Термохимические методы обезвоживания нефти обессоливания нефти Принципиальные технологические схемы промысл

Оборудование для обезвоживания и обессоливания нефти

Основными технологическими аппаратами и оборудованием установок обезвоживания и обессоливания являются теплообменники, подогреватели, отстойники, электродегидраторы, резервуары, насосы, сепараторы-деэмульсаторы.

Обезвоживание и обессоливание нефти – взаимосвязанный процесс, так как основная масса солей находится в пластовой воде, и удаление воды приводит к обессоливанию нефти.

Для обезвоживания и обессоливания нефти используются следующие методы: гравитационный, термический, химический, электрический, комбинированный.

Выбор метода зависит от следующих факторов: состава и физико-химических свойств нефти, процентного содержания воды, прочности оболочек водно-нефтяной эмульсии, дебита скважин и т.д.

Гравитационное холодное отстаивание проводят с периодическим режимом в резервуарах и с непрерывным действием в отстойниках и трубных водоотделителях.

Холодное гравитационное отстаивание без подогрева водно-нефтяной эмульсии и без использования деэмульгаторов используется редко, и только на первой ступени обезвоживания нефти.

На рис. 2.2 и 2.3 представлены схемы гравитационного отстаивания нефти в резервуарах и отстойниках.

На месторождении с большим содержанием воды в нефти для предварительного сброса воды применяют трубные водоотделители (ТВО), представляющие собой наклонные трубы большого диаметра с комплексом технологических трубопроводов. Диаметр и длину ТВО определяют в зависимости от их производительности и обводненности нефти.

Рис.2.2. Гравитационное холодное отстаивание

с периодическим режимом

а — горизонтальный, б — вертикальный; в — наклонный,

Рис.2.3. Отстойники для гравитационного холодного

отстаивания непрерывного действия

В процессе термического обезвоживания нефти при повышении температуры водно-нефтяной эмульсии до 50 — 100° С снижается прочность оболочки на поверхности частицы воды, что облегчает слияние глобул (капель) воды. При этом увеличивается скорость оседания частиц при отстаивании. Нагрев нефти осуществляется в теплообменниках или печах перед отстойниками или непосредственно в установках-деэмульсаторах.

Метод химического обезвоживания нефти основан на разрушении эмульсий при помощи химических реагентов-деэмульгаторов, которые подаются в нефтесборный трубопровод, отстойник или в резервуар. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ (дипроксамин, проксамин, дисолван, сепарол, полиакриламид, оксиэтилированный препарат ОП и др.) в количестве от 5 до 60 г на 1 т нефти.

Деэмульгатор должен удовлетворять следующим требованиям:

— быть высокоактивным при малых удельных его расходах;

— хорошо растворяться в воде или нефти;

— быть дешевым и транспортабельным;

— не ухудшать качества нефти;

— не менять свойств при изменении температуры.

Эффект деэмульсации зависит от интенсивности перемешивания деэмульгатора с эмульсией и температуры смешивания. Подают деэмульгаторы с помощью дозировочного насоса.

При прохождении эмульсии через электрическое поле капли воды и солей стремятся к электродам. Происходит разрушение адсорбированных оболочек капель, что облегчает их слияние при столкновениях и увеличивает скорость деэмульсации. Такие установки называются электродегидраторами. Работают они при частоте 50 Гц и при напряжении на электродах 10 — 45 тыс. В.

В сочетании с гравитационным отстаиванием применяются различные комбинации методов обезвоживания нефти, например: термическое и химическое, термическое и электрическое.

Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий, разделения их на нефть и пластовую воду. В основном выпускаются горизонтальные отстойники ОГ-200, ОГ-200С, ОВД-200 и ОБН-3000/6 и др.

Условное обозначение отстойников типа ОГ следующее: ОГ — отстойник горизонтальный; цифры — объем, м 3 ; С — с сепарационным отсеком для отделения газа. Условное обозначение отстойников типов ОВД и ОБН следующее. ОВД — отстойник с вертикальным движением жидкости; ОБН — отстойник блочный нефтяной; 3000 — пропускная способность, м 3 /сут; 6 — рабочее давление, кгс/см 2 .

В аппаратах ОГ-200, ОГ-200С, ОВД-200 осуществляется нижний распределительный ввод эмульсии — вертикальное движение потока. Принцип работы отстойников основан на гравитационном распределении эмульсии. Их пропускная способность по сырью составляет от 3000 до 6000 м 3 /сут.

Отстойники, применяемые на термохимических обезвоживающих установках, должны обеспечить на выходе из аппарата остаточное содержание воды в нефти не более 1 %, и соответственно остаточное содержание солей и механических примесей в товарной нефти не должно превышать 100 — 1800 мг/л, или 0,05 %. Требования к качеству пластовых вод, дренируемых из аппаратов обезвоживания и обессоливания нефти, не предъявляются. В таблице 2.2 представлены группы качества нефти.

Таблица 2.2. Группы качества нефти

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 из нагретой нефтяной эмульсии перед отстойниками устанавливают специальные сепараторы или же предусмотрен отбор газа непосредственно из отстойника.

Аппаратом со встроенным сепаратором является отстойник ОГ-200С, получивший наибольшее распространение на промыслах, как для предварительного обезвоживания нефти, так и на ступени ее обезвоживания и обессоливания. Горизонтальный отстойник ОГ-200С представляет собой цилиндрическую емкость, установленную на раме. Схема отстойника представлена на рис.2.4.

1 — сепарационный отсек; 2 — сборник нефти; 3 — отстойный отсек;

4 — регулятор уровня нефть — вода; 5 — козырьки; 6 — распределитель эмульсии;

I — эмульсия; II — газ; III — нефть; IV — вода

Рис.2.4. Горизонтальный отстойник ОГ-200С

Отстойник разделен перегородкой на два отсека: сепарационный и отстойный, которые сообщаются 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, соединенных 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 уровня раздела фаз, предохранительной и запорной арматурой. Для удобства обслуживания приборов, расположенных в верхней части корпуса, аппарат снабжен площадкой обслуживания.

Отстойник работает следующим образом. Подогретая нефтяная эмульсия с введенным реагентом-деэмульгатором поступает 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 газосборный трубопровод.

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 разделение нефти и пластовой воды. Обезвоженная нефть поступает в сборный коллектор и выводится из аппарата.

Отделившаяся от нефти 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 (см. рис. 2.5) предназначен для разделения водно-нефтяных эмульсий при больших удельных нагрузках и необходимости получения нефти высокого качества, особенно при небольших разностях плотностей нефти и воды.

1 — распределитель эмульсии; 2 — отбойник; 3 — сборник нефти;

4 – сборник воды; I — эмульсия; II — нефть; III — вода

Рис.2.5. Отстойник с вертикальным движением потока типа ОВД-200

В табл. 2.3 представлены технические характеристики отстойников.

Таблица 2.3. Техническая характеристика отстойников

Параметр и показатель

Главным элементом отстойника является низконапорное входное распределительное устройство, состоящее из двух поперечных коллекторов с 16 перфорированными трубами (по четыре в ряд) и отбойными устройствами под ними. Отверстия в трубах распределителя выполнены с переменным шагом по нижней образующей с целью предотвращения накопления грязи и механических примесей 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 технологических схемах УКПН перед ним должен стоять сепаратор.

Отстойник с горизонтальным движением нефти ОБН-3000/6 (см. рис. 2.6) предназначен для разделения расслаивающихся потоков крупнодисперсных водно-нефтяных эмульсий в случае возможного выделения некоторого количества газа.

I — эмульсия; II — нефть; III — вода

Рис. 2.6. Отстойник ОБН-3000/6

Отстойник ОБН-3000/6 является наиболее простым и рациональным из аппаратов подобного типа. Радиально-торцевой распределитель эмульсии и сборник нефти выполнены в виде перфорированных барабанов. Сборник воды представляет собой длинную перфорированную трубу.

Для термохимического обезвоживания нефти также широко используется оборудование с подогревательными устройствами, встроенными непосредственно в корпус отстойника, они называются деэмульсаторами.

Вертикальные деэмульсаторы получили широкое применение в мировой практике подготовки нефти на промыслах при обустройстве мелких месторождений и отдельных раздробленных участков.

Аппараты подготовки нефти в вертикальном исполнении имеют преимущества, когда условия сбора и подготовки продукции скважин предъявляют жесткие требования к сокращению площади, отводимой под застройку нефтесборных пунктов (например, морские месторождения, болотистые районы, районы вечной мерзлоты и т.д.). Ряд зарубежных фирм выпускает большой ассортимент вертикальных деэмульсаторов, отличающихся компоновкой, размерами, числом и типом нагревателей. Эти аппараты имеют отсеки сепарации, нагрева и обезвоживания. Число жаровых труб 1 — 2. Деэмульсаторы оснащаются, как правило, распределителями эмульсии под жаровой трубой, под перфорированными перегородками, полками или другими устройствами, обеспечивающими необходимое распределение потока обрабатываемой эмульсии в отсеке отстоя.

Читайте также:  Инструкция как загрузить плейлист в iptv player

Горизонтальные деэмульсаторы с одним отсеком нагрева, выпускаемые зарубежными фирмами, имеют 1 — 3 жаровые трубы. Отстой нефти происходит при вертикальном движении жидкости по отсеку отстоя, широко используются коалесцирующие фильтры, электроды с постоянным или переменным электрическим полем. Жаровые трубы помещены в слой отделившейся воды или в эмульсионный слой предварительно обезвоженной нефти, что иногда позволяет понизить интенсивность отложения солей на поверхности жаровых труб. Деэмульсаторы выпускаются с объемом корпуса 50 — 160 м 3 , производительность деэмульсаторов достигает 3000 м 3 /сут. Сепарация эмульсии в отсеке нагрева осуществляется с помощью теплообменного кожуха или гидроциклонного ввода. Распределение эмульсии в зоне нагрева в отсеке нагрева осуществляется с помощью теплообменного кожуха или гидроциклонного ввода. Распределение эмульсии в зоне нагрева в отсеке отстоя происходит с помощью сеток или коалесцирующих насадок.

В нашей стране выпускаются блочные автоматизированные деэмульсаторы ДГ-1600, «Тайфун 1-400», УДО-3 и др. Наибольшее распространение получил деэмульсатор УДО-3 с сепарационным отсеком для отвода газа (см. рис. 2.7).

1 — дымовая труба, 2 — змеевик для подогрева топливного газа;

3,4 — газосепараторы, 5 — сборник нефти, 6 — козырьки, 7 — патрубок,

8 — распределитель эмульсии; 9 — теплообменный кожух,

10 — жаровая труба, 11 — фланец; 12 – горелочное устройство,

I — эмульсия, II — газ, III — нефть, IV — вода

Рис. 2.7. Деэмульсатор УДО-3

В таблице 2.4 представлена техническая характеристика УДО-3.

Таблица 2.4. Техническая характеристика УДО-3

Производительность по жидкости при 30% обводненности, м 3 /сут. до 3000
Остаточное содержание воды в обработанной нефти, % до1,0
Номинальное рабочее давление, МПа 0,6
Номинальная теплопроизводительность. ГВт, млн.ккал/ч 4,0 (3,5)
Число горелок 2
Тип горелки инжекционная БГ-3
Температура нагрева водно-нефтяной эмульсии, °С до 60
Объем емкости, м 3 200
Масса установки, т 56,5

Деэмульсатор УДО-3 (см. рис. 2.7) состоит из следующих основных блоков: нагрева, отстоя, газосепаратора и КИП. Блоки нагрева и отстоя размещены в горизонтальном цилиндрическом корпусе, разделенном на два отсека. В верхней части нагревателя и отстойника установлены газовые сепараторы 4, 3. С торцевой части нагревателя вмонтированы две U-образные жаровые трубы 10, которые помещены в специальный кожух-оболочку 9, выполняющий роль теплообменника. Водно-нефтяная эмульсия, предварительно нагретая в этом теплообменнике, поступает через нижние прорези 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 8 с козырьками 6 направляется через слой отделившейся воды ко всему объему отстойной зоны.

Обезвоженная нефть, поднимаясь, попадает в сборник чистой нефти 5 и оттуда по специальным вертикальным отводам через разгрузочный клапан выводится из аппарата. Газ, выделившийся в зоне нагрева, поступает в сепаратор 3 и затем через гидрозатвор попадает в отсек отстоя, где вместе с газом, дополнительно выделившимся из нефти, через сепаратор 4 отводится с установки через регулятор давления. Вода из аппарата выводится через патрубок 7, вмонтированный в нижней образующей аппарата. В аппарате предусмотрен змеевик 2 для топливного газа.

Для электрического обезвоживания и обессоливания нефти используются электродегидраторы.

Электродегидратор (см. рис. 2.8) представляет отстойник ОВД-200 с вводом двух горизонтальных электродов, на которые подается регулируемое напряжение до 44 кВ промышленной частоты.

На вход разделительных аппаратов направляют эмульсию с обводненностью до 30% и температурой до 100° С. Обводненность выходящей нефти составляет не более 0,5 %. Пропускная способность электродегидратора по сырью составляет 12000 м 3 /сут.

1 — распределитель эмульсии, 2 — электроды, 3 — сборник нефти,

4 — подвесной изолятор, 5 — высоковольтный трансформатор,

6 — реактивная катушка, I — ввод эмульсии, II — нефть, III — вода

Рис. 2.8. Электродегидратор 1ЭГ — 160

Дегидратор-обессоливатель с двойным газовым нагревателем прямого нагрева и электростатический дегидратор нефти предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками глубокого обезвоживания и обессоливания. Они рассчитаны на нагрев эмульсий, вода в которых не вызывает отложений солей. Для нагрева нефтяных эмульсий с возможностью отложения солей и наличием механических примесей применяют нагреватели типа БН-2М и печи типа ПТБ-10.

Источник



Установки комплексной подготовки нефти. Структурная схема УКПН. Обезвоживание. Обессоливание. Дегазирование. Сущность процессов. Применяемое оборудование.

На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис.4.1). Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН — установка по комплексной подготовке нефти.

Рис. 4.1. Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:

1 — нефтяная скважина; 2 — автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 — дожимная насосная станция (ДНС); 4 — установка очистки пластовой воды; 5 — установка подготовки нефти; 6 — газокомпрессорная станция; 7 — центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 — резервуарный парк

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

УКПН представляет собой небольшой завод по первичной (промысловой) подготовке нефти (т.е. дегазация, обезвоживание, обессоливание, стабилизация). В сырую нефть (рис. 4.2), поступающую по линии I, подается деэмульгатор (по линии II). Насосом 1 нефть направляется в теплообменник 2, в котором нагревается до 50 ¸ 60°С горячей стабильной нефтью, поступающей по линии III, после стабилизационной колонны 8, Подогретая нефть в отстойнике первой ступени обезвоживания 3 частично отделяется от воды и проходит через смеситель 4, где смешивается с пресной водой, поступающей по линии V, для отмывки солей, и направляется в отстойник второй ступени 5 и по линии VIв электродегидратор 6. Отделенная вода отводится по линиям IY. При необходимости улучшения степени обессоливания применяют несколько смесителей, отстойников и электродегидраторов, включенных последовательно. Обессоленная нефть насосом 14 направляется в отпарную часть стабилизационной колонны 8 через теплообменник 7. Нагрев нефти в теплообменнике 7 до 150¸160 0 С осуществляется за счет тепла стабильной нефти, поступающей непосредственно снизу стабилизационной колонны 8, В стабилизационной колонне происходит отделение легких фракций нефти, которые конденсируются и передаются на ГПЗ. В нижней (отпарной) и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелочные устройства, которые способствуют более полному отделению легких фракций. Внизу отпарной части стабилизационной колонны поддерживается более высокая температура (до 240 0 С), чем температура нефти, поступающей вверх отпарной части. Температура поддерживается циркуляцией стабильной нефти из нижней части стабилизационной колонны через печь 13. Циркуляция стабильной нефти осуществляется насосом 12 по линии X. В печи 13 может также подогреваться часть нестабильной нефти, которая затем подается вверх отпарной колонны по линии XI. В результате нагрева из нефти интенсивно испаряются легкие фракции, которые поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны, где на тарелках происходит более четкое разделение на легкие и тяжелые углеводороды. Пары легких углеводородов и газ по линии VII из стабилизационной колонны поступают в конденсатор-холодильник 9, где они охлаждаются до 30°С, основная их часть конденсируется и накапливается в емкости орошения 10. Газ и несконденсировавшиеся пары направляются по линии VIII на горелки печи 13. Конденсат (широкая фракция легких углеводородов) насосом 11 и перекачивается в емкости хранения, а часть по линии IX направляется вверх стабилизационной колонны на орошение. Часто для перемещения нефти от АГЗУ до ЦПС применяют ДНС — дожимную насосную станцию, т.к. пластового давления оказывается недостаточно. На ЦПС расположены также установки по подготовке воды — УПВ, на которой вода, отделенная на УКПН от нефти, подвергается очистке от частиц механических примесей, окислов железа и т.д. и направляется в систему поддержания пластового давления (ППД). В системе ППД подготовленная вода с помощью кустовых насосных станций (КНС) под большим давлением (до 20¸25 МПа) через систему трубопроводов-водоводов подается к нагнетательным (инжекционным) скважинам и затем в продуктивные пласты.

Читайте также:  Как правильно настроить межсетевой экран или Check Point Security Best Practices

рис. 4.2. Технологическая схема УКПН:

1 — насос; 2 — теплообменник; 3 — отстойник (ступень обезвоживания); 4 — смеситель (с чистой водой); 5 — отстойник (1 ступени); 6 — электродегитратор; 7 — теплообменник (150 — 160 0 С); 8 — стабилизированная колонна (отпарная); 9 — холодильный конденсатор (до 30 0 С); 10 — емкость орошения; 11, 12 — насос; 13 — печь; 14 — насос

Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.

Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти — малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти. Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 -70 0 С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность.

Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5¸10 до 50¸60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть-вода" и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды.

Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание и электро-обессоливание нефти связаны с пропусканием нефти через специальные аппараты-электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20¸30 кВ). Для повышения скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры 50¸70°С. При хранении такой нефти в резервуарах, при транспортировке ее по трубопроводам, в цистернах по железной дороге или водным путем значительная часть этих углеводородов теряется за счет испарения. Легкие углеводороды являются инициаторами интенсивного испарения нефти, так как они увлекают за собой и более тяжелые углеводороды.

В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины). Поэтому перед подачей нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации. Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный. В сепаратор из подогретой до 40¸80 0 С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор направляются в сборный газопровод. В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды.

Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает на УПВ(установка подготовки воды) , расположенную также на ЦПС. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м 3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта "вода-нефть" в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки.

В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах — отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках. Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена. Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду. Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность. Очистку сточных вод осуществляют на установках очистки вод типа УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000 и УОВ-10000, имеющих пропускную способность соответственно 750, 1500, 3000 и 10000 м 3 /сут. Следует отметить, что установка УОВ-10000 состоит из трех установок УОВ-3000. Каждая такая установка состоит из четырех блоков: отстойника, флотации, сепарации и насосного.

Химические методы воздействия на ПЗП, область применения, механизм воздействия (простые СКО, глинокислотные обработки, пенокислотные обработки, термокислотные и термохимические обработки, обработка серной кислотой и др.).

КО предназначены для очистки фильтров, ПЗС, НКТ от солевых, парафинистых отложений и продуктов коррозии. Под воздействием СКО и ее модификаций образуются каверны, каналы растворения.

Виды СКО:

1) кислотные ванны (объем, чтобы покрыть весь пласт по толщине)

3) КО под давлением (с пакером и при закрытом затрубе, нагнетание в малопроницаемые пласты)

4) пенокислотные (ПКО)

5) поинтервальные (ступенчатые) (для охвата пласта или его отдельных продук. пропластков)

6) кислотоструйные (гидромониторные) (+мех. разрушение, очистка от цемент. и глинистой корок)

8) термокислотные (магний)

9) КО в динамическом режиме (для высокой неоднородности пластов; повышение реакционной способности слабых р-ров кислот; за счет ступенчатого снижения давления идет вывод продуктов реакции до окончания реакции)

10) ЖФО (экзотермич. окисление изомасляного альдегида кислородом в присутствии азотной к-ты непосредств. в ПЗП. Р-ли разрушают пленку на г/п, а к-та реагирует. Образование к-ты в ПЗП – нет коррозии НКТ. Продукты р-ии р-мы в воде и дают св-ва ПАВ)

Длительность СКО 8…24 ч.

ПКО применяют при значительной толщине продукт. пласта и при низких Рпл. Аэрация происходит в аэраторе, в ПЗС вводят пену. Преимущества:

1) медленное растворение карбонатов, более глубоко проникает в пласт

2) меньшая плотность (400-800 кг/м3) и повышенная вязкость – больший охват

3) ПАВ в пене снижает поверхностное натяжение на границе с нефтью

4) сжатый газ при снижении давления расширяется

Недостатки:

1) длительность обработки

2) коррозия оборудования

3) вредные условия труда

4) необходимость в спецтехнике

Читайте также:  Ручная настройка цифровых каналов DVB T2 пошаговая инструкция

5) высокая стоимость

Термореактивная смесь не всегда эффективна:

1) мало уд. тепла на ед. реагента

2) низкая хим. реактивность рабочей жидкости после прохождения Mg

4) не диспергирует парафин

Реагенты: кислоты, ПАВ, УВ и др.:

1) Неорганические кислоты:

· соляная HCl – дешевая, доступная (CaCO3 + 2HCl = CaCl2 + H2O + CO2)

· плавиковая HF— сильная коррозия, реакция со стеклом и кремнием (CaSiO6 + 6HF = CaF2 + SiF4 + 3H2O; SiO2 + 4HF = SiF4 + 2H20)

· серная H2SO4 для внутрипластового сульфирования нефти. Реагирует с алканами и арилами нефтей, образуя анионные ПАВ, при дальнейшей закачке воды происходит экзотермическая реакция. Параллельно образуется кислый гудрон – вязкая смолистая масса (идет перераспределение потока вытесняющего агента в пласте и улучшение охвата)

· сульфаминовая (HSO3NH2) и хлоруксусная (CH2ClCOOH) (тв.) – редко для стимулирования скважины

2) Неорганические кислоты:

· уксусная CH3COOH – часто 10%, часто в качестве ингибиторов

· муравьиная HCOOH – совместно с HCl и HF.

3) Ингибиторы коррозии:

· неорганические (окись мышьяка, сурьмы, йодистый калий)

· органические (амины, амиды, аминокислоты, альдегиды, кетоны, спирты)

4) Замедлители реакций; ПАВы:

· анионного типа (сульфонаты)

· катионного (алкилированные амины)

· неионные (спирт-полиэтоксилат, алкилфенолполиэтоксилат)

Для предотвращения выпадения Fe 3+ используют уксус или лимонную кислоту с добавками ПАВ.

Критерии:

1) Кислотная ванна:

· 0,5-1,5 м 3 раствора на м прод пл

Глинокислотная обработка –HF + HCl (плавиковая и соляная), 0,3-0,4 м3/м пласта. Применяется в песчано-глинистых коллекторах с незначительным присутствием карбонатных пород. Соляная кислота нужна для предотвращения выпадения геля (кремниевой кислоты). Часто применяют на нагнетательном фонде. При взаимодействии ГКО с песчаником или песчаноглинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Глина утрачивает пластичность и способность к разбуханию, а ее взвесь в воде теряет свойство коллоидного раствора.

Источник

Обессоливание нефти

Обессоливание нефти — процесс удаления из продукции нефтяных скважин минеральных (в основном хлористых) солей. Последние содержатся в растворённом состоянии в пластовой воде, входящей в состав водонефтяной эмульсии (обводнённая продукция скважин), реже в самой нефти — незначительное количество солей в кристаллическом состоянии.

Степень подготовки нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающие заводы, определена ГОСТ 9965-76. В зависимости от содержания в нефти хлоридов и воды установлены три группы сырой нефти:

  • 1 группа – содержание воды 0,5 %, солей не более 100 мг/л;
  • 2 группа – воды 1% и солей не более 300 мг/л;
  • 3 группа – воды 1% и солей не более 1800 мг/л.

На заводе нефть подвергается дополнительному обессоливанию.

Все существующие методы деэмульгирования могут быть распределены на основные группы:

  1. Химический
  2. Электрический
  3. Термический
  4. Механический

Сырье и продукты

В качестве сырья процесса обессоливания обычно выступает сырая нефть с месторождений или с нефтеперекачивающих станций.

Технологии обессоливания

Обычно сырая нефть обессоливается перед загрузкой в колонны атмосферной перегонки. Двумя наиболее типичными методами обессоливания сырой нефти являются:

  • химическое обессоливание
  • электростатическое разделение с использованием горячей воды в качестве агента удаления.

Термическое и механическое обессоливание на практике встречаются достаточно редко.

Химическое обессоливание

В случае химического обессоливания вода и химические поверхностно-активные вещества добавляются к сырой нефти, а затем она нагревается. Таким образом, соли и другие примеси растворяются в воде и / или присоединяются к молекулам воды. После этого нагретый раствор будет удерживаться в резервуаре, в котором осаждаются примеси. Когда в сырой нефти имеется большое количество взвешенных твердых частиц, в систему добавляют поверхностно-активные вещества, чтобы упростить процедуру очистки.

Электростатическое обессоливание

В случае метода электростатического обессоливания создается электростатическое высокое напряжение, и в результате взвешенные шарики воды концентрируются на дне отстойника.

Технологическая схема

Принципиальная схема типичной установки обессоливания нефти

Рисунок 1 – Принципиальная схема типичной установки обессоливания нефти

Блок сепарации

Сырая нефть с растворенными в ней газами, водой и солями поступает в сепаратор. На входе в сепаратор установлен каплеотбойник для предотвращения уноса жидких продуктов с газовой фазой. В сепараторе из нефти отделяется нерастворенная вода, а также легкие углеводороды, которые проходят через туманоуловитель для предотвращения уноса жидкой фазы и выходят с верха сепаратора. Сепаратор оснащен антизавихрителями в местах отбора жидкой фазы: воды и сырой нефти.

Антизавихритель – устройство, предотвращающее формирование вихря при сливе жидкости (жидкости или газа) из сосуда, такого как резервуар или парожидкостной сепаратор. Образующиеся вихри могут захватывать газовую фазу в поток жидкости, приводя к плохому разделению на технологических этапах, таких как ректификация или вызывать чрезмерное падение давления, или вызывать кавитацию насосов ниже по потоку.

Нефть и вода имеют разные плотности за счет чего в сепараторе образуется водно-нефтяная эмульсия. Благодаря перегородке внутри сепаратора, отстоявшаяся вода не попадает на прием насосов, перекачивающих нефть.

Далее частично обезвоженная нефть нагревается в блоке теплообменников после чего поступает в электродегидратор.

Блок электродегидрирования

Процесс обессоливания нефти осложняется, когда в нефти имеются сухие соли, не удаляемые обычными методами. Поэтому в таких случаях для собственно обессоливания приходиться прибегать к дополнительной операции промывания нефти водой. С этой целью, предварительно деэмульгированная тем или иным способом нефть вновь эмульгируется с пресной водой, и полученная эмульсия подвергается повторному разложению обычно тем же методом.

Наиболее стойкие мелкодисперсные нефтяные эмульсии разрушаются с помощью электрического тока. При воздействии электрического поля капельки воды, находящиеся в неполярной жидкости, поляризуются, вытягиваются в эллипсы с противоположно заряженными концами и притягиваются друг к другу. При сближении капелек силы притяжения возрастают до величины, позволяющей сдавить и разорвать разделяющую их пленку. На практике используют переменный электрический ток частотой 50 Гц и напряжением 25-35 кВ.

Процессу электрообезвоживания способствуют деэмульгаторы и повышенная температура. Во избежание испарения воды, а также в целях снижения газообразования электродегидраторы ─ аппараты, в которых проводится электрическое обезвоживание и обессоливание нефтей ─ работают при повышенном давлении.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Термохимические методы обезвоживания нефти, обессоливания нефти. Принципиальные технологические схемы промысловой подготовки нефти.

Термохимический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а значит, облегчается их слияние; уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии.

Сущность метода внутритрубной деэмульсации заключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется деэмульгатор. Он разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки легко отделяются в отстойниках.

Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации не­фти осуществляются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН). Работает УКПН следующим образом. Холодная «сырая» нефть из резервуаров ДСП насосом 1 через теплообменник 2 подается в от­ стойник 3 непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды оседает на дно аппарата и отводится для даль­ нейшей подготовки с целью закачки в пласт ( III ). Далее в поток вводится пресная вода ( V ), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде. В электродегидраторе 4 производится окон­ чательное отделение воды от нефти и обезвоженная нефть через теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счет прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11 ее темпера­ тура доводится до 240 °С. При этом легкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в конденса­ тор-холодильник 7. Здесь пропан-бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция откачивается насосом 9 на фрак­ ционирование, а частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товар­ные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплообменниках 1,5.

Рис. Принципиальная схема установки комплексной подготовки нефти:

1, 9, 11, 12 — насосы; 2,5 — теплообменники; 3 — отстойник; 4 — электродегидратор; 6 — стабилизационная колонна; 7 — конденсатор-холдодильник; 8 — емкость орошения; 10 – печь;

I — холодная «сырая» нефть; П- подогретая «сырая» нефть; III — дренажная вода; IV — частично обезвоженная нефть;

V — пресная вода; VI — обезвоженная и обессоленная нефть; VII — пары легких углеводородов; VIII — несконденсировавшиеся пары; IX — широкая фракция (сконденсировавшиеся пары); X — стабильная нефть.

Источник