Принципиальная схемы гидродинамических каплеобразователей и трубных отстойников.

Объемные каплеобразователи (а, б, в, г, 9, е, ж): 1 — ввод эмульсии;

2 — корпус каплеобразователя; з — сопла; 4 — корпус отстойника; 5 — торцевой распределительный ввод и вывод жидкости; 6 — сброс воды; 7 — ввод дренажной воды; 8 — распределительная перегородка; 9 — отстойник; 10 — перемешивающее устройство; 11 — листовые коалесцчрующие элементы; 12 — трубчатые коалесцирующие элементы. Трубчатые каплеобразователи 1- трубчатый каплеобразователь с отстойником, 2- отстойник, 3-вход эмульсии. Блок трубчатого отстойника (л); I - вход эмульсии; 2 - вертикальный распределитель; 3 -горизонтальный распределитель; 4 - секции каплеобразоватеяя; 5 - горизонтальный сборный коллектор; 6 - вертикальный сборный коллектор; 7 - выход эмульсии.

36.Механизм обессоливания. Обессоливание нефти по схеме «смешения». Обессоливание нефти по схеме «замещения».

Степень обессоливания (коэффициент очистки) может изменяться: в широких пределах и зависит от скорости движения раствора, силы тока и концентрации солей.

Технология обессоливания нефти методом замещения позволяет теоретически полностью удалить из нее пластовую воду. В этом случае оставшаяся в нефти вода по завершении процесса будет представлена только каплями пресной воды. Необходимо многоступенчатое введение в поток нефти заранее диспергированной пресной воды. При этом капли промывочной воды не должны быть больше глобул минерализованной пластовой.Технология удаления солей из нефти методом замещения каплями пресной воды глобул соленой путем коалесценции и увлечения их в состав дренажных вод.Технология позволяет теоретически полностью удалить из нее пластовую воду. В этом случае оставшаяся в нефти вода по завершении процесса будет представлена только каплями пресной воды.

Технология обессоливания нефти методом смешения. Сущность процесса обессоливания нефти заключается в ее водной промывке при смешении нагретой нефти с пресной водой, последующем разрушении образуемой при этом водонефтяной эмульсии и отделении соленой воды от нефти. В процессе обессоливания нефти большое значение для полноты вымывания солей имеет оптимальное смешение нефти с промывной водой и деэмульгатором. Для достижения глубокого обессоливания требуется довольно интенсивное перемешивание промывной воды с нефтью, обеспечивающее необходимый контакт между капельками свежей и соленой воды. В то же время слишком интенсивное смешение нефти с промывной водой может привести к образованию весьма устойчивой, плохо разрушаемой эмульсии. Следовательно, для управления процессом обессоливания необходимо иметь регулируемый смеситель нефти с водой, что позволило бы для каждого отдельного случая устанавливать оптимальную степень смешения.
В процессе обессоливания нефти большое значение имеет оптимальное смешение нефти с промывной водой и деэмульгатором.

Термохимический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации. Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а, значит, облегчается их слияние, с другой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии. В нутритрубная деэмульсация заключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество - деэмульгатор в количестве 15...20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз.

 

Сырую нефть (нефтяная эмульсия) I из сырьевого резервуара 1насосом 2 через теплообменник 3 подают в трубчатую печь 4. Перед насосом 2 в нефть закачивают реагент-деэмульгатор II.

В теплообменнике 3 и трубчатой печи 4 нефтяная 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 выше 120 °С (при повышенном давлении, чтобы не допустить вскипания воды). При меньших температурах нагрева вместо трубчатой печи 4 можно использовать пароподогреватель. Оптимальной температурой нагрева считается такая, при которой кинематическая вязкость нефтяной эмульсии составляет 4 _* 10^-6 м²/с. Неустойчивая эмульсия из трубчатой печи 4 поступает 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 реагент-деэмульгатор, подается в поток сырой нефти перед резервуаром 1 (пунктирная линия, рис.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. Отделившаяся в резервуаре с предварительным сбросом вода насосом откачивается на установку по подготовке сточных вод.

37.Установки комплексной подготовки нефти(УКПН)

Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти осуществляются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН).
Принципиальная схема УКПН с ректификацией

Принципиальная схема установки комплексной подготовки нефти:
1, 9,11,12 - насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник;4 -электродегидратор;6 - стабилизационная колонна; 7 - конденсатор-холдодильник; 8 - емкость орошения;10 – печь I - холодная "сырая" нефть; II - подогретая "сырая" нефть; III - дренажная вода; IV - частично обезвоженная нефть; V - пресная вода; VI - обезвоженная и обессоленная нефть; VII - пары легких углеводородов; VIII - несконденсировавшиеся пары; IX - широкая
фракция (сконденсировавшиеся пары); X - стабильная нефть
Принцип работы. Холодная «сырая» нефть из резервуаров ЦСП насосом 1 через теплообменник 2 подается в отстойник 3 непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее в поток вводится пресная вода (V), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде. В электродегидраторе 4 производится окончательное отделение воды от нефти и обезвоженная нефть через теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счет прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11 ее температура доводится до 240 °С. При этом легкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в конденсатор-холодильник 7. Здесь пропан-бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция откачивается насосом 9 на фракционирование, а частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплообменниках 1,5.

38. Автоматизированная установка по измерению количества и качества товарной нефти (Рубин2М)

Из установки подготовки нефти УПН нефть подаётся в герметизированные резервуары1, из которых забирается подпорным насосом 2 и прогоняется по автоматическому влагомеру 3 и солимеру 4. Если содержание воды и солей в нефти выше нормы, то зонд влагомера 3 выдаёт аварийный сигнал в блок местной автоматики БМА. при помощи гидропривода 8 отсекатель 5 перекрывает линию товарной нефти; одновременно отсекатель 5 перекрывает линию товарной нефти; одновременно отсекатель 6 открывает линию некондиционной нефти, которая возвращается по линии 7 на повторную подготовку в УПН. При прекращении поступления аварийного сигнала с влагомера 3 или солемера 4 отсекатель 5 открывается, а отсекатель 6 закрывается.

Поток товарной нефти проходит фильтр 9. затем радиоизотопный плотномер 10, откуда поступает в турбинный расходомер 11, в котором вращается турбинка с угловой скоростью, пропорциональной линейной скорости потока. Вращение турбинки преобразуется в электрические импульсы, поступающие в БМА- счетное устройство объемного количества товарной нефти. Затем величины объемов товарной нефти автоматически умножаются на показания плотномера 10 с учетом температурной поправки, выдаваемой автоматическим термометром 12, и фиксируются на расходомере 11, установленном на лицевой панели блока.

 

1-резервуар, 2-насос, 3-влагомер, 4-солимер, 5- отсекатель, 8-гидропривод, 7-линия, 9-фильтр, 10-плотномер, 11-расходомер, 12-термометр.

Автоматизированная установка «Рубин - 2М» для измерения в потоке качества и количества товарной нефти

Зарубежный опыт автоматизированной сдачи товарной нефти (ЛАКТ)

Основным элементом замерного блока является принудительный объемный расходомер 14. в зависимости от показаний анализатора качества 1 нефть с установки подготовки может поступать в основной резервуар 8 или в резервуар некондиционной нефти 6. Если содержание воды и солей в нефти находится в пределах нормы, то анализатор качества подает сигнал на трехходовой двухпозиционный клапан 7, который направляет поток кондиционной нефти в резервуар 8. Как только уровень нефти в резервуаре достигнет поплавкого переключателя 10 -включается насос 12. который начинает подавать нефть потребителю через замерный блок, состоящий: из фильтра 13; объемного раходомера 14; регулятора давления 15; пробоотборника 16 и насоса внешней перекачки 17. При снижении уровня нефти в резервуаре до поплавкового переключателя 11 автоматически отключаются насосы 12 и 17. Если в процессе работы установки анализатор качества 1 выдает сигнал о появлении некондиционной нефти, характеризующейся излишним содержанием воды и солей, то клапан 7 в резервуаре 6 достигнет поплавкового переключателя 4. включается насос 2, который начинает откачивать некондиционную нефть на установку подготовки нефти. При снижении уровня нефти до переключателя 3 автоматически отключается насос 2.

Поплавковый переключатель 9 предназначен для предупреждения переполнения резервуара 8, при достижении им верхнего положения -трехходовой клапан 7 направляет нефть в резервуар 6. Переключатель 5 предупреждает переполнение резервуара 6 подачей сигнал на блокирующий клапан, установленный на линии поступления нефти на данную установку.

Основными элементами установок ЛАКТ являются насос: 12, пробоотборник 15 и объемный или турбинный расходомер с принудительным перемещением 14. кроме того, в нее входит устройство для определения содержания воды в нефти емкостного типа, которое фиксирует отклонение диэлектрической постоянной нефти от стандартного значения, вызванного присутствием в ней воды.

При использовании установок ЛАКТ уменьшаются потери от испарения; повышается точность замера нефти: сокращаются сроки и стоимость хранения нефти в промысловых резервуарных парках; снижаются капиталовложения на обустройство и обслуживание товарных парков; упрощаются вычислительные и учетные операции по сдаче и приему товарной нефти; создается возможность перехода к полностью автоматизированной системе управления промыслом. Роторные, турбинные расходомеры с принудительным перемещением, используемые в установках ЛАКТ, в идеальных условиях точны. Однако на из точность влияют вязкость нефти, содержание газа, гидравлические потерей на трение. Комбинированное влияние этих факторов на показания приборов в сочетании с различными условиями работы учитываются поправочным коэффициентом счетчика. Поскольку физические свойства нефти меняются, то для точных измерений необходима периодическая проверка счетчика Интервалы между проверками могут составлять от 30 до 90 сут в зависимости от конкретных условий.

1-анализатор качества, 2- насос, 3,9,10,11,5- переключатель, 6-резервуар неконденсированной нефти, 7-трехходовой клапан, 8 резервуар для конденсированной нефти, 12-17-насосы,13-фильтр14-расходомер,16-пробоотборник, 

Рис. 7. Автоматизированная установка сдачи товарной нефти типа ЛАКТ

Отбор пробы при непрерывных замерах должен быть пропорционален расходу. На этом принципе основана работа большинства применяемых пробоотборников. Пробоотборник, не обеспечивающий отбор истинной средней пробы, может быть причиной крупных ошибок в сдаче товарной нефти