Сбор и подготовка нефти

 3. Стоимость неионогенных ПАВ в 40—60 раз выше стоимости НЧК, а расход их в сотни раз меньше, чем НЧК. Деэмульгаторы должны удовлетворять следующим основным требованиям:     

а) хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии (в нефти или воде);                            б) иметь достаточную поверхностную активность, чтобы вытеснить с границы раздела «нефть — вода» естественные эмульгаторы, образующие «броню» на капельках воды;

в) обеспечивать максимальное снижение межфазного натяжения на границе фаз «нефть — вода» при малых расходах реагента;

г) не коагулировать в пластовых водах;

д) быть инертным по отношению к металлам (не коррелировать их).

Одновременно  с этим деэмульгаторы должны быть дешевыми, транспортабельными, не изменять своих свойств при изменении  температуры, не ухудшать качества нефти после обработки и обладать определенной универсальностью, т. е. разрушать эмульсии различных нефтей и вод.

№	Характеристика	Дауфакс 500С  15Д	Рекорд 758	Сепарол ВК-25	СНПХ-4410	Нефтехим-6
1	2	3	4	5	6	7
1	Основное  назначение	деэмуль-гатор	деэмуль-гатор	деэмуль-гатор	деэмуль-гатор	ингибитор
2	Агрегатное  состояние	светло-желтая жидкость	светло-коричневая жидкость	прозрачная  желтая жидкость	желтая  жидкость	коричневая  жидкость
3	Уд. расход, г/т	12	12	12	12	40
4	Плотность при 20 0С, г/см3	0,940	0,89-0,95	1,000	0,900	0,979

Таблица 3.1 Физико-химические свойства реагентов

1	2	3	4	5	6	7
5	Температура, 0С - застывания - вспышки	- 50 + 11	50	50 + 23	50 -	30 -
6	Вязкость  при 20 0С, м2/с	33	80 - 120	30	20 - 50	43,6
7	Токсикологическая характеристика по ГОСТ 12.1.007-76	4 класс  опасности	4 класс  опасности	4 класс  опас-ности	4 класс  опасности	4 класс  опасности
8	Растворимость: в воде   в нефти	ограничено   растворим	нерастворим   растворим	раст-ворим   нераст-ворим	растворим   нераст-ворим	раст-ворим нераст-ворим

Продолжение таблицы 3.1

Продолжение таблицы 3.1

 

В настоящее  время применяются следующие  основные методы разрушения нефтяных эмульсий типа В/Н: гравитационное холодное разделение, внутритрубная деэмульсация, центрифугирование, фильтрация, термохимическое воздействие, электрическое воздействие и различные сочетания перечисленных методов.

Термохимические установки (ТХУ) — сепараторы-деэмульсаторы. Практикой установлено, что существующие методы деэмульсации нефти без применения тепла и поверхностно-активных веществ малоэффективны. Поэтому в настоящее время около 80% всей добываемой обводненной нефти обрабатывается на термохимических установках, имеющих следующие преимущества: предельная простота установки (теплообменник, отстойник и насос); сравнительно низкая чувствительность режима работы установки к значительному изменению содержания воды в нефти; возможность замены деэмульгаторов по мере изменения характеристики эмульсии без замены оборудования и аппаратуры.

Существуют  термохимические установки по деэмульсации нефти, работающие под избыточным давлением, и установки, работающие при атмосферном давлении.

Основным  показателем качества товарной нефти, прошедшей обработку на термохимических установках, является остаточное содержание в ней воды и солей. Последний показатель имеет исключительно важное значение, так как он определяет в конечном итоге все затраты на дополнительную подготовку нефти на НПЗ. Поэтому на термохимических и электрообессоливающих промысловых установках содержание солей в нефти стремятся доводить до 40 мг/л и ниже.

На УПН  “Канибадам” применяется термохимический метод сепарации нефти от газа с гидродинамическим отстоем. Термохимический метод является одним из наиболее прогрессивных методов отделения газа от нефти.

     3.3 Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Рисунок 3.2 Установка подготовки нефти и газа на месторождении «Ниязбек»

    3.3.1  Подготовка нефти. Схема подготовки нефти приведена в Приложение А. Нефтегазоводяная смесь, предварительно разгазированная и обезвоженная, поступает в нефтесборный пункт УПН   " Канибадам" из двух нефтепромыслов № 2 и №4 по трем потокам " Ниязбек", "Айритан"," Рават" на II ступень сепарации в две параллельно работающие емкости (С1/1) и (С1/2) объем по 56 м^З, установленный на высоте 15 м. . Давление на линии поступления нефтяной эмульсии 3 кгс/см² (контролируется манометром OEM), а на сепараторах в аппаратах осуществляется электроконтактным манометром Э1Ф4. Рабочий уровень в газосепараторах "газ - жидкости" поддерживается 1/2 высоты емкости, нижний аварийный уровень 1/3, а верхний аварийный уровень 2/3 высоты аппарата.

Газосепараторы  снабжены предохранительными клапанами  и газоотсекателями, аварийные уровни блокировки, световой и звуковой сигнализацией, выведенной в операторную. Разгазированная нефтяная эмульсия самотеком поступает (Р-1) - предварительного сброса воды на высоту 2,5 м, через распределительное устройство типа " Колпак ",где происходит гидродинамический отстой. Отделившаяся вода, с содержанием остаточной нефти не более 500 мг/л через нижний патрубок, самотеком направляется в резервуары очистных сооружении Р – 4, для доочистки от нефтепродуктов и механических примесей. Уровень жидкости в (Р-1) (высота 15 м) не должен превышать 1150 см, контроль межфазного уровня "нефть-вода" ведется с помощью контрольных краников и не должен превышать 6 м. Далее нефть, с остаточным содержанием воды до 15%, перепускается с высоты 10 м, в (Р-2) вторичного отстоя, на высоту 2 м, через V-образное распределительное устройство.

В условиях гидродинамического отстоя, отделившаяся вода самотеком  направляется в     (Р–4), откуда насосом закачивается в поглощающие скважины. Уровень жидкости в Р-2 поддерживается на высоте 9 м.

Нефть, с остаточным содержанием воды до 5%, контролируется влагомером ВСН - 1 и лабораторным исследованием, с высоты 8.5 м, через заборный стояк, направляется через манифольдный на прием насосов внутренней перекачки (Н-1/1,2,3). Межфазный раздел "нефть-вода" не должен превышать 4 м. Контроль осуществляется с помощью контрольных кранов. На прием насосов внутренней перекачки (Н-1/1,2,3), дозировочным насосом НД - 2,5/100 ( Р 1/1) подается деэмульгатор с дозировочной не более 12 г/т товарной нефти.

Насосы внутренней перекачки N 4 ЦНС 180x425, N 5 ЦНС 180x180 и N 6 ЦНС 180x85 (один рабочий, два других резервные) направляют нефть в трубное пространство четырех параллельно работающих блока теплообменников "труба в трубе", где сырая нефть нагревается не менее 12 ⁰С, за счет отдаваемого тепла товарной нефти, которая проходит через межтрубное пространство теплообменников (ТО) противотоком.

На прием  насосов (Н-1/1,2,3) и на выходе насосов установлены электроконтактные манометры типа ЭКМ.  Каждый блок теплообменников, в свою очередь поделен на два потока. Давление на входе в трубное пространство теплообменников не более 10 кгс/см², а на выходе не более 8 кгс/см2, т.е. перепад давления не более 2 кгс/см².

Контроль за давлением осуществляется по манометрам OEM, контроль за температурой по показателям термодатчиков и ртутных термометров, установленных на входе и выходе теплообменников.

С теплообменников  нефть двумя потоками направляется к технологическим печам (П-1/1) и (П-1/2). В зависимости от расхода нефти и погодных условии, одновременно могут работать две или три печи в разной комбинации, а остальные находится в резерве.  Для контроля расхода нефти на входе печей ПГ предусмотрены счетчики типа "Трубоквант'

Давление в  печах не более 8 кгс/см² на входе и 6 кгс/см² на выходе с перепадом давления не более 2 кгс/см² . Контроль осуществляется по манометрам ОБМ. Температура на перевале должна поддерживаться не более 720 ⁰С, уходящих дымовых газов не более 320 ⁰С. Контроль температуры перевалов осуществляется по показаниям термодатчиков. Расход нефти по потокам печей контролируется с помощью диафрагменных расходомеров, а общий поток к печам счетчиком типа "Трубоквант'

В технологических  печах предусмотрена автоматика безопасности осуществляющая отсечку  газового топлива, при затухании пламени в печах, при падении давления газа перед форсунками ниже 0,03 кгс/см² и при повышении температуры нефти из печей выше 70 ⁰С. Температура выхода нефти из печей регулируется регулятором температуры  В случаях аварии на печах, горячая нефть сливается в аварийную емкость (Е-5). Уровень в аварийной емкости контролируется уравнемером типа ДДСП.

Нагретая в  печах не более 70 ⁰С нефть поступает в четыре горизонтально расположенных, параллельно работающих отстойников О-1 (ОГ-200) объем 200 м^З на высоту 70 см, через распределительное устройство - перфорированную трубу длиной 3 метра, которая работает в гидродинамическом режиме отстоя. Давление в отстойниках (О-1) не более 6 кгс/см², контроль за которым осуществляется по показаниям электроконтактных манометров типа ЭКМ.

Для защиты отстойников от избыточного давления установлены предохранительные клапана СППК - 4, оттарированные на давление 6,6 кгс/см² . Сброс избыточного давления из отстойников через предохранительные клапана поступает в аварийную емкость (Е-1) объемом У-50 м^З. Уровень аварийной емкости контролируется уровнемером типа ДДСП. Отделившаяся вода из отстойников под давлением в аппарате поступает в  (Р - 1).

Обезвоженная  нефть с содержанием воды не более 1 % и хлористых солей не более 300 мг/л забирается с верхнего уровня отстойников и направляется в дегидраторы (Д-1) для окончательного обессоливания. Контроль за содержанием в нефти воды и хлористых солей, осуществляется лабораторным исследованием отбираемых проб, обводнённость дополнительно контролируется влагомером "Халлибуртон", установленным на потоке нефти выходящей из отстойников (О–1). На выходе из отстойников установлен электроконтактный манометр типа ЭКМ  для контроля давления.

В нефтепровод  выходящий из отстойников (О- 1), для отмывки хлористых солей, через смеситель насосами № 2,4,5 ЦНС 38x88, (Н 5/1) под давлением не менее   6 кгс/см² подается пресная вода в количестве не более 15% товарной нефти. Контроль за расходом пресной воды осуществляется расходомером типа СВУ, давление контролируется электроконтактным манометром типа ЭКМ.

Для отделения  промывочной воды нефть направляется в четыре горизонтально расположенные, параллельно работающие дегидраторы (Д – 1), объемом каждый     160 м^З на высоту 70 см, через распределительное устройство, где происходит гидродинамический отстой промывочной воды.

Давление в  дегидраторах не более 6 кгс/см², контроль осуществляется по ЭКМ. Для защиты от избыточного давления установлены предохранительные клапана СППК - 4, оттарированные на давление 6,3 кгс/см². Сброс избыточного давления из дегидраторов (Д -1), происходит в аварийную емкость (Е -2) объемом V – 32 м^З. Уровень в аварийной емкости контролируется уровнемером типа ДДСП. Отделившаяся  в  дегидраторах  промысловая вода под давлением в аппарате направляется в (Р-1).

Нефть с содержанием воды не более 0,5 % и хлористых солей не более 100 мг/л в верхнего уровня дегидраторов (Д-1) поступает в межтрубное пространство тэплообмеников ТО и отдавая тепло сырой нефти, далее направляется в (С2/1) III ступень сепарации (горячая сепарация) и далее в товарные резервуары (Р- 3) для доведения до товарной кондиции.

Контроль за содержанием в нефти хлористых солей и воды осуществляется лабораторным исследованием отобранных проб. Высота водяного слоя не менее 70 см и не более 110 см в отстойниках и дегидраторах регулируется пневмоклапаном по показаниям уровнемеров УБП и контролируется по контрольным краникам.

Для регулирования  материального баланса установки  на входе сырой нефти в теплообменики  ТО и на выходе товарной нефти из дегитраторов (Д-1) установлены трубные счетчики типа, "Турбоквант". Температура нефти на выходе из дегидраторов контролируется термодатчиком на выходе из дегидраторов также установлен влагомер ВСН – 1 для определения обводнённости нефти. Температура подготовленной нефти после дегидраторов (Д – 1) не более 40 ⁰С.

Давление в  гаэосепараторе III ступени (С 2/1) не должно превышать 0,05 кгс/см², рабочий уровень" газ - жидкость" 1/2 высота, нижний аварийный уровень 1/3 и верхний аварийный уровень 2/3 высоты аппарата. Газ из газосепараторов (С1/1),( С1/2), (С2/1) пройдя через два вертикально расположенных, последовательно обвязанных трапов-газоосушителей ГО поступает к форсункам технологических печей. Разгазированная нефть через манифольдную самотеком поступает в товарные резервуары (Р-3)  (РВС 5000 м3).

 Рисунок  3.3 Резервуарный парк СООО «  Петролеум Сугд» 

После двух часов  гидростатического отстоя подтоварная  вода насосами закрытой канализации    (Н 3/1) ЦНС 180x85 № 7, № 8 (один рабочий, другой в резерве) откачивается в сырьевой резервуар (Р-1). После откачки подтоварной воды насосом или слива через сифонный кран отбирается проба нефти согласно ГОСТ для определения качества и предъявления ее к сдаче. Нефть потребителю сдается согласно инструкции по товарно-коммерческим операциям. Откачка товарной нефти производится насосами Н 2/1 ЦHC 300x300  № 1, №2 через узел коммерческого учета нефти УУН (оборудованного турбинными преобразователями расхода типа "Смит" и "Турбоквант"). При аварийных ситуациях на установке газ из газосепараторов С 1/1, C1/2, C2/1 сжигается на факеле.