Характеристика технологического процесса и задачи автоматизации

В нефтяных пластах нефть, как правило, залегает вместе с водой. В добываемой нефти в зависимости от близости кон-турной или подошвенной воды к забою скважины содержание пластовой воды изменяется от нескольких единиц до десятков процентов. В пластовой воде содержатся различные минераль-ные соли и иногда механические примеси. Содержание в нефти воды и водных растворов минеральных солей приводит к увели-чению расходов на ее транспортировку, вызывает образование стойких нефтяных эмульсий и создает затруднения при перера-ботке нефти на нефтеперерабатывающих заводах из-за наруше-ния режима процесса и коррозии оборудования. Согласно дей-ствующим ГОСТам, товарная нефть не должна содержать больше 1 % воды и 40 мг/л хлористых солей. Поэтому добы-ваемая нефть подвергается на нефтяном промысле обработке,

заключающейся в обезвоживании и обессоливании. Такая обра-ботка на промысле называется подготовкой нефти.

Наиболее распространенными методами деэмульсации нефти на нефтяных промыслах являются термохимические. Более 80 % всей добываемой нефти обрабатывается на автоматизированных блочных термохимических установках. Основными достоинствами этих установок являются низкая чувствительность режима работы при широком изменении содержания воды в нефти, возможность быстрого монтажа их. Блочное оборудование термохимической установки, выпускаемое заводами, поставляется на промыслы с полной автоматизацией в отлаженном состоянии и монтируется на месте в течение 15 – 20 дней. К настоящему времени разработана номенклатура блочного автоматизированного оборудования термохимических установок заводского изготовления: нагреватели-деэмульсаторы УДО-2М, УДО-3, СП-1000, «Тайфун» и др.

Принципиальная схема установки подготовки нефти (УПН) и воды (УПВ) изображена на рис. 2.1. Обводненная нефть в виде эмульсии с частично растворенным в ней газом после первой ступени сепарации, расположенной на ДНС, поступает в сборные коллекторы, а затем в общий коллектор, из которого направляется в коллектор — гаситель пульсаций 2. Перед коллектором 2 по трубопроводу 40 вводят дренажную горячую воду, содержащую поверхностно-активные вещества (ПАВ), способствующие разрушению эмульсии. Из коллектора 2 эмуль-сия поступает в каплеобразователь 4 и далее в сепараторы вто-рой ступени 5, а выделившийся газ направляется в сборный газопровод 3, по которому он транспортируется на газоперера-батывающий завод (ГПЗ). Далее газ проходит через турбосепаратор 10, где происходит очистка его от капельной взвеси. Вода из сепараторов по линии 39 автоматически сбрасывается в резервуар-отстойник 36 с гидрофильным фильтром. Обводненную нефть из сепараторов направляют в теплообменники 6, в которых происходит предварительный нагрев нефтеводяной смеси горячей смесью, прошедшей блок нагрева 7 и теплоизолированные сепараторы 9. Сепараторы служат для отделения газовой фазы, образующейся в блоке

нагрева 7, и интенсификации отделения воды от нефти в отстойниках 12. Вода из отстойников автоматически сбрасывается в резервуар-отстойник 36, а нефть направляется в смеситель 14. В отстойниках практически получается обезвоженная нефть, содержащая воды не более 1 % . На этой стадии процесс обезвоживания заканчивается.

Рис. 2.1. Схема установки подготовки нефти и воды

I – сборные коллекторы с месторождения; 2 – коллектор –гаситель пульсаций; 3 – сбор уловленной из газа нефти; 5 – регулятор давления ; 12 – герметизированные отстойники по обезвоживанию нефти; 13 – линия подачи ПАВ дозировочным насосом; 14 – смеситель; /5 – каплеобразователь; 16 – газоперерабатывающий завод;

17 – отстойники по обсссоливанию нефти; 18 — регулируемый штуцер; 19 – винтовой насос-компрессор; 20 – концевые сепараторы; 21 – самотечная линия товарной нефти; 22 – резервуар товарной нефти; 23 – подпорный насос; 24 – автоматизированная установка «Рубин-2М» по измерению качества и количества товарной нефти; 25 и 26 – автоматически закрывающиеся и открывающиеся краны;

27 – расходомеры товарной нефти «Норд»; 28 – линия подачи пресной горячей воды; 29 – сепаратор товарного парка; 30 – парк товарных резервуаров; 31 – головная насосная станция; 32 – магистральный нефтепровод; 33 – водовод на КНС; 34 – насос для подачи пластовой сточной воды на КНС; 35 –водовод для сброса пластовой сточной воды из отстойников; 36 – резервуар-отстойник по

подготовке сточной пластовой воды; 37 – насос для откачки нефти;

38 – насос для подачи пластовой сточной воды, содержащей ПАВ; 39 – водовод для сброса пластовой сточной воды

При отделении из нефти минерализованной пластовой воды нефть одновременно частично обессоливается. Однако в обезво-женной до 1 % нефти содержится 2000–3000 мг/л солей, что не-допустимо, так как это может привести к коррозии трубопро-водов и оборудования НПЗ. Для более глубокого обессоливания в пос-тупившую в смеситель 14 обезвоженную нефть по линии 28 подается горячая пресная вода (от 2 до 5 % к общему объему нефти). Для предотвращения образования эмульсии по линии 13 подается ПАВ. Пресная вода с ПАВ и обезвоженная нефть ин-тенсивно перемешиваются и поступают в каплеобразователь 15 для предварительного выделения воды. Затем для окончатель-ного разделения смесь направляют в герметизированные тепло-изолированные отстойники обессоливания 17. Основное назна-чение смесителя 14 и каплеобразователя 15 – создать условия, способствующие «захвату» каплями пресной воды соленых капель пластовой воды, оставшихся в нефти после ее обезвоживания. Из отстойников обессоливания кондиционная нефть под собственным давлением через регулируемый штуцер 18 направляется в концевые сепараторы 20, в которых компрессором 19 поддерживается вакуум. Из концевых сепараторов кондиционная нефть самотеком поступает в буферные емкости (резервуары) 22 и далее насосом 23 перекачивается через автоматизированную установку 24 учета товарной нефти. Если содержание воды и соли в нефти превышает допустимую норму, на установке учета будет автоматически перекрыт кран 26 и открыт кран 25. При этом некондиционная нефть снова будет направлена на обезвоживание и обессоливание. Кондиционная нефть проходит через расходомеры 27 типа «Норд» и далее, пройдя через сепаратор 29, поступает в резервуары 32 товарного парка, откуда насосами 31 откачивается в магистральный нефтепровод 32.

Отделенная в отстойниках от нефти пластовая вода отво-дится по водоводу 35 в резервуар-отстойник 36. Из этого ре-зервуара часть воды насосом 38 подается по водоводу 40 на вход коллектора – гасителя пульсаций, а большая часть ее от-

качивается насосом на кустовые насосные станции (КНС) си-стемы поддержания пластовых давлений (ППД).

Задачи автоматизации технологического процесса – автоматическое поддержание уровня и давления в технологических аппаратах, регулирование расхода водонефтяной эмульсии и промывочной воды, подача заданного объема химических реагентов и защита от аварийных режимов. Схемой автоматизации должен быть также предусмотрен автоматический контроль основных параметров технологического процесса.

2.2.Автоматизированныеблочныеустановкиподготовкинефти

Автоматическая деэмульсионная установка «Тайфун 1-400» (рис. 2.2) состоит из блоков сепарационного, деэмульсационного и местной автоматики. Блок сепарации 2 представляет собой вертикальную емкость с гидроциклонным устройством. Блок деэмульсации 1 собран в горизонтальной емкости на металли-ческой раме. Внутри емкость разделена перегородками на от-секи: нагревательный I, отстойный II, нефте- и водосборный III и IV. В нагревательном отсеке смонтированы два газонагревателя и перфорированный распределитель потока, в отстойном отсеке – емкость для хранения химреагента и расходомер 8 щелевого типа для измерения массы отстоявшейся нефти, в водосборном отсеке – регулируемый сифон 4 для поддержания межфазного уровня и регулятор уровня 5 типа РУМ-17. Такой же регулятор уровня установлен в нефтесборном отсеке.

Водонефтяная эмульсия или частично обезвоженная нефть с сепарационных установок поступает в сепарационный блок, в котором отделяется попутный газ. Затем эмульсия поступает в нагревательный отсек, куда подается определенная доза химического реагента. Эмульсия, разбитая перфорированным распределителем на множество мелких потоков, проходит вертикальным противотоком через слой горячей промывочной воды. При этом глобулы воды из эмульсии поглощаются промывочной водой. Далее эмульсия и выделившаяся вода

поступают в отстойный отсек, где происходит гравитационный отстой воды.

Обезвоженная нефть переливается в нефтесборный отсек и оттуда направляется в резервуар товарной нефти. Отделившаяся вода под действием гидростатического давления через регули-руемый сифон протекает в водосборный отсек, откуда она пере-дается на установку очистки воды для подготовки ее к закачке в нефтяные пласты. Системой контроля и аварийной защиты обеспечиваются сигнализация при отклонении параметров от заданных значений и отключение подачи газа на горелки. Про-цесс горения управляется терморегулятором. Регуляторы давле-ния и температуры и соленоидный клапан системы контроля процесса горения смонтированы на наружных трубопроводах деэмульсационного блока. Контрольно-измерительные приборы собраны на отдельной панели. Блок местной автоматики выпол-нен в виде отдельного шкафа, в котором смонтирована электри-ческая схема контроля управления и сигнализации. Производи-тельность установки – 46·10–4 м3/с.

РИС. 2.2. СХЕМА АВТОМАТИЧЕСКОЙ ДЕЭМУЛЬСАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ «ТАЙФУН 1-400»: 1 – ДЕЭМУЛЬСАЦИОННЫЙ БЛОК; 2 – СЕПАРАЦИОННЫЙ БЛОК; 3 – ЕМКОСТЬ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ

ХИМИЧЕСКОГО РЕАГЕНТА; 4 – СИФОН; 5 – РЕГУЛЯТОР УРОВНЯ РУМ-17;

6 – ЦЕНТРОБЕЖНЫЙ НАСОС 2К-6; 7 –ДОЗИРОВОЧНЫЙ НАСОС НД-05Р-10/100;

8 – ЩЕЛЕВОЙ РАСХОДОМЕР; 9 – ЭЛЕКТРОКОНТАКТНЫЙ МАНОМЕТР ЭКМ;

10 – ЗАПОРНЫЙ СОЛЕНОИДНЫЙ КЛАПАН; 11 – ЭЛЕКТРОКОНТАКТНЫЙ ТЕРМОМЕТР ЭКТ; 12 – РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬ; 13 – ГАЗОНАГРЕВАТЕЛЬ; 14 – РЕГУЛЯТОР ТЕМПЕРАТУРЫ

Установка «Тайфун 1-1000» имеет производительность 115,7·10–4м3/с (рис. 2.3). Деэмульсационная часть установки собрана в горизонтальной емкости Е1, разделенной попереч-ными перегородками на три основных отсека. Два из них – А и В, размещенные в торцах емкости, являются нагревательными. Они связаны между собой трубой, выведенной за пределы емкости, и оборудованы топочными устройствами с дымовыми трубами. Среднюю часть емкости занимает отстойный отсек, внутри которого врезан баллон Е-4 с 30-суточным запасом чистого химического реагента. Снаружи на верхней части деэмульсационной емкости, смонтированной на раме, установлен горизонтальный сепаратор Е-2, оборудованный гидроциклонными устройствами.

Рис. 2.3. Схема автоматической деэмульсионной установки «Тайфун 1-1000»: 1 – регулятор температуры РТ-25; 2 – регулятор давления РДП-3; 3 – регулятор уровня РУМ-17; 4 – регулятор перепада давления;

5 – электронный индикатор уровня ЭИУ-18; 6 – магнитный пускатель; 7 – электроконтактный термометр; 8 – запорный соленоидный клапан; 9 – электроконтактный манометр

Нефтегазовая смесь через гидроциклоны подается в сепара-тор, откуда выделившийся газ отводится с установки в газовый коллектор, а нефть сливается в нагревательный отсек А. Из нижней части отсека нефть, разделенная перфорированными разделителями на множество мелких потоков, проникает в полость Б, заполненную горячей промывочной водой. Часть воды при этом выделяется из нефти и с помощью межфазного регулятора уровня отводится с установки. Всплывающая нефть через щель в перегородке перетекает в сборную камеру, откуда под воздействием избыточного давления вытесняется по соединительной трубе в нагревательный отсек. Здесь в полости Е осуществляется вторичная промывка эмульсии через слой горячей воды. Окончательное гравитационное разделение нефти и воды происходит в отстойном отсеке, откуда обезвоженная

нефть через щель в перегородке протекает в конечную камеру и через исполнительный механизм регулятора уровня отводится в резервуар товарной нефти. Отделившаяся в отстойном отсеке вода, содержащая некоторое количество неотработавшего деэмульгатора, поступает в камеру, откуда она откачивается на-сосом Н-2 в линию сырой нефти перед входом ее на установку. Подача насоса Н-2 регулируется автоматически исполнительным механизмом регулятора уровня. Раствор деэмульгатора готовится автоматически смешиванием чистого химического реагента, подаваемого дозировочным насосом Н-3 из баллона Е-4, с пластовой водой из отсека Н. В топках деэмульгатора сжигается газ, выделившийся в процессе сепарации на установке. Для этого необходимое количество газа проходит через осушитель Е-3. На трубопроводах подвода газа к горелкам смонтированы регуляторы давления и температуры и соленоидный клапан для аварийного отключения. Процесс горения регулируется по температуре жидкости в отсеках А и Б. Аппаратура управления установкой собрана в блоке местной автоматики.

Автоматизированная блочная деэмульсационная установка УДО-2М разработана конструкторским бюро объединения «Саратовнефтегаз» и отличается высокой производительностью. Производительность установки при обводненности поступающей водонефтяной эмульсии 30 % – до 2000 т/сут. Установка (рис. 2.4) состоит из блоков: нагрева и отстоя 2, местной автоматики 3 и реагентного хозяйства 4, теплообменника 1. В водо-нефтяную смесь II перед входом в теплообменник 1 при помощи насоса вводится деэмульгатор IV. После теплообменника смесь поступает в блок 2 нагрева и отстоя. Этот блок (рис. 2.5) представляет собой горизонтальную емкость, разделенную перегородками на три отсека. В первом и втором отсеках имеются нагревательные трубы, внутри которых установлены инжекционные газовые горелки. Водонефтяная смесь поступает сначала в первый отсек, где она нагревается до температуры 90 °С. Здесь происходит частичное обезвоживание. Выпавшая вода накапливается в нижней части отсека и периодически удаляется на установки очистки воды. Частично обезвоженная нефть переливается по перепускному

трубопроводу во второй отсек, где продолжается аналогичный термохимический процесс обезвоживания. Из второго отсека нефть по перфорированной трубе поступает в третий отсек, где она проходит через слой несмолистой древесины и окончательно обезвоживается. Горячая обезвоженная нефть поступает в теплообменник, отдает тепло встречному потоку неподготовленной нефти, охлаждается и поступает на установки учета товарной нефти. Для обессоливания безводные нефти в специальном устройстве смешиваются с пресной водой. Полученная при этом искусственная эмульсия затем разрушается в УДО-2М, а выпавшая вода промывает нефть, растворяет ее соли и сбрасывается. Выделившийся при нагре-вании эмульсионной нефти газ поступает на компрессорную станцию. Часть этого газа очищается и используется в топках установки УДО-2М. Автоматическое регулирование температуры осуществляется терморегулятором 6 прямого действия типа РТ-50 с термобаллоном в качестве чувствительного элемента. Клапаны 2 и 4 регулятора установлены на линии подачи газа к форсункам. Давление газа регулируется регулятором 1 прямого действия. Уровень раздела фаз (вода – нефть) поддерживается механическими регуляторами поплавкового типа, которые управляют заслонками, установленными на дренажных патрубках. При угрозе аварии установка может быть выключена по сигналам датчиков предельного давления и предельного уровня.

Рис. 2.4. Схема блочной деэмульсационной установки УДО-2М:

I – вода из теплообменника; II – водонефтяная эмульсия; III – газ; IV – деэмульгатор; V – промывочная вода; VI – отделившаяся вода

При этом на диспетчерский пункт поступит общий аварийный сигнал. В качестве датчика предельного давления используется электроконтактный манометр типа ВЭ-16Р6, а в качестве датчика предельного уровня – поплавковый уровнемер с микропереключателем. Вторичные приборы автоматики и узел телемеханики размещены в отдельном блоке местной автоматики.

Рис. 2.5. Схема блока нагрева и отстоя установки УДО-2М: I – газ; II – вода; III – нефть; IV – эмульсия; 1, 2 – регулятор давления; 3 – отсекатель; 4 – регулятор

2.3 Автоматическое измерение массы и качества товарной нефти

На нефтяных промыслах для безрезервуарной сдачи нефти с промысла в трубопровод применяют отечественные установки типа «Рубин». Установка типа «Рубин» предназначена для автоматического поточного измерения товарной нефти с приведением к температуре 20 °С, автоматического возврата некондиционной нефти на повторную подготовку и отбора средней пробы пропорционально прокачиваемому объему. Установка типа «Рубин» устраняет необходимость в накопительных резервуарах, сводит к минимуму потери легких фракций от испарений в резервуарах и сокращает затраты по обслуживанию.

Блок-схема установки «Рубин-М» изображена на рис. 2.6. Установка состоит из блока измерения I, блока управления II, трубопоршневой поверочной установки III и насосов внешней перекачки IV. Блок измерения имеет влагомер 5, фильтр 4, два гидравлических отсекателя коллектора (ОКГ) 6, 7, гидравличе-ский привод (ГП) турбинный датчик, преобразователь расхода, магнитоиндукционный преобразователь, термометр сопротивления, пробоотборник. Перечисленные приборы смонтированы на металлической раме, на которой расположено также оборудование с трубопроводной арматурой. Блок управления включает блок сопровождающей электроники и блок местной автоматики, смонтированные на общем основании. Установка работает следующим образом. Товарная нефть через фильтр 4, влагомер 5, отсекатель 6 коллектора на линии товарной нефти и турбинный преобразователь расхода 8 транспортируется потребителю. При предельном содержании воды в нефти зонд влагомера выдает сигнал, от которого включается гидропривод, и отсекатель 6 перекрывает линию товарной нефти. Некондиционная нефть (нефть с повышенным содержанием влаги) возвращается в товарный парк 1 для

дополнительной обработки. С прекращением поступления сигнала о недопустимом содержании влаги происходит взаимообратное переключение отсекателей товарной нефти, после чего нефть снова (через буферную емкость 2 и подпорный насос 3) поступает в линию товарной нефти. Поток товарной нефти, проходя через датчик, вращает турбину с частотой, пропорциональной линейной скорости потока.

Рис. 2.6. Блок-схема установки «Рубин-М»

С помощью магнитоиндукционного датчика происходит пропорциональное преобразование частоты вращения турбины в частоты электрических импульсов, поступающих в блок сопровождающей электроники для пересчета. Одновременно в процессе перекачки товарной нефти термометр сопротивления 9 непрерывно измеряет температуру рабочей среды и выдает соответствующий сигнал также на блок сопровождающей электроники. Сигналы, поступившие с магнитоиндукционного датчика и термометра сопротивления, обрабатываются, и в счетное устройство вводится температурная поправка для приведения измерительного объема товарной нефти к температуре 20 °С. Окончательный результат объема товарной нефти, сданной потребителю, фиксируется на шестиразрядном электроимпульсном счетчике, установленном на лицевой панели блока сопровождающей электроники. Показания снимаются визуально по мере необходимости. В счетчике предусмотрен сброс показаний. Для периодического лабораторного контроля качества нефти в установке предусмотрен пробоотборник средней пробы 10. В зависимости от применяемых преобразователей расхода «Норд» (условный проход и предел измерения) выпускаются установки «Рубин-М» трех

модификаций (в скобках указана производительность, м3/ч): «Рубин-М-100» (25–250), «Рубин-М-150» (50–500), «Рубин-М-200» (90–900). Максимальная пропускная способность 20 000 т/сут, минимальная 5000 т/сут. Относительная погрешность ±0,5 %, рабочее давление 40- 105 Па.

Турбинный преобразователь расхода типа «Норд» (рис. 2.7) собран в корпусе 3 с присоединительными фланцами. Чувствительным элементом преобразователя является крыльчатка 4, насаженная на ось 6, вращающуюся в подшипниках 5.

Рис. 2.7. Турбинный преобразователь расхода типа «Норд» Крыльчатка находится между направляющими пластинами

2 и 8. На корпусе укреплена фланцевая втулка 7 с резьбовым гнездом для монтажа магнитоиндукционного преобразователя.

Пробоотборное устройство (рис. 2.8) состоит из пробоотборного узла I, устанавливаемого на трубопроводе, дозирующего устройства II и пробоотборного контейнера III. Для взятия каждой пробы с электронного блока установки «Рубин» подаются электрические импульсы на соленоидную катушку 7. При этом сердечник 6, сжимая пружину 9, втягивается в полость катушки и перемещает жестко соединенный с ним шток 5. Шток уплотняется в корпусе резиновыми кольцами 10. В штоке и корпусе 11 имеются каналы. В исходном положении каналы соединяют дозирующее устройство с пробоотборным контейнером. При перемещении штока вправо связь между дозирующим устройством и контейнером прекращается, дозирующее устройство соединяется с трубкой 12, находящейся в трубопроводе 13.

Рис.2.8.Пробоотборник

Под действием давления жидкость из трубопровода впрыскивается в приемную камеру дозирующего устройства, причем поршень 5 перемещается вниз в корпусе 2 цилиндра дозирующего устройства, сжимая пружину 3.

Объем порции, заполняющей приемную камеру, регулируется усилием пружины с помощью регулировочной гайки 1. Когда электрический импульс снимается, шток под действием пружины 9 возвращается в исходное положение. При этом жидкость, находящаяся в дозирующем устройстве, поршнем 4 выжимается в пробоотборный контейнер. Общий объем контейнера 3250 см3. Программой может быть предусмотрен отбор пробы от каждых 100, 200, 400 или 500 м3 нефти, прошедшей через турбинный расходомер установки.