Особенности работы концевых сепарационных установок
В большинстве Российских технологических схем после окончания сепарации нефть направляется в резервуары, в которых давление равно атмосферному.
Поэтому, если на последней ступени сепарации не привести нефть в равновесное состояние с атмосферными условиями (переменными), то в резервуарах будет выделяться газ, который теряется безвозвратно, нанося экологический вред, ибо строить в резервуарных парках специальные установки для улавливания его намного дороже, чем оптимизировать концевые ступени сепарации.
Однако, это не так просто как с технической точки зрения, так и по причине метастабильных свойств нефти, которые особо ярко проявляются как раз при низких давлениях сепарации; в результате, приходится или значительно дольше выдерживать нефть в сепараторах, или применять интенсифицирующие процессы разделения фаз.
При этом, ни сборные трубопроводы, на заслонки, на стандартные регулирующие устройства не применимы, т.к. требуют перепада давления до 0,2 МПа, что недопустимо.
На сегодняшний день, по – видимому, одним из наиболее удачных является сепарационный узел, разработанный КБ Саратовнефтегаз, который обеспечивает разрушение метастабильной смеси, гидродинамическое тушение пены в депульсаторах наклонного типа и в сепараторе, непрерывную вибрационную обработку смеси в подводящем трубопроводе и сепараторе, а так же саморегулирующуюся систему распределения потоков жидкости и газа по параллельно работающим сепараторам и регулирование уровня с помощью гидрозатвора в одном или нескольких параллельно работающих аппаратах одновременно.
|
|
|
Особенности сепарации высокообводнённых нефтей
Разгазирование обводнённых эмульсий типа В/Н происходит сопоставимо с безводной нефтью только при концентрации воды до 30 % об.
При превышении данного порога процессы сепарации замедляются настолько, что время нахождения смеси в сепараторах возрастает многократно, что делает разгазирование практически невыполнимым вследствие стремительного возрастания вязкости дисперсионно среды.
Вывод:
Разгазирование высокообводнённых эмульсий типа В/Н необходимо проводить только снизив предварительно обводнённость до 30 % об.
Достичь поставленную цель можно только создав в подводящем коллекторе, депульсаторе и первичном сепараторе условия для непрерывного отвода воды и газа из максимально возможного числа точек.
Создать подобные условия можно следующими способами:
- как можно раньше вводить деэмульгатор;
- увеличить диаметр подводящего коллектора;
- применять депульсаторы не только для нефти, но и для воды;
|
|
|
- равномерно распределять эмульсию по сепараторам;
- раздельно сепарировать обводнённую и безводную продукцию, не говоря уже о несовместимой продукции;
- на каждый отдельный поток воздействовать различной совокупностью методов;
- при необходимости применять подогрев продукции.
Примером совокупности подобных технологических решений может служить схема сепарации высокообводненных нефтей, изображенная на рис. 5.12.
Схема сепарации высокообводнённых нефтей
| 1 |
| 2 |
| 3 |
| 5 |
| X |
| 8 |
| 9 |
| 10 |
| X |
| V |
| VI |
| 6 |
| VIII |
| 7 |
| VII |
| III |
| 4 |
| IV |
| IX |
| XI |
| 11 |
| 12 |
| 13 |
| 14 |
| XI |
| XIII |
| XII |
| 15 |
| 16 |
| XII |
| 17 |
| 18 |
| XIV |
| II |
1 – подводящий трубопровод; 2 – успокоительный коллектор; 3 – нефтяной депульсатор; 4 – водяной депульсатор; 5 – газо – водо – отделитель; 6 – газовый сепаратор; 7 – газовый расходомер; 8 – нефтяная буферная ёмкость; 9 – нефтяной насос; 10 – нефтяной расходомер; 11 – водяной отстойник; 12 – буферная водяная ёмкость; 13 – водяной насос; 14 – водяной расходомер; 15 – сборная нефтяная ёмкость; 16 – сборный нефтяной насос; 17 – печь; 18 – циркуляционный насос.
I – продукция скважин; II - деэмульгатор; III – первичная вода; IV – отделенные увлеченные углеводороды; V – газ из нефтяного депульсатора; VI – первичный газ; VII – газ потребителю; VIII – уловленная жидкость из газового сепаратора; IX – вода из отделителя; X – нефть на УКПН; XI – объединенная вода в водяной отстойник; XII – нефть, уловленная в водяном отстойнике; XIII – механические примеси; XIV – циркулирующая жидкость.
|
|
|
Рис. 5.12
В продукцию скважин (поток I) добавляют деэмульгатор (поток II) и направляют её в успокоительный коллектор – 2, где происходит первичное отделение воды (поток III). Оставшаяся эмульсия поступает в нефтяной депульсатор – 3 в котором из наиболее высоко расположенной точки и с понижающегося участка отбирают первичный газ (поток V). Оставшаяся эмульсия направляется в газоводоотделитель – 5.
Оставшаяся нефть (поток Х) накапливается в буферной ёмкости – 8 и насосом – 9 через расходомер – 10 откачивается на УКПН.
Вода из коллектора – успокоителя проходит водяной депульсатор – 4, в высшей точке которого отделяются увлеченные углеводороды, сбрасываемые (поток IV) в нефтяной депульсатор.
Оставшаяся вода объединяется с водой из аппарата – 5 (поток IX) и потоком XI направляется в водяной отстойник – 11.
Отделившаяся нефть (поток XII) сбрасывается в ёмкость – 15 и насосом – 16 возвращается в голову процесса.
|
|
|
Осевшие мехпримеси периодически выводятся (поток XIII).
Очищенная вода накапливается в буферной ёмкости – 12, откуда насосом – 13 через расходомер – 14 (поток XI) направляется в ППД.
Весь собранный газ поступает в ГС – 6, а затем (поток VII) через расходомер – 7 выводится с установки.
При необходимости часть воды или нефти подогревается в печи – 17 и направляется на рециркуляцию в голову процесса.
Дата добавления: 2018-04-15; просмотров: 1181; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!