Сбор нефти и газа на промыслах
Сбор нефти и газа на промыслах
Подготовка нефти, газа и воды до такого качества, которое позволяет транспортировать их потребителям. Осуществляется посредством комплекса оборудования и трубопроводов, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и транспортировки их до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦПС). В системе сбора применяются групповые замерные установки (ГЗУ) для определения дебита каждой скважины и дожимные насосные станции (ДНС) для повышения давления транспортировки продукции до ЦПС.
см. 
Трехфазные сепараторы предназначены
для разгазирования нефти и частичного (до 5–20% остаточной воды) обезвожива-ния нефти перед подачей её на установку подготовки нефти.
Сброс воды на ДНС и УПН, в частностиреализуется путем замены существующих двухфазных нефтегазовых сепараторов на трехфазные или путем переоборудования действующих сепараторов в трехфазные. Разделение расслоенных потоков произ-водится в аппаратах достаточно простой конструкции. На рисунке 2 приведены при-нципиальные схемы трехфазных сепарато-ров. Наибольшее распространение получи-ла простейшая конструкция (рис.2а).
Эта конструкция является базовой, т.к.
она обеспечивает сброс всего объема сво-бодного газа и свободной воды из продук-ции скважин. Уровень жидкости в аппарате удерживается переливной перегородкой 5, через которую нефть попадает в каме-ру сбора нефти и выводится из аппарата (штуцер 8), вода из аппарата сбрасывается по штуцеру 9, установленному перед пере-городкой 5. Для интенсификации и углуб-ления разделения фаз в аппаратах уста-навливаются устройства распределения и гидродинамической коалесценции 4.Для повышения эффективности сброса воды в аппаратах КДФ конструкции НПП «Контэкс» (3), устанавливаются насадки полочного типа (10) рис.2б. При обводненности продукции скважин близкой к обращению фаз, т.е. при пос-туплении в сепараторы газосодержащей прямой эмульсии, конструкция концевых делителей фаз корректируется с учетом изменения свойств продукции – рис.2в. В этом случае основное внимание уделя-ется выделению нефти из внешней фазы – воды за счет применения коалесцирую-щих устройств 11.
Методы обезвоживания и обессоливания
Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы:
1) гравитационный отстой нефти;
2) горячий отстой нефти;
3) подогрев эмульсии (термообработка);
4) введение в неё деэмульгатора (химическая обработка);
5) применение электрического поля (электрообработка).
Обычно применяют сочетание ряда методов воздействия на эмульсию. Так, комбинирование обеспечивает наиболее быстрое и эффективное расслоение эмульсии. На практике в основном применяется сочетание термодинамического и электрического способов разрушения эмульсии.
Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары большой ёмкости и выдерживают определённое время (48 часов и более).
Более эффективен горячий отстой обводнённой нефти, когда за счёт предварительного нагрева нефти до температуры (60 ± 10) °С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое.
Тепловая обработка эмульсий заключается в подогреве до оптимальной для данной нефти температуры (105 ± 45) °С в зависимости от ее плотности, вязкостно-температурной характеристики, типа эмульсии и давления в электродегидраторе или отстойнике термохимического обезвоживания. Повышение температуры до определенного предела способствует интенсификации всех стадий процесса деэмульгирования: во-первых, дестабилизации эмульсий в результате повышения растворимости природных эмульгаторов в нефти и расплавления бронирующих кристаллов парафинов и асфальтенов и, во-вторых, возрастанию скорости осаждения капель воды в результате снижения вязкости и плотности нефти, тем самым уменьшению требуемого расхода деэмульгатора.
Выбор температуры определяется в первую очередь свойствами самой нефти: для лёгких маловязких нефтей во избежание выкипания нефти применяют более низкие температуры, а для тяжелых – более высокие в сочетании с повышением давления. Оптимальной температурой обессоливания следует считать от 100 до 120 °С (прикамская, мангышлакская, туркменская нефти). Температуры от 120 °С до 140 °С – для тяжелых, вязких нефтей (арланская).
Наряду с повышением температуры используют и введение деэмульгатора, который адсорбируясь на границе раздела фаз, диспергирует и пептизирует скопившиеся вокруг капелек природные эмульгаторы и тем самым резко снижает структурно-механическую прочность "бронирующих" слоёв.
При совместном воздействии температуры и деэмульгаторов происходит интенсивное слияние капелек воды в более крупные капли, способные под воздействием силы тяжести достаточно быстро выпадать в осадок и отделяться от нефти.
Деэмульгаторы – это специально синтезированные химические соединения, к которым предъявляются следующие требования:
- способность не изменять свойства нефти и не реагировать с молекулами воды;
- высокая деэмульгирующая способность при малых расходах;
- простота извлечения из сточной воды, отделённой от нефти;
- нетоксичность, инертность по отношению к оборудованию, невысокая стоимость, доступность.
К неэлектролитным деэмульгаторам относятся органические вещества (бензол, спирты, керосин), растворяющие эмульгаторы нефти и снижающие при этом её вязкость
Нефтерастворимые деэмульгаторы белее предпочтительны, поскольку:
- они легко смешиваются (даже при слабом перемешивании) с нефтью, в меньшей степени вымываются водой и не загрязняют сточные воды;
- их расход практически не зависит от обводненности нефти;
- оставаясь в нефти, предупреждают образование стойких эмульсий и их "старение";
- обладают ингибирующими коррозию металлов свойствами;
- являются легкоподвижными жидкостями с низкой температурой застывания и могут применяться без растворителя, удобны для транспортирования и дозировки.
Термохимические методы разрушения эмульсии применяются в сочетании с электрохимическими, то есть с созданием сильного электрического поля с частотой переменного тока, равной 50 с−1 и высоким напряжением от 15 до 44 кВ.). В результате индукции электрического поля диспергированные капли воды поляризуются, деформируются (вытягиваются) с разрушением защитных пленок, и при частой смене полярности электродов (50 раз в секунду) увеличивается вероятность их столкновения и укрупнения, и в итоге возрастает скорость осаждения глобул с образованием отдельной фазы. По мере увеличения глубины обезвоживания расстояния между оставшимися каплями увеличиваются и коалесценция замедляется. Поэтому конечное содержание воды в нефти, обработанной в электрическом поле переменного тока, колеблется от следов до 0,1 %. Коалесценцию оставшихся капель воды можно усилить повышением напряженности электрического поля до определенного предела. При дальнейшем повышении напряженности поля ускоряются нежелательные процессы электрического диспергирования капель и коалесценция снова замедляется. Поэтому применительно к конкретному типу эмульсий целесообразно подбирать оптимальные размеры электродов и расстояния между ними. Для повышения скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры (60 ± 10) °С [4].
Обессоливание нефтей
Наряду с обезвоживанием необходимо глубокое обессоливание нефти. Все упомянутые выше факторы способствуют интенсификации выделения воды из эмульсии, но не влияют на засоленность остающихся после обезвоживания капель воды в нефти. С целью достижения не только глубокого обезвоживания, но и обессоливания нефти используют промывку нефти свежей пресной водой. Роль этой промывной воды двояка. С одной стороны, смешиваясь с солёными каплями воды эмульсии, она разбавляет их и уменьшает концентрацию солей в них, а с другой стороны, турбулизирует поток нефтяной эмульсии, способствуя также коалесценции капель, т.е. оказывает гидромеханическое воздействие на эмульсию.
Количество оставшихся в нефтях солей зависит как от содержания остаточной воды, так и от ее засоленности. Поэтому с целью достижения глубокого обессоливания осуществляют промывку солей подачей в нефть оптимального количества промывной (пресной) воды. При подаче промывной воды только 1 % участвует в разбавлении капель солёной воды, находящейся в эмульсии, а остальное количество промывной воды является только турбулизатором, поэтому подаётся до 1 % пресной воды и от 4 до 5% рециркулирующей, уже использованной от массы нефти, что позволяет в 5−6 раз снизить количество сбрасываемой сточной солёной и загрязнённой воды и уменьшить мощности по её обезвоживанию. При чрезмерном увеличении количества промывной воды растут затраты на обессоливание нефти и количество образующихся стоков. В этой связи с целью экономии пресной воды на ЭЛОУ многих НПЗ успешно применяют двухступенчатые схемы с противоточной подачей промывной воды: свежая вода поступает на вход последней ступени, а дренажная выводится из первой. Число ступеней (1, 2 или 3) обессоливания нефти определяется свойствами исходной эмульсии и содержанием в ней солей [5].