7.4. Оборудование для подготовки нефти и газа

На разных стадиях разработки нефтяных месторождений содержание воды в нефти колеблется от 0% до 98-99%. При движении нефти и воды по стволу скважины и трубопроводам происходит их взаимное перемешивание, в результате чего образуются эмульсии ввиду наличия в нефти особых веществ - природных эмульгаторов

(асфальтенов, смол и т.д.). Кроме высокоминерализованной воды в нефти во взвешенном состоянии могут содержаться кристаллики солей. Вода, соли и механические примеси загрязняют нефть и вызывают непроизводительную загрузку трубопроводного транспорта. При транспорте загрязненной нефти засоряются транспортные коммуникации, оборудование, аппаратура, резервуары и, кроме того, уменьшается полезный объем трубопроводов и резервуаров. При содержании в нефти воды и солей снижается производительность технологических установок нефтепереработки, нарушается технологический режим работы отдельных установок и аппаратов, ухудшается качество нефтепродуктов. Особенно опасно содержание солей в сернистых нефтях, поскольку такое сочетание веществ является особенно коррозионно-активным. Поэтому добываемую нефть необходимо освободить от воды, солей и механических примесей как можно раньше.

Для обезвоживания и обессоливания нефтей используют установки подготовки нефти (УПН). Кроме того, на этих установках проводятся мероприятия по снижению способности нефти к испарению (с целью уменьшения потерь легких углеводородов), т.е. осуществляется стабилизация нефти.

Наиболее целесообразно устанавливать УПН в пунктах максимальной концентрации нефти на промысле, например в товарных парках. С учетом принятой схемы сбора и транспорта нефти и газа следует предусмотреть возможность подготовки нефти на другом месторождении, если на данном месторождении произойдет авария.

Добываемая с нефтью пластовая вода с растворенными в ней солями подлежит удалению на промыслах. При этом основными процессами являются обезвоживание и обессолнвание. Основная масса солей удаляется вместе с водой в процессе обезвоживания. Однако для предотвращения коррозии оборудования, образования солевых отложений и других нарушений в процессах переработки нефти необходимо ее глубокое обессоливание. Перед обессоливанием в нефть подается пресная вода, в результате чего образуется искусственная эмульсия, которая затем подвергается разрушению.

Процесс разрушения нефтяных эмульсий заключается в слиянии капель диспергированной в нефти воды в присутствии деэмульгатора и осаждении укрупнившихся капель.

Деэмульгаторы - это поверхностно-активные вещества, которые адсорбируются на поверхности глобул воды и образуют адсорбционный слой со значительно меньшей механической прочностью, что облегчает слияние капель и способствует разрушению нефтяных эмульсий.

Применяются следующие типы деэмульгаторов: дипроксамин, проксамин, дисолван, сепарол, полиакриламид, оксиэтилированный препарат ОП и др.

Деэмульгатор должен выполнять следующие требования:

- быть высокоактивным при малых удельных его расходах;

- хорошо растворяться в воде или нефти;

- быть дешевым и транспортабельным;

- не ухудшать качества нефти;

- не менять своих свойств при изменении температуры.

Эффект деэмульсации зависит от интенсивности перемешивания

деэмульгатора с эмульсией и температуры смеси. Подача деэмульгаторов проводится дозировочным насрсами.

Основные способы обезвоживания и обессоливания: холодный отстой, термохимические, электрические.

Холодный отстой заключается в том, что в нефть вводят де-эмульгатор, и в результате отстоя в сырьевых резервуарах из нефти выпадает свободная вода.

Характерная особенность процесса — отсутствие расхода тепла на указанный процесс.

Термохимическое обезвоживание и обессоливание основано на нагреве эмульсии и химическом воздействии на нее деэмульгаторов. При нагреве эмульсии ее вязкость снижается, что облегчает отделение воды. Принципиальная схема термохимического обезвоживания и обессоливания представлена на рисунке 7.8.

Обводненная нефть (сырая) поступает в сырьевой резервуар 1, откуда насосом 3 перекачивается в теплообменники 4. Здесь она подогревается до 40-60°С и далее поступает в паровой подогреватель 5, где подогревается паром до 70-100°С. Дозировочный насос 7 непрерывно из бачка 6 подкачивает деэмульгатор через смеситель 2 в эмульсию. Обработанная деэмульгатором и подогретая эмульсия направляется в отстойник 9, где вода отделяется от нефти и отводится в виде сточных вод. Из отстойника 9 обезвоженная и нагретая нефть через теплообменники 4 и холодильники 8 поступает в товарные резервуары 10, а затем направляется на переработку по нефтепроводу. В теплообменниках 4 нагретая нефть отдает тепло холодной нефти, после чего дополнительно охлаждается в холодильниках 8.

Термохимические установки эксплуатируются под атмосферным и избыточным давлением, а также с промывкой горячей водой. В некоторых случаях вода из отстойников направляется в смеситель, или после теплообменников эмульсия направляется в колонну- контактор, куда подаются горячая вода и деэмульгатор.

Также применяются комбинированные аппараты, в которых совмещены процессы подогрева, регенерации тепла нефти и отстоя при обезвоживании и обессоливании нефти. К ним относятся: подогреватель-деэмульгатор СП-2000 (БашНИПИнефть), КБ НГП (г. Сара¬тов), УДО-2М и НОГ (Гипровостокнефть). Они размещаются на участках крупных месторождений, а также на центральных установках подготовки нефти. Работа таких аппаратов полностью автоматизирована.

Электрическое обезвоживание и обессоливание основано на появлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капельки воды, а также на взаимном притяжении этих капелек и разрушении пленок нефти между этими капельками в результате действия электрического поля.

Между двумя электродами, при токе высокого напряжения, пропускают нефтяную эмульсию, и при этом укрупняемые капли воды оседают на дне сосуда.

На практике применяют также установки, объединяющие термохимическое обезвоживание с электрическим. Принципиальная схема такой установки приводится на рис. 7.9.

Сырьевая нефть вместе с деэмульгатором поступает на прием насоса 1 и через теплообменник 2 и подогреватель 3 направляется в отстойники 4 (термохимической части установки), откуда под остаточным давлением поступает в электродегидратор 5. Перед попаданием в электродегидратор 5 в нефть вводятся деэмульгатор и пресная вода.

В электродегидраторе 5 происходят разрушение эмульсий и выпадение освобожденной воды в процессе отстоя. Затем обессоленная нефть направляется в промежуточную емкость 6, а отсюда насосом 7 через теплообменники - в товарные резервуары.

Вода из отстойников 4 и электродегидраторов 5 сбрасывается в виде сточных вод.

Для более глубокого обезвоживания и обессоливания можно устанавливать несколько электродегидраторов, которые по форме могут быть горизонтальными, вертикальными, сферическими и др.

Таким образом, основными технологическими аппаратами и оборудованием установок обезвоживания и обессоливания являются теплообменники, подогреватели, отстойники, электродегидраторы, резервуары, насосы, сепараторы-деэмульгаторы.

При эксплуатации нефтяных месторождений применяется также трубная деэмульсация, которая заключается в том, что в трубопроводные сети, транспортирующие нефть на месторождении, вводят деэмульгатор. Отделение воды от нефти осуществляется в специальных резервуарах-отстойниках. Этот процесс обычно проводят в случаях совместного движения эмульсии и деэмульгатора в течение не менее 4 ч.

При транспорте нефти в результате ее испарения возможны потери легких фракций, для предупреждения которых необходима стабилизация нефти, т.е. отделение из нефти наиболее легких углеводородов (этан, пропан, бутан).

Процесс стабилизации заключается в том, что нефть подогревают до температуры 80-120°С в специальной стабилизационной колонне и отделяют легкие фракции. После этого они охлаждаются и конденсируются. Продукты стабилизации направляют на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а нефть — на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Обычно стабилизационные установки размещают в районе товарных резервуарных парков или на нефтесборном пункте данного месторождения после установок обезвоживания и обессоливания.

Принципиальная схема стабилизационной установки приводится на рисунке 7.10.

Насос 1 забирает нефть из сырьевых резервуаров и через теплообменник 2 подает ее на установку обезвоживания и обессоливания 3. Из установки обезвоживания и обессоливания нефть через подогреватель 5, где нагревается до температуры 80-120°С, поступает в стабилизационную колонну 6. Здесь из верхней части колонны отбираются газообразные углеводороды, а из нижней — отбензиненная нефть, которая через теплообменник 2 насосом 7 направляется в товарные резервуары 4. Газообразные углеводороды поступают в конденсатор-холодильник 8, где охлаждаются и частично конденсируются, а затем в двухфазном состоянии (жидкость + газ) — в сепаратор 9, где отделяются тяжелые фракции, которые собираются в специальной емкости 10. Насос 11 из емкости 10 забирает тяжелые фракции и подает их в стабильную нефть после теплообменников. Газ из сепаратора 9 направляется через маслоотделитель 12 и конденсатор-холодильник 13 в сепаратор, где отделяются нестабильный бензин и газ, которые затем направляются на ГПЗ.

В состав оборудования для подготовки нефти и газа входят сепараторы различного назначения, деэмульсаторы, нагреватели, оборудование для обессоливания нефти, оборудование для очистки и осушки газа и некоторые другие.

Сепараторы служат для разделения продукции пласта на нефть, газ и воду, деэмульсаторы - для разрушения стойких эмульсий типа «нефть в воде» или «вода в нефти», которые образуются при добыче нефти, в первую очередь - при работе УЭЦН. Установки по обессоливанию нефти, очистке и осушке газа необходимы для получения кондиционного, качественного продукта, отправляемого потребителю.

Сепараторы (табл. 7.4) первой ступени могут применяться как вертикальные, так и горизонтальные с одной или двумя емкостями. Вертикальные сепараторы обычно имеют меньшую пропускную способность, чем горизонтальные.

Применяются также двухъемкостные горизонтальные гидроциклонные сепараторы. Их пропускная способность по нефти составляет обычно 400 м3/сут. Сепараторы этого типа применяют в сепарационных установках и с большей подачей.

Таблица 7.4- Параметры сепараторов

Тип установки	Пропускная способность, м3/сут	Давление, МПа	Высота, мм	Длина, мм	Масса, т
СУ1-750-10	750	1	3470	3367	4,9
СУ2-750-16	750	1,6	3328	5005	6,0
СУ2-1500-16	1500	1,6	3800	5352	8,2
СУ2-1500-40	1500	4	3800	5352	9,8
СУ2-5000-40	5000	4	3600	6308	13,7

Сепаратор представляет собой горизонтальный аппарат с отбойником грубого разделения нефтегазового потока, вертикальной перегородкой из просечно-вытяжных листов для выравнивания скоростей потоков по сечению аппарата, пеногасящей насадкой, струнным каплеотбойником для очистки газа, штуцерами для входа и выхода продуктов разделения. Выпускаемые ДАО ЦКБН (г. Подольск) газосепараторы имеют следующие технические характеристики.

Производительность, м3/ч.

По нефти 20-2250

По газу 20 700-440 000

Давление расчетное, МПа 0,6-16

Диаметр, мм 1000 - 3400

Масса, т 2,64-100,0

В последние годы широко применяются блочные двухъемкостные сепарационные установки (УБС) с устройством предварительного отбора газа (УПО), в частности в схеме нефтегазосбора в Западной Сибири. Разработан нормальный ряд установок УБС на пропускную способность по жидкости от 2 до 16 тыс. м3/сут и давление от 0,4 до 1,6 МПа. Технологическая характеристика установки УБС-16 000/16 приведена ниже.

Пропускная способность установки

по жидкости, м3/сут 16 ООО

Рабочее давление, МПа 1,6

Газовый фактор, м 3/м3 120

Температура сырья, °С 50

Рабочая среда Сырая нефть

Содержание сероводорода в нефти, % Не более 0,2

Питание Переменный ток

Напряжение, В 220/380

Частота, Гцм 50

Потребляемая мощность, Вт 1500

Габариты установки, мм:

Длина 28 000

Ширина 4500

Высота 5880

Объем сепаратора, м3 80

Масса, т : 36

Установка блочная, сепарационная, с устройством предварительного отбора газа (УПО) УБС-16000/16 выполнена в моноблоке (рис. 7.11) и состоит из устройства предварительного отбора газа, технологической емкости, каплеотбойника, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и управления. Устройство предварительного отбора газа расположено на нисходящем участке трубы. Такая компоновка обеспечивает наилучшее качество разделения нефти и газа. Устройство для отбора газа представляет собой трубу диаметром 700 мм, длиной 15 м, установленную под углом 3°. Технологическая емкость - цилиндрический сосуд диаметром 3000 мм и длиной 11,4 м. С наружной части емкость имеет патрубки для ввода нефтегазовой смеси, газа, вывода нефти, газа, для пропарки, дренажа и системы контроля и управления. Для профилактического осмотра и ремонта имеются по торцам два люка-лаза. Внутри технологической емкости находятся лоток для распределения поступающей продукции, полки и система, перегородок для более полной сепарации нефти от нефтяного газа.

Для предотвращения недопустимого повышения давления в емкости установлены четыре предохранительных клапана. Для исследования эффективности работы сепаратора в различных режимах предусмотрены пробоотборники и штуцеры для установки контрольно-измерительных приборов.

На сепараторе с помощью опор установлен каплеотбойник, представляющий собой емкость с внутренним диаметром 1600 мм и длиной 3100 мм, в котором установлены два сетчатых отбойника. Для слива отделившейся нефти и для ввода газа, выделившегося в технологической емкости, в нижней части каплеотбойника имеются два патрубка диаметром 100 мм и один патрубок диаметром 450 мм. На емкости оборудуют площадку для обслуживания. Сам аппарат устанавливают горизонтально на двух опорах на высоте 800 мм от земли.

Работает установка следующим образом. Газожидкостная смесь от скважин поступает в устройство предварительного отбора газа, в котором происходит разделение жидкости и газа. Отделившийся газ отводится по вертикальному стояку в каплеотбойник, где он очищается от капельной жидкости и направляется в газопровод. Нефть из устройства предварительного отбора газа поступает в технологическую емкость и по лотку и полке, где происходит дополнительная сепарация нефти и газа, стекает в ее нижнюю часть. Наличие лотка с направляющими пластинами и заслонкой способствует гашению пульсации, а полки - увеличению свободной поверхности жидкости. Газ, выделившийся в емкости, через каплеотбойник направляется в газопровод, разгазированная нефть - в нефтепровод. На газовой линии между каплеотбойником и устройством предварительного отбора газа имеются две задвижки для направления газа из устройства предварительного отбора газа в каплеотбойник или в нефтегазовый сепаратор.

Для деэмульсации и обезвоживания нефти применяется несколько технологических методов - внутритрубная деэмульсация при подаче в трубы реагентов и соблюдении в трубах определенного режима течения; деэмульсация за счет барботажа газа или холодного отстоя (также при подаче реагентов); разрушение эмульсий в центрифугах; разрушение эмульсий при прохождении через фильтрующий слой (гравий, полимерные шарики, древесная и металлическая стружка); термохимическое обезвоживание и использование электродегидраторов.

Для уменьшения общего объема перекачиваемой пластовой жидкости на большие расстояния (от добывающих скважин до установок по подготовки нефти) в настоящее время широко применяются установки для предварительного сброса воды типа УПС. Такие установки в три-пять раз уменьшают объем перекачиваемой жидкости за счет отделения пластовой воды от нефти. Установки типа УПС-3000/бм и УПС-6300/бм (рис. 7.12) отличаются друг от друга объемом технологических емкостей и диаметрами проходов запорно- регулирующей арматуры. У первой установки объем технологической емкости 100 м3, у второй - 200 м3. Пропускная способность установок 3000 и 6300 т/ч, масса 29,5 и 43,5 т соответственно. Обводненность поступающей нефти должна быть не более 90%, а выходящей из установки - не более 20%. Газовый фактор поступающей нефти - не более 120 м3/м3, рабочее давление в установке - не более 0,6 МПа.

Продукция скважин поступает в левый отсек по соплу 1 и нефтеразливной полке 2. На этой полке отделяется основной объем газа. Газ отводится в верхнюю полость правого отсека и далее через каплеотбойник 3 и регулятор давления 4 в газовый коллектор. Водонефтяная эмульсия из левого отсека поступает в правый через каплеобразователь 8 и входной распределитель 7. Движение эмульсии обеспечивается перепадом давления между левым и правым отсеками до 0,2 МПа. Уровень жидкости в левом отсеке регулируется прибором 9. Продукция скважин смешивается с горячей водой, поступающей из установок термохимической подготовки нефти и содержащей остаточный деэмульгатор. При этом каплеобразователь 8 должен иметь большую длину для достаточно длительного контакта эмульсии и горячей дренажной воды. При работе без каплеобразователя горячая вода подается за 200-300 м до входа в технологическую емкость. Отстоявшаяся вода отводится через перфорированный трубопровод 6. Нефть отбирается через перфорированную трубу, расположенную в верхней части емкости (на рисунке не показана) и связанную со штуцерами 5. При работе установки осуществляются контроль и регулировка уровней нефть-газ и нефть- вода, давления в емкости. Измеряются давление и температура в ем¬кости. При предельных значениях давления и уровня нефти включается сигнализация, затем установка отключается.

ДАО ЦКБН выпускает аналогичные установки типа УПСВ, техническая характеристика которых представлена ниже.

Производительность, м3/ч:

По нефтеводяной смеси От 20 до 560

По газу От 6190 до 109 200

Давление расчетное, МПа Не более 6,3

Температура рабочей среды, °С От 0 до 100

Массовая концентрация нефти

в воде на выходе, г/м3 не более 1000

Массовая концентрация воды

в нефти на выходе, г/м3 не более 86 000

Обрабатываемая среда

пластовая вода Нефть, попутный газ,

Габаритные размеры, мм:

Диаметр 2000-3400

Длина 10 000-23 500

Масса, т 6,6-57,6

Нефтегазовые сепараторы (в дальнейшем «сепараторы») предназначены для дегазации нефтей и очистки попутного газа в установках сбора и подготовки продукции нефтяных месторождений. Применяют на входных, промежуточных и концевых ступенях промысловых установок подготовки нефти.

Сепаратор представляет собой горизонтальный аппарат с отбойником грубого разделения нефтегазового потока, вертикальной перегородкой из просечно-вытяжных листов для выравнивания скоростей потоков по сечению аппарата, пеногасящей насадкой, струнным каплеотбойником для очистки газа, штуцерами для входа и выхода продуктов разделения. По конструкции сепараторы изготавливают двух типов:

1 - для работы в компоновке с узлами предварительного отбора газа (депульсаторами) (рис. 7.13 а);

2 - для работы без депульсаторов (рис. 7.13 6).

Вследствие применения пеногасящей интенсифицирующей на садки и струнных каплеуловителей сепараторы имеют большую производительность по газу и нефти.

Для поддержания заданного режима работы и удобства обслуживания аппараты снабжены необходимыми технологическими штуцерами, штуцерами для приборов КИП и А (для защиты от превышения давления) и люком-лазом.

Нефть и газ поступают в секцию ввода, там происходит их предварительное разделение, затем они проходят через перфорированные распределяющие и успокаивающие перегородки в зону осаждениями отстоя, где газ очищается от крупных капель жидкости и осуществляется дегазация нефти. В зоне выхода газ очищается окончательно струнными каплеотбойниками.