Пульсация давления в промысловых трубопроводах

Пульсация давления неизбежна при совместном транспортировании газожидкостных смесей. Её возникновение связано с образованием по длине трубопровода газовых или жидкостных (в газопроводах) пробок.

Пульсация давления определяется амплитудой (А) и частотой (w):

где А – разность между максимальным и минимальным давлениями в данной точке трубопровода; w - частота колебаний в единицу времени.

Интенсивность пульсаций возрастает с увеличением длины коллекторов до 1500 м и далее выравнивается.

Основная причина пульсации давления – выделение газа из газожидкостной смеси в подъёмных трубах скважин и образование газовых пробок, размеры которых увеличиваются по мере движения от устья до ГЗУ; образование конденсата в газопроводах, который, скапливаясь в пониженных участках газопроводов, может полностью перекрыть сечение трубопровода.

На пульсации давления оказывает влияние абсолютное давление в системе нефтегазосбора: чем оно выше, тем ниже частота пульсации.

Энергия пульсаций вследствие соприкосновения потока и трубопровода вызывает колебания трубопровода и связанного с ним оборудования.

Наиболее сильные колебания трубопровода проявляются в случае резонанса в местах с шероховатостью, овальностью сечения т.п., в местах резкого изменения направления. Разветвлённость трубопровода и связанное с ним оборудование способствуют появлению собственных колебаний отдельных участков.

Различают два вида пульсаций:

– высокочастотные микропульсации;

– низкочастотные макропульсации.

Возникновение микропульсаций вызвано накоплением жидкости и периодическим её выбросом потоком газа. Максимальная амплитуда (А) микропульсаций наблюдается в области пробковой структуры потока при значениях газосодержание b » 0,7¸0,95, Fr = 10¸100. При Fr 100 амплитуда микропульсаций уменьшается за счет дробления фаз и перехода структуры потока в эмульсионную.

Расчёт амплитуды А микропульсаций ведут по формуле:

Допустимую неравномерность пульсаций (d_d) принимают не более 0,01, тогда допустимое значение амплитуды пульсаций:

где Р_ср – среднее рабочее давление в трубопроводе.

Критическое значение амплитуды:

где с – скорость звука в газожидкостной среде.

Значение А должно быть меньше А_кр.

Методами предотвращения особо опасных низкочастотных макропульсаций являются:

– поддержание давления в системе, исключающего возникновение пробковой структуры;

– поддержание высокой пропускной способности за счёт периодической очистки;

–применение успокоительных концевых участков труб большого диаметра перед сепараторами (концевых делителей фаз) и депульсаторов, обеспечивающих расслоенное течение.

Область существования расслоенного течения для горизонтального потока ГЖС при D > 0,2 ¸ 0,3 м определяется u_см < 2 м/с при 0,2 < b < 0,95.

4. Промысловая подготовка нефти

Предварительное разделение продукции скважин на промыслах

Промысловую подготовку нефти следует рассматривать как многоступенчатый технологический процесс, который включает предварительное разделение продукции скважин на промыслах и окончательную подготовку нефти до требуемых кондиций на центральных пунктах подготовки нефти. В свою очередь, предварительное разделение продукции скважин включает разрушение или предотвращение образования стойких водонефтяных эмульсий в трубопроводах системы сбора, сепарацию газа от жидкости под давлением, достаточным для его транспортирования до ГПЗ, предварительное обезвоживание нефти и утилизацию основной массы отделяемой воды непосредственно на месторождениях,

Предварительное обезвоживание нефти необходимо проводить при достижении содержания воды в продукции нефтяных скважин выше 30%, когда транспортирование всего объема добываемой жидкости на необходимые расстояния становится нецелесообразным или затруднительным.

Следует различать два варианта предварительного разделения продукции скважин:

– в системе сбора, например, на групповых замерных установках или дожимных насосных станциях, сборных пунктах типа КСП, что существует, например, на месторождениях Западной Сибири (рис.4.1);

– на центральных нефтесборных пунктах перед установками подготовки нефти на месторождениях, сравнительно небольших по размерам (рис. 4.2).

Различие этих двух вариантов состоит в том, что в системе сбора (на ДНС и КСП) воду обычно сбрасывают при температуре обрабатываемой продукции скважин. Иногда для подогрева, системы могут быть использованы путевые подогреватели. При этом эффективность процесса предварительного сброса определяется не столько глубиной обезвоживания нефти, сколько качеством отделяемой пластовой воды, которая должна быть пригодна к закачке в продуктивные горизонты без дополнительной сложной очистки и подготовки, что исключает необходимость строительства очистных сооружений на объектах системы сбора.

Для сбора загрязненных вод, получаемых при нарушениях технологического режима предварительного обезвоживания нефти, а также для улавливания пленочной нефти в схеме (рис. 28) предусмотрены буферная емкость, связанная с насосом, позволяющим периодически или постоянно откачивать уловленную нефть или промежуточный слой в систему сбора для ее дальнейшей обработки на центральном нефтесборном пункте.

При организации предварительного обезвоживания нефти на центральном нефтесборном пункте можно использовать как напорные (рис. 4.2, а) аппараты предварительного сброса воды, так и резервуары-отстойники (рис. 4.2, б), оборудованные специальными распределительными устройствами для ввода сырья, отбора обезвоженной нефти, отделившейся воды и промежуточного слоя. Использование резервуаров-отстойников в качестве аппаратов предварительного обезвоживания нефти предполагает установку перед ними сепараторов для практически полного разгазирования эмульсионной системы.

Рис. 4.1. Технологическая схема объекта предварительного обезвоживания нефти в системе сбора: 1 – скважины; 2 – замерная установка типа «Спутник»; 3 – сепаратор I ступени с устройством предварительного отбора газа (депульсатором); 4 – аппарат предварительного обезвоживания нефти (типа СПОНиВ или АСП); 5 – буферная емкость; 6 – насос откачки уловленной нефти и некондиционной пластовой воды на ЦППН; 7 – блок дозирования реагента-деэмульгатора; I – газ потребителю; II – жидкость на ЦППН; III – вода на KHC

Процесс предварительного обезвоживания интенсифицируют подачей (рециркуляцией) горячих дренажных вод, содержащих реагент-деэмульгатор. При этом эффективность процесса предварительного обезвоживания нефти будет зависеть от степени подготовленности к расслоению обрабатываемой эмульсионной системы.

Для определения возможности осуществления предварительного обезвоживания нефти в системе сбора или на центральном нефтесборном пункте необходимо знать температурные колебания эмульсионной нефти в течение года, ее вязкостные характеристики, состав и свойства природных стабилизаторов.

Рис.4.2 Схема предварительного обезвоживания нефти на ЦППН.

а — в напорных отстойниках типа СПОНиВ и АСП; б — резервуарах-водоотделителях: 1 — точка дозирования реагента-деэмульгатора; 2 — сепаратор с устройством предварительного отбора raзa; 3 — контактный трубопровод; 4 — отстойник (СПОНиВ или АСП); 5 — блок нагрева; 6 — концевой сепаратор; 7 — блок глубокого обезвоживания; 8 — насос рециркуляции горячих дренажных вод; 9 — установка подготовки газа; 10 — резервуар; 11 — сырьевой насос; I — товарная нефть; II — вода на КНС; III — вода на УОВ; IV — горячая дренажная вода

Практика показывает, что эффективность процесса внутритрубной деэмульсации зависит от физико-химических свойств, гидродинамического режима течения и температуры эмульсионной системы.

При малых скоростях потока в трубопроводе или высокой вязкости системы (ламинарный или слаботурбулентный режимы) процессы массообмена протекают медленно. Если эмульсия неустойчива, то происходит расслоение фаз, что влечет необходимость дополнительных мероприятий по защите трубопроводов от коррозии.

При высоких скоростях потока эмульсии, обработанной деэмульгатором, возможно ухудшение процесса внутритрубной деэмульсации за счет эффекта передиспергирования глобул воды с разрушенными бронирующими оболочками.

В зависимости от содержания и состава в нефтях высокоплавких парафиновых углеводородов, микрокристаллы которых могут входить в состав защитных (бронирующих) оболочек на глобулах воды, необходима определенная тепловая энергия, разрушающая (расплавляющая) контакты, образуемые между кристаллами парафинов и облегчающая проникновение в защитные слои природных стабилизаторов молекул деэмульгаторов. Кроме того, от температуры зависят вязкость эмульсий и прочность межфазных пленок на поверхностях глобул воды. Температурный интервал от 10 до 20 ⁰C для большинства нефтяных месторождений является тем критическим температурным интервалом, при котором возможна предварительная подготовка продукции обводненных газонасыщенных нефтяных скважин к осуществлению предварительного сброса воды.

Сепарация газа от нефти. Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от жидкости, называется газовым сепаратором. Газовые сепараторы предназначены для отделения газа от нефти, как без частичного ее обезвоживания, так и с использованием технологии, обеспечивающей непрерывность процессов отделения газа и воды.

В современных системах сбора нефти и газа сепараторами оснащаются все блочные автоматизированные групповые замерные установки, дожимные насосные станции и центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды.

На блочных автоматизированных замерных установках отделение газа от нефти осуществляется только с целью раздельного измерения дебита скважин по жидкости и газу, поэтому такие сепараторы относят к замерным. После измерения нефть и газ снова смешиваются и подаются в общий нефтегазовый коллектор.

Сепараторы, которыми оснащаются ДНС, УПСВ относятся к сепарирующим. Отделяемый газ отводится по газопроводу и больше не смешивается с жидкостью.

Часто отвод свободного газа от нефти осуществляется в нескольких местах. Каждый пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа.

По технологическому назначению сепараторы можно классифицировать следующим образом:

– сепараторы первой ступени сепарации – рассчитаны на максимальное содержание газа в потоке и высокое давление сепарации;

– концевые сепараторы применяются для окончательного отделения нефти от газа при минимальном давлении перед подачей товарной продукции в резервуары;

– сепараторы-делители потока – используются, когда необходимо разделить выходящую из них продукцию на потоки одинаковой массы;

– сепараторы с предварительным отбором газа: раздельный ввод жидкости и газа в аппарат увеличивает пропускную способность данных аппаратов по жидкости и газу.

Многоступенчатая сепарация применяется для постепенного отвода свободного газа по мере снижения давления. Она применяется при высоких давлениях на устье скважин.

Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в газосепаратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основная масса газа. Этот газ может транспортироваться на большие расстояния под собственным давлением.

Из сепаратора высокого давления нефть поступает в сепаратор среднего и низкого давления для окончательного отделения от газа. Таким образом, сепараторы можно классифицировать по величине давления:

– сепараторы высокого давления (более 4 МПа)

– сепараторы среднего давления (0,6-4 МПа)

– сепараторы низкого давления (до 0,6 МПа)

– вакуумные

Сепарация газа от нефти может происходить под влиянием гравитационных, инерционных сил за счет селективной смачиваемости нефти. В зависимости от этого и различают гравитационную, инерционную и пленочную сепарации, а газосепараторы – гравитационные, гидроциклонные и жалюзийные.

Гравитационная сепарация осуществляется вследствие разности плотностей жидкости и газа, т.е. под действием их силы тяжести. Газосепараторы, работающие на этом принципе, называются гравитационными.

Инерционная сепарация происходит при резких поворотах газонефтяного потока. В результате этого жидкость, как наиболее инерционная, продолжает двигаться по прямой, а газ меняет свое направление. В результате происходит их разделение. На этом принципе построена работа гидроциклонного газосепаратора, осуществляемая подачей газонефтяной смеси в циклонную головку, в которой жидкость отбрасывается к внутренней поверхности и затем стекает вниз в нефтяное пространство газосепаратора, а газ двигается по центру циклона.

Пленочная сепарация основана на явлении селективного смачивания жидкости на металлической поверхности. При прохождении потока газа с некоторым содержанием нефти через жалюзийные насадки (каплеуловители) капли нефти, соприкасаясь с металлической поверхностью, смачивают ее и образуют на ней сплошную жидкостную пленку. Жидкость на этой пленке держится достаточно хорошо и при достижении определенной толщины начинает непрерывно стекать вниз. Это явление называется эффектом пленочной сепарации. Жалюзийные сепараторы работают на этом принципе.

Сепараторы классифицируют так же по геометрической форме: цилиндрические и сферические; по расположению в пространстве вертикальные, горизонтальные, наклонные.

Внешний вид горизонтального и вертикального сепараторов представлены на рис. 3.41.

Рис. 4.3. Горизонтальный (а) и вертикальный (б) сепараторы

Вертикальный сепаратор представляет собой вертикально установленный цилиндрический сосуд (рис. 4.4) с полусферическим днищем и работает следующим образом.

Нефтегазовая смесь под давлением поступает по патрубку 1 в раздаточный коллектор 2 со щелевым выходом. Регулятором давления 3 в сепараторе поддерживается определённое давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счёт уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется растворённый газ. Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счёт установки наклонных полок 6, по которым смесь стекает в нижнюю часть аппарата.

Наклонные плоскости 6 снабжены различного рода преградами в виде порогов, препятствий, что облегчает выделение окклюдированных пузырьков газа, который поднимается вверх. В верхней части сепаратора установлена жалюзийная каплеуловительная насадка 4, служащая для отделения капель нефти. Капли нефти, отбиваемые в жалюзийной насадке, стекают в поддон и по дренажной трубе 12 направляются в нижнюю часть сепаратора. За насадкой по ходу потока газа установлена перегородка с большим числом отверстий, выполненных по принципу пропуска равных расходов, выравнивающая скорость движения газа.

Контроль уровня нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Шлам в виде песка, окалины и др. из аппарата удаляется по трубопроводу 9.

Рис. 4.4. Схема вертикального сепаратора

А – основная сепарационная секция; Б – осадительная секция; В – секция сбора нефти; Г – каплеотделения; 1 – патрубок ввода зазожидкостной смеси; 2 – раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 – регулятор давления "до себя" на линии отвода газа; 4 – жалюзийный каплеуловитель; 5 – предохранительный клапан; 6 – наклонные полки; 7 – поплавок; 8 – регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 – линия сброса шлама; 10 – перегородки; 11 – уровнемерное стекло; 12 – дренажная труба

Горизонтальный сепаратор состоит из технологической ёмкости 1 (рис. 4.5), внутри которой расположены две наклонные плоскости 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство для предотвращения образования воронки 7. ёмкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6 и люк-лазом 8.

Рис. 4.5. Схема горизонтального сепаратора:

1 – технологическая ёмкость; 2 – наклонные желоба; 3 – пеногаситель; 4 – выход газа; 5 – влагоотделитель; 6 – выход нефти; 7 – устройство для предотвращения образования воронки; 8 – люклаз; 9 – распределительное устройство; 10 – ввод продукции

Корпус горизонтального и вертикального сепараторов условно можно разделить на четыре зоны, расположенные вертикально сверху вниз:

– в горизонтальном сепараторе: 1 – зона предварительного разделения газа и жидкости до нижней кромки каплеуловителя; 2 – зона накопления жидкости и жидких пробок до верхнего предельного уровня жидкости; 3 – зона регулирования уровня жидкости до ее нижнего предельного уровня; 4 – «мертвая» зона до нижней точки обечайки в сепараторе;

– в вертикальном сепараторе: 1 – зона тонкой очистки газа до нижней кромки каплеуловителя; 2 – зона предварительного разделения жидкости и газа до ее верхнего предельного уровня; 3– зона регулирования уровня жидкости; 4 – «мертвая» зона до нижней точки днища.

Схема предварительного разгазирования нефти: нефтегазовая смесь поступает в нефтегазовый сепаратор. Нефть после отделения от газа поступает в буферные емкости (сырьевые промысловые резервуары) и далее откачивается в нефтесборный коллектор. Газ из нефтегазового сепаратора поступает в газовый сепаратор. После отделения капельной жидкости, газ под собственным давлением по газосборным коллекторам и газопроводу транспортируется на ГПЗ.

Выбор числа ступеней сепарации.При многоступенчатой сепарации нефти, применяемой, как правило, при высоких давлениях (4-8 МПа) на устьях скважин, в результате незначительного понижения давления и температуры на каждой ступени происходит постепенное выделение газовой фазы (вначале легких фракций – метана, этана, затем частичное выделение тяжелых фракций – пропана, бутанов, пентанов) и в нефти остается большое количество не выделившихся тяжелых фракций. Если же, при том же, устьевом давлении применить двухступенчатую сепарацию, то в результате резкого снижения давления в сепараторах будет интенсивно выделяться газовая фаза и вместе с легкими углеводородами в газовую фазу из нефти перейдет большое количество пропан – пентановой фракции.

Таким образом, если сравнить многоступенчатую сепарацию с одно-двухступенчатой по выходу нефти, то первая оказывается более эффективной чем вторая. Однако, если, многоступенчатая сепарация будет применяться в негерметизированных системах сбора, то вся пропан – пентановая фракция, оставшаяся в нефти постепенно испарятся и эффект многоступенчатой сепарации сведется к нулю.

Оптимальной (с точки зрения эффективности, металлоемкости) считается трехступенчатая сепарация, при которой выделившийся на первой ступени газ под собственным давлением направляется на ГПЗ и на собственные нужды. Газ второй и третьей ступеней сепарации, где предусматривается резкое снижение давления, будет жирным, поэтому вначале направляется на компримирование, а после сжатия – на ГПЗ.

Подготовка нефти до товарных кондиций

Окончательная подготовка нефти проводится на установке комплексной подготовки нефти (УКПН). Процесс окончательной подготовки нефти включает:

– дегазацию(окончательное отделение газа от нефти)

– глубокое обезвоживание(разрушение водонефтяной эмульсии и отделение воды)

– обессоливание(удаление солей за счет добавления пресной воды и повторного обезвоживания)

– стабилизацию(удаление легких фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке)

УКПН представляет собой небольшой завод по первичной (промысловой) подготовке нефти (рис.4.6). В целом процесс подготовки на УКПН выглядит следующим образом. В сырую нефть, поступающую по линии I, подается деэмульгатор (по линии II). Насосом 1 нефть направляется в теплообменник 2, в котором нагревается до температуры 50 60 ^оС 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 электродегидратор 6. Отделенная вода отводится по линиям IV. При необходимости улучшения степени обессоливания применяют несколько смесителей, отстойников и электродегидраторов, включенных последовательно. Обессоленная нефть насосом 14 направляется в отпарную часть стабилизационной колонны через теплообменник 7. Нагрев нефти в теплообменнике 7 до 150 160 ^оС 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 ^оС), чем температура нефти, поступающей 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 вверх отпарной 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 ^оС, основная их часть конденсируется и накапливается в емкости орошения 10. Газ и не сконденсировавшиеся пары направляются по линии VIII на горелки печи 13. Конденсат (широкая фракция легких углеводородов) насосом 11 перекачивается в емкости хранения, а часть по линии IX направляется вверх стабилизационной колонны на орошение.

Рис. 4.6.Технологическая схема УКПН: 1 – насос; 2 – теплообменник; 3 – отстойник (ступень обезвоживания); 4 – смеситель (с чистой водой); 5 – отстойник (1 ступени); 6 – электродегитратор; 7 – теплообменник (150 – 160 °С); 8 – стабилизированная колонна (отпарная); 9 – холодильный конденсатор (до 30 °С); 10 – емкость орошения; 11, 12 – насос; 13 – печь; 14 – насос

Дегазация. В некоторых случаях (при подготовке легких нефтей) сепарацию желательно проводить при нагревании и под некоторым вакуумом (горячая вакуумная сепарация).

Концевые сецарационные установки являются частью сооружений для сбора и транспорта нефти и газа и предназначаются для окончательной сепарации нефти перед поступлением ее в резервуары или перед сдачей в магистральный трубопровод по закрытой схеме.

Установки горячей вакуумной сепарации имеют такое же назначение, что и концевые сепарационные установки, и располагаются после установок подготовки нефти для окончательного выделения из нее газа перед поступлением ее в товарные резервуары или магистральные трубопроводы.

Горячая сепарация нефти обычно проводится при температуре обезвоживания или обессоливания.

В связи с тем, что с появлением высокоэффективных деэмульгаторов процессы обезвоживания и обессоливания осуществляются при температурах 40— 50 ^оС и ниже, сепарация при такой температуре не всегда обеспечивает необходимую глубину отбора легких углеводородов из нефти.

В таких случаях сепарацию проводят под вакуумом.

Установки концевой и горячей вакуумной сепарации состоят из одного или нескольких сепараторов, технологической трубопроводной обвязки, арматуры, приборов КИП и автоматики.

При горячей вакуумной сепарации газ из сепаратора, работающего под вакуумом 0,07— 0,08 МПа, также транспортируется в газовый коллектор при помощи винтовых компрессоров.

Готовая нефть после горячей вакуумной сепарации по трубопроводу X поступает на прием насосов системы безрезервуарной сдачи нефти в магистральный нефтепровод, а газ по газопроводу IX подается на прием вакуум-компрессоров и далее на установку по подготовке газа.

Для последней ступени сепарации – выделения газа из нефти под вакуумом при температуре подготовки нефти – разработаны блочные автоматизированные установки вакуумной сепарации производительностью 10000 и 16000 т/сут по готовой нефти.

Для компримирования газов концевых ступеней сепарации или горячей вакуумной сепарации все большее применение получают винтовые компрессоры (в основном используется компрессор 7ВКГ-25/5).

На базе компрессора 7ВКГ-25/5 институтом Гипровостокнефть разработан проект блочной автоматизированной компрессорной станции для сбора и транспорта газа концевых ступеней и горячей вакуумной сепарации на производительности 40, 80 и 160 тыс.

Компрессор обеспечивает достаточный вакуум для отбора газа из сепараторов горячей вакуумной сепарации с целью снижения давления насыщенных паров, особенно легких нефтей, и сокращения потерь легких углеводородов при дальнейшем транспорте нефти до нефтеперерабатывающих заводов.

С целью ликвидации потерь нефти при ее подготовке во всех современных установках применяется герметичное оборудование с отбором газа после нагрева нефти в печах или подогревателях-деэмульсаторах и с последующей горячей сепарацией под вакуумом перед поступлением нефти в товарные резервуары.

При сепарации под вакуумом давление паров нефти становится ниже атмосферного давления и потери нефти в резервуаре, работающем под атмосферным давлением, будут сведены к минимуму.

Обезвоживание. Сырая нефть, поступающая на УКПН содержит воду в свободном и эмульгированном состоянии, минеральные соли, механические примеси. Обезвоживание и обессоливание нефти осуществляется дважды: первый раз на нефтепромысловом объекте, где из нефти удаляют основную массу воды и минеральных солей (на установках подготовки нефти), второй раз на нефтеперерабатывающих заводах, где из нефти удаляют остатки воды и солей.

Основные методы разрушения водонефтяных эмульсий: гравитационное разделение (отстой под действием силы тяжести), центрифугирование (за счет использования силы инерции при разделении жидкостей имеющих различную плотность), барботаж (за счет выделяющегося из нефти газа), фильтрация (при пропускании нестойких эмульсий через фильтрующий слой имеющий селективную смачиваемость по отношению к одной из фаз), термохимическое обезвоживание (действие тепла и деэмульгатора), действие электрического поля, комбинации перечисленных выше методов.

Сам технологический процесс обезвоживания можно условно разбить на несколько стадий: разрушение бронирующих оболочек, коалесценция глобул воды, осаждение укрупнившихся капель, расслоение потока.

Разрушение бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды достигается механическим дроблением капель под воздействием истирающих и ударных эффектов, возникающих при контакте глобул с поверхностью трубопроводов, аппаратов и различных насадок, нагревом эмульсии и применением деэмульгаторов, воздействием электрического поля. Наиболее эффективно разрушение бронирующих оболочек, осуществляется под воздействием поверхностно-активных веществ, которые являются высокоэффективными деэмульгаторами.

Механизм действия деэмульгаторов сводится к дробящему, пептизирующему и вытесняющему действию веществ, входящих в состав бронирующих оболочек, с поверхности капель и их замене ад­сорбционным слоем, сформированным из молекул (ионов) ПАВ, не обладающих структурно-механическими свойствами. При этом капли могут коалесцировать при последующих столкновениях в турбу­лентном потоке.

К наиболее эффективным деэмульгаторам относятся масло­растворимые, так как в этом случае воздействию деэмульгатора под­вержены бронирующие оболочки всех взвешенных в объеме нефти капель воды. Применение эффективных деэмульгаторов позволяет быстро осуществить процесс разрушения бронирующих оболочек на каплях пластовой воды и создать предпосылки для их последующей коалесценции.

Применение эффективных деэмульгаторов – необходимое, но недостаточное условие высококачественной подготовки нефти. Так, после разрушения бронирующих оболочек на каплях воды, необходимо осуществить еще операцию коалесценциикапель, на проведение которой обычно требуется намного больше времени, чем для разрушения бронирующих оболочек. Кроме того, эта операция технологически более сложна. В практике известно много случаев, когда применение эффективных деэмульгаторов не гарантировало высокого качества подготовленной нефти и низкой себестоимости процесса.

Эффективность процесса определяется многими параметрами, в том числе температурой нагрева, гидродинамическим режимом об­работки, конструктивным совершенством применяемой аппаратуры и т. д.

Наличие в нефти механических примесей и включение их в состав бронирующих оболочек резко снижает эффективность процесса коалесценции капель при их столкновении в потоке.

Большое значение для повышения эффективности разрушения эмульсии имеет правильный выбор гидродинамического режима ее движения. Режим движения выбирается оптимальный для каждой стадии процесса разрушения эмульсии. Результаты процесса подготовки в значительной мере обусловлены продолжительностью обработки эмульсии на каждой стадии. Например, незавершенность процесса массообмена (разрушение бронирующих оболочек) влечет за собой резкое увеличение времени, необходимого для осуществления процесса коалесценции капель и расслоения потока. При этом общая продолжительность обработки эмульсии может увеличиться в несколько раз. Незавершенность процесса коалесценции капель предопределяет неэффективную работу отстойной аппаратуры. В этом случае обработка эмульсии в течение нескольких минут при турбулентном режиме, необходимая для завершения процесса коалесценции капель, может сократить требуемое время отстоя на 30-60 мин.

Важно также выполнение и такого общего требования, как снижение степени турбулентности потока в направлении движения от места ввода деэмульгатора до водоотделительной аппаратуры

Обезвоживание нефти с применением деэмульгатора проиллюстрировано на рис.4.6.

Физико-химические методы разрушения водонефтяных эмульсий нашли свое отражение в разработанных технологических схемах, технологиях и аппаратах.

Основная цель аппаратов для обезвоживания нефти (герметизированных или открытых отстойников) сводится к тому, чтобы осуществить качественное разделение нефти и воды, т.е. нефть обезводить и обессолить, а воду очистить от механических примесей и капель нефти для дальнейшей закачки в пласт.

Рис. 4.6. Разрушение водонефтяной эмульсии с применением деэмульгатора

На рис. 4.7. показана технологическая схема отстойника гравитационного с распределительным коллектором типа ОГ – 200 для разделения нефти и пластовой воды.

Отстойник работает следующим образом. По стояку 12 в распределительный коллектор 3 отстойника поступает разрушенная эмульсия. Из отверстий коллектора она равномерными струями поступает в нижнюю часть аппарата по всему его сечению. Происходит подъем капель нефти через слой водяной подушки 14 к верхней образующей отстойника и границе раздела фаз 13 (здесь всегда образуется промежуточный эмульсионный слой высота которого должна контролироваться, иначе при росте его ухудшается качество разделения), а вода оседает в нижней части и затем по перфорированной трубе 2 подается в левую секцию отстойника, далее выводится из аппарата. Скопившаяся в верхней части отстойника нефть по перфорированному сборному коллектору 11 поступает в нефтяную линию 9 и выводится из аппарата.

Рис. 4.7. Отстойник с распределительным коллектором типа ОГ-200

Недостатком аппарата является неравномерное распределение эмульсии в раздаточном коллекторе и, следовательно, различные скорости выходящих струй из отводов, что приводит к неравномерной нагрузке по всему сечению аппарата, увеличению времени отстоя и следовательно снижению производительности аппарата.

Принцип работы отстойника ВНИИИСПТнефть (рис. 4.8) заключается в следующем: нефтяная эмульсия по коллектору 1 поступает в раздаточный коллектор 2 и отводы 3, имеющие равномерно расположенные отверстия по нижней образующей отвода. Вода сбрасывается из нижней части аппарата, нефть отводится из верхней.

И в том и в другом случае доминирующим при разделении нефти и воды в отстойниках является гидродинамический эффект обусловленный гравитационными силами, т.е. разностью плотностей фаз и скоростью потока. В горизонтальном аппарате можно осуществить горизонтальное и вертикальное движение основного (входного) потока. Горизонтальное движение основного потока (ввод эмульсии в боковой части отстойника) направлено перпендикулярно осаждающимся каплям воды.

Вертикальное движение (снизу вверх) основного потока (ввод эмульсии в нижней части аппарата) направлено навстречу осаждающимся каплям воды (движутся вниз).

При одинаковой скорости входного потока в первом случае разделение фаз будет более эффективным, но в горизонтальном аппарате скорость восходящего потока (капель нефти и эмульсии) в несколько раз меньше чем горизонтального, что в конечном итоге определяет большую эффективность горизонтального отстойника с восходящим движением входного потока. Но и отстойники с горизонтальным вводом сырья при условии наличия перегородок-отражателей-отбойников (устанавливаются вертикально на пути движения основного потока) тоже эффективны. И те, и другие виды отстойников применяются в составе установок подготовки нефти, как на ступени предварительного обезвоживания, так и на ступени глубокого обезвоживания при доведении нефти до товарных кондиций.

Рис. 4.8. Отстойник ВНИИСПТнефть: 1 – коллектор; 2 – раздаточный коллектор; 3 – отводы с отверстиями; 4 – желоб; 5 - патрубок для отвода воды; 6 – нефтесборный коллектор; 7 – корпус отстойника; 8 – предохранительный клапан; 9 – отверстия, равномерно расположенные, но разные по величине

Сущность процесса обессоливания нефти заключается в снижении концентрации хлористых солей в капельной попутной пластовой воде, которая осталась в промысловой нефти после ее предварительного и глубокого обезвоживания. Существующие методы обезвоживания нефти на промыслах не позволяют получить товарную нефть с количеством остаточной воды менее 0,2