Параметр измеряемой среды

Рабочее давление, МПа, не более.................................4,0

Вязкость, сСт, не более ..................................................500

Объемная доля воды, %, не более..................................99

Массовая доля серы, %, не более.....................................2

Массовая доля мехпримесей, %, не более..................0,05

Содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды, вызываю­щей коррозию свыше 1,35 мм/год, не допускается.

погрешность определения, %, не более:

среднесуточного дебита по жидкости .........................±2,5

объема попутного газа...................................................±6,0

обводненности:

при содержании воды в нефти 0—60% .......................±2,5

при содержании воды в нефти 60—100%....................±4,0

Таблица 8.4

Технические характеристики установки «асма»

Модификация установки	Диапазон измерения		Кол-во скважин, подключа­емых к установке	Габаритные размеры, мм, не более			Масса, кг, не более
	по жид­кос­ти, т/сут	по газу (в 1000 м3/сут) при Р = 1,5 МПа		длина	ширина	высота
НО-1-100	0,1-100	18-90	1	5400	3250	3400	4500
НО-8-180ПК	0,1-180	1,44-300	8	8200	3250	3400	14000
НО-8,10,14-180МП	0,1-180	1,44-300	8; 10; 14	8200	3250	3400	14000
МО-400-МЗПК-4, 6, 8, 10, ,12	0,1-400	1,44-300	4; 6; 8; 10; 12	7550+5000	3250 модуль 3200	3500 МЗПК 3500	11000 8000

ПК — наличие переключающих клапанов

МП — наличие многоходового переключателя

МЗПК — наличие модуля запорно-переключающих клапанов

8.3. 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 коррози-онно-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 обессоливание.

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 насосами.

Основные способы обезвоживания и обессоливания: 1) хо­лодный отстой, 2) термохимические, 3) электрические.

Холодный отстой заключается в том, что в нефть вводят де­эмульгатор 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 рис. 8.8.

Рис. 8.8. Схема термохимического обезвоживания и обессоливания

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 (БашНИПИ-нефть), КБ НГП (г. Саратов), УДО-2М и НОГ (Гипровосток-нефть). 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 дно сосуда.

На практике применяют также установки, объединяющие термохи­мическое обезвоживание с электрическим. Принци­пиальная схема такой установки приводится на рис. 8.9.

Сырая 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 де-эмульгатор 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.

Рис. 8.9. Схема электрообессоливающей установки

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, электро-дегидраторы, 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) или в нефтепровод.

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 рис. 8.10.

Рис. 8.10. Схема стабилизационной установки

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.

Таблица 8.5