Анализ работы установки предварительного сброса воды ЦДНГ-9 НГДУ «Мамонтовнефть»

 

1) введение в частично  обезвоженную нефть горячей воды  для растворения солей и превращения  нефти в эмульсию (расход воды  на промывку эмульсии 10-15% от объёма  нефти);

 

2) разрушение образовавшейся  эмульсии в электрическом поле. При этом вода, выделяющаяся из  эмульсии, уносит с собой соли. Обычно при использовании этого  способа остаточное содержание  воды в нефти 0-2,5%; количество  удаляемых из неё солей - 95% и более.

 

Выделение воды из эмульсии подчиняется закону Стокса. Однако основную роль в разрушении эмульсии играет не скорость выпадающих капель диспергированной фазы, а разрушение защитных плёнок глобул и соединение их в крупные капли, которые выпадают с линейной скоростью, определяемой законом Стокса. На этом основании  электрический метод - разрушение эмульсии в электрическом силовом поле между электродами. Гидрофобные  эмульсии, состоящие из глобул воды в нефтяной среде, разлагаются электрическим  током достаточно эффективно. Это  обусловлено значительно более  высокой электрической проводимостью  воды (да ещё содержащей соли) по сравнению  с проводимостью нефти (проводимость чистой воды 4*10-8, проводимость нефти 3*10-13).

 

В электрическом поле постоянного  напряжения все глобулы эмульсии стремятся расположиться воль силовых  линий поля, так как вода имеет  большую диэлектрическую постоянную, чем нефть (для нефти она равна  примерно 2, для воды - около 80). Элементарные глобулы образуют между электродами  водяные нити-цепочки, что вызывает увеличение проводимости эмульсии и  увеличение протекающего через неё  тока. Между цепочками глобул возникают  свои электрические поля, ведущие  к пробою и разрыву оболочек и  к слиянию глобул в капли, которые  начинают быстрее оседать. При помещении  эмульсии в электрическое поле, созданное  переменным током, скорость слияния  глобул и расслоения эмульсии в 5 раз  больше. Это объясняется большей  вероятностью столкновения глобул при  наличии переменного тока. При  этом разрыв оболочек адсорбированного на глобулах эмульгатора облегчается  возникающим в них натяжением и перенапряжением.

 

Для обезвоживания малоустойчивых нефтяных эмульсий на нефтепромыслах применяют обычный способ отстаивания  воды в резервуарах после смешения с деэмульгатором без подогрева или при подогреве до 30-50°С. Большой эффект даёт также в сочетании с отстаиванием промывка нефтяной эмульсии пластовой водой с деэмульгатором.

 

В зависимости от устойчивости эмульсии опытным путём устанавливается  технологический режим (температура, время отстаивания, расход деэмульгатора  и др.) обработки полученных на промыслах  нефтяных эмульсий. Более быстрое  разделение фаз нефтяной эмульсии достигается  центрифугированием, при котором  силы гравитационного поля заменены в десятки тысяч раз большими центробежными силами. Основным недостатком  центрифугирования является относительно низкая производительность сложного аппарата, требующего высококвалифицированного обслуживания./4 /

 

1.7 Установки предварительного  сброса воды нефти

 

На установках подготовки нефти обеспечивается предварительное  обезвоживание нефти, сепарация  газа от жидкости и получение дренажной  воды высокого качества.

 

При выборе схемы и условий  обезвоживания необходимо учитывать  обводнённость и стабильность эмульсионной нефти, степень и способ её подогрева, место подачи деэмульгатора, интенсивность  перемешивания и др. Основной задачей  является наиболее быстрое и полное удаление воды и механических примесей из нефти при минимальном расходе  тепла и реагентов. Для всех современных  схем обезвоживания обязательна  полная герметизация, обеспечивающая максимальное снижение потерь легких фракций при подготовке нефти.

 

В некоторых случаях для  деэмульгирования высокообводнённых  нефтей выгодно применять ступенчатую  схему. На многих промыслах нефть  предварительно обезвоживают, подавая  деэмульгатор в сборный коллектор  и направляют на установку термохимического обезвоживания.

 

Технология предварительного обезвоживания нефти в процессе сепарации газа: жидкость поступает  из ступени сепарации, оборудованные  трехфазными сепараторами С-1/2, из которых  газ направляется потребителю. Частично обезвоженная нефть из сепаратора С-2 откачивается насосом Н-1 на ЦПС для  подготовки, а дренажная вода из ёмкости Е, в зависимости от ее качества, направляется насосом Н-2 на отчистку или после отделения  свободного газа используется в заводнении. Деэмульгатор подается перед ступенью сепарации из БДР. Эффективность  обезвоживания определяется временем пребывания в сепараторе и интенсивностью газовыделения. При умеренном перемешивании  эмульсии выделяющимся свободным газом  интенсифицируется частичное обезвоживание  нефти. Наличие свободного газа способствует разрушению эмульсии.

 

Эта технология предварительного обезвоживания нефти получит  развитие для безреагентного сброса свободной воды в связи с ростом обводненности добываемых нефтей.

 

Схема предварительного обезвоживания  нефти в процессе сепарации газа представлена на рис. 1.

 

Термохимическое обезвоживание  нефти при атмосферном давлении.

 

Эмульсионная нефть из резервуара Р-1, с 10-20%воды вместе с деэмульгатором, подаваемым на приём сырьевого насоса Н-1, прокачивается через теплообменник  Т, где нагревается до 40-60°С, и  направляется в резервуар Р-2, в  котором после соответствующего отстоя происходит расслаивание эмульсии на нефть и воду. Отстой нагретой эмульсии в резервуаре в зависимости  от ее характера и стабильности длится от нескольких часов до суток и  более. Отстоявшуюся воду спускают - из резервуара во время поступления  в него горячей нефти, либо после  некоторого отстоя.

 

Деэмульгатор на прием  сырьевого насоса Н-2 подают для обеспечения  необходимого смешения его с нефтью и увеличения времени контактирования. В отдельных случаях для более  вязких нефтей лучшие результаты получаются при подаче деэмульгатора в горячую  нефть с последующим перемешиванием в специальных смесителях. На некоторых  установках для отстоя эмульсионной нефти и отделения воды выделяют специальный резервуар отстойник  Р-3 с утепленными стенками, оборудованный  переточной трубой, через которую  обезвоженная нефть сверху резервуара непрерывно перепускается в товарные резервуары Р-4, а отстаивающая вода систематически сбрасывается.

 

Уровень воды в резервуаре поддерживают сравнительно высокий (200-400см) для создания контакта поступающей  нефти с водой и содержащимся в ней деэмульгатором. При прохождении  нефти через слой воды изменяется соотношение масс воды и нефти, увеличивается  число столкновений водяных капель с массой воды, что способствует их укрупнению и выпадению. Кроме  того, при подаче эмульсионной нефти  через столб отстоявшейся воды, содержащей деэмульгатор, сокращается его расход на процесс обезвоживания.

 

Схема термохимического обезвоживания  нефти при атмосферном давлении представлена ни рис.2

 

Отстой в резервуарах  применим только для тяжёлых нефтей, не содержащих большого количества легко  летучих фракций; при этом нельзя поднимать температуру нефти  выше начала её кипения. Ведения процесса обезвоживания при сравнительно низкой температуре снижает его  эффективность и требует большего времени для отстоя нефти.

 

При обезвоживании нефти  в термохимических отстойниках  под давлением указанные выше недостатки устраняются, так как  в процессе деэмульгирования нефти  под соответствующим давлением  можно подогреть нефть до необходимой  оптимальной температуры, избежав  испарения лёгких фракций.

 

На рис. 3 приведена принципиальная технологическая схема установки  термохимического обезвоживания нефти  под давлением: сырая нефть из резервуара Р-1 совместно с деэмульгатором, подаваемым из БДР, прокачивается насосом  Н-1 через теплообменник Т-1 и пароподогреватель  Т-2 в термоотстойник ТО, где происходит отделение воды от нефти.

 

Время пребывания нефти в  отстойнике ТО обычно 1-Зч. Обезвоженая  нефть после термоотстойника  направляется через теплообменник  Т-1 (где отдает свое тепло поступающей  сырой нефти) в резервуар обезвоженной нефти Р-2. Отстоявшаяся вода из термоотстойника  ТО сбрасывается в нефтеловушку НЛ и после отстоя закачивается насосом  Н-4 в систему для поддержания  пластового давления. Для закачки  сточной воды в поглощающую скважину одного отстоя в ловушке часто  бывает недостаточно, необходимо доочистить сбрасываемую воду при помощи специальных  фильтров или другим способом. Собранная  в нефтеловушке нефть откачивается насосом Н-2 обратно в сырую  нефть для обезвоживания. Часть  сточных вод (до50%), дренируемых из термоотстойника ТО, направляется насосом  Н-3 на прием сырьевого насоса Н-1 с целью вторичного использования  деэмульгатора, содержащегося в  сточной воде.

 

Обезвоживание и обессоливание  нефти осуществляется как на промысле, так и на НПЗ.

 

На промыслах обезвоженная и обессоленная нефть ведется  с целью обеспечения требований к нефтям (табл. 1). Эти требования необходимо обеспечить при подачи нефти  на процесс первичной перегонки  нефти.

 

Схема установки термохимического обезвоживания и обессоливания  нефти представлена на рис. 4.

 

Такие установки отличаются от описанных выше тем, что в технологической  схеме имеется не одна, а две  ступени термоотстойников. Перед  второй ступенью для отмывки солей  подаётся 5-10% пресной воды, а при  необходимости и деэмульгатор. Часть  воды после ступени обессоливания  может быть направлена на ступень  обезвоживания при небольшой  обводнённости исходного сырья. Такое мероприятие обеспечивает частичную промывку нефти в первой ступени без дополнительных затрат на промывную воду и её подогрев. В схеме предусмотрен возврат  части воды после первой ступени  для вторичного использования содержащегося  в ней деэмульгатора.

 

Сырая нефть из резервуара Р-1 с деэмульгатором, подаваемом из БДР, насосом Н-1, прокачивается через  теплообменники Т-1/2 в термоотстойники  первой ступени ТО-1, второй ступени  ТО-2. Обезвоженная и обессоленная нефть  из термоотстойника ТО-2 направляется через теплообменник Т-1, где отдаёт своё тепло и далее идёт в резервуар  Р-2. Часть отстоявшейся воды из термоотстойников ТО-1/2 прокачивается водяным насосом  Н-2 и подаётся после теплообменников  Т-1/2. Для отмывки солей насосом  Н-3 подаётся пресная вода, перед  термоотстойником ТО-2. Пресная вода и нефть смешивается с помощью  инжектора И-2 равномерно.

 

Наиболее широко применяется  в технологии подготовке, комбинированный  способ разрушения эмульсии электрохимический  или электрический. Установки на которых применяется этот способ носят названия ЭЛОУ. В зависимости  от формы основного аппарата различают  ЭЛОУ с вертикальными, горизонтальными, шаровыми электродегидраторами.

 

Предпочтение отдают горизонтальным электродегидраторам типа 2ЭГ-160. Он обеспечивает высокую производительность и глубокую очистку нефти от воды, так как линейная скорость подъёма  нефти является основным фактором лимитирующим производительность, а средняя линейная скорость перемещения нефти в  горизонтальном электродегидраторе выше, чем у других электродегидраторов (в горизонтальном - 2,7м/с, вертикальном - 4,3м/с, шаровом -7м/с), этим объясняется  почему удельная загрузка горизонтального  выше, чем шарового и вертикального  электродегидратора.

 

Электродегидраторы входят в блок ЭЛОУ комбинированных и  встроенных установок первичной  переработки нефти типа ЭЛОУ-AT и  др.

 

Принципиальная технологическая  схема ЭЛОУ с горизонтальными  электродегидраторами представлена на рис.5

 

Эмульсионная нефть сырьевым насосом Н-1, прокачивается через  теплообменник Т, а затем подогреватель  П и поступает в электродегидратор  первой ступени Э-1. На выкид насоса Н-1 подаётся деэмульгатор и нефть  отстоявшаяся в отстойнике соляного раствора О, которая подается насосом  Н-2. В Электродегидраторы первой ступени  Э-1 перед поступлением эмульсионной нефти вводят горячий соляной  раствор из электродегидратора второй ступени Э-2 с помощью инжектора  в котором нефть равномерно смешивается  с водой, деэмульгатором и щелочью. Частично обезвоженная и обессоленная нефть с верха Э-1 направляется в Э-2.

 

Отстоявшийся в Э-1/2соляной  раствор сбрасывается в отстойник  О. Перед Э-2 через инжектор в нефть  подаётся свежая вода (4-6% воды на нефть). Отстоявшаяся нефть в отстойнике О возвращается в цикл насосом  Н-2, а соляной раствор сбрасывается в канализацию.

 

Обезвоженная, обессоленная нефть из Э-2 прокачивается через  теплообменник Т сырой нефти, где отдает тепло и палее поступает  в резервуар подготовленной нефти. /2,8/

 

 

2. Метод производства и  его технико-экономическое обоснование

 

Установка предварительного сброса воды № 3 (УПСВ-3) расположена  на территории Мамонтовского месторождения  цеха добычи нефти и газа № 9 НГДУ «Мамонтовнефть» Открытого Акционерного Общества «Юганскнефтегаз» нефтяной компании ЮКОС. Находится в районе Ханты-Мансийского  Автономного округа Тюменской области. УПСВ предназначена для сбора, сепарации, обезвоживания и откачки нефти, поступающей с кустов скважин  ЦДНГ-9 на ЦППН (Цех подготовки и перекачки  нефти). Подготовленная нефть транспортируется на ЦППН, газ на ГПЗ, пластовая вода после подготовки подаётся в систему  ППД.

 

Сырьём установки является нефть Мамонтовского месторождения. Тип нефти – средняя, сернистая, парафинистая, обводнённостью 80-90% (табл.6). Подготовка нефти производится химическим способом с использованием деэмульгаторов.

 

Комплекс технологических  сооружений на УПСВ-3 включает в себя следующие объекты:

 

1.         Насосную станцию с агрегатами  ЦНС 300х360 – 4 шт.;

 

2.         Насосную станцию с агрегатами  ЦНС 300х180 – 5 шт.;

 

3.         Насосную станцию с агрегатами  ЦНС 38х110 – 2 шт.;

 

4.         Резервуары РВС- 5000м3 – 4шт., РВС-2000м3  – 1 шт.;

 

5.         Сепараторы 1 ступени V =100м3 -2 шт.;

 

6.         Сепараторы 2 ступени V =100м3 – 2 шт.;

 

7.         Газовый сепаратор V =100м3 –  1 шт.;

 

8.         Отстойники ОГ-200 V =200м3 – 6 шт.;