Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 [ 69 ] 70

Heqimp if

Эмульсия

Puc. Схема горизонтального электродё-

гидратора ЭГ-200-10:

1, 2 - электроды; * - изоляторы; 4 - выход обезво-женпоя и обессоленной нефтн со сборником; 5 - нефть; 6 - эмульгвроваииая нефть; 7 - вода- 8 - сброс воды; 9 -ввод эмульсии в аппараты с распределительным коллектором

ВОДЫ зависят от принятой технологии смещения. Использование диафрагм, штуцеров, клапанов не всегда дает должный эффект. Перспективным направлением является использование распыленного ввода пресной воды, например, с помощью регулируемого гидродинамического диспергатора, разработанного УкргипроНИИнефтью. Последующее разделение фаз осуществляется в электродегидраЩе, который называют еще электро-обессоливающей установкой (ЭЛОУ). Наиболее эффективен и экономичен горизонтальный электродегидратор ЭГ-200-Ш (рис. 11.9), который представляет собой стальную цилиндрическую емкость вместимостью 200 м, рассчитанную на рабочее давление 1 МПа. Пропускная способность составляет 500 м/ч. Как и отстойник, он оснащен распределителем эмульсии Р, сборниками нефти 4 и воды 8, выполненными из перфорированных труб. Дополнительно электродегидратор оснащен двумя электродами - верхним 2 и нижним 1, которые подвешены на изоляторах 3 горизонтально друг над другом и имеют форму прямоугольных рам, занимающих все продольное сечение электро-дегидратора. На электроды подается переменный ток с максимальным напряжением 44 кВ. Эмульсия подается через распределительный коллектор 9, обеспечивающий равномерное поступление ее по всему горизонтальному сечению аппарата. Она медленно движется снизу вверх через три зоны: слой отстоявшейся воды 7, уровень которой поддерживается автоматически на 20-30 см выше коллектора 9; зону слабой напряженности электрического поля между уровнем воды и нижним электродом 1; зону сильной напряженности между нижним 1 и верхним 2 электродами.

Принцип разрушения эмульсии состоит в столкновении капель воды под действием сил притяжения и их коалесценции. Диспергированные капли в результате индукции электрического поля поляризуются и вытягиваются вдоль силовых линий с образованием в вершинах капель воды электрических зарядов, противоположных зарядам на электродах.

Под действием основного и дойолнительного электрических полей происходит упорядоченное движение и столкновение капель воды. В тюле переменного тока капли находятся в состоянии колебания, с постоянным изменением формы и непрерывно деформируются, что способствует разрушению адсорбционных оболочек на них и слиянию этих каплей.

На поздней стадии разработки месторождения, когДа нефть, содержащая повышенное количество нафтеновых кислот, сильно обводнена (более 70% маломинерализованной воды), образуются неустойчивые эмульсии прямого типа (Н/В). Такие эмульсии образуются в процессе разрушения обратных эмульсий, т. е. при деэмульсации нефти. Они сравнительно легко разрушаются при вводе в них ПАВ, незначительном нагреве или сочетании этих методов. Основной метод разрушения таких эмульсий - гравитационный отстой. Для более эффективного разделения дегазированную эмульсию направляют в резервуар-отстойник с гидрофильным жидкостным фильтром (слой пластовой воды). Частично выделившуюся обводненную нефть, которая представляет собой уже эмульсию обратного типа (В/Н), подают на рассмотренную выше дальнейшую обработку.

Вода, отделенная от нефти на разных ступенях ее подготовки, содержит диспергированную нефть в количестве (более 1000 мг/л), превышающем допустимую норму при закачке воды в пласт (см. §3.2).

Известны две системы очистки сточных вод. На давно разрабатываемых месторождениях встречается открытая система, когда отделение нефти и механических примесей происходит за счет разности плотностей в открытых емкостях-песколовке, нефтеловушке. В настоящее время применяются установки закрытого типа (герметизированные), в которых воду подают в резервуар-отстойник с гидрофобным жидкостным фильтром. В нем вода с капельками нефти «фильтруется» через. нефтяную «подушку», в результате чего капельки нефти переходят в состав этого фильтра.

На границе раздела фаз в аппаратах подготовки нефти и воды накапливаются очень стойкие «множественные» (амбарные, ловушечные или «промежуточного» слоя) эмульсии, которые служат причиной срыва технологического процесса. Высокая устойчивость таких эмульсий к расслоению связана с повышенным содержанием тонкодисперсных частиц различных механических примесей (глины, песка, продуктов коррозии, каль-

цита, гипса и т. п.). Обычно критическое содержание механических примесей, при которых возникают проблемы обработки эмульсионных нефтей, не превышает 2-3 %. Твердые частицы в зависимости от изменения соотношения их гидрофобных и гидрофильных участков могут стабилизировать эмульсии как прямого (Н/В), так и обратного (В/Н) типа. Они чаще всего образуют сплошные гидрофобные агломераты с асфальтосмо-листыми и парафиновыми компонентами нефти и распределяются в Основном в объеме нефтяной фазы. Содержание высоко-минерализованной пластовой воды в такой «ловушечной» нефти может достигать 50-55 %, что соответствует остаточному содержанию хлористых солей более 50 000 мг/л. В настоящее время пока не существует эффективных способов очистки эмульсионных нефтей от твердых механических примесей.

Трудноразрушаемые обычным термохимическим методом «ловушечные» эмульсии либо сжигают, либо подкачивают небольшими порциями в сырую нефть, резко ухудшая тем самым ее качество. Для зарубежной практики также типична комбинированная обработка, основанная на использовании повышенной температуры и расхода деэмульгатора, с последующим отстаиванием и возвратом некондиционной нефти на повторную обработку, при этом «промежуточный» слой отстоя обрабатывают на центрифугах или сжигают., Проходят испытания методы, базирующиеся на применении пресной воды, органических растворителей, кислот, щелочей и т. д. Превентивные, методы предусматривают применение забойных фильтров, ограничивающих вынос частиц породы из пласта, ингибиторов коррозии оборудования, а также предотвращение загрязнения нефти буровыми растворами, растворами для глушения скважин и т. д. Полагают, что с повышением обводненности нефтяных месторождений и при широком применении методов повышения нефтеотдачи (закачка пара, кислот, щелочей и др.) не исключена возможность появления в продукции скважнн повышенного количества различных механических примесей.

§ 11.5. ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫИ ТРАНСПОРТ и ХРАНЕНИЕ НЕФТИ

Промысловые трубопроводы

Трубопроводы для внутрипромыслового транспорта подразделяют:

по назначению -на нефте-, газо-, нефтегазо-, водо- и нефте-газоводопроводы;

по функции -на выкидные линии (шлейфы); нефтяные, газовые, водяные и нефтегазоводяные сборные (магистральные) коллекторы; товарные трубопроводы;

по напору - на напорные и безнапорные;

по рабочему давлению -на трубопроводы высокого (не менее 6,4 МПа), среднего (1,6 МПа), и низкого (0,6 МПа) давления;

по способу прокладки -на подземные, наземные и подводные;

по гидравлической схеме работы -на простые (без ответвлений) и сложные (с ответвлениями), в том числе замкнутые (кольцевые)..

Все трубопроводы подлежат гидравлическому, прочностному (механическому) и при необходимости тепловому расчету. Гидравлический расчет простого трубопровода сводится к определению одного из параметров (пропускной способности, дна-метра, необходимого начального давления) при известных других параметрах и условиях транспортирования (вязкость, плотность, профиль трассы и т. д.). При расчете многофазного трубопровода учитывают структуру потока. Расчет ведут на максимальный расход продукции, соответствующий второй стадии процесса разработки. Пропускную способность проложенного трубопровода можно увеличить прокладкой параллельного трубопровода (лупинга), подачей в поток обводненной нефти ПАВ для инверсии эмульсин и уменьшения ее вязкости, повышением насосами начального давления или подогревом нефти.

Пропускная способность трубопроводов может снижаться вследствие засорения трубопроводов механическими частицами при недостаточной скорости потока, выпадения и отложения парафина, солей, а также образования окалины при коррозии трубопроводов, особенно при транспортировании пластовых вод.

Для предотвращения и устранения отложений парафина применяют разные методы: добавление ПАВ; пропарка запара-финенных труб; очистка резиновыми шарами (торпедами),проталкиваемыми по трубам; теплоизоляция. Для борьбы с отложениями солей используют химические реагенты (гексамета-фосфат натрия, триполифосфат натрия, соляная кислота) и пресную воду.

С целью предохранения трубопроводов от внутренней коррозии применяют в основном ингибиторы коррозии (АНП-2, И-1-А, ИКБ-ЧВ, ИКАР-1, ИКСГ-1 и др.) с эффективностью защитного действия 80-98 % при концентрации до 0,2 % от расхода продукции, а также иногда различные лаки, эпоксидные смолы, цинко-силикатные покрытия.

Трубопроводы и резервуары от почвенной коррозии защищают, осуществляя методы действия: пассивный (изоляционные покрытия - битумные, битумно-резиновые, полимерные; крафт-бумага; лента гидроизоляции) и активный (катодная или при отсутствии источников электроснабжения протекторная защита). Трубопроводы -обычно прокладывают подземно, ниже уровня

промерзания грунта на глубину от 0,8 до 1,5 м, причем после этого проводится рекультивация почвы (восстановление ее плодородия). Если имеются многолетнемерзлотные породы, то любые трубопроводы должны прокладываться на подсыпке или специальных опорах наземно в теплоизолированном и гидроизолированном состоянии. В местах пересечения с дорогами их монтируют на опорах высотой до 4 м. Все трубопроводы подвергают гидравлическому испытанию (опрессовке) водой на давление, превышающее рабочее в 1,5 раза. Трубы изготовлены из малоуглеродистой и низкоуглеродистой стали.

Нефтяные резервуары

Нефтяные резервуары (емкости) предназначены для накопления, кратковременного хранения и учета «сырой» и товарной нефти. Группу резервуаров, сосредоточенных в одном месте, называют резервуарным парком. Общий объем товарного ре-зервуарного парка принимают равным двухсуточному дебиту скважин. На промыслах используют в основном стальные цилиндрические резервуары вместимостью 100-20000 м и реже железобетонные подземные резервуары вместимостью до 100 000 мз.

При герметизированных системах сбора основные потери легких фракций нефти происходят только в сырьевых и товарных резервуарах при больших и малых «дыханиях». Впуск воздуха в резервуар и выпуск газовоздушной смеси в атмосферу через дыхательный клапан при опорожнении и наполнении резервуара называют большим «дыханием», а при изменении температуры и давления в течение суток при постоянном уровне нефти - малым «дыханием». Для предупреждения и уменьшения потерь нефти от испарения рекомендуется применять плавающие крыши и понтоны, пластмассовые полые шарики и пластмассовые пленки, покрывать поверхность лучеотражаю-щими светлыми красками, а также использовать газоуравнительную систему, которая обвязывает одновременно опорожняющиеся и наполняющиеся резервуары.

Товарный резервуар оборудуют люком-лазом, световым и замерным люками, уровнемером, пробоотборником, хлопушкой (обратным клапаном), дыхательным клапаном с огневым предохранителем, предохранительным гидравлическим клапаном и пенокамерой для тушения возникшего в резервуаре пожара. Пробоотборник обеспечивает полуавтоматический отбор проб по всей высоте резервуара.

Резервуар периодически очищают от «мертвого» остатка нефти и парафиновых отложений, а также продуктов коррозии, механических примесей и подтоварной воды. «Мертвый» остаток удаляют при помощи брандспойтов моечной машины ММ-4

§ 11.6. ИЗМЕРЕНИЕ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН И ТОВАРНОЙ НЕФТИ. УСТАНОВЛЕНИЕ ЕЕ КАЧЕСТВА

Измерение количества добываемых нефти, газа и воды по каждой скважине необходимо для установления режима работы каждой скважины, контроля и регулирования разработки месторождения. Общее количество добываемых нефти, газа и воды по группе скважин или по месторождению обусловливает выбор оборудования для сбора и подготовки, а также режим его работы. Товарную нефть учитывают при ее сдаче потребителю.

Измерение продукции скважин

При самотечной системе сбора количество нефти я воды, поступающих в ИЗУ или ГЗУ, измеряется объемным способом по изменению уровней нефти и воды в трапе или открытом цилиндрическом мернике с помощью рейки с делениями и реже водомерного стекла, установленного на мернике. Каждый мерник тарируется (калибруется) и составляется таблица объемов. Делением объема на продолжительность накопления мерника определяют дебит. Если образуется стойкая эмульсия, то измеряют общее количество жидкости, отбирают пробы жидкости, и содержание воды в нефти определяют в лабораторий аппаратом Дина - Старка. Расход газа измеряется при помощи стандартных диафрагм и расходомеров, устанавливаемых на газовой линии после сепаратора.

При современных герметизированных системах сбора применяют блочные автоматизированные групповые замерные установки «Спутник-А» и «Спутник-Б». Существуют модификации, отличающиеся величиной рабочего давления (1,6; 2,5 и 4МПа), числом подключаемых скважин (8, 10 и 14 скважин) наибольшим дебитом скважины (1500 и 400 мсут). «Спутник-А» - базовая конструкция серии блочных автоматизированных замерных установок. «Спутиик-Б» состоит из двух блоков: замерно-переключающего (ЗПБ) и местной автоматики (БМА). В БМА происходит автоматическая регистрация измеренного дебита скважин и переключение их на замер, причем с раздельным измерением дебита обводненных и необводненных скважин. Установка работает по задаваемой программе, обеспечивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время. Продукция всех скважин по выкидным линиям поступает в многоходовый переключатель скважин (ПСМ), который обеспечивает поступление продукции одной из скважин в гидроциклонный сепаратор измерительного устройства типа «Импульс»; а продукции остальных скважин в сборный коллектор. В гидроциклонном сепараторе свободный газ отделяется от жидкости. Дебит жидкости измеряется при крат-