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

f4«c. 15. Вертикальный сепаратор:

/ - основная сепарационная секция; - осадительная секция; / - секция сбора нефти; IV - секция каппеудаления; / - патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 - раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 - регулятор давления "до себя" на линии отвода газа; 4 - жалюзийный каплеуловитель; 5 - предохранительный клапан; 6 - наклонные попки; 7 - поплавок; 8 - регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 - линия сброса шлама; 10 - перегородки; 11 - уровнемерное стекло; 12 - дренажная труба

сы, так как основная масса солей сосредоточена в пластовой воде и удаление воды приводит одновременно к обессоливанию нефти. Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти; горячий отстой нефти; термохимические методы; электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее простой по технологии процесс гравитационного от-

Несртьт

Рис. 16. Горизонтальный сепаратор с предварительным отбором газа:

; - входной трубопровод; 2 - вилка для предварительного отбора газа; 3 - каплеуловитель (сепаратор газа); 4 - жалюзийные насадки; 5 - газопровод с регулятором давления "до себя"; 6 - предохранительный клапан; 7 - корпус сепаратора; 8 - поплавок; 9 -пеногаситепи; 10 - наклонные полки

стоя, в этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно резервуара, где и скапливаются в виде слоя подтоварной воды. Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти. Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50-70° С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Общим недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность. Поэтому при подготовке нефти применяют такие более эффективные методы, как химические и термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. Обычно в качестве деэмуль-гаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах - от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроаксимины и др. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть - вода" и вытесняют или замещают менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что облегчает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышаются за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды. Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание и электро-обессоливание нефти связаны с пропусканием нефти через специальные аппараты - электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20 - 30 кВ). Для повышения скорости электрообезвоживания и электро-обессоливанйя нефть предварительно подогревают до температуры 50- 70° С. При прохождении обезвоженной нефти через электрическое поле высокого напряжения капли воды поляризуются, т.е. вытягиваются в длину и по краям капель формируются противоположные электрические заряды. Поляризация капель воды способствует объединению мелких капель в крупные и ускорению их выделения из нефти. При промысловой подготовке нефти на УКПН обычно используют все описанные методы дегазации, обессоливания и обезвоживания неф-

ти. Частицы механических примесей удаляются из нефти в процессе сепарации и отстоя. В технологии промысловой подготовки нефти применяют также стабилизацию нефти. Дело в том, что после дегазации в составе нефти остается какое-то количество легких углеводородов - метана, этана и др. При хранении такой нефти в резервуарах, при транспортировке ее по трубопроводам, в цистернах по железной дороге или водным путем значительная часть этих легких углеводородов теряется за счет испарения. Легкие углеводороды являются инициаторами интенсивного испарения нефти, так как они увлекают за собой и более тяжелые углеводороды. В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины). Поэтому перед подачей нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации. Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный. В сепараторе из подогретой до 40-80° С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор направляются в сборный газопровод. В бен-зосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды.

Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает на УПВ, расположенную также на ЦПС. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80 %, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей (до 2500 мг/л). Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта "вода - нефть" в пласте и к снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки. В герметизи-