Насосное оборудование

Рис. 4.33. Аппарат глубокой очистки воды

Рис. 4.31. Буфер-дегазатор нефти

Рис. 4.30. Смеситель промывной воды и нефти типа СПВ

Рис. 4.29. Отстойник БУОН

Рис. 4.28. Сепаратор газовый типа СЩВ.

Рис. 4.27. Состояние промежуточного слоя

Рис. 4.25. Устройство ввода деэмульгатора.

Рис. 4.24. Промежуточный слой

деэмульгатором эмульсии на Белозеро-Чубовской УПСВ ОАО «Самаранефтегаз». Природа механических примесей в составе защитных оболочек капель более разнообразна. Это и мелко диспергированный песок, продукты, образующиеся в результате проведения различных ГТМ, продукты коррозии, сульфид железа образующийся при смешении железа и серово-дородсодержащих вод. Одним из первых в последовательности процессов, протекающих при обезвоживании нефти, во многом определяющем ход последующих процессов является процесс дестабилизации эмульсии с помощью деэмульгаторов и специальных устройств. Этому процессу на объектах подготовки нефти, как правило, не уделяется должное внимание. Применяемый ввод деэмульгатора без специальных устройств приводит к необходимости значительной передозировки дорогостоящего реагента. При подаче деэмульгатора через обычный штуцер, установленный на горизонтальном участке трубопровода, время для растворения и перемешивания деэмульгатора во всем объеме эмульсии значительно возрастает. Более того, при расслоенном потоке эмульсии подача деэмульгатора подобным образом может привести к его попаданию в подслой подтоварной воды, что приводит к полному или частичному «омыливанию» капель деэмульгатора с потерей его деэмульгирующих свойств. В целях интенсификации процесса и качественной обработки эмульсии деэмульгатором ООО НПП «Контэкс» по заказу ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» разработало и изготовило устройство ввода деэмульгатора (УВД) рис. 4.25. для установки по подготовке тяжелой нефти.

По пути движения в трубопроводах системы сбора происходит частичное расслоение эмульсии, выделяется газ, образуя так называемые газовые пробки. Это способствует пульсации потоков на приеме установки, среднечасовые колебания расхода могут достигать 25% и более. Поэтому первоначально рассмотрим осуществление процесса сепарации обработанной деэмульгатором эмульсии и предварительного сброса воды в трехфазных сепараторах производства ООО НПП «Контэкс», назначение которых, заключается в выделении основного балласта пластовой воды, сглаживании пульсации поступающих на подготовку эмульсий, усреднении их технологических свойств, дестабилизации эмульсии и отделении возможно большего количества механических примесей. Трехфазный сепаратор является одним из основополагающих аппаратов в системе сбора и подготовки нефти, который берет на себя основную массу нагрузки и определяет дальнейший ход ведения качественного процесса подготовки нефти.

Наиболее характерными «возмущениями» вносимыми в процесс разделения эмульсии на данной ступени являются следующие:

–значительная нестабильность количества (мгновенный расход) поступающей в отстойник эмульсии;

– переменный дисперсный состав эмульсии;

– переменная температура эмульсии;

– наличие свободного и окклюдированного газа;

– переменный состав нефтестабилизаторов и концентрации механических примесей.

Одни факторы напрямую влияют на эффективность процесса разделения эмульсии в аппаратах, другие изменяют условия протекания процессов гравитационного отстоя, условия формирования промежуточных

эмульсионных слоев. Модифицированный ряд трехфазных сепараторов разработан исходя из физико-химических свойств эмульсии и подразделяется на: ТФСК-Л-трехфазный сепаратор для легкой нефти, ТФСК-Т–трехфазный сепаратор для тяжелой нефти и ТФСК-Г–трехфазный сепаратор глубокого обезвоживания нефти, при этом они имеют ряд конструктивных особенностей. Конструкция трехфазного сепаратора ТФСК-Т (рис. 4. 26.) производимого ООО НПП «Контэкс» предусматривает системы по ликвидации и сглаживании всех вышеперечисленных негативных факторов. Для сглаживания пульсаций потока разработаны два варианта депульсаторов:

Рис. 4.26. Трёхфазный сепаратор ТФСК-Т

1 – корпус; 2 – устройство ввода нефтяной эмульсии с депульсатором; 3 – распределительно-коалесцирующие устройства; 4 – пакет коалесцирующих насадок; 5 – выход газа; 6 – устройство улавливания капельной жидкости; 7 – нефтесборник; 8 – вывод нефти; 9 – устройство перетока воды; 10 – вывод воды.

Депульсатор – делитель потока эмульсии (ДДП) устанавливается непосредственно перед ТФСК и встраиваемый (ДВ), который монтируется внутри аппарата ТФСК на штуцере ввода. Депульсатор типа ДВ на практике получил наибольшее применение, т.к. он не только снимает пульсации входного потока, но и увеличивает эффективность и качество сепарации нефти. Без применения депульсатора, работа которого основана на эффекте разрыва струи, скачкообразное изменение расхода поступающей в аппараты жидкости приводит к нарушению гидродинамического режима отстоя и способствует выносу тяжелых компонентов эмульсии, тем самым, снижая качество сбрасываемой воды. Для обезвоживания сложных эмульсий, содержащих большое количество естественных стабилизаторов и образующих гелеобразные промежуточные слои (рис. 4.24) разработан встраиваемый блок, состоящий из одного или нескольких пакетов коалесцирующих насадок, в которых происходит образование вихревых потоков определенной длины и направления. На выходе из блока достигается полное разрушение промежуточного слоя (рис. 4.27.) при естественной температуре поступающего сырья (+18°С) без применения дополнительного нагрева. По результатам теплохимических исследований данной эмульсии, разрушение этого промежуточного слоя происходило только при нагреве выше +40°С.

Высокое качество сбрасываемой из аппарата подтоварной воды достигается за счет применения гидродинамического устройства перетока очищенной воды. При обводненности продукции скважин близкой к обращению фаз, т.е. при поступлении в сепараторы газосодержащей прямой эмульсии, конструкция трехфазных сепараторов корректируется с учетом изменения свойств продукции. В этом случае основное внимание уделяется выделению нефти из внешней фазы – воды за счет применения коалесцирующих устройств. ООО НПП «Контэкс» разработан ряд трехфазных сепараторов, имеющих оригинальные индивидуальные внутренние устройства, предназначенные для качественного ведения процессов предварительного сброса воды исходя из физико-химических параметров сырья (для легких и тяжелых нефтей, а также для глубокого обезвоживания поступающей эмульсии). Максимальная эффективность применения трехфазного сепаратора ТФСК достигается при его комплектовании газовым сепаратором типа СЩВ. Сепаратор газовый типа СЩВ предназначен для глубокой очистки газового потока от капельной, мелкодисперсной жидкости и механических примесей из продукции нефтяных скважин в составе установок предварительного сброса воды рис.4.28.

1 – корпус; 2 – ввод газа; 3 – вывод газа; 4 – вывод конденсата; 5 – сепарационный пакет; 6 – сливная труба.

Сепаратор СЩВ имеет три ступени сепарации. Сепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический корпус 1, разделенный горизонтальной перегородкой на нижнюю и верхнюю сепарационные камеры. Процесс очистки газа от взвешенных частиц мелкодисперсной, капельной и пленочной жидкости и жидкостных пробок происходит следующим образом.

Газожидкостная смесь подводится в аппарат через тангенциальный патрубок 2. Газ, пройдя три ступени сепарации в верхней и нижней сепарационных камерах, выводится из сепаратора через штуцер выхода газа 3. Выделившиеся взвешенные частицы, мелкодисперсная и пленочная жидкость

выводятся из сепаратора через сливной штуцер 4 самотеком. После очистки в сепараторе газ может быть использован на собственные нужды (печи нагрева, котельная и т.д) или транспортироваться на ГПЗ для дальнейшей подготовки. Одним из важных факторов стабильности и качества работы аппарата ТФСК является наличие грамотно подобранного комплекса средств КИПиА. В отличие от процесса предварительного сброса воды, процессы глубокого обезвоживания и обессоливания нефти в определенной мере являются более сложными, т.к. протекают в более жестких условиях (диапазон колебаний обводненности исчисляется уже не процентах, а в десятых и сотых его долях). Кроме этого данные процессы ведутся с обязательным нагревом нефти при котором выделяется определенное количество газа, который может влиять на глубину обезвоживания. Исходя из этих условий, особое внимание необходимо уделить подбору технологического оборудования. На ступени глубокого тепло-химического обезвоживания, доказано преимущество отстойников с вертикальным направлением движения разделяемых фаз, когда ввод эмульсии осуществляется в слой дренажной воды. Было установлено, что основное влияние на эффективность разделения эмульсии оказывает промежуточный слой концентрированной эмульсии, находящийся на границе раздела фаз «нефть-вода». В промежуточном слое отчетливо просматриваются два подслоя: высокообводненный (концентрированный) подслой на границе раздела фаз и расположенный выше него под слой с изменяющимся водосодержанием. В высокообводненном подслое содержание дисперсной фазы достигает 90%. В этом подслое завершаются процесс коалесценции укрупненных капель воды и ее выделение из нефтяной фазы. В подслое с изменяющимся водосодержанием обводненность меняется по высоте примерно от 40... 50 % в нижней части до 8... 10 % на границе подслоя и нефтяной фазы. Именно в этом подслое развивается процесс коалесценции капель воды до критического размера, при котором они способны осаждаться

под действием сил тяжести в противотоке дисперсионной (нефтяной) фазы.

Промежуточный слой представляет собой «кипящий» коалесцирующий фильтр, высота которого зависит от обводненности сырья, температуры, качества обработки деэмульгатором и от производительности. Общая высота промежуточного слоя с повышением обводненности поступающего сырья возрастает почти линейно. Повышение эффективности использования промежуточного слоя в качестве коалесцирующей «насадки» достигнуто в отстойниках разработки НПП «Контэкс» – БУОН (блочных унифицированных отстойниках нефти) путем применения в них систем гидростатического распределения потока, что позволило улучшить организацию разделения фаз нефтяных эмульсий в отстойнике за счет:

– уменьшения объема застойных зон или их ликвидации;

– подготовки эмульсии к разделению непосредственно в аппарате;

– распределения эмульсии по всей поверхности раздела фаз;

– снижения скорости входа обезвоживаемой нефти в промежуточный слой;

– безнапорного отделения свободной воды;

– исключения влияния свободного газа наьпроцесс разделения фаз;

– вывода отделившегося газа из аппарата с нефтью без образования пробок в трубопроводе.

На рис. 4.29. приведена конструктивная схема отстойника БУОН.

1 – корпус; 2 – ввод эмульсии; 3 – система гидростатического распределения и коалесценции; 4 – патрубок вывода свободного газа; 5 – система вывода нефти и газа; 6 – вывод нефти и газа; 7 – вывод воды.

С целью предупреждения влияния свободного газа на процессы обезвоживания нефти в промежуточном слое разработана газоотводящая система, благодаря которой газ улавливается и отводится без влияния на зону отстаивания. С целью снижения скорости ввода эмульсии подача ее в аппарат рассредоточена путем установки двух или трех штуцеров (аппарат 100 и 200 м3, соответственно), при этом штуцера оборудованы распределительными устройствами для создания благоприятной гидродинамической обстановки под коробом. В этом аппарате технологически предусмотрено не только рассредоточенное и равномерное распределение эмульсии по всей межфазной поверхности, но и подготовка эмульсии к разделению за счет многократной смены направлений движения потоков и создания в них локальных возмущений непосредственно в водной зоне, что предусмотрено устройством в коробе специальных перегородок и ребер. Это конструктивно технологическое решение применено впервые в отстойных аппаратах и заслуживает внимания как направление дальнейших исследований и совершенствования. Так, используя все положительные качества этого аппарата, разработаны и успешно эксплуатируются на установках подготовки нефти модифицированные блочные отстойники нефти БУОН-С предназначенные для процесса обессоливания.

Учитывая среднюю минерализацию подтоварной воды, при глубине обезвоживания 0,1% остаточное содержание солей в нефти будет на уровне 160–200 мг/л. Таким образом, для доведения остаточных солей в нефти до величины 100 мг/л и менее необходимо снизить концентрацию солей в каплях пластовой воды. С этой целью осуществляют подачу пресной промывочной воды и организуют процесс смешения в нефти капель пластовой и пресной воды. На реальных установках удаление солей из нефти осуществляется путем глубокого обезвоживания (т.е. удаления высокоминерализованной воды из нефти), так и путем обессоливания (т.е. снижения минерализации пластовой воды и как можно более полного удаления ее из нефти). Как правило, в предварительно обезвоженной нефти присутствует достаточное количество деэмульгатора, поданного на ранних стадиях подготовки нефти, находящегося на оболочках мелкодиспергированных капель воды, на частицах механических примесей и растворенных в объеме нефти. При нагреве нефти в теплообменной аппаратуре происходит расплавление парафинового стабилизатора эмульсии с одновременным высвобождением и активизацией части связанного деэмульгатора. Таким образом, процесс дестабилизации на ступени глубо-кого обезвоживания и обессоливания нефти осуществляется за счет нагрева нефти выше температуры плавления парафина и активизации присутствующего в нефти деэмульгатора. Время прохождения эмульсии через теплообменники обычно достаточное для обеспечения транспортной и кинетической стадии механизма действия деэмульгатора. Экспериментально установлено, что оптимальная обводненность эмульсии при входе на ступень глубокого обезвоживания составляет 10–12 %. При такой обводненности нефти при полностью разрушенных оболочках у капель эмульгированной воды, при достаточном времени для осуществления межкапельной коалесценции достигается наибольшая глубина обезвоживания нефти.

Задача определения оптимальной обводненности нефти на ступени глубокого обезвоживания и обессоливания должна решаться при настройке процесса и выборе оптимального режима работы. В некоторых условиях снижение минерализации воды целесообразно осуществлять за счет рецикла дренажных вод процесса обессоливания нефти. Эти воды с высокой температурой, низкой минерализацией, с содержанием определенного количества деэмульгатора, как правило, не образуют стойких эмульсий с нефтью на ступени глубокого обезвоживания, но при этом интенсифицируют процесс коалесценции мелкодиспергированных капель, содержащихся в исходной эмульсии. Более низкая минерализация циркулируемой дренажной

воды по сравнению с минерализацией пластовой воды способствует фактическому переводу процесса на двухступенчатое обессоливание нефти.

Задача повышения качества обессоливания нефти может быть решена за счет повышения эффективности смешения в нефти капель пластовой и промывочной воды. ООО НПП «Контэкс» разработан смеситель промывной воды и нефти типа СПВ, который позволяет регулировать не только интенсивность перемешивания промывной воды и нефти, но изменять дисперсность капельной промывной воды рис. 4.30.

Дисперсный состав пресной воды, вводимой с целью промывки, оказывает существенное влияние как на процесс смешения, так и на процесс разделения эмульсии. Увеличение степени диспергирования капель промывочной воды (увеличение количества капель) интенсифицирует межкапельную коалесценцию.

Однако недостаточное время для осуществления процесс, неоптимальный гидродинамический режим, наличие в нефти капель воды с неразрушенными бронирующими оболочками, увеличение концентрации мехпримесей и др.нефтестабилизаторов, что не позволяет укрупнить капли до размера, отделяемого в отстойниках приводит к тому, что в отстойник поступают капли с размером меньше критического. Происходит нарушение процесса разделения эмульсии, повышения обводненности нефти на выходе из отстойника. Поэтому при выборе диспергирующего устройства пресной воды необходимо учитывать оформление, режим и надежность работы последующих процессов смешения и разделения эмульсии. Температура вво-

димой промывочной воды также влияет на интенсивность процесса межкапельной коалесценции. Кроме того, высокая температура подогрева нефти (выше температуры плавления нефтепарафинов) обеспечивает снижение агрегативной устойчивости эмульсии за счет снижения стабилизирующих свойств нефтепарафинов. Высокая температура ведения процессов глубокого обезвоживания (50–100°С) обеспечивает снижение вязкости нефти, и, соответственно облегчает отделение капель воды при разделении эмульсии. Кроме этого, при нагреве происходит увеличение объема капель воды, что приводит к уменьшению толщины бронирующих оболочек на каплях эмульгированной воды, тем самым облегчает проникновение к поверхности молекул деэмульгатора. В соответствии с техническими условиями товарная нефть нефтяных месторождений должна иметь давление насыщенных паров в нефти не более 66,7кПа при температуре 37,8°С в соответствии с международным стандартом ИСО 3007- 99 «Нефтепродукты. Определение давления пара методом Рейда» с дополнительными требованиями, отражающими потребности экономики страны. Сущность процесса стабилизации нефти заключается в том, чтобы уменьшить остаточное содержание растворенных в ней наиболее летучих компонентов пластовой нефти, в частности:

– остатков отдельных компонентов пластового газа в нефти:

• Диоксида углерода,

• Метана,

• Изобутана, нормального бутана и др., а так же и

– наиболее летучих компонентов нефти (изопентана, нормального пентана и др.).

Для этих целей ООО НПП «Контэкс» разработало устройство для снижения давления насыщенных паров нефти, которое устанавливается на входной штуцер буфера-дегазатора нефти БДн рис 4.31. Стабилизация нефти позволяет существенно сократить (около 2% масс.) безвозвратные потери нефти от испарения на ее пути от установок подготовки нефти до нефтеперерабатывающих заводов и одновременно сократить загрязнение окружающей среды.

1 – корпус; 2 – ввод нефтяной эмульсии и место установки устройства для снижения давления насыщенных паров; 3 – устройство дегазации нефти; 4 – коалесцирующие распределительные перегородки; 5 – вывод газа; 6 – устройство улавливания капельной жидкости; 7 – выход воды; 8 – переливная перегородка; 9 – вывод нефти.

В связи со значительным превышением объемов пластовой воды, подлежащей очистке, над мощностью очистных сооружений в ряде мест качество подготовки сточных вод ухудшается, что приводит к снижению приемистости нагнетательных скважин, сокращению объемов закачки и невозможности использования в системе ППД до 20% высокоминерализированных вод. Достигнутая в целом по нефтедобывающей отрасли степень очистки сточных вод (50мг/л остаточной нефти и 50мг/л механических примесей) не везде позволяет использовать их в системе поддержания пластового давления в качестве рабочего агента. Требования более глубокой очистки сточных вод (до 10 мг/л нефтеостатков и мех. примесей с минимальными размерами дисперсных частиц) диктуется необходимостью увеличением нефтеотдачи, вовлечением в разработку низкопроницаемых пластов и необходимостью увеличения межремонтного периода эксплуатации нагнетательных скважин. Комплексный подход к решению этой технологической задачи имеет ряд значительных преимуществ. Подготовка воды на установке начинается уже непосредственно в аппаратах подготовки нефти, для этого в них соблюдены следующие условия:

– отсутствует турбулизация водного слоя восходящими потоками водонефтяной смеси;

– распределительные устройства ввода максимально приближены к оси аппаратов;

– отсутствуют турбулентные пульсации среды.

Благодаря этому сохраняется естественная высокая чистота капель воды в нефти в связи, с чем упрощается технологическая схема блока водоподготовки.

Для достижения необходимого высокого качества очистки сточной воды и достижения максимальной технологической надежности, установка подготовки воды должна иметь, как минимум две, а в некоторых случаях и три ступени очистки, где каждой ступени определяется своя технологическая задача. ООО НПП «Контэкс» предлагает несколько эффективных схем водоподготовки для УПСВ и УПН состоящих из технологических аппаратов собственной разработки. Необходимо отметить, что в конструкции всех представленных ниже аппаратов применены решения максимального использования принципа совмещения процессов и технологий очистки воды. В условиях, когда на входе блока ожидается поступление сточной воды плохого качества чистоты (150–1000 мг/л по остаточной нефти или механическим примесям) необходимо применить трехступенчатую схему.

В этой схеме основную нагрузку блока принимает на себя аппарат первой (предварительной) ступени очистки сточной воды ОВКпф (модификация ОВК). Аппарат работает практически без ограничений по количеству загрязнений во входящем потоке, являясь, таким образом не только аппаратом предварительной очистки воды, но и технологическим «стабилизатором» качества поступающей на очистку воды перед ступенью глубокой очистки.

Отстойник воды представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость с эллиптическими днищами, рассчитанную на работу под внутренним избыточным давлением рис. 4.32.

Рис. 4.32. Отстойник воды

1 – ввод сточной воды; 2 – распределительно-коалесцирующее устройство; 3 – блок коалесцирующих насадок; 4 – вывод уловленной нефти; 5 – система распределения воды; 6 – блок фильтрующих насадок; 7 – вывод очищенной воды; 8 – распределительное устройство; 9 – дренаж; 10 – система промывки.

Он является структурным элементом сооружений водоподготовки под давлением на промысловых установках подготовки нефти и воды, используется в качестве первой ступени очистки сточных пластовых вод под давлением.

К особенностям конструкции аппарата относятся:

• наличием системы промывки и вывода шлама;

• технологической надежностью;

• высокими технологическими показателями;

• улучшенными технологическими показателями за счет применения технологии, обеспечивающей самоочистку фильтрующего полимерного материала.

Отличительной чертой ОВКпф является то, что очистка сточной воды происходит при использовании четырех технологических приемов. Благодаря особенностям устройства ввода на первом этапе создается эффект

турбулентной флотации, при которой большее количество крупнодиспергированной нефти и мехпримесей отделяется от основной массы воды. Далее после прохождения распределительно коалесцирующего устройства происходит процесс тонкослойного отстаивания в блоке полочных коалесцирующих насадок, после которого вода с максимально укрупненными загрязнениями подвергается гидродинамическому отстаиванию. Частично очищенная вода через систему переливных перегородок, не дающих повторного загрязнения, через распределительную систему, поступает в фильтрационный отсек аппарата. Двойная фильтрация воды происходит сначала через слой уловленной нефти, а потом через плавающий гидрофобный полимерный фильтр. Особенностью фильтра является его способность самоочищаться при определенных условиях работы. Так отстойник нефти предназначен для работы при условиях, когда на очистку поступает сильно загрязненная вода, во-избежании накопления в нем осажденных и уловленных загрязнений, предусмотрена двухсекционная, двухуровневая система промывки и вывода шлама. Благодаря своей технологической надежности и «неприхотливости» аппарат получил широкое применение на УПСВ и УПН.

Вторая ступень подготовки воды представлена двумя аппаратами глубокой очистки воды: АГОВ – аппарат глубокой очистки воды (рис. 4.33.) и ФДК – флотатор дегазатор воды.

1 – корпус; 2 – ввод сточной воды; 3 – коалесцирующие насадки; 4 – вывод воды; 5 – вывод нефти; 6 – вывод газа; 7 – ввод промывочной воды; 8 – вывод шлама.

Аппарат АГОВ предназначен для тонкой очистки от остаточного содержания количество взвешенных частиц (КВЧ) и остаточной нефти перед закачкой в пласт.

При подготовке подтоварной промысловой воды для закачки в пласт на внутренних устройствах аппарата АГОВ, предназначенных для очистки воды, осаждается значительное количество сульфидов железа, асфальтеносмолистых, парафинистых и других отложений. Отложения, если

их не удалять, уплотняются со временем, образуют значительные скопления, ухудшающие технологические параметры работы аппаратов, и могут даже привести к выводу аппарата из строя. Для обеспечения эффективной работы аппарата АГОВ, ООО НПП «Контэкс» разработана система гидроразмыва и вывода осадков.

В системе гидроразмыва вода под повышенным давлением подается в зону отложения мехпримесей, количество взвешенных частиц (КВЧ) через специальные форсунки, расположенные у нижней образующей по всей длине аппарата.

Направления сопел форсунок чередуются по высоте таким образом, что обеспечивают размыв отложений в двух уровнях. Вода под давлением эффективно рыхлит отложения мехпримесей, подсекая и удерживая их в суспензии, и удаляет их из накопителей шлама и из пустотелой отстойной части аппарата через открытые дренажные штуцеры. При работе системы гидроразмыва объем подаваемой воды для промывки необходимо балансировать с объемом вывода суспензии во избежание чрезмерного понижения или повышения межфазного уровня нефть/вода, что может сказаться отрицательно на качестве работы аппарата. В процессе работы аппарата и при удалении осадков оператор должен постоянно следить за поддержанием требуемого уровня газ/нефть/вода. Перед началом промывки необходимо произвести сброс накопившихся газа и нефти из аппарата путем открытия соответствующих задвижек (при отсутствии автоматизации процесса). В процессе эксплуатации аппарата вывод нефти в ручном режиме, осуществляется по мере ее накопления. Частота сброса нефти и шлама определяется качеством очистки воды на выходе из аппарата.

Кратковременная подача промывочной воды, при незначительных отложениях сульфидов железа и других нефтяных компонентов не вызывает большого нарушения состояния фаз. Однако при наличии существенных уплотненных отложений длительное взбалтывающее действие промывочной

воды может вызвать ухудшение качества очищенной воды на выходе из аппарата.

В качестве промывочной воды может быть использована вода с бустерных насосов откачки подтоварной воды на БКНС (если таковые установлены), вода после насосов БКНС, а также подтоварная вода, поступающая в аппарат на очистку. В систему гидроразмыва осадков вода подается эжектором, шестеренчатым, винтовым, центробежным или другим насосом, обеспечивающим создание необходимого давления для размыва осадков (превышающее рабочее давление в аппарате на 0,4-0,6 МПа).

В целях минимизации объема подачи промывочной воды, система гидроразмыва разбивается на отдельные секции длиной один – два метра каждая (в аппарате может быть до 7 секций) с тем, чтобы промывать секции аппарата поочередно. Расход воды на промывку будет составлять 150–400 литров в минуту на одну секцию. Каждая секция накопления шлама имеет свой штуцер вывода осадков. Как правило, материалом, применяемым для изготовления, трубопроводов системы гидроразмыва и форсунок является нержавеющая сталь. Компоненты системы являются съемными и извлекаемыми через люки сосуда для проведения технического обслуживания по мере необходимости.

Суточный объем отложений мехпримесей определяется разницей содержания КВЧ на входе и выходе в аппарат, умноженной на суточный объем очищаемой воды. Частота промывки устанавливается в зависимости от толщины накопления осадков, которые не должны превышать 10–15 мм в промежутках между промывками, в противном случае осадки уплотняются и необходимо значительное время для их размыва. Оптимальная частота промывок определяется опытным путем для каждого месторождения.

Если же допустить накопления мехпримесей на внутренних поверхностях аппарата в большом количестве, то возникнет реальная проблема по очистке от накопившихся уплотненных осадков.

При обслуживании аппарата необходимо следить за ходом технологического процесса. При этом внимание должно быть обращено на:

– оптимальное поддержание межфазных уровней «газ-нефть», «нефть-вода»,

в соответствующих зонах, контроль своевременного вывода газа, нефти и

шлама лучше производить в автоматическом режиме;

– контроль изменения давления на входе в аппарат.

Необходимо также учитывать, что элементы запорно-регулирующей арматуры, установленные в системе гидроразмыва, могут подвергаться серьезной выработке из-за эрозии. Проходные сечения арматуры должны быть полностью открыты или полностью закрыты, дросселирование – нежелательно.

Кроме двухуровневой системы гидроразмыва осадков в аппаратах АГОВ ООО НПП «Контэкс» разработана и применяется система очистки внутренних устройств острым паром. Пропарку аппарата по мере необходимости производить один – два раза в год. Очистку внутренних устройств паром можно осуществлять поочередно: левой и правой секции. Наиболее эффективно проведение пропарки аппарата совместно с промывкой полочных насадок водой и удалением осадков с помощью системы гидоразмыва.

Косвенным показателем отложения осадков на полочных насадках является повышение перепада давления на входе в секцию насадок и на выходе из нее более 0,01 МПа. Добыча НИ И ГАЗА

Для стабильной работы аппарата АГОВ, сокращения циклов промывки и получения промысловой сточной воды с показателями, соответствующими технической характеристике, рекомендуется перед аппаратами АГОВ устанавливать отстойники воды ОВК или ОВКпф, производства ООО НПП «Контэкс», в зависимости от условий, которые будут предотвращать залповые поступления мехпримесей в аппараты АГОВ, после обработки скважин, закачки в систему подготовки загрязненной воды из дренажных емкостей, прудов отстойников, ливневых стоков и т.д.

Одноразовая закачка непосредственно в аппарат АГОВ загрязненной воды из ливневой канализации, дренажных емкостей и прудов отстойников, может привести к полному заполнению полочных насадок загрязнениями и выводу его из строя.

Флотатор-дегазатор ФДК (рис. 4.34.) применяется для отделения газа и нефти из пластовой воды на установках предварительного сброса воды и установках подготовки нефти.

Флотатор-дегазатор представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость с эллиптическими днищами, рассчитанную на работу под внутренним избыточным давлением.

Рис. 4.34. Флотатор – дегазатор ФДК

1 – корпус; 2 – дестабилизатор фазового состояния потока; 3 – ввод воды; 4 – вывод воды; 5 – переливные перегородки; 6 – распределительно-коалесцирующие устройства; 7 – короб сбора нефти; 8 – вывод нефти; 9 – вывод газ; 10 – устройство улавливания капельной жидкости.

Перед аппаратом устанавливается дестабилизатор фазового состояния потока 2, в котором расположен штуцер ввода воды 3. Данный штуцер оборудован распределителем воды, выполненным в виде отводов.

Дестабилизатор выполняет двойную функцию: во-первых, в его зоне разряжения происходит разрыв бронирующих оболочек эмульгированной нефти, во-вторых происходит высвобождение растворенного в воде газа. При недостаточном содержании газа имеется конструктивная возможность использовать газ первой ступени сепарации для дополнительного насыщения им воды.

В флотаторе пузырьки газа образуются во флотационной зоне за счет выделения растворенного газа из газонасыщенной сточной воды в результате снижения давления при поступлении ее в эту зону.

Газонасыщенная вода через патрубок ввода вводится в нижнюю часть флотационной зоны с помощью перфорированного распределителя. Сточная вода поднимается во флотационной зоне со скоростью, обеспечивающей длительность пребывания воды во флотационной зоне около 20 мин.

Выделяющиеся пузырьки газа, поднимаясь вверх, встречают на своем пути дисперсные частицы, распределенные в воде. Дисперсные частицы, которые плохо смачиваются водой (капельки нефти), захватываются пузырьками и флотируются на поверхность, образуя там слой пены. Уловленная нефть собирается в короб для сбора нефти и выводится из аппарата. За переливными перегородками 5 расположены распределительно- коалесцирующие устройства 6, служащие для интенсификации процесса.

Коалесцирующие распределительные устройства выполнены из листа, имеющего специальные просечки, расположенные в шахматном порядке и отогнутые по ходу потока. Вывод газа в факельную систему низкого давления осуществляется через штуцер 9 с устройством улавливания капельной жидкости 10. Содержание примесей (мг/л) в сточной воде, поступающей в резервуар-флотатор на очистку, должно быть: нефти – 300, механических примесей – до 300.

Остаточное содержание в очищенной воде, выходящей из резервуара-флотатора, составляет (мг/л): нефти – 4–30, механических примесей – 10–30.

В качестве третьей ступени очистки сточной воды в схеме может быть использован буфер-дегазатор воды, который кроме основной функции по полной дегазации воды и создания буфера перед насосами откачки может дополнительно, как осадить из воды мехпримесь, так и вывести пленочную нефть из аппарата.

Несмотря на определенные успехи по автоматизации процессов подготовки нефти, большое количество существующих объектов до сих по не оснащено необходимыми приборами и средствами регулирования.

Каждый объект обязательно должен иметь достаточный перечень приборов и средств КИПиА, позволяющие контролировать и стабилизировать ход процессов в достаточно узком диапазоне изменений качества исходных эмульсий. Стабильность, на отлаженной, технологии зависит от внешних и внутренних (накопленных) возмущений, вносимых в процесс. Компенсировать их с помощью управляющих воздействий бывает сложно из-за отсутствия необходимой информации и низкой эффективности многих управляющих воздействий. Большинство вносимых в процесс возмущений не контролируется или информация о них поступает с большим

опозданием. В этом случае приходится бороться с последствиями вносимых возмущений, а не с самими возмущениями.

Значительное влияние на стабильность работы оказывают самовыравнивающиеся свойства аппарата. Ограниченное количество управляющих воздействий делает еще более значимой работу по настройке технологических процессов и выбору соответствующего режима работы. Силами обслуживающего персонала работы по настройке технологического процесса, по которой подразумевается выявление слабых мест в технологии подготовки нефти, модернизации технологической схемы и оборудования, подбора адекватного технологического режима и т.д. практически невозможно осуществить. Эти виды работ проводят специалисты ООО НПП «Контэкс» в ходе пуско-наладочных работ и дальнейшего научно-технического сопровождения. Задача обслуживающего персонала сводится к

поддержанию выбранного технологического режима по стабилизации процессов предварительного сброса воды, обезвоживания и обессоливания нефти и подготовки сточной воды.

Это помогает избежать часто применяемого на практике избыточному компенсирующему управляющему воздействию в виде ударной дозировки деэмульгатора, повышения температуры подогрева нефти, увеличения (если это возможно) времени отстоя и т.д. Такие меры не всегда обеспечивают стабилизацию процесса и экономически не оправданы.

Совершенствование промысловых систем может быть достигнуто только на основании изучения конкретных особенностей водонефтяных эмульсий, которое может выполнить ООО НПП «Контэкс» на договорной основе своими специалистами.

При этом особое внимание уделяется качеству сбрасываемой воды с целью снижения возможных потерь нефти со сбрасываемой водой и ее применения в системе ППД.

Неоптимальное технологическое и конструктивное оформление процессов и аппаратов, замена рекомендуемых проектом аппаратов на «псевдоаналогичные» в целях экономии капвложений делает процессы более чувствительными даже к незначительному изменению технологических свойств обрабатываемой нефти, приводит к нарушению и срыву процессов обезвоживания и обессоливания нефти, тем самым многократно снижая технологическую надежность установки.

Опыт эксплуатации данного комплекса аппаратов показывает, что применение оборудования НПП «Контэкс» позволяет достигнуть большого экономического эффекта в снижении стоимости подготовки нефти за счет:

• Снижения потребности в емкостной аппаратуре в 1,5–2 раза из-за его высокой единичной производительности;

• Снижения расхода дорогостоящих деэмульгаторов на 15–20%;

• Снижения температуры ведения технологического процесса на 5–8 °С;

• Повышения технологической надежности объектов подготовки нефти благодаря устойчивой работе установок по производительности, давлению, температуре и подготовленности эмульсии к расслоению при колебаниях входных параметрах сырья.

ООО НПП «Контэкс», как инжиниринговая фирма, в своей работе важнейшим элементом видит принципиально новый подход к разработке технологического оборудования не как к отдельным аппаратам, а как к единому технологическому комплексу, в котором эмульсия в предыдущем аппарате готовится для обработки в последующем, а весь комплекс обеспечивает требуемые технологические показатели.

ООО НПП «Контэкс» готово решать вопросы промысловой подготовки нефти не только путём применения разработанных технических средств, но и путём реконструкции основного технологического процесса, т.е. сброса воды (обезвоживания нефти). Это достигается как реконструкцией

внутренних устройств в технологической аппаратуре, так и структурной реконструкцией установок (УПН и УПСВ).

Нефтеперекачивающие станции нефтепроводов или нефтепродуктопроводов – это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенных для обеспечения перекачки нефти или нефтепродуктов в заданных объёмах, а также подготовки к дальнему транспорту нефти или нефтепродуктов. Они размещаются на трассе трубопровода в соответствии с гидравлическим расчётом на расстоянии 80 – 150км одна от другой. Состав объёктов перекачивающих станций несколько отличается от состава компрессорных станций из-за различий продуктов транспортировки. На компрессорных станциях осуществляется перекачка природного газа в газообразном состоянии, а на перекачивающих станциях осуществляется перекачка нефти или нефтепродуктов в жидком состоянии.

Головная перекачивающая станция нефти располагается вблизи месторождения по технико-экономическим соображениям, а головная перекачивающая станция нефтепродуктов вблизи нефтеперерабатывающих заводов или крупных перевалочных нефтебаз.