Предварительное обезвоживание нефти (цели, назначение, оборудование)
 Скачать 6.14 Mb.
|
|
Необходимость подготовки нефти, исходя из требований, предъявляемых к качеству товарной нефти (согласно ГОСТ Р 51858-2002)     Предварительное обезвоживание нефти (цели, назначение, оборудование). Предварительное обезвоживание нефти необходимо проводить при достижении содержания воды в продукции нефтяных скважин выше 30%, когда транспортирование всего объема добываемой жидкости на расстояния более 25—30 км становится нецелесообразным или затруднительным. Следует различать два варианта предварительного обезвоживания нефти: -В системе сбора, например, на групповых замерных установках или дожимных насосных станциях, сборных пунктах типа комплексных сборных пунктов -На центральных нефтесборных пунктах перед установками подготовки нефти на месторождениях, сравнительно небольших по размерам. Различие этих двух вариантов состоит в том, что в системе сбора (на ДНС и КСП) воду обычно сбрасывают при температуре обрабатываемой продукции скважин. Принцип работы ДНС. Принципиальная схема ДНС Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до установок предварительного сброса воды (УПСВ) или цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН). Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях. Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа - под давлением сепарации. Нефть от групповых замерных установок (ГЗУ) поступает в буферные емкости, сепарируется, затем подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на установку компримирования природного газа (УКПГ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии.  Принципиальная технологическая схема дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ) Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ включает в себя: 1) первую ступень сепарации нефти; 2) предварительный сброс воды; 3) нагрев продукции скважин; 4) транспортирование газонасыщенной нефти на центральные пункты сбора (ЦПС); 5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ; 6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД; 7) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов-деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций. Объекты предварительного разделения продукции скважин должны рассматриваться как составная часть единого технологического комплекса сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, газа и воды. На ДНС с УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ. Жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ с ДНС. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на УПН и ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления. Технологическая схема процесса должна обеспечивать: а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в "отстойные" аппараты; б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа; в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5–10 % мас. Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента-деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научноисследовательских организаций – подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.  Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы; ОГ – отстойник горизонтальный; Н-1, Н-2 – центробежные насосы. Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа; ГНД – газ низкого давления Принципиальная технологическая схема установки предварительного сброса воды (УПСВ) Установка предварительного сброса воды напоминает упрощенную схему установки подготовки нефти. Принципиальное различие состоит в отсутствии оборудования для окончательного обезвоживания нефти. На УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ. Жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на конечную сепарационную установку (КСУ), где производится отбор газа при более низком давлении, и затем направляется на УПН или ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления. Технологическая схема процесса должна обеспечивать: а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в "отстойные" аппараты; б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа и окончательной дегазацией; в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5–10% мас. Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента-деэмульгатора на концевых участках. Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти. Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосных  Основные функции концевого делителя фаз (КДФ). Концевой гидродинамический делитель фаз предназначен для установки перед узлами сепарации и выполняет следующие функции: - гашение пульсаций и обеспечение раздельного режима движения нефти и выделившегося из неё газа, эмульсии и воды; - осуществление пеногашения и отбор выделившегося газа непосредственно в осушительные элементы сепаратора, либо непосредственно потребителю; - повышение производительности функциональных аппаратов (сепараторов, отстойников и т.д.); - отбор и сброс выделившейся пластовой воды, пригодной для закачки в пласт без дополнительной очистки, либо на очистные сооружения; Конструктивно КДФ выполнен в виде трубчатого блока, снабженного отводными патрубками для отбора нефти, газа и воды камерой для нефти и отсеком для воды, формируемого перегородками. Принципиальная технологическая схема установки подготовки нефти (УПН). Установка подготовки нефти предназначена для обезвоживания и дегазации нефти. В нефтегазовом сепараторе С-1 происходит дегазация нефти при давлении 0,6 МПа, которое поддерживается регулятором давления. Для облегчения разрушения водонефтяной эмульсии перед сепаратором С-1 вводится деэмульгатор от блока дозирования химических реагентов. Из сепаратора С-1 частично дегазированная нефть и пластовая вода поступает на вход блока отстоя, давление в котором поддерживается на уровне 0,3 МПа регулятором давления. Пластовая вода из блока отстоя направляется на сантехнические сооружения для последующей утилизации. Частично обезвоженная и дегазированная нефть из ОГ направляется в электродегидратор (ЭДГ) для окончательного обезвоживания нефти, далее обезвоженная нефть поступает на концевую сепарационную установку - КСУ, давление в которой поддерживается на уровне 0,102 МПа. Подготовленная нефть из КСУ самотеком поступает в резервуарный парк для хранения и последующего автовывоза или подачи нефти в транспортный трубопровод. Газ дегазации от С-1 и С-2 поступает на газосепаратор ГС и направляется на установку комплексной подготовки газа УКПГ. Остатки газа из ГС используются на собственные нужды в качестве топливного газа для электростанции. Отделенная капельная жидкость из ГС направляется в общую линию потока нефти через буферную емкость, которая не указана на схеме. Технологический комплекс сооружений УПН включает в себя: 1) первую ступень сепарации нефти; 2) предварительный сброс воды; 3) нагрев продукции скважин; 4) обезвоживание в блоке электродегидраторов; 4) транспортирование нефти в резервуарный парк; 5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ; 6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД; 7) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов- деэмульгаторов). Данный вид установок системы сбора и подготовки является конечной стадией в пути добываемой продукции от скважины до подготовленной и очищенной нефти, предназначенной для дальнейшей переработки.  Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы; ЭДГ – электродегидратор; ОГ – отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы; РВС – резервуар стационарный. Потоки: УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа; УУВ – узел учета воды; УУН – узел учета нефти Нефтяная эмульсия. Определение, типы, причины образования. Под нефтяными эмульсиями будем понимать механическую смесь нефти и пластовой воды, нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии. Как известно, количественное соотношение нефти и воды в процессе эксплуатации месторождений может изменяться в широких пределах, в результате могут изменяться и свойства нефтяных эмульсий. В пласте и на забоях скважин нефтяные эмульсии, как правило, отсутствуют. Эмульсии образуются в стволе скважины, причем интенсивность их образования в глубиннонасосных, компрессорных и фонтанных скважинах не одинакова. На образование эмульсий при добыче нефти глубинными насосами влияют: -число ходов в минуту и длина хода плунжера; -размеры приемных и выкидных клапанов; -наличие газа в насосе. В фонтанных и компрессорных скважинах, дающих вместе с нефтью воду, жидкость сильно перемешивается вследствие снижения давления и интенсивного выделения газа из нефти. Однако особенно стойкие эмульсии получаются при компрессорном способе добычи нефти, когда в качестве рабочего агента применяется воздух. Высокая стойкость эмульсий в этом случае объясняется тем, что нафтеновые кислоты, содержащиеся в нефти, окисляются кислородом воздуха и затем становятся эффективными эмульгаторами. В нефтяных эмульсиях принято различать две фазы — внутреннюю и внешнюю. Жидкость, в которой размещаются мельчайшие капли другой жидкости, называют дисперсионной средой (внешней, сплошной фазой), а жидкость, размещенную в виде мелких капелек в дисперсионной среде, — дисперсной (внутренней, разобщенной) фазой. По характеру дисперсной фазы и дисперсионной среды различают: эмульсии прямого типа — неполярной жидкости в полярной (нефть размещается в виде мелких капелек в воде); образуются они в процессах разрушения обратных эмульсий, т. е. при деэмульсации нефти. Такие эмульсии могут добываться, если низкая минерализация вод и нефти содержат повышенное количество нафтеновых кислот; такие эмульсии называются «нефть в воде» (Н/В); эмульсии обратного типа — полярной жидкости в неполярной (вода размещается в виде мелких капелек в нефти); Такие эмульсии называются «вода в нефти» (В/Н). В таких эмульсиях содержание дисперсной фазы (воды) в дисперсионной среде (нефти) может колебаться от следов до 90-95%. «множественные» эмульсии, в которых дисперсная фаза сама является эмульсией глобулы другой фазы. Такие эмульсии характеризуются повышенным содержанием различных механических примесей. Такие эмульсии очень трудно разрушаются и накапливаются на границе раздела фаз в отстойниках. Стойкость нефтяной эмульсии. Какими процессами характеризуется стойкость нефтяной эмульсии. При образовании эмульсии увеличивается поверхность дисперсной фазы, поэтому для осуществления процесса эмульгирования должна быть затрачена определенная работа, которая концентрируется на поверхности раздела фаз в виде свободной поверхностной энергии. Энергия, затраченная на образование единицы межфазной поверхности, называется поверхностным (межфазным) натяжением. Глобулы дисперсной фазы имеют сферическую форму, так как такая форма имеет наибольшую поверхность и наименьшую свободную энергию для данного объема . Свободная энергия капель дисперсной фазы способствует их слиянию (коалесценции), но помехой этому в устойчивых эмульсиях являются стабилизаторы эмульсии. В эмульсиях чистых, несмешивающихся жидкостей, не содержащих эмульгаторов, капли быстро сливаются и эмульсия разрушается. Различают два процесса: Коагуляция (коалесценция) – слияние капель при столкновении с друг другом. Флокуляция – слипание капель при столкновении. При подготовке нефтей необходимо уменьшить агрегативную и кинетическую устойчивость и привести к коагуляции, способствующей объединению мелких глобул и их оседанию. Стойкость нефтяной эмульсии. Какие факторы влияют на стойкость эмульсии. Стойкость нефтяной эмульсии характеризует: Кинетическая устойчивость – способность противостоять оседанию воды под действием силы тяжести. Чем больше вязкость, тем выше кинетическая устойчивость. Кинетическая устойчивость – это обратная величина скорости оседания по Стоксу:  Агрегативная устойчивость – способность частиц дисперсной фазы при их столкновении сохранять первоначальный размер. Стабилизаторы нефтяных эмульсий. Для образования эмульсии недостаточно только перемешивания двух несмешивающихся жидкостей. Если взять чистую воду и чистую нефть, то сколько бы мы их ни перемешивали, эмульсия не образуется. Чтобы она образовалась, необходимо наличие в нефти особых веществ — природных эмульгаторов. Такие природные эмульгаторы в том или ином количестве всегда содержатся в пластовой нефти. В процессе перемешивания нефти с пластовой водой и образования мелких капелек воды частицы эмульгирующего вещества на поверхности этих капелек (или, как обычно принято говорить, на поверхности раздела фаз) образуют пленку (оболочку), препятствующую слиянию капелек. Адсорбционная пленка на глобулах состоит от двух до десяти слоев, толщиной 200- 500 Å и такая пленка препятствует коагуляции но не флокуляции. Тип стабилизаторов нефтяной эмульсии и его влияние на способы ее разрушения. Смолы – слабые органические кислоты, образуют непрочную пленку. Чем выше pH – выше прочность. Асфальтены – главные составляющие стабилизаторов. Дают жесткий структурный каркас пленки, прочность их максимальна когда асфальтены находятся в коллоидно-дисперсном состоянии. С понижением pH, пленка более прочна. Композиции со смолами образуют жидкообразную пленку. Смолы, как прослойки между асфальтенами, ослабляют их взаимодействие, и пленка более эластична. Твердые парафины обладают высокой адсорбционной способностью, и оседают на гидрофобных фрагментах смол и асфальтенов. Порфирины – комплексные соединения циклов с металлами. Обладают пленкообразующей способностью и дают жесткие пленки. Механические примеси и взвеси – песок, глина, сульфид железа. Одним из источников сульфида железа является смешение нефтей различных горизонтов. Старение нефтяных эмульсий. Адсорбция эмульгаторов происходит во времени. Между отдельными молекулами возникают дополнительные связи, слой растет, устойчивость увеличивается, так протекает процесс старения. Процесс старения эмульсии может протекать быстро или медленно от нескольких часов до 3-4 дней. Обычно первоначально этот процесс идет очень интенсивно, но по мере насыщения поверхностного слоя глобул эмульгаторами замедляется или даже прекращается. По истечении определенного времени пленки вокруг глобул воды становятся очень прочными и трудно поддаются разрушению. |