DSC06890.ВОРД.. T Fx л

• Название: T Fx л
• Дата: 30.03.2022
• Размер: 7.55 Mb.
• Имя файла: DSC06890.ВОРД..doc
• Тип: Курс лекций; #428334
• страница: 8 из 16

I часто

одами.


нотоди- яй сброс правигь-

и»-м ис-

• 
  с использованием реагентов и эффектов разрушения эмульсии в тру­бопроводе;
  
• 
  с применением дренажных вод;
  
• 
  комбинированное воздействие перечисленных выше факторов.
  

Этот принцип является универсальным, т. к. позволяет снизить нагруз­ки на сепараторы последующих ступеней, отстойники, печи, насосное обору­дование, повысить их эксплуатационную надежность, а иногда и исключить из технологической схемы часть перечисленного оборудования.

В зависимости от места осуществления предварительного сброса воды в технологической цепи сбора и подготовки нефти можно выделить:

1. 
   Путевой сброс;
   
2. 
   Централизованный сброс: на ДНС и непосредст венно перед установ­ками подготовки нефти.
   

Путевой сброс на ДНС осуществляется в случае, если давление сква­жин не обеспечиваез транспорт всей жидкости до УПН и имеется возмож­ность утилизации пластовой воды в районе ДНС.

Особенностью сброса на ДНС является необходимость осуществления процесса сброса воды под избыточным давлением, обеспечивающим транс­порт газонасыщенной нефти до узлов подготовки и второй ступени сепара­ции.

8.1. АППАРАТЫ ДЛЯ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ


4


аса волы


IX других


В настоящее время имеются 2 типа аппаратов, применяемых для пред­варительною сброса воды: вертикальные стальные резервуары (РВС) емко-


ча


* <


Ч * л

А»


til


л





Рисунок 8.2 - Технологическая схема аппарата ОГ-200П для предвари­тельного разделения нефти и пластовой воды: 1 - патрубок ввода эмульсии; 2 - распределитель эмульсии: труба 0700мм, 64 ряда отверстий, в ряду - 285 отверстий, продольный вырез: ширина - 6мм, длина - 60мм; 3 - трубы для вывода обезвоженной нефти; 4 - вывод газа

Промежуточный слой образуется из-за того, что крупные капли нефти несут мельчайшие капельки воды (множественная эмульсия). Капля нефти на границе раздела фаз вода-нефть коалесцирует со слоем нефти, а капли воды остаются на поверхности раздела.

Таблица 8.1 - Техническая характеристика отстойников

Тип ус­тановки	Пр-ть по жидкости, т/сут	Обводненность про­дукции, %			Макс, рабо- нее давле­ние, кгс/см2		Объем емко­сти, м3	Пр-ть объем, м3/сут
		посту­ пающей	уходя­ щей
БАС-1	2500	>30	<20	. 6		100		25
УПС- 2000/6	2000	до 90	до 30	5		100		20
УПС- 3000/6	3000	До 90	до 30	6		200		15
01 -20011	10000“ С	“ 30	-
			< 10	6		200		50

Рабочая температура 15 - 50 °C

58

стыо от 1000 до 5000 м³ и горизонтальные цилиндрические емкости объемом 100 и 200 м³ (булиты).

Вертикальные резервуары специально оборудуются распределитель­ными гребенками ввода жидкости, размещаемыми на высоте 1,5 м от днища резервуара.. Вывод воды осуществляется через гидрозатвор, позволяющий автоматически, без специальных средств регулирования, поддерживать в ре­зервуаре постоянный уровень жидкости, необходимый для ведения процесса (рисунок 8.1).



Рисунок 8.1 - Резервуар УПСВ:

1 - подводящая труба; 2 - маточник; 3 - отводящая труба; 4 - гидрозатвор

По нижней образующей маточника имеются отверстия. Нефть (эмуль­сия) через отверстия направляется вниз, затем всплывает в слое воды, высота которого поддерживается я пределах 3 - 4 м. Уровень воды поддерживается с помощью гидрозатвора, высота которого обычно принимается равной 0,9 вы­соты резервуара.

'*«*’>*

Ч •:

• •

»»

< да ^w

• I» л*

'■Ч59

Технологические резервуары работают транзитом. Сброс отделившейся воды и отбор обезвоженной нефти осуществляется непрерывно, т. е. уровень жидкости при этом не изменяется, нет потерь от больших дыханий резервуа­ра.

На промыслах, где строительство резервуара не предусмотрено проек­тами, сброс воды может осуществляться из горизонтальных отстойников, ра­ботающих под давлением.

Горизонтальные цилиндрические емкости также оборудуются распре­делительной гребенкой ввода жидкости. Кроме того, они снабжены специ­альными средствами регулирования для поддержания постоянных уровней дренажной воды и нефти.

Наиболее широко известны две конструкции установок предваритель­ного сброса воды на базе булитов:

1) блочная автоматизированная сепарационная установка предвари­тельным сбросом воды БАС-1; 2) блочные автоматизированные установки для оперативного учета, сепарации и предварительного обезвоживания нефти УПС-2000/6, УПС-3000/6, ОГ-200П, АСП-6300/6, СПОН.

Для этих же целей может быть использованы концевые сепарационные установки: КССУ (концевая совмещенная сепарационная установка - произ­водит обезвоживание и обессоливание).

Конструкция аппаратов должна исключать турбулизацию потока и пе­ремешивание фаз.

ОГ-200Г1 (рисунок 8.2) устанавливается после сепаратора нефти. Пред­назначен для расслоения водонефтяных эмульсий, обработанных деэмульга­тором. Представляет собой цилиндрическую емкость. Эффективность разде­ления достигается благодаря использованию: тепла, ПАВ, промывки через слой воды и промежуточного слоя, играющих роль своеобразного фильтра.

60





Рисунок 8.2 - Технологическая схема аппарата ОГ-200П для предвари­тельного разделения нефти и пластовой воды: 1 — патрубок ввода эмульсии; 2 — распределитель эмульсии: труба 0700мм, 64 ряда отверстий, в ряду - 285 отверстий, продольный вырез: ширина - 6мм, длина - 60мм; 3 - трубы для вывода обезвоженной нефти; 4 - вывод газа




Промежуточный слой образуется из-за того, что крупные капли нефти несут мельчайшие капельки воды (множественная эмульсия). Капля нефти на границе раздела фаз вода-нефть коалесцирует со слоем нефти, а капли воды

остаются на поверхности раздела.


-•





«4.


А»’»,




Таблица 8.1 — Техническая характеристика отстойников

Тип ус­тановки	Пр-ть по жидкости, т/сут	Обводненность про­дукции, %		Макс, рабо­чее давле­ние, кгс/см2	Объем емко­сти, м3	— Пр-ть объем, м3/сут
		посту­ пающей	уходя­ щей
БАС-1	2500	>30	<20	. 6	100	25
УПС- 2000/6	2000	до 90	до 30	5	100	20
УПС- 3000/6	3000	до 90	до 30	6	200	15
ОГ-200П	10000	>30	< 10	6	200	50
	Рабочая температура - 15 - 50 °C					J

61

Предварительный сброс воды в вертикальном резервуаре получил ши­рокое распространение. При обводненности поступающей нефти от 20 до 55%, можно констатировать следующее:

> производительность по жидкости одного аппарата предварительно­го сброса:

РВС-5000 10000 т/сут;

РВС-2000 5000 т/сут,

что соответствует времени пребывания жидкости в аппарате 6 - 7 ча­сов. Повышение загрузки аппарата выше этих пределов ведет к увеличению содержания нефти в сбрасываемой (дренажной) воде;

• 
  температура водонефтяной смеси должна быть не ниже 20 - 25°С. Снижение температуры вызывает ухудшение процесса отстоя, как но качест­ву нефти, так и по качеству сбрасываемой воды;
  
• 
  заблаговременный (за 0.6 - 1 км до резервуаров) ввод дренажной воды в нефтепровод резко улучшает качественные и количественные показа­тели процесса за счет путевых эффектов разрушения эмульсии в нефтепро­воде и взаимной очистки нефти и воды в процессе движения по трубопрово­ду.
  

Предварительный сброс воды является промежуточной операцией в общем технологическом процессе подготовки нефти до товарных кондиций и очистки дренажных вод до норм, позволяющих осуществлять их закачку в

пласт.

Аппараты ОГ-200П дают возможность вести процесс под избыточным давлением. Резервуары работают практически при атмосферном давлении. Рассмотрим технологические и технические преимущества осуществления процесса предварительного сброса пластовых вод под давлением (5-6 кгс/см²).

Если до аппаратов УПСВ эффективно провести процесс трубной де­эмульсации (разрушение эмульсии в трубопроводе), то аппарат УПСВ вы

-
62

полняет функции водоотделителя, разделяет на нефть и воду предварительно разрушенную в трубопроводе эмульсию.

Если сброс поды осуществляется на ДНС, то здесь применение аппара­тов, работающих под избыточным давлением, позволяет осуществить даль­ний транспорт газонасыщенной нефти после I ступени сепарации до УПН. Также применение этих аппаратов для сброса воды на ДНС позволяет осуще­ствить полную герметизацию перекачки.

При необходимости осуществления сброса большого количества воды на крупных герметизированных узлах в качестве аппарата предварительного сброса следует использовать булиты и трубчатые каплеобразователи.

Пропускная способность отстойника зависит от: вязкости поступающей эмульсии;

• 
  плотности поступающей эмульсии;
  
• 
  радиуса отстойника;
  
• 
  высоты водяной подушки - слой воды в отстойнике;
  
• 
  дисперсности капель воды
  

Продолжительность отстоя нефти в резервуаре (или булите) после раз­рушения эмульсии зависит от вязкости нефти: продолжительность отстоя увеличивается прямолинейно (а пропускная способность падает) в зависимо­сти от вязкости нефти.

Для достижения достаточной скорости оседания частиц воды вязкость нефти в отстойниках не должна превышать 110“⁶м²/с (Юсст).

На практике вязкость нефти можно снизить за счет дополнительного ее подогрева, т. е. дополнительного расхода тепла, а иногда и дополнительного расхода деэмульгатора.

Вследствие разрушения эмульсии и выделения свободной воды, вяз­кость системы падает.

Темп снижения вязкости будет зависить от типа и свойств деэмульга­тора.

63

С увеличением обводненности нефти относительное снижение вязко­сти уменьшается.

Подогрев нефти в резервуаре может привести к потерям углеводородов за счет испарения.

Поэтому в каждом отдельном случае нужно просчитывать, что выгод­нее: подогреть нефть и бороться с потерями углеводородов или увеличить емкость отстойной аппаратуры или другие варианты.

Лекция 9. ВНУТРЕННЯЯ КОРРОЗИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

Ежегодно на нефтепромысловых трубопроводах происходит около 50 — 70 тыс. отказов. 90 % отказов являются следствием коррозионных поврежде­ний. Из общего числа аварий 50 — 55 % приходится на долю систем нефтес- бора и 30 - 35 % — на долю коммуникаций поддержания пластового давле­ния. Более 42 % труб не выдерживают пятилетней эксплуатации, а !7 % - даже двух лет. На ежегодную замену нефтепромысловых сетей расходуется 7-8 тыс. км труб или 400 — 500 тыс. тонн стали.

1. 
   ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССА ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ КОРРОЗИИ МЕТАЛЛОВ
   

Коррозия - это разрушение металлов в результате химического или электрохимического воздействия окружающей среды, это окислительно- восстановительный гетерогенный процесс, происходящий на поверхности раздела фаз.

Хотя механизм коррозии в разных условиях различен, по виду разру­шения поверхности металла различают:

1. 
   Р авномерную или общую коррозию, т. е. равномерно распределен­ную по поверхности металла. Местную или локазьную коррозию, т. е. сосре­доточенную на отдельных участках поверхности. Местная коррозия бывает различных видов:
   

64

• 
  В виде пятен — поражение распространяется сравнительно неглубо­ко и занимает относительно большие участки поверхности;
  
• 
  В виде язв глубокие поражения локализуются на небольших уча- сках поверхности;
  
• 
  В виде точек — размеры еще меньше язвенных разъеданий.
  

2. 
   Межкристаллитную коррозию — характеризующуюся разрушением металла по границам кристаллитов (зерен металла). Процесс протекает быст­ро, глубоко и вызывает катастрофическое разрушение.
   
3. 
   Избирательную коррозию — избирательно растворяется один или несколько компонентов сплава, после чего остается пористый остаток, кото­рый сохраняет первоначальную форму и кажется неповрежденным.
   
4. 
   Коррозионное растрескивание происходит, если металл подвергает­ся постоянному растягивающему напряжению в коррозионной среде. КР мо­жет быть вызвано абсорбцией водорода, образовавшегося в процессе корро­зии.
   

По механизму протекания различают химическую и электрохимиче­скую коррозию.

Химическая коррозия характерна для сред, не проводящих электриче­ский ток.

Коррозия стали в водной среде происходит вследствие протекания электрохимических реакций, т. е. реакций, сопровождающихся протеканием электрического тока. Скорость коррозии при этом возрастает.

Электрохимическая коррозия возникает в результате работы множества макро- или микрогальванопар в металле, соприкасающемся с электролитом.

Причины возникновения гальванических пар в металлах:

• 
  соприкосновение двух разнородных металлов;
  
• 
  наличие в металле примесей;
  
• 
  наличие участков с различным кристаллическим строением;
  
• 
  образование пор в окисной пленке;
  
• 
  наличие участков с различной механической нагрузкой;
  
• 
  
  

6
♦Г
5

• наличие участков с неравномерным доступом активных компонентов внешней среды, например, воздуха.

Рассмотрим, от каких факторов зависит скорость коррозии.

2. 
   ФАКТОРЫ КОРРОЗИОННОГО РАЗРУШЕНИЯ
   

ТРУБОПРОВОДОВ

1. 
   Температура и pH воды.
   

Рисунок 9.1 Зависимость интенсивности коррозии от pH и температуры воды


i.




Можно выделить 3 зоны:

1. 
   pH < 4,3. Скорость коррозии чрезвычайно быстро возрастает с по­нижением pH. (Сильнокислая среда).
   
2. 
   4,3 < pH < 9 - 10. Скорость коррозии мало зависит от pH.
   
3. 
   9 - 10 < pH < 13. Скорость коррозии убывает с ростом pH и коррозия практически прекращается при pH = 13. (Сильнощелочная среда).
   

Повышение температуры ускоряет анодные и катодные процессы, так как увеличивает скорость движения ионов, а, следовательно, и скорость коррозии.

- 2. Содержание кислорода в воде:6
t.v-K
6

Как было отмечено выше, железо труб подвергается интенсивной кор­розии в кислой среде при pH < 4,3 и практически не корродирует при pH > 4,3, если в воде отсутствует растворенный кислород.

Если в воде есть растворенный кислород, то коррозия железа будет идти и в кислой, и в щелочной среде (рис.9.2, кривые 1 — 3).

3. 
   Парциальное давления СО₂.
   

Огромное влияние на разрушение металла груб коррозией оказывает свободная углекислота (СО₂), содержащаяся в пластовых водах. Известно, что при одинаковом pH коррозия в углекислотной среде протекает более интенсивно, чем в растворах сильных кислот.

Объяснение влияния СО₂ на коррозионную активность среды связано с формами нахождения СО₂ в водных растворах. Это:

• 
  растворенный газ СО₂;
  

• 
  недиссоциированные молекулы Н₂СО₃;
  
• 
  бикарбонат ионы НСО₃‘;
  

• 
  
  

к