воды до 10% по трубопроводам при давлении до 6 кгс/см² поступает в ЦППН и делится на два потока.

По первому потоку (на принципиальной схеме – поток Iа) нефть попадает в нагреватели нефти первой ступени нагрева ПТБ-10, где на­гревается до 25–45 °C. В приемный коллектор нагревателей подается реагент-деэмульгатор. Нагретая нефть направляется в параллельно работающие отстойники ОГ-200, где при давлении 3–6 кгс/см² осу­ществляется предварительный сброс до содержания воды не более 5%. Дальше частично обезвоженная нефть подается на вторую ступень нагрева печи ПТБ-10. Перед нагревателями второй ступени также по­дается реагент-деэмульгатор. Далее нагретая нефть (не более 60 °C) направляется в сепараторы горячей ступени, в которых при давлении до 4,5 кгс/см² отделяется газ. Газ отбирается с верхнего штуцера аппа­рата и направляется на концевые сепараторы. Сепарированная и горячая нефть из сепараторов горячей ступени с температурой до 60 °C поступает в электродегидраторы, где происходит окончательное обезвоживание нефти под воздействием электрического поля. В электродегидраторах поддерживается уровень раздела фаз в пределах 0,4–0,8 м. Подтоварная вода из электродегидраторов отбирается с нижнего уровня по маточному коллектору и направляется в очистные резервуары – для очистки воды от наличия остаточных нефтепродуктов методом отстоя. Очищенная подтоварная вода с содержанием нефтепродуктов не более 60 мг/л и механических примесей не более 40 мг/л отбирается с низа резервуара по распределительному коллектору и насосами откачивается в систему ППД. Нефтяная пленка отбирается через переточный стояк и насосами подается во входной трубопровод на ЦППН для повторной подготовки.

Подготовленная в электродегидраторах нефть разгазируется в конце­вых сепараторах. Нефть с концевых сепараторов поступает в технологи­ческие резервуары, затем через переточный стояк перетекает в товарные резервуары. Оттуда обессоленная, обезвоженная, стабилизированная нефть (по ГОСТ Р 51858-2002) по коллектору внешней перекачки по­ступает на прием насосной внешней откачки и через узел учета нефти перекачивается на ФКСУ по нефтепроводу внешнего транспорта. Выде­ляющийся газ идет на компрессорную станцию низких ступеней и подается для дальнейшего транспорта в систему сбора газа УВСИНГ.

В качестве топлива в нагревателях ПТБ-10 и аппаратах «Хитер-Тритер» используется осушенный газ с газокомпрессорной станции.

По второму потоку (на принципиальной схеме – поток Iб) поступает в электростатические аппараты «Хитер-Тритер» ТИП-II производства ком­пании «СИВАЛС».

Установки представляют собой горизонтальные аппараты «Хитер-Тритер» типа II, в которых происходит нагрев до 60 °C, разгазирование, от­стой и окончательное обезвоживание нефтяной эмульсии в электрическом поле высокого напряжения.

Нефтяная эмульсия, попутный газ входят в верхнюю часть аппарата. Жидкая фаза попадает во входную секцию установки, где происходит пер­вичное отделение газа от жидкости. Отделенный газ поднимается вверх и

через выходной штуцер газа поступает к клапану-регулятору, контролирую­щему рабочее давление в аппарате.

Нефтяная эмульсия направляется вниз, под жаровые трубы. Свободная вода, имеющаяся в жидкости, собирается на дне аппарата под жаровыми трубами, а нефть и эмульсия направляются вверх, омывая жаровые трубы, в отстойный карман аппарата. Капли воды, выделившиеся из эмульсии в результате нагрева, оседают на дне емкости и соединяются со свободной водой, которая осела без нагрева. Кроме того, нефть и эмульсия, проходя вокруг жаровых труб, вымывают образовавшиеся на них осадки и накипь.

Нефть поднимается снизу через слой эмульсии, где за счет гравитации из нее выделяется вся оставшаяся вода, затем поступает к секции коагуляции установки, где создается электрическое поле высокого напряжения. Электри­ческое поле способствует коагуляции остаточных капель воды, захваченных нефтью. Капли воды увеличиваются в размере и оседают за счет гравитации на нижнюю часть аппарата, соединяясь с основной массой воды. Чистая, обезвоженная нефть собирается в специальный отсек и далее направляется к выходу из аппарата через нефтяной контрольный клапан. Подготовленная нефть с аппаратов попадает в концевые сепараторы и дальше, в резервуар-ный парк с последующей перекачкой насосами на ФКСУ.

Вода, отделившаяся от эмульсии в секции жаровых труб, соединяется со свободной водой в нижней части аппарата и проходит под распределяю­щий наконечник к секции с решетками. Весь объем воды протекает вдоль нижней части емкости к патрубкам выхода воды из аппарата и далее, через водяной клапан в приемный трубопровод очистных резервуаров с после­дующей откачкой в систему ППД.

Газ, выделившийся на аппаратах, поступает в концевые сепараторы и оттуда направляется по газопроводу на компрессорную низких ступеней.

При оценке качества нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды.

В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы (табл. 12).

Таблица 12

Классы нефти

Класс нефти	Наименование	Массовая доля серы, %	Метод испытания
1 2 3 4	Малосернистая Сернистая Высокосернистая Особо высокосернистая	до 0,60 включ. 0,61-1,80 1,81-3,50 Св. 3,50	по ГОСТ 1437 по ГОСТ Р 51947

По плотности, а при поставке на экспорт – дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов (табл. 13): 0 – особо легкая; 1 – легкая; 2 – средняя; 3 – тяжелая; 4 – биту­минозная.

Таблица 13

Наиме­нование параметра	Норма для нефти типа	Метод испытания
1=	го О 1= о сэ о:	1=	ГО о 1= о сэ о: сц	1=	ГО о 1= о сэ о: сц ее	1=	ГО о 1= о сэ о:	1=	го о[= о сэ ее сц СП
Плотность кг/м^3, при температуре:	по ГОСТ 3900
20 °C	не более 830,0	830,1-850,0	850,1-870,0	870,1-895,0	более 895,0
15 °C	не более 833,7	833,8-853,6	853,7-873,5	873,6-898,4	более 898,4	по ГОСТ Р 51947
Выход фракций, % об., не менее, до температуры:	по ГОСТ 2177 (метод Б)
200 °C	-		-		-		-	-	-	-
300 °C	-		-		-		-	-	-	-
Массовая доля парафина, %, не более	по ГОСТ11851
	-		-		-		-	-	-	-

Примечания.

Если нефть по одному из показателей (плотности или выходу фракций) относится к типу с меньшим номером, а по другому – к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером. Нефти типов 3 и 4 при приеме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт должны иметь норму по показателю 3 не более 6%.

По степени подготовки нефть подразделяют на группы 1–3 (табл. 14).

Таблица 14

Наименование показателя	Норма для нефти группы	Метод испытания
Массовая доля воды, %, не более	0,5	0,5	1,0	по ГОСТ 2477
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм^3, не более				по ГОСТ 21534
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05	по ГОСТ 6370
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более	66,7 (500)	по ГОСТ 1756, ГОСТ 52340
Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204 °C, млн^-1 (ppm), не более				по ГОСТ Р 52247

Примечание.

Если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому – к группе с большим

номером, то нефть признают соответствующей группе с большим номером.

По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подраз­деляют на 2 вида (табл. 15).

Таблица 15

Наименование показателя	Норма для нефти вида	Метод испытания
Массовая доля сероводорода, млн^1 (ppm), не более			по ГОСТ Р 50802
Массовая доля метил- и этилмеркаптана в сумме, млн^1 (ppm), не более

Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствую­щих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс «э». Структура условного обозначения нефти:

Нефть: Х Х Х Х ГОСТ Р

Класс

Тип

Группа

Вид

Обозначение настоящего стандарта

Нефть с массовой долей серы 0,15% (класс 1); с плотностью при тем­пературе 20 °C 811,0 кг/м³, при 15 °C 814,8 кг/м³ (тип 0); с массовой долей воды 0,05%, массовой концентрацией хлористых солей 25 мг/дм³, массовой долей механических примесей 0,02%, с давлением насыщенных паров 58,7 кПа (440 мм рт.ст.), с массовой долей органических хлоридов во фракции до температуры 204 °C 1 млн^-1 (группа 1); с массовой долей сероводорода 5 млн^-1, легких меркаптанов 8 млн^-1 (вид 1) обозначается «Нефть 1.0.1.1 ГОСТ Р 51858».

Подготовленная нефть из товарных резервуаров по коллектору внешней перекачки поступает на прием насосной и насосами через УУН перекачи­вается на Федоровскую КСУ по нефтепроводу внешнего транспорта.

В процессе эксплуатации на внутренних стенках трубопроводов на­капливаются различные отложения, способствующие увеличению затрат

на перекачку продукта, отрицательно влияющие на достоверность инфор­мации, получаемой при диагностическом обследовании линейной части трубопроводов внутритрубными инспекционными снарядами, или делающие их пропуск невозможным.

Периодичность очистки трубопроводов очистными устройствами определяется индивидуально для каждого трубопровода в зависимости от особенностей его эксплуатации и свойств перекачиваемого продукта.

Косвенная оценка качества очистки определяется сравнением эффек­тивного диаметра с эквивалентным либо по степени увеличения пропускной способности трубопровода и снижения затрат электроэнергии на перекачку заданного объема продукта.

При снижении пропускной способности трубопровода в промежутках между периодическими очистками не более чем на 3% необходимо прово­дить внеочередные очистки.

Дата добавления: 2017-01-14