Учебное пособие: Нефть как дисперсная система

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.

В связи с неустойчивостью газоводонефтяных смесей, способностью их к повторному диспергированию и стабилизации (за счет эффекта "старения"), отбор газа и воды необходимо осуществлять дифференцированно во всех точках технологической схемы, где они выделяются в виде свободной фазы, начиная от подводящего коллектора, депульсатора, сепараторов первой и последующих ступеней.

Этот принцип является универсальным, т.к. позволяет снизить нагрузки на сепараторы последующих ступеней, отстойники, печи, насосное оборудование, повысить их эксплуатационную надежность, а иногда и исключить из технологической схемы часть перечисленного оборудования.

В зависимости от места осуществления предварительного сброса воды в технологической цепи сбора и подготовки нефти можно выделить:

Путевой сброс;

Централизованный сброс: на ДНС и непосредственно перед установками подготовки нефти.

Путевой сброс на ДНС осуществляется в случае, если давление скважин не обеспечивает транспорт всей жидкости до УПН и имеется возможность утилизации пластовой воды в районе ДНС. По мнению Тронова такая практика экономически целесообразна при обустройстве мелких месторождений, расположенных на расстоянии 100-120 км от крупных узлов подготовки нефти и воды.

Особенностью сброса на ДНС является необходимость осуществления процесса сброса воды под избыточным давлением, обеспечивающим транспорт газонасыщенной нефти до узлов подготовки и второй ступени сепарации.

В любом случае, предварительный сброс воды является частью общего процесса подготовки нефти и очистки воды.

5.2.1 Разрушение эмульсий

Разрушение эмульсии, т.е. оседание капель воды или всплытие капель нефти в среде воды, описывается законом Стокса:

Wr = d2 *(Ч-СР) * g / 18 СР.

где Wr - скорость оседания шарообразной частицы.

Известно:

=4/3*d(Ч-СР)g/(W2Ч*СР),

где - коэффициент гидравлического сопротивления среды.

Проведем преобразование:

d(Ч-СР)g /СР = * 3/4 * W2Ч (45)

Для того, чтобы получить обобщенное уравнение для определения скорости осаждения W0, перемножим левую и правую части уравнения (1) на d2/2. Получим:

d3 * (Ч-СР) * g /(2) = *3/4*W20 * d 2/ 2 = Re2 (46)

или Ar = *3/4 * Re2 (47)

где Ar - критерий Архимеда.

Ar = d 3 * * (Ч-) g /2 (48)

Подставив в уравнение (47) значение , можно найти W0 для всех режимов движения частицы: ламинарный, переходный, турбулентный.

Область ламинарного режима осаждения характеризуется значениями параметра Рейнольдса: 10-4 Re 2.

Коэффициент гидравлического сопротивления среды движению капли при этом режиме равен:

о = 24 / Re (49)

С учетом уравнения (3):

Re = Ar / 18 (50)

Граничные значения критерия Ar для ламинарного режима осаждения капель:

18*10-6 Ar 36 (51)

В области переходного режима осаждения:

2 Re 500 0=18.5 / Re0.6 - по формуле Аллена, отсюда Re = Ar0.714 / 6.545

36 Ar 83.3*103 (52)

Т.к. критерий Re: Re = W0 * d * СР / СР, (53)

то при известном диаметре частицы и Re, скорость осаждения частицы:

W0 = Re * СР / (d * СР) (54)

Таким образом, в области ламинарного режима скорость осаждения частицы равна:

W0 = Ar * / (18d * СР) , (55)

в области переходного режима осаждения:

W0 = Ar0.714 * / (6.545 * d * СР) (56)

Таким образом, чтобы рассчитать скорость свободного оседания капель при известном диаметре капель: 1)Ar; 2)Wо по (55) или (56), в зависимости от режима.

Однако, исследованиями было установлено, что при содержании дисперсной фазы более 5% об. необходимо учитывать стесненность осаждения (всплытия) капель:

W0g = W0 * (1-)n, (57)

где W0g - скорость стесненного осаждения частицы;

- объемная доля дисперсной фазы в системе, т.е., например, обводненность эмульсии;

W0 - скорость свободного осаждения частицы;

n - в первом приближении может быть принят равным + 4.7.

Тогда в области ламинарного режима осаждения, относительную скорость оседания капель воды в нефти в зависимости от ее обводненности можно определить:

W0g / W0 = (1-В)4.7, (58)

где В - обводненность нефти (% объемн.).

5.2.2 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).

Рис.19. Резервуар УПСВ: 1 - подводящая труба;2 - маточник;3 - отводящая труба;4 - гидрозатвор

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 постоянный уровень жидкости, необходимый для ведения процесса (рис.19.).

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.20).

Рис.20. Технологическая схема аппарата ОГ-200П для предварительного разделения нефти и пластовой воды

1 - патрубок ввода эмульсии; 2 - распределитель эмульсии: труба 700мм, 64 ряда отверстий, в ряду - 285 отверстий, продольный вырез: ширина - 6мм, длина - 60мм; 3 - трубы для вывода обезвоженной нефти; 4 - вывод газа

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 4 - Техническая характеристика отстойников

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-5000 10000 т/сут;

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.

Таблица 5 - Характеристика процесса предварительного сброса воды в РВС (Татария)

Из сравнения данных таблиц 6 и 7 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.

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).