Установка подготовки воды. Отстойник нефти буон


Установка подготовки воды

Количество просмотров публикации Установка подготовки воды - 312

Рис. 4.9. Установка подготовки нефти

Рис. 4.7. Блочный унифицированный отстойник нефти БУОН-С

Рис. 4.6. Общий вид УКПН

Стабилизация нефти необходима для уменьшения потерь лёгких углеводородов (этан, пропан, бутан и т.д.). Процесс стабилизации состоит в подогреве нефти до температуры 80-120°С в специальной стабилизационной колонне. После отделœения лёгкие фракции охлаждаются и конденсируются. Продукты стабилизации направляют на газоперерабатывающий завод, а нефть на нефтеперерабатывающий. Обычно стабилизационные установки размещают в районе товарных резервуарных парков или на нефтесборном пункте данного месторождения после установок обезвоживания и обессоливания.

Во время процесса обезвоживания и обессоливания основная масса солей удаляется вместе с водой. При этом для предотвращения коррозии оборудования, образования солевых отложений и других нарушений в процессах переработки нефти крайне важно глубокое обессоливание. Перед обессоливанием в нефть подают пресную воду, благодаря чему образуется искусственная эмульсия, в которой вся соль находящаяся в нефти, растворяется в воде. Далее данная эмульсия подвергается разрушению, т.е отделœению нефти от водяного раствора солей.

Процесс разрушения нефтяных эмульсий состоит в слиянии капель диспергированной в нефти воды в присутствии деэмульгатора и осаждении укрупнившихся капель. Деэмульгаторы - ϶ᴛᴏ поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые адсорбируются на поверхности глобул воды и образуют адсорбционный слой со значительно меньшей механической прочностью, что облегчает слияние капель воды и способствует разрушению нефтяных эмульсий.

УКПН представляет собой небольшой завод по первичной подготовке нефти. Согласно технологической схеме, сырая нефть, поступающая по линии I, направляется в теплообменник 2, в котором нагревается до 50-60°С горячей стабильной нефтью, поступающей по линии IIIпосле стабилизационной колонки 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 Vдля удаления солей, и направляется в отстойник второй ступени 5 и по линии VIв электродегидратор.Отделённая вода отводится по линии IV. При крайне важно сти улучшения степени обессоливания применяют несколько смесителœей, отстойников и электродегидраторов, включённых последовательно. Обессоленная нефть насосом 14 отправляется в отпарную часть стабилизационной колонны 8 через теплообменник 7, в котором за счёт тепла стабильной нефти, поступающей непосредственно снизу стабилизационной колонны, осуществляется нагрев нефти до 150-160°С.

В стабилизационной колонне 8 происходит отделœение лёгких фракций нефти, которые конденсируются и передаются на ГПЗ.

В нижней и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелочные устройства, которые способствуют более полному отделœению лёгких фракций.

В результате нагрева из нефти интенсивно испаряются лёгкие фракции, которые поступают в вехнюю часть стабилизационной колонны, где на тарелках происходит более чёткое разделœение на лёгкие и тяжёлые углеводороды. Пары лёгких углеводородов по линии VII из стабилизационной колонны поступают в конденсатор холодильник 9, где пары охлаждаются до 30°С, основная часть их конденсируются, накапливаются в ёмкости по линии VII и подаётся на горелки печи 13.Конденсат, или как его ещё называют ШФЛУ, - широкие фракции лёгких углеводородов, перекачивают насосом 11 в ёмкость хранения по линииIX.

Наряду с отечественными агрегатами, для комплексной подготовки нефти используется и оборудование зарубежных производителœей. Одним из наиболее известных поставщиков оборудования для комплексной подготовки нефти является фирма ʼʼMALONEYʼʼ.

Основными особенностями продукции этой фирмы является высокое качество, надёжность, долговечность работы оборудования и стоимость.

Рис. 4.8. Технологическая схема УКПН

1, 11, 12 – насос; 2, 7 – теплообменник; 3 – отстойник первой ступени обезвоживания; 4 – смеситель; 5 – отстойник второй ступени; 6 – электродегидратор; 8 – стабилизационная колонна; 9 – конденсатор-холодильник; 10 – ёмкость орошения; 13 – печь; I– сырая нефть; II – деэмульгатор; III – горячая стабильная нефть; IV – отделённая вода; V – пресная вода; VI– частично обезвоженная нефть; VII – пары лёгких углеводородов и газ; VIII – газ и неконденсированные пары углеводородов; IX– ШФЛУ; X – стабильная нефть.

На ЦППН также установлена установка по подготовке воды, на которой вода, отделённая на УКПН от нефти, подвергается очистке и направляется в систему поддержания пластового давления (ППД). С системе ППД подготовленная вода с помощью кустовых насосных станций под большим давлением (до 20-25МПа) через систему трубопроводов-водоводов подаётся к нагнетательным скважинам, а затем в продуктивные пласты.

Пластовая вода, отделённая от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты, окиси желœеза и большое количество солей (до 2500мг/л). Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, следовательно, приводят к нарушению контакта вода-нефть в пласте и к снижению эффективности поддержания пластового давления.

Этому же способствуют и гидраты окиси желœеза, выпадающие в осадок. По этой причине сточные воды, отделённые от нефти на УКПН, крайне важно очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси желœеза и солей и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки, в которой в основном используются методы:

- отстой (гравитационный) – аналогично обезвоживанию нефти;

- фильтрация;

- флотация;

- гидроциклонный.

Метод отстоя основан на гравитационном разделœении механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных или вертикальных отстойниках, а также в резервуарах-отстойниках.

Метод фильтрации основан на прохождении загрязнённой пластовой воды через фильтрующий слой, к примеру через гранулы полиэтилена, песок, гравий и т.д.

Метод флотации основан на одноимённом явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязнённой воды снизу вверх, соединяются с твёрдыми частицами и капельками нефти и способствуют их всплытию на поверхность.

При гидроциклонном методе для отделœения из воды примесей и газа используется центробежная сила потока жидкости.

referatwork.ru

Типы и конструкции отстойников

Всё многообразие отстойников условно можно разделить на три группы: вертикальные, горизонтальные и радиальные.[ ...]

Вертикальные отстойники применяют при расходах сточных вод до 10 000 м3/сут. При больших расходах применяют горизонтальные или радиальные отстойники со следующими размерами (в м): длина 24—36, ширина 6—9, глубина 3—4, диаметр радиальных отстойников 18—54.[ ...]

Горизонтальные отстойники применяют при расходах сточных вод более 15 000 м3/сут. Они оборудованы скребковыми механизмами, сдвигающими выпавший осадок в приямок, объём которого равен двухсуточному количеству выпавшего осадка (рис. 2.9, а).[ ...]

Радиальные отстойники (рис. 2.9, б) применяют при расходах сточных вод более 20 000 м3/сут. По сравнению с горизонтальными они имеют некоторые преимущества: простоту и надёжность эксплуатации, экономичность, возможность строительства сооружений большой производительности. Недостаток — наличие подвижной фермы со скребками.[ ...]

Это одна из конструкций отстойников, в которых заложен принцип тонкослойного отстаивания, повышающий производительность и эффективность работы, но требующий дополнительных капитальных и эксплуатационных затрат.[ ...]

В последние годы в ОАО «Гипровостокнефть» создан отстойник БУОН (блок унифицированного обезвоживания нефти), конструктивно-технологическая схема которого позволяет решать такие задачи, как уменьшение объёма застойных зон или их ликвидация; подготовка эмульсии к разделению непосредственно в аппарате; распределение эмульсии по всей поверхности раздела фаз; снижение скорости входа обезвоживаемой нефти в промежуточный слой; безнапорное отделение свободной воды и снижение скорости её вывода из аппарата; исключение влияния свободного газа на процесс разделения фаз; вывод отделившегося газа из аппарата с нефтью без образования пробок в трубопроводе вывода нефти.[ ...]

На рис. 2.10 приведена конструктивная схема отстойника БУОН. Отстойник эффективно работает как в режиме предварительного, так и глубокого обезвоживания нефти. При испытаниях в режиме предварительного обезвоживания обводнённость исходной эмульсии составляла 70—75%; температура жидкости на входе 24 °С. Деэмульгатор «Дисольван 4490» вводили в эмульсию перед ступенью сепарации в количестве 40—50 г/т.[ ...]

Из данных табл. 2.9 следует, что в широком диапазоне производительности по жидкости (от 6,3 до 11,0 тыс. м3/сут) показатели предварительного обезвоживания нефти для отстойника БУОН выше по сравнению с показателями отстойников сравнения.[ ...]

Особо следует отметить высокие показатели качества дренажной воды и их устойчивость в процессе эксплуатации.[ ...]

Рисунки к данной главе:

Вернуться к оглавлению

ru-ecology.info

Технологический расчет основного оборудования Юрубчено-Тохомского месторождения, страница 3

2.2 Выбор и обоснование схемы и параметров эксплуатации установки

В данном дипломном проекте проектируется установка для первичной подготовки нефти Юрубчено-Тохомского месторождения и доведения ее до требований нефтей первой группы по ГОСТ Р 51858‑2002.

Установка подготовки нефти включает в себя следующие узлы: узел сепарации, узел обезвоживания и обессоливания и узел стабилизации нефти.

Для условий нефти Юрубчено-Тохомского месторождения выбираем установку подготовки нефти, включающую в себя следующие аппараты:

- входные сепараторы С-1/1÷С-1/3, для предварительного разделения продукции скважин на газовую и жидкую фазы в связи с тем, что Юрубчено-Тохомская нефть имеет высокий газовый фактор, при котором жидкость в виде капель распределена в газовой фазе, а значит скорость газожидкостного потока в системе, в частности, на входе  первой ступени сепарационных установок может достигать 15-20 м/с и может резко изменяться в связи с нестабильностью структур течения. По расчетным данным принимаем сепаратор входной типа 911-И.00-000 объемом 100 м3, расчетное давление 0,6 МПа;

- трехфазные сепараторы ТФС-1/1÷ТФС-1/3, совмещающие в себе кроме обеспечения сепарации нефти также и подготовку воды, поэтому при сравнительно большой производительности данных аппаратов достигаются высокие показатели, как по глубине обезвоживания нефти, так и по качеству сбрасываемой воды. По расчетным данным принимаем трехфазный сепаратор типа ТФСК-Л объемом 50 м3, расчетное давление 0,55 МПа. Объем трехфазных сепараторов обеспечивает время пребывания жидкости в аппарате в течение 20-25 мин. Предварительное обезвоживание нефти происходит до 10-20% остаточного содержания воды. Для гашения пульсаций и отбора свободного газа в аппарате используется встроенное устройство ввода жидкости циклонного типа, в которой происходит выделение свободного газа. Для вывода газа из емкости служит штуцер с усовершенствованным устройством улавливания капельной жидкости. При своей низкой металлоемкости он обладает высокой эффективностью сепарации. Распределительные решетки и коалесцирующий узел обеспечивают равномерное распределение жидкости по сечению аппарата, увеличивают время «задержки», т.е. повышают эффективность использования всего объема аппарата одновременной интенсификацией разделения нефтяной эмульсии и окклюдированного газа;

- газовые сепараторы ГС-1/1 и ГС-1/2, предназначенные для отделения капельной жидкости от потока попутного нефтяного газа, поступающего из сепараторов С-1/1÷С-1/3  и ТФС-1/1÷ТФС-1/3. По практическим данным принят вертикальный газовый сепаратор типа ГСЦ объемом 22 м3, диаметром 24 м, расчетное давление 1,6 МПа – 2шт. Использование данного сепаратора позволяет снизить потери напора и увеличить производительность сепаратора за счет исполнения вертикальных пластин, качественно улучшить структуру вращающегося газожидкостного потока в зоне между пакетом и корпусом сепаратора и увеличить производительность сепаратора и сохранив его геометрические размеры в сравнении и его аналогом;

- отстойники, обеспечивающие глубокое обезвоживание нефтяной эмульсии с предварительным подогревом ее в печи, что повышает эффективность отделения воды от нефти. По расчетным данным принимаем аппараты типа БУОН объемом 100 м3, расчетное давление 0,7 МПа. Отстойники нефти работают «полным сечением» с поддержанием уровня раздела фаз «нефть-вода». Суммарный объем 3-х аппаратов обеспечивает рекомендуемое время пребывания нефтяной эмульсии, и снижение обводненности нефти до 1% остаточного содержания воды. Аппарат обезвоживания нефти БУОН представляет собой отстойник с вертикальным движением потоков дисперсионной (нефти) и дисперсной (вода) сред, когда ввод эмульсии осуществляется в слой дренажной воды. Отстойник рассчитан на работу под внутренним избыточным давлением. Работа аппарата рассчитана на эффективность разделения эмульсии в промежуточном слое, образовывающимся на границе раздела фаз «нефть-вода». Промежуточный слой представляет собой «кипящий» коалесцирующий фильтр. Повышение эффективности использования промежуточного слоя в качестве «коалесцирующей насадки» достигнуто путем применения систем гидростатического распределения потока, что позволяет улучшить организацию разделения фаз нефтяных эмульсий в отстойнике за счет ликвидации застойных зон, эффектов вихревой коалесценции, распределения эмульсии по всей поверхности раздела фаз и снижения скорости входа обезвоживаемой нефти в промежуточный слой. Также по практическим данным принимаем печь трубчатую типа ПТБ-10Э автоматизированная – 1шт.. Тепловая мощность печи – 5,5-13,9 МВт, производительность по нагреваемому продукту  - 400 т/ч;

vunivere.ru

отстойник для нефти - патент РФ 2246338

Изобретение относится к обезвоживанию нефти и может использоваться в нефтяной промышленности при добыче и подготовке нефти. Горизонтальный цилиндрический корпус отстойника внутри снабжен вертикальными перегородками равной высоты, образующими щели у верхней и нижней сторон корпуса отстойника. Каждая перегородка, кроме последней, поочередно по высоте разделена на равные три и две части с образованием горизонтальных щелей. Технический результат состоит в том, что отстойник может работать в полнозаполненном жидкостью состоянии, что упрощает технологический режим, обслуживание, позволяет использовать отстойник на начальных участках системы сбора нефти для предварительного сброса воды. 1 ил.

Рисунки к патенту РФ 2246338

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче и подготовке нефти.

Отстойник для нефти на объектах добычи нефти является основным и дорогостоящим оборудованием. Совершенствование и эффективное использование этого оборудования является актуальной задачей.

Известен трубчатый отстойник-сепаратор (патент РФ №2089259, кл. В 01 D 17/00, опубл. 10.09.97), состоящий из горизонтальных и вертикальных труб, образующих общую полость из горизонтальных и вертикальных участков для разделения газа, нефти и воды. Разделение газа, нефти и воды происходит при движении смеси жидкости и газа тонким слоем в верхней горизонтальной трубе. Недостатком отстойника является необходимость обеспечения тонкослойного режима течения жидкости в верхней горизонтальной трубе отстойника.

Наиболее близок к предлагаемому техническому решению отстойный аппарат для обезвоживания нефти (патент РФ №2077918, кл. В 01 D 17/028, опубл. 27.04.97), состоящий из горизонтального цилиндрического корпуса, патрубков для подачи газожидкостной смеси, отвода газа, нефти и воды уровнемера высоты раздела нефть-вода, с поперечными перегородками внутри корпуса, которые расположены ступенчато относительно друг друга, так что обеспечивается перелив жидкости через верхний край перегородок. При этом происходит интенсивное разделение газа, нефти и воды. Недостатком является жесткое требование соблюдения технологического режима, уровней границы раздела нефть-вода, нефти в нефтяном отсеке.

Задачей предлагаемого технического решения является повышение надежности и эффективности работы отстойника для нефти.

Поставленная задача решается так, что в известном отстойнике для нефти, включающем корпус, патрубки для подачи нефтеводяной смеси, отвода нефти и воды, уровнемер раздела нефть-вода, поперечные перегородки, согласно изобретению поперечные перегородки внутри отстойника установлены на одной высоте, образуя щели у верхней и нижней образующих корпуса, каждая перегородка поочередно по высоте разделена на равные три и две части, образуя между полосами перегородок горизонтальные щели.

Размещение перегородок внутри отстойника щелями равной величины наверху и внизу позволяет работать отстойнику в полностью заполненном жидкостью состоянии. При этом упрощается размещение отстойника без предъявления требований к высоте относительно других аппаратов. Отпадает необходимость контроля уровня нефти. При этом, естественно, ухудшаются условия для выделения газа, но на практике для выделения газа обычно устанавливают газосепараторы. Выделившийся газ в отстойнике удаляется вместе с нефтью и поступает в следующий аппарат. Такой отстойник является эффективным для предварительного сброса воды на начальных участках системы сбора нефти.

Образование горизонтальных щелей по высоте перегородок позволяет ускорить процесс разделения нефти и воды, ускоряется процесс отстоя в областях между перегородками.

Схема отстойника для нефти приведена на чертеже.

Отстойник включает корпус 1, патрубок 2 для подачи нефтеводяной смеси, патрубок 3 для отвода нефти, патрубок 4 для отвода воды, уровнемер 5 границы раздела нефть-вода, перегородки 6, колпак 7 для нефти, колпак 8 для воды, люк зачистной 9.

Отстойник монтируется и работает следующим образом.

B качестве корпуса отстойника может быть использована нефтегазовая труба большого диаметра (1,0-1,4 м). Для удобства монтажа корпус собирается из отдельных участков труб, где уже смонтированы по две перегородки. Через открытые торцы короткого участка трубы перегородки легко монтируются как предусмотрено по конструкции. При определении ширины щелей в перегородке необходимо учитывать, чтобы общая площадь щелей в каждой перегородке должна быть не менее десяти площадей сечения патрубка 2 для подачи нефтеводяной смеси. После сборки части корпуса с перегородками 6 к торцам привариваются эллиптические днища и необходимые патрубки. Для более четкого разделения нефти и воды отвод нефти и воды производят из колпаков 7 и 8.

Такой отстойник целесообразно вмонтировать на начальном участке системы сбора нефти и использовать для отделения и предварительного сброса воды.

После монтажа корпуса 1 отстойника в систему сбора нефти по патрубку 2 подается нефтеводяная смесь (эмульсия). По мере заполнения корпуса 1 отстойника жидкостью отстойник начинает работать в режиме динамического отстоя, т.е. в непрерывном режиме при течении жидкости. При этом внутри корпуса 1 отстойника жидкость перетекает через щели между перегородками 6 и корпусом 1 отстойника и через горизонтальные щели в перегородках 6, кроме последней перегородки, где такие щели отсутствуют. При прохождении жидкости через щель образуется тонкослойная струя, где происходит быстрое разделение нефти и воды, накопление нефти в верхней части, а воды в нижней части отстойника, которые в дальнейшем движутся к патрубкам 3 и 4 для отвода нефти и воды. Размещение щелей на перегородках на разной высоте позволяет интенсифицировать процесс разделения нефти и воды в объеме отстойника между перегородками. Последняя перегородка имеет щель только сверху и снизу у самой стенки корпуса 1 отстойника, что способствует более четкому разделению нефти и воды перед отводом их по патрубкам 3 и 4. Наличие колпаков 7 и 8 позволяет при малом диаметре корпуса 1 отстойника развести точки отвода нефти и воды, чтобы уменьшить возмущающие факторы на границу раздела нефть-вода. Уровнемер 5 обеспечивает контроль за уровнем раздела нефть-вода и регулировать расход отбора нефти и воды, чтобы обеспечить необходимый технологический режим.

Вода из отстойника по патрубку 4 отводится в систему водоочистки и дальнейшей утилизации.

Нефть отводится по патрубку 3 и подается в сборный нефтепровод. Имеющийся газ в жидкости, подаваемой по патрубку 2 в отстойник, в отстойнике не накапливается, а удаляется вместе с нефтью по патрубку 3.

Возможные донные осадки в отстойнике при необходимости удаляются через люк зачистной 9.

Предлагаемый такой отстойник работает в полнозаполненном напорном режиме в системе сбора нефти и воды, технологический режим легко регулируется, прост в эксплуатации и надежен в работе.

Выполнение перегородок внутри отстойника на одной высоте, образуя щели для перетока жидкости, обеспечивает режим разделения нефти и воды путем отстоя в полнозаполненном жидкостью состоянии отстойника, интенсифицирует процесс отстоя между перегородками, упрощается регулировка технологического режима, отпадает необходимость размещения отстойника на определенной высоте, чтобы обеспечить переток жидкости из отстойника в другой технологический аппарат.

Таким образом, предлагаемый отстойник для нефти с перегородками внутри корпуса позволяет достигать желаемого результата в каждом конкретном случае путем увеличения числа перегородок и скорости движения потока жидкости внутри отстойника. Изобретение позволяет повысить надежность и эффективность работы отстойника для нефти.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Отстойник для нефти, включающий корпус, патрубки для подачи нефтеводяной смеси, отвода нефти и воды, уровнемер раздела нефть-вода, поперечные перегородки, отличающийся тем, что поперечные перегородки внутри отстойника установлены на одной высоте, образуя щели у верхней и нижней образующих корпуса, каждая перегородка поочередно по высоте разделена на равные три и две части, образуя между полосами перегородок горизонтальные щели.

www.freepatent.ru

НАСОСНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ — iitu

Рис. 4.33. Аппарат глубокой очистки воды

Рис. 4.31. Буфер-дегазатор нефти

Рис. 4.30. Смеситель промывной воды и нефти типа СПВ

Рис. 4.29. Отстойник БУОН

Рис. 4.28. Сепаратор газовый типа СЩВ.

Рис. 4.27. Состояние промежуточного слоя

Рис. 4.25. Устройство ввода деэмульгатора.

Рис. 4.24. Промежуточный слой

деэмульгатором эмульсии на Белозеро-Чубовской УПСВ ОАО «Самаранефтегаз». Природа механических примесей в составе защитных оболочек капель более разнообразна. Это и мелко диспергированный песок, продукты, образующиеся в результате проведения различных ГТМ, продукты коррозии, сульфид железа образующийся при смешении железа и серово-дородсодержащих вод. Одним из первых в последовательности процессов, протекающих при обезвоживании нефти, во многом определяющем ход последующих процессов является процесс дестабилизации эмульсии с помощью деэмульгаторов и специальных устройств. Этому процессу на объектах подготовки нефти, как правило, не уделяется должное внимание. Применяемый ввод деэмульгатора без специальных устройств приводит к необходимости значительной передозировки дорогостоящего реагента. При подаче деэмульгатора через обычный штуцер, установленный на горизонтальном участке трубопровода, время для растворения и перемешивания деэмульгатора во всем объеме эмульсии значительно возрастает. Более того, при расслоенном потоке эмульсии подача деэмульгатора подобным образом может привести к его попаданию в подслой подтоварной воды, что приводит к полному или частичному «омыливанию» капель деэмульгатора с потерей его деэмульгирующих свойств. В целях интенсификации процесса и качественной обработки эмульсии деэмульгатором ООО НПП «Контэкс» по заказу ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» разработало и изготовило устройство ввода деэмульгатора (УВД) рис. 4.25. для установки по подготовке тяжелой нефти.

По пути движения в трубопроводах системы сбора происходит частичное расслоение эмульсии, выделяется газ, образуя так называемые газовые пробки. Это способствует пульсации потоков на приеме установки, среднечасовые колебания расхода могут достигать 25% и более. Поэтому первоначально рассмотрим осуществление процесса сепарации обработанной деэмульгатором эмульсии и предварительного сброса воды в трехфазных сепараторах производства ООО НПП «Контэкс», назначение которых, заключается в выделении основного балласта пластовой воды, сглаживании пульсации поступающих на подготовку эмульсий, усреднении их технологических свойств, дестабилизации эмульсии и отделении возможно большего количества механических примесей. Трехфазный сепаратор является одним из основополагающих аппаратов в системе сбора и подготовки нефти, который берет на себя основную массу нагрузки и определяет дальнейший ход ведения качественного процесса подготовки нефти.

Наиболее характерными «возмущениями» вносимыми в процесс разделения эмульсии на данной ступени являются следующие:

–значительная нестабильность количества (мгновенный расход) поступающей в отстойник эмульсии;

– переменный дисперсный состав эмульсии;

– переменная температура эмульсии;

– наличие свободного и окклюдированного газа;

– переменный состав нефтестабилизаторов и концентрации механических примесей.

Одни факторы напрямую влияют на эффективность процесса разделения эмульсии в аппаратах, другие изменяют условия протекания процессов гравитационного отстоя, условия формирования промежуточных

эмульсионных слоев. Модифицированный ряд трехфазных сепараторов разработан исходя из физико-химических свойств эмульсии и подразделяется на: ТФСК-Л-трехфазный сепаратор для легкой нефти, ТФСК-Т–трехфазный сепаратор для тяжелой нефти и ТФСК-Г–трехфазный сепаратор глубокого обезвоживания нефти, при этом они имеют ряд конструктивных особенностей. Конструкция трехфазного сепаратора ТФСК-Т (рис. 4.26.) производимого ООО НПП «Контэкс» предусматривает системы по ликвидации и сглаживании всех вышеперечисленных негативных факторов. Для сглаживания пульсаций потока разработаны два варианта депульсаторов:

Рис. 4.26. Трёхфазный сепаратор ТФСК-Т

1 – корпус; 2 – устройство ввода нефтяной эмульсии с депульсатором; 3 – распределительно-коалесцирующие устройства; 4 – пакет коалесцирующих насадок; 5 – выход газа; 6 – устройство улавливания капельной жидкости; 7 – нефтесборник; 8 – вывод нефти; 9 – устройство перетока воды; 10 – вывод воды.

Депульсатор – делитель потока эмульсии (ДДП) устанавливается непосредственно перед ТФСК и встраиваемый (ДВ), который монтируется внутри аппарата ТФСК на штуцере ввода. Депульсатор типа ДВ на практике получил наибольшее применение, т.к. он не только снимает пульсации входного потока, но и увеличивает эффективность и качество сепарации нефти. Без применения депульсатора, работа которого основана на эффекте разрыва струи, скачкообразное изменение расхода поступающей в аппараты жидкости приводит к нарушению гидродинамического режима отстоя и способствует выносу тяжелых компонентов эмульсии, тем самым, снижая качество сбрасываемой воды. Для обезвоживания сложных эмульсий, содержащих большое количество естественных стабилизаторов и образующих гелеобразные промежуточные слои (рис. 4.24) разработан встраиваемый блок, состоящий из одного или нескольких пакетов коалесцирующих насадок, в которых происходит образование вихревых потоков определенной длины и направления. На выходе из блока достигается полное разрушение промежуточного слоя (рис. 4.27.) при естественной температуре поступающего сырья (+18°С) без применения дополнительного нагрева. По результатам теплохимических исследований данной эмульсии, разрушение этого промежуточного слоя происходило только при нагреве выше +40°С.

Высокое качество сбрасываемой из аппарата подтоварной воды достигается за счет применения гидродинамического устройства перетока очищенной воды. При обводненности продукции скважин близкой к обращению фаз, т.е. при поступлении в сепараторы газосодержащей прямой эмульсии, конструкция трехфазных сепараторов корректируется с учетом изменения свойств продукции. В этом случае основное внимание уделяется выделению нефти из внешней фазы – воды за счет применения коалесцирующих устройств. ООО НПП «Контэкс» разработан ряд трехфазных сепараторов, имеющих оригинальные индивидуальные внутренние устройства, предназначенные для качественного ведения процессов предварительного сброса воды исходя из физико-химических параметров сырья (для легких и тяжелых нефтей, а также для глубокого обезвоживания поступающей эмульсии). Максимальная эффективность применения трехфазного сепаратора ТФСК достигается при его комплектовании газовым сепаратором типа СЩВ. Сепаратор газовый типа СЩВ предназначен для глубокой очистки газового потока от капельной, мелкодисперсной жидкости и механических примесей из продукции нефтяных скважин в составе установок предварительного сброса воды рис.4.28.

1 – корпус; 2 – ввод газа; 3 – вывод газа; 4 – вывод конденсата; 5 – сепарационный пакет; 6 – сливная труба.

Сепаратор СЩВ имеет три ступени сепарации. Сепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический корпус 1, разделенный горизонтальной перегородкой на нижнюю и верхнюю сепарационные камеры. Процесс очистки газа от взвешенных частиц мелкодисперсной, капельной и пленочной жидкости и жидкостных пробок происходит следующим образом.

Газожидкостная смесь подводится в аппарат через тангенциальный патрубок 2. Газ, пройдя три ступени сепарации в верхней и нижней сепарационных камерах, выводится из сепаратора через штуцер выхода газа 3. Выделившиеся взвешенные частицы, мелкодисперсная и пленочная жидкость

выводятся из сепаратора через сливной штуцер 4самотеком. После очистки в сепараторе газ может быть использован на собственные нужды (печи нагрева, котельная и т.д) или транспортироваться на ГПЗ для дальнейшей подготовки. Одним из важных факторов стабильности и качества работы аппарата ТФСК является наличие грамотно подобранного комплекса средств КИПиА. В отличие от процесса предварительного сброса воды, процессы глубокого обезвоживания и обессоливания нефти в определенной мере являются более сложными, т.к. протекают в более жестких условиях (диапазон колебаний обводненности исчисляется уже не процентах, а в десятых и сотых его долях). Кроме этого данные процессы ведутся с обязательным нагревом нефти при котором выделяется определенное количество газа, который может влиять на глубину обезвоживания. Исходя из этих условий, особое внимание необходимо уделить подбору технологического оборудования. На ступени глубокого тепло-химического обезвоживания, доказано преимущество отстойников с вертикальным направлением движения разделяемых фаз, когда ввод эмульсии осуществляется в слой дренажной воды. Было установлено, что основное влияние на эффективность разделения эмульсии оказывает промежуточный слой концентрированной эмульсии, находящийся на границе раздела фаз «нефть-вода». В промежуточном слое отчетливо просматриваются два подслоя: высокообводненный (концентрированный) подслой на границе раздела фаз и расположенный выше него под слой с изменяющимся водосодержанием. В высокообводненном подслое содержание дисперсной фазы достигает 90%. В этом подслое завершаются процесс коалесценции укрупненных капель воды и ее выделение из нефтяной фазы. В подслое с изменяющимся водосодержанием обводненность меняется по высоте примерно от 40… 50 % в нижней части до 8… 10 % на границе подслоя и нефтяной фазы. Именно в этом подслое развивается процесс коалесценции капель воды до критического размера, при котором они способны осаждаться

под действием сил тяжести в противотоке дисперсионной (нефтяной) фазы.

Промежуточный слой представляет собой «кипящий» коалесцирующий фильтр, высота которого зависит от обводненности сырья, температуры, качества обработки деэмульгатором и от производительности. Общая высота промежуточного слоя с повышением обводненности поступающего сырья возрастает почти линейно. Повышение эффективности использования промежуточного слоя в качестве коалесцирующей «насадки» достигнуто в отстойниках разработки НПП «Контэкс» – БУОН (блочных унифицированных отстойниках нефти) путем применения в них систем гидростатического распределения потока, что позволило улучшить организацию разделения фаз нефтяных эмульсий в отстойнике за счет:

– уменьшения объема застойных зон или их ликвидации;

– подготовки эмульсии к разделению непосредственно в аппарате;

– распределения эмульсии по всей поверхности раздела фаз;

– снижения скорости входа обезвоживаемой нефти в промежуточный слой;

– безнапорного отделения свободной воды;

– исключения влияния свободного газа наьпроцесс разделения фаз;

– вывода отделившегося газа из аппарата с нефтью без образования пробок в трубопроводе.

На рис. 4.29. приведена конструктивная схема отстойника БУОН.

1 – корпус; 2 – ввод эмульсии; 3 – система гидростатического распределения и коалесценции; 4 – патрубок вывода свободного газа; 5 – система вывода нефти и газа; 6 – вывод нефти и газа; 7 – вывод воды.

С целью предупреждения влияния свободного газа на процессы обезвоживания нефти в промежуточном слое разработана газоотводящая система, благодаря которой газ улавливается и отводится без влияния на зону отстаивания. С целью снижения скорости ввода эмульсии подача ее в аппарат рассредоточена путем установки двух или трех штуцеров (аппарат 100 и 200 м3, соответственно), при этом штуцера оборудованы распределительными устройствами для создания благоприятной гидродинамической обстановки под коробом. В этом аппарате технологически предусмотрено не только рассредоточенное и равномерное распределение эмульсии по всей межфазной поверхности, но и подготовка эмульсии к разделению за счет многократной смены направлений движения потоков и создания в них локальных возмущений непосредственно в водной зоне, что предусмотрено устройством в коробе специальных перегородок и ребер. Это конструктивно технологическое решение применено впервые в отстойных аппаратах и заслуживает внимания как направление дальнейших исследований и совершенствования. Так, используя все положительные качества этого аппарата, разработаны и успешно эксплуатируются на установках подготовки нефти модифицированные блочные отстойники нефти БУОН-С предназначенные для процесса обессоливания.

Учитывая среднюю минерализацию подтоварной воды, при глубине обезвоживания 0,1% остаточное содержание солей в нефти будет на уровне 160–200 мг/л. Таким образом, для доведения остаточных солей в нефти до величины 100 мг/л и менее необходимо снизить концентрацию солей в каплях пластовой воды. С этой целью осуществляют подачу пресной промывочной воды и организуют процесс смешения в нефти капель пластовой и пресной воды. На реальных установках удаление солей из нефти осуществляется путем глубокого обезвоживания (т.е. удаления высокоминерализованной воды из нефти), так и путем обессоливания (т.е. снижения минерализации пластовой воды и как можно более полного удаления ее из нефти). Как правило, в предварительно обезвоженной нефти присутствует достаточное количество деэмульгатора, поданного на ранних стадиях подготовки нефти, находящегося на оболочках мелкодиспергированных капель воды, на частицах механических примесей и растворенных в объеме нефти. При нагреве нефти в теплообменной аппаратуре происходит расплавление парафинового стабилизатора эмульсии с одновременным высвобождением и активизацией части связанного деэмульгатора. Таким образом, процесс дестабилизации на ступени глубо-кого обезвоживания и обессоливания нефти осуществляется за счет нагрева нефти выше температуры плавления парафина и активизации присутствующего в нефти деэмульгатора. Время прохождения эмульсии через теплообменники обычно достаточное для обеспечения транспортной и кинетической стадии механизма действия деэмульгатора. Экспериментально установлено, что оптимальная обводненность эмульсии при входе на ступень глубокого обезвоживания составляет 10–12 %. При такой обводненности нефти при полностью разрушенных оболочках у капель эмульгированной воды, при достаточном времени для осуществления межкапельной коалесценции достигается наибольшая глубина обезвоживания нефти.

Задача определения оптимальной обводненности нефти на ступени глубокого обезвоживания и обессоливания должна решаться при настройке процесса и выборе оптимального режима работы. В некоторых условиях снижение минерализации воды целесообразно осуществлять за счет рецикла дренажных вод процесса обессоливания нефти. Эти воды с высокой температурой, низкой минерализацией, с содержанием определенного количества деэмульгатора, как правило, не образуют стойких эмульсий с нефтью на ступени глубокого обезвоживания, но при этом интенсифицируют процесс коалесценции мелкодиспергированных капель, содержащихся в исходной эмульсии. Более низкая минерализация циркулируемой дренажной

воды по сравнению с минерализацией пластовой воды способствует фактическому переводу процесса на двухступенчатое обессоливание нефти.

Задача повышения качества обессоливания нефти может быть решена за счет повышения эффективности смешения в нефти капель пластовой и промывочной воды. ООО НПП «Контэкс» разработан смеситель промывной воды и нефти типа СПВ, который позволяет регулировать не только интенсивность перемешивания промывной воды и нефти, но изменять дисперсность капельной промывной воды рис. 4.30.

Дисперсный состав пресной воды, вводимой с целью промывки, оказывает существенное влияние как на процесс смешения, так и на процесс разделения эмульсии. Увеличение степени диспергирования капель промывочной воды (увеличение количества капель) интенсифицирует межкапельную коалесценцию.

Однако недостаточное время для осуществления процесс, неоптимальный гидродинамический режим, наличие в нефти капель воды с неразрушенными бронирующими оболочками, увеличение концентрации мехпримесей и др.нефтестабилизаторов, что не позволяет укрупнить капли до размера, отделяемого в отстойниках приводит к тому, что в отстойник поступают капли с размером меньше критического. Происходит нарушение процесса разделения эмульсии, повышения обводненности нефти на выходе из отстойника. Поэтому при выборе диспергирующего устройства пресной воды необходимо учитывать оформление, режим и надежность работы последующих процессов смешения и разделения эмульсии. Температура вво-

димой промывочной воды также влияет на интенсивность процесса межкапельной коалесценции. Кроме того, высокая температура подогрева нефти (выше температуры плавления нефтепарафинов) обеспечивает снижение агрегативной устойчивости эмульсии за счет снижения стабилизирующих свойств нефтепарафинов. Высокая температура ведения процессов глубокого обезвоживания (50–100°С) обеспечивает снижение вязкости нефти, и, соответственно облегчает отделение капель воды при разделении эмульсии. Кроме этого, при нагреве происходит увеличение объема капель воды, что приводит к уменьшению толщины бронирующих оболочек на каплях эмульгированной воды, тем самым облегчает проникновение к поверхности молекул деэмульгатора. В соответствии с техническими условиями товарная нефть нефтяных месторождений должна иметь давление насыщенных паров в нефти не более 66,7кПа при температуре 37,8°С в соответствии с международным стандартом ИСО 3007- 99 «Нефтепродукты. Определение давления пара методом Рейда» с дополнительными требованиями, отражающими потребности экономики страны. Сущность процесса стабилизации нефти заключается в том, чтобы уменьшить остаточное содержание растворенных в ней наиболее летучих компонентов пластовой нефти, в частности:

– остатков отдельных компонентов пластового газа в нефти:

• Диоксида углерода,

• Метана,

• Изобутана, нормального бутана и др., а так же и

– наиболее летучих компонентов нефти (изопентана, нормального пентана и др.).

Для этих целей ООО НПП «Контэкс» разработало устройство для снижения давления насыщенных паров нефти, которое устанавливается на входной штуцер буфера-дегазатора нефти БДн рис 4.31. Стабилизация нефти позволяет существенно сократить (около 2% масс.) безвозвратные потери нефти от испарения на ее пути от установок подготовки нефти до нефтеперерабатывающих заводов и одновременно сократить загрязнение окружающей среды.

1 – корпус; 2 – ввод нефтяной эмульсии и место установки устройства для снижения давления насыщенных паров; 3 – устройство дегазации нефти; 4 – коалесцирующие распределительные перегородки; 5 – вывод газа; 6 – устройство улавливания капельной жидкости; 7 – выход воды; 8 – переливная перегородка; 9 – вывод нефти.

В связи со значительным превышением объемов пластовой воды, подлежащей очистке, над мощностью очистных сооружений в ряде мест качество подготовки сточных вод ухудшается, что приводит к снижению приемистости нагнетательных скважин, сокращению объемов закачки и невозможности использования в системе ППД до 20% высокоминерализированных вод. Достигнутая в целом по нефтедобывающей отрасли степень очистки сточных вод (50мг/л остаточной нефти и 50мг/л механических примесей) не везде позволяет использовать их в системе поддержания пластового давления в качестве рабочего агента. Требования более глубокой очистки сточных вод (до 10 мг/л нефтеостатков и мех. примесей с минимальными размерами дисперсных частиц) диктуется необходимостью увеличением нефтеотдачи, вовлечением в разработку низкопроницаемых пластов и необходимостью увеличения межремонтного периода эксплуатации нагнетательных скважин. Комплексный подход к решению этой технологической задачи имеет ряд значительных преимуществ. Подготовка воды на установке начинается уже непосредственно в аппаратах подготовки нефти, для этого в них соблюдены следующие условия:

– отсутствует турбулизация водного слоя восходящими потоками водонефтяной смеси;

– распределительные устройства ввода максимально приближены к оси аппаратов;

– отсутствуют турбулентные пульсации среды.

Благодаря этому сохраняется естественная высокая чистота капель воды в нефти в связи, с чем упрощается технологическая схема блока водоподготовки.

Для достижения необходимого высокого качества очистки сточной воды и достижения максимальной технологической надежности, установка подготовки воды должна иметь, как минимум две, а в некоторых случаях и три ступени очистки, где каждой ступени определяется своя технологическая задача. ООО НПП «Контэкс» предлагает несколько эффективных схем водоподготовки для УПСВ и УПН состоящих из технологических аппаратов собственной разработки. Необходимо отметить, что в конструкции всех представленных ниже аппаратов применены решения максимального использования принципа совмещения процессов и технологий очистки воды. В условиях, когда на входе блока ожидается поступление сточной воды плохого качества чистоты (150–1000 мг/л по остаточной нефти или механическим примесям) необходимо применить трехступенчатую схему.

В этой схеме основную нагрузку блока принимает на себя аппарат первой (предварительной) ступени очистки сточной воды ОВКпф (модификация ОВК). Аппарат работает практически без ограничений по количеству загрязнений во входящем потоке, являясь, таким образом не только аппаратом предварительной очистки воды, но и технологическим «стабилизатором» качества поступающей на очистку воды перед ступенью глубокой очистки.

Отстойник воды представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость с эллиптическими днищами, рассчитанную на работу под внутренним избыточным давлением рис. 4.32.

Рис. 4.32. Отстойник воды

1 – ввод сточной воды; 2 – распределительно-коалесцирующее устройство; 3 – блок коалесцирующих насадок; 4 – вывод уловленной нефти; 5 – система распределения воды; 6 – блок фильтрующих насадок; 7 – вывод очищенной воды; 8 – распределительное устройство; 9 – дренаж; 10 – система промывки.

Он является структурным элементом сооружений водоподготовки под давлением на промысловых установках подготовки нефти и воды, используется в качестве первой ступени очистки сточных пластовых вод под давлением.

К особенностям конструкции аппарата относятся:

• наличием системы промывки и вывода шлама;

• технологической надежностью;

• высокими технологическими показателями;

• улучшенными технологическими показателями за счет применения технологии, обеспечивающей самоочистку фильтрующего полимерного материала.

Отличительной чертой ОВКпф является то, что очистка сточной воды происходит при использовании четырех технологических приемов. Благодаря особенностям устройства ввода на первом этапе создается эффект

турбулентной флотации, при которой большее количество крупнодиспергированной нефти и мехпримесей отделяется от основной массы воды. Далее после прохождения распределительно коалесцирующего устройства происходит процесс тонкослойного отстаивания в блоке полочных коалесцирующих насадок, после которого вода с максимально укрупненными загрязнениями подвергается гидродинамическому отстаиванию. Частично очищенная вода через систему переливных перегородок, не дающих повторного загрязнения, через распределительную систему, поступает в фильтрационный отсек аппарата. Двойная фильтрация воды происходит сначала через слой уловленной нефти, а потом через плавающий гидрофобный полимерный фильтр. Особенностью фильтра является его способность самоочищаться при определенных условиях работы. Так отстойник нефти предназначен для работы при условиях, когда на очистку поступает сильно загрязненная вода, во-избежании накопления в нем осажденных и уловленных загрязнений, предусмотрена двухсекционная, двухуровневая система промывки и вывода шлама. Благодаря своей технологической надежности и «неприхотливости» аппарат получил широкое применение на УПСВ и УПН.

Вторая ступень подготовки воды представлена двумя аппаратами глубокой очистки воды: АГОВ – аппарат глубокой очистки воды (рис. 4.33.) и ФДК – флотатор дегазатор воды.

1 – корпус; 2 – ввод сточной воды; 3 – коалесцирующие насадки; 4 – вывод воды; 5 – вывод нефти; 6 – вывод газа; 7 – ввод промывочной воды; 8 – вывод шлама.

Аппарат АГОВ предназначен для тонкой очистки от остаточного содержания количество взвешенных частиц (КВЧ) и остаточной нефти перед закачкой в пласт.

При подготовке подтоварной промысловой воды для закачки в пласт на внутренних устройствах аппарата АГОВ, предназначенных для очистки воды, осаждается значительное количество сульфидов железа, асфальтеносмолистых, парафинистых и других отложений. Отложения, если

их не удалять, уплотняются со временем, образуют значительные скопления, ухудшающие технологические параметры работы аппаратов, и могут даже привести к выводу аппарата из строя. Для обеспечения эффективной работы аппарата АГОВ, ООО НПП «Контэкс» разработана система гидроразмыва и вывода осадков.

В системе гидроразмыва вода под повышенным давлением подается в зону отложения мехпримесей, количество взвешенных частиц (КВЧ) через специальные форсунки, расположенные у нижней образующей по всей длине аппарата.

Направления сопел форсунок чередуются по высоте таким образом, что обеспечивают размыв отложений в двух уровнях. Вода под давлением эффективно рыхлит отложения мехпримесей, подсекая и удерживая их в суспензии, и удаляет их из накопителей шлама и из пустотелой отстойной части аппарата через открытые дренажные штуцеры. При работе системы гидроразмыва объем подаваемой воды для промывки необходимо балансировать с объемом вывода суспензии во избежание чрезмерного понижения или повышения межфазного уровня нефть/вода, что может сказаться отрицательно на качестве работы аппарата. В процессе работы аппарата и при удалении осадков оператор должен постоянно следить за поддержанием требуемого уровня газ/нефть/вода. Перед началом промывки необходимо произвести сброс накопившихся газа и нефти из аппарата путем открытия соответствующих задвижек (при отсутствии автоматизации процесса). В процессе эксплуатации аппарата вывод нефти в ручном режиме, осуществляется по мере ее накопления. Частота сброса нефти и шлама определяется качеством очистки воды на выходе из аппарата.

Кратковременная подача промывочной воды, при незначительных отложениях сульфидов железа и других нефтяных компонентов не вызывает большого нарушения состояния фаз. Однако при наличии существенных уплотненных отложений длительное взбалтывающее действие промывочной

воды может вызвать ухудшение качества очищенной воды на выходе из аппарата.

В качестве промывочной воды может быть использована вода с бустерных насосов откачки подтоварной воды на БКНС (если таковые установлены), вода после насосов БКНС, а также подтоварная вода, поступающая в аппарат на очистку. В систему гидроразмыва осадков вода подается эжектором, шестеренчатым, винтовым, центробежным или другим насосом, обеспечивающим создание необходимого давления для размыва осадков (превышающее рабочее давление в аппарате на 0,4-0,6 МПа).

В целях минимизации объема подачи промывочной воды, система гидроразмыва разбивается на отдельные секции длиной один – два метра каждая (в аппарате может быть до 7 секций) с тем, чтобы промывать секции аппарата поочередно. Расход воды на промывку будет составлять 150–400 литров в минуту на одну секцию. Каждая секция накопления шлама имеет свой штуцер вывода осадков. Как правило, материалом, применяемым для изготовления, трубопроводов системы гидроразмыва и форсунок является нержавеющая сталь. Компоненты системы являются съемными и извлекаемыми через люки сосуда для проведения технического обслуживания по мере необходимости.

Суточный объем отложений мехпримесей определяется разницей содержания КВЧ на входе и выходе в аппарат, умноженной на суточный объем очищаемой воды. Частота промывки устанавливается в зависимости от толщины накопления осадков, которые не должны превышать 10–15 мм в промежутках между промывками, в противном случае осадки уплотняются и необходимо значительное время для их размыва. Оптимальная частота промывок определяется опытным путем для каждого месторождения.

Если же допустить накопления мехпримесей на внутренних поверхностях аппарата в большом количестве, то возникнет реальная проблема по очистке от накопившихся уплотненных осадков.

При обслуживании аппарата необходимо следить за ходом технологического процесса. При этом внимание должно быть обращено на:

– оптимальное поддержание межфазных уровней «газ-нефть», «нефть-вода»,

в соответствующих зонах, контроль своевременного вывода газа, нефти и

шлама лучше производить в автоматическом режиме;

– контроль изменения давления на входе в аппарат.

Необходимо также учитывать, что элементы запорно-регулирующей арматуры, установленные в системе гидроразмыва, могут подвергаться серьезной выработке из-за эрозии. Проходные сечения арматуры должны быть полностью открыты или полностью закрыты, дросселирование – нежелательно.

Кроме двухуровневой системы гидроразмыва осадков в аппаратах АГОВ ООО НПП «Контэкс» разработана и применяется система очистки внутренних устройств острым паром. Пропарку аппарата по мере необходимости производить один – два раза в год. Очистку внутренних устройств паром можно осуществлять поочередно: левой и правой секции. Наиболее эффективно проведение пропарки аппарата совместно с промывкой полочных насадок водой и удалением осадков с помощью системы гидоразмыва.

Косвенным показателем отложения осадков на полочных насадках является повышение перепада давления на входе в секцию насадок и на выходе из нее более 0,01 МПа. Добыча НИ И ГАЗА

Для стабильной работы аппарата АГОВ, сокращения циклов промывки и получения промысловой сточной воды с показателями, соответствующими технической характеристике, рекомендуется перед аппаратами АГОВ устанавливать отстойники воды ОВК или ОВКпф, производства ООО НПП «Контэкс», в зависимости от условий, которые будут предотвращать залповые поступления мехпримесей в аппараты АГОВ, после обработки скважин, закачки в систему подготовки загрязненной воды из дренажных емкостей, прудов отстойников, ливневых стоков и т.д.

Одноразовая закачка непосредственно в аппарат АГОВ загрязненной воды из ливневой канализации, дренажных емкостей и прудов отстойников, может привести к полному заполнению полочных насадок загрязнениями и выводу его из строя.

Флотатор-дегазатор ФДК (рис. 4.34.) применяется для отделения газа и нефти из пластовой воды на установках предварительного сброса воды и установках подготовки нефти.

Флотатор-дегазатор представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость с эллиптическими днищами, рассчитанную на работу под внутренним избыточным давлением.

Рис. 4.34. Флотатор – дегазатор ФДК

1 – корпус; 2 – дестабилизатор фазового состояния потока; 3 – ввод воды; 4 – вывод воды; 5 – переливные перегородки; 6 – распределительно-коалесцирующие устройства; 7 – короб сбора нефти; 8 – вывод нефти; 9 – вывод газ; 10 – устройство улавливания капельной жидкости.

Перед аппаратом устанавливается дестабилизатор фазового состояния потока 2, в котором расположен штуцер ввода воды 3. Данный штуцер оборудован распределителем воды, выполненным в виде отводов.

Дестабилизатор выполняет двойную функцию: во-первых, в его зоне разряжения происходит разрыв бронирующих оболочек эмульгированной нефти, во-вторых происходит высвобождение растворенного в воде газа. При недостаточном содержании газа имеется конструктивная возможность использовать газ первой ступени сепарации для дополнительного насыщения им воды.

В флотаторе пузырьки газа образуются во флотационной зоне за счет выделения растворенного газа из газонасыщенной сточной воды в результате снижения давления при поступлении ее в эту зону.

Газонасыщенная вода через патрубок ввода вводится в нижнюю часть флотационной зоны с помощью перфорированного распределителя. Сточная вода поднимается во флотационной зоне со скоростью, обеспечивающей длительность пребывания воды во флотационной зоне около 20 мин.

Выделяющиеся пузырьки газа, поднимаясь вверх, встречают на своем пути дисперсные частицы, распределенные в воде. Дисперсные частицы, которые плохо смачиваются водой (капельки нефти), захватываются пузырьками и флотируются на поверхность, образуя там слой пены. Уловленная нефть собирается в короб для сбора нефти и выводится из аппарата. За переливными перегородками 5 расположены распределительно- коалесцирующие устройства 6, служащие для интенсификации процесса.

Коалесцирующие распределительные устройства выполнены из листа, имеющего специальные просечки, расположенные в шахматном порядке и отогнутые по ходу потока. Вывод газа в факельную систему низкого давления осуществляется через штуцер 9 с устройством улавливания капельной жидкости 10. Содержание примесей (мг/л) в сточной воде, поступающей в резервуар-флотатор на очистку, должно быть: нефти – 300, механических примесей – до 300.

Остаточное содержание в очищенной воде, выходящей из резервуара-флотатора, составляет (мг/л): нефти – 4–30, механических примесей – 10–30.

В качестве третьей ступени очистки сточной воды в схеме может быть использован буфер-дегазатор воды, который кроме основной функции по полной дегазации воды и создания буфера перед насосами откачки может дополнительно, как осадить из воды мехпримесь, так и вывести пленочную нефть из аппарата.

Несмотря на определенные успехи по автоматизации процессов подготовки нефти, большое количество существующих объектов до сих по не оснащено необходимыми приборами и средствами регулирования.

Каждый объект обязательно должен иметь достаточный перечень приборов и средств КИПиА, позволяющие контролировать и стабилизировать ход процессов в достаточно узком диапазоне изменений качества исходных эмульсий. Стабильность, на отлаженной, технологии зависит от внешних и внутренних (накопленных) возмущений, вносимых в процесс. Компенсировать их с помощью управляющих воздействий бывает сложно из-за отсутствия необходимой информации и низкой эффективности многих управляющих воздействий. Большинство вносимых в процесс возмущений не контролируется или информация о них поступает с большим

опозданием. В этом случае приходится бороться с последствиями вносимых возмущений, а не с самими возмущениями.

Значительное влияние на стабильность работы оказывают самовыравнивающиеся свойства аппарата. Ограниченное количество управляющих воздействий делает еще более значимой работу по настройке технологических процессов и выбору соответствующего режима работы. Силами обслуживающего персонала работы по настройке технологического процесса, по которой подразумевается выявление слабых мест в технологии подготовки нефти, модернизации технологической схемы и оборудования, подбора адекватного технологического режима и т.д. практически невозможно осуществить. Эти виды работ проводят специалисты ООО НПП «Контэкс» в ходе пуско-наладочных работ и дальнейшего научно-технического сопровождения. Задача обслуживающего персонала сводится к

поддержанию выбранного технологического режима по стабилизации процессов предварительного сброса воды, обезвоживания и обессоливания нефти и подготовки сточной воды.

Это помогает избежать часто применяемого на практике избыточному компенсирующему управляющему воздействию в виде ударной дозировки деэмульгатора, повышения температуры подогрева нефти, увеличения (если это возможно) времени отстоя и т.д. Такие меры не всегда обеспечивают стабилизацию процесса и экономически не оправданы.

Совершенствование промысловых систем может быть достигнуто только на основании изучения конкретных особенностей водонефтяных эмульсий, которое может выполнить ООО НПП «Контэкс» на договорной основе своими специалистами.

При этом особое внимание уделяется качеству сбрасываемой воды с целью снижения возможных потерь нефти со сбрасываемой водой и ее применения в системе ППД.

Неоптимальное технологическое и конструктивное оформление процессов и аппаратов, замена рекомендуемых проектом аппаратов на «псевдоаналогичные» в целях экономии капвложений делает процессы более чувствительными даже к незначительному изменению технологических свойств обрабатываемой нефти, приводит к нарушению и срыву процессов обезвоживания и обессоливания нефти, тем самым многократно снижая технологическую надежность установки.

Опыт эксплуатации данного комплекса аппаратов показывает, что применение оборудования НПП «Контэкс» позволяет достигнуть большого экономического эффекта в снижении стоимости подготовки нефти за счет:

• Снижения потребности в емкостной аппаратуре в 1,5–2 раза из-за его высокой единичной производительности;

• Снижения расхода дорогостоящих деэмульгаторов на 15–20%;

• Снижения температуры ведения технологического процесса на 5–8 °С;

• Повышения технологической надежности объектов подготовки нефти благодаря устойчивой работе установок по производительности, давлению, температуре и подготовленности эмульсии к расслоению при колебаниях входных параметрах сырья.

ООО НПП «Контэкс», как инжиниринговая фирма, в своей работе важнейшим элементом видит принципиально новый подход к разработке технологического оборудования не как к отдельным аппаратам, а как к единому технологическому комплексу, в котором эмульсия в предыдущем аппарате готовится для обработки в последующем, а весь комплекс обеспечивает требуемые технологические показатели.

ООО НПП «Контэкс» готово решать вопросы промысловой подготовки нефти не только путём применения разработанных технических средств, но и путём реконструкции основного технологического процесса, т.е. сброса воды (обезвоживания нефти). Это достигается как реконструкцией

внутренних устройств в технологической аппаратуре, так и структурной реконструкцией установок (УПН и УПСВ).

Нефтеперекачивающие станции нефтепроводов или нефтепродуктопроводов – это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенных для обеспечения перекачки нефти или нефтепродуктов в заданных объёмах, а также подготовки к дальнему транспорту нефти или нефтепродуктов. Они размещаются на трассе трубопровода в соответствии с гидравлическим расчётом на расстоянии 80 – 150км одна от другой. Состав объёктов перекачивающих станций несколько отличается от состава компрессорных станций из-за различий продуктов транспортировки. На компрессорных станциях осуществляется перекачка природного газа в газообразном состоянии, а на перекачивающих станциях осуществляется перекачка нефти или нефтепродуктов в жидком состоянии.

Головная перекачивающая станция нефти располагается вблизи месторождения по технико-экономическим соображениям, а головная перекачивающая станция нефтепродуктов вблизи нефтеперерабатывающих заводов или крупных перевалочных нефтебаз.

Внимание, только СЕГОДНЯ!

iitu.ru

Установка подготовки воды

Рис. 4.9. Установка подготовки нефти

Рис. 4.7. Блочный унифицированный отстойник нефти БУОН-С

Рис. 4.6. Общий вид УКПН

Стабилизация нефти необходима для уменьшения потерь лёгких углеводородов (этан, пропан, бутан и т.д.). Процесс стабилизации заключается в подогреве нефти до температуры 80-120°С в специальной стабилизационной колонне. После отделения лёгкие фракции охлаждаются и конденсируются. Продукты стабилизации направляют на газоперерабатывающий завод, а нефть на нефтеперерабатывающий. Обычно стабилизационные установки размещают в районе товарных резервуарных парков или на нефтесборном пункте данного месторождения после установок обезвоживания и обессоливания.

Во время процесса обезвоживания и обессоливания основная масса солей удаляется вместе с водой. Однако для предотвращения коррозии оборудования, образования солевых отложений и других нарушений в процессах переработки нефти необходимо глубокое обессоливание. Перед обессоливанием в нефть подают пресную воду, в результате чего образуется искусственная эмульсия, в которой вся соль находящаяся в нефти, растворяется в воде. Затем данная эмульсия подвергается разрушению, т.е отделению нефти от водяного раствора солей.

Процесс разрушения нефтяных эмульсий заключается в слиянии капель диспергированной в нефти воды в присутствии деэмульгатора и осаждении укрупнившихся капель. Деэмульгаторы – это поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые адсорбируются на поверхности глобул воды и образуют адсорбционный слой со значительно меньшей механической прочностью, что облегчает слияние капель воды и способствует разрушению нефтяных эмульсий.

УКПН представляет собой небольшой завод по первичной подготовке нефти. Согласно технологической схеме, сырая нефть, поступающая по линии I, направляется в теплообменник 2, в котором нагревается до 50-60°С горячей стабильной нефтью, поступающей по линии IIIпосле стабилизационной колонки 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 Vдля удаления солей, и направляется в отстойник второй ступени 5 и по линии VIв электродегидратор.Отделённая вода отводится по линии IV. При необходимости улучшения степени обессоливания применяют несколько смесителей, отстойников и электродегидраторов, включённых последовательно. Обессоленная нефть насосом 14 отправляется в отпарную часть стабилизационной колонны 8 через теплообменник 7, в котором за счёт тепла стабильной нефти, поступающей непосредственно снизу стабилизационной колонны, осуществляется нагрев нефти до 150-160°С.

В стабилизационной колонне 8 происходит отделение лёгких фракций нефти, которые конденсируются и передаются на ГПЗ.

В нижней и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелочные устройства, которые способствуют более полному отделению лёгких фракций.

В результате нагрева из нефти интенсивно испаряются лёгкие фракции, которые поступают в вехнюю часть стабилизационной колонны, где на тарелках происходит более чёткое разделение на лёгкие и тяжёлые углеводороды. Пары лёгких углеводородов по линии VII из стабилизационной колонны поступают в конденсатор холодильник 9, где пары охлаждаются до 30°С, основная часть их конденсируются, накапливаются в ёмкости по линии VII и подаётся на горелки печи 13.Конденсат, или как его ещё называют ШФЛУ, - широкие фракции лёгких углеводородов, перекачивают насосом 11 в ёмкость хранения по линииIX.

Наряду с отечественными агрегатами, для комплексной подготовки нефти используется и оборудование зарубежных производителей. Одним из наиболее известных поставщиков оборудования для комплексной подготовки нефти является фирма «MALONEY».

Основными особенностями продукции этой фирмы является высокое качество, надёжность, долговечность работы оборудования и стоимость.

 

Рис. 4.8. Технологическая схема УКПН

 

1, 11, 12 – насос; 2, 7 – теплообменник; 3 – отстойник первой ступени обезвоживания; 4 – смеситель; 5 – отстойник второй ступени; 6 – электродегидратор; 8 – стабилизационная колонна; 9 – конденсатор-холодильник; 10 – ёмкость орошения; 13 – печь; I– сырая нефть; II – деэмульгатор; III – горячая стабильная нефть; IV – отделённая вода; V – пресная вода; VI– частично обезвоженная нефть; VII – пары лёгких углеводородов и газ; VIII – газ и неконденсированные пары углеводородов; IX– ШФЛУ; X – стабильная нефть.

 

 

На ЦППН также установлена установка по подготовке воды, на которой вода, отделённая на УКПН от нефти, подвергается очистке и направляется в систему поддержания пластового давления (ППД). С системе ППД подготовленная вода с помощью кустовых насосных станций под большим давлением (до 20-25МПа) через систему трубопроводов-водоводов подаётся к нагнетательным скважинам, а затем в продуктивные пласты.

Пластовая вода, отделённая от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты, окиси железа и большое количество солей (до 2500мг/л). Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, следовательно, приводят к нарушению контакта вода-нефть в пласте и к снижению эффективности поддержания пластового давления.

Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Поэтому сточные воды, отделённые от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки, в которой в основном используются методы:

- отстой (гравитационный) – аналогично обезвоживанию нефти;

- фильтрация;

- флотация;

- гидроциклонный.

Метод отстоя основан на гравитационном разделении механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных или вертикальных отстойниках, а также в резервуарах-отстойниках.

Метод фильтрации основан на прохождении загрязнённой пластовой воды через фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена, песок, гравий и т.д.

Метод флотации основан на одноимённом явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязнённой воды снизу вверх, соединяются с твёрдыми частицами и капельками нефти и способствуют их всплытию на поверхность.

При гидроциклонном методе для отделения из воды примесей и газа используется центробежная сила потока жидкости.

 

 



3-net.ru