Установки с применением блочного оборудования

В настоящее время в связи с применением напорных однотрубных схем сбора нефти, газа и воды все процессы, связанные с выделением газа из нефти, и последующей подготовки нефти, газа и воды сосредоточиваются обычно в одном пункте – центральном пункте сбора и подготовки нефти, газа и воды. При строительстве установок на центральных пунктах сбора и подготовки нефти, газа и воды обычно используется блочное оборудование и на площадке монтаж их сводится в основном к установке аппаратов и обвязке их трубопроводами.

На нефтяных месторождениях в зависимости от объемов добычи нефти наиболее приемлемы две основные типовые схемы обезвоживающих установок: 1) для небольших и средних по величине нефтяных месторождений и 2) для крупных месторождений.

На рис.7.2. показана принципиальная технологическая схема установки по обезвоживанию нефти для небольших и средних но величине нефтяных месторождений – объем добычи нефти до 2 – 3 млн. т/год (6000 – 9000 т/сут.).

Продукция обводненных скважин (а если на месторождении нет раздельного сбора продукции обводненных и безводных скважин, то продукция всех скважин) поступает по сборному коллектору 1 в сепаратор I первой ступени, где газ отделяется от нефти обычно при давлениях около 0,4 – 0,6 МПа (4 – 6 кгс/см²). В качестве сепараторов первой ступени обычно применяются сепараторы типа СУ-1 или СУ-2 производительностью 750, 1500, 3000 и 5000 м³/cyт. Отделившийся на первой ступени газ по линии 2 под давлением 0,4 – 0,6 МПа (4 – 6 кгс/см²) направляется непосредственно к потребителю или на установку по подготовке газа. Она располагается рядом с установкой по подготовке нефти или на некотором удалении от нее, если па подготовку поступает газ с нескольких установок по подготовке нефти.

Нефтяная эмульсия из сепаратора по трубопроводу подается в сепаратор-делитель потока II. Сепаратор-делитель потока предназначен для выполнения следующих трех основных операций: отделения остаточного газа от нефти перед поступлением ее в подо­греватели-деэмульсаторы, сброса свободной воды, отделившейся от нефтяной эмульсии, и разделения нефтяной эмульсии на несколько равных по производительности потоков для равномерной загрузки основных аппаратов (подогревателей-деэмульсаторов).

2 8 9

4

IV

1

II

III

I

10

12 7

5 7

3 11

Рис. 7.2 Технологическая схема подготовки нефти с использованием подогревателей-деэмульсаторов

I – сепаратор первой ступени; II – сепаратор-делитель потока; III – печь; IV – вакуумный сепаратор; V – встроенный сепаратор отстойника; VI – отстойник.

Линии: 1 – ввод эмульсии; 2, 4, 6, 9 – газ; 3 – эмульсия после первой ступени сепарации; 5 – эмульсия после сепаратора-делителя; 7, 11 – вода; 8 – нефть из отстойника; 10 – подготовленная нефть; 12 – подача реагента

Выделившийся газ из сепаратора-делителя II по линии 4 и из подогревателя-деэмульсатора III по линии 6 поступает на установку подготовки газа, а отделившаяся в аппарате II пластовая вода по линии 11 – на установку подготовки воды.

Нефтяная эмульсия из сепаратора-делителя II по трубопроводу 5 поступает в подогреватель-деэмульсатор III. Подогреватель-деэмульсатор является основным аппаратом установок по обезвоживанию нефти на месторождениях. Из него обезвоженная нефть при повышенной температуре по трубопроводу 8 поступает в сепаратор IV. Отделившаяся вода, содержащая некоторое количество реагента, выводится из аппарата по линии 7. Эта вода может полностью или частично при помощи насоса подаваться в линию 1 перед сепаратором первой ступени с целью более полного использования реагента. В подогревателе-деэмульсаторе газ и вода отделяются от нефти обычно при температуре 40 – 60 ⁰С и давлении около 0,2 – 0,3 МПа (2 – 3 кгс/см²), а окончательная сепарация проводится под вакуумом (остаточное давление 0,07 – 0,08 МПа, или 0,7 – 0,8 кгс/см²) в сепараторе IV горячей вакуумной сепарации.

Готовая нефть после горячей вакуумной сепарации по трубопроводу 10 поступает на прием насосов системы безрезервуарной сдачи нефти в магистральный нефтепровод, а газ по газо­проводу 9 подается на прием вакуум-компрессоров и далее па установку по подготовке газа.

На рис. 7.3 приведена принципиальная технологическая схема установки по обезвоживанию нефти для крупных нефтяных месторождений или для группы нефтяных месторождений с объемами добычи нефти свыше 5 – 6 млн. т/год. В некоторых случаях произ­водительность таких установок может достигать 12млн. т/год (до 36 тыс. т/сут). +

Эта принципиальная схема не отличается от предыдущей, за исключением того, что вместо подогревателя-деэмульсатора здесь установлены два аппарата: нагреватель 3 и отстойник 6 со встроенным в него сепаратором 5.

На установках большой производительности из-за ограниченной мощности одного подогревателя-деэмульсатора их требуется устанавливать несколько (иногда до 10 – 12), что создает определенные трудности при эксплуатации, поэтому на установках большой производительности вместо подогревателей-деэмульсаторов устанавливают отдельно блочные печи большой мощности и отстойники с встроенными сепараторами. При рациональном наборе небольшого числа аппаратов можно обеспечить подготовку в них значительных объемов обезвоженной нефти. С уменьшением общего числа устанавливаемых аппаратов на установках подготовки нефти значительно сокращается площадка под установку, что имеет большое значение в условиях Западной Сибири, где большинство нефтяных месторождений расположено на заболоченной местности с ограниченными возможностями выбора относительно сухих незаболоченных участков для строительства центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды.

8 9

2

IV

6

III

1 4

I

II

VI

V

10

5 7

Рис. 7.3 Технологическая схема подготовки нефти с использованием раздельных аппаратов для нагрева и отстоя: I – сепаратор первой ступени; II – сепаратор-делитель потока; III – печь; IV – вакуумный сепаратор; V – встроенный сепаратор отстойника; VI – отстойник.

Линии: 1 – ввод эмульсии; 2, 4, 6, 9 – газ; 3 – эмульсия после первой ступени сепарации; 5 – эмульсия после сепаратора-делителя; 7, 11 – вода; 8 – нефть из отстойника; 10 – подготовленная нефть; 12 – подача реагента

В той и другой установках обычно перед первой ступенью сепарации по линии XII подается химический реагент (деэмульгатор). При подаче реагента в этой точке в сепараторе 1 достигается хорошее перемешивание его с эмульсией, что является одним из условий глубокого разрушения ее до поступления в отстойные емкости.

В качестве сепараторов первой ступени применяются сепараторы СУ-2 производительностью 5000 м³/сут. и рабочим давле­нием 1 МПа (10 кгс/см²) или сепараторы с раздельным вводом нефти и газа в аппарат производительностью до 16 000 м³/сут.

В некоторых случаях, когда нефтяная эмульсия, поступающая со скважин, содержит значительное количество свободной воды, на первой ступени могут быть установлены сепараторы с предварительным сбросом свободной воды. Большое количество свободной воды может отделиться из продукции скважин в случае, если химический реагент подается на значительном удалении от центрального пункта сбора и подготовки нефти (например, на автоматизированной блочной замерной установке, на ДНС и т. п.).

Наибольшее распространение в технологических схемах установок получили блочные автоматизированные сепараторы-делители потока, которые помимо сепарации и сброса свободной воды обеспечивают и разделение потоков. Они разработаны на производительность 6300, 10000, 16000 и 30000 т/сут. и на рабочее давление 0,6 МПа (6 кгс/см²).

Сепараторы-делители потока являются очень важной составной частью установок по обезвоживанию нефти, когда для обезвоживания применяются несколько подогревателей-деэмульсаторов или блочных печей, подключенных параллельно. До разра­ботки сепараторов-делителей потока никакими простыми средствами автоматики не удавалось добиться равномерной загрузки по потокам подогревателей-деэмульсаторов или печей. Только с появлением сепараторов-делителей потока эта проблема была решена полностью.

Кроме указанных выше основных функций, которые выполняют сепараторы-делители потока, необходимо упомянуть еще одну дополнительную функцию, имеющую большое значение для обеспечения устойчивой работы подогревателей-деэмульсаторов или печей. Как известно, при однотрубной системе сбора нефти и газа, особенно, когда нефтегазовые коллекторы прокладываются в сильно пересеченной местности, заметное влияние на устойчивость работы всей технологической схемы обезвоживания оказывают пульсации нефтегазовой смеси в нефтегазосборных коллекторах. Эти пульсации появляются в связи с тем, что на пониженных местах трубопроводов скапливается жидкость, а на повышенных – газ. При перекрытии сечения трубы жидкостью газ проталкивает эту жидкость в виде пробки, и в сепаратор первой ступени поступает порция жидкости значительного объема, а затем порция газа. В сепараторах, таким образом, также наблюдаются явления пульсации.

Подогреватели-деэмульсаторы или печи весьма «чувствительны» к пульсациям потока (при аномально больших поступлениях жидкости может резко понизиться температура подогреваемой эмульсии и нарушиться режим обезвоживания). В результате же разделения поступающей продукции на несколько равных потоков влияние пульсаций при подаче жидкости в подогреватели-деэмульсаторы или печи ослабляется пропорционально числу потоков, выходящих из сепаратора-делителя.

Для нагрева нефтяных эмульсий применяют блочные печи большой тепловой мощности БН-5,4, ПТБ-10, а также нагреватели НН-4 и НН-6,3.

В качестве отстойной аппаратуры после печей применяются горизонтальные отстойники с нижним вводом сырья конструкции института быв. ГипроНИИмаша или КБ объединения «Саратовнефтегаз». Производительность их приблизительно одинаковая (на легких нефтях она может превышать 4000 т/сут. готовой нефти).

При подготовке легких нефтей после нагрева в печах обычно выделяется значительное количество газа, что сокращает производительность отстойной аппаратуры, а в некоторых случаях может полностью нарушить процесс отстоя. Поэтому важным условием работы отстойников является предотвращение выделения газа из нефти. Для этого разработаны отстойники типа ОГ-200С и с встроенными сепараторами, в которых перед отстойной секцией выделяется газ из поступающей продукции.

Для последней ступени сепарации – выделения газа из нефти под вакуумом (остаточное давление 0,07– 0,08 МПа, или 0,7 – 0,8 кгс/см²) при температуре подготовки нефти – разработаны блочные автоматизированные установки вакуумной сепарации производительностью 10000 и 16000 т/сут. по готовой нефти. Число вакуумных сепараторов каждого типа на установке подготовки нефти определяется в зависимости от общей производительности установки.

После вакуумных сепараторов нефть поступает в буферные резервуары, а оттуда по закрытой системе в магистральный нефтепровод.

Электродегидраторы

Обезвоживание нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмульгаторов - различных ПАВ, которые, адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют разрушению капель (глобул) диспергированной в нефти воды. Однако даже при глубоком обезвоживании нефти до содержания пластовой воды 0,1-0,3% (что технологически затруднительно) из-за ее высокой минерализации остаточное содержание хлоридов довольно велико: 100-300 мг/л (в пересчете на NaCl), а при наличии в нефти кристаллических солей - еще выше. Поэтому одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефти большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли и воду удаляют с помощью принципиально мало отличающейся от обезвоживания операции, называющейся обессоливанием. Последнее заключается в смешении нефти со свежей пресной водой, разрушении образовавшейся эмульсии и последующее отделении от нефти промывной воды с перешедшими в нее солями и механическими примесями.

Принцип действия электродегидратора: при попадании нефтяной эмульсии в электрическое поле, частицы воды, заряженные отрицательно,
перемещаются внутри элементарной капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. С переменой полярности электродов капля вытягивается острым концом в противоположную сторону. Если частота переменного тока равна 50 Гц, то капля будет изменять свою конфигурацию 50 раз в секунду.

Под воздействием сил притяжения отдельные капли, стремящиеся к положительному электроду, сталкиваются друг с другом, и при достаточно высоком потенциале заряда происходит пробой диэлектрической оболочки капель. В результате мелкие капли воды сливаются и укрупняются, что способствует их осаждению в электродегидраторе.

Поскольку соль в нефти растворена в воде, удаление соли и воды одновременно с помощью электродегидратора - это простое решение. Однако произвести обессоливание в один этап невозможно.

Поэтому при высокой концентрации соли, в нефть добавляют пресную воду и промывают несколько раз в электродегидраторе, состоящем из двух-трех последовательно соединенных ступеней.

Снижение содержания солей в нефти при помощи электродегидратора дает значительную экономию: примерно вдвое увеличивается ресурс установок, сокращается расход топлива, уменьшается коррозия аппаратуры, снижаются расходы
катализаторов, улучшается качество газотурбинных и котельных топлив, коксов и битумов. Необходимо подогревать эмульсию до электростатической дегидрации для того, чтобы способствовать разрушению стабилизированных эмульсий. Эта термо- и электростатическая дегидрация может быть спроектирована в виде одного резервуара, термосепаратор.