НГВРП может применяться и для подготовки товарной нефти. В этом случае его производительность на ступени обезвоживания зависит от требуемой температуры нагрева, обводненности нефти и стойкости эмульсии (времени пребывания в аппарате).
Тепловая мощность аппарата ограничена 2 МВт (максимум 2,78 МВт), поэтому его производительность можно рассчитать для конкретных условий с учетом исходной обводненности, температуры сырья, требуемой температуры нагрева и времени отстоя. Проведенные расчеты показывают, что это может быть 2000 – 3000 т/сут.
В том случае, когда качество товарной нефти по содержанию воды солей не может быть достигнуто на ступени обезвоживания возможно применение после НГВРП электродегидраторов, выпускаемых Курганхиммашем.
НГВРП должен найти применение на месторождениях парафинистых и высокопарафинистых нефтей. У таких нефтей повышенное содержание высокомолекулярных углеводородов – парафинов и, как следствие, высокая температура застывания. При температурах, близких к температуре застывания, резко возрастает вязкость нефтей, водонефтяных эмульсий, растут гидравлические потери, появляется опасность остановки и «замораживания» трубопровода. Поэтому для сбора продукции скважин и перекачки, парафинистых нефтей необходим нагрев. Кроме того, технологические процессы предварительного сброса воды и обезвоживания нефти должны осуществляться при более высоких температурах. Разрушение эмульсий и обезвоживание таких нефтей затруднено при температурах ниже температуры плавления входящих в их состав парафинов.
Специфическая особенность парафинистых нефтей создает дополнительные проблемы для сбора, подготовки и транспорта продукции скважин, а нагрев является обязательным фактором во всех перечисленных выше технологических процессах. НГВРП, в котором осуществляется нагрев, сепарация, обезвоживание и очистки воды, способен заменить установку, состоящую из нескольких аппаратов, и будет незаменим для обустройства таких месторождений.
Серьезной проблемой при подготовке нефти на промыслах, является накопление стойких эмульсионных слоев, «подрезок», ловушечных и амбарных нефтей. Как правило, такие нефти содержат повышенное количество механических примесей, имеют высокую вязкость. Обезвоживание их сопряжено с большими трудностями и применением специальных технологий. Такие технологии требуют поддержания более жестких условий обработки по температуре (нагрев до высоких температур до 70-90оС), введения специфических химреагентов, применения промывочной воды, приемов по удалению механических примесей. Обычно для этой цели на промыслах создаются автономные установки, в состав которых входят печи, установки дозирования химреагентов, отстойное оборудование, специальные устройства для вывода механических примесей, насосы и т.д. В случае применения НГВРП мы имеем аппарат с секцией подогрева, обезвоживания и очистки воды. В секции подогрева установлены устройства для удаления механических примесей. НГВРП имеет возможность нагреть нефть до требуемой температуры, обеспечить необходимое время отстоя, вывести механические примеси. Аппарат может являться основным элементом технологической установки подготовки ловушечных нефтей.
Глава 15.0. Технологические схемы установок подготовки нефти
15.1. Установки с применением блочного оборудования
В настоящее время в связи с применением напорных однотрубных схем сбора нефти, газа и воды все процессы, связанные с выделением газа из нефти, и последующей подготовки нефти, газа и воды сосредоточиваются обычно в одном пункте – центральном пункте сбора и подготовки нефти, газа и воды. При строительстве установок на центральных пунктах сбора и подготовки нефти, газа и воды обычно используется блочное оборудование и на площадке монтаж их сводится в основном к установке аппаратов и обвязке их трубопроводами.
На нефтяных месторождениях в зависимости от объемов добычи нефти наиболее приемлемы две основные типовые схемы обезвоживающих установок: 1) для небольших и средних по величине нефтяных месторождений и 2) для крупных месторождений.
На рис.15.1 показана принципиальная технологическая схема установки по обезвоживанию нефти для небольших и средних по величине нефтяных месторождений – объем добычи нефти до 2 – 3 млн. т/год (6000 – 9000 т/сут.).
Продукция обводненных скважин (а если на месторождении нет раздельного сбора продукции обводненных и безводных скважин, то продукция всех скважин) поступает по сборному коллектору I в сепаратор 1 первой ступени, где газ отделяется от нефти обычно при давлениях около 0,4 – 0,6 МПа. В качестве сепараторов первой ступени обычно применяются сепараторы типа СУ-1 или СУ-2 производительностью 750, 1500, 3000 и 5000 м3/cyт. Отделившийся на первой ступени газ по линии II под давлением 0,4 – 0,6 МПа направляется непосредственно к потребителю или на установку по подготовке газа. Она располагается рядом с установкой по подготовке нефти или на некотором удалении от нее, если па подготовку поступает газ с нескольких установок по подготовке нефти.
Нефтяная эмульсия из сепаратора по трубопроводу подается в сепаратор-делитель потока 2. Сепаратор-делитель потока предназначен для выполнения следующих трех основных операций: отделения остаточного газа от нефти перед поступлением ее в подогреватели-деэмульсаторы, сброса свободной воды, отделившейся от нефтяной эмульсии, и разделения нефтяной эмульсии на несколько равных по производительности потоков для равномерной загрузки основных аппаратов (подогревателей-деэмульсаторов).
Рис. 15.1 Технологическая схема подготовки нефти с использованием подогревателей-деэмульсаторов:
1- сепаратор 1-ой ступени; 2 – сепаратор-делитель; 3- подогреватель-деэмульсатор.
Выделившийся газ из сепаратора-делителя 2 по линии IV и из подогревателя-деэмульсатора 3 по линии VI поступает на установку подготовки газа, а отделившаяся в аппарате 2 пластовая вода по линии XI – на установку подготовки воды.
Нефтяная эмульсия из сепаратора-делителя 2 по трубопроводу V поступает в подогреватель-деэмульсатор 3. Подогреватель-деэмульсатор является основным аппаратом установок по обезвоживанию нефти на месторождениях. Из него обезвоженная нефть при повышенной температуре по трубопроводу VIII поступает в сепаратор 4. Отделившаяся вода, содержащая некоторое количество реагента, выводится из аппарата по линии VII. Эта вода может полностью или частично при помощи насоса подаваться в линию I перед сепаратором первой ступени с целью более полного использования реагента. В подогревателе-деэмульсаторе газ и вода отделяются от нефти обычно при температуре 40 – 60 0С и давлении около 0,2 – 0,3 МПа, а окончательная сепарация проводится под вакуумом (остаточное давление 0,07 – 0,08 МПа, в сепараторе 4 горячей вакуумной сепарации.
Готовая нефть после горячей вакуумной сепарации по трубопроводу Х поступает на прием насосов системы безрезервуарной сдачи нефти в магистральный нефтепровод, а газ по газопроводу IX подается на прием вакуум-компрессоров и далее па установку по подготовке газа.
На рис. 15.2 приведена принципиальная технологическая схема установки по обезвоживанию нефти для крупных нефтяных месторождений или для группы нефтяных месторождений с объемами добычи нефти свыше 5 – 6 млн. т/год. В некоторых случаях производительность таких установок может достигать 12млн. т/год (до 36 тыс. т/сут).
Эта принципиальная схема не отличается от предыдущей схемы, за исключением того, что вместо подогревателя-деэмульсатора здесь установлены два аппарата: нагреватель 3 и отстойник 6 со встроенным в него сепаратором 5.
На установках большой производительности из-за ограниченной мощности одного подогревателя-деэмульсатора их требуется устанавливать несколько (иногда до 10 – 12), что создает определенные трудности при эксплуатации, поэтому на установках большой производительности вместо подогревателей-деэмульсаторов устанавливают отдельно блочные печи большой мощности и отстойники с встроенными сепараторами. При рациональном наборе небольшого числа аппаратов можно обеспечить подготовку в них значительных объемов обезвоженной нефти. С уменьшением общего числа устанавливаемых аппаратов на установках подготовки нефти значительно сокращается площадка под установку, что имеет большое значение в условиях Западной Сибири, где большинство нефтяных месторождений расположено на заболоченной местности с ограниченными возможностями выбора относительно сухих незаболоченных участков для строительства центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды.
Рис.15.2. Технологическая схема подготовки нефти с использованием раздельных аппаратов для нагрева и отстоя:
1 – сепаратор первой ступени; 2 – сепаратор-делитель потока; 3 – печь; 4 – вакуумный сепаратор; 5 – встроенный сепаратор отстойника; 6 – отстойник. Линии: I – ввод эмульсии; II, IV, VI, VIII, IX – газ; III – эмульсия после первой ступени сепарации; V – эмульсия после сепаратора-делителя; VII, XI – вода; X – подготовленная нефть; XII – подача реагента
В той и другой установках обычно перед первой ступенью сепарации по линии XII подается химический реагент (деэмульгатор). При подаче реагента в этой точке в сепараторе 1 достигается хорошее перемешивание его с эмульсией, что является одним из условий глубокого разрушения ее до поступления в отстойные емкости.
В качестве сепараторов первой ступени применяются сепараторы СУ-2 производительностью 5000 м3/сут. и рабочим давлением 1 МПа или сепараторы с раздельным вводом нефти и газа в аппарат производительностью до 16 000 м3/сут.
В некоторых случаях, когда нефтяная эмульсия, поступающая со скважин, содержит значительное количество свободной воды, на первой ступени могут быть установлены сепараторы с предварительным сбросом свободной воды. Большое количество свободной воды может отделиться из продукции скважин в случае, если химический реагент подается на значительном удалении от центрального пункта сбора и подготовки нефти (например, на автоматизированной блочной замерной установке, на ДНС и т. п.).
В качестве сепараторов с предварительным сбросом свободной воды могут использоваться установки типа УПС (установки с предварительным сбросом свободной воды) производительностью до 10 000 м3/cyт. на рабочее давление 0,6 МПа а также трехфазный сепаратор производительностью 20 000 т/сут. на рабочее давление 0,6 МПа конструкции Гипротюменнефтегаз.
Наибольшее распространение в технологических схемах установок получили блочные автоматизированные сепараторы-делители потока, которые помимо сепарации и сброса свободной воды обеспечивают и разделение потоков. Они разработаны на производительность 6300, 10000, 16000 и 30000 т/сут. на рабочее давление 0,6 МПа.
Сепараторы-делители потока являются очень важной составной частью установок по обезвоживанию нефти, когда для обезвоживания применяются несколько подогревателей-деэмульсаторов или блочных печей, подключенных параллельно. До разработки сепараторов-делителей потока никакими простыми средствами автоматики не удавалось добиться равномерной загрузки по потокам подогревателей-деэмульсаторов или печей. Только с появлением сепараторов-делителей потока эта проблема была решена полностью.
Кроме указанных выше основных функций, которые выполняют сепараторы-делители потока, необходимо упомянуть еще одну дополнительную функцию, имеющую большое значение для обеспечения устойчивой работы подогревателей-деэмульсаторов или печей. Как известно, при однотрубной системе сбора нефти и газа, особенно, когда нефтегазовые коллекторы прокладываются в сильно пересеченной местности, заметное влияние на устойчивость работы всей технологической схемы обезвоживания оказывают пульсации нефтегазовой смеси в нефтегазосборных коллекторах. Эти пульсации появляются в связи с тем, что на пониженных местах трубопроводов скапливается жидкость, а на повышенных – газ. При перекрытии сечения трубы жидкостью газ проталкивает эту жидкость в виде пробки, и в сепаратор первой ступени поступает порция жидкости значительного объема, а затем порция газа. В сепараторах, таким образом, также наблюдаются явления пульсации.
Подогреватели-деэмульсаторы или печи весьма "чувствительны" к пульсациям потока (при аномально больших поступлениях жидкости может резко понизиться температура подогреваемой эмульсии и нарушиться режим обезвоживания). В результате же разделения поступающей продукции на несколько равных потоков влияние пульсаций при подаче жидкости в подогреватели-деэмульсаторы или печи ослабляется пропорционально числу потоков, выходящих из сепаратора-делителя.
В качестве отстойной аппаратуры после печей применяются горизонтальные отстойники.
При подготовке легких нефтей после нагрева в печах обычно выделяется значительное количество газа, что сокращает производительность отстойной аппаратуры, а в некоторых случаях может полностью нарушить процесс отстоя. Поэтому важным условием работы отстойников является предотвращение выделения газа из нефти. Для этого разработаны отстойники типа ОГ-200С и с встроенными сепараторами, в которых перед отстойной секцией выделяется газ из поступающей продукции.
Для последней ступени сепарации – выделения газа из нефти под вакуумом (остаточное давление 0,07– 0,08 МПа) при температуре подготовки нефти – разработаны блочные автоматизированные установки вакуумной сепарации производительностью 10000 и 16000 т/сут. по готовой нефти. Число вакуумных сепараторов каждого типа на установке подготовки нефти определяется в зависимости от общей производительности установки.
После вакуумных сепараторов нефть поступает в буферные резервуары, а оттуда по закрытой системе в магистральный нефтепровод.
15.2 Установки подготовки нефти с использованием стационарного оборудования
До последнего времени строились установки подготовки нефти с использованием не блочного, а стационарного оборудования. Поэтому большинство действующих установок по подготовке нефти укомплектовано стационарным оборудованием. Основные отличия таких установок от установок с блочным оборудованием следующие:
1) процесс сепарации завершается до поступления нефтяной эмульсии на установку;
2) нефтяная эмульсия подается на установку из сырьевых резервуаров или резервуаров с предварительным сбросом воды при помощи насосов, напор которых подбирается с таким расчетом, чтобы всю продукцию пропустить через технологическую цепочку установки; в некоторых случаях применяются дополнительные насосы для стабилизационного блока;
3) применяется теплообменное оборудование для передачи тепла от более горячей подготовленной нефти к более холодной сырой нефти, поступающей на установку;
4) для получения обессоленной нефти в технологическую схему подключаются электродегидраторы или отстойники;
5) для стабилизации нефти (при этом получаются также сжиженные газы и нестабильный бензин) в схеме предусматривается нефтестабилизационная колонна. Однако в последнее время стабилизационные колонны не монтируются.
В зависимости от требуемой глубины подготовки нефти применяются следующие виды стационарных установок:
1) установки по термохимическому обезвоживанию нефти (ТХУ);
2) установки по электрическому обессоливанию нефти (ЭЛОУ);
3) установки комплексной подготовки нефти (УКПН), на которых помимо обезвоживания и обессоливания осуществляется и стабилизация нефти.
Установки по электрообессоливание нефти в последнее время отдельно не строятся, а входят в состав УКПН.
15.3. Установки термохимической подготовки нефти.
На нефтяных месторождениях установки термохимической подготовки нефти получили наибольшее распространение. Принципиальная схема такой установки показана на рис. 15.3.
Рис. 15.3. Технологическая схема термохимической установки подготовки нефти:
1 – сырьевой резервуар; 2 – насос; 3 – теплообменник; 4 – печь; 5 – отстойник; 6 – резервуар готовой нефти. Линии: I – сырая нефть; II – готовая нефть; III – дренажная вода; IV – ввод реагента в поток; V – ввод дренажной воды
В технологическую схему ТХУ обычно входят сырьевые резервуары или резервуары с предварительным сбросом воды, центробежные насосы, теплообменники, нагревательные печи, отстойники и резервуары для подготовленной нефти. Принцип работы установки заключается в следующем.
Нефтяная эмульсия I из сырьевого резервуара или резервуара с предварительным сбросом воды 1 насосом 2 через теплообменник 3 поступает в печь 4, где нагревается до температуры, необходимой для разрушения нефтяной эмульсии. Из печи 4 нефтяная эмульсия поступает в отстойник 5, где нефть отделяется от воды. После отстойника нефть проходит через теплообменник 3, отдает часть тепла поступающей на установку сырой нефти и поступает в резервуар 6 готовой нефти для последующего транспорта по магистральному нефтепроводу.
Химический реагент, в отличие от установок с использованием блочного оборудования, подается по линии IV или перед сырьевыми резервуарами (резервуарами с предварительным сбросом воды) или перед сырьевыми насосами.
Часть горячей воды, содержащей реагент, после отстойника 5 может быть возвращена на установку и подана по линии V в поток перед резервуарами с предварительным сбросом воды. Остальная часть отделившейся в отстойнике 5 воды поступает на установку по подготовке сточных вод.
В качестве сырьевых резервуаров на установках ТХУ применяются вертикальные стальные резервуары типа РВС емкостью от 700 до 10000 м3. Резервуары с предварительным сбросом свободной воды оборудуются распределительными маточниками и переливными трубами. Наиболее широко применяются резервуары с предварительным сбросом свободной воды, разработанные институтом ТатНИПИнефть.
Резервуар состоит (рис. 15.4) из днища, стенок и крыши. В нижней части резервуара имеются три патрубка, к которым присоединяются внешние и внутренние коммуникационные линии обводненной нефти 1, отделившейся воды 5 и нефтяной эмульсии 7 после отделения свободной нефти. К подводящей линии обводненной нефти присоединяются радиальные отводы 2 для подачи обводненной нефти в перфорированные распределительные трубы 3, которые располагаются обычно по периферии на уровне 0,5 – 1,0 м от днища. Ко второму патрубку присоединяется сливная труба 7 с воронкой 4 и к третьему – переливная труба 6 с воронкой 4 и уравнительной трубой 8.
Принцип работы резервуара с предварительным сбросом воды заключается в следующем: нефтяная эмульсия после окончательного отделения от нее газа в концевых сепараторах поступает в резервуар через отверстия в распределительных трубах. В резервуаре происходит расслоение свободной воды и нефти. Свободная пластовая вода, имеющая большую плотность, оседает вниз, а нефть со связанной эмульсионной водой всплывает вверх.
При поддержании границы раздела вода – нефть выше отводов эмульсионная нефть проходит через толщу воды, которая содержит некоторое остаточное количество реагента, что способствует наиболее полному удалению свободной воды из нефтяной эмульсии. Отстоявшаяся вода по мере ее накопления автоматически сбрасывается через переливную трубу 6, а нефтяная эмульсия сливается по трубе 7 и поступает на прием насоса установки.
Рис. 15.4. Резервуар с предварительным сбросом воды конструкции ТатНИПИнефть:
1 – линия обводненной нефти; 2 – радиальный отвод; 3 – распределительная труба; 4 – воронка; 5 – линия отделившейся воды; 6 – переливная труба; 7 – сливная труба; 8 – уравнительная труба
15.4.Установки комплексной подготовки нефти
На установках комплексной подготовки нефти (УКПН) осуществляются процессы ее обезвоживания, обессоливания и стабилизации. Процесс обезвоживания нефтяных эмульсий на УКПН ничем не отличается от этого процесса на стационарных термохимических установках. Для обессоливания нефти на УКПН в поток обезвоженной нефти добавляют пресную воду и тщательно перемешивают его, создавая искусственную эмульсию. Затем эта искусственная эмульсия поступает в отстойники, где происходит отделение воды. В некоторых случаях для ускорения отделения воды искусственную эмульсию пропускают через электродегидраторы.
Установки подготовки нефти, на которых проводится обезвоживание и обессоливание с использованием электродегидраторов, называются электрообессоливающими сокращенно (ЭЛОУ).
Процесс стабилизации нефти, под которым понимается отделение от нее легких (пропан-бутановых и частично бензиновых) фракций, осуществляется в специальных стабилизационных колоннах под давлением и при повышенных температурах. После отделения легких углеводородов из нефти, последняя становится стабильной и может транспортироваться до нефтеперерабатывающих заводов без потерь. Отделившись в стабилизационной колонне, легкие фракции конденсируются и перекачиваются на газофракционирующие установки или газобензиновые заводы для дальнейшей их переработки. Однако в настоящее время стабилизационные установки не используются.
Принципиальная схема установки комплексной подготовки нефти представлена на рис. 15.5.
Левая часть схемы, включая отстойник 3, представляет установку обезвоживания, в которой сырая нефть по линии I подается насосом 1 в теплообменник 2, где нагревается стабильной нефтью, поступающей по линии V с низа стабилизационной колонны 6. Подогретая нефть по линии II подается в отстойник 3, а из отстойника обезвоженная нефть по линии III направляется в следующий отстойник или электродегидратор 4. В поток обезвоженной нефти добавляется пресная вода по линии IX для отмывки солей.
Рис. 15.5. Принципиальная схема установки комплексной подготовки нефти (УКПН):
1 – насос; 2 – теплообменник; 3 – отстойник; 4 – электродегидратор; 5 – теплообменник; 6 – стабилизационная колонна; 7 – конденсатор-холодильник; 8 – емкость орошения; 9 – насос; 10 – печь; 11 – насос. Линии: I – сырая нефть; II – подогретая нефть; III – обезвоженная нефть; IV – обессоленная нефть; V – стабильная нефть; VI – верхний продукт колонны; VII – широкая фракция; VIII – дренажная вода; IX – подача пресной воды
В некоторых случаях для улучшения степени обессоливания могут применяться вместо одного отстойника или электродегидратора два последовательно включенных аппарата. В них происходит окончательное обессоливание нефти. Обессоленная нефть после электродегидратора (отстойника) по линии IV через теплообменник 5 поступает в отпарную часть стабилизационной колонны 6. В теплообменнике 5 нефть нагревается до 140 – 160 0С за счет тепла стабильной нефти, поступающей по линии V с низа колонны 6. Процессы обезвоживания и обессоливания проводятся обычно при довольно умеренных температурах ( 50 - 60 0С) и редко при более высоких (до 80 0С).
В нижней и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелки – устройства, способствующие лучшему разделению. В нижней части отпарной колонны поддерживается более высокая температура (до 2400С), чем температура поступающей в колонну нефти за счет циркуляции части стабильной нефти с низа колонны по линии XI через печь 10. В результате этого из нефти интенсивно выделяются легкие углеводороды, которые могут увлекать с собой и более тяжелые компоненты. Продукты испарения поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны и оттуда по линии VI в конденсатор-холодильник 7. В конденсаторе-холодильнике пары охлаждаются до 300С, при этом большая часть их конденсируется и накапливается в емкости орошения 8. Несконденсировавшиеся легкие углеводороды сверху емкости орошения по линии Х обычно подаются в качестве топливного газа к горелкам печи 10.
Часть сконденсировавшихся легких углеводородов (широкая фракция) по линии VII с низа емкости 8 насосом 9 подается в резервуары для хранения, а другая часть направляется в верхнюю часть стабилизационной колонны в качестве орошения.