СС. 28-30 Системы сбора. Первичная подготовка гжс подразумевает
 Скачать 482.62 Kb.
|
|
28. Система подготовки ГЖС на промыслах. Основные технологические установки. Первичная подготовка ГЖС подразумевает: дегазацию – удаление из сырья газов; стабилизацию – удаление ненужных легких фракций; обезвоживание – отделение нефти от воды; обессоливание – изымание из энергоресурса лишних солей. Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции (выкидные линии). Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды (сборный коллектор). Элемент 3. ДНС – газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из сепараторов, являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации. Элемент 4. ДНС – УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции » (ЦПС). Элемент 5. ДНС – установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества. Элемент 6. УПСВ – КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.  Рисунок 13.1 – Схема сбора и подготовки продукции на промысле: 1 – продуктивный пласт; 2 – насос; 3 – НКТ; 4 – обсадная колонна; 5 – устье добывающей скважины; 6 – ГЗУ; 7 – КНС; 8 – УПСВ; 9 – ДНС; 10 – газосборная сеть; 11 – нефтесборный коллектор; 12 – УКПН; 13 – узел подготовки воды; 14 – нагнетательный трубопровод; 15 – обсадная колонна нагнетательной скважины; 16 – НКТ; 17 – пакер; 18 – пласт Элемент 7. УКПН – установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к. одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая – для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка. Элемент 8. Установка подготовки воды – КНС. Вся водная фаза (как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции. Элемент 9. КНС – нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт. 29. Деэмульгирование нефти. Назначение. Теоретические основы. Техника и технология. Деэмульсация нефти– это процесс, обратный эмульгированию, разрушение эмульсий, т.е. дисперсных систем, состоящих из двух несмешивающихся жидкостей, одна из которых в виде мелких капель равномерно распределена в объёме другой. Капли эмульсии при деэмульгировании укрупняются вследствие коалесценции (слияния) в процессе броуновского движения, седиментации (оседания) или перемешивания. Деэмульгирование приводит к полному или частичному расслоению образующих эмульсию жидкостей. Обезвоживание нефти проводят для: 1) Существенного снижения транспортных расходов, так как вода сама по себе является балластом и транспортировать ее по магистральным нефтепроводам нет необходимости; 2) Недопущения образования стабильных эмульсий, трудно поддающихся разрушению на нефтеперерабатывающих заводах; 3) Предохранения магистральных трубопроводов от внутренних коррозионных разрушений; 4) Закачки отделенной воды в пласт для поддержания пластового давления. Способы деэмульгирования нефтяных эмульсий условно можно разделить на следующие группы: механические - фильтрация, центрифугирование, обработка ультразвуком и др.; термические - подогрев и отстаивание при атмосферном давлении и под избыточном давлением; промывка нефти горячей водой; электрические - обработка в электрическом поле переменного или постоянного тока; химические - обработка эмульсий различными реагентами - деэмульгаторами. Термические метод Горячий отстой нефти Является самым простым методом. Происходит за счет коагуляции капель воды в более крупные и тяжелые. Капри волы под действием силы тяжести оседают на дно и скапливаются на дне. Перед отстаиванием нефт нагревают. Нагрев вызывает разрушение эмульсии воды в нефти и способствует коалесценции мелких капель воды в более крупные. В водонефтяной эмульсии на поверхности частиц воды образуются бронирующие слои, состоящие из асфальто-смолистых веществ и парафинов. При обычной температуре эти слои создают прочную структурную оболочку, которая препятствует слиянию капель. При повышении температуры вязкость веществ, составляющих защитные оболочки, значительно уменьшается. Это приводит к снижению прочности таких оболочек, что облегчает слияние глобул воды. Кроме того, в результате нагревания понижается вязкость нефти, что способствует ускорению выделения воды из нефти путем отстаивания. В сочетании только с отстаиванием такая обработка применяется редко. В современных условиях тепловая обработка обычно используется как составной элемент более сложных комплексных методов обезвоживания нефти, например, в составе термохимического обезвоживания (в сочетании с химическими реагентами и отстаиванием), в комплексе с электрической обработкой и т.д. Отстой проводят в специальных аппаратах-отстойниках. Принципиальная схема аппарата отстойника   Отстойник оснащен распределителем эмульсии 2, сборниками нефти 1 и воды 4, выполненными из перфорированных труб. Распределитель эмульсии состоит из двух гребенок (двухсторонних) с четырьмя трубами в ряду. По нижним образующим труб распределителя расположены отверстия, под которыми установлены У-образные отбойные устройства 3. Такое расположение отверстий предотвращает накопление грязи и механических примесей в трубах и способствует равномерному отводу выделяющейся воды. Отбойные устройства предназначены для гашения кинетической энергии вытекающих струй эмульсии, равномерного распределения их по сечению аппарата и предотвращения перемешивания нижележащих слоев воды.Принцип работы отстойника основан на гравитационном отстое и на эффекте промывки эмульсии. Химические методы При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5¸10 до 50¸60 грамм на 1 тонну нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Это вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть-вода" и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. К деэмульгаторам предъявляются следующие требования: 1) Способность не изменять свойства нефти и не реагировать с молекулами воды; 2) Высокая деэмульгирующая способность при малых расходах; 3) Простота извлечения из сточной воды, отделённой от нефти; 4) Нетоксичность, инертность по отношению к оборудованию, невысокая стоимость, доступность. Электрические методы Нефтяные эмульсии разрушаются с помощью электрического тока. При воздействии электрического поля капельки воды, находящиеся в неполярной жидкости, поляризуются, вытягиваются в эллипсы с противоположно заряженными концами и притягиваются друг к другу. При сближении капелек силы притяжения возрастают до величины, позволяющей сдавить и разорвать разделяющую их пленку. На практике используют переменный электрический ток частотой 50 Гц и напряжением 25—35 кВ. Процессу электрообезвоживания способствуют деэмульгаторы и повышенная температура. Во избежание испарения воды, а также в целях снижения газообразования электро-дегидраторы — аппараты, в которых проводится электрическое обезвоживание и обессоливание нефтей —работают при повышенном давлении. Является наиболее эффективным методом. Имеет наиболее низкое остаточное содержание воды.  Принципиальная схема электрообезвоживающей-электообессоливающей установкиОчистка нефти в двухступенчатых ЭЛОУ осуществляется следующим образом . На 1-й ступени сырая нефть подается насосом 13 через теплообменник 10, где она нагревается, в смеситель 8, в к-ром смешивается с промывной водой и деэмульгатором; в электродегидраторе 1 образовавшаяся водно-нефтяная эмульсия разделяется на две фазы. Обезвоженная и частично обессоленная нефть поступает во 2-ю ступень; сначала в смеситель 8, а затем в виде эмульсии с водой-на окончат. очистку в электродегидратор Г; обезвоженная и обессоленная нефть направляется на дистилляц. установку. Пресная промывная вода насосом 15 подается в теплообменник 10, подогревается до 60-70 °С и смешивается с нефтью перед смесителем 8. Отстоявшаяся в электродегидраторе 1 дренажная вода с помощью клапана 9 поступает в емкость 12, откуда насосом 14 направляется для смешения с нефтью перед 1-й и частично перед 2-й ступенями. Дренажная вода, отстоявшаяся в электродегидраторе 1, через клапан 9 подается в отстойник И, из к-рого после отстаивания и отделения от эмульгир. нефти частично отводится в канализацию, а частично используется для промывки нефти в 1-й ступени. Нефть, отстоявшаяся в емкости 11, смешивается с сырой нефтью на приеме сырьевого насоса 13. В схеме предусмотрены две возможные точки ввода промывной воды в нефть перед 1-й ступенью: на приеме насоса 13 и после насоса 10 перед смесителем 8. 30. Товарная нефть. Требования к товарной нефти. Товарная нефть – нефть, подготовленная к поставке потребителям в соответствии с требованиями нормативных актов Требования к товарной нефти в соответствии с ГОСТ 31378-2009 Класс нефти (по содержанию серы, % мас.): 1) малосернистая (≤ 0,60); 2) сернистая (0,61-1,80); 3) высокосернистая (1,81-3,50); 4) особо высокосернистая (> 3,50). Типы нефти (по плотности, кг/м3): 0 – Особо легкая - менее 830 1 – Легкая - 830-850 2 – Средняя - 850-870 3 – Тяжелая - 870-895 4 – Битуминозная – более 895   |