Аппараты для предварительного сброса воды
В настоящее время имеются два 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 постоянныйуровень жидкости, необходимый для ведения процесса (рис.4.5).
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.
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 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 горизонтальную цилиндрическую емкость (рис.4.6).
Эффективность разделения достигается благодаря использованию: тепла, ПАВ, промывки эмульсии 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 положительная роль этого слоя состоит в замедлении скорости движения капель нефти, что способствует коалесценции капель воды.
Таблица 4.1. Техническая характеристика отстойников
| Тип установки | Пр-ть по жидкости, т/сут | Обводненность продукции, % | Макс. рабочее давление, кгс/см2 | Объем емкости, м3 | Пр-ть/ объем, т/(сут*м3) | |
| поступающей | уходящей | |||||
| 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. По данным испытания РВС-2000 и РВС-5000 в Татарии для сброса воды при обводненности поступающей нефти от 20 до 55 %, можно констатировать следующее (табл.4.2):
· производительность по жидкости одного аппарата предварительного сброса:
РВС-5000 10000 т/сут; 2 т/(сут∙м3).
РВС-2000 5000 т/сут, 2,5 т/(сут∙м3).
что соответствуетвремени 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 - 25ºС. 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.
Таблица 4.2. Характеристика процесса предварительного сброса воды в РВС (Татария)
| Тип резервуара | Поступающая жидкость | Обвод-ть выходящей жидкости, % | Добавляемая дренажная вода | Температу-ра жидкости в резервуаре, ºС | Содержа-ние нефти в сбрасывае-мой воде, мг/л | |||
| кол-во, т/сут | обвод-сть, % | кол-во, м3/сут | т-ра, ºС | место ввода | ||||
| РВС-2000 РВС-2000 | 9500-10000 14500-15000 | до 2 до 5 | 4000-4500 | 50-55 50-55 | за 1 км за 1 км | 20-2 5 20-25 | не опред. 80-1000 | |
| РВС-5000 | 15-20 | за 20м | 50-150 | |||||
| РВС-5000 РВС-2000 | 19000 16000 | 6-8 8-10 | за 30м за 20м | 30-100 30-100 |
Из сравнения данных табл. 4.1 и 4.2 казалось бы, что предварительный сброс в горизонтальной цилиндрической емкости более экономичен, чем в РВС, т.к. показатель производительности аппаратов на 1м3 полезной емкости у горизонтального аппарата (по паспортным данным) в несколько раз выше, чем у РВС. Однако по эффективности сброса воды из технологических резервуаров и булитов (технико-экономические показатели) это не совсем так.
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.
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 если сброс воды осуществляется на ДНС (УПСВ), 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 следующих факторов:
- вязкости поступающей эмульсии;
- плотности поступающей эмульсии;
- радиуса отстойника;
- высоты водяной подушки – слой воды в отстойнике;
- дисперсности капель воды (рис.4.7).
QОТС. = ƒ (μЭ , ρЭ, R, Н)
В свою очередь: μЭ = ƒ (μН, μВ, W, T) и ρЭ = ƒ(W, T) - зависят от обводненности и температуры.
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 (10 сст).
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.
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.
Технологические схемы УПСВ предприятий «Томскнефти» сочетают применение герметизированных отстойников с резервуарным сбросом пластовой воды.
Дата добавления: 2016-03-05; просмотров: 2312;