АППАРАТЫ ДЛЯ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ

8.2.3. 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).

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 и, кстати сказать, дорогостоящими 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 с 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 устанавливается после сепаратора нефти. Предназначен для расслоения водонефтяных эмульсий, обработанных деэмульгатором. Представляет собой цилиндрическую емкость (рис.25).

Эффективность разделения достигается благодаря использованию: тепла, ПАВ, промывки через слой воды и промежуточному слою, играющему роль своеобразного фильтра. 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.

Из-за малого диаметра скорость оседания таких капель чрезвычайно мала (закон Стокса). Они могут накапливаться на границе раздела и иногда, если высота этого слоя больше допустимых пределов, даже нарушать работу отстойника. Но роль этого слоя в замедлении скорости движения капель нефти, что способствует коалесценции капель воды.

Таблица 6

1. Тип установкиПр-ть по жидкости, т/сутОбводненность продукции, %Макс. Рабочее давление, кгс/см²Объем емкости, м³Пр-ть

т/(сут_*м³)

поступающейуходящейБАС-12500≥30≤20610025УПС-2000/62000до 90до 30 510020УПС-3000/63000до 90до 30 620015ОГ-200П10000>30≤10 620050Рабочая температура – 15 – 50 єС

Предварительный сброс воды в вертикальном резервуаре получил широкое распространение. По данным испытания РВС-2000 и РВС-5000 в Татарии для сброса воды при обводненности поступающей нефти от 20 до 55 %, можно констатировать следующее:

• 
  производительность по жидкости одного аппарата предварительного сброса:
  

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;

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

єССодержа-ние нефти в сбрасывае-мой воде, мг/лКол-во, т/сутобвод-сть, %кол-во, м³/сутт-ра, єСместо вводаРВС-2000

РВС-20009500-10000

14500-1500020

30до 2

до 52500

50-55за 1 км

за 1 км20-2 5

20-25не опред.

80-1000РВС-5000370005515-20400040за 20м2050-150РВС-5000 РВС-200019000 1600030

206-8

120045

за 20м26

30-100

Качество получаемой нефти и воды влияет на технологию последующих процессов подготовки нефти и очистки воды.

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. С этой точки зрения, одним из важнейших показателей эффективности работы установок предварительного сброса является качество получаемой на выходе из них нефти и воды. Причем, если качество нефти на выходе из УПСВ влияет на технологию последующей подготовки нефти лишь косвенно, то качество дренажной воды прямо определяет как технологию последующей очистки сточных вод, так и состав очистных сооружений.

Как следует из теории и было подтверждено практикой, качество получаемой нефти и дренажной воды из аппаратов предварительного сброса при прочих равных условиях зависит от высоты столба воды в аппарате и времени пребывания в нем жидкости. Если РВС позволяет поддерживать столб воды высотой 6-7 м при времени пребывания в них жидкости 6-7 часов, то высота столба воды в булите поддерживается не более 2 м при теоретическом времени пребывания в нем жидкости не более 0.8-1.3 часа. Следовательно, с точки зрения качества получаемой нефти и воды резервуары имеют преимущества перед булитами. Этот вывод имеет весьма важные последствия: проблема очистки сточных вод должна быть заменена задачей получения чистых дренажных вод, пригодных для закачки в пласты без дополнительной очистки, непосредственно из технологического цикла подготовки нефти. Это предполагает целесообразность возврата дренажных вод в трубопровод перед установками предварительного сброса, а затем в смеси с нефтью в сами аппараты, т.к. в этом случае достигается более глубокая очистка дренажной воды.

О рабочем давлении и герметизации процесса.

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. Тронов считает, что давление при этом не играет практически никакой роли.

Но, как отмечено ранее, 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:

1. 
   вязкости поступающей эмульсии;
   
2. 
   плотности поступающей эмульсии;
   
3. 
   радиуса отстойника;
   
4. 
   высоты водяной подушки – слой воды в отстойнике;
   

1. 
   дисперсности капель воды (рис.26).
   

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.
С середины 80-х годов на месторождениях "Томскнефти" началось активное строительство установок предварительного сброса пластовой воды (УПСВ). С 1985 по 1990 гг. в НГДУ "Стрежевойнефть" введено в эксплуатацию 15 установок.

При этом одновременно решались вопросы по утилизации пластовой воды и нефтяного газа. Современные УПСВ имеют автоматизированные системы контроля и управления ТП.

УПСВ-2 Советского нефтяного месторождения запущена в 1996 г.;

УПСВ-3 Советского нефтяного месторождения - первая АСУ ТП УПСВ на отечественных технических средствах, 1993 г.;

УПСВ-6 Вахского месторождения - проект ТомскНИПИнефти, 1996 г.;

ЦПС АСУ ТП Игольско-Талового месторождения - проект ТомскНИПИнефти, 1996 г.

Принципиально технологические схемы УПСВ строились в Томской области или герметизированными или с резервуарным сбросом пластовой воды.

• 
  
  жүктеу/скачать 3.83 Mb.
  
  Достарыңызбен бөлісу: