Оптимизация внутренних составляющих технологических аппаратов системы подготовки нефти, газа и воды. Коалесцеры для подготовки нефти


Применение коалесцеров для интенсификации деэмульсации нефти

В настоящее время в связи с увеличением объемов добычи нефти и газа одна из актуальных задач для большинства нефтяных компаний состоит в повышении производительности площадных объектов системы подготовки углеводородов путем монтажа в действующих аппаратах дополнительных устройств (коалесцеров), интенсифицирующих процесс деэмульсации. Данный подход позволяет существенно сократить временные и финансовые затраты предприятия за счет исключения целого ряда мероприятий по проектированию и монтажу дополнительного емкостного оборудования. Монтаж устройств, увеличивающих площадь контакта между фазами в аппарате, позволяет увеличить его производительность по потокам в среднем на 20%.

В рамках пилотного проекта коалесцирующие элементы были установлены в два трехфазных сепаратора (ТФС), работающих на ДНС-УПСВ «Никольская» и «Парфеновская». В результате обводненность продукции на выходе ДНС-УПСВ «Никольская» сократилась до 10%; также были снижены объемы перекачки балластной жидкости, уменьшились операционные расходы на электроэнергию. На ДНС-УПСВ «Парфеновская» отмечается значительное увеличение добычи жидкости. Дисконтированный срок окупаемости (DPP) проекта составил 0,8 года. В настоящее время планируется тиражирование данной технологии на другие объекты компании.

06.03.2016 Инженерная практика №03/2016 Черепанов Андрей Викторович Руководитель группы по повышению энергоэффективности и энергосбережению АО «Самаранефтегаз» Рис. 1. Схема работы и оснащение трехфазного сепаратора

В настоящее время одним из главных критериев качества аппарата подготовки нефти считается возможность проведения как можно большего числа технологических операций в одном аппарате. Без дополнительного оснащения трехфазный сепаратор обеспечивает проведение первой ступени сепарации попутного газа и отделение пластовой воды (рис. 1). В пустотелом аппарате этот процесс занимает от нескольких минут до нескольких суток и происходит в соответствии с классическими законами гидродинамики и индивидуальными особенностями среды. Существенно ускорить данный процесс можно путем использования специальных внутренних устройств – коалесцеров (рис. 2). При этом качество подготовленной продукции существенно повысится.

Рис. 2. Оснащение аппаратов коалесцирующимиэлементами

Коалесцер представляет собой сборно-разборную конструкцию, которая состоит из блока кассет высокой степени заводской готовности с комплектом деталей. Работа устройства характеризуется незначительным гидравлическим сопротивлением (4-5 кПа). Материал кассет предотвращает накопление загрязнений и парафиновых отложений на поверхности деталей, не подвержен истиранию, коррозии и старению во всем диапазоне рабочих температур сепаратора (рис. 3). Для изготовления коалесцеров применяются, как правило, нержавеющие стали, полимерные и композитные материалы.

Рис. 3. Блок кассет коалесцирующего элемента

Коалесцеры образуют систему упорядоченных каналов с определенными свойствами поверхностей, способствующими зарождению центров коалесценции – началу формирования капель, их росту и выпадению за счет силы тяжести.

Применение коалесцеров позволяет в 1,5-4 раза, а иногда и больше, сократить общее время разделения нефтяных эмульсий по сравнению с пустотелыми аппаратами.

Как правило, коалесцеры устанавливаются болтовым креплением через люк и используются для модернизации старых аппаратов, что позволяет увеличить производительность последних. При этом конструкция коалесцирующего устройства может занимать все сечение аппарата.

Верхняя часть коалесцирующего устройства, находящаяся в газовой фазе, выполняет роль предварительного каплеотбойника для очистки газа от капельной жидкости (рис. 4).

Рис. 4. Дооснащение ТФС коалесцирующими элементами

ПРОЕКТ ПО УГЛУБЛЕНИЮ СБРОСА ПОДТОВАРНОЙ ВОДЫ

Новый подход был применен на нескольких объектах АО «Самаранефтегаз». Посредством установки коалесцирующих устройств были модернизированы два ТФС, работающих на ДНС-УПСВ «Никольская» и «Парфеновская». В первом случае до углубления сброса процесс утилизации подтоварной воды осуществлялся самотеком, после углубления сброса утилизация осуществляется с помощью дополнительно установленного горизонтального насоса УЭЦНАКГ 800-500. Помимо этого, с учетом сокращения объема перекачки жидкости на ДНС-УПСВ «Парфеновская» на объекте ДНС-УПСВ «Никольская» также была произведена замена насосного агрегата ЦНС 105х196 на ЦНС 60х264 меньшей производительности.

На ДНС-УПСВ «Парфеновская» до углубления сброса внутренняя перекачка производилась преимущественно с использованием насосного агрегата ЦНС 180х297, а после – ЦНС 105х294. Закачка проводилась через четыре стендовые скважины, оборудованные насосами 30.1 ЭЦНМИК 5А-700-735, 30.2 ЭЦНМИК 5А-700-850, 30.2 ЭЦНМИК 6-1250-750, 0115 ЭЦ-НАКИ5А-800-700. Управление режимом работы насосных агрегатов осуществлялось с помощью ЧРП.

После установки оборудования мы провели анализ работы обоих объектов по процессам ППД и ППН, результаты которого представлены в табл. 1.

Таблица 1. Анализ работы объектов по процессам ППД и ППНРис. 5. Участок схемы сбора и подготовки ЦПНГ-5 до углубления сброса подтоварной водыРис. 6. Участок схемы сбора и подготовки ЦПНГ-5 после углубления сброса подтоварной водыРис. 7. Анализ изменения УРЭ по процессам ППД и ППН

На рис. 5 и 6 показан участок схемы сбора и подготовки ЦПНГ-5 до и после углубления сброса подтоварной воды. Внедрение оборудования позволило снизить обводненность на выходе с ДНС-УПСВ «Никольская» до 40%. Поток жидкости от первого пункта сбора ДНС-УПСВ «Парфеновская» перенаправили сразу в буферную емкость (БЕ). За счет этого удалось снизить расход деэмульгатора на повторную обработку «никольской» эмульсии ингибиторами. Кроме этого, потребление электроэнергии снизилось на 3000 кВт-ч/мес, и появилась возможность нарастить добычу жидкости (рис. 7). Дисконтированный срок окупаемости (DPP) проекта составил 0,8 года (табл. 2).

Таблица 2. Оценка технико-экономической эффективности проекта

ВЫВОДЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ПРОЕКТА

Применение коалесцеров позволило обеспечить снижение обводненности на выходе ДНС-УПСВ «Никольская» до 10%. Дополнительно удалось сократить объемы перекачки балластной жидкости и, соответственно, операционные расходы (ОРЕХ) на электроэнергию.

На объекте ДНС-УПСВ «Парфеновская» в соответствии с бизнес-планом произошло увеличение добычи жидкости до 600 м3/сут.

Также в результате применения нового подхода были снижены капитальные затраты (САРЕХ) на расширение существующих и строительство новых УПСВ. За счет снижения коррозионной активности перекачиваемой жидкости ожидается увеличение срока службы напорного нефтепровода «Никольская – Парфеновская».

С учетом полученного опыта в настоящее время прорабатывается возможность тиражирования технологии на другие объекты компании. В частности, применение коалесцирующих устройств для реконструкции аппаратов позволит существенно улучшить работу таких объектов ЦПНГ-5, как УПСВ «Грековская», «Утевская», «Ветлянская» и «Богатыревская». Отметим, что устройство может применяться и на других объектах, выдающих продукцию с высокой обводненностью.

Проведенный нами расчет основан на снижении потребления электроэнергии на перекачку балластной жидкости и расхода деэмульгатора на втором пункте сбора после перевода откачиваемой жидкости с первого пункта сбора в БЕ второго пункта сбора, минуя повторный процесс подготовки, и без учета возможных изменений в развитии инфраструктуры пунктов сбора (расширение, реконструкция, получение дополнительной добычи).

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Андрей Викторович, вы не рассматривали возможность последовательной установки двух таких аппаратов?

Андрей Черепанов: Нет. Наша основная задача заключалась в том, чтобы снизить капитальные затраты за счет модернизации существующего оборудования. В данном случае – это ТФС. Мы модернизировали внутреннюю часть, и все. Установки коалесцирующих устройств оказалось достаточно.

Вопрос: А изменение конструкции ТФС проводили своими силами?

А.Ч.: Для этого привлекалась подрядная организация, обладающая соответствующими компетенциями.

Вопрос: Вы производите нагрев продукции на УПСВ?

А.Ч.: Нет, нагрев продукции в данном случае не предусматривается.

Вопрос: То есть осуществляете сброс только свободной воды?

А.Ч.: Совершенно верно. Нагрев производится уже непосредственно перед транспортировкой нефти в систему ОАО «АК «Транснефть».

Другие статьи с тегами: Энергоэффективность

glavteh.ru

Обезвоживание нефти. Обессоливание нефти. Электродегидраторы. Сепараторы нефти и системы сепарации нефти

Вариант – две одноступенчатые установки для обессоливания 600 м³/ч сырой нефти

Расчетные технологические параметры

1.1 Конструкция установки для обессоливания

В процессе участвуют две одноступенчатые установки для обессоливания 600 м³/ч сырой нефти.

Нагревание промывочной воды до минимальной температуры на входе. Давление промывочной воды на выходе должно быть на 0,2 Мпа больше, чем рабочее давление в емкости. Давление промывочной воды на выходе должно быть на 0,4 МПа больше, чем рабочее давление.

1.2. Описание процесса

Одноступенчатое смешивание

Соленая сырая нефть смешивается с промывочной водой на входе в смесительном клапане. По мере того, как соленая сырая нефть и промывочная вода проходят через смесительный клапан, они эффективно смешиваются посредством перепада давления. Разбавляющая вода содержит меньше соли, чем пластовая вода в сырой нефти. Содержание соли в пластовой воде уменьшается путем добавления промывочной воды. После смешивания жидкость поступает в установку для обессоливания.

Нагревание промывочной воды

Промывочная вода нагревается до минимальной температуры на входе, прежде чем смешивается с соленой сырой нефтью.

Установка для обессоливания

Установка для обессоливания состоит из электростатического дегидратора. Жидкость эффективно распределяется по всей длине сосуда посредством приемного распределительного трубопровода. Он специально сконструирован для обеспечения работы по всей длине, исключая неправильное распределение, а конструкция с открытым дном обеспечивает выпадение осадка под действием силы тяжести для предотвращения возможного закупоривания распределителей.

Нефть, содержащая воду, поднимается вверх и проходит через электростатические решетки.

Поле переменного тока – В поле переменного тока поле изменяет полярность и градиент в зависимости от волны переменного тока. В поле переменного тока вместе с реверсивным потенциалом и изменяющимся градиентом молекулы воды вибрируют из-за изменения их формы: от круглой к овальной и наоборот. Это эффективно разрывает стабилизирующую пленку, и кинетическая энергия увеличивает соединение. В целом отсутствует движение капель, кроме вибрации на месте, и капли не получают никакого заряда.

Поле переменного тока/постоянного тока – В поле переменного тока/постоянного тока полярность остается постоянной. Это позволяет полярной молекуле воды притягиваться и физически двигаться к ближайшему электроду. Как только она касается пластины, происходит перемещение электронов, в результате чего капля воды становится заряженной и движется по направлению к противоположному электроду. Это движение большого числа молекул воды, дополнительное притягивание между двумя противоположно заряженными молекулами воды, вызывает быстрое увеличение соединения по сравнению с полем переменного тока.

После того как вода соединилась в более крупные капли воды, вода отделяется от нефти, после чего в нефти остается крайне малое количество разбавленной пластовой воды. Вода удаляется из нефти на дне сосуда посредством многочисленных водосливных отверстий. Поскольку содержание воды в нефти, выходящей из установки для обессоливания, крайне мало и разбавлено пресной водой, действительное содержание соли, оставшейся в нефти, очень низкое.

Нефть эффективно выводится вдоль всей стороны сосуда при помощи коллекторного трубопровода. Это также предотвращает возможность неправильного распределения, обеспечивая эффективное и надежное обезвоживание и обессоливание нефти.

Дополнительное увеличение безопасности электродегидратора включает:

Внутренние предохранительные шаровые поплавковые затворы, которые шунтируют решетки до того, как газ попадает на решетки в том случае, если все другие предохранительные устройства не срабатывают.

Включен местный взрывозащитный управляемый вручную размыкатель цепи, так что короткозамыкатели вызывают отключение энергии и работу можно выполнять внутри очистителя с дополнительной местной защитой запирания.

Надёжное и современное исполнение вводной втулки

Вводная втулка обеспечивает электрически изолированный проводной вход в емкость. Вводная втулка необходима для поддержания давления и защиту от протечки нефти обратно в трансформатор.

Предлагаемая вводная втулка имеет двойное уплотнение, благодаря чему повышается защита от протекания нефти через втулку. К тому же, метод монтажа разработан так, что закручивание проводов устранено.

Материал вводной втулки используется легкий, прочный и устойчивый к высоким температурам изолирующий материал, в результате чего изделие получается легче, температурный диапазон его использования увеличивается, а прочность изделия усиливается (что особенно важно для плавучих нефтедобывающих систем).

Конструкция системы промыва от шлама/песка

Во время обессоливания на жидкой/нефтяной фазе может образовываться шлам, который мешает обезвоживанию и обессоливанию. Различные виды шлама включают следующее:

  • Неразложенный – устойчивую эмульсию
  • Стабилизированные твердые частицы – маленькие твердые частицы
  • Парафиновый – при эксплуатации ниже точки помутнения нефти
  • Асфальтового характера – выделяются асфальтиты
  • Химически стабилизированные – слишком много деэмульгаторов

Шлам может подвергаться тепловой обработке, химической обработке и эффективной осушке. В предлагаемом электродегидраторе доступно эффективное дренирование шлама там, где нормальные методы не эффективны.

1.3 Характеристики обессоленной нефти

Указанные величины действительны при рабочих температурах.

Для обеспечения гарантированных рабочих характеристик требуется нормальная дозировка химреагентов. Стандартными значениями дозировок являются фактические значения дозировок, определяются во время эксплуатации.

Поверхностно-активное вещество– 10% от значения деэмульгатора.

Ингибитор коррозии и удаление окалины для уменьшения образования твердых частиц.

1.4 Перечень энергопотребителей

Рассчитаны следующие показатели потребления энергии при нормальных рабочих условиях:

Основные компоненты

Электродегидратор (обессоливатель)

Горизонтальный сосуд высокого давления

  • материал: углеродистая сталь + допуск на коррозию 3.2 мм
  • внутренние детали:
  • стабилизаторы потока на спусках технической воды
  • приемные распределительные коллекторы
  • коллектор нефти
  • дренаж шлама
  • опорные зажимы внутренней решетки
  • подвесные изоляторы контактного провода из высокотемпературной нержавеющей стали
  • универсальные кронштейны из плакированной стали
  • решетки из плакированной стали
  • вводная втулка из высокотемпературной нержавеющей стали
  • внутренняя электропроводка/подключения
  • болты с покрытием из углеродистой стали
  • аноды
  • системы промывания ила.
  • рентгенография:
  • и др.

Насос промывочной воды

Углеродистая сталь с втулкой вала из нержавеющей стали 316, Электродвигатель закрытого типа с вентилятором, 3/380/50 Гц, 2900 об/мин

Блок питания

  • блок расположен в герметичном резервуаре из мягкой стали, заполненном минеральным маслом для смазки, покрыт эпоксидной краской для применения в прибрежных зонах.
  • первичное напряжение: 380 VAC (напряжение переменного тока), 1 фаза, 50 Гц
  • трансформатор и реактор: медная обмотка, пропитка в вакууме под давлением с полиэфирной смолой для обеспечения длительного срока службы механических деталей, катушки без влаги (даже в случае утечки нефти из установки). Пропитка в вакууме под давлением обеспечивает самую надежную, длительную защиту от суровых условий окружающей среды, как на суше, так и в прибрежных зонах.
  • и др.

Управление блоком питания

  • поставляется в комплекте с трансформатором
  • включает:
    • размыкатель цепи для местного разъединения
    • амперметр
    • вольтметр
    • преобразователь тока
    • преобразователь напряжения для выходного напряжения
  • в случае обесточивания переключателя уровня, температуры или давления центральная система управления должна подавать сигнал плавного выключения в щит управления электродвигателя для остановки подачи питания в трансформатор.
  • и др.

Электрооборудование

Приборы клапаны контроль

Трубы и трубная обвязка

Изоляция

Технологические линии:

Основное оборудование:

Инжиниринговый проект: две одноступенчатые установки для обессоливания 470 м³/ч сырой нефти при 50% потока через каждый сосуд

Расчетные условия технологического процесса

Конструкция установки для обессоливания

Технологический процесс состоит из двух одноступенчатых установок для обессоливания, каждая из которых обрабатывает 470,0 м³/ч сырой нефти всего при 50% потока через каждый сосуд.

Расход разбавляющей воды на уровне 5% объема сырой нефти, однако, по расчетам, для достижения солености на выходе 3 г/м3 разбавляющей воды не требуется.

Давление разбавляющей воды на входе должно быть на 0,2 МПа выше эксплуатационного давления сосуда.

Описание технологического процесса

Одноступенчатое смешивание

Соленая сырая нефть смешивается с разбавляющей водой на входе в смесительный клапан. По мере того, как соленая сырая нефть и разбавляющая вода проходят через смесительный клапан, они эффективно смешиваются посредством перепада давления 0,1 МПа (1 кг/см2). Жидкая смесь затем поступает в установку для обессоливания.

Нагрев разбавляющей воды

Разбавляющая вода нагревается до минимальной температуры на входе, перед тем как смешаться с соленой сырой нефтью. Данный процесс может осуществляться с применением теплообменника или любого другого метода.

Установка для обессоливания / дегидратор

Установка для обессоливания состоит из электростатического дегидратора. Введенная жидкость эффективно распределяется по всей длине сосуда посредством приемного распределительного трубопровода. Он специально предназначен для обеспечения использования по всей длине.

Нефть, содержащая воду, поднимается вверх и проходит через электростатические решетки. На данном этапе на нефть, содержащую воду, воздействует электростатическое поле.

Конструкции обладают дополнительными усовершенствованиями в целях повышения безопасности:

  • Внутренние предохранительные шаровые поплавковые затворы в качестве «последнего средства», которые будут шунтировать накоротко решетки до того, как газ попадет на решетки, в случае несрабатывания всех других предохранительных устройств;

· Предусмотрен местный взрывобезопасный управляемый вручную размыкатель цепи, так что короткозамыкатели вызывают отключение энергии и работу можно выполнять внутри очистителя с дополнительной местной защитой запирания.

Усовершенствование конструкции вводной втулки

Вводная втулка обеспечивает ввод электрически изолированного провода в сосуд. Вводная втулка требуется для сдерживания давления, чтобы обеспечить отсутствие протечки нефти обратно в трансформатор.

Потребление энергоносителей

Основные компоненты

Установки для обессоливания

Горизонтальный сосуд высокого давления –

  • расчетное давление: 1,8 МПа при 160°C
  • минимальная расчетная температура: -28,90 °C
  • материалы из углеродистой стали толщиной 3 мм с допуском на коррозию
  • внутренние детали:
    • стабилизаторы потока на выпусках технической воды;
    • приемные распределительные коллекторы;
    • коллекторный трубопровод;
    • дренаж шлама;
    • опорные зажимы внутренней решетки;
    • устойчивые к высокой температуре изоляционные подвески из нержавеющей стали;
    • подпорка с покрытием из углеродистой стали;
    • решетчатые листы из углеродистой стали;
    • устойчивые к высокой температуре вводные втулки из нержавеющей стали;
    • внутренняя электропроводка/обвязка
    • болтовое крепление с покрытием из углеродистой стали;
    • предохранительный поплавковый затвор из нержавеющей стали;
    • аноды
  • Рентгенография
  • Изоляция для сохранения тепла

Блок питания и управление блоком питания

Насос промывочной воды

Приборы, клапаны и контроль

Электрооборудование

Изоляция:

Технологические линии

Основное оборудование

Защита обслуживающего персонала

Линии, эксплуатирующиеся при температуре не менее 60°C и имеющие возможность легкого доступа для оператора, будут изолированы в соответствии с таблицей сохранения тепла изоляцией, толщина которой составляет максимум 25 мм.

Сохранение тепла

При необходимости, тепловая изоляция будет следующей (толщина в дюймах):

Сосуд, линии подачи разбавляющей воды эксплуатируются при 110°C

Инжиниринговый проект – установка для обессоливания нефти двойной полярности

Описание:

Описание процесса:

После нагрева нефти, свежая вода для разбавления примешивается в нефть перед установкой для обессоливания с помощью смесительного вентиля и смешивания.

Нефть и вода поступают в середину обессоливателя и распределяются по резервуару при помощи распределительных желобков. Нефть течет наверх через секцию электростатической решетки с двойной полярностью, а затем в сборный бак-коллектор на верху резервуара. Она покидает резервуар, а затем смешивается с водой для разбавления. Сточные воды удаляются.

intech-gmbh.ru

Фильтры-коалесцеры газовые ГПМ-ФКО | Газпроммаш, Саратов

Д.В. Шеметьев, начальник КБ ЗРА

Одним из наиболее востребованных видов инженерного оборудования на объектах, связанных с добычей, подготовкой, транспортировкой, хранением и использованием при-родного, а также попутного нефтяного газа, являются устройства очистки газа. В последнее время широкое распространение для применения в узлах очистки газа получили фильтры-коалесцеры, использующие эффект коалесценции (в Большом энциклопедическом словаре коалесценция [от лат. coalesco - срастаюсь - соединяюсь] определяется, как слияние капель жидкости при их соприкосновении).

Специалисты завода «Газпроммаш» разработали типоразмерный ряд фильтров-коалесцеров серии ГПМ-ФКО и приступили к их мелкосерийному выпуску.

Фильтры-коалесцеры газовые ГПМ-ФКО предназначены для финишной очистки природного, нефтяного или синтезированного неагрессивного газа от капельной жидкости и механических примесей с содержанием влаги и конденсата до 1500 мг/м3, при его добыче (производстве), транспортировке, а также в составе газораспределительных и компрессорных станций или в самостоятельных узлах учёта и редуцирования с рабочим давлением до 12,5МПа и температурой рабочей среды от 00С до плюс 850С.

Условия эксплуатации фильтров-коалесцеров газовых ГПМ-ФКО в части воздействия климатических факторов должны соответствовать климатическому исполнению по ГОСТ 15150-69 – ХЛ1, с температурой окружающего воздуха от минус 60 до плюс 600С.

Фильтры-коалесцеры газовые ГПМ-ФКО являются сосудами, работающими под дав-лением. Разработаны и изготавливаются в полном соответствии с требованиями Технических регламентов Таможенного союза ТР ТС 010/2011 «О безопасности машин и оборудования» и ТР ТС 032/2013 «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением», Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением», ГОСТ Р 52630-2012 «Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия».

 

Конструктивные особенности и варианты исполнения

Фильтры-коалесцеры газовые ГПМ-ФКО имеют следующие исполнения:

  • с прямым входом и выходом газа;
  • с угловым входом газа.

По выбору заказчика фильтры-коалесцеры изготавливаются из материалов: сталь 09Г2С ГОСТ 19281-2014 либо нержавеющая сталь 12Х18Н10Т ГОСТ 5632-2014.

Фильтры-коалесцеры газовые ГПМ-ФКО выпускаются на максимальные рабочие (расчётные) давления газа от 1,6 до 12,5 МПа, с номинальными диаметрами DN от 32 до 300 мм и комплектуются фильтрующими элементами коалесцирующего типа из полипропиленовых волокон с тонкостью фильтрации 0,3 мкм. В комплект поставки входят ответные фланцы с крепежом и прокладками, а также поворотные заглушки для проведения гидравлических испытаний.

По желанию заказчика фильтры-коалесцеры изготавливаются с электрообогревом, обогревом от теплоносителя, либо без обогрева, а так же могут комплектоваться сигнализа-торами или датчиками уровня конденсата; дифференциальными манометрами или датчиками разности давлений.

 

Технические характеристики фильтров-коалесцеров ГПМ-ФКО

 

        Общий вид ГПМ-ФКО                             ГПМ-ФКО-50/100-П1                            ГПМ-ФКО-80/100-П2           

 

 

Технические характеристики фильтров-коалесцеров ГПМ-ФКО

Максимальное рабочее давление оговаривается при заказе.

www.gazprommash.ru

Внутренние устройства для аппаратов подготовки нефти ипластовой, воды, коалесцирующие устройства

Внутренние устройства для аппаратов подготовки нефти ипластовой, воды, коалесцирующие устройства

Номенклатура

Разработаны конструкции коалесцирующих устройств для емкостных аппаратов  диаметром 1200, 1600, 2000, 2400, 3000 и 3400 мм и для трубных устройств диаметром 700, 1000, 1200 и 1400 мм.

Климатическое исполнение: У и ХЛ по ГОСТ 15150 с температурой воздуха при эксплуатации:

Технические характеристики

Устройства представляют собой сборную конструкцию, состоящую из каркаса, в который устанавливают кассеты   со специальными коалесцирующими элементами.

Устройства используются в аппаратах типа НГСВ (НГСВМ-А) и КДФТ для интенсификации массообменных процессов разделения пластовой эмульсии на нефть и воду. Их применение в 2-3 раза увеличивает эффективность действующих аппаратов.

Гарантийный срок эксплуатации не менее 18 месяцев со дня ввода в эксплуатацию,

но не более 24 месяцев после отгрузки с предприятия-изготовителя. Срок службы не менее 15 лет. Температура эксплуатации 0-100 0C.

За период 2007-2011 г. МНГК переоборудовано около 40 аппаратов.

10.jpg

Назначение

Интенсификация процессов разделения нефтяных эмульсий. Размещаются во вновь поставляемых аппаратах при их изготовлении. При реконструкции существующих аппаратов поставляются в виде кассет.

Мы разрабатываем конструкторскую документацию, изготавливаем каркас для кассет, осуществляем шефмонтаж и пуско-наладочные работы.

Общий вид

11.jpg

nipi-ongm.ru

Коалесценция при удалении воды нз нефти

    Влияние электрического поля на коалесценцию. Электрическое деэмульгирование. Известно, что приложение разности потенциалов существенно ускоряет разрушение эмульсий. Это явление используют в процессе удаления воды из нефти [248]. [c.121]

    Для удаления капелек воды из сырой нефти имеют большое значение как процесс коалесценции, так и процесс флокуляции, хотя, очевидно, первый является определяющим. Можно полагать, что в связи с очень малой концентрацией ионов в углеводородной среде, силы ионно-электростатического отталкивания частиц дисперсной фазы малы и случайные, соударения микрообъектов приводят к их слипанию. Иначе говоря, в сырой нефти должны присутствовать агрегаты капелек. Для их удаления необходимо провести флокуляцию, создавая в системе другие капли, содержащие деэмульгатор, а затем коалесценцию. Поскольку скорость коагуляции в значительной степени зависит от вязкости -дисперсионной среды, желательно осуществлять де-эмульгирование при повышенной температуре. [c.130]

    Результаты этой работы указывают на перспективность использования модифицированных форм торфа в качестве катионита, анионита и вещества, способствующего коалесценции нефтяных эмульсий и удалению нефти из воды. Простота обработки торфа и использование недорогих химических реактивов в сочетании с доступностью самого торфа позволяют рекомендовать модифицированный торф для применения на крупных промышленных установках для очистки сточных вод. [c.260]

    Важным технологическим процессом подготовки нефти к транспорту является обезвоживание нефти, т. е. удаление из нефти воды. Осуществляется этот процесс в специальных емкостях (отстойниках), в которых капли воды отделяются от нефти путем гравитационной седиментации. Размер этих емкостей должен обеспечить осаждение из нефти достаточно мелких капель. Размер капель, как правило, мал, так что скорость их осаждения подчиняется закону Стокса V = 2Ap .RV9 le, где Ар — разность плотностей фаз, — динамическая вязкость сплошной фазы. Для характерных значений Ар = 200 кг/м , 1 = 10 Па с, / = 10 мкм имеем [/=0,5 10" м/с. Это значит, что из слоя водонефтяной эмульсии высотой 1 м вьшадут все капли радиусом более 10 мкм за время I - 2 10 с = 50 ч. Для Е = 100 мкм это время составит I - 0,5 ч. Таким образом, если удастся увеличить радиус капель воды в эмульсии в 10 раз (например, от 10 до 100 мкм), то время разделения эмульсии уменьшится на два порядка, а следовательно, во столько же раз уменьшится объем (длина) отстойника. Столь большое увеличение размера капель за относительно неболыпое время можно осуществить, поместив эмульсию в однородное внешнее электрическое поле. Для определения времени, необходимого для укрупнения капель воды в нужное число раз, следует определить скорость коалесценции капель, т. е. исследовать динамику процесса укрупнения капель в эмульсии. [c.244]

    Для очистки высокодисперсных эмульсий Н/В (например, конден-йатных) применяют всевозможные фильтры, заполненные смачиваемыми водой (гидрофильными) веществами, например карбонатом кальция. Вода проходит через гидрофильную массу фильтра, а нефть задерживается на ней. Существуют способы фильтрования эмульсии Н/В через активный уголь, на котором задерживается нефть, с последующей регенерацией фильтра легко испаряющимся растворителем. Примерно 1 кг активного угля задерживает из конденсатной эмульсии 150 г масла. Часто для удаления нефти или нефтепродуктов применяют метод флотации. К эмульсии Н/В добавляют реагенты, образующие студенистые хлопья, адсорбирующие на своей поверхности нефть. Капельки нефти заряжены отрицательно, поэтому добавка электролитов способствует их коалесценции. Для этого обычно применяют технический сульфат алюминия вместе с карбонатом натрия или каустической содой. [c.37]

    В практике подготовки нефти и воды применяют метод промывки эмульсии через слой жидкости, представленной дисперсной фазой (при обезвоживании нефти — через слой воды, при удалении нефтепродуктов из воды — через слой нефти). При этом предполагают, что при прохождении эмульсии через жидкий коа-лесцирующий фильтр (контактную массу) капли эмульгированных веществ коалесцируют в нем и выделяются из эмульсии. Как отмечено в работе [22], представление о механизме этого метода ощибочно и существенных положительных результатов он дать не может. Это связано с тем, что практически невозможно диспергировать вводимую эмульсию до размеров, близких к размерам эмульгированных капель дисперсной фазы. А вероятность коалесценции капелек, находящихся внутри струи, или отдельных крупных капель дисперсионной среды жидким фильтром крайне мала. Это было подтверждено и исследованиями при фильтровании водонефтяных эмульсий через слой нефтепродуктов. Положительные результаты, полученные некоторыми авторами, можно объяснить соверщенствованием распределительных устройств в аппаратах, необходимым для реализации этого метода. [c.138]

chem21.info

Применение коалесцеров для интенсификации деэмульсации нефти

В настоящее время в связи с увеличением объемов добычи нефти и газа одна из актуальных задач для большинства нефтяных компаний состоит в повышении производительности площадных объектов системы подготовки углеводородов путем монтажа в действующих аппаратах дополнительных устройств (коалесцеров), интенсифицирующих процесс деэмульсации. Данный подход позволяет существенно сократить временные и финансовые затраты предприятия за счет исключения целого ряда мероприятий по проектированию и монтажу дополнительного емкостного оборудования. Монтаж устройств, увеличивающих площадь контакта между фазами в аппарате, позволяет увеличить его производительность по потокам в среднем на 20%.

В рамках пилотного проекта коалесцирующие элементы были установлены в два трехфазных сепаратора (ТФС), работающих на ДНС-УПСВ «Никольская» и «Парфеновская». В результате обводненность продукции на выходе ДНС-УПСВ «Никольская» сократилась до 10%; также были снижены объемы перекачки балластной жидкости, уменьшились операционные расходы на электроэнергию. На ДНС-УПСВ «Парфеновская» отмечается значительное увеличение добычи жидкости. Дисконтированный срок окупаемости (DPP) проекта составил 0,8 года. В настоящее время планируется тиражирование данной технологии на другие объекты компании.

06.03.2016 Инженерная практика №03/2016 Черепанов Андрей Викторович Руководитель группы по повышению энергоэффективности и энергосбережению АО «Самаранефтегаз» Рис. 1. Схема работы и оснащение трехфазного сепаратораРис. 1. Схема работы и оснащение трехфазного сепаратора

В настоящее время одним из главных критериев качества аппарата подготовки нефти считается возможность проведения как можно большего числа технологических операций в одном аппарате. Без дополнительного оснащения трехфазный сепаратор обеспечивает проведение первой ступени сепарации попутного газа и отделение пластовой воды (рис. 1). В пустотелом аппарате этот процесс занимает от нескольких минут до нескольких суток и происходит в соответствии с классическими законами гидродинамики и индивидуальными особенностями среды. Существенно ускорить данный процесс можно путем использования специальных внутренних устройств – коалесцеров (рис. 2). При этом качество подготовленной продукции существенно повысится.

Рис. 2. Оснащение аппаратов коалесцирующими элементамиРис. 2. Оснащение аппаратов коалесцирующимиэлементами

Коалесцер представляет собой сборно-разборную конструкцию, которая состоит из блока кассет высокой степени заводской готовности с комплектом деталей. Работа устройства характеризуется незначительным гидравлическим сопротивлением (4-5 кПа). Материал кассет предотвращает накопление загрязнений и парафиновых отложений на поверхности деталей, не подвержен истиранию, коррозии и старению во всем диапазоне рабочих температур сепаратора (рис. 3). Для изготовления коалесцеров применяются, как правило, нержавеющие стали, полимерные и композитные материалы.

Рис. 3. Блок кассет коалесцирующего элементаРис. 3. Блок кассет коалесцирующего элемента

Коалесцеры образуют систему упорядоченных каналов с определенными свойствами поверхностей, способствующими зарождению центров коалесценции – началу формирования капель, их росту и выпадению за счет силы тяжести.

Применение коалесцеров позволяет в 1,5-4 раза, а иногда и больше, сократить общее время разделения нефтяных эмульсий по сравнению с пустотелыми аппаратами.

Как правило, коалесцеры устанавливаются болтовым креплением через люк и используются для модернизации старых аппаратов, что позволяет увеличить производительность последних. При этом конструкция коалесцирующего устройства может занимать все сечение аппарата.

Верхняя часть коалесцирующего устройства, находящаяся в газовой фазе, выполняет роль предварительного каплеотбойника для очистки газа от капельной жидкости (рис. 4).

Рис. 4. Дооснащение ТФС коалесцирующими элементамиРис. 4. Дооснащение ТФС коалесцирующими элементами

ПРОЕКТ ПО УГЛУБЛЕНИЮ СБРОСА ПОДТОВАРНОЙ ВОДЫ

Новый подход был применен на нескольких объектах АО «Самаранефтегаз». Посредством установки коалесцирующих устройств были модернизированы два ТФС, работающих на ДНС-УПСВ «Никольская» и «Парфеновская». В первом случае до углубления сброса процесс утилизации подтоварной воды осуществлялся самотеком, после углубления сброса утилизация осуществляется с помощью дополнительно установленного горизонтального насоса УЭЦНАКГ 800-500. Помимо этого, с учетом сокращения объема перекачки жидкости на ДНС-УПСВ «Парфеновская» на объекте ДНС-УПСВ «Никольская» также была произведена замена насосного агрегата ЦНС 105х196 на ЦНС 60х264 меньшей производительности.

На ДНС-УПСВ «Парфеновская» до углубления сброса внутренняя перекачка производилась преимущественно с использованием насосного агрегата ЦНС 180х297, а после – ЦНС 105х294. Закачка проводилась через четыре стендовые скважины, оборудованные насосами 30.1 ЭЦНМИК 5А-700-735, 30.2 ЭЦНМИК 5А-700-850, 30.2 ЭЦНМИК 6-1250-750, 0115 ЭЦ-НАКИ5А-800-700. Управление режимом работы насосных агрегатов осуществлялось с помощью ЧРП.

После установки оборудования мы провели анализ работы обоих объектов по процессам ППД и ППН, результаты которого представлены в табл. 1.

Таблица 1. Анализ работы объектов по процессам ППД и ППНТаблица 1. Анализ работы объектов по процессам ППД и ППНРис. 5. Участок схемы сбора и подготовки ЦПНГ-5 до углубления сброса подтоварной водыРис. 5. Участок схемы сбора и подготовки ЦПНГ-5 до углубления сброса подтоварной водыРис. 6. Участок схемы сбора и подготовки ЦПНГ-5 после углубления сброса подтоварной водыРис. 6. Участок схемы сбора и подготовки ЦПНГ-5 после углубления сброса подтоварной водыРис. 7. Анализ изменения УРЭ по процессам ППД и ППНРис. 7. Анализ изменения УРЭ по процессам ППД и ППН

На рис. 5 и 6 показан участок схемы сбора и подготовки ЦПНГ-5 до и после углубления сброса подтоварной воды. Внедрение оборудования позволило снизить обводненность на выходе с ДНС-УПСВ «Никольская» до 40%. Поток жидкости от первого пункта сбора ДНС-УПСВ «Парфеновская» перенаправили сразу в буферную емкость (БЕ). За счет этого удалось снизить расход деэмульгатора на повторную обработку «никольской» эмульсии ингибиторами. Кроме этого, потребление электроэнергии снизилось на 3000 кВт-ч/мес, и появилась возможность нарастить добычу жидкости (рис. 7). Дисконтированный срок окупаемости (DPP) проекта составил 0,8 года (табл. 2).

 Таблица 2. Оценка технико-экономической эффективности проектаТаблица 2. Оценка технико-экономической эффективности проекта

ВЫВОДЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ПРОЕКТА

Применение коалесцеров позволило обеспечить снижение обводненности на выходе ДНС-УПСВ «Никольская» до 10%. Дополнительно удалось сократить объемы перекачки балластной жидкости и, соответственно, операционные расходы (ОРЕХ) на электроэнергию.

На объекте ДНС-УПСВ «Парфеновская» в соответствии с бизнес-планом произошло увеличение добычи жидкости до 600 м3/сут.

Также в результате применения нового подхода были снижены капитальные затраты (САРЕХ) на расширение существующих и строительство новых УПСВ. За счет снижения коррозионной активности перекачиваемой жидкости ожидается увеличение срока службы напорного нефтепровода «Никольская – Парфеновская».

С учетом полученного опыта в настоящее время прорабатывается возможность тиражирования технологии на другие объекты компании. В частности, применение коалесцирующих устройств для реконструкции аппаратов позволит существенно улучшить работу таких объектов ЦПНГ-5, как УПСВ «Грековская», «Утевская», «Ветлянская» и «Богатыревская». Отметим, что устройство может применяться и на других объектах, выдающих продукцию с высокой обводненностью.

Проведенный нами расчет основан на снижении потребления электроэнергии на перекачку балластной жидкости и расхода деэмульгатора на втором пункте сбора после перевода откачиваемой жидкости с первого пункта сбора в БЕ второго пункта сбора, минуя повторный процесс подготовки, и без учета возможных изменений в развитии инфраструктуры пунктов сбора (расширение, реконструкция, получение дополнительной добычи).

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Андрей Викторович, вы не рассматривали возможность последовательной установки двух таких аппаратов?

Андрей Черепанов: Нет. Наша основная задача заключалась в том, чтобы снизить капитальные затраты за счет модернизации существующего оборудования. В данном случае – это ТФС. Мы модернизировали внутреннюю часть, и все. Установки коалесцирующих устройств оказалось достаточно.

Вопрос: А изменение конструкции ТФС проводили своими силами?

А.Ч.: Для этого привлекалась подрядная организация, обладающая соответствующими компетенциями.

Вопрос: Вы производите нагрев продукции на УПСВ?

А.Ч.: Нет, нагрев продукции в данном случае не предусматривается.

Вопрос: То есть осуществляете сброс только свободной воды?

А.Ч.: Совершенно верно. Нагрев производится уже непосредственно перед транспортировкой нефти в систему ОАО «АК «Транснефть».

Другие статьи с тегами: Энергоэффективность

glavteh-stage.cm73213.tmweb.ru

Анализ эффективности осадителей и коалесцеров различной конструкции для очистки пластовой воды | Мухамадеев

1. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987. 168 с.

2. Гловацкий Е.А. Влияние промежуточного слоя на эффективность обезвоживания нефти в резервуарах // Тр. СибНИИНП. Тюмень, 1980. Вып. 17. С. 104- 107.

3. Гловацкий Е.А., Черепнин В.В. Экспериментальное исследование процесса разделения водонефтяных эмульсий в аппаратах отстойниках // Тр. СибНИИНП. Тюмень, 1981. Вып. 22. С. 70-76.

4. Звягенцев И.Ф., Бывальцев В.П. Применение способа холодной деэмульсации при предварительном сбросе пластовой воды // Совершенствование методов подготовки нефти на промыслах Татарии. Бугульма, 1980. С. 62-64.

5. Лапига Е.Я., Логинов В.И. Учет процесса коалесценции капель при определении передаточных функций отстойных аппаратов // Нефть и газ. 1981. № 6. С. 51-55.

6. Маринин Н.С., Гловацкий Е.А., Скипин В.С. Подготовка нефти и сточных вод на Самотлорском месторождении. М., 1981. 39 с. (Нефтепромысловое дело: обзор. инф. / ВНИИОЭНГ; Вып. 18).

7. Тронов В.П., Ахмадеев Г.М., Саттаров У.Г. Развитие техники и технологии промысловой подготовки нефти в Татарии // Совершенствование методов подготовки нефти на промыслах Татарии. Бугульма, 1980. С. 13-34.

8. Шарипов И.М., Фассахов Р.Х., Лазарев Д.П. Обессоливание и сдача нефти в режиме динамического отстоя // Совершенствование методов подготовки нефти на промыслах Татарии. Бугульма, 1980. С. 57-61.

9. Еремин И.Н. Исследование и разработка отстойников для подготовки нефти: тр. / ВНИИСПТнефть. Уфа, 1980. С. 81-88.

10. Еремин И.Н., Мансуров Р.И., Пелевин Л.А., Алпатов Г.К., Приписнов А.С. Исследование гидродинамических характеристик базовых отстойников с применением радиоактивного изотопа // Нефтепромысловое дело. 1980. № 4. С. 35-37.

ogbus.ru