Особенности подготовки высоковязких, высокосернистых и сероводородсодержащих нефтей

В последнее время открыто и введено в разработку много месторождений с высоковязкой и высокосернистой нефтью, а также месторождений, нефти которых характеризуются повышенным содержанием свободного сероводорода.

Подготовка таких нефтей значительно сложнее, чем так называемых легких или средних нефтей, вязкость которых не превышает 0,2-0,5 см²/с, а содержание серы не более 2-3 %.

Подготовка высоковязких и высокосернистых нефтей, которые отличаются высокой плотностью и поэтому еще называются тяжелыми нефтями, осуществляется при более высоких температурах (80-100°С, а иногда и выше).

С целью обеспечения более жестких технологических параметров для подготовки тяжелых нефтей разрабатываются специальные огневые нагреватели нефти (до 100-120°С), электродегидраторы (например 2ТЭД-400) и другое оборудование.

Сбор и подготовка сероводородсодержащих нефтей должны производиться с применением специального оборудования, стойкого против сероводородной коррозии.

В обозначении (шифре) такого оборудования проставляется буква А. Например, сепараторы УБС-А, сепарационные установки с насосной откачкой УБСН-А, деэмульгаторы УД-А на различную производительность.

При смешивании сероводородсодержащих нефтей с другими нефтями, которое иногда допускается при сборе, часто образуются эмульсии, трудно поддающиеся деэмульсации.

 

 

Стабилизация нефти

После промысловой сепарации в нефти остается значительное количество углеводородов С₁-С₄, значительная часть которых может быть потеряна при перекачке из резервуара в резервуар, при хранении и транспортировке нефти.

Чтобы ликвидировать потери легких бензиновых фракций, предотвратить загрязнение воздуха, необходимо максимально извлечь углеводороды С₁-С₄ из нефти перед тем, как отправить ее на нефтеперерабатывающие заводы. Эта задача решается на установках стабилизации нефти, расположенных обычно в непосредственной близости от места ее добычи.

Повышенные потери легких углеводородов объясняется тем, что им свойственны низкие температуры кипения – значительно ниже температуры нефти, при которой она находится в резервуарах.

Давлением насыщенных паров или упругостью паров жидкости называется давление паров данной жидкости, находящейся с жидкостью в равновесном состоянии, при равной с жидкостью температуре.

При наличии двухфахной системы в условиях равновесия не происходит ни конденсации паров в жидкость, ни испарения последней, т.е. при динамическом равновесии число молекул, переходящих в единицу времени из жидкой фазы в паровую, равно числу молекул, перешедших из паровой фазы в жидкую.

Упругость паров возрастает с повышением температуры, зависит от состава жидкой и паровой фазы.

Упругость насыщенных паров нефти определяет в лаборатории на специальных аппаратах.

Давление насыщенных паров нефти регламентируется ГОСТом.

С целью снижения давления насыщенных паров и на этой основе сокращения потерь нефти от испарения производят стабилизацию нефти.

Существуют различные методы стабилизации нефти. Наибольшее распространение получили методы ректификации и горячей сепарации нефти. метод горячей сепарации является наиболее простым. Нефть с установки подготовки нефти при температуре или после дополнительного подогрева в нагревателях. Температура сепарации в зависимости от состава нефтей и заданного значения упругости паров стабильной нефти обычно выбирается в пределах от 40 до 80°С.

Давление сепарации в аппарате С-1 устанавливается близким к атмосферному. С помощью компрессоров ВК-1, отсасывающих паровую фазу, давление в сепараторе может быть снижено до 0,085-0,098 МПа.

В сепараторе С-1 происходит однократное испарение легких фракций нефти. стабильная нефть из сепаратора через холодильник Х-1 отводится в резервуарный парк. паровая фаза отбирается из сепаратора компрессором или эжектором и через холодильник Х-2 направляется в бензосепаратор С-2. В результате охлаждения более тяжелые углеводороды конденсируются и собираются в бензосепараторе, откуда конденсат откачивается насосом.

Не сконденсировавшиеся газы из сепаратора С-2 направляются в газовую систему. Метод горячей сепарации имеет ряд недостатков. К ним относятся низкая степень стабилизации нефти и низкое качество полученного конденсата.

Стабилизация нефти не является только средством сокращения потерь нефти. перед процессом стабилизации ставится и другая не менее важная задача – создание на основе этого процесса прочной сырьевой базы развивающейся нефтехимической промышленности нашей страны. Перед нестабилизационными установками ставится задача по извлечению определенной части пантановых фракций, достаточной для удовлетворения потребности этих нефтехимических производств.

 

 

Аппаратура и оборудование установок подготовки нефти и их обслуживание

Отстойники нефти

Отстойник ОГ-200°С предназначен для разделения нефтяных эмульсий на нефть и пластовую воду. Техническая характеристика ОГ-200°С приведена ниже.

 

Пропускная способность по нефти, т/сут, не менее
Обводненность нефти, %, не более: На входе На выходе
Рабочее давление, МПа	0,6
Температура рабочей среды, °С, не более
Объем аппарата (сосуда), м3

 

Емкость отстойника разделена на сепарационный и отстойный отсек, которые сообщаются друг с другом при помощи двух коллекторов – распределителей, расположенных в нижней части корпуса.

В верхней части сепарационного отсека установлены распределитель эмульсий со сливными полками и сепаратор газа.

В нижней части отстойного отсека расположены два трубчатых перфорированных коллектора, над которыми размещены распределители эмульсии коробчатой формы. В этой части имеются также два коллектора для пропарки аппарата. В верхней части отсека расположены четыре сборника нефти, соединенные со штуцером выводы нефти из аппарата. В передней части корпуса перегородкой и переливными устройствами выделена водосборная камера, в которой помещен регулятор межфазного уровня.

Отстойник оснащен приборами контроля за параметрами технологического процесса, регуляторами уровней раздела фаз, предохранительной и запорной арматурой.

Для удобства обслуживания приборов, расположенных в верхней части корпуса, аппарат снабжен площадкой обслуживания.

Отстойник работает следующим образом.

Подогретая эмульсионная нефть с введенным в нее реагентом-деэмульгатором поступает в распределитель эмульсии сепарационного отсека и по сливным полкам и стенкам корпуса стекает в нижнюю часть отсека. Выделившийся из нефти в ре­зультате ее нагрева и снижения давления газ проходит через сепаратор и при помощи регулятора уровня «нефть — газ» вы­водится в газосборную сеть.

Нефтяная эмульсия поступает из сепарационного в отстой­ный отсек по двум перфорированным коллекторам, проходит че­рез отверстия коробчатых распределителей и поднимается в верхнюю часть отсека. При этом происходит промывка нефти пластовой водой и ее обезвоживание. Обезвоженная нефть по­ступает в сборный коллектор и выводится из аппарата.

Отделившаяся от нефти вода через переливные устройства поступает в водосборную камеру и с помощью регулятора уров­ня «вода — нефть» сбрасывается в систему подготовки дренаж­ных вод.

Отстойник оснащен приборами контроля и автоматического регулирования, позволяющими контролировать давление среды в аппарате, уровень раздела фаз в каждом из отсеков, а также обеспечивающими автоматическое поддержание уровней разде­ла фаз.

Для контроля за давлением среды в аппарате на верхней части его корпуса устанавливается технический манометр.

Контроль за уровнями раздела фаз «нефть — газ» и «нефть— пластовая вода» в отсеках аппарата осуществляется визуально при помощи четырех указателей уровня.

Автоматическое поддержание уровня раздела фаз «нефть — газ» в первом отсеке отстойника и уровня раздела газ «нефть— вода» во втором отсеке осуществляется при помощи регулято­ров межфазного уровня.

На принципе вертикального движения жидкости (аналогич­ном отстойному отсеку ОГ-200С) сконструированы и произво­дятся отстойники типа ОВД-200.

Отстойник нефтяной ОБН-3000/6 предназначен для разделения водонефтяной эмульсии, сброса выделившейся воды и получении кондиционной нефти. Устройство и работа отстойника. Отстойник вы­полнен в моноблоке и состоит из блока отстоя, площадки обслу­живания, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и управления.

Блок отстоя представляет собой технологическую емкость диаметром 3400 мм (объем 200 м³), устанавливаемую при помо­щи трех опор на фундаменте. Для более полного использования объема емкости она оснащена распределительным устройством для ввода водонефтяной эмульсии, смонтированным по оси от­стойника. Сборник воды (длинная перфорированная труба) расположен внизу емкости, а сборник нефти — поперек емко­сти в ее верхней части. На сборнике имеются два штуцера для выхода нефти, позволяющие вести технологический процесс в режимах полного и неполного заполнения. В емкости имеются люки-лазы, предохранительный клапан, дренажная система.

Обслуживание отстойника. Для пуска отстойника необходимо: открыть задвижки на линии отвода выделившейся воды и от­стоявшейся нефти; открыть задвижку на линии ввода эмульсии; включить систему контроля и управления; отрегулировать задатчик прибора и перевести его на авто­матический режим.

При работе отстойника оператор обязан: периодически контролировать ход технологического процес­са по контрольно-измерительным приборам; периодически осматривать установку и средства автоматики; проверять работоспособность предохранительных клапанов 1 раз в смену.

Для остановки отстойника необходимо: отключить систему автоматического контроля и управления; задвижку на линии ввода сырой продукции; закрыть задвижки на линиях отвода выделившейся воды и отстоявшейся нефти.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: