Файл: Тронов В.П. Обезвоживание и обессоливание нефти из опыта работы об-ния Татнефть.pdf

ции — 26—30 ат.

Отсюда видно, что максимальное рабочее давление ап­ паратов типа БАС-1, УПС-2000/6, 3000/6 для подачи жид­ кости через всю технологическую цепочку подготовки неф­ ти недостаточно. Отсюда ясно, что применение этих ап­ паратов на узле предварительного сброса не позволяет отказаться от сырьевых насосов на действующих уста­ новках подготовки нефти. Следовательно, в этом отно­ шении поддерживание высокого давления в них также технологически бесполезно. Другая картина складывает­ ся при осуществлении предварительного сброса воды на промежуточных дожимных нефтеносных станциях (путе­ вой сброс). Здесь применение аппаратов предваритель­ ного сброса, работающих под избыточным давлением, по­ зволяет осуществить дальний транспорт газонасыщенной нефти после 1 ступени сепарации до узлов подготовки нефти и второй ступени сепарации. В этом случае приме­ нение горизонтальных аппаратов для путевого сброса во­ ды на ДНС позволяет осуществить полную герметиза­ цию перекачки и упростить технологическую схему ДНС.

При оценке эффективности герметизации необходимо рассматривать в комплексе всю технологическую цепоч­ ку сбора, подготовки и транспорта нефти в интервале «скважина — нефтеперерабатывающий завод». Очевидно, герметизация будет эффективной в том случае, если она на экономически приемлемом уровне затрат сокращает абсолютную величину потерь больших ценностей (голов­ ные углеводороды, теряемые по пути движения нефти от скважин до нефтеперерабатывающих заводов). Гермети­ зация будет экономически неэффективной, если уровень затрат на ее осуществление превышает стоимость сохра­ няемого продукта.

Мероприятия, обеспечивающие локальную герметиза­ цию отдельных аппаратов или процессов и не снижаю­ щие при этом абсолютную величину потерь углеводоро­ дов в интервале «скважина — нефтеперерабатывающий завод», порождают лишь видимость герметизации и яв­ ляются фикцией.

Анализ практики работы установок промысловой под­ готовки нефти показывает, что на крупных узлах подго­

6 8

товки нефти даже в условиях комплексной автоматиза­ ции резервуары не исключаются из технологической схе­ мы, так как они необходимы для выполнения следующих функции:

—буферных емкостей сырьевых насосов большой про­ изводительности для осуществления равномерной загрузки установок сырьем;

—технологических резервуаров для приема некондици­

онной нефти при срывах технологического режима установок;

—буферных емкостей высокопроизводительных насосов откачки товарной нефти;

—емкостей резерва.

В конце технологического процесса нефть все равно

попадает для дальнейшей откачки все в те же резервуа­ ры, работающие в циклическом режиме.

В этих условиях применение булитов для предвари­ тельного сброса воды на узлах подготовки нефти, спо­ собных работать под давлением, обеспечивающих ло­ кальную герметизацию процесса, создает иллюзию герметизации в целом и практически не приводит к сокращению абсолютных' потерь углеводородов. Задача же состоит в том, чтобы при использовании на узлах подготовки нефти и воды наиболее экономичных аппа­ ратов действительно сократить потери ценных углеводо­ родов.

По данным Н. Д. Грицева, величина потерь нефти от испарения [65] на узле «установка подготовки нефти — то.варный парк» для условий Башкирии составляет 0,4% по весу нефти. Основная масса этих потерь приходится на потери больших дыханий в резервуарах. Так, по ис­ следованиям бывшего НИИтранснефть, потери головных фракций сырой нефти из десяти резервуаров РВС-5000 за год при среднем коэффициенте оборачиваемости ПО составили 2293 т, в том числе:

—потери от малых дыханий — 71,24 т, или 3% терь;

—потери от малых дыханий — 71,24 г, или 3%;

—прочие потери (вентиляция резервуаров и т. д.) — 157,76 т.

Таким образом, исключение больших дыханий резер­ вуаров является первостепенной задачей. Именно это и достигается при работе резервуаров предварительного

G9

сброса в режиме транзита при постоянном уровне взли-

ва, без больших дыханий. Поэтому при эффективной се­ парации нефти на второй ступени величина потерь угле­ водородов в них не превышает 0,04%. Для осуществления качественной сепарации на второй ступени ее необходи­ мо осуществлять при температуре порядка 40° С и ваку­ уме около 0,8 ата. Это обеспечивает упругость паров нефти менее 500 мм ртутного столба и делает нефть практически безопасной в отношени потерь. Повышенная температура жидкости на второй ступени сепарации в значительной мере может быть обеспечена подачей горя­ чей дренажной воды в нефтепровод на подступах к сепарационному узлу. Этим же достигается разрушение эмульсин в нефтепроводе перед поступлением ее в резер­ вуар предварительного сброса, повышение качества неф­ ти и дренажной воды на узле.

Отбор газа со второй ступени сепарации наиболее целесообразно проводить компрессоронасосными агрега­ тами 15 ВК, которые поддерживают вакуум порядка 0,75—0,8 ата. Компрессоронасосы 15 ВК успешно испыта­ ны и используются на перекачке газа второй ступени сепарации на СП-4 Зай-Каратайской площади объедине­ ния «Татнефть».

Следовательно, действенным направлением работ по сокращению потерь головных фракций нефти от испаре­ ния являются:

—эффективная сепарация нефти на второй ступени при вакууме порядка 0,8 ата и температуре 35—40°С;

—организация работы всех резервуаров в интервале «скважина — нефтеперерабатывающий завод» на по­ стоянных уровнях взлива, что исключает большие ды­ хания резервуаров и снижает общие потери легких Фракций на 90%.

Важной предпосылкой такой организации является внедрение безрезервуарного учета нефти.

Уровень индустриализации строительства. Фактор времени строительства. Уровень индустриализации стро­ ительства оценивается по коэффициенту индустриализа­ ции (Кп),представляющему собой отношение стоимости оборудования, конструкций и материалов, изготовленных на специализированных заводских производствах вне сферы строительства (С.Дк полным капитальным вложе­ ниям в объект (К):

К

Для рассматриваемых аппаратов предварительного сброса пластовых вод коэффициент индустриализации изменяется в пределах от 0,5 до 0,77 и соответственно равен:

При полной сметной стоимости сооружения РВС-5000 в 45,7 тыс. руб. стоимость металлоконструкций заводской рулонной заготовки равна 18,3 тыс. руб., стоимость про­ чего оборудования —4,7 тыс. руб. Казалось бы, более высокий уровень формализованного коэффициента инду­ стриализации строительства аппаратов предварительно­ го сброса на базе булитов должен обеспечивать мень­ ший объем строительно-монтажных работ (СМР) на пло­ щадке строительства и меньшие затраты труда на строи­ тельстве установок равной производительности по срав­ нению с вариантом РВС. Однако же, на самом деле это не так. Объем СМР на сооружение аппаратов предвари­ тельного сброса для узлов производительностью 40 тыс. т/сут жидкости при различном аппаратурном оформле­

руб.

Отсюда видно, что общая стоимость СМР при реали­

71

163 — 9 0,8

100 = 79% .

90,8

Мы видим, что несмотря на более высокий уровень формализованного коэффициента индустриализации строительство аппаратов предварительного сброса по варианту горизонтальных емкостей, фактический объем СМР и затраты труда по варианту РВС за счет приме­ нения больших объемных аппаратов в 1,8 раза ниже.

Таким образом, применение установок предваритель­ ного сброса пластовых вод на базе булитов неэффектив­ но и неэкономично со всех рассмотренных точек зрения.

Варианты оптимальных технологических схем предва­ рительного сброса воды на действующих узлах подготов­ ки нефти и воды и на промежуточных дожимных нефте­ насосных станциях представлены на рис. 6.

Рис. 6. Оптимальные технологические схемы предварительного сброса воды.

а — установка подготовки нефти; б — промежуточные ДНС; / — сепаратор первой ступени; // — коалесцирующий трубопровод; /// —

сепаратор второй ступени; I V — резервуар предварительного сброса; V — ком*

72

Учитывая вышеизложенное, можно сделать следую­ щее заключение.

Предварительный сброс воды на узлах подготовки нефти и воды экономически целесообразно осуществлять в аппаратах большой емкости — вертикальных цилин­ дрических резервуарах РВС-2000, РВС-5000. Применение РВС по сравнению с установками на базе булнтов (БАС-1, УПС-2000/6, УПС-3000/6) позволяет при реше­ нии той же задачи обеспечить:

—снижение удельных капиталовложений в 3,3—4,8 раза;

—снижение удельной металлоемкости в 1,3—1,6 раза;

—повышение фактического уровня индустриализации в

1,8 раза;

—ведение технологического процесса в режиме саморе­ гулирования;

—улучшение качества воды и нефти, получаемых из ап­

паратов.

При этом следует иметь в виду, что производительность аппаратов предварительного сброса воды, качество полу­ чаемых из них нефти и дренажных вод в значительной мере зависят от глубины разрушения эмульсии и процес­ сов взаимной очистки воды и нефти в подводящих тру­ бопроводах.

В заключение следует добавить, что способность ап­ паратов предварительного сброса пластовых вод сущест­ вующих конструкций на базе булитов работать под из­ быточным давлением в полной мере проявляется при организации предварительного сброса воды на дожим­ ных нефтенасосных станциях, где и целесообразно их применение.

При необходимости осуществления сброса большого количества воды на крупных герметизированных узлах в качестве аппаратов предварительного сброса следует ис­ пользовать булиты, снабжения трубчатыми каплеобразователями и имеющие боковой распределенный ввод и вывод. Такие аппараты способны обеспечить сброс воды до 2% при производительности по жидкости 12 000 т в

сброс основного количества воды при производительно­ сти аппарата по жидкости 14 000 т/сутки. Такая произво­

73

дительность аппаратов делает их вполне конкурентно­ способными с резервуарами и открывает дорогу для их широкого применения.

Глубокое обезвоживание нефти

Вопросам повышения качества нефти, поставляемой нефтеперерабатывающим заводам, и связанным с этим исключительно важным проблемам охраны природы от загрязнений и повышения глубины обессоливания нефти

пресной промывочной воды существующими средствами практически невозможно. Исключение составляют лишь нефти Западной Сибири и нескольких других районов.

В связи с этим оказывается чрезвычайно важным обеспечить возможность получения высококачественной нефти на таких термохимических установках, которые рассчитаны для обезвоживания нефти с остаточным со­ держанием воды до 2% без существенных дополнитель­ ных капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

Исследования показали, что одним из вариантов ре­ шения этой проблемы является перевод установок на ре­ жим работы по совмещенной схеме, применение на них встроенных секционных трубчатых каплеобразователей и других мероприятий [36, 47, 48, 59, 68, 70, 71, 64, 77, 82, 89, 92, 95].

По такой схеме, например, эффективно работает тер­ мохимический комплекс при Бирючевском товарном пар­ ке НГДУ «Актюбанефть» проектной мощностью 1,8 млн. т/год. В состав комплекса входят: три печи для наг­

этом узле (использование в технологических целях про­ мысловых систем сбора, товарных парков и коммуни-

74