Глава 6. Технологические схемы обезвоживания и обессоливания нефти.

На нефтяных месторождениях эксплуатируются следующие установки обезвоживания и обессоливания нефти:

- термохимические установки обезвоживания нефти (ТХУ);

- электрообессоливающие установки (ЭЛОУ).

Рис.6.1. Технологическая схема термохимической установки обезвоживания нефти

1- сырьевой резервуар; 2 – насос; 3 – теплообменник; 4 – печь; 5 – отстойник; 6 – резервуар.

В термохимической установке обезвоживания нефти (рис.6.1) сырую нефть (нефтяная эмульсия) I из сырьевого резервуара 1 насосом 2через теплообменник 3 подают в трубчатую печь 4. Перед насосом 2в нефть закачивают деэмульгатор II. В теплообменнике 3и трубчатой печи 4нефтяная эмульсия подогревается, и в процессе ее турбулентного перемешивания в насосе и при движении по трубному змеевику в печи происходит доведение реагента-деэмульгатора до капель пластовой воды и разрушение бронирующих слоев асфальтосмолистых веществ. Нагрев в трубчатой печи осуществляется при необходимости нагрева нефтяной эмульсии до температуры 70°С (при повышенном давлении, чтобы не допустить вскипания). При меньших температурах нагрева вместо трубчатой печи 4можно использовать пароподогреватель. Оптимальной температурой нагрева считается такая, при которой кинематическая вязкость нефтяной эмульсии составляет 4·10^-6 м²/с. Неустойчивая эмульсия из трубчатой печи 4поступает в отстойник 5, где расслаивается на нефть и воду. Обезвоженная нефть выводится сверху из отстойника 5, проходит через теплообменник 3, где отдает часть тепла поступающей на деэмульсацию сырой нефти и поступает в резервуар 6, из которого товарная нефть III насосом откачивается в магистральный нефтепровод. Отделившаяся в отстойнике 5 пластовая вода IV направляется на установку по подготовке сточных вод. Сырьевой резервуар 1 может работать как резервуар с предварительным сбросом воды. В этом случае часть горячей воды, выходящей из отстойника 5 и содержащей деэмульгатор, подается в поток сырой нефти перед резервуаром 1(пунктирная линия-, см. рис.6.1). В этом случае резервуар 1 оборудуют распределительным маточником и переливной трубой. В резервуаре поддерживается слой воды, так что поступающая нефтяная эмульсия распределенным потоком проходит через толщу воды, что способствует более полному отделению свободной воды из нефтяной эмульсии. Отделившая в резервуаре с предварительным сбросом вода насосом откачивается на установку по подготовке сточных вод.

Наиболее эффективным считается способ обессоливания на электрообессоливающей установке (рис.6.2). При этом для стабилизации, обводненности нефтяной эмульсии, поступающей в электродегидратор, вводится ступень теплохимического обезвоживания. Сырая нефть I из сырьевого резервуара 1 сырьевым насосом 2прокачивается через теплообменник 3и подогреватель 4и поступает в отстойник 5. Перед сырьевым насосом в сырую нефть вводят
деэмульгатор II, поэтому в отстойнике 5 из сырой нефти выделяется, основное количество пластовой воды. Из отстойника 5 нефть с содержанием остаточной воды до 1-2 % направляется в электродегидратор 8.При этом перед электродегидратором в поток нефти вводят пресную воду III и деэмульгатор II, так что перед обессоливанием обводненность нефти в зависимости от содержания солей доводится до 8-15 %. Соли растворяются в пресной воде и после отделения воды от нефти в электродегидраторе нефть становится обессоленной. Сверху электродегидратора 8выходит обезвоженная и обессоленная нефть, которая, пройдя промежуточную емкость 7, насосом 6прокачивается через теплообменник 3, подогревая сырую нефть, и направляется в резервуар 9товарной нефти. Вода IV, отделившаяся от нефти в отстойнике 5 и электродегидраторе 8, направляется на установку по подготовке воды.

Товарная нефть V насосом откачивается в магистральный нефтепровод.
В современной промысловой технологии применяют однотрубные системы сбора продукции нефтяных скважин, в которых процессы сепарации и последующей подготовки нефти, газа и воды сосредоточены в одном пункте — центральном пункте сбора и подготовки нефти, газа и воды.

При строительстве установок на центральных пунктах сбора и подготовки нефти и газа используют индустриальные методы строительства, заключающиеся в создании установок в комплектно-блочном исполнении заводского изготовления. Такие установки представляют собой транспортабельные блоки, укомплектованные приборами контроля и регулирования, электрооборудованием и т. д.
В настоящее время разработан банк (набор) унифицированных блоков, из которых возможно создавать методом набора в соответствии с конкретными условиями месторождений центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды в любых районах страны.

Рис.6.2. Технологическая схема электрообезвоживающей установки.

1 – сырьевой резервуар; 2, 6 – насосы; 3 – теплообменник; 4 – подогреватель; 5 – отстойник; 7 – промежуточная емкость; 8 – электродегидратор; 9 – резервуар готовой нефти.

На основе разработанных технических проектов организовано производство центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды из унифицированных блоков. На установку УПН (рис.6.3) поступает сырая нефть после первой ступени сепарации с давлением до 0, 7 МПа, температурой 5-20°С и максимальным содержанием воды 50 %. Сырая нефть I поступает в сепаратор 1 на сепарацию при давлении 0, 5-0, 6 МПа и затем в три параллельно работающих отстойника 2. Для осуществления предварительного обезвоживания нефти в поток сырой нефти перед сепаратором 1подаются деэмульгатор II и горячая пластовая вода III. При этом необходимо обеспечить температуру потока нефти 20-25°С. Поэтому в схеме предусмотрена возможность нагрева сырой нефти IV перед сепаратором 1в печах 5и 6при низкой температуре поступления сырья на установку. Постоянный уровень жидкости в сепараторе 1поддерживают при помощи регулирующего клапана на выходе нефти из отстойника 2.Предусмотрено аварийное отключение с помощью электрозадвижки поступления сырой нефти при достижении максимального уровня в сепараторе 1.Ввод сырой нефти в сепаратор осуществляется по специальному трубопроводу со скоростью, обеспечивающей расслоение газожидкостного потока для создания благоприятных условий отделения газа в сепараторе. Сепаратор устанавливают на постаменте высотой 7, 2 м, обеспечивающей проведение процесса водоотделения в отстойнике 2без выделения газа. Содержание пластовой воды в нефти, уходящей из отстойника, 5-10 %. Основной параметр, определяющий нормальную работу отстойника 2, - это качество сбрасываемой пластовой воды. Максимальное содержание нефтепродуктов в сбрасываемой воде не должно превышать 40 – 50 мг/м³

Предварительно обезвоженная нефть из отстойника 2поступает в буферную емкость 3, где сепарируется при давлении 0, 4 МПа и температуре 25 ⁰С, и затем подается насосами 4в печи 5 и далее в электродегидраторы 7.Уровень жидкости в буферной емкости 3 поддерживается постоянным при помощи регулирующего клапана на выкидной линии насосов 4.В печах поток предварительно обезвоженной нефти нагревается до температуры 35 - 40 ⁰С, обеспечивающей проведение процесса обессоливания. Перед электродегидратором в поток вводится деэмульгатор II и пластовая вода V

В электродегидраторах под воздействием электрических переменных полей от нефти отделяется оставшаяся вода вместе с растворенными в ней солями. Давление в электродегидраторе поддерживается 0, 7 МПа клапаном на линии выхода нефти из электродегидратора. Такое давление принято из условия возможности подачи горячей пластовой воды, отделяемой от нефти в электродегидраторах, в линию сырой нефти перед сепаратором 1. I.

Рис.6.3. Технологическая схема блочно-комплектной установки подготовки нефти.

1. – сепаратор; 2 – отстойник; 3, 8 – буферные емкости; 4, 9, 11, 15 – насосы; 5, 6 – печи, 7 – электродегидратор, 12, 14 – резервуары-отстойники; 13- резервуар пластовой воды.

Обессоленная нефть с содержанием воды 0, 2 % и солей 40 мг/л поступает в буферную емкость 8, которая является сборником для насосов товарной нефти 9, подающих нефть в межпромысловый нефтепровод. В буферной емкости 8 нефть сепарируется при температуре 35 - 40 °С и давлении 0, 4 МПа. Уровень нефти в буферной, емкости 8 поддерживается клапаном, установленным на нагнетательной линии насосов 9. Контроль количества и качества обессоленной нефти VII, уходящей с ЦПС, осуществляется с помощью узла учета и определения качества товарной нефти, установленного на выкидной линии насосов товарной нефти. Пластовая вода V, отделяемая в отстойниках 2и электродегидраторах 7, для очистки от нефти и механических примесей поступает в резервуары-отстойники 12и14сдвулучевым устройством распределения потока. Другая ее часть VI (в количестве 90 т/ч) поступает в емкость 10, из которой насосами 11 подается в линию нефти перед электродегидраторами 7. Очищенная пластовая вода поступает в резервуар 13, который служит для дегазации пластовых вод и в качестве буфера для работы насосной станции с насосами 15.Насосная станция подает очищенные пластовые воды VII на сооружения системы поддержания пластового давления. Нефть, уловленная в резервуарах 11, 12и 13, отводится в подземную дренажную емкость, из которой погружными насосом перекачивается на прием технологических насосов 4.

Установка комплексной подготовки нефти (УКПН) представляет собой небольшой завод по первичной (промысловой) подготовке нефти (т.е. дегазация, обезвоживание, обессоливание, стабилизация). В сырую нефть (рис.6.4), поступающую по линии I, подается деэмульгатор (по линии II). Насосом 1 нефть направляется в теплообменник 2, в котором нагревается до 50 ¸ 60°С горячей стабильной нефтью, поступающей по линии III, после стабилизационной колонны 8. Подогретая нефть в отстойнике первой ступени обезвоживания 3 частично отделяется от воды и проходит через смеситель 4, где смешивается с пресной водой, поступающей по линии V, для отмывки солей, и направляется в отстойник второй ступени 5 и по линии VI в электродегидраторы 6.

Отделенная вода отводится по линиям IY. При необходимости улучшения степени обессоливания применяют несколько смесителей, отстойников и электродегидраторов, включенных последовательно. Обессоленная нефть насосом 14 направляется в отпарную часть стабилизационной колонны 8 через теплообменник 7. Нагрев нефти в теплообменнике 7 до 150¸ 160 ⁰С осуществляется за счет тепла стабильной нефти, поступающей непосредственно снизу стабилизационной колонны 8.

В стабилизационной колонне происходит отделение легких фракций нефти, которые конденсируются и передаются на ГПЗ.

В нижней (отпарной) и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелочные устройства, которые способствуют более полному отделению легких фракций. Внизу отпарной части стабилизационной колонны поддерживается более высокая температура (до 240 ⁰С), чем температура нефти, поступающей на вверх отпарной части. Температура поддерживается циркуляцией стабильной нефти из нижней части стабилизационной колонны через печь 13. Циркуляция стабильной нефти осуществляется насосом 12 по линии X. В печи 13 может также подогреваться часть нестабильной нефти, которая затем подается на вверх отпарной части колонны по линии XI. В результате нагрева из нефти интенсивно испаряются легкие фракции, которые поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны, где на тарелках происходит более четкое разделение на легкие и тяжелые углеводороды.

Пары легких углеводородов и газ по линии VII из стабилизационной колонны поступают в конденсатор-холодильник 9, где они охлаждаются до 30°С, основная их часть конденсируется и накапливается в емкости орошения 10. Газ и несконденсировавшиеся пары направляются по линии VIII на горелки печи 13. Конденсат (широкая фракция легких углеводородов) насосом 11 и перекачивается в емкости хранения, а часть по линии IX направляется вверх стабилизационной колонны на орошение.

6.1. Требования безопасности при обслуживании установок подготовки нефти.

Персонал, обслуживающий установки, обязан знать схему и назначение всех аппаратов, трубопроводов, арматуры, контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.
Во время работы установки необходимо обеспечить контроль за всеми параметрами технологического процесса (давлением, температурой, уровнем).
Показания контрольно-измерительных приборов, находящихся на щите в операторной (давление, температура и т. д.), должны периодически проверяться дублирующими приборами, установленными непосредственно на аппаратах. Проверку первичных приборов, не имеющих шкал, необходимо производить на месте контрольными приборами.
Изменение параметров технологического процесса должно производиться плавно.
Запрещается эксплуатация оборудования при неисправных предохранительных клапанах, отключающих и регулирующих устройствах, при отсутствии и неисправности контрольно-измерительных приборов и средств автоматики. Обслуживающий персонал обязан строго следить за исправностью аппаратов, оборудования и контрольно-измерительных приборов. При обнаружении пропусков в аппаратах, оборудовании, трубопроводах и арматуре для предотвращения воспламенения вытекающей нефти и нефтепродуктов немедленно нужно подать водяной пар к месту пропуска и выключить аппарат или остановить установку. В случае загазованности участка на границе его необходимо вывесить предупредительные надписи «Не входить», «Газоопасно». Запрещается проводить какие-либо работы, связанные с ударами, подтяжками, креплением болтов и шпилек на аппаратах и трубопроводах, находящихся под давлением, а также проводить набивку и подтяжку сальников на работающих насосах. Изоляция горячих аппаратов, оборудования, трубопроводов должна быть исправна. Температура на ее поверхности на наружных площадках не должна превышать 60°С. Установка должна быть аварийно остановлена согласно плану ликвидации аварий в случае возникновения аварийной ситуации. В случае неисправности системы пожаротушения и систем определения взрывоопасных концентраций должны быть приняты меры к восстановлению их работоспособности, а на время проведения ремонтных работ систем должны быть проведены мероприятия, обеспечивающие безопасную работу установки, дальнейшая эксплуатация установки должна быть согласована с пожарной охраной.
Дренирование воды из аппаратов и емкостей должно проводиться автоматически в закрытую систему. При ручном дренировании с расположением запорного устройства над дренажной воронкой оно должно проводиться в присутствии наблюдающего. Рабочие, проводящие дренирование, и наблюдающий, должны стоять с наветренной стороны. При дренировании аппаратов, резервуаров от воды не допускать сброса нефти и нефтепродуктов в канализационную систему. Все оборудование, аппаратура и основные запорные устройства должны иметь четко обозначенные номера, соответствующие схеме. На схеме должны быть нанесены подземные и наземные трубопроводы и отражены все проведенные изменения. Схема должна быть вывешена в операторной и в других местах, где находится обслуживающий персонал. Газ и пары нефтепродуктов из аппаратов, емкостей и трубопроводов при их освобождении должны сбрасываться в газосборную сеть или на факел. Запрещается при пуске установки вытеснение воздуха из аппаратов в общий факельный трубопровод. Обслуживающий персонал перед пуском установки обязан убедиться в наличии воды, пара, электроэнергии, воздуха для контрольно-измерительных приборов и средств автоматики. При пуске установки в эксплуатацию необходимо соблюдать технологический регламент.

6.2. Дозирование пресной воды

Одним из наиболее распространенных методов обессоливания нефти является растворение солей пресной водой. Технология выполнения этого метода очень проста. В частично подготовленную нефть с большим содержанием солей добавляется пресная вода. Соли, находящиеся в нефти, растворяются в пресной воде и затем при обезвоживании удаляются вместе с водой. Если содержание солей в нефти не соответствует нормам, процесс повторяют или увеличивают количество подаваемой пресной воды.
На установку подготовки нефти пресная вода может подаваться с одного или нескольких источников. Источниками водоснабжения УПН служат:

- водозаборные скважины (оборудуются погружными насосами);

- открытые водоемы (оборудуются плавающими насосными станциями);

- очистные сооружения (подается предварительно очищенная сточная и пластовая вода);

Источники водоснабжения УПН выбираются в зависимости от местных условий и расположения объекта подготовки нефти на местности. Наиболее распространенными источниками водоснабжения являются водозаборные скважины. Они оборудуются погружными насосами УЭЦН или УЭЦПК, производительность которых подбирается в зависимости от объемов подготовки нефти.

Основные схемы подачи пресной воды изображены на рисунках 6.5, 6.6, и 6.7. В первом случае пресная вода подается на прием сырьевых насосов, что обеспечивает растворение в ней солей уже в начале процессе подогрева нефти в печах. Такая схема целесообразна при небольших объемах подготовки нефти на УПН и низком содержании в ней солей.

Во втором случае пресная вода подается после горячей сепарации на прием резервуаров для окончательного отделения воды. Такая схема подачи воды используется при больших объемах подготовки нефти и среднем содержании солей. Преимуществом этой схемы по сравнению с первой является возможность подачи значительно большего количества пресной воды, поскольку процент обводненности нефти на данном этапе значительно меньше, чем на выходе из сырьевых резервуаров.

Рис.6.5. Схема подачи пресной воды на УПН

В третьем случае пресная вода подается и на прием сырьевых насосов, и после горячей сепарации на прием резервуаров для окончательного отделения воды. Эту схему подачи пресной воды используют при больших объемах подготовки нефти с высоким содержанием солей. Процесс обессоливания нефти при использовании данной схемы состоит из двух этапов: начального и конечного. На начальном этапе пресная вода, поступая на прием сырьевых насосов, смешивается с нефтью и впитывает в себя соль, затем проходит печи нагрева нефти и сбрасывается в отстойниках. На конечном этапе пресная вода поступает на прием резервуаров для окончательного отделения воды, где смешивается с нефтью и впитывает в себя оставшуюся часть солей, а затем после горячего отстоя сбрасывается.

На укрупненных объектах подготовки нефти подача пресной воды осуществляется перед отстойниками 1 ступени и электродегидраторами.

Такая схема подачи пресной воды позволяет произвести улучшенное отделение оставшейся воды вместе с растворенными в ней солями. На оператора ООУ при обессоливании нефти помимо поддержания технологического процесса обессоливания возлагается контроль над дозированием пресной воды. При этом оператор ООУ должен:

- контролировать подачу пресной воды с источников водоснабжения (водозаборных скважин, очистных сооружений и т.д.) с помощью КИПиА;

Рис.6.6. Схема подачи пресной воды на УПН

Рис. 6.7. Схема подачи пресной воды на УПН

- осуществлять регулирование подачи пресной воды согласно технологическому регламенту;

- вести учет используемой пресной воды.

Контроль над процессом подачи пресной воды осуществляется при приеме-сдаче смены и в течение всей рабочей смены, не реже, чем через 2 часа.
Обо всех отклонениях в процессе обессоливания нефти необходимо незамедлительно сообщать старшему по смене или бригадиру (мастеру).

⇐ Предыдущая 6 7 8 9 101112 13 14 15 Следующая ⇒