4.7. Блочные автоматизированные установки подготовки нефти, газа и воды.

Достаточно интересным является разработка ООО НПП «Контэкс», предлагающий целый комплекс блочных автоматизированных установок по переработке продукции скважины и подготовки нефти к дальнему транспорту.

ООО НПП «Контэкс» постоянно ведет работы по совершенствованию технологии и оборудования для подготовки нефти. Работы ведутся по следующим основным направлениям:

1. Конструктивное совершенствование процессов и основного оборудования подготовки нефти, подтоварной воды и попутного газа;

2. Разработка методов интенсификации процессов подготовки нефти, подбора эффективных хим.реагентов и методов обработки эмульсии деэмульгатором на действующих объектах подготовки нефти;

3. Разработка методов управления и автоматизации процессов подготовки нефти.

П рактическим результатом этих работ явилось разработка и производство блочных автоматизированных аппаратов подготовки нефти, газ и воды, как единого технологического комплекса отвечающего требованиям конкретного объекта и физико-химическим свойствам сырья. На рис. 4.23 представлена принципиальная технологическая схема комплекса УПН.

Рис. 4.23. Принципиальная схема УПН

Разработаны основные принципы управления процессами на объектах подготовки нефти, в том числе управления качеством. Для отдельных процессов разрабатываются математические модели, на основании которых определяются алгоритмы и законы управления ими. Большинство технологических комплексов, какими являются объекты: УПСВ, УПН, ЦПС характеризуются переменными технологическими параметрами исходных эмульсий, неравномерным поступлением потоков сырья и ограниченной возможностью переработки высокостабилизированных эмульсий. Наличие в нефти природных стабилизаторов органического и неорганического происхождения затрудняет процессы укрупнения диспергированных капель и расслоение эмульсии. Органические стабилизаторы образуют гелеобразные слои, которые упрочняются за счет твердых частиц. Образующиеся на каплях прочные бронирующие оболочки уменьшают подвижность поверхности капель и препятствуют их коалесценции. Частицы механических примесей, присутствующие в примеси, чаще всего образуют сплошные гидрофобные агломераты с асфальтено-смолистыми и парафиновыми компонентами нефти и распределяются во всем объеме нефтяной фазы. Лишь часть из них непосредственно входит в состав бронирующих оболочек, однако вводимый в эмульсию деэмульгатор частично адсорбируется и на их поверхности. К основным органическим стабилизаторам относятся асфальтены, смолы и парафины, присутствующие практически во всех нефтях. На фотографии рис. 4.24. показан промежуточный слой образовавшийся из обработанной

Рис. 4.24. Промежуточный слой

деэмульгатором эмульсии на Белозеро-Чубовской УПСВ ОАО «Самаранефтегаз». Природа механических примесей в составе защитных оболочек капель более разнообразна. Это и мелко диспергированный песок, продукты, образующиеся в результате проведения различных ГТМ, продукты коррозии, сульфид железа образующийся при смешении железа и серово-дородсодержащих вод. Одним из первых в последовательности процессов, протекающих при обезвоживании нефти, во многом определяющем ход последующих процессов является процесс дестабилизации эмульсии с помощью деэмульгаторов и специальных устройств. Этому процессу на объектах подготовки нефти, как правило, не уделяется должное внимание. Применяемый ввод деэмульгатора без специальных устройств приводит к необходимости значительной передозировки дорогостоящего реагента. При подаче деэмульгатора через обычный штуцер, установленный на горизонтальном участке трубопровода, время для растворения и перемешивания деэмульгатора во всем объеме эмульсии значительно возрастает. Более того, при расслоенном потоке эмульсии подача деэмульгатора подобным образом может привести к его попаданию в подслой подтоварной воды, что приводит к полному или частичному «омыливанию» капель деэмульгатора с потерей его деэмульгирующих свойств. В целях интенсификации процесса и качественной обработки эмульсии деэмульгатором ООО НПП «Контэкс» по заказу ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» разработало и изготовило устройство ввода деэмульгатора (УВД) рис. 4.25. для установки по подготовке тяжелой нефти.

Рис. 4.25. Устройство ввода деэмульгатора.

По пути движения в трубопроводах системы сбора происходит частичное расслоение эмульсии, выделяется газ, образуя так называемые газовые пробки. Это способствует пульсации потоков на приеме установки, среднечасовые колебания расхода могут достигать 25% и более. Поэтому первоначально рассмотрим осуществление процесса сепарации обработанной деэмульгатором эмульсии и предварительного сброса воды в трехфазных сепараторах производства ООО НПП «Контэкс», назначение которых, заключается в выделении основного балласта пластовой воды, сглаживании пульсации поступающих на подготовку эмульсий, усреднении их технологических свойств, дестабилизации эмульсии и отделении возможно большего количества механических примесей. Трехфазный сепаратор является одним из основополагающих аппаратов в системе сбора и подготовки нефти, который берет на себя основную массу нагрузки и определяет дальнейший ход ведения качественного процесса подготовки нефти.

Наиболее характерными «возмущениями» вносимыми в процесс разделения эмульсии на данной ступени являются следующие:

–значительная нестабильность количества (мгновенный расход) поступающей в отстойник эмульсии;

– переменный дисперсный состав эмульсии;

– переменная температура эмульсии;

– наличие свободного и окклюдированного газа;

– переменный состав нефтестабилизаторов и концентрации механических примесей.

Одни факторы напрямую влияют на эффективность процесса разделения эмульсии в аппаратах, другие изменяют условия протекания процессов гравитационного отстоя, условия формирования промежуточных

эмульсионных слоев. Модифицированный ряд трехфазных сепараторов разработан исходя из физико-химических свойств эмульсии и подразделяется на: ТФСК-Л-трехфазный сепаратор для легкой нефти, ТФСК-Т–трехфазный сепаратор для тяжелой нефти и ТФСК-Г–трехфазный сепаратор глубокого обезвоживания нефти, при этом они имеют ряд конструктивных особенностей. Конструкция трехфазного сепаратора ТФСК-Т (рис. 4.26.) производимого ООО НПП «Контэкс» предусматривает системы по ликвидации и сглаживании всех вышеперечисленных негативных факторов. Для сглаживания пульсаций потока разработаны два варианта депульсаторов:

Рис. 4.26. Трёхфазный сепаратор ТФСК-Т

1 – корпус; 2 – устройство ввода нефтяной эмульсии с депульсатором; 3 – распределительно-коалесцирующие устройства; 4 – пакет коалесцирующих насадок; 5 – выход газа; 6 – устройство улавливания капельной жидкости; 7 – нефтесборник; 8 – вывод нефти; 9 – устройство перетока воды; 10 – вывод воды.

Депульсатор – делитель потока эмульсии (ДДП) устанавливается непосредственно перед ТФСК и встраиваемый (ДВ), который монтируется внутри аппарата ТФСК на штуцере ввода. Депульсатор типа ДВ на практике получил наибольшее применение, т.к. он не только снимает пульсации входного потока, но и увеличивает эффективность и качество сепарации нефти. Без применения депульсатора, работа которого основана на эффекте разрыва струи, скачкообразное изменение расхода поступающей в аппараты жидкости приводит к нарушению гидродинамического режима отстоя и способствует выносу тяжелых компонентов эмульсии, тем самым, снижая качество сбрасываемой воды. Для обезвоживания сложных эмульсий, содержащих большое количество естественных стабилизаторов и образующих гелеобразные промежуточные слои (рис. 4.24) разработан встраиваемый блок, состоящий из одного или нескольких пакетов коалесцирующих насадок, в которых происходит образование вихревых потоков определенной длины и направления. На выходе из блока достигается полное разрушение промежуточного слоя (рис. 4.27.) при естественной температуре поступающего сырья (+18°С) без применения дополнительного нагрева. По результатам теплохимических исследований данной эмульсии, разрушение этого промежуточного слоя происходило только при нагреве выше +40°С.

Рис. 4.27. Состояние промежуточного слоя

Высокое качество сбрасываемой из аппарата подтоварной воды достигается за счет применения гидродинамического устройства перетока очищенной воды. При обводненности продукции скважин близкой к обращению фаз, т.е. при поступлении в сепараторы газосодержащей прямой эмульсии, конструкция трехфазных сепараторов корректируется с учетом изменения свойств продукции. В этом случае основное внимание уделяется выделению нефти из внешней фазы – воды за счет применения коалесцирующих устройств. ООО НПП «Контэкс» разработан ряд трехфазных сепараторов, имеющих оригинальные индивидуальные внутренние устройства, предназначенные для качественного ведения процессов предварительного сброса воды исходя из физико-химических параметров сырья (для легких и тяжелых нефтей, а также для глубокого обезвоживания поступающей эмульсии). Максимальная эффективность применения трехфазного сепаратора ТФСК достигается при его комплектовании газовым сепаратором типа СЩВ. Сепаратор газовый типа СЩВ предназначен для глубокой очистки газового потока от капельной, мелкодисперсной жидкости и механических примесей из продукции нефтяных скважин в составе установок предварительного сброса воды рис.4.28.

Рис. 4.28. Сепаратор газовый типа СЩВ.

1 – корпус; 2 – ввод газа; 3 – вывод газа; 4 – вывод конденсата; 5 – сепарационный пакет; 6 – сливная труба.

Сепаратор СЩВ имеет три ступени сепарации. Сепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический корпус 1, разделенный горизонтальной перегородкой на нижнюю и верхнюю сепарационные камеры. Процесс очистки газа от взвешенных частиц мелкодисперсной, капельной и пленочной жидкости и жидкостных пробок происходит следующим образом.

Газожидкостная смесь подводится в аппарат через тангенциальный патрубок 2. Газ, пройдя три ступени сепарации в верхней и нижней сепарационных камерах, выводится из сепаратора через штуцер выхода газа 3. Выделившиеся взвешенные частицы, мелкодисперсная и пленочная жидкость

выводятся из сепаратора через сливной штуцер 4 самотеком. После очистки в сепараторе газ может быть использован на собственные нужды (печи нагрева, котельная и т.д) или транспортироваться на ГПЗ для дальнейшей подготовки. Одним из важных факторов стабильности и качества работы аппарата ТФСК является наличие грамотно подобранного комплекса средств КИПиА. В отличие от процесса предварительного сброса воды, процессы глубокого обезвоживания и обессоливания нефти в определенной мере являются более сложными, т.к. протекают в более жестких условиях (диапазон колебаний обводненности исчисляется уже не процентах, а в десятых и сотых его долях). Кроме этого данные процессы ведутся с обязательным нагревом нефти при котором выделяется определенное количество газа, который может влиять на глубину обезвоживания. Исходя из этих условий, особое внимание необходимо уделить подбору технологического оборудования. На ступени глубокого тепло-химического обезвоживания, доказано преимущество отстойников с вертикальным направлением движения разделяемых фаз, когда ввод эмульсии осуществляется в слой дренажной воды. Было установлено, что основное влияние на эффективность разделения эмульсии оказывает промежуточный слой концентрированной эмульсии, находящийся на границе раздела фаз «нефть-вода». В промежуточном слое отчетливо просматриваются два подслоя: высокообводненный (концентрированный) подслой на границе раздела фаз и расположенный выше него под слой с изменяющимся водосодержанием. В высокообводненном подслое содержание дисперсной фазы достигает 90%. В этом подслое завершаются процесс коалесценции укрупненных капель воды и ее выделение из нефтяной фазы. В подслое с изменяющимся водосодержанием обводненность меняется по высоте примерно от 40... 50 % в нижней части до 8... 10 % на границе подслоя и нефтяной фазы. Именно в этом подслое развивается процесс коалесценции капель воды до критического размера, при котором они способны осаждаться

под действием сил тяжести в противотоке дисперсионной (нефтяной) фазы.

Промежуточный слой представляет собой «кипящий» коалесцирующий фильтр, высота которого зависит от обводненности сырья, температуры, качества обработки деэмульгатором и от производительности. Общая высота промежуточного слоя с повышением обводненности поступающего сырья возрастает почти линейно. Повышение эффективности использования промежуточного слоя в качестве коалесцирующей «насадки» достигнуто в отстойниках разработки НПП «Контэкс» – БУОН (блочных унифицированных отстойниках нефти) путем применения в них систем гидростатического распределения потока, что позволило улучшить организацию разделения фаз нефтяных эмульсий в отстойнике за счет:

– уменьшения объема застойных зон или их ликвидации;

– подготовки эмульсии к разделению непосредственно в аппарате;

– распределения эмульсии по всей поверхности раздела фаз;

– снижения скорости входа обезвоживаемой нефти в промежуточный слой;

– безнапорного отделения свободной воды;

– исключения влияния свободного газа наьпроцесс разделения фаз;

– вывода отделившегося газа из аппарата с нефтью без образования пробок в трубопроводе.

Н а рис. 4.29. приведена конструктивная схема отстойника БУОН.

Рис. 4.29. Отстойник БУОН

1 – корпус; 2 – ввод эмульсии; 3 – система гидростатического распределения и коалесценции; 4 – патрубок вывода свободного газа; 5 – система вывода нефти и газа; 6 – вывод нефти и газа; 7 – вывод воды.

С целью предупреждения влияния свободного газа на процессы обезвоживания нефти в промежуточном слое разработана газоотводящая система, благодаря которой газ улавливается и отводится без влияния на зону отстаивания. С целью снижения скорости ввода эмульсии подача ее в аппарат рассредоточена путем установки двух или трех штуцеров (аппарат 100 и 200 м3, соответственно), при этом штуцера оборудованы распределительными устройствами для создания благоприятной гидродинамической обстановки под коробом. В этом аппарате технологически предусмотрено не только рассредоточенное и равномерное распределение эмульсии по всей межфазной поверхности, но и подготовка эмульсии к разделению за счет многократной смены направлений движения потоков и создания в них локальных возмущений непосредственно в водной зоне, что предусмотрено устройством в коробе специальных перегородок и ребер. Это конструктивно технологическое решение применено впервые в отстойных аппаратах и заслуживает внимания как направление дальнейших исследований и совершенствования. Так, используя все положительные качества этого аппарата, разработаны и успешно эксплуатируются на установках подготовки нефти модифицированные блочные отстойники нефти БУОН-С предназначенные для процесса обессоливания.

Учитывая среднюю минерализацию подтоварной воды, при глубине обезвоживания 0,1% остаточное содержание солей в нефти будет на уровне 160–200 мг/л. Таким образом, для доведения остаточных солей в нефти до величины 100 мг/л и менее необходимо снизить концентрацию солей в каплях пластовой воды. С этой целью осуществляют подачу пресной промывочной воды и организуют процесс смешения в нефти капель пластовой и пресной воды. На реальных установках удаление солей из нефти осуществляется путем глубокого обезвоживания (т.е. удаления высокоминерализованной воды из нефти), так и путем обессоливания (т.е. снижения минерализации пластовой воды и как можно более полного удаления ее из нефти). Как правило, в предварительно обезвоженной нефти присутствует достаточное количество деэмульгатора, поданного на ранних стадиях подготовки нефти, находящегося на оболочках мелкодиспергированных капель воды, на частицах механических примесей и растворенных в объеме нефти. При нагреве нефти в теплообменной аппаратуре происходит расплавление парафинового стабилизатора эмульсии с одновременным высвобождением и активизацией части связанного деэмульгатора. Таким образом, процесс дестабилизации на ступени глубо-кого обезвоживания и обессоливания нефти осуществляется за счет нагрева нефти выше температуры плавления парафина и активизации присутствующего в нефти деэмульгатора. Время прохождения эмульсии через теплообменники обычно достаточное для обеспечения транспортной и кинетической стадии механизма действия деэмульгатора. Экспериментально установлено, что оптимальная обводненность эмульсии при входе на ступень глубокого обезвоживания составляет 10–12 %. При такой обводненности нефти при полностью разрушенных оболочках у капель эмульгированной воды, при достаточном времени для осуществления межкапельной коалесценции достигается наибольшая глубина обезвоживания нефти.

Задача определения оптимальной обводненности нефти на ступени глубокого обезвоживания и обессоливания должна решаться при настройке процесса и выборе оптимального режима работы. В некоторых условиях снижение минерализации воды целесообразно осуществлять за счет рецикла дренажных вод процесса обессоливания нефти. Эти воды с высокой температурой, низкой минерализацией, с содержанием определенного количества деэмульгатора, как правило, не образуют стойких эмульсий с нефтью на ступени глубокого обезвоживания, но при этом интенсифицируют процесс коалесценции мелкодиспергированных капель, содержащихся в исходной эмульсии. Более низкая минерализация циркулируемой дренажной

воды по сравнению с минерализацией пластовой воды способствует фактическому переводу процесса на двухступенчатое обессоливание нефти.

Задача повышения качества обессоливания нефти может быть решена за счет повышения эффективности смешения в нефти капель пластовой и промывочной воды. ООО НПП «Контэкс» разработан смеситель промывной воды и нефти типа СПВ, который позволяет регулировать не только интенсивность перемешивания промывной воды и нефти, но изменять дисперсность капельной промывной воды рис. 4.30.

Рис. 4.30. Смеситель промывной воды и нефти типа СПВ

Дисперсный состав пресной воды, вводимой с целью промывки, оказывает существенное влияние как на процесс смешения, так и на процесс разделения эмульсии. Увеличение степени диспергирования капель промывочной воды (увеличение количества капель) интенсифицирует межкапельную коалесценцию.

Однако недостаточное время для осуществления процесс, неоптимальный гидродинамический режим, наличие в нефти капель воды с неразрушенными бронирующими оболочками, увеличение концентрации мехпримесей и др.нефтестабилизаторов, что не позволяет укрупнить капли до размера, отделяемого в отстойниках приводит к тому, что в отстойник поступают капли с размером меньше критического. Происходит нарушение процесса разделения эмульсии, повышения обводненности нефти на выходе из отстойника. Поэтому при выборе диспергирующего устройства пресной воды необходимо учитывать оформление, режим и надежность работы последующих процессов смешения и разделения эмульсии. Температура вво-

димой промывочной воды также влияет на интенсивность процесса межкапельной коалесценции. Кроме того, высокая температура подогрева нефти (выше температуры плавления нефтепарафинов) обеспечивает снижение агрегативной устойчивости эмульсии за счет снижения стабилизирующих свойств нефтепарафинов. Высокая температура ведения процессов глубокого обезвоживания (50–100°С) обеспечивает снижение вязкости нефти, и, соответственно облегчает отделение капель воды при разделении эмульсии. Кроме этого, при нагреве происходит увеличение объема капель воды, что приводит к уменьшению толщины бронирующих оболочек на каплях эмульгированной воды, тем самым облегчает проникновение к поверхности молекул деэмульгатора. В соответствии с техническими условиями товарная нефть нефтяных месторождений должна иметь давление насыщенных паров в нефти не более 66,7кПа при температуре 37,8°С в соответствии с международным стандартом ИСО 3007- 99 «Нефтепродукты. Определение давления пара методом Рейда» с дополнительными требованиями, отражающими потребности экономики страны. Сущность процесса стабилизации нефти заключается в том, чтобы уменьшить остаточное содержание растворенных в ней наиболее летучих компонентов пластовой нефти, в частности:

– остатков отдельных компонентов пластового газа в нефти:

• Диоксида углерода,

• Метана,

• Изобутана, нормального бутана и др., а так же и

– наиболее летучих компонентов нефти (изопентана, нормального пентана и др.).

Для этих целей ООО НПП «Контэкс» разработало устройство для снижения давления насыщенных паров нефти, которое устанавливается на входной штуцер буфера-дегазатора нефти БДн рис 4.31. Стабилизация нефти позволяет существенно сократить (около 2% масс.) безвозвратные потери нефти от испарения на ее пути от установок подготовки нефти до нефтеперерабатывающих заводов и одновременно сократить загрязнение окружающей среды.

Рис. 4.31. Буфер-дегазатор нефти

1 – корпус; 2 – ввод нефтяной эмульсии и место установки устройства для снижения давления насыщенных паров; 3 – устройство дегазации нефти; 4 – коалесцирующие распределительные перегородки; 5 – вывод газа; 6 – устройство улавливания капельной жидкости; 7 – выход воды; 8 – переливная перегородка; 9 – вывод нефти.

В связи со значительным превышением объемов пластовой воды, подлежащей очистке, над мощностью очистных сооружений в ряде мест качество подготовки сточных вод ухудшается, что приводит к снижению приемистости нагнетательных скважин, сокращению объемов закачки и невозможности использования в системе ППД до 20% высокоминерализированных вод. Достигнутая в целом по нефтедобывающей отрасли степень очистки сточных вод (50мг/л остаточной нефти и 50мг/л механических примесей) не везде позволяет использовать их в системе поддержания пластового давления в качестве рабочего агента. Требования более глубокой очистки сточных вод (до 10 мг/л нефтеостатков и мех. примесей с минимальными размерами дисперсных частиц) диктуется необходимостью увеличением нефтеотдачи, вовлечением в разработку низкопроницаемых пластов и необходимостью увеличения межремонтного периода эксплуатации нагнетательных скважин. Комплексный подход к решению этой технологической задачи имеет ряд значительных преимуществ. Подготовка воды на установке начинается уже непосредственно в аппаратах подготовки нефти, для этого в них соблюдены следующие условия:

– отсутствует турбулизация водного слоя восходящими потоками водонефтяной смеси;

– распределительные устройства ввода максимально приближены к оси аппаратов;

– отсутствуют турбулентные пульсации среды.

Благодаря этому сохраняется естественная высокая чистота капель воды в нефти в связи, с чем упрощается технологическая схема блока водоподготовки.

Для достижения необходимого высокого качества очистки сточной воды и достижения максимальной технологической надежности, установка подготовки воды должна иметь, как минимум две, а в некоторых случаях и три ступени очистки, где каждой ступени определяется своя технологическая задача. ООО НПП «Контэкс» предлагает несколько эффективных схем водоподготовки для УПСВ и УПН состоящих из технологических аппаратов собственной разработки. Необходимо отметить, что в конструкции всех представленных ниже аппаратов применены решения максимального использования принципа совмещения процессов и технологий очистки воды. В условиях, когда на входе блока ожидается поступление сточной воды плохого качества чистоты (150–1000 мг/л по остаточной нефти или механическим примесям) необходимо применить трехступенчатую схему.

В этой схеме основную нагрузку блока принимает на себя аппарат первой (предварительной) ступени очистки сточной воды ОВКпф (модификация ОВК). Аппарат работает практически без ограничений по количеству загрязнений во входящем потоке, являясь, таким образом не только аппаратом предварительной очистки воды, но и технологическим «стабилизатором» качества поступающей на очистку воды перед ступенью глубокой очистки.

Отстойник воды представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость с эллиптическими днищами, рассчитанную на работу под внутренним избыточным давлением рис. 4.32.