Файл: Исследование физикохимических характеристик нефти ЮжноНюрымского месторождения (хмаоюгра) удк 665. 61(571. 16).docx

1.3 Процесс сепарации

Нефтесодержащую жидкость, добытую из скважины, чаще всего стабилизируют методом сепарации. Сепарация – первый этап переработки и подготовки нефти, характеризующийся отделением газа от добытой нефти под действием силы гравитации или центробежной силы, происходящей в сепарационной установке. Существует множество видов сепарационных установок. Наиболее часто используемые – центробежные, гравитационные и жалюзийные сепараторы. Получаемая из скважины нефтесодержащая жидкость поступает в основную секцию сепарации, где происходит разделение газа и нефти. Далее подается в осадительную секцию, в которой осуществляется дополнительное дегазирование нефти. Чтобы уменьшить количество оставшего газа, сырую нефть направляют по плоскостям, расположенным под наклоном, чтобы увеличить путь прохождения нефти. Этот порядок увеличивает длину пути движения нефти, тем самым повышая эффективность сепарационного процесса. Дегазированная нефть попадает в сборную секцию, расположенную в нижней части сепарационной установки, где происходит сбор и вывод нефти из сепарационного устройства. Каплеуловитель чаще всего располагается в верхней части сепаратора и служит для предотвращения попадания мельчайших капель в газопровод. Данные элементы представленные на рисунке 2 конструкции используются во всех типах сепарационных установок [49].


Рисунок 2 - Схема вертикального и горизонтального сепаратора
1.4 Обезвоживание и обессоливание нефти

При добыче нефти на ДНС основное количество хлористых солей содержится в пластовой воде, поэтому обезвоживание нефти так же приводит и к обессоливанию перерабатываемого сырья.

При большом содержании воды в сырой нефти, процесс гравитационного отстаивания. Для осуществления данного процесса используют специализированные отстойники. Существует два типа нефтяных отстойников, применяемых на производстве: отстойник периодического действия и отстойник непрерывного действия.

Эффективность процесса гравитационного отстаивания зависит от температуры отстоя сырой нефти, количества и состава, подаваемого деэмульгатора, от концентрации хлористых солей и примесей, от остаточного содержания воды и других характеристик перерабатываемого сырья.

---

Отстойники периодического действия применяются для хранения сырой нефти. После заполнения резервуаров нефтесодержащей жидкостью, вода под силой гравитации опускается на дно емкости (так как имеет больший удельный вес), и образует слой пластовой воды.

В отстойниках непрерывного действия (рис. 3), процесс обезвоживания сырой нефти осуществляется за счет пути, который проделывает нефтесодержащая жидкость, проходя через отстойник. Термическое воздействие характеризуется увеличением температуры, перерабатываемой нефти, до 45-80 градусов, перед процессом отстаивания. При этом разрушаются эмульгаторы, расположенные на оболочке капель воды, что способствует ускорению процесса коалесценции. Так же при нагревании уменьшается вязкость нефти, тем самым увеличивая скорость осаждения капель и разрушения эмульсии. Для нагрева нефти используют трубчатые печи или теплообменники.

Так же для эффективного отстаивания нефти применяют деэмульгатор. Реагент разрушает прочную оболочку капель воды, увеличивая скорость их слияния. За счет слияния увеличивается размер капель, и они без труда оседают на дно резервуара [51].


Рисунок 3 – Отстойник непрерывного действия для разделения эмульсий: 1 – корпус, 2 – перфорированная перегородка
1.5 Процесс отстаивания

Обезвоживание может производиться длительным отстаиванием нефти, причем наряду с водой отделяются механические примеси. Поскольку вода с нефтью образует стойкие эмульсии, полное обезвоживание может быть произведено при разрушении эмульсий введением в нефть при нагревании деэмульгаторов [52].

Процесс отстаивания, при достаточном различии плотностей дисперсной фазы, является самым простым методом разделения [53].

Отстаиваниe является важным шагом в процессе разрушения водонефтяных эмульсий. Обезвоживаемая нефть поднимается вверх, унося частицы воды, а вышележащие частицы воды водонефтяной эмульсии постепенно уменьшаются и скорость осаждения становится все меньше. В результате этого на определенной высоте водонефтяной эмульсии наступает уплотнение частиц воды (это связано с началом формирования слоя).

На образование такого слоя влияют разнообразные механические примеси, плотность которых больше плотности нефти

---

, которые состоят из глины, сульфидов железа и других частиц. Откладываются такие нефтяные частицы также, как и частицы мелкодиспергированной воды. Имея микронные размеры, эти частицы группируются, образуя массу большей плотности, чем плотность самой нефти, близкую к плотности воды [53].

Таким образом, уплотнение механических примесей происходит на границе раздела фаз. В раздаточный коллектор подается водонефтяная эмульсия, для равномерного выхода струи жидкости по всему сечению аппарата. Затем, нефтяная эмульсия проходит через водяную подушку определенной высоты, где происходит частичное улавливание капель воды, и скапливается на поверхности воды.

Расслаивание нефти и воды происходит в процессе отстаивания. Сверху аппарата осуществляется отвод обезвоженной нефти, снизу происходит сброс воды при помощью специальных механизмов (рис. 4).



Рисунок 4 – Разделение эмульсии «вода в нефти» в горизонтальном отстойнике. h–среда дисперсионная (вода); 1–раздаточный коллектор; 2–ввод смеси нефти с водой; 3–отвод обезвоженной нефти; 4–сброс воды; 5–линия сброса воды

1.6 Технология промысловой подготовки нефти

От того, как организован сбор и осуществлена предварительная обработка продукции нефтяных скважин, во многом зависят производительность и эффективность работы сепарационных установок, аппаратов предварительного обезвоживания нефти, а также качество обезвоживания и обессоливания нефти [54]. ≥π®π©∞µβ

Пункт подготовки и сбора нефти (УПН) входит в состав цеха подготовки и перекачки нефти и предназначен для окончательного разгазирования и обезвоживания нефти, поступающей с установок предварительного сброса воды (УПСВ) и подачи подготовленной нефти в магистральный нефтепровод [54]. ≥π

Технологическая схема УПН уже была представлена в упрощенном виде в приложение А. π®π©∞µβ

Для определения массы поступающей нефти используется система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС). Сырая нефть поступает на оперативные СИКНС с нескольких направлений.

Для учета поступающей на установку нефти имеется шесть узлов учета (по количеству месторождений). ≥π®π©∞µβ

Газожидкостная смесь с давлением 0,16–0,8 МПа из коллектора после узлов учета нефти поступает в трехфазные сепараторы через задвижки. С целью увеличения интенсивности обезвоживания, перед входом в сепараторы предварительного сброса воды в трубопровод предусмотрена подача деэмульгатора. ≥π®π©∞µβ

---

Добавление деэмульгатора в сырую нефть дает возможность разрушить слои природных стабилизаторов нефтяной эмульсии, входящих в состав защитных оболочек глобул воды и способствует их переводу с границы раздела фаз в объем.

Трехфазный сепаратор представляет собой горизонтальный отстойный аппарат объемом 200м³. Внутри аппарата на уровне 225см расположена перегородка, которая делит аппарат на два отсека (технологический и буферный). Газоводонефтяная смесь поступает в сепараторы через устройство ввода, где плавно подается на верхний уровень жидкой фазы с малым образованием пены и равномерно распределяется по сечению сепаратора перегородкой из просечно-вытяжного листа. Далее нефть проходит пакеты Л-образных пластин, освобождаясь от газа, и поступает в секцию сбора нефти.

Попутный нефтяной газ из аппаратов сепараторов подается на установку осушки газа, либо через задвижки утилизируется на факеле высокого или на факеле низкого давления. ≥π®π©∞µβ

Подтоварная вода по межфазному уровню под собственным давлением подается из сепараторов на очистные сооружения.

Нефть с давлением 0,1-1,0Мпа, прошедшая предварительное обезвоживание в сепараторах поступает в подогреватели нефти, представляющие собой печи трубчатые блочные. Тепловая мощность печи 10 Гкал/час(11,6 МВт). Нефть в печах подогревается до температуры 40-50⁰С за счет сжигания попутного нефтяного газа.

Горячая нефть после печей ПТБ через задвижки поступает в сепараторы концевой ступени сепарации, где происходит ее полноеразгазирование при давлении 2,0-5,0 КПа. Выделившийся попутный нефтяной газ утилизируется на факеле низкого давления. ≥π®π©∞µβ

Нефть из сепараторов за счет разности высотных отметок сливается через задвижки в электродегидраторы, где происходит дальнейшее обезвоживание нефти.

Электродегидратор представляет собой горизонтальный отстойный аппарат, в котором на подвесных изоляторах закреплены электроды решетчатой конструкции, подсоединенные к высоковольтной обмотке трансформатора.

Ввод нефти в РВС производится через распределительный коллектор, расположенный на отметке +1000 мм от днища резервуара, в водяную подушку для окончательной промывки. С этой целью граница раздела фаз в РВС поддерживается на уровне 1500-4000 мм от днища резервуара.

После лабораторных проверок подготовленная для дальнейшего транспортирования нефть из резервуаров поступает в приемный коллектор насосов внешней перекачки и пройдя узел системы измерений количества и параметров сырой нефти, в нефтепровод.

---

Контроль качества товарной нефти и ее учет ведутся на коммерческом объединенном узле учета нефти. Рассмотренная схема подготовки и сбора нефти является обобщенной для всех месторождений.

Выбор конкретной схемы подготовки нефти и расположения количества объектов зависит от того какой объем подготовки нефти, от того какая территория размещения месторождения, какое расстояние между кустами скважин и отдельными скважинами [55].

1.7 Показатели качества нефти

Плотность

Плотность большинства нефтей находится в диапазоне 0,770-0,840 г/см3, плотность более тяжелой нефти достигает 1,040 г/см3. По плотности выделяют:

• 
  легкую нефть – 0,650 – 0,870 г/см3;
  
• 
  среднюю – 0,871 – 0,910 г/см3;
  
• 
  тяжелую – свыше 0,910 г/см3.
  

Данный показатель применяется при расчетах массы и объема продукта. Плотность имеет важное значение при проведении операций по покупке и продаже между поставщиком и покупателем.

По пути следования нефтепродукта и нефти от добычи до переработки и от переработки до потребителя, плотность определяет количество продукта на всем пути следования нефти [56].

Содержание воды

Количество воды в добываемой нефти изменяется в широких пределах. Содержание воды в нефти, добываемой на старых месторождениях может доходить до 90 – 98 %.

Для перекачки по магистральным нефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 0,5% воды. От того, сколько в нефти содержится воды, зависит масса нетто нефти и масса брутто нефти.

Ограничение содержания воды в нефти связано со следующими причинами:

• 
  вода вместе с нефтью образует высоковязкие эмульсии, перекачка которых на достаточно большие расстояния приведет к дополнительным энергетическим затратам;
  
• 
  транспортирование пластовой воды вместе с нефтью нерационально, так как вода представляет собой балласт, который не имеет товарной ценности; кроме того, соответственно увеличивающемуся объему прокачиваемой жидкости возрастают капитальные и эксплуатационные затраты;
  
• 
  вoда в нефти в условиях низких температур кристаллизуется, что затрудняет перекачку нефти (забивка фильтров, поломка насосов);
  
• 
  пластовая вода, содержащаяся в нeфти, представляет собой растворы солей, тем самым способствует коррозии оборудования.
  

Такой важный показатель, как вода, наряду с хлористыми солями и механическими примесями, входит в уравнение для определения массы балласта [57].

---