Факторы, влияющие на отстой в электрическом поле

Электрическое поле можно использовать, когда требуется разделить две фазы, одна из которых – дисперсионная среда – не проводит электрический ток, а другая – дисперсная фаза – электропроводна, т. е. оно применимо только к эмульсиям типа В/Н.

1. При повышении температуры: (исходя из формулы Стокса)

– снижается вязкость дисперсионной среды и тем облегчается осаждение частиц дисперсной фазы;

– снижается устойчивость нефтяных эмульсий;

– увеличивается разность плотностей частицы и среды.

Но при повышении температуры увеличивается электропроводность среды, что может привести к нарушению электрического режима в аппарате, к увеличению давления насыщенных паров. Следовательно, процесс необходимо проводить в аппаратах, рассчитанных на повышенное давление.

2. Напряженность электрического поля – отношение напряжения на электродах к расстоянию между ними, т. е. градиент поля, В/см (один из наиболее важных факторов).

Напряженность поля между электродами определяется:

– напряжением, приложенным к электродам;

– расстоянием между электродами;

– формой электродов.

E=U/l,

где U – напряжение, В; l – расстояние, между электродами, см.

ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОР

Электродегидратор (ЭДГ) применяют для глубокого обезвоживания средних и тяжелых нефтей. Устанавливают его после блочных печей нагрева или других нагревателей и после отстойников.

В ЭДГ электроды (1, 2 на рис. 7.2) подвешены горизонтально друг над другом, имеют форму прямоугольных занимающих все сечение рам. Расстояние между электродами – 25 ÷ 40 см, питаются они от двух трансформаторов мощностью по 50 кВт.

Рисунок 7.2. Электродегидратор

 

Подача сырья в ЭДГ осуществляется снизу – через раздаточный коллектор с ответвлениями, обеспечивающий равномерное поступление эмульсии по всему горизонтальному сечению аппарата под водяную подушку.

В ЭДГ эмульсия проходит через три зоны обработки. В первой зоне эмульсия проходит слой отстоявшейся воды, уровень которой поддерживается автоматически на 20 ÷ 30 см выше раздаточного коллектора. В этой зоне эмульсия подвергается водной промывке, в результате которой она теряет основную массу пластовой воды. Обезвоженная эмульсия, двигаясь в вертикальном направлении с небольшой скоростью, последовательно подвергается обработке сначала в зоне слабой напряженности электрического поля (вторая зона), между уровнем отстоявшейся воды и нижним электродом, а затем в зоне сильной напряженности, между обоими электродами.

Для разрушения эмульсии и обессоливания нефтей, содержащих парафин, применяются ЭДГ, имеющие три электрода. В этих аппаратах эмульсию вводят через распределительные головки, помещенные между нижним и средним электродами.

Таблица 7.2 – Технические характеристики ЭДГ

Рабочее давление, МПа
Температура эмульсии, оС
Диаметр аппарата, м	3,4
Длина аппарата, м	16,4
Объем аппарата, м3	160 - 200
Напряжение на электродах, в	11500 – 16500
Производительность по товарной нефти, т/сут	От 2000 до 11500

7.3. МЕХАНИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ

К механическим способам разрушения эмульсии относятся: отстаивание, центрифугирование и фильтрование.

Отстаивание

Применимо к свежим нестойким эмульсиям, способным расслаиваться на нефть и воду вследствие разности плотностей компонентов, составляющих эмульсию. Если размер взвешенных частиц больше 0,5 мкм, то скорость оседания капель воды или подъема частиц нефти в воде подчиняется закону Стокса, из которого следует, что чем меньше частицы дисперсной фазы и разность плотностей воды и нефти и чем больше вязкость среды, тем медленнее протекает процесс расслоения.

Нагрев эмульсии при отстое ускоряет их разрушение, т. к. при этом уменьшается прочность бронирующих оболочек, увеличивается интенсивность движения, увеличивается частота столкновения глобул воды, уменьшается вязкость среды и увеличивается разность плотностей.

Холодный отстой нефтяных эмульсий осуществляется под давлением с обращением фаз и, как правило, с предварительной обработкой деэмульгатором. Нефтяная эмульсия вместе с необходимым количеством деэмульгатора и пластовой водой (со ступени обезвоживания) подается в отстойник (может быть резервуар). Подача в эмульсию деэмульгатора и пластовой воды вызывает инверсию фаз и разложение эмульсии на нефть и воду. Инверсия фаз выгодна, т. к. частицы нефти двигаются в среде меньшей вязкости (вода), чем в противном случае, когда пришлось бы каплям воды оседать в более вязкой среде – нефти.

Применение деэмульгатора сокращает время обработки эмульсии (примерно до 1 часа).

Показания к применению:

1. высокообводненная эмульсия;

2. высокая газонасыщенность нефти, т.к. газонасыщенная нефтяная эмульсия при дальнейшем движении по трубопроводу не может быть окончательно стабилизирована. Турбулентность потока и разгазирование нефти и пластовой воды приводят к непрерывному дроблению и слиянию капель воды. Поэтому прочный защитный слой на каплях эмульгированной воды не может создаться. Кроме того, действие деэмульгатора препятствует образованию защитных слоев из природных ПАВ. В результате капли воды могут свободно сливаться и выделяться из нефти в виде свободной воды.

Центрифугирование

При центрифугировании вода и механические примеси выделяются из нефти под действием центробежной силы. Можно воспользоваться уравнением Стокса, заменив в нем ускорение силы тяжести g ускорением центробежной силы.

В центрифуге частицы, перемещаясь в радиальном направлении, имеют переменный радиус вращения R, а, следовательно, на них действует переменная величина центробежной силы. Поэтому, по мере удаления частицы от оси вращения, скорость осаждения ее возрастает.

Таким образом, центробежная сила, действующая на частицу, может быть больше силы тяжести во столько раз, во сколько ускорение центробежной силы больше ускорения свободного падения. Отношение этих ускорений называется фактором разделения Кр.

Значение Кр для центрифуг ~ 3000, т. е. движущая сила процесса осаждения в центрифугах на 2 – 3 порядка больше, чем в отстойниках. Поэтому эффективность центрифуг выше, чем отстойников, и в них можно эффективно отделять мелкие частицы размером порядка 1 мкм.

Разделение водонефтяных эмульсий в центрифугах – исключительно эффективный метод, однако практического применения для деэмульгирования нефтей не нашел из-за малой пропускной способности центрифуг и высоких эксплуатационных затрат.

Фильтрация

Нестойкие эмульсии успешно расслаиваются при пропускании их через фильтрующий слой, который может быть из гравия, битого стекла, древесины и металлических стружек, стекловаты и др. материалов.

В данном случае деэмульсация нефтей основана на явлении селективного смачивания.

Если взаимодействие молекул жидкости с молекулами твердого вещества сильнее, чем между собой, то жидкость растекается по поверхности, т. е. смачивает ее.

Если молекулы жидкости взаимодействуют между собой сильнее, чем с твердым веществом, то жидкость собирается на поверхности в каплю, т. е. смачивания не происходит.

Смачивание жидкостью поверхности твердого тела можно рассматривать как результат действия сил поверхностного натяжения, т. е. жидкость тем лучше смачивает твердое тело, чем меньше взаимодействие между ее молекулами.

Неполярные жидкости (нефть) с малым поверхностным натяжением (20 – 30 эрг/см²) обычно хорошо смачивает твердую поверхность. Вода с поверхностным натяжением 72,5 эрг/см² смачивает лишь некоторые тела (стекло, кварц).

Фильтрующее твердое вещество должно удовлетворять основным требованиям:

1. иметь хорошую смачиваемость водой, чтобы произошло сцепление глобул воды с фильтрующим веществом, разрыв межфазных пленок, и произошла коалесценция (слияние) капель воды;

2. быть достаточно прочным, чтобы обеспечить длительную эксплуатацию.

Показания:

1. большая обводненность нефти;

2. малая обводненность, но эмульсия нестойкая.

Нередко укрупнившаяся вода находится во взвешенном состоянии, что характерно для эмульсий с незначительной разностью плотностей.

Данный метод самостоятельного применения не находит из-за громоздкого оборудования, малой производительности, необходимости часто менять фильтры, но встречается в сочетании с термохимическими методами.

 

 

19. ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ СБРОС ПЛАСТОВЫХ ВОД

Для уменьшения коррозии трубопроводов и повышения производительности установок подготовки нефти применяется предварительный сброс пластовой воды, т. к. действующие типовые установки неспособны справиться с возрастающим объемом поступающей жидкости, в частности, из-за использования малообъемной отстойной аппаратуры.

Считает целесообразным применение предварительного сброса воды при обводненности начиная с 30 %.

В зависимости от степени обводненности нефти и некоторых других факторов, различают следующие варианты предварительного сброса:

· без дозировки реагента-деэмульгатора;

· без подогрева и использования дренажных вод (применяется при большой обводненности нефти на поздней стадии разработки месторождения);

· с использованием реагентов и эффектов разрушения эмульсии в трубопроводе;

· с применением дренажных вод;

· комбинированное воздействие перечисленных выше факторов.

Этот принцип является универсальным, т. к. позволяет снизить нагрузки на сепараторы последующих ступеней, отстойники, печи, насосное оборудование, повысить их эксплуатационную надежность, а иногда и исключить из технологической схемы часть перечисленного оборудования.

В зависимости от места осуществления предварительного сброса воды в технологической цепи сбора и подготовки нефти можно выделить:

1. Путевой сброс;

2. Централизованный сброс: на ДНС и непосредственно перед установками подготовки нефти.

Путевой сброс на ДНС осуществляется в случае, если давление скважин не обеспечивает транспорт всей жидкости до УПН и имеется возможность утилизации пластовой воды в районе ДНС.

Особенностью сброса на ДНС является необходимость осуществления процесса сброса воды под избыточным давлением, обеспечивающим транспорт газонасыщенной нефти до узлов подготовки и второй ступени сепарации.

 

АППАРАТЫ ДЛЯ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ

 

В настоящее время имеются 2 типа аппаратов, применяемых для предварительного сброса воды: вертикальные стальные резервуары (РВС) емкостью от 1000 до 5000 м³ и горизонтальные цилиндрические емкости объемом 100 и 200 м³ (булиты).

Вертикальные резервуары специально оборудуются распределительными гребенками ввода жидкости, размещаемыми на высоте 1,5 м от днища резервуара. Вывод воды осуществляется через гидрозатвор, позволяющий автоматически, без специальных средств регулирования, поддерживать в резервуаре постоянный уровень жидкости, необходимый для ведения процесса (рисунок 8.1.).

Рисунок 8.1 – Резервуар УПСВ

1 – подводящая труба; 2 – маточник; 3 – отводящая труба; 4 – гидрозатвор

 

По нижней образующей маточника имеются отверстия. Нефть (эмульсия) через отверстия направляется вниз, затем всплывает в слое воды, высота которого поддерживается в пределах 3 – 4 м. Уровень воды поддерживается с помощью гидрозатвора, высота которого обычно принимается равной 0,9 высоты резервуара.

Технологические резервуары работают транзитом. Сброс отделившейся воды и отбор обезвоженной нефти осуществляется непрерывно, т.е. уровень жидкости при этом не изменяется, нет потерь от больших дыханий резервуара.

На промыслах, где строительство резервуара не предусмотрено проектами, сброс воды может осуществляться из горизонтальных отстойников, работающих под давлением.

Горизонтальные цилиндрические емкости также оборудуются распределительной гребенкой ввода жидкости. Кроме того, они снабжены специальными средствами регулирования для поддержания постоянных уровней дренажной воды и нефти.

Наиболее широко известны две конструкции установок предварительного сброса воды на базе булитов:

1) блочная автоматизированная сепарационная установка предварительным сбросом воды БАС-1; 2) блочные автоматизированные установки для оперативного учета, сепарации и предварительного обезвоживания нефти УПС-2000/6, УПС-3000/6, ОГ-200П, АСП-6300/6, СПОН.

Для этих же целей может быть использованы концевые сепарационные установки: КССУ (концевая совмещенная сепарационная установка – производит обезвоживание и обессоливание).

Конструкция аппаратов должна исключать турбулизацию потока и перемешивание фаз.

ОГ-200П (рисунок 8.2) устанавливается после сепаратора нефти. Предназначен для расслоения водонефтяных эмульсий, обработанных деэмульгатором. Представляет собой цилиндрическую емкость. Эффективность разделения достигается благодаря использованию: тепла, ПАВ, промывки через слой воды и промежуточного слоя, играющих роль своеобразного фильтра.

Рисунок 8.2 – Технологическая схема аппарата ОГ-200П для предварительного разделения нефти и пластовой воды

1 – патрубок ввода эмульсии; 2 – распределитель эмульсии: труба Æ700мм, 64 ряда отверстий, в ряду – 285 отверстий, продольный вырез: ширина – 6мм, длина – 60мм; 3 – трубы для вывода обезвоженной нефти; 4 – вывод газа

 

Промежуточный слой образуется из-за того, что крупные капли нефти несут мельчайшие капельки воды (множественная эмульсия). Капля нефти на границе раздела фаз вода-нефть коалесцирует со слоем нефти, а капли воды остаются на поверхности раздела.

Таблица 8.1 – Техническая характеристика отстойников

Тип установки	Пр-ть по жидкости, т/сут	Обводненность продукции, %	Макс. рабо чее давле ние, кгс/см2	Объем емкости, м3	Пр-ть объем, м3/сут
поступающей	уходя щей
БАС-1		≥ 30	≤ 20
УПС-2000/6		до 90	до 30
УПС-3000/6		до 90	до 30
ОГ-200П		> 30	≤ 10
Рабочая температура – 15 – 50 ºС

 

Предварительный сброс воды в вертикальном резервуаре получил широкое распространение. При обводненности поступающей нефти от 20 до 55 %, можно констатировать следующее:

Ø производительность по жидкости одного аппарата предварительного сброса:

РВС-5000 10000 т/сут;

РВС-2000 5000 т/сут,

что соответствует времени пребывания жидкости в аппарате 6 – 7 часов. Повышение загрузки аппарата выше этих пределов ведет к увеличению содержания нефти в сбрасываемой (дренажной) воде;

Ø температура водонефтяной смеси должна быть не ниже 20 – 25ºС. Снижение температуры вызывает ухудшение процесса отстоя, как по качеству нефти, так и по качеству сбрасываемой воды;

Ø заблаговременный (за 0.6 ÷ 1 км до резервуаров) ввод дренажной воды в нефтепровод резко улучшает качественные и количественные показатели процесса за счет путевых эффектов разрушения эмульсии в нефтепроводе и взаимной очистки нефти и воды в процессе движения по трубопроводу.

Предварительный сброс воды является промежуточной операцией в общем технологическом процессе подготовки нефти до товарных кондиций и очистки дренажных вод до норм, позволяющих осуществлять их закачку в пласт.

Аппараты ОГ-200П дают возможность вести процесс под избыточным давлением. Резервуары работают практически при атмосферном давлении. Рассмотрим технологические и технические преимущества осуществления процесса предварительного сброса пластовых вод под давлением (5 ÷ 6 атм).

Если до аппаратов УПСВ эффективно провести процесс трубной деэмульсации (разрушение эмульсии в трубопроводе), то аппарат УПСВ выполняет функции водоотделителя, разделяет на нефть и воду предварительно разрушенную в трубопроводе эмульсию.

Если сброс воды осуществляется на ДНС, то здесь применение аппаратов, работающих под избыточным давлением, позволяет осуществить дальний транспорт газонасыщенной нефти после I ступени сепарации до УПН. Также применение этих аппаратов для сброса воды на ДНС позволяет осуществить полную герметизацию перекачки.

При необходимости осуществления сброса большого количества воды на крупных герметизированных узлах в качестве аппарата предварительного сброса следует использовать булиты и трубчатые каплеобразователи.

Пропускная способность отстойника зависит от:

– вязкости поступающей эмульсии;

– плотности поступающей эмульсии;

– радиуса отстойника;

– высоты водяной подушки – слой воды в отстойнике;

– дисперсности капель воды

Продолжительность отстоя нефти в резервуаре (или булите) после разрушения эмульсии зависит от вязкости нефти: продолжительность отстоя увеличивается прямолинейно (а пропускная способность падает) в зависимости от вязкости нефти.

Для достижения достаточной скорости оседания частиц воды вязкость нефти в отстойниках не должна превышать 1·10^–6м²/с (10сст).

На практике вязкость нефти можно снизить за счет дополнительного ее подогрева, т. е. дополнительного расхода тепла, а иногда и дополнительного расхода деэмульгатора.

Вследствие разрушения эмульсии и выделения свободной воды, вязкость системы падает.

Темп снижения вязкости будет зависить от типа и свойств деэмульгатора.

С увеличением обводненности нефти относительное снижение вязкости уменьшается.

Подогрев нефти в резервуаре может привести к потерям углеводородов за счет испарения.

Поэтому в каждом отдельном случае нужно просчитывать, что выгоднее: подогреть нефть и бороться с потерями углеводородов или увеличить емкость отстойной аппаратуры или другие варианты.

 

20. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ

Процессы подготовки нефти – это обезвоживание, обессоливание, а также стабилизация нефти. Сущность стабилизации нефти заключается в отделении от нее летучих углеводородов (пропан-бутановой фракции), а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как сероводород, углекислый газ и азот, что сокращает потери нефти от испарения, снижает интенсивность процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабатывающего завода.

Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или вакуумную, сепарацию и ректификацию.

При горячей, или вакуумной, сепарации от нефти отделяется широкая газовая фракция, в которой наряду с пропан-бутановой фракцией содержится большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлечение которых из нефти ухудшает ее качество. Для извлечения высокомолекулярных углеводородов из широкой газовой фракции и последующего возвращения их в стабильную нефть используют следующие процессы:

1) однократную конденсацию с последующей компрессией, масляной абсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов;

2) фракционированную конденсацию с последующей компрессией газового остатка;

3) абсорбцию или ректификацию.

Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей cепарацией и однократной конденсацией широкой газовой фракции приведена на рис.14.1. Сырая нефть I насосом 1 подается в теплообменник 3 и, пройдя блок обезвоживания и обессоливания 4, поступает на стабилизацию.

Рисунок 14.1 – Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и однократной конденсацией широкой газовой фракции

 

При этом обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в пароподогревателе 5 до температуры 80 – 120 °С и подвергается однократному испарению в сепараторе 6 при давлении 0,15 – 0,25 МПа, где от нее отделяется широкая газовая фракция. Снизу сепаратора 6 выводится стабильная нефть III, которая насосом 7 прокачивается через теплообменник 3, где отдает тепло сырой нефти, и направляется в резервуар 2 стабильной нефти, Широкая газовая фракция IV, отделяемая от нефти в сепараторе 6, подвергается однократной конденсации, для чего охлаждается в холодильнике 8 до температуры 30°С, при этом конденсируются высокомолекулярные углеводороды II (бензин), которые отделяются от газа в сепараторе 9, собираются в емкости бензина 10 и насосом 11 возвращаются в стабильную нефть для восстановления ее бензинового потенциала. Газ, выходящий из сепаратора 9, поступает на прием компрессора 12, в котором повышается давление газа до 0,5 – 1,7 МПа, в зависимости от расстояния до газоперерабатывающего завода. После компрессора газ проходит маслоотделитель 13, где отделяется смазочное масло VII, уносимое газом из компрессора, конденсатор-холодильник 14 и сепаратор 15, в котором отделяется сконденсировавшийся в результате сжатия и охлаждения нестабильный конденсат VI. Нестабильный конденсат собирается в емкости 16, из которой насосом 17 перекачивается на газоперерабатывающий завод. Туда же направляется и газ V, выходящий из сепаратора 15.

При стабилизации нефти ректификацией всю нефть подвергают процессу ректификации, при этом обеспечивается четкое разделение углеводородов и достигается заданная глубина стабилизации нефти.

Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и фракционированной конденсацией широкой газовой фракции приведена на рисунке 14.2.

Сырую нефть I насосом 1 подают в теплообменник 3 и, пройдя блок обезвоживания и обессоливания 4, поступает на стабилизацию. Обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в пароподогревателе 5 до температуры 80—120°С и подвергается однократному испарению в сепараторе 6 при давлении 0,15—0,25 МПа, где от нее отделяется широкая газовая фракция.

Рисунок 14.2 – Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и фракционированной конденсацией широкой газовой фракции

 

Снизу сепаратора 6 выводится стабильная нефть II, которая насосом 7 прокачивается через теплообменник 3, где отдает тепло сырой нефти, и направляется в резервуар 2 стабильной нефти. Широкая газовая фракция III, отделяемая от нефти в сепараторе 6, подвергается фракционированной конденсации в фракционирующем конденсаторе 8, который представляет собой вертикальный кожухотрубчатый теплообменный аппарат, в его межтрубном пространстве снизу вверх проходит широкая газовая фракция, а в трубном – сверху вниз – охлаждающая вода V. При охлаждении широкой газовой фракции образуется углеводородный конденсат, который, стекая вниз по поверхности трубок, вступает в контакт с газом, вновь поступающим в аппарат. Между этими встречными потоками газа и конденсата происходит тепло- и массообмен, при котором часть высокомолекулярных углеводородов из газа переходит в конденсат, а часть низкомолекулярных углеводородов из конденсата переходит в газ. Таким образом, образуются конденсат с минимальным содержанием низкомолекулярных углеводородов (метан-бутан) и газ с минимальным содержанием высокомолекулярных углеводородов (C₅+высшие). Конденсат IV направляется в стабильную нефть для пополнения ее бензинового потенциала. Газ, выходящий из фракционирующего конденсатора 8, проходит сепаратор 9, где отделяется уносимый им капельный конденсат, и поступает на прием компрессора 10 с соответствующим числом ступеней сжатия, в зависимости от удаленности объектов газопотребления или газоперерабатывающего завода. Скомпримированный до соответствующего давления газ проходит маслоотделитель 11, где отделяется смазочное масло VIII, захватываемое в цилиндрах компрессора, конденсатор-холодильник 12, где охлаждается до 30 °С, и поступает в сепаратор 13, где от газа отделяется сконденсировавшийся нестабильный конденсат VII. Нестабильный конденсат собирается в емкости 14, из которой насосом 15 перекачивается на газоперерабатывающий завод. Газ VI, выходящий из сепаратора 13, направляется потребителю или на газоперерабатывающий завод. Стабилизация нефти сепарацией и абсорбцией широкой газовой фракции приведена на рисунке 14.3.

Рисунок 14.3 – Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и абсорбцией широкой газовой фракции

 

Сырая нефть I подается насосом 1 в теплообменник 4, и, пройдя блок обезвоживания и обессоливания 5, насосом 7 прокачивается через трубчатую печь 8, где нагревается до температуры 100 – 110 °С, и поступает в сепаратор 9, в котором от нефти отделяется широкая газовая фракция. Снизу сепаратора 9 выходит стабильная нефть II, которая, отдав тепло сырой нефти в теплообменнике 4, направляется в резервуар стабильной нефти 2. Широкая газовая фракция III, выходящая сверху сепаратора 9, насосом 11 подается в низ абсорбера 10, в котором в результате процесса абсорбции из нее извлекаются высокомолекулярные углеводороды (бензиновая фракция). Сущность процесса абсорбции состоит в избирательном поглощении высокомолекулярных углеводородов из газа жидкостью, называемой абсорбентом. Переход высокомолекулярных углеводородов из газа в жидкость обусловлен нарушением фазового равновесия при контакте газа с родственной жидкостью, в которой содержание поглощаемых компонентов мало.

В технологической схеме должен быть предусмотрен процесс десорбции абсорбента, т. е. обратного извлечения поглощенных им в абсорбере углеводородов. Абсорбент можно десорбировать либо ректификацией, либо выпаркой абсорбента. В рассматриваемой технологической схеме в качестве абсорбента используют стабильную нефть, которая насосом 3 прокачивается через холодильник 6 и подается на верх абсорбера 10. Таким образом, в абсорбере 10 происходит встречное днижение поднимающейся снизу вверх широкой газовой фракции и стекающей сверху вниз стабильной нефти (абсорбента). Для создания лучшего контакта встречных потоков жидкости и газа в абсорбере применяют различные специальные устройства – тарелки, насадки и др.

В результате абсорбции бензиновые углеводороды из широкой газовой фракции переходят в нефть, а легкие газообразные углеводороды IV (от метана до бутана) выходят сверху абсорбера и направляются на газоперерабатывающий завод. Процесс абсорбции (переход углеводородов из газообразного состояния в жидкое) происходит с выделением тепла, поэтому абсорбент, опускаясь вниз по абсорберу, разогревается, что приводит к снижению растворимости газов в нем. Для снижения температуры абсорбента проводят промежуточное его охлаждение. Для этого разогретый абсорбент забирается с определенного уровня абсорбера, прокачивается насосом 13 через холодильник 12, и охлажденный абсорбент V возвращается в абсорбер.

Технологическая схема стабилизации нефти ректификацией приведена на рисунке 14.4.

Рисунок 14.4 – Технологическая схема стабилизации нефти ректификацией

 

Сырая нефть I насосом 1 прокачивается через теплообменник 3, после чего проходит блок обезвоживания и обессоливания 4 и поступает на стабилизацию.

Обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в теплообменнике 5 до температуры 150 – 200°С за счет тепла отходящего потока стабильной нефти, при этом частично испаряется и в двухфазном парожидком состоянии поступает в питательную секцию ректификационной колонны 6. Ректификация — это процесс многократного испарения и конденсации углеводородов, происходящий на специальных устройствах – ректификационных тарелках. Для его осуществления необходимо, чтобы в колонне было два встречных потока – жидкий и паровой и чтобы имелась разность температур при переходе от одной тарелки к другой. Жидкий поток стекает сверху вниз ректификационной колонны в результате подачи на верхнюю тарелку так называемого холодного орошения. В качестве холодного орошения используется часть сконденсированного верхнего продукта, выходящего сверху ректификационной колонны и являющегося равновесным по составу с верхним продуктом. Для этого нефтяные пары, выходящие сверху ректификационной колонны 6, охлаждаются в холодильнике 7, и в сепараторе 8, от них отделяется углеводородный конденсат III, который собирается в сборнике конденсата 9, а затем насосом II подается на верх ректификационной колонны 6. Паровой поток снизу вверх создается так называемым паровым орошением IV, вводимым в низ ректификационной колонны под нижнюю тарелку и являющимся равновесным по составу с нижним продуктом. В качестве парового орошения используют часть превращенного в парообразное состояние нижнего продукта. Для этого часть стабильной нефти, выходящей снизу ректификационной колонны 6, насосом 13 прокачивают через трубчатую печь 12, в которой нагревают до такой температуры, чтобы произошло превращение нефти в парообразное состояние, и эти пары подаются под нижнюю тарелку. В результате того, что на верх колонны подается холодное орошение, а вниз – паровое орошение, по высоте ректификационной колонны устанавливается необходимая разность температур: внизу колонны 230 – 280 °С, а вверху колонны 65 – 96 ^оС. На каждой тарелке поднимающиеся снизу пары встречаются со стекающей с верхней тарелки более холодной жидкостью. Конструкция тарелки обеспечивает необходимый контакт встречающихся потоков пара и жидкости, так что между ними происходит тепло- и массообмен. Пары охлаждаются, при этом часть высокомолекулярных углеводородов из паров конденсируется и переходит в жидкость. Жидкость, наоборот, нагревается, при этом часть низкомолекулярных углеводородов испаряется и переходит в пар. Этот процесс повторяется многократно, так как ректификационная колонна имеет достаточно много тарелок. В результате поднимающиеся пары при переходе от одной тарелки к другой обогащаются низкомолекулярными углеводородами, а жидкость – высокомолекулярными углеводородами. Тем самым достигается требуемая четкость разделения с заданной глубиной извлечения того или иного компонента (пропана, бутана или метана). Отделившиеся легкие углеводороды в газообразном V и жидком VI состоянии насосом 10 направляются на химический комбинат. Стабильная нефть II, с высокой температурой выходящая снизу ректификационной колонны, проходит теплообменники 5 и 3, где отдает свое тепло поступающей нефти, охлаждаясь при этом до температуры 40 – 45 °С, и направляется в резервуар стабильной нефти 2.

Для интенсификации процесса стабилизации нефти предложено использовать центробежные силы. Скорость выделения легкой фазы в гидроциклоне, как показали расчеты, в 500 раз выше, чем скорость гравитационного разделения. Никаких дополнительных контактных устройств для стабилизации нефти в гидроциклоне не требуется, в отличие от ректификационной колонны. Продуктами процесса стабилизации являются: стабильная нефть и легкие углеводороды в виде сухого газа и нестабильного бензина. В ИПТЭР разработана конструкция гидроциклона ГУД-1. В корпусе аппарата ГУД-1 расположено шесть сепарирующих элементов, каждый из которых снабжен вводным устройством, обеспечивающим тангенциальный ввод смеси и интенсивную крутку потока, сливной камерой с наконечником, конструкция которого обеспечивает пристенное пленочное течение жидкости и концентрирование легких углеводородов.

Гидроциклон устанавливается на сборнике стабильной нефти (рисунок 14.5).

Из ГУД-1 смесь парогаза с капельной жидкостью направляют в каплеуловитель, пустотелый аппарат, где под действием гравитационных сил происходит отделение капель нефти от парогазовой смеси легких углеводородов. Далее парогаз конденсируют при температуре 10 – 15 ^оС и разделяют в сепараторе на легколетучие газы и конденсат. Для получения качественного конденсата давление в сепараторе поддерживают в пределах 1,7 ÷ 1,3 ати, что препятствует переходу в газовую фазу наиболее ценных бутановых фракций.

Рисунок 14.5 – Технологическая схема комплексной подготовки нефти с применением гидроциклона ГУД-1

1 – сепаратор; 2 – блок обезвоживания; 3 – печь; 4 – гидроциклон; 5 –сборник стабильной нефти; 6 – каплеуловитель; 7 – теплообменник; 8 – сборник легких углеводородов

 

Установлено, что доля извлечения углеводородов С₃ из нефти в гидроциклоне достигает 90 %, С₄ – 68%, С₅ – 48%. Углеводороды С₆ обнаружены в пределах до 20 %, а С₈ – до 8 %.

 

Таблица 14.1 – Техническая характеристика гидроциклона ГУД-1

Показатель	Величина
Максимальная производительность, м3/сут
Диаметр, мм
Высота, мм
Масса, кг
Рабочее давление, МПа (кгс/см2)	0,4-0,6 (4-6)

 

Гидроциклонная технология стабилизации нефти сокращает металлоемкость более чем в 50 раз, а капитальные вложения – в 60 раз.

 

21. ОБОРУДОВАНИЕ УСТАНОВОК СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ

Стабилизация нефти основана на сочетании процессов испарения и конденсации. Поэтому основное оборудование установок стабилизации нефти – это нагреватели и печи, теплообменники и конденсаторы-холодильники, сепараторы и колонные аппараты (абсорберы, ректификационные колонны и др.).

На рисунке 15.1 представлена схема устройства ректификационной колонны. Колонна состоит из вертикального цилиндрического корпуса 10 с опорой 12, которой она устанавливается на фундамент и закрепляется к нему фундаментными болтами. Сверху и снизу корпус колонны закрыт эллиптическими днищами. Колонна имеет люки 3. Внутри колонны смонтированы ректификационные тарелки 9, улитка 8, отбойник 5, гидравлический затвор 6, паровой маточник 11. Колонны снабжены штуцерами: ввода сырья 7, для отвода целевых паров 1 в конденсатор-холодильник, откачки стабильной нефти 13, ввода холодного орошения 2, отбора боковых погонов 4.

______________________________________________

Рисунок 15.1 – Схема устройства ректификационной колонны

 

После прохождения процессов подготовки нефть должна удовлетворять следующим требованиям ГОСТа на качество (табл.15.1):

 

Таблица 15.1 – Требования к качеству нефтей

Показатель	Группа нефти
I	II	III
1. Максимальное содержание воды, %	0,5	1,0	1,0
2. Максимальное содержание хлористых солей, мг/л
3. Максимальное содержание механических примесей, %	0,05	0,05	0,05
4. Максимальное давление насыщенных паров при температуре 37,8 °С, кПа	66,67	66,67	66,67

 

ПОДГОТОВКА ВОДЫ ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ

Пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе ее сбора и подготовки, сильно минерализованы, и по этой причине их нельзя сбрасывать в реки и водоемы, так как это приводит к гибели пресноводных. Поэтому пластовые воды закачивают в продуктивные или поглощающие пласты. Вместе с пластовыми закачивают и пресные воды, используемые в технологическом процессе при обесссоливании нефти, а также ливневые воды, попадающие в промышленную канализационную систему. В целом все эти воды называются сточными. В общем объеме сточных вод на долю пластовых приходится 85 – 88%, на долю пресных