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.