Прием и сепарация нефти.
Продукция скважин ЦДНГ-1 с направления ДНС №№ 1,2а,3, состоящая из трех фаз (нефти, газа и воды), первую ступень сепарации проходит на ДНС. Частично разгазированная водонефтяная эмульсия с ДНС с обводненностью 70-90% и температурой 10-23 0С поступает в аппараты БАС №№ 1-3, где проходит вторую ступень сепарации при избыточном давлении 0,25-0,3 МПа. Продукция скважин ЦДНГ-2 первую и вторую ступень сепарации проходят на ДНС.
Отсепарированная нефть прокачивается через оперативные узлы учета жидкости (далее ОУУЖ) ЦДНГ-1, 2.
ОУУЖ ЦДНГ-1 включает в себя: измерительные линии №№ 1,2 с турбинными преобразователями расхода ТПР Ду-200; вторичные приборы «Ультраквант», установленные в операторной товарного парка.
ОУУЖ ЦДНГ-2 включает в себя: измерительные линии №№ 1,2 с турбинными преобразователями расхода ТПР Ду-100; вторичные приборы «Ультраквант», установленные операторной товарного парка.
ОУУЖ ЦДНГ-1, 2 работают в режиме «Объем». Контроль метрологических характеристик рабочего и резервного ТПР проводится относительно контрольного ТПР согласно утвержденного графика.
После второй ступени сепарации водонефтяная эмульсия поступает в аппараты КСУ № 1,2. Жидкость с направления ДНС-1 поступает в аппарат КСУ № 1, с направления ДНС-2а,3 - в аппарат КСУ № 2. В концевой сепарационной установке, состоящей из двух емкостей V=100 м3, проходит третья ступень сепарации газа при избыточном давлении 0,01-0,03 МПа.
Отсепарированная водонефтяная эмульсия с направления ЦДНГ-1, ЦДНГ-2 поступает в резервуары предварительного сброса РВС –5000 №№ 1,2,3,4,7,8 с учетом их работоспособности.
Газ с аппаратов БАС № 1-3 поступает в газоосушитель ГО-2, а затем для полной осушки в газоосушитель ГО-1. Конденсат с ГО-2 сбрасывается в подземную емкость ПЕ-1, откуда погружным насосом НВ 50/50 откачивается в резервуары предварительного сброса. Конденсат с ГО-1 сбрасывается в ПЕ-7,9,10 и далее откачивается в аппараты УДО-3М №№ 1,3,4, а также предусматривается технологической схемой УПН откачка в РВС-5000 №№ 13-18. Газ из ГО-1 проходит через узел учёта попутного нефтяного газа и используется в качестве топлива на печах ПТБ-10 №№ 1,2,3,4,6 согласно режимным картам. В качестве прибора измерения объема попутного нефтяного газа используются узел учета газа СВГ.Т-5000.
Попутный нефтяной газ, не используемый на печах ПТБ-10, а также с аппаратов КСУ №№ 1,2 направляется на факельную установку для утилизации. На УПН используется установка факельная модернизированная «УФМГ-150ХЛ». В состав факельной установки входят газосборный трубопровод с запорной арматурой, узел учёта газа СВГ.Т-1600, подземная ёмкость № 15 – конденсатосборник объемом 40 м3 с двумя погружными насосами НВ 50/50, факельный ствол, щит контроля и управления, находящийся в операторной товарного парка, пульт управления местного. Факельная установка снабжена электророзжигом, дежурной горелкой с потреблением природного газа 3 м3/ч.
Попутный газ с ДНС №№1,2а,3 транспортируется по газопроводам на УПН «Киенгоп». На УПН газ проходит через узлы учета и поступает в ГО-2 для осушки. В качестве приборов измерения объема поступающего на УПН попутного нефтяного газа используются узлы учета попутного нефтяного газа СВГ.Т-1600.
Сброс предохранительных клапанов с аппаратов КСУ №№ 1,2, с ГО-2 предусматривается в ПЕ-1. Газ с ПЕ-1 направляется на факел, а нефть откачивается в резервуары предварительного сброса пластовой воды РВС-5000 №№ 1,2,3,4,7,8. Опорожнение аппаратов КСУ №№ 1,2, ГО-1 и ГО-2 осуществляется в ПЕ №№ 7,9,10.
Предварительный сброс пластовой воды.
Отсепарированная водонефтяная эмульсия с направления ЦДНГ-1 ДНС-1,2А,3 и ЦДНГ-2 поступает в резервуары предварительного сброса РВС-5000 № 1,2,3,4,7,8 (в работе находятся резервуары с учетом их работоспособности и технологической схемы подготовки нефти). В резервуарах предварительного сброса в динамическом режиме происходит частичное разрушение эмульсии и отделение свободной воды. Выделившаяся пластовая вода с содержанием нефтепродуктов в количестве 500-2500 мг/дм3 самотеком поступает в резервуары водоподготовки РВС-5000 №№ 13-18. Нефть с остаточным содержанием воды до 5% насосами НК-№№3,4,5,6 через ОУУН ЦДНГ-1 и ЦДНГ-2 поступает на УПН-4 .
ОУУН ЦДНГ-1, 2 включают в себя:
§ Блок измерительных линий: 3 измерительные линии с рабочим, резервным и контрольным турбинными преобразователями расхода (ТПР) Ду-100, фильтр, манометр, запорная арматура;
§ Блок контроля показателей качества нефти: пробозаборное устройство трубчатого типа, автоматический пробоотборник с пробосборной емкостью, счетчик расхода жидкости;
§ вторичные приборы «Турбоквант», установленные в операторной товарного парка.
ОУУН ЦДНГ- 1, 2 работают в режиме «Объем». Накопительная проба с узлов учета отбирается 1 раз в сутки и доставляется в химико-аналитическую лабораторию «Киенгоп» на исследование. Объединённая 24часовая проба тщательно перемешивается и делится на 2 равные части- одну анализируют, вторая часть является арбитражной пробой. Контроль метрологических характеристик рабочего и резервного ТПР проводится относительно контрольного ТПР согласно утвержденного графика. Оперативные УУН эксплуатируются согласно утверждённым инструкциям.
Подготовка нефти
Подогретая в ПТБ-10 №№ 1,2,3 до 50-60
0С (зимний период), 40-50
0С (летний период) нефть поступает на 3 потока, состоящих из восьми отстойников горизонтальных (ОГ-200 м
3 №№ 1,2,3,4,5,6,7,8) 1 и 2 потока и 3 потока, состоящего из двух отстойников ОГ-160 м
3 №№9,10. На 1,2 потоке отстойники работают попарно-параллельно, на 3 потоке отстойники работают последовательно:
§ ОГ-200 №№1,2, затем в ОГ –200 №№ 3,4 - I-поток
§ ОГ-200 №№5,6, затем в ОГ–200 №№ 7,8 - II-поток.
§ ОГ-160 №9, затем в ОГ-160 №10 – III поток.
В отстойниках происходит термохимический процесс обезвоживания и обессоливания нефти. Для разрушения эмульсии на ДНС ЦДНГ в скважинную продукцию подается реагент – деэмульгатор. Для обеспечения глубокого обессоливания насосами ЦНС-38/132 №№ 1,2 подается пресная вода на прием печей ПТБ –10 №№ 1-3 до 5 % от объема подготавливаемой нефти.
Учет и регулирование количества пресной воды производится на узле учета, находящегося в помещении насосной внутренней перекачки. Режим (давление, расход) подготовки нефти на потоках №№ 1,2,3 регулируется с помощью регулятора давления, находящегося на стойку операторной «УПН-4». Качество и объем подготавливаемой нефти на потоках контролируется и регулируется с помощью узла учета и качества (автоматический пробоотборник, турбинный преобразователь расхода и вторичные приборы, выведенные на стойку операторной «УПН-4»).
Товарная нефть с потоков поступает в аппараты КСУ №№ 3,4, где происходит отделение свободного газа при избыточном давлении до 0,005 МПа.
Сброс предохранительных клапанов с отстойников ОГ-200 1,2,3 потоков предусматривается в подземную емкость ПЕ-3. Газ с ПЕ-3 направляется по газосборной системе на факельную установку. Жидкость погружным насосом НВ 50/50 откачивается в резервуары НФС № 13-18. Печи ПТБ-10 №1-3 опорожняются в систему канализации, жидкость направляется в ПЕ-7,9,10. Жидкость с ПЕ-7,9,10 откачивается в аппараты УДО, технологическая схема позволяет откачивать жидкость в РВС-5000 №№ 13-18.
Нефть с направления НГДУ «Игра» поступает для оперативного учета СИКН «Чутырь», находящуюся на УПН «Киенгоп», где осуществляется учет количества прокаченной нефти и показателей качества нефти. Технологическая схема КУПН предусматривает три режима приема нефти с НГДУ «Игра»:
§ 1 режим. Нефть после СИКН «Чутырь» поступает в товарные резервуары, затем откачивается в систему АК «Транснефть».
§ 2 режим. Нефть после СИКН «Чутырь» поступает на установку подготовки нефти.
§ 3 режим. В зимнее время нефть после СИКН подогревается в ПТБ-10 № 4,6 и поступает в товарные резервуары.
СИКН «Чутырь» предназначена, для определения количества и качества нефти с относительной погрешностью, не превышающей ± 0,25 % по объему.
В состав СИКН входит:
§ блок измерительных линий №№ 1,2,3;
§ блок измерения параметров качества нефти;
§ трубопоршневая установка «Сапфир-С500-25».
СИКН эксплуатируется согласно утверждённой «Инструкции по эксплуатации СИКН «Чутырь». Каждая измерительная линия состоит из: фильтра, струевыпрямителя, турбинного преобразователя расхода НОРД-М-150 с магнитоиндукционным датчиком, манометра, термометра, запорной арматуры. Блок измерения параметров качества нефти включает в себя: фильтр, манометр, термометр, пробозаборное устройство трубчатого типа, автоматический пробоотборник «Стандарт-А» с пробосборной емкостью, счетчик ТОР 1-50.
Вторичная аппаратура ТПР «НОРД» и автоматического пробоотборника установлена на щите операторной «УПН-4». Автоматический пробоотборник работает в режиме «Объём». Проба нефти отбирается в соответствии с ГОСТ 2517-85 пробозаборным устройством. Периодичность отбора объединенной пробы составляет 8 часов. Лабораторный анализ нефти производится лаборантом в химико-аналитической лаборатории УПН «Киенгоп» включает в себя определение показателей согласно ГОСТ 51858.
Режим отбора проб на СИКН задаётся при помощи программирования вторичной аппаратуры «БОЗНА» пробоотборника. Количество точечных проб за период накопления должно составлять не менее 300, при этом объем накопительной пробы должен составлять не менее 3000 мл. Режим отбора проб устанавливается оператором на панели управления пробоотборником – вторичной аппаратуры «БОЗНА» - «автоматический» или «ручной», а также в режиме «время» или «объем».
Таблица1.1 - Технологическая карта параметров работы СИКН «Чутырь»
| Наименование параметра | Ед.изм | Рабочее значение |
| Расход нефти (по одной ИЛ) Температура нефти Давление Вязкость | м3/ч 0С МПа сСт | 220-280 16-31 0,3-1,0 8,2 |
Подготовка сточной воды
Сточная вода – это смесь пластовой воды, добытой вместе с нефтью, пресной воды, подаваемой на подготовку нефти и ливневых вод, поступившей через систему канализации с территории УПН.
Пластовая вода, отделившаяся в резервуарах предварительного сброса, самотеком поступает в резервуары – отстойники РВС-5000 № 13-18. Вода, отделившаяся в процессе обезвоживания нефти в отстойниках ОГ–200 №№ 1,2,5,6,9, поступает в напорные отстойники НО №№ 1-5. Контроль за количеством поступаемой сточной воды в НО осуществляется с помощью узла учета (счетчик жидкости). В напорных отстойниках происходит отстой остаточной эмульгированной нефти. Вода с напорных отстойников поступает в резервуары РВС-5000 № 13-18. Нефть, накопившаяся в напорных отстойниках, направляется в КСУ №№ 3,4 и там смешивается с готовой нефтью с потоков в соотношении, обеспечивающим 1 группу качества нефти по ГОСТ 51858. Контроль за количеством нефти, откачиваемой с НО, осуществляется с помощью узла учета (счетчик жидкости). Вода, отделившаяся в процессе обезвоживания и обессоливания нефти в отстойниках ОГ–200 №№ 3,4,7,8,10, дренируется в канализацию через контрольные краны, направляется в ПЕ-7,9,10.
Вода, прошедшая подготовку, с РВС –5000 № 13-18 самотеком поступает на кустовую насосную станцию (КНС). Сброс предохранительных клапанов (ППК) с напорных отстойников НО № 1-5 предусматривается в подземные емкости ПЕ-7,9,10. Опорожнение напорных отстойников осуществляется в систему канализации и дальше в подземные емкости ПЕ-7,9,10.
С целью защиты от внутренней коррозии в водовод НФС-КНС подается ингибитор коррозии. С целью подавления жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) в резервуары – отстойники РВС-5000 № 13-18 подается бактерицид ударными дозами подрядной организацией на основании утвержденного графика.
Подготовка ловушечной нефти
Ловушечная нефть, накопившаяся в резервуарах – отстойниках РВС-5000 № 13-18, поступает на подготовку в аппараты УДО №№ 1,3,4 объемом заполнения 200 м3 каждый, используемые в качестве отстойников. Подготовка ловушечной нефти производится методом промывки пластовой водой с последующим подогревом эмульсии в ПТБ-10 №№ 4,6 и отстоем в аппаратах УДО №№ 1,3,4.
Ловушечная нефть с резервуаров-отстойников РВС-5000 №№ 13-18 через фильтр поступает на прием насоса НБ-32. С выкидной линии насоса НБ-32 через блок фильтров нефть подается на прием насосов ЦНС 180/170 №№ 1,2 или насосов внутренней перекачки ЦНС- 180/170 № 3, 4, где происходит смешивание (промывка) нефти пластовой водой. С помощью задвижки, расположенной на байпасной линии обвязки НБ-32, регулируется соотношение 1:10-20 нефть-вода. Контроль соотношения проводится визуально путем отбора точечной пробы. Пластовая вода на ЦНС-180/170 подается с резервуаров предварительного сброса РВС-5000. Полученная эмульсия насосами ЦНС-180/170 прокачивается через ПТБ-10 №№ 4,6, где нагревается до температуры 65-68 0С. С ПТБ-10 №№ 4,6 эмульсия поступает в аппараты УДО для отстоя нефти. Подготовленная, таким образом нефть, поступает в товарные КСУ №№ 3,4, через блок фильтров и узел учета (счетчик жидкости) и там смешивается с готовой нефтью с потоков в соотношении, обеспечивающим 1 группу качества нефти по ГОСТ 51858.
Сброс предохранительных клапанов ППК с аппаратов УДО предусматривается в подземную емкость ПЕ-2. Опорожнение аппаратов УДО осуществляется в канализационный колодец (КК) № 57, ПТБ-10 №№ 4,6 – в КК № 50а. Газ с ПЕ-2 направляется на факельную установку, жидкость погружным насосом НВ 50/50 откачивается на прием КСУ №№ 3,4.
Возможен прием жидкости после порывов, зачистки оборудования, в шламонакопитель. Водонефтяная эмульсия со шламонакопителя откачивается насосами НБ-50 №№ 2, 2а в резервуары РВС-5000 №№ 13-18.
Водонефтяная эмульсия, утилизируемая подрядными и сторонними организациями при заключении договоров при производстве КРС (ПРС), буровых работ, сливается в систему канализации через фильтр в КК- 83, поступает в ПЕ-7,9,10, откуда откачивается в РВС №№ 13-18, технологическая схема предусматривает откачку на прием центробежных насосов ЦНС 180/170 №№ 1, 2.
Сдача товарной продукции
С КСУ №№ 3,4, после отделения освободившегося в процессе подготовки газа нефть самотеком поступает в товарные резервуары РВС-5000 №№ 5,6,9,10,11,12. Технологическая схема предусматривает прием товарной нефти в любой товарный резервуар. С товарных РВС-5000 подпорными насосами 12НДС № 1,2 нефть через систему измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) №263 откачивается в систему нефтепроводов АК «Транснефть».
СИКН предназначена для определения количества и качества нефти с допустимой относительной погрешностью, не превышающей ± 0,25 % по массе брутто. СИКН эксплуатируется согласно «Инструкции по эксплуатации СИКН № 263», утвержденной генеральным директором ОАО «Удмуртнефть», согласованной с ОАО «СЗМН».
В состав СИКН входят:
§ Блок измерительных линий (БИЛ).
§ Трубопоршневая установка с мерно-весовым стендом (ТПУ).
§ Блок измерения параметров качества нефти (БИК).
§ Операторная.
§ Оборудование для промывки ТПУ.
Узел учета нефти включает в себя три измерительные линии: рабочая (№ 1), резервная (№ 2), контрольная (№ 3). Каждая измерительная линия состоит из: фильтра, обеспечивающего защиту компонентов СИКН от загрязнения, струевыпрямителя, обеспечивающего стабильную работу турбинного преобразователя расхода, турбинного преобразователя расхода марки «Smith-150», ртутного термометра, манометра (МТИ), датчика давления, датчика температуры, регулятора расхода. БИЛ оборудован электрическими дистанционно управляемыми задвижками типа «ROTORK», на выкидном коллекторе СИКН установлено пробозаборное устройство трубчатого типа.
Блок измерения качества сдаваемой нефти включает в себя: рабочий и резервный циркуляционные насосы, блок фильтров, рабочий и резервный поточный вискозиметры, рабочий и резервный плотномеры, датчик температуры, датчик давления, манометр (МТИ), ртутный термометр, рабочий и резервный пробоотборники, датчик расхода, кран для ручного отбора проб.
Трубопоршневая установка «СФРЮ-1100» с калиброванным участком обеспечивает проведение контроля метрологических характеристик ТПР ИЛ №№ 1,2,3.
Трубопоршневая установка, БИЛ и БИК оборудованы системой дренажа. Система дренажа разработана таким образом, что неучтенная нефть (до ТПР) сливается в подземную емкость № 17, откуда автоматически при помощи погружного насоса откачивается на прием подпорных насосов 12 НДС, а учтенная нефть (после ТПР) сливается в автономную подземную дренажную емкость №8а, откуда также автоматически шестеренчатым насосом 8МШ 6,3/25 откачивается на выкидной трубопровод СИКН № 263.
Измерение массы брутто нефти, прошедшей через СИКН производится косвенным методом динамических измерений. Этот метод заключается в следующем: нефть, проходя через турбинку, вращает лопасти крыльчатки. Крыльчатка выполнена из ферромагнитного материала, при вращении крыльчатки каждая лопасть проходит в близи магнитно-индукционного датчика, в катушке которого в свою очередь наводится ЭДС вследствие чего образуются электро-магнитные импульсы. Количество импульсов, с датчиками, подается на вторичные приборы «Geofloo». На этом приборе выставлен коэффициент преобразования, представляющий собой количество импульсов выходного сигнала с турбинки, приходящееся на единицу объема, обычно - количество импульсов на один метр кубический (имп/м3). Данный коэффициент определяется при аттестации турбинного преобразователя расхода и не меняется до следующей плановой или внеплановой переаттестации. Также на этот вторичный прибор поступают данные с датчиков давления, температуры установленных на ИЛ, а также плотность с плотномера, установленного в БИК приведенная к рабочим условиям измерения объема. Вторичный прибор «Geofloo» обрабатывает данные и выводит массу брутто откаченной нефти. Данные с трубопоршневой установки поступают на прибор типа «Geoprov». Обработанные данные с приборов, поступают на компьютер «Cybervisor», на котором установлено программное обеспечение (специальная программа), позволяющая просмотреть следующие данные по работе узла учета нефти: мгновенный расход, мгновенную температуру на измерительной линии, мгновенную температуру в блоке измерения качества, мгновенное давление на измерительной линии, мгновенное давление в блоке измерения качества, мгновенную плотность, мгновенную вязкость, мгновенную плотность при 20 оС, нарастающую откачку с начала партии нефти по объему, массе брутто по СИКН в целом и по каждой измерительной линии в отдельности, мгновенную температуру в ТПУ, мгновенное давление в ТПУ, а также состояние запорно-регулирующей арматуры.
Допустимая погрешность турбинных преобразователей расхода ИЛ №№ 1,2 (рабочая, резервная линии) в рабочем диапазоне расхода не должна превышать
0,15 %, ИЛ № 3 (контрольная линия)
0,10 %.
С целью поддержания расхода в рабочем диапазоне по рабочей и резервной линии, установлена уставка по максимальному расходу по рабочему каналу 450 кубических метров в час, то есть при превышении расхода по рабочему каналу этого значения автоматически открывается резервный канал. При значении расхода по любому каналу менее 200 кубических метров в час, резервный канал автоматически закрывается и в работе остается только рабочий канал.
В операторной СИКН, на стойке вторичной аппаратуры имеется мнемосхема, отображающая технологическую схему СИКН, на которой видно состояние запорной арматуры на СИКН (открыто-закрыто) и состояние оборудования (в работе или не вработе) установленного в блоке измерения качества нефти, также имеются кнопки дистанционного управления запорной арматурой в ручном режиме. При необходимости выполнения технического обслуживания, проведения планово-предупредительного ремонта при помощи специального оперативного ключа переключается режим работы всей системы измерения с автоматического на ручной, после чего задвижками можно управлять дистанционно посредством кнопок с мнемосхемы.
Проба нефти отбирается в соответствии с ГОСТ 2517-85 пробозаборным устройством, установленным на выкидной линии СИКН. Периодичность отбора объединенной пробы составляет 8 часов, заполненная емкость снимается совместно товарными операторами ОАО «Удмуртнефть» и УРНУ. Лабораторный анализ нефти производится лаборантом в химико-аналитической лаборатории ОАО «Удмуртнефть» ПСП «Киенгоп» имеющая «Аттестат об аккредитации» в присутствии представителя УРНУ ОАО «СЗМН» и включает в себя определение показателей качества согласно ГОСТ 51858. Режим отбора проб на СИКН задаётся при помощи программирования вторичной аппаратуры «БОЗНА» автоматического пробоотборника «Стандарт–А». Количество точечных проб за период накопления должно составлять не менее 300, при этом объем накопительной пробы должен составлять не менее 3000 мл. С целью контроля подготовки нефти по содержанию солей и воды производится отбор и исследование контрольно-ходовых накопительных проб за 2 часа на УПН-4 (потоки) и на выкиде подпорных насосов 12 НДС.
На выкидном трубопроводе СИКН, согласно требованиям НТД, установлен индикатор фазового состояния продукции (ИФС), который предназначен для определения наличия свободного газа в нефти с погрешностью 30%. Если свободного газа больше, чем 0,05% от объема, то срабатывает световая и звуковая сигнализация. Подпорные насосы 12 НДС, откачивающие нефть через СИКН в магистральный нефтепровод, оборудованы защитами по давлению (ЭКМ на выкидном трубопроводе), температуре подшипников (УКТ-38).
Средства измерения, установленные на СИКН, поверяются в соответствии с «Графиком поверки средств измерений» согласованным с Удмуртским ЦСМ. На все поверенные средства измерения выписывается свидетельство о поверке, заверенные подписью и поверительным клеймом представителя ЦСМ. Также составляется протокол о поверке, в котором указываются условия, при которых проводилась поверка прибора. Техническое обслуживание СИКН осуществляется на основании ежегодно заключаемого договора Нефтекамским наладочным управлением МОАО «Нефтеавтоматика».
Таблица 1.2 - Технологическая карта параметров работы СИКН № 263
| Параметры работы | Ед. изм. | Рабочее значение |
| Расход нефти через СИКН: Вязкость Давление Температура | м3/ч сСт МПа 0С | 192-874 11,7-12,7 ± 5 0,25-0,7 до 40 |
Актуальность проекта
На данный момент преобладает низкое качество подготовки воды для закачки в пласт, из которого вытекают такие последствия как:
- Снижение приёмистости нагнетательных скважин;
- Дополнительные затраты на подготовку ловушечной нефти.
При высоком % обводнённости (порядка 90%) и форсированном отборе скважинной продукции (что характерно для поздних стадий разработок месторождений) низкое качество воды закачиваемой в систему заводнения первостепенно влияет на эффективность процесса разработки (эксплуатации) объектов месторождения, ухудшая приёмистость нагнетательных скважин.
Так же низкое качество подготовки попутно добываемой воды на начальном этапе неизбежно ведёт к накоплению объёмов уловленной нефти, а это в первых: дополнительные затраты на подготовку, и во вторых: сложность реализации, т.е. снижение качества сдаваемой нефти.
Основная причина низкого качества подготовки воды:
Нарушение режима работы технологических РВС.
Причины, по которым происходит нарушение режима работы РВС:
- не качественная путевая деэмульсация;
- не равномерная загрузка РВС;
- не совершенство внутренней технологической обвязки РВС;
- присутствие реагентов отрицательно влияющих на качество отстоя.
3 НОВОВЕДЕНИЕ
| Название работы Разработка комплекса мероприятий по повышению эффективности работы УПН «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть» |
3.1 Повышение эффективности работы технологических РВС.
Таблица 3.1 - Текущие параметры работы технологических РВС
| Параметры | РВС №2 | РВС №8 |
| поступление эмульсии (м³/сут) | | |
| обводнённость эмульсии (%) | | |
| время отстоя эмульсии (час) | 4,0 | 5,6 |
| линейная скорость потока на входе (м/с) | 3,3 | 2,3 |
| высота всплытия капли нефти Ø 0,5 мм | 0,3 (м) | 0,45 (м) |
| нефтепродукты в сточной воде (мг/дм³) | | |
| образование ловушечной нефти (тн/сут) | | 8,3 |
Содержание нефтепродуктов и мех. примесей в воде на входе в очистные резервуары - это результат работы технологических РВС.
Перед нами стоит задача: повысить эффективность работы технологических резервуаров.
Предлагаемая внутренняя обвязка технологических РВС (Статический режим)
| Распределённый ввод эмульсии |
| приёмный маточник (Ø 325*8 мм, L=29,4 м) |
| выкидной (дренажный) патрубок (Ø 325*8 мм, L=10 м) |
| скорость потока 0,4 – 0,6 м/с |
| поступление 10 – 16 тыс.м³/сут |
| скорость потока 0,7 - 1,0 м/с |
Рисунок 3.1 - Предлагаемая внутренняя обвязка технологических РВС (Статический режим)
Приёмный маточник изготовлен из трубы Ø 325*8, расположен асимметрично, вследствие чего потоку жидкости придаётся равномерное движение и распределение по всему объёму резервуара.
Рисунок 4.1 - Содержание нефти в сточных водах на УПН “Киенгоп” за 2012 г
Исходные данные и конструктивные решения резервуара, основные расчетные положения.
Стальной вертикальный цилиндрический резервуар емкостью 5000 м
3 .
Плотность нефти с = 900 кг/м3. Место строительства — II район по снеговому покрову, нормативная нагрузка s0 = 0,7 кПа. Материал резервуара — сталь С245 с Ry = 240 МПа; сварка листов автоматическая проволокой Св-08Г2С. Избыточное давление паров испаряющейся жидкости Pи = 2 кПа, а вакуум — 0,25 кПа. Коэффициент надежности по назначению гn = 1.
Номинальные размеры резервуара Н = 12 м и D = 23 м; в типовом резервуаре объемом 5000 м3 конструктивные размеры по высоте Н = 11920 мм, внутренний диаметр Do = 22800 мм и наружный диаметр D = 22818 мм (укладывается по длине окружности 12 листов длиной по 6 м).
Крыша резервуара запроектирована в виде щитов, состоящих из листов толщиной t = 2,5 мм, уложенных на каркасе из двутавров, швеллеров и уголков. Щиты опираются на центровую трубчатую стойку и корпус резервуара.
Днище, расположенное на песчаном основании, испытывает только сжатие от давления жидкости, поэтому толщина его листов назначена по конструктивным соображениям t = 5 мм. Диаметр днища Dв = D + 90 мм = 22818 + 90 = 22908 мм (выступ днища за пределы стенки принят 50 мм). Максимальная высота налива продукта 11,3м.
Конструкции резервуара емкостью менее 10 тыс. м3 относятся ко II классу ответственности.
Стенка резервуара, являясь оболочкой вращения, при действии асимметричной нагрузки находится в безмоментном состоянии, и только в зонах краевого эффекта (в месте сопряжения стенок с днищем) имеет место моментное напряженное состояние.
Под воздействием внутреннего давления Р в тонкостенной оболочке возникают кольцевые и меридиональные напряжения Б1 и Б2.
Основной нагрузкой для стенки вертикального цилиндрического резервуара является внутреннее давление Р как сумма гидростатического давления паровоздушной среды.
При пустом резервуаре возможен отрыв корпуса резервуара от основания под действием внутреннего избыточного давления и ветрового воздействия. Для предупреждения отрыва по периметру резервуара предусмотрена постановка анкерных устройств.
Вертикальный цилиндрический резервуар низкого давления имеет коническую щитовую кровлю. Щитовую коническую кровлю применяют в резервуарах низкого давления с внутренним избыточным давлением в газовой подушке до 200 мм водного столба (2 кПа) и вакуум до 25 мм вод. ст. (0,25 МПа).
Коническая крыша состоит из жестких щитов, покрытых стальной оболочкой и опирающихся на центральную стойку с кольцом, а по периметру — на стенку корпуса. Каркас щитов выполнен из двутавра 30, швеллеров 8 и 6,5 и уголков 90х56х5,5. Листы кровли толщиной t = 2,5 мм крепятся на каркас щита с напуском с одной стороны на ширину нахлестки.
При расчете стационарной крыши резервуара учитываются две комбинации нагрузок:
1) расчетные нагрузки, действующие на покрытие сверху вниз;
2) расчетные нагрузки, действующие на покрытие снизу вверх: внутреннее избыточное давление в паровоздушной сфере.
При расчете конической кровли несущие радиальные балки щитов рассматривают как элементы, работающие на изгиб. Поперечные ребра щитов рассчитаны по схеме простых балок, опирающихся на средние радиальные балки.
Гидростатическое давление.
Высота уровня залива резервуара Н0 = 11,3 м, а с учетом избыточного давления Р0=2 кПа условная высота Н = Н0 + Р0/с = 11,3 + 2/9 = 11,5 м. По высоте резервуара стенка состоит из восьми поясов высотой по 1500 мм. Расчетное сечение каждого пояса расположено на высоте 300 мм выше его нижней кромки, т.е. в сечении, где не учитывается влиян<
