Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды

Подождите немного. Документ загружается.

2800

Рис. 43.

Блочная трубчатая печь ПТБ-10:

I — камера теплообменников; 2 — блок основания печи; 3 — утепленное укрытие; 4 — ввод холодной эмульсионной нефти; 5 — вы под нагретой

эмульсионной нефти; о — дымовые трубы

■5880

Рис. 44.

Поперечное сечение теплообменной камеры печи ПТБ-10:

запальник; 2 — подача газа; 3 — подача воздуха; 4 — корпус циклонной горелки; 5 *

сопло-насадка; 6 — теплообменные трубы; 7 — теплоизоляция

замкнутое движение инертных газов. Продукты сгорания

поступают в теплообменную камеру из сопел-насадок в виде

четырех плоских струй, имеющих большие скорости истечения.

Благодаря инжектирующему действию струй происходит сме

шение части охлажденных газов, уже прошедших пространство

между змеевиками, с горячим газом, что вызывает снижение

общей температуры системы до необходимой величины.

Поэтому передача тепла осуществляется более равномерно

и уменьшается возможность местных перегревов змеевиков.

В рассматриваемой конструкции практически полностью

исключается возможность горения топливного газа в камере

теплообменника, поскольку в ней отсутствует кислород. Техни

ческие характеристики печей данного типа приведены

в табл. 39. Трубчатые печи типа ПТБ предназначены для подо

грева нефти на УПН и могут быть рекомендованы для обуст

ройства комплексов подготовки нефти производительностью до

3—6 млн. т/год (печи ПТБ-6,3) и до 9,0 млн. т/год (печи

ПТБ-10). Кроме того, они могут быть использованы в качестве

путевого подогревателя в системе промыслового сбора продук

ции скважин, в особенности для высоковязких нефтей и нефтя

ных эмульсий. Известен опыт успешного применения печей

типа ПТБ-10 для подогрева морской воды на месторождении

Узень для использования ее в системе поддержания пластового

давления и увеличения нефтеотдачи продуктивных горизонтов.

На базе ПТБ-10 разработана печь для нагрева воды типа

ПТБ-10-160, отличающаяся рабочим давлением до 16 МПа.

Таблица 39

Технические характеристики трубчатых нагревателей типа ПТБ

Параметры и показатели

Тип (шифр) блока нагрева

ПТБ-6,3

ПТБ-10

Теплопроизводительность, МВт 7,4

11,6

Производительность:

по сырью, т/сут

6300

10 000

при обводненности нефти, %

До 50

Максимальная температура нагрева,

До 90

°С

До 90

Давление в системе, МПа

6,4

Расход топливного газа, м3/ч

—

1600

Масса:

теплообменной камеры, т

—

28,2

блока основания печи, т

—

18,4

блока управления сигнализации,

2,5

—

172

ОТСТОЙНИКИ ДЛЯ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ

Технология и отстойная аппаратура, применяемая в термо

химических обезвоживающих или обессоливающих установках,

должна обеспечить на выходе из аппарата остаточное содер

жание воды в нефти в пределах 0,5 % (для I группы качества

по ГОСТ 9965—76) и не более I % (для II и III групп). Соот

ветственно остаточное содержание солей и механических при

месей в товарной нефти не должно превышать 100— 1800 мг/л

и 0,05 %. Какие-либо требования к качеству пластовых вод,

дренируемых из аппаратов обезвоживания и обессоливания

нефти, в данном случае не предъявляются.

Простейшим напорным аппаратом для отделения воды из

нефтяной эмульсии, обработанной реагентом-деэмульгатором,

является горизонтальный пустотелый отстойник. В зависи

мости от способа ввода в этот аппарат эмульсии и отбора

обезвоженной нефти и отделившейся воды эти аппараты при

нято подразделять на отстойники с вертикальным и горизон

тальным движением потока.

Иногда при обработке нефтей на ступени обезвоживания

необходимо отделить свободный газ, выделившийся при нагре

вании нефти и некотором снижении общего давления в системе.

Для отделения газа из нагретой нефтяной эмульсии перед

отстойниками (или электродегидраторами) устанавливают спе

циальные сепараторы или же предусмотрен отбор газа непос

редственно из отстойника. В настоящее время таким базовым

аппаратом со встроенным сепаратором является отстойник

ОГ-200С, разработка КБ об. Саратовнефтегаз, получивший

наибольшее распространение на промыслах как для предвари

тельного обезвоживания нефти, так и на ступени ее обезвожи

вания и обессоливания.

Горизонтальный отстойник ОГ-200С представляет цилинд

рическую емкость, установленную на раме-основании

(рис. 45).

Отстойник разделен перегородкой на два отсека: сепара-

ционный и отстойный, которые сообщаются с помощью двух

коллекторов-распределителей, расположенных в нижней части

корпуса.

В верхней части сепарационного отсека установлены рас

пределитель эмульсии со сливными полками и сепаратор

газа.

В нижней части отстойного отсека расположены два труб

чатых перфорированных коллектора, над которыми размещены

распределители эмульсии коробчатой формы. В этой части

имеются также два коллектора для пропарки аппарата.

В верхней части отсека расположены четыре сборника нефти,

соединенных со штуцером вывода нефти из аппарата. Вблизи

торцевой части корпуса с помощью перегородки и переливных

173

Рис. 45.

Горизонтальный отстойник ОГ-200С:

/ — сепарационный отсек; 2 — отстойный отсек; 3 — распределитель эмульсии; 4 — ко*

зырьки; 5 — сборник нефти; 6 — регулятор уровня нефть—вода; / — эмульсия, Il — газ,

III — нефть, IV — вода

устройств выполнена водосборная камера, в которой помещен

регулятор межфазного уровня.

Отстойник оснащен приборами контроля параметров техно

логического процесса, регуляторами уровней раздела фаз,

предохранительной и запорной арматурой. Для удобства обслу

живания приборов, расположенных в верхней части корпуса,

аппарат снабжен площадкой обслуживания. Отстойник рабо

тает следующим образом. Подогретая эмульсионная нефть

с введенным в нее реагентом-деэмульгатором поступает в рас

пределитель эмульсии сепарационного отсека и по сливным

полкам и стенкам корпуса стекает в нижнюю часть отсека.

Газ, выделившийся из нефти в результате ее нагрева и сниже

ния давления, проходит через сепаратор и при помощи регу

лятора уровня нефть—газ отводится в газосборную сеть.

Нефтяная эмульсия из сепарационного отсека поступает

в отстойный по двум перфорированным коллекторам, проходит

через отверстия коробчатых распределителей и поднимается

в верхнюю часть отсека. При этом происходит промывка нефти

пластовой водой и ее обезвоживание. Обезвоженная нефть

поступает в сборный коллектор и выводится из аппарата.

Отделившаяся от нефти вода через переливные устройства

поступает в водосборную камеру и с помощью регулятора

уровня пластовая вода — нефть сбрасывается в систему подго

товки дренажных вод.

Опыт эксплуатации этих отстойников, а также проведенные

исследования гидродинамических характеристик аппарата

ОГ-200 (Саратовского КБ), имеющего аналогичную конструк

цию отстойного отсека [is], показали необходимость совер

шенствования конструкций распределителей и сборников пото

ков жидкостей. Указанные недостатки были учтены при разра

ботке отстойников типа ОВД-200 и ОГД-200 (ОБН-ЗООО/6) .

При отработке их внутреннего оборудования широко исполь

зовали моделирование потоков на прозрачных макетах (ли-

174

нейный масштаб К-11). Расчет распределителей и сборников

отстойника ОВД-200 выполнен по методике А. И. Егорова [14].

Общие сведения об этих отстойниках приведены в табл. 40.

Таблица 40

Технические характеристики отстойников типа ОВД-200 и ОГД-200

Параметры и показатели

Тип (шифр) отстойника

ОВД-2СЮ ОГД-200 (ОБH-3000/6)

Емкость аппарата, м3 200

200

Производительность по товарной

нефти, т/сут

4000—7300

3000—6000

Температура среды, 0C

100

Давление, МПа 0,6

0,6

Отстойник с вертикальным движением нефти ОВД-200

(рис. 46) предназначен для разделения водонефтяных эмуль

сий при больших удельных нагрузках и необходимости получе

ния нефти высокого качества, особенно при небольших разно

стях плотностей нефти и воды.

Главным элементом отстойника является низконапорное

входное распределительное устройство, состоящее из двух попе

речных коллекторов с 16 перфорированными трубами (по че

тыре в ряд) с отбойными устройствами под ними. Отверстия

в трубах распределителя выполнены с переменным шагом по

нижней образующей с целью предотвращения накопления

грязи и мехпримесей и равномерного отвода отделяющейся

воды. Отбойные устройства предназначены для гашения энер

гии вытекающих струй эмульсии и предотвращения перемеши

вания нижележащих слоев воды.

Отстойник ОВД-200 не приспособлен к работе с выделением

газа из нефти, поэтому в технологических схемах УПН,

Рис. 46.

Отстойник с вертикальным движением потока типа ОВД-200 (конструкция

ВНИИСПТнефть):

I — Распределитель эмульсии; 2 — отбойник; 3 — сборник нефти; 4 — сборник воды;

I — эмульсия; JI — нефть; IIJ — вода

175

работающих по безнасосному варианту, перед ним должен

стоять сепаратор.

Отстойник с горизонтальным движением нефти ОГД-200

предназначен для разделения расслаивающихся потоков

крупнодисперсных водонефтяных эмульсий, в случае возмож

ного выделения некоторого количества газа — в отстойниках.

Аппарат рассчитан на работу как без водяной «подушки», так

н с ней. Отстойник ОГД-2СЮ является наиболее простым и ра

циональным из аппаратов подобного типа. Радиально-торце

вой распределитель эмульсии и сборник нефти выполнены

в виде перфорированных барабанов. Сборник воды представ

ляет собой длинную перфорированную трубу для снижения

Схемы отстойников с горизонтальным движением потока:

# — отстойник тина ОГД-200; б — отстойник с торцевыми маточниками; в — отстойник

конструкции СибНИИНП; / — эмульсия; // — нефть; /// — вода

176

Рис. 48.

Технологическая схема УПН-8 НГДУ Юганскнефть:

0—7 — отстойник ОВД-200; 0—6 — отстойник СибНИИНП; 0—5 — отстойник ОГД-200;

G -4 — с торцевыми маточниками; 0—3 — отстойник СибНИИНП;

I — концевая ступень сепарации; 2 — резервуар предварительного сброса: 3 — насосы;

4 — печь; 5 — резервуар товарной нефти; 6 — трубопровод-каплеобразователь; I — эмуль

сия; / / — нефть; ///-^горяч ая дренажная вода; IV — вода

эффекта «скольжения», которое заключается в том, что приле

гающие к водной фазе слои эмульсии к концу аппарата при

обретают повышенные скорости, отражаются от днища и, дви

гаясь по инерции, увлекаются к выходному сборнику нефти.

Дренажная вода, отбираемая из этих отстойников, обычно воз

вращается в технологической схеме УПН в поток нефти до ап

паратов предварительного сброса.

Кроме рассмотренных выше аппаратов в последние годы

были разработаны и другие конструкции отстойников высокой

эффективности [39, 47, 84]. Поскольку испытания аппаратов

проводили в различных условиях, на эмульсиях различного

качества, то по опубликованным данным невозможно было

определить, какой из отстойников является наиболее совер

шенным. Поэтому для выбора базовой конструкции для

отрасли было решено провести сравнительные испытания

четырех наиболее перспективных типов отстойников. Для испы

таний были отобраны три отстойника с горизонтальным движе

нием нефти (рис. 47), и один — с вертикальным. Конструкции

отстойников ОВД-200 и ОГД-2СЮ уже рассматривались.

Особенностью отстойника, изображенного на рис. 47, а, яв

ляется применение одинаковых торцевых маточников для

ввода эмульсии и вывода нефти. Ввод эмульсии в отстойнике

простейшей конструкции СибНИИНП (рис. 47, в) осуществ

ляется через вертикальную трубу. Для гашения энергии

потока установлена перегородка. Сравнительные испытания про

водили в НГДУ Юганскнефть на УПН-8 (рис. 48). Испытуемые

12 Заказ Ki 144

177

отстойники обозначены: 0—7—ОВД-200, 0—6—СибНИИНП,

О—5—ОГД-200, 0—4—с торцевыми маточниками.

Нефть Усть-Балыкского месторождения с обводненностью

55 % поступала на КСУ, затем — в технологические резер

вуары, из которых сбрасывали пластовую воду. Из резервуа

ров сырье забиралось насосами и прокачивалось через две

двухскатные печи, в которых нагревалось до 50—54 0C, капле-

образователь — турбулизатор длиной 800 м и диаметром 700 мм

(конструктивный вариант СибНИИНП) и поступало в коллек

тор диаметром 1000 м, к которому параллельно присоединены

14 отстойников. Обводненность нефти на входе в отстойники

колебалась в пределах 4ч- 10 %. На установку подавали неио

ногенный реагент-деэмульгатор из расчета 20—25 г/т перед

КСУ и 15—20 г/т — на прием насоса.

Все отстойники оборудованы регуляторами межфазного

уровня (модернизированный РУМ-10) и расходомерами диаф-

рагменного типа, установленными на выходе из аппаратов.

Режим работы установки контролировали по показаниям вто

ричных приборов, установленных в операторной. Кроме того,

уровни раздела фаз контролировались с точностью до несколь

ких сантиметров с помощью поворотных пробоотборных

устройств. Испытываемые отстойники 0—7+0—4 располагались

во второй половине коллектора, конечные по потоку отстойники

0—3 + 0—I всегда были в работе.

Прежде всего были проведены эксперименты по определе

нию качества сырья (обводненность, дисперсность), посту

пающего на вход испытываемых отстойников. Пробы, одновре

менно отобранные на входе отстойников 0—7+0—4, всегда

давали приблизительно одинаковое содержание воды. Близкой

была и дисперсность эмульсии на входе в аппараты. Дисперс

ность определяли седиментометрическим и микрофотографиче-

ским методами. Для этого анализа эмульсию отбирали под

давлением в специальные пробоотборники, исключающие ее

передиспергирование.

Как показали эксперименты, наибольшее число глобул

воды на входе в отстойники имеет размеры порядка 20—

90 мкм (после 15-минутного отстоя для сброса самых крупных

капель). Данные эксперименты показали, что качество сырья

на входе отстойников 0—4 + 0— 7 было практически идентич

ным, поэтому сравнение их эффективности по содержанию

воды на выходе из аппаратов является корректным.

Поступающая на установку нефть имела следующие харак

теристики: р20 = 377^5 КГ/М3, v2° _ 26,3 • 10”« м2/с,

vf = 10 • 10-6 м2/с,

плотность дренажной воды

P^0 = 1009 кг/м3,

178

Pb — Рн=Лр=130 кг/м3. Таким образом, условия работы отстой

ников на данной установке были достаточно жесткими.

Из усредненных результатов сравнительных испытаний

отстойников (табл. 41) видно, что из четырех испытанных

отстойников лучшие результаты по качеству товарной нефти по

лучены на отстойниках 0—5 (ОГД-200) и 0—7 (ОВД-2СЮ).

Отстойник с горизонтальным движением потока ОГД-200 при

производительности 125 м3/ч обеспечивает получение нефти

с содержанием воды не более 0,2 %, а при производительности

150—250 м3/ч — не более 0,4% . Отстойник с вертикальным

движением потока ОВД-200 при производительности до

300 м3/ч устойчиво обеспечивал получение нефти с содержа

нием воды до 0,15 %.

Таблица 41

Усредненные результаты сравнительных промышленных испытаний

отстойников (0—4 —с торцевыми маточниками; 0—5 — ОГД-200;

0—6 — СибНИИНП; 0—7 — ОВД-200)

Количество

анализов,

отбор проб

через 2 ч

Производи

тельность,

м3/ч

Содержание воды в нефти на

выходе отстойников, %

Уровни воды в отстойниках,

0-4

0-5

0-6

0-7

G-4

0-5

0-6

j 0-7

150

0,24 0,30

0,4

1,2

100 1,20

0,21

0,26

0,25

0,6

12 150 2,12 0,28

0,36

0,6 0,6

0,6

0,42

— — —

0,5

125

—

0,16 0,25

0,22

—

0,6

50 1,02

— — —

0,0

— — —

125

—

0,15

0,18

0,04

—

0,5

1,2

0,86

—

— —

0,6

— — —

125

отклю

0,19

0,21

0,05

—

0 1,2

чен

13 150

—

0,22 ,0,30

0,13

—.

0,5

1,2

175

—

0,20

*0,30

0,06

—

0,5 1,2

1,2

22 200

—

0,20 0,28

—

0,5

1,2 1,2

28 200

—

0,42 0,42

—.

—

0,5

1,2

200

—

- -

—

0,09

—

1,2

19 175

—

0,38

0,42

— —

0,5

1,2

—

200

—

0,21 0,31

— —

0,5

1,2

—

250

—

. — —

0,08

— — —

1,2

250

—

0,33

0,38

— —

0,5

1,2

—

300

—

— —

0,15

— — —

1,2

200

0,40

—

— —

0,5

— —*

— ’

Отстойник 0—4 с торцевыми маточниками при испытаниях

показал неудовлетворительную работу и был остановлен для

модернизации, заключающейся в отключении трех пар (из

пяти) нижних боковых отводов маточника, после чего показа

тели работы отстойников заметно улучшились, но не достигли

уровней показателей отстойников 0—5-^0—7. Отстойник 0—6

12* 179