Основы промысловой подготовки нефти

Лекция № 6

Основы промысловой подготовки нефти

Поскольку из нефтяной скважины извлекается нефтяная эмульсия, представляющая собой сложную смесь нефти, воды и эмульгатора (механических примесей, солей, парафинов, нафтенов и т.д.), а также попутного нефтяного газа, то процесс транспортирования такой продукции по магистральному нефтепроводу является затратным.

Рассмотрим влияние составляющей смеси на процесс транспорта нефти:

1 Увеличение концентрации воды в нефтяной эмульсии приводит к увеличению ее вязкости, и создают балластную смесь, поэтому транспорт такой продукции является энергоемким.

2 Совместное течение нефти, воды с растворенными в ней солями и попутного газа требует значительно больших перепадов давления на преодоления сил трения, чем при перекачке чистой нефти.

3 Если в газопроводах, жидкость, как более плотная составляющая газожидкостного потока оседала в пониженных местах трассы газопровода, то в нефтепроводах газ, как более легкая составляющая смеси локализируется в вершинах профиля, а вода - в пониженных местах, что приводит к увеличению гидравлического сопротивления.

4 Минерализированная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров.

5 Наличие мехпримесей в нефтегазоводной смеси ведет к абразивному износу оборудования.

Рекомендуемые материалы

Целью промысловой подготовки нефти является:

- дегазация (отделение газа от нефти);

- обезвоживание (отделение воды из потока);

- обессоливание (отделение соли из эмульсии);

- стабилизация.

Дегазация.

Дегазацию нефти осуществляют для отделения газа от нефти. Аппарат, в котором происходит процесс дегазации, называют сепаратором, а сам процесс разделения фаз - сепарацией. Процесс сепарации нефти - многоступенчатый, то есть происходит в несколько этапов. Очевидно, что увеличение количества этапов приводит к увеличению количества нефти, отделенной из нефтегазоводного потока. Однако учитывая капиталовложения в изготовление сепараторов, эксплуатационные расходы и потери давления число ступеней обычно ограничивают двумя-тремя.

Сепараторы для отделения нефти из потока бывают:

- вертикальные;

- горизонтальные;

- гидроциклонные.

Вертикальный сепаратор представляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженными патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа.

Принцип работы вертикального сепаратора (рис. 1):

А - основная сепарационная секция, Б - осадочная секция, В - секция сбора нефти, Г - секция каплеулавливания

1 - патрубок ввода газожидкостной смеси;

2 - раздаточный коллектор;

3 - регулятор давления на линии отвода газа;

4 - жалюзийный каплеуловитель;

5 - предохранительный клапан;

6 - наклонные полки;

7 - поплавок;

8 - регулятор уровня на линии отвода нефти;

9 - линия сброса механических примесей;

10 - перегородки;

11 - уровнемерное стекло;

12 - дренажная трубка.

Рисунок 1 - Вертикальный сепаратор

Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по патрубку 1 и раздаточный коллектор 2 со щелевым выходом. Регулятором давления 3 в сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется растворенный газ. Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить, за счет установки наклонных полок 6, по которым она стекает в нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх, где он проходит жалюзийный каплеуловитель 4, служащий для отделения капель нефти, и далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубке 12 стекает вниз.

Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляют с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Механические примеси из аппарата удаляются через трубопровод 9.

Достоинства вертикального сепаратора:

- относительная простота регулирования уровня жидкости, очистки от парафина и механических примесей;

- минимальная необходимая площадь, занимаемая сепаратором, что является неизменным при разработки месторождений с  нефтяных платформ;

Минусами использования вертикальных сепараторов является:

- меньшая производительность по сравнению с горизонтальными;

- низкая эффективность сепарации.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор (рис. 2) состоит из технологической емкости 1, внутри которой расположены две наклонные полки 2, пеногаситель , влагоотделитель 5 и устройство для предотвращения образования воронки при дренаже нефти 7.  Технологическая емкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6  и люком 8. Наклонные полки выполнены в виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство 9.

1 - технологическая емкость;

2 - наклонные желоба;

3 - пеногаситель;

4 - линия выхода газа;

5 - влагоотделитель;

6 - линия выхода нефти;

7 - устройство для предотвращения образования воронки;

8 - люк-лаз;

9 - распределительное устройство;

10 - линия входа газожидкостной смеси.

Рисунок 2 - Горизонтальный газонефтяной сепаратор

Принцип работы сепаратора:

Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полками, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель 3, в котором разрушается пена, и влагоотделитель 5, в котором очищается от капельной нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазировання нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.

С целью повышения эффективности сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства.

Гидроциклонный сепаратор состоит из технологической емкости 1 и нескольких однониточных гидроциклонов 2 (рисунок 3).

1 - емкость;

2 - однониточный гидроциклон;

3 - направляющий патрубок;

4 - секция перетока;

5 - каплеотбойник;

6 - распределительные решетки;

7 - наклонные полки;

8 - регулятор уровня.

Рисунок 3 - Горизонтальный газонефтяной  сепаратор гидроциклонного типа

Конструктивно однониточный гидроциклон представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположен направляющий патрубок 3 и секция перетока 4. В однониточном гидроциклоне смесь совершает  одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя, тем самым, нисходящий вихрь. Нефть под действием центробежной силы прижимается к центру циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в его центре. В секции перетока нефть и газ меняют направление движения с вертикального на горизонтальное и поступают раздельно в технологическую емкость. Далее газовый поток проходит каплеотбойник 5, распределительные решетки 6 и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам 7  стекает в нижнюю часть емкости, где ее уровень поддерживается регулятором 8.

В нефтяных сепараторах любого типа различают следующие четыре секции:

А Основная сепарационная секция выделения газа из нефти.

На работу сепарационной секции большое влияние оказывает конструктивное оформление вводного патрубка продукции (радиальное, тангенциальное, использование различного рода насадок - диспергаторов, турбулизирующих ввод газожидкостной смеси).

Б Осадочная секция, в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения окклюдированных пузырьков газа из нефти последнюю направляют тонким слоем по наклонным пластинам, увеличивая тем самым путь движения нефти, т.е. эффективность ее сепарации. Наклонные пластины рекомендуют изготовлять с небольшим порогом, способствующим выделению газа из нефти.

В Секция сбора нефти, занимающая самое нижнее расположение в сепараторе, предназначена как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора. Нефть может находиться здесь либо в однофазном состоянии, либо в виде смеси с газом, в зависимости от эффективности работы сепарационной и осадочной секции, а также времени пребывания нефти в сепараторе.

Г Каплеулавливающая секция, расположенная в верхней части сепаратора , служит для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа.

Основные показатели эффективности работы нефтяного сепаратора:

- количество капельной жидкости, выносимой из каплеуловительной секции Г;

- количество газа, уносимого потоком нефти из секции сбора нефти В.

Чем меньше эти показатели, тем эффективнее работает сепаратор.

Обезвоживание нефти.

Наиболее распостраненными в практике эксплуатации нефтяных месторождений являются эмульсии обратного типа «вода в нефти».  Целью процесса обезвоживания нефти является разрушение эмульсий различной стойкости, что подразумевает укрупнение капель дисперсной фазы, которое приведет к увеличению скорости их осаждения.

Для разрушения эмульсий применяют следующие методы:

- гравитационное холодное разделение;

- внутритрубная деэмульсация;

- термическое воздействие;

- термохимическое воздействие;

- электрическое воздействие;

- фильтрация;

- разделение в поле центробежных сил.

Гравитационное холодное осаждение применяют при высокой концентрации воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия.

Отстойники периодического действия:

- сырьевые резервуары, аналогичные для хранения чистой нефти.

Принцип их работы основан на гравитационном осаждении воды в заполненной эмульсией емкости.

В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник (рис. 4). Длину отстойника определяет точка начала отделения капли воды из нефтяной эмульсии.

Рисунок 4 - Схема отстойника непрерывного действия

Метод внутритрубной деэмульсации заключается в введении в нефтяную эмульсию специального вещества - деэмульгатора, в количестве 15-20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает  тем самым условия для их слияния при столкновении. За счет разности плотностей укрупнившиеся капельки воды легко удаляются из нефти.

Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность оболочек на поверхности капель воды, что облегчает их слияние, с другой стороны - уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли воды, что, в свою очередь, увеличивает скорость разделения эмульсий.

Для нагрева эмульсий используют до температуры 45-80⁰С:

- резервуары;

- теплообменники;

- трубчатые печи.

Термохимический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах, которые называют электродегидраторами. Под воздействием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды, в результате чего они притягиваются друг к другу, сливаются и оседают.

Фильтрацию применяют для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала для фильтров используют вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому такой фильтр задержит поток воды, но пропустит нефть.

Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, представляющие  собой вращающие с большим числом оборотов роторы. В ротор по полому валу подают эмульсию, где она под действием сил инерции разделяется за счет разности плотностей воды и нефти.

При обезвоживании содержание воды в нефти снижается до 1-2 %.

Обессоливание.

Обессоливание нефти осуществляется смешиванием обезвоженной нефти с пресной водой, после чего повторяют процесс обезвоживания. Такую последовательность операций объясняет то, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды с растворенными в ней солями. За счет введения в нефть пресной воды соли распределяются по ее объему, что уменьшает их концентрацию.

Обессоливание дает возможность уменьшить содержание солей в нефти до величины менее чем 0,1%.

Стабилизация.

Под процессом стабилизации нефти понимают отделение от нее легких (пропан-бутановых и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшем транспорте.

Стабилизируют нефть методом горячей сепарации или ректификацией.

При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры 40-80 ⁰С, а затем подают в сепаратор. Выделившиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в холодильную установку, в которой более тяжелые  конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

При ректификации нефть подвергают нагреву в специальной стабилизирующей колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240⁰С). Отделенные в стабилизирующей колонне легкие фракции конденсируются и перекачиваются на газофракциорующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки. После стабилизации товарной нефти давление насыщенных паров при 38 ⁰С должно не превысить 0,066 МПа (500 мм.рт.ст.).

Установки комплексной подготовки нефти.

Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти осуществляют на установках комплексной подготовки нефти (УКПН).  Принципиальную схему комплексной подготовки нефти с ректификацией представлено на рисунке 5.

1,9, 11, 12 - насосы;

2,5 - теплообменники;

3 - отстойник;

4 - электродегидратор;

6 - стабилизирующая колонная;

7 - конденсатор-холодильник;

8 - емкость орошения;

10 - печь.

потоки: І - холодная «сырая» нефть, II - подогретая «сырая» нефть, III - дренажная вода,  IV - частично обезвоженная нефть, V - пресная вода, VI - обезвоженная и обессоленная нефть, VII - пары легких углеводородов,  VIII  - несконденсировавшиеся пары, IX - широкая фракция (сконденсировавшиеся пары), X - стабильная нефть.

Рисунок 5 - Принципиальная схема установки комплексной подготовки нефти

Процесс работы УКПН:

холодная сырая нефть из резервуаров центрального сборного пункта (ЦСП) насосом 1 через теплообменник 2 подается в отстойник 3 непрерывного действия, в котором большая часть минерализованной воды  оседает на дно аппарата или отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее по ходу в поток вводится пресная вода (V) для уменьшения концентрации солей в оставшейся минерализованной воде .

В электродегидраторе 4 производится окончательное отделение воды от нефти обезвоженная нефть через теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счет прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11 ее температура доводится до 240 ⁰С. При этом легкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и поступают в конденсатор-холодильник 7, в котором пропан-бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя широкую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива.

Широкая фракция откачивается насосом 9 на фракционирование, а также частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплообменниках 2,5.

Из принципа действия УКПН видно, что в ней совмещены процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти, при чем для обезвоживания используют комплексное влияние подогрева, отстаивания и электрического воздействия.

Гашение пульсаций в нефтепроводах.

Одновременный транспорте нефти, газа и воды  сопровождается пульсацией давления в сборных коллекторах, вызванных тем, что при движении газожидкостного потока в рельефном трубопроводе, газовая фаза, образующаяся в вершине трубопровода, может изменяться в объеме, сжимаясь и расширяясь, тем самым изменяя давление. Такие изменения могут достигать 2-5 МПа, а основными факторами, влияющими на их появление и частоту образования, являются:

- дебиты скважин и режимы их работы (количество нефти и газа, поступающих из устья скважины в выкидную линию);

- диаметр линий;

- рельеф местности, по которой проложен трубопровод.

Для рельефной местности при малых скоростях смеси характерны пульсации большой амплитуды и малой частоты.

Для равнинной местности и больших скоростей газа пульсации имеют малую амплитуду и большую частоту.

Пульсации приводят:

- к разрыву сварных соединений;

Лекция "1 Психология конфликта" также может быть Вам полезна.

- залповым выбросам газожидкостной смеси к сепарационным установкам и, следовательно, ее перегрузке;

- снижению пропускной способности коллекторов;

- нарушению технологического режима установок подготовки нефти и воды.

Для ограничения влияния пульсаций на работу установок перед первой ступенью сепарации на дожимной насосной станции или установке подготовки нефти устанавливают гаситель пульсаций, представляющий собой разделитель газового и нефтяного потоков.

Максимальная длина коллектора-гасителя пульсации принимается равной 50 м для сепарационных установок производительностью до 20 тыс.т/сут и 20 м для установок производительностью до  10 тыс.т/сут.

Диаметр коллектора-гасителя принимают равным диаметру сборного коллектора, подводящего нефтегазовую смесь к гасителю пульсаций.