Подготовка нефти
Нефть – это сложная многокомпонентная смесь углеводородов с содержанием различных примесей (сероводород, парафин, смолы, асфальтены).
Свойства нефти
Свойства газа
Свойства нефти определяют направления ее подготовки и переработки. Помощь в этом оказывает классификация нефти. Существует химическая, генетическая, промышленная и товарная.
- беспарафинистая – до 1,0 % парафина;
- слабопарафинистая – 1 – 2 % парафина;
- парафинистая - > 2 % парафина;
T плавления парафина – 45 – 54 С.
- малосмолистые – не более 8 % смол;
- смолистые – 8-25 % смол;
- высокосмолистые - > 25 % смол.
- несерные – менее 0,2% серы;
- малосернистые – 0,2 – 1 % серы;
- сернистые – 1- 3% серы;
- высокосернистые - > 3 % серы.
По плотности нефть делится на:
- легкие – 0,828 г/см3;
- утяжеленные – 0,828 – 0,884 г/см3;
- тяжелые – > 0,884 г/см3.
Легкие содержат больше бензиновых фракций и относительно мало серы и смол. Тяжелые содержат больше смол и серы.
- первой группы – содержание воды – 0,5%; содержание солей – 100 мг/л; содержание мехпримесей – 0,05%; давление насыщенных паров – 500 мм рт. ст.
- второй группы - содержание воды – 1,0%; содержание солей – 300 мг/л; содержание мехпримесей – 0,05%; давление насыщенных паров – 500 мм рт. ст.
- третьей группы - содержание воды – 1,0%; содержание солей – 1800 мг/л; содержание мехпримесей – 0,05%; давление насыщенных паров – 500 мм рт. ст.
Для каждого месторождения составляется проект разработки и проект обустройства. Неотъемлемой частью проекта обустройства является обоснование системы сбора продукции скважин.
Движение нефти и сопутствующих ей газа и воды от скважины до центрального пункта сбора (ЦПС), то есть транспортировка продукции скважин в пределах промысла, называется сбором.
Под системой сбора продукции нефтяных скважин понимают систему трубопроводов и оборудования, взаимосвязанных друг с другом и обеспечивающих транспортировку продукции нефтяных скважин от устья до ЦПС с выполнением определенных функций, предъявляемых к этой системе сбора.
Требования предъявляемые к системам сбора:
Транспортировка нефти, газа и воды осуществляется с помощью трубопроводов. Трубопровод от скважины до замерных установок – выкидная линия.
Выбор системы сбора определяется условиями добычи нефти и газа на данном месторождении: состав и физические параметры нефти, t устьевое и tзабойное, газовый фактор, сетка скважин, рельеф местности.
По содержанию Н2S нефтяные месторождения делятся на:
Нефтяной газ первой группы подается потребителю без очистки от H2S.
2 группа предполагает подготовку – очистку от Н2S и нефти и воды.
3 группа требует специального оборудования и материалов для очистки от Н2S.
Основной вариант схемы сбора и подготовки нефти, газа и воды включает в себя следующие комплексы сооружений:
ТРУБОПРОВОДЫ СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ
Трубопроводы классифицируются на следующие категории:
Трубопроводы делятся на виды:
- нефтепроводы;
- газопроводы;
- водопроводы;
- нефтегазопроводы.
По функциям:
- выкидные линии;
- коллекторы.
По величине рабочего давления:
- низкого давления до 16 кгс/cм2;
- среднего давления 16-25 кгс/см2;
- высокого давления > 25 кгс/см2.
Низкого давления – напорные и самотечные, среднего и высокого давления – напорные.
По гидравлической схеме работы:
- простые – диаметр и расход не меняются по всей длине;
- сложные – имеют различные ответвления или изменяющийся по длине диаметр.
По способам прокладки:
- подземные;
- наземные;
- подводные.
ГРУППОВЫЕ ЗАМЕРНЫЕ УСТАНОВКИ
Типы автоматизированных ГЗУ классифицируют:
- объемные (АГМ-2, АГЗУ-3,Спутник-А,Спутник-Б);
- щелевые (ЕС, АГЗУ-5);
- весовые (Спутник -8);
- массовые (Спутник – ВМР).
2. По устройству переключения на замер:
- с многоходовым переключателем (АГЗУ-3,Спутник - А, Спутник - Б);
- с трехходовыми клапанами (АГМ-2,АГМ-3,Спутник – В).
3. По режиму измерения:
- накопительный, импульсный с поочередным подключением на замер (Спутник- А,Б,В, АГМ-2);
- с одновременным измерением дебитов всех скважин (Спутник - ВМР, АГЗУ-5).
4. По числу измеряемых параметров:
- одно;
- двух;
- трехпараметровые.
Измерение продукции скважин осуществляется автоматическими устройствами по замеру продукции скважин, называемыми Спутник - А, Спутник - Б, Спутник - В.
Блочная автоматизированная замерная установка типа Спутник - А предназначена для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за их работой при подаче, а также автоматической блокировке скважин и установки в целом при возникновении аварийных ситуаций.
Существует три модификации этих установок: Спутник - А – 16 – 14/ 400 – где
16 – рабочее давление в кгс/см2; 14 – число подключенных к групповой установке скважин; 400 – наибольший измеряемый дебит в м3/сутки.
Спутник – А состоит из двух блоков: замерно-переключающего блока, блока управления (КИП и автоматики).
Первый блок содержит ПСМ (переключатель скважин), гидропривод, отсекатели потока, замерный гидроциклонный сепаратор с системой регулятора уровня, турбинный счетчик, соединительные трубопроводы с запорной арматурой.
Второй блок содержит блок местной автоматики, блок питания, электрические нагреватели.
Блоки смонтированы на рамных основаниях для транспортировки в собранном виде. Выполнены в виде домико-щитовых помещений, изготовленных из оцинкованной стали и термоизоляционных материалов.
Технологическая схема установки Спутник.
Продукция скважины по выкидным линиям проходит обратный клапан, задвижку и поступает в ПСМ-1М, который осуществляет поочередное подключение скважин на замер. Продукция остальных скважин, пройдя отсекатель потока (ОКГ-4) направляется в сборный коллектор. При раздельном сборе обводненной и безводной нефти скважины с обводненной и безводной нефти поочередно вручную подключаются к ПСМ.
Продукция скважины направленная на замер проходит отсекатель потока (ОКГ-3) и поступает в замерный гидроциклонный двухемкостной сепаратор. В верхней емкости, которого газ отделяется от нефти, дегазированная нефть с пластовой водой попадает в нижнюю емкость и накапливается в ней. Газ проходит по трубопроводу через кран и смешивается с замеренной жидкостью, а следом поступает в общий сборный коллектор. Дебит скважины, подключенной на замер, измеряют при периодических пропусках жидкости, накапливающейся в емкости через турбинный счетчик. По мере повышения уровня нефти поплавок регулятора уровня поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на кран, установленный на верхней газовой линии выходящей из сепаратора.
Кран закрывается, давление в сепараторе растет и жидкость из сепаратора вытесняется через ‘ТОР-1’ или ‘Норд’. При нижнем уровне поплавка кран открывается, давление в сепараторе снижается и начинается новый цикл наполнения в нижней емкости.
Дебит каждой скважины фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления, сигналы на него поступают от счетчиков ‘ТОР-1’ или ‘Норд’. Переключение скважин осуществляется периодически блоком управления. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропривода ГМ-1 и в системе гидравлического управления повышается давление. Гидроцилиндр переключателя ПСМ-1 под действием давления гидропривода перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.
Продолжительность замера устанавливается в зависимости от конкретных условий – дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения.
Турбинный счетчик одновременно служит сигнализатором наличия потока нефти из скважины. Если подачи нет, то БМА (блок местной автоматики) дает сигнал об аварии по телемеханике.
Аварийная блокировка при высоком и низком давлении в коллекторе срабатывает с помощью ЭКМ и отсекателей потока.
Спутник – Б отличается от А тем, что имеется автоматический влагомер нефти (УВН-1С), установлен на линии дегазированной нефти и непрерывно определяет содержание воды в нефти, имеется турбинный счетчик для измерения расхода газа отделенного от нефти, осуществляется дозировка химреагентов в поток нефти. Предусмотрена возможность раздельного сбора обводненной и безводной нефти.
На установках Спутник – В и ВР – в качестве переключающего устройства используется трехходовой кран, при измерении используется массовый принцип измерения (массовые вибрационные расходомеры).
В основном применяются Спутник – А и Б в связи с экономически выгодными критериями (более дешевые).
Наиболее трудным при замере расхода нефти является дифференциация его от расхода газа и воды. Для определения содержания воды в нефти обычно пользуются косвенными методами. Среди многочисленных методов наибольшее распространение получил диэльнометрический метод, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости потока от диэлектрических свойств компонентов этого потока.
Влагомер нефти УВП-1 – для нефти с содержание воды от 0 до 60% и УВП-2 для содержания воды в нефти от 0 до 3%. Принцип действия – проводится замер емкости цилиндрического конденсатора при прохождении по его кольцевому зазору нефтяной эмульсии. В зависимости от содержания воды емкость конденсатора изменяется. По величине емкости отградуированного на безводной нефти конденсатора определяется объемное содержание воды в процентах.
На точность измерений этим прибором значительное влияние оказывают:
- изменение температуры водонефтяной смеси – при изменении температуры изменяется диэлектрическая проницаемость нефти, поэтому предусмотрена температурная компенсация;
- содержание пузырьков газа в потоке.
Влияние пузырьков газа вызвано тем, что они имеют низкую диэлектрическую проницаемость, соизмеримую с диэлектрической проницаемостью нефти. Поток жидкости перед поступлением в датчик следует тщательно перемешивать для достижения однородности смеси.
СЕПАРАТОРЫ
В процессе подъема жидкости из скважины и транспорта ее до ЦПС и подготовки нефти, газа и воды постепенно снижается давление и из нефти выделяется газ.
Процесс отделения нефти от газа называется сепарацией. Аппарат в котором происходит отделение газа от продукции нефтяных скважин, называют газосепаратором.
Сепараторы бывают двухфазные и трехфазные. Двухфазные – отделение газа от жидкости, трехфазные отделение газа и воды от нефти.
Многоступенчатая сепарация позволяет более полно произвести отделение газа от нефти. Нефтегазовую смесь из скважины направляют в сепаратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основная масса газа. Этот газ может транспортироваться на большие расстояния под собственным давлением.
Из сепаратора высокого давления нефть поступает в сепаратор среднего и низкого давления для окончательного отделения нефти от газа.
Сепарация может происходить под влиянием гравитационных, инерционных сил и за счет селективной смачиваемости нефти.
Гравитационная сепарация происходит вследствии разности плотностей жидкости и газа, то есть под действием их сил тяжести. Сепараторы, работающие на этом принципе, называются гравитационными.
Инерционная сепарация происходит при резких поворотах газонефтяного потока. В результате этого жидкость как более инертная продолжает двигаться по прямой, а газ меняет свое направление. На этом принципе построена работа гидроциклонного сепаратора.
Пленочная сепарация основана на явлении селективного смачивания жидкости на металлической поверхности. При прохождении потока газа с некоторым содержанием нефти через жалювийные насадки (каплеуловители) капля нефти, соприкасаясь с металлической поверхностью, смачивают ее и образуют на ней сплошную жидкостную пленку. Жидкость на этой пленке держится достаточно хорошо и при достижении определенной толщины начинает непрерывно стекать вниз.
Наибольшее распространение получили вертикальные и горизонтальные сепараторы.
Вертикальные сепараторы позволяют легче удалять скопления песка, который осаждается из продукции скважины. Поэтому они получили большее распространение на месторождениях, где в продукции скважин содержится песок и другие механические примеси.
Горизонтальные сепараторы по конструкции могут быть одноемкостные и двухемкостные. Двухемкостные изготавливаются из двух емкостей, располагаемых одна выше другой. Отбор жидкости в таких сепараторах осуществляется из нижней емкости, а газ удаляется через отводную линию верхней емкости.
В горизонтальном сепараторе происходит более плавное разделение газа от нефти при движении по всей длине, вследствие этого меньше вынос жидкости газом. Пропускная способность горизонтального сепаратора примерно в два раза выше, чем вертикального.
Работа гидроциклонного сепаратора основана на принципе использования разности сил инерции нефти и газа.
Показатели эффективности работы сепараторов:
К показателям, которые характеризуют степень очистки газа и жидкости, то есть эффективности работы сепаратора, относятся значения удельных уносов капельной жидкости Кжн и свободного газа Кг из сепаратора.
Унос из сепаратора большого количества жидкости недопустим, так как это вызывает серьезные осложнения в эксплуатации газопроводов.
Принятая норма уноса – 50 см3/1000 м3 газа.
Значительный унос с нефтью большого количества газа может вызвать серьезные нарушения в ведении нормального технологического процесса сбора и подготовки нефти, как-то: резкое возрастание потерь легких углеводородов, затруднение отделения воды от нефти, повышение пожаро- и взрывоопасности территории сборных пунктов. Подобного рода осложнения могут возникнуть в том случае, если нефть с большим количеством свободного газа поступает в негерметизированные резервуары, предназначенные для ее учета, откачки или временного хранения.
Кроме того, в системах сбора, предусматривающих перекачку газонасыщенных нефтей, большое содержание в них свободного газа может значительно снизить производительность насосов и даже привести к срыву их подачи. Экспериментально установлено, что содержание свободного газа в нефти до 4-8% приводит к снижению производительности центробежных насосов на 50-70%.
Нормы уноса газа не регламентированы, но установлено что заметное нарушение в работе технологических насосов происходит при содержании в нефти свободного газа свыше 2%.
Коэффициент уноса зависит от многих факторов: плотности и вязкости жидкости, температуры, способности нефти к вспениванию, времени задержки нефти в сепараторе, технического совершенства сепаратора и других факторов.
Время задержки должно выбираться с учетом других названных факторов. Установлено, что для невспенивающих нефтей оно может изменяться от 1- до 8 минут.
Для вспенивающих нефтей – от 5 до 20 минут, так как слой пены существенно затрудняет всплытие пузырьков газа в газовое пространство.
Время задержки в общем случае рассчитывается по формуле:
Tз = F*Hж/Qж, где F- площадь сепаратора, Нж – высота уровня жидкости в сепараторе, Qж – объемный расход жидкости на выходе из сепаратора при t и р сепарации.
ВОДООТДЕЛИТЕЛИ
Разделение нефти и пластовой воды после сепарации газа проводится в аппаратах отстойниках горизонтальным и вертикальным вхождением потока смеси.
Аппарат для разделения нефти и воды ОГ-200А – для расслоения водонефтяной эмульсии, обработанной деэмульгатором.
Горизонтальная емкость, эмульсию вводят в аппарат через две параллельно Расположенные трубы- распределители диаметром 700 мм с 64 рядами отверстий, 1-й ряд – 285 отверстий. Отверстия в виде продольных вырезов шириной 6 мм, длиной 60 мм.
Нефть поднимается вертикально вверх через промежуточный слой средней плотности эмульсии и в предварительно обезвоженном состоянии выводится из аппарата через перфорированные трубы, расположенные в верхней части аппарата. Отделившаяся пластовая вода выводится через патрубок в нижней части. Есть устройства для пропарки (очистка от парафина).
УСТАНОВКИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО РАЗДЕЛЕНИЯ КОМПОНЕНТОВ НЕФТИ
Установки предварительного разделения компонентов нефти должны обеспечивать:
Установки ПР расположены на одной площадке с ДНС (дожимной насосной станцией).
Применяются установки типа УПС-2000/6, где 2000 м3/сут – производительность установки, 0,6 МПа – рабочее давление установки.
Установка представляет собой технологическую емкость, установленную на трех опорах. Емкость, глухой сферической перегородкой, разделена на два отсека – сепарационный и отстойный. Каждый отсек имеет предохранительные и дренажные клапана. Продукция поступает в сепарационный отсек, где происходит первичное отделение газа от жидкой фазы. Отделившийся газ отводится в отстойный отсек, откуда через каплеотбойник и регулятор давления отводится в газовый коллектор.
Водонефтяная эмульсия из сепарационного отсека под действием давления газа передавливается в отстойный отсек. Допустимый перепад давления междй отсеками не более 0,2 МПа в зависимости от длины каплеобразователя. Трубопровод – каплеобразователь между двумя отсеками может быть выполнен в виде петли определенной длины в зависимости от времени контакта эмульсии и оборотной воды. Водонефтяная эмульсия поступает в отстойный отсек через распределитель. При этом основная часть струй, вытекающих из распределителя, движется радиально, а меньшая часть в направлении ближайшего днища. Отстоявшаяся вода отводится в емкость через перфорированный трубопровод.
Устройства предварительного отбора газа (депульсаторы) – устанавливаются перед газосепараторами. Принцип работы – при расширении сечения потока наступает ламинарный режим течения, более благоприятный к всплыванию пузырьков газа из жидкости. При отводе этого газа происходит депульсация потока. Конструкция депульсатора – наклонный трубопровод под углом 2-5 градусов к горизонту с нисходящим потоком и подачей отсепарированного в нем газа, в отдельный аппарат каплеуловитель.
Гидродинамические коалесценторы (каплеобразователи) – предназначены для:
- разрушения оболочек на глобулах пластовой воды;
- укрупнения глобул;
- расслаивания потока на нефть и воду перед отстаиванием в отстойнике. Есть линейные и секционные. В секционных - диаметр труб от секции к секции увеличивается.
Основное назначение ДНС – транспортировка жидкости с отдаленных месторождений с целью снижения устьевого давления и увеличения суточной добычи нефти.
На ДНС осуществляется первая ступень сепарации нефти и газа, после чего жидкость транспортируется центробежными насосами на ЦПС, а газ под давлением сепарации на компрессорную станцию. Также на ДНС может осуществляться первичный сброс свободной воды.
НЕФТЯНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ
Нефтяные резервуары делятся по назначению на:
- сырьевые – хранение обводненной нефти;
- технологические – предварительный сброс пластовой воды;
- товарные – хранение обезвоженной и обессоленной нефти.
Товарный парк – товарные резервуары.
По расположению:
- наземные;
- полуподземные;
- подземные.
Материал из которого изготавливаются резервуары:
- металлические;
- железобетонные (до 50 тыс м3).
В основном применяются наземные, стальные вертикальные резервуары.
Резервуары типа РВС сваривают из стальных листов толщиной от 4 до 14 мм.
Основные элементы: днище, корпус, крыша.
Днище – сварное из листов до 5 мм, располагается на фундаменте (песчаная подушка). Уклон от центра 2% для стока и удаления пластовой воды.
Корпус – изготавливается в виде поясов, которые соединяют между собой тремя способами: ступенчатым, телескопическим, стыковым. Толщина металла поясов одинаковая или растет к низу.
Крыша – применяют трех типов: плоские, конические, сферические.
В середине резервуара устанавливается центральная стойка для упора щитов крыши.
Оборудование резервуаров должно обеспечивать их правильную и безопасную эксплуатацию, в частности:
На резервуаре устанавливается следующее оборудование: верхний световой люк, вентиляционный патрубок, гидравлический предохранительный клапан, огневой предохранитель, дыхательный клапан, замерный люк, лестница, указатель уровня, люк-лаз, сифоный кран, подъемная труба, шарнир подъемной трубы, раздаточный патрубок, приемный патрубок, перепускное устройство, хлопушка, лебедка, управление хлопушкой, пробоотборники.
Подача нефти через приемный патрубок, опорожнение через раздаточный.
Световой люк для проветривания и подачи света во время ремонта и зачистки.
Вентиляционный патрубок для удаления паров нефти при ремонте, затянут медной сеткой от попадания искр. В рабочее время закрыт.
Дыхательный клапан для выпуска воздуха при закачке нефти и наоборот.
Для повышения надежности от разрушения – гидравлические предохранительные клапана (как дыхательные), срабатывают при повышении Ризб или Рвак на 5-10% от расчетного.
Замерный люк для замера уровня нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником.
Люк-лаз для проникновения внутрь резервуара людей при проведении ремонта и зачистки его от грязи.
Сифонное устройство для отбора пластовой воды.
Огневой предохранитель устанавливается на резервуарах в комплекте с дыхательными и предохранительными клапанами и предназначается для предохранения газового пространства резервуара от проникновения в него пламени через дыхательный клапан.
Принцип действия предохранителя заключается в том, что пламя попадая в предохранитель, проходит через систему клапанов мелкого сечения, в результате чего дробится на отдельные мелкие потоки; поверхность соприкосновения пламени с предохранителем увеличивается, возрастает отдача тепла стенкам каналов и пламя затухает.
Большие резервуары оборудуются пенокамерами.
Стальные резервуары подвергаются внешней и внутренней коррозии.
Внешняя коррозия вызывается действием агрессивных агентов атмосферы и различных почвенных факторов.
Корпус и крышу резервуара защищают от внешней коррозии нанесением различных красок и масел, а также коррозионно- стойких металлических покрытий.
Защиту днища от почвенной коррозии осуществляют засыпкой сухого песка под резервуар и нанесением битумного покрытия на внешнюю поверхность днища. Кроме того применяют катодную и протекторную защиту.
Внутренняя коррозия резервуаров является более интенсивной, особенно в присутствии влажного воздуха и сернистых соединений, содержащихся в некоторых типах нефти. В этих условиях быстрее всего выходит из строя крыша резервуара, которая постоянно контактирует с газовоздушной смесью.
Устранение коррозии крыши можно осуществить двумя способами:
Днище подвергается внутренней коррозии причиной которой является пластовая вода, осаждающаяся на дне резервуара из нефти. Защиту осуществляют следующими способами:
- покрытием поверхности красками на основе смол;
- применением катодной защиты;
- периодическим добавлением в подтоварную воду щелочей для нейтрализации кислот;
- покрытием днища слоем каменноугольного песка толщиной 3-5 см, нерастворимого в нефти и нефтепродуктах.
НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ
Нефть и пластовая вода в процессе их совместного движения в стволе скважины и в системе сбора постоянно перемешиваются, в результате чего происходит их дробление. Процесс дробления одной жидкости в другой называют диспергированием. В результате диспергирования воды в нефти или нефти в воде образуется эмульсия, которую принято называть нефтяной эмульсией.
Нефтяная эмульсия может быть двух типов:
Диспергирование нефти и воды может происходить только под влиянием приложенной энергии. Образование нефтяной эмульсии обычно происходит под действием:
- энергии расширения газа;
- механической энергии;
- энергии, развиваемой под влиянием силы тяжести.
Энергия расширения газа при прохождении всасывающего клапана глубинного насоса, при прохождении различных задвижек, штуцеров, при входе в газосепаратор и др.
Энергия механическая при прохождении глубинных и наземных насосов.
Энергия по влиянием силы тяжести при прохождении по трубе, от скважины к пункту сбора, при крутых поворотах, при падении с высоты и пр.
Чем меньше диаметр капель, тем больше ее дисперсность, то есть больше суммарная ее поверхность.
Системы с капельками, имеющими диаметр от 100 до 1 мкм называют тонкодисперсными, а от 10000 до 100 мкм – грубодисперсными. Нефтяные эмульсии обычно полидисперсные системы.
Чем выше степень перемешивания в процессе добычи и транспортировки нефти и чем дольше время движения от скважины до УПН (установки подготовки нефти), тем выше затраты на разделение этой эмульсии.
Наиболее стойкие эмульсии образуються при газлифтном способе добычи, фонтанном и ЭЦН.
На поверхности раздела фаз ‘нефть-вода’ образуется оболочка состоящая из смол, асфальтенов и нафтеновых кислот, содержащихся в нефти. В состав этой оболочки входят также минеральные соли, песок, известняк, глина, попадающие туда с асфальтеново-смолистыми веществами и приводящие к упрочнению оболочки.
Упрочнение бронированного слоя вокруг воды называется старением эмульсии. Время протекания от нескольких часов до нескольких дней.
Это объясняется тем, что со временем больше ПАВ переходит в межфазную оболочку и с потерей легких фракций поверхностное натяжение на границе между водой и нефтью увеличивается.
Методы предотвращения образования и старения эмульсий:
ДЕЭМУЛЬГАТОРЫ
Вещества образующие оболочку глобулы нефтяной эмульсии называются эмульгаторами. Это песок, глина, смолы, асфальтены, парафин.
Для разпушения оболочки глобуды применяют специальные химреагенты – деэмульгаторы.
Деэмульгаторы – поверхностно- активные вещества (ПАВ), изготавливаемые искусственно на заводах и обладающие большой поверхностной активностью, чем природные эмульгаторы. Благодаря этому качеству деэмульгаторы при смешивании с нефтяной эмульсией, вытесняя с поверхности глобул воды природные эиульгаторы, образуют гидрофильный адсорбционный слой, не обладающий структурно-механической прочностью. В результате чего капельки воды сливаются при столкновении в более крупные капли и оседают.
Деэмульгаторы бывают ионогенные и неиононгенные. Ионогенные – те которые могут в воде дисоциироваться на ионы, а неионогенные не могут.
Ионогенные - типа НЧК (нейтрализованный черный контакт) расход от 200 г до 1 кг на 1 тн, дешевый. НКГ (нейтрализованный кислый гудрон), ТК (товарный контакт), нафтеновые кислоты и их соли и др.
Требуют больших транспортных расходов и повышают коррозионные свойства воды.
Это малоэффективные деэмульгаторы.
Неионогенные – дисолван – 4411, 4490; серван; дипроксамин – 157; прогалит НМ- 40/20; СКПХ – 4501, 4460; реапонт ИП, ИФ; ДСМ-20.
Преимущества перед ионогеными:
Требования к реагентам- реагент должен:
- хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии;
- эффективно и быстро разрушать эмульсию;
- обеспечить четкий раздел фаз;
- быть технологичным;
- быть дешевым;
- не вызывать коррозии оборудования;
- обеспечить стабильность и качество пластовой воды.
Дозировка и подача химреагентов.
На практике реагенты деэмульгаторы подают как в товарном виде, так и в виде растворов.
При подготовке эмульсий с малым содержанием воды, как правило реагент подают в виде растворов от 0,5 до 1%.
Растворы могут быть водные для водорастворимых реагентов и на базе товарной нефти для маслорастворимых реагентов.
Подача реагентов в в идее раствора применяется для доведения частиц деэмульгатора до глобул воды по всему объему обрабатываемой жидкости.
Для подачи реагентов применяются реагентные блоки.
Реагентный блок БР-25:
- блок-бокс с находящейся внутри емкостью мерником, насосом для закачки в мерник и дозировочного насоса для закачки реагента.
Блок-бокс снабжен вентиляцией, электрообогревателями, системой электроподогрева реагента в емкости-мернике, системой КИП и А для контроля и учета.
БР-10 и БР-25 отличаются от БР-2,5 наличием отдельно стоящей емкости для реагента.
Цифры обозначают производительность насосов установки, л/ч.
НД-2,5-100; НД-10-100;НД-25-40;НД-16-100;НД-40-16;НД-63-16 – дозировочные насосы. 1-я цифра – производительность, л/ч; вторая цифра – рабочее давление, кгс/см2.
Для обеспечения распределения реагента в объеме нефти применяют диспергаторы или смесители.
Устройство и принцип действия дозировочного насоса.
Состоит из – насоса, редуктора с механизмом изменения длины хода поршня, электродвигателя.
Регулировка производится при остановленном насосе.
Понятие о внутритрубной деэмульсации.
В ходе развития нефтедобычи для предотвращения образования эмульсии в скважинах применялась технология подачи реагентов деэмульгаторов в скважины. Подача реагента в скважину – внутрискважинная деэмульсация.
Вместо этого начали применять внутритрубную деэмульсацию.
Принцип – наиболее ранее воздействие реагента – деэмульгатора на только, что образованную эмульсию. Использования времени движения по трубе, объема трубы, режима движения жидкости по трубе для обеспечения контакта деэмульгатора с глобулами воды, разрушение глобул и получение на пункте сбора или УПН эмульсию практически разделенную на нефть и воду.
Применение внутритрубной деэмульсации повышает эффективность использования оборудования, повышает экономичность использования реагентов. Особенно при недостаточной мощности УПН.
Отрицательные стороны метода – недостаточность контроля за расходом реагентов, нестабильность режимов, возможность движения по трубопроводу свободной воды, что приводит к коррозии и разрушению магистральных трубопроводов.
УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
Добываемая из скважин нефть, как правило, имеет в своем составе, кроме газов, пластовую воду в свободном и эмульгированном состоянии, различные минеральные соли и механические примеси.
Содержание в нефти воды приводит к увеличению расходов на ее транспорт, возникает образование стойких нефтяных эмульсий, а содержание растворов солей создает затруднения из-за усиленной коррозии трубопроводов и заводского оборудования. Поэтому подготовку нефти (обессоливание и обезвоживание) производят непосредственно на промыслах.
Требования к подготовке нефти по качеству:
- отделение пластовой воды, механических примесей, соли, газа;
- отделение от газа стабилизирует нефть, снижает ее испаряемость.
От качества подготовки нефти зависит надежность магистрального трубопровода, качество продукции.
Методы подготовки нефти:
Отстой нефти применяется в тех случаях, где эмульсия легко разрушаемая и капли воды под действием сил гравитации сами опускаются вниз.
Р н = 0,8 г/см3, v – до 10 сСт (в средней полосе России).
Термодинамический применяется в тех случаех когда удовлетворительное обезвоживание осуществляется после предварительного подогрева эмульсионной нефти.
Разрушение эмульсий по существу сводится к разрушению межфазной поверхностной оболочки. В термохимических установках это достигается путем нагрева и ввода деэмульгатора.
При нагревании происходит плавление парафина, асфальтенов и смол, в результате этого снижается механическая прочность оболочки и вязкость среды снижаются. Добавление деэмульгатора позволяет снизить температуру нагрева нефти и ускоряет разрушение эмульсии.
Термохимический отстой – на легко разрушаемых эмульсиях. Р н = 0,8- 0,83 г/см3, v = 10-15 сСт. Где есть внутритрубная деэмульсация (температура нефти 40 С).
Центрифугу не применяют в промышленных масштабах из-за большой энергоемкости.
Фильтрация – пропуск через фильтра для отделения нефти. Недостаток – невозможность регенерации фильтров.
ТЕРМОХИМИЧЕСКАЯ УСТАНОВКА
Реальная схема термохимической установки:
УПС- установка предварительного сброса;
Т- теплообменник;
П- печь;
О – отстойник;
Н – насос;
С – сепаратор;
РВС – резервуар.
УПС – для отделения свободноотделившейся воды(в некоторых конструкциях предусматривается отбор свободного газа).
Т – для утилизации тепла товарной нефти, повышения эффективности работы установки.
П – для нагрева с целью снижения вязкости эмульсии и повышения эффективности деэмульгатора.
О – для разделения воды и нефти.
Н – подает горячую воду с О в линию для устойчивой работы УПС.
С – для отделения газообразных углеводородов.
РВС – для накопления, учета и хранения товарной нефти.
Параметры работы установки:
УПС – Т=30-40 С; % содержания воды после УПС 10-15% (реально 8-30 %).
Т – Т=40-45 С после сырой нефти; Т- менее 40 С после товарной нефти.
П – Т=50-75 С, содержание воды после О – 0,5 – 1%.
Бывает что реагент подают между Т и П.
При вязкой нефти для обеспечения лучшего перемешивания реагента можно увеличить расстояние подачи реагента до УПС.
Но иногда устанавливают каплеобразователь между П и О (КО).
- 1-я секция турбулентный поток (диаметр трубок маленький);
- 2-я секция не столь интенсивное перемешивание (диаметр трубок увеличился);
- 3-я секция – ламинарный режим – эмульсия разделилась (диаметр трубок увеличился).
Роль КО может выполнить змеевик в печах.
Сырую нефть из сырьевого резервуара нсаосом через теплообменник подают в трубчатую печь. Перед насосом закачивают деэмульгатор. Эмульсия подогревается в теплообменнике и в печи, в процессе турбулентного перемешивания в насосе и при движении по змеевику в печи деэмульгатор доходит до капель пластовой воды и разрушается бронирующий слой асфальто-смолистых веществ. В печи нагрев до 120 С. Неустойчивая эмульсия из печи поступает в отстойник, где отслаивается на нефть и воду. Обезвоженная нефть сверху из отстойника идет через теплообменник отдает тепло сырой нефти и идет в товарный резервуар. Пластовая вода уходит на установку подготовки сточных вод.
Сырьевой резервуар может работать как резервуар сырьевой предварительного сброса воды. Часть горячей воды из отстойника с деэмульгатором подается в поток сырой нефти перед резервуаром. Резервуар оборудуется маточником-распределителем и переливной трубой. В резервуаре поддерживается слой воды через который проходит поступающая нефтяная эмульсия. Эмульсия проходит через толщу воды и происходит более полное отделение воды из эмульсии. Вода подается на установку по подготовке сточных вод. Эффективным считается способ обессоливания на электроустановках обессоливания.
УПН с электрообессоливанием.
Слабоминерализованная пластовая вода – от 1 до 10 мг/л;
Минерализованная пластовая вода – от 10 до 50 мг/л;
Высокоминерализованная пластовая вода – > 50 мг/л.
При подготовке нефти с большим содержанием парафинов и асфальтосмолистых веществ обычными методами провести процесс обезвоживания не удается. Поэтому УПН дополняют блоками обессоливания или электрообессоливания.
УПС – содержание воды 10-15% после, после О-1 содержание воды – 2-4%.
После О-1 подаем пресную воду с реагентом. Вязкость нефти для обеспечения нормальной деэмульсации должна быть порядка 4 сСт.
В месте подачи пресной воды ставят диспергаторы. При подготовке особо устойчивых эмульсий, образованных нефтями пермо-карбоновой залежи процесса глубокого обезвоживания и отмывания солей бывает недостаточно и тогда применяют электрообессоливание.
Вся технологическая цепочка остается неизменной за исключением О-2 вместо которого устанавливается электродегидратор. Процесс глубокого обезвоживания
Проходит в аппарате под давлением, при прохождении эмульсии между двух электродов, находящихся под высоким напряжением (16 до 24 кВт) промышленной частоты. Глобулы воды под действием электрического поля постоянно деформируются, оболочка разрывается, капли сталкиваясь укрупняются и выпадают вниз.
Процесс электрообессоливания энергоемкий, применяется при невозможности использовать более легкие методы, требует высокой степени автоматизации.
Для стабилизации обводненности нефтяной эмульсии, поступающей в электродегидратор, вводится ступень теплохимического обезвоживания.
Сырая нефть из резервуара насосом прокачивается через теплообменник и подогреватель и поступает в отстойник. Перед насосом вводят деэмульгатор.
В отстойнике выделяется основное количество пластовой воды. И из отстойника нефть с водой (до 1-2%) идет в электродегидратор. Перед ЭЛДГ в поток нефти вводят пресную водуи деэмульгатор, обводненность нефти в зависимости от содержания солей доводится до 8-15%. Соли растворяются в пресной воде и после отделения ее от нефти она становится обессоленная.
Из верха ЭЛДГ нефть идет в промежуточную емкость. Потом нефть прокачивают через теплообменник для охлаждения и идет в резервуар товарной нефти. Вода идет на установку подготовки воды.
НАГРЕВАТЕЛЬНАЯ АППАРАТУРА
Деэмульсаторы УДО -3.
Деэмульсатор состоит из блока нагрева, блока отстоя и блока КИП. Блоки нагрева и отстоя размещены в горизонтальном цилиндрическом корпусе, разделенном на два отсека. В верхней части нагревателя и отстойника установлены газовые сепараторы. С торцевой части нагревателя вмонтированы две U-образные жаровые трубы, которые помещены в специальный кожух-оболочку, выполняющей роль теплообменника. Водонефтяная эмульсия предварительно нагретая в теплообменнике поступает в отсек нагрева, где, омывая жаровую трубу, нагревается до заданной температуры. Нагретая обводненная нефть через отверстие в перегородке переливается в зону отстоя и с помощью распределительного устройства с козырьками направляется через слой отделившейся воды ко всему объему отстойной зоны. Обезвоженная нефть, поднимаясь, попадает в сборник чистой нефти и оттуда по специальным вертикальным отводам через разгрузочный клапан выводится из аппарата. Газ, выделившийся в зоне нагрева, поступает в сепаратор и затем через гидрозатвор отводится в отсек отстоя, где вместе с газом, дополнительно выделившимся из нефти, через сепаратор отводится с установки. Вода из аппарата выводится через патрубок, смонтированный в нижней образующей аппарата.
Теплообменники – разные типы:
Характеристика теплообменника – площадь передачи тепла, рабочее давление, пропускная способность.
Блочные автоматизированные нагреватели
- объемного типа НН;
- блоки нагрева ‘труба в трубе’ БН;
- блочные трубчатые печи ПТБ.
Нагреватели типа НН – выполнены на базе горизонтальных емкостей, внутренняя полость которых разделена на два отсека, где смонтированы по две жаровые трубы, оборудованные газовыми инжекционными горелками и дымовыми трубами.
В этих нагревателях эмульсию вводят в нижнюю часть аппаратов, она всплывает через слой дренажной воды, омывая жаровые трубы. Нефть, отделившаяся вода и газ (в случае его выделения) выводятся через общий коллектор в верхней части аппарата. Благодаря такой конструкции пластовая воды, выделившаяся в отсеке нагрева, накапливается до уровня выходного коллектора, поэтому жаровые трубы постоянно находятся в слое минерализованной воды.
Типы – НН – 1,6; 2,5; 4,0; 6,3.
Технические характеристики:
Производительность при обводненности до 25% - 2000 – 8000 тн/сут.
Теплопроизводительность – 1,85 – 7,3 МВт
Тмакс на выходе – до 90 С
Расход топливного газа – 180 – 800 м3/ч
Нагреватели типа НН оборудованы автоматическим устройством ‘Сигнал’, который отключает подачу газа в горелки при гашении пламени запальной горелки, при чрезмерном повышении или понижении давления газа перед горелками, а также при повышении давления и температуры в аппарате выше критического значения.
Блочные нагреватели типа НН рекомендуется применять в комплексах подготовки нефти мощностью от 0,5 до 6 млн т\год для обработки легких, средних и тяжелых нефтяных эмульсий с относительно невысокой склонностью пластовых вод к солеотложению.
Блочные нагреватели трубчатого типа БН
Печь БН – 5,4; БН-М техническая характеристика: давление – 6,0 атм; производительность при обводненности до 30% – 3-5 тыс тн/сутки; температура – до 80 С, теплопроизводительность – 6,3 МВт; расход топливного газа – 800 м3/ч.
Горелки ГТТР-100 или БГ-2П.
Представляет собой четыре горизонтальных жаровые нагревательных элемента ‘труба в трубе’, последовательно соединенных между собой с помощью распределительного коллектора. Подогреватели смонтированы на поперечных балках, являющихся основанием для установки их на фундаментные опоры.
Водонефтяная эмульсия нагревается при непосредственном контактировании с поверхностью жаровой трубы. В качестве горелочных устройств применяются горелки турбореактивные с двигающимися лопастями, которыми можно установить длину пламени. Горелка вращается на подшипнике, отверстия в лопастях выполнены в одну сторону. Подогреватели и блок КИП со стороны горелочных устройств защищены сборно-щитовым укрытием.
Нагреватели типа БН снабжены приборами контроля горелок, температуры нагрева эмульсионной нефти, звуковой и световой сигнализацией.
Водонефтяная эмульсия последовательно нагревается в пространстве, образованном корпусом и жаровой трубой нагревателя, по которой проходят продукты сгорания топливного газа. Для лучшего теплообмена поток нефтяной эмульсии закручивается в межтрубном пространстве по спирали с помощью специальной шнековой полосы.
Дымоходы всех четырех нагревательных элементов подсоединяются к общей дымовой трубе.
Нагревательные элементы соединены между собой так, что любой из четырех элементов может быть отключен без остановки всего блока.
При чрезмерном повышении или понижении давления в газовой линии система питания горелок отключается клапаном- отсекателем.
Основным недостатком блоков нагрева является использование горелок типа ГГТР, вызывающих местный перегрев стенки жаровой трубы и требующих тщательной осушки топливного газа. Применение горелок типа БГ-2П более предпочтительнее.
Другой недостаток – низкое допустимое рабочее давление при высоких перепадах давления в нагревателях (0,2 – 0,4 МПа).
Блоки нагрева типа БН – предназначены для подогрева обводненных нефтей с содержанием воды более 2% в процессе их обезвоживания и обессоливания в комплексах подготовки нефти производительностью до 3 млн тн/год.
Печь ПБ – беспламенного горения.
Внутри огнеупорный кирпич по стенкам металлического каркаса.
Печь ПБ – беспламенного горения.
Горелка ПБ – пламя высотой – 3-5 см.
ПБ – 6,9, 12 – кКал/час.
Давление – 16 кгс/см2
Производительность – 10 тысяч м3/сутки.
Достоинство – нагрузка равномерно распределена по змеевикам. Срок службы – 20 лет. Горелка ГПБ – 100 м3/час газа – горелка печи беспламенного горения.
Нефть сначала подается в конвекционную камеру, а потом доходит до радиальной.
Для нагрева нефтяной эмульсии используют трубчатые печи беспламенного горения с излучающими тепло стенками топки типа ПБ.
Состоит из двух камер радиальной и конвекционной (нижняя). Змеевики каждой секции из труб длиной 12 м. Трубы радиальной секции в 6 однорядных экранах в двух вертикальных экранах двухстороннего облучения, в двух подовых экранах и в двух потолочных наклоненных.
Трубы змеевика конвекционной камеры в виде пакета, омываемого уходящими дымовыми газами. Над трубами конвекционной камеры идут трубы котла утилизатора, а под ними змеевик пароперегревателя.
Топливо – нефтяной газ подводится по капельным горелкам, Горелка имеет инжектор для подсасывания воздуха, Сгорание происходит в керамических тоннелях горелки.
Блочные трубчатые нагреватели типа ПТБ.
Печь ПТБ -10 (схема).
Печь трубчатая блочная. Т- 80 С, Тм – 70 С.
Производительность – 10 тыс. тн/сут с обводненностью до 50%; давление – 64 атм;
Рм – 16 атм для модификация; тепло – 10 млн ккал/ час.
Состоит из двух блоков:
Блок сигнализации, блок основания.
Каолиновая вата между стенками. Внутри 4-ре змеевика могут быть одно- двух- четырех поточными.
ПТБ – 10 легко монтируется, высокоэффективная. Блок теплообменника – камера – короб с двойными металлическими стенками (внутри – жаропрочная сталь, внешняя – прочная сталь).
Теплообменная камера представляет собой удлиненный теплоизолированный корпус, внутри которого расположены четыре одинаковых змеевика, выполненных из оребренных труб диаметром 150 мм. В нижней части боковых стенок расположено по два дымо - отводящих устройства, к фланцам которых снаружи крепят дымовые трубы. К нижней стенке корпуса примыкают четыре горелки устройства циклонного типа. Быстрое вращение нагнетаемого вентилятором воздуха вызывает хорошее смешение его с топочным газом. Конструктивные особенности горелки и камеры сгорания обеспечивают полное сгорание топлива так, что в теплообменную камеру попадают только инертные продукты сгорания. Тепло - обменная камера оборудована взрывными клапанами и смотровыми устройствами.
Устанавливается на блок-основание с 4-мя камерами сгорания, вентилятор и воздуховод, а также ГРП (газорегулирующее оборудование печи).
Отдельно поставляется блок управления и сигнализации (БУС – 10, Сатурн).
ГРП обеспечивает подачу газа к горелкам с р= 0,05 – 0,9 кгс/см2, расход газа до 1600 м3/час.
Печь имеет защиту по следующим параметрам – контроль наличия пламени, расход и давление жидкости, напор воздуха, давление газа, температура выхлопных газов, температура нефти. Схема ГРП.
Перед пуском осмотр, заполняется жидкостью, проверяется состояние запорной арматуры ГРП. Перед запуском вся ГРП в закрытом состоянии. Открываем задвижку перед фильтром и проводим регулировку клапана - отсекателя на пусковое давление 0,1 атм. Открываем вентиля по основному газу, по запальному газу, при наличии расхода газа и давлении включаем вентилятор. Идет проверка автоматическая всей аппаратуры и подается сигнал на КСП-4 начинать запаливание горелок. Это автоматический запуск.
Рабочий процесс в печи протекает следующим образом. Водонефтяная эмульсия поступает во входной (нижний) коллектор, с помощью которого делится на четыре равных потока и, проходя через соответствующие змеевики, нагревается до заданной температуры. При выходе из печи потоки объединяются в верхнем коллекторе. Водонефтяная эмульсия нагревается через стенки оребренных труб горячими продуктами сгорания. При этом в камере сгорания организовано определенное замкнутое движение инертных газов. Продукты сгорания поступают в теплообменную камеру из сопел-насадок в виде четырех плоских струй, имеющих большие скорости истечения. Благодаря инжектирующему действию струй происходит смешение части охлажденных газов, уже прошедших пространство между змеевиками, с горячим газом, что вызывает снижение общей температуры системы до необходимой величины. Поэтому передача тепла осуществляется более равномерно и уменьшается возможность местных перегревов змеевиков.
В рассматриваемой конструкции практически полностью исключается возможность горения топливного газа в камере теплообменника, поскольку в ней отсутствует кислород.
Трубчатые печи типа ПТБ предназначены для подогрева нефти на УПН и могут быть рекомендованы для обустройства комплексов подготовки нефти производительностью до 3-6 млн тн в год (ПТБ-6,3) и до 9 млн тн в год (ПТБ-10). Кроме того они могут быть использованы в качестве путевого подогревателя в системе промыслового сбора продукции скважин.
Отстойники для обезвоживания нефти
Технология и отстойная аппаратура, применяемая в термохимических обезвоживающих и обессоливающих установках, должна обеспечивать на выходе из аппарата остаточное содержание воды в нефти в пределах 0,5% и не более 1%. Какие-либо требования к качеству дренируемой пластовой воды не предъявляются.
Иногда при обработке нефти на ступени обезвоживания необходимо отделить свободный газ, выделившийся при нагревании нефти и некотором снижении общего давления в системе. Для отделения газа перед отстойниками или электродегидраторами устанавливают специальные сепараторы или предусматривают отбор газа непосредственно из отстойника.
Горизонтальный отстойник ОГ-200С – цилиндрическая емкость, установленная на раме-основания. Отстойник разделен перегородкой на два отсека: сепарационный и отстойный, которые сообщаются между собой с помощью двух коллекторов – распределителей, расположенных в нижней части корпуса.
В верхней части сепарационного отсека установлены распределитель эмульсии со сливными полками и сепаратор газа. В нижней части отстойного отсека расположены два трубчатых перфорированных коллектора, над которыми размещены распределители эмульсии коробчатой формы. В этой части имеются также два коллектора для пропарки аппарата. В верхней части отсека расположены четыре сборника нефти, соединенные со штуцером вывода нефти из аппарата. Вблизи торцевой части корпуса с помощью перегородки и переливных устройств выполнена водосборная камера, в которой помещен регулятор межфазного уровня.
Отстойник оснащен приборами контроля параметров технологического процесса, регуляторами уровней раздела фаз, предохранительной и запорной арматурой.
Отстойник работает следующим образом. Подогретая эмульсионная нефть с введенным в нее реагентом – деэмульгатором попадает в распределитель эмульсии сепарационного отсека и по сливным полкам и стенкам корпуса стекает в нижнюю часть отсека. Газ, выделившийся из нефти в результате ее нагрева и снижения давления, проходит через сепаратор и при помощи регулятора уровня нефть газ отводится в газосборную сеть.
Нефтяная эмульсия из сепарационного отсека поступает в отстойный по двум перфорированным коллекторам, проходит через отверстия коробчатых распределителей и поднимается в верхнюю часть отсека. При этом происходит отмывка нефти пластовой водой и ее обезвоживание. Обезвоженная нефть поступает в сборный коллектор и выводится из аппарата.
Отделившаяся вода через переливные устройства поступает в водосборную камеру и с помощью регулятора уровня пластовая вода – нефть сбрасывается в систему подготовки дренажных вод.
Отстойник с вертикальным движением нефти ОВД-200 предназначен для разделения водонефтяных эмульсий при больших удельных нагрузках и необходимости получения нефти высокого качества, особенно при небольших разностях плотностей нефти и воды.
Главным элементом отстойника является низконапорное входное распределительное устройство, состоящее из двух поперечных коллекторов с 16 перфорированными трубами (по четыре в ряд) с отбойными устройствами под ними. Отверстия в трубах выполнены с переменным шагом по нижней образующей с целью предотвращения накопления грязи и мехпримесей и равномерного отвода отделяющейся воды. Отбойные устройства предназначены для гашения энергии вытекающих струй эмульсии и предотвращения перемешивания нижележащих слоев воды.
Отстойник ОВД-200 не приспособлен к работе с выделением газа из нефти, поэтому в схемах УПН, перед ним должен быть сепаратор.
Отстойник с горизонтальным движением нефти ОГД-200 предназначен для разделения расслаивающихся потоков крупнодисперсных водонефтяных эмульсий, в случае возможного выделения некоторого количества газа – в отстойниках. Аппарат рассчитан на работу как с водяной подушкой, так и без нее.
Радиально – торцевой распределитель эмульсии и сборник нефти выполнены в виде перфорированных барабанов. Сборник воды представляет собой длинную перфорированную трубу для снижения эффекта скольжения, которое заключается в том, что прилегающие к водной фазе слои эмульсии к концу аппарата приобретают повышенные скорости, отражаются от днища и, двигаясь по инерции, увлекаются к выходному сборнику нефти. Дренажная вода, отбираемая из этих отстойников, обычно возвращается в технологической схеме УПН в поток нефти до аппаратов предварительного сброса.
Электродегидратор
Обезвоживание и обессоливание нефти при помощи электрического поля осуществляют под давлением в электродегидраторах, снабженных электродами, к которым подводится высокое напряжение переменного тока промышленной частоты. Существует несколько типов и конструкций электродегидраторов, отличающихся формой, габаритами и принципами работы. Имеются электродегидраторы вертикальные, шаровые и горизонтальные с электродами разных конструкций и различных системах ввода эмульсии в электрическое поле.
Механизм разрушения эмульсии во всех типах электродегидраторах одинаков. Между электродами с противоположными зарядами, находящимися в нефтяной эмульсии, образуется электрическое поле. Диспергированные в нефти глобулы воды стремятся расположится вдоль силовых линий поля, образуя цепочки из капель воды. Под действием сил электрического поля переменного тока форма капель постоянно меняется, в связи с чем адсорбированная оболочка испытывает непрерывную деформацию, что способствует ее разрушению.
Эффективность разрушения эмульсии в поле переменного тока выше, чем в поле постоянного тока, в связи с циклическим изменением направления движения тока.
Наибольшее распространение получили горизонтальные электродегидраторы с нижним вводом сырья типа 1ЭГ-160.
Аппарат 1ЭГ-160 имеет два электрода. Электроды подвешены параллельно и имеют форму решетчатых прямоугольных рам, занимающих почти все горизонтальное сечение аппарата. Электроды через проходные изоляторы подсоединены к высоковольтным выводам двух трансформаторов ОМ-66/35 мощностью по 50 кв А, установленных на верху аппарата. Переключением выводов трансформаторов на электрод можно подать напряжение 11, 16,5 или 22 кВ. Первичные обмотки трансформаторов подключаются к противофазе, поэтому напряжение между электродами удваивается (вследствие разных полярностей). Таким образом, напряжение может иметь значение 11, 33 или 44 кВ. Иногда на электроды подают разные напряжения, например, на нижний 22 кВ, на верхний- 16,5 или 11 кВ. Для ограничения величины тока и защиты электрооборудования от короткого замыкания в цепь первичной обмотки трансформатора включены реактивные катушки типа РОС-50/05. Их устанавливают на площадке рядом с трансформаторами.
Работает аппарат следующим образом. Эмульсионная нефть через два отдельных распределительных устройства поступает под слой отделившейся воды. После перехода через границу раздела (межфазный слой) поток эмульсионной нефти освобождается от основной массы пластовой воды и, двигаясь в вертикальном направлении с большой скоростью, последовательно подвергается обработке в зоне низкого напряженности электрического поля, образующегося между уровнем отделившейся воды и нижнем электродом, затем в зоне высокой напряженности, между электродами (верхним и нижним). Расстояние между электродами может изменяться от 20 до 40 см.
При производительности на один аппарат до 450 м3/ч (до трех объемов на объем аппарата) содержание воды в нефти на выходе из аппарата не превышало 0,2% при содержании воды на входе 10-15%. Когда в электродегидратор с нижним вводом сырья поступает агретативно-устойчивая водонефтяная эмульсия (эмульсия с неразрушенными бронирующими оболочками), то происходит интенсивное накопление промежуточного слоя (слоя выскоконцентрированной эмульсии) на границе раздела фаз и отключение аппарата в результате сильного возрастания токов.
Это явление усугубляется для нефти, имеющей повышенную электропроводность.
Методы и средства борьбы с потерями легких углеводородов товарной нефти
Методы борьбы с потерями легких углеводородов можно разбить на четыре группы:
Первый метод сводится к уменьшению газового пространства резервуара, что достигается применением различного рада плавающих крыш – понтонов.
Плавающая на поверхности нефти крыша почти полностью устраняет газовое пространство резервуаров и, таким образом, предотвращает потери легких фракций нефти. Плавающие крыши изготавливаются или из металла или из пластмассы.
Зазор между стенкой резервуара и плавающей крышей делается до 25 см на сторону. Для уплотнения зазора между крышей и корпусом резервуара делаются специальные затворы из асбестовой ткани, пропитанной бензостойкой резиной, или из цветного металла.
Также применяют плавучие экраны из пластмассовых полых шариков и пластмассовых пленок.
Ко второй группе методов можно отнести защиту резервуаров от нагревания солнечными лучами. Покрытие лучеотражающими красками.
К методам третей группы относятся использование газоуравнительной системы, то есть когда газ переходит из полного резервуара в опорожненный. Также применение газгольдеров, то есть резиновых емкостей для сбора продуктов испарения при ‘больших дыханиях’.
Но это все способы местного значения. Кардинальный способ борьбы с потерями легких фракций – это стабилизация нефти, то есть извлечение легких углеводородов из нефти, после которого нефть не будет подвергаться испарению.
Процесс извлечения легких фракций из нефти является завершающей стадией сепарации газа из нее, а также завершающей стадией подготовки нефти.
Понятие о стабилизации нефти УКПН с блоком стабилизации.
Этот процесс может быть осуществлен двумя путями:
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 69 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
| | | Полный список новых штрафов за нарушение ПДД |