Особенности сепарации высоковязких нефтей

Схема подготовки продукции скважин на БС

Схема ВНИПИМорнефтегаза для Прилазломного месторождения.

Отечественные технологии подготовки продукции скважин.

В отличии от вышеизложенных двух основных случаев, данная схема представляет собой третий, гораздо менее распространенный случай (хотя и содержащий элементы перспективного варианта), согласно которогонестабильная обезвоженная нефть совместно с конденсатом транспортируется на берег по подводному нефтепроводу; а газ частично используется на собственные нужды, а в основной массе сжигается в факеле (Рис.4).

Продукция скважин, содержащая порядка 80 % воды (поток I), направляется с помощью специальных переключателей (на схеме не показаны) либо в трёхфазный сепаратор – 1 (УПСВ); либо (поток II) на замер дебита.

Частично обезвоженная нефть, содержащая порядка 20 % воды, направляется (поток III) на другую платформу (ЛСП – 10) для дальнейшей подготовки.

Газ (поток IV) частично направляется в газовый сепаратор – 2, где освобождается от капельной жидкости, и потоком V направляется на собственные нужды. Отделенная жидкость (поток VI) сбрасывается в поток III. Основное количество газа (поток VII) через факельный сепаратор – 3 сбрасывается на факел – 4. Дренаж из факельного сепаратора (поток VIII) сбрасывается в нефть.

Схема подготовки продукции скважин на одной северной платформе ЛСП – С

Рис.4.

1- трёхфазный сепаратор; 2 – газовый сепаратор; 3 – факельный сепаратор; 4 – факел; 5 – гидроциклон; 6 – буферная ёмкость; 7, 8 – насос; 9 – фильтр; 10 – деаэратор; 11 – вакуумный насос; 12 – замерной сепаратор; 13 – расходомер.

I – продукция скважин; II – поток на замер дебита; III – частично подготовленная нефть на другую платформу (ЛСП – 10) для дальнейшей подготовки; IV – газ из трёхфазного сепаратора; V – газ на собственные нужды; VI – жидкость из газового сепаратора; VII – газ в факельный сепаратор; VIII – дренаж из факельного сепаратора; IX – вода из трёхфазного сепаратора; X – механические примеси; XI – вода в систему ППД; XII – морская вода; XIII – ингибитор коррозии; XIV – бактериоцид; XV – воздух.

Вода с УПСВ (поток IX) проходит гидроциклон – 5, где освобождается от механических примесей, выводимых потоком Х в стальные контейнеры с последующей доставкой на берег. Очищенная вода накапливается в буферной ёмкости – 6, откуда забирается насосами КНС – 7 и потоком XI направляется в систему ППД.

Поскольку собственной воды не хватает, организован забор морской воды (поток XII), которая после добавки ингибитора коррозии (поток XIII) и бактериоцида (поток XIV) прогоняется насосом – 8 через фильтр – 9 и направляется в деаэратор – 10, где вакуумным насосом – 11 создаётся вакуум. Освободившись от растворенного кислорода морская вода поступает в ёмкость – 6.

Для замера дебита служит замерной сепаратор – 12. После замера дебита каждой фазы расходомерами – 13 все потоки объединяются и подаются на УПСВ.

XII

Схема подготовки продукции скважин на двух южных платформах ЛСП – Ю

		Рис.5

1– первый трёхфазный отстойник; 2 – второй трёхфазный отстойник; 3 – резервуарная ёмкость; 4 – нефтяной насос; 5 – газовый сепаратор; 6 – факельная ёмкость; 7а – факел; 7 – гидроциклон; 8 – буферная ёмкость; 9 – водяной насос; 10 – насос морской воды; 11 – фильтр; 12 – деаэратор; 13 – вакуумный насос; 14 – замерная ёмкость; 15 – расходомер; 16 – печь.

I- продукция собственных скважин, II – поток на замер, III - деэмульгатор, IV – продукция с ЛСП-С, V – поток после первой ступени сепарации и отстоя, VI – продукция после второй ступени сепарации и отстоя, VII – продукция на БС, VIII – газ первой ступени сепарации, IX – газ второй ступени сепарации, X – газ на собственные нужды, XI – жидкость из газового сепаратора, XII – газ в факельную ёмкость, XIII – жидкость из факельной ёмкости, XIV – вода с первой ступени отстоя, XV – механические примеси, XVI – вода в систему ППД, XVII – морская вода, XVIII – ингибитор коррозии, XIX - бактериоцид, XX - воздух, XXI – подготовленная морская вода.

Схема аналогична предыдущей ЛСП – С, но вместо трёхфазного сепаратора – 1 здесь установлены два трёхфазных отстойника –1 и 2, причём, перед последним в продукцию подают деэмульгатор (поток III) – чего раньше не было. Кроме того, продукцию подогревают в печи – 16.

В результате, в нефти остаётся не более 5 % воды. Её собирают в резервуарной ёмкости – 3 и насосом – 4 (поток VII) откачивают на береговые сооружения – БС (Рис.6).

			XVIII
				IX
		XI

Рис.6.

1 – концевая сепарационная установка; 2 – сырьевой резервуар; 3, 10 – насос; 4 – теплообменник; 5 – печь; 6 –отстойник; 7 – смеситель; 8 – электродегидратор; 9 – товарный резервуар; 11 – газовый сепаратор; 12 – компрессор; 13 – ёмкость; 14 – водяной насос; 15 – гидроциклон; 16 – буферная ёмкость.

I – продукция с ЛСП-Ю; II – продукция после окончательного разгазирования; III – продукция из сырьевого резервуара; IV – вода из сырьевого резервуара; V – вода из отстойника; VI - деэмульгатор; VII – пресная вода; VIIa – вода из электродегидратора; VIII – вода из товарного резервуара; IX – откачка товарной нефти; X – товарная нефть на МГБУ; XI – циркуляционная линия для нефтей не отвечающих нормативным документам; XII – газ с концевой ступени сепарации; XIII – газ из сырьевого резервуара; XIV – газ из отстойника; XV – газ из электродегидратора; XVI – газ из товарного резервуара; XVII – собранная смесь газов; XVIII – газ на утилизацию; XIX – газ в газоуравнительную систему для поддержания необходимого давления; XX – газ на утилизацию; XXI – собранная вода; XXII – отделенные механические примеси; XXIII – вода на утилизацию.

Продукция с ЛСП-Ю (поток I) проходит концевую ступень сепарации – 1 и направляется в сырьевые резервуары - 2 (поток II), откуда с помощью насосов – 3 (поток III) прокачивается через теплообменник – 4 и печь – 5 и с температурой 60 – 80 ^оС направляется в динамический отстойник – 6.

Вода. Отделённая в сырьевом резервуаре – 2 и отстойнике – 6 потоками IV и V сбрасывается в водяную линию.

Отстоявшаяся нефть подаётся в смеситель – 7, причём, в неё дозируют деэмульгатор (поток VI) и пресную воду (поток VII). Обработанная подобным образом нефть направляется в электродегидратор – 8 для окончательного обезвоживания и обессоливания. Подготовленная нефть отдаёт своё тепло в теплообменнике – 4 и поступает в парк товарных резервуаров – 9. Остатки отстоявшейся воды (поток VIII) сбрасываются в водяную линию.

Товарная нефть (0,5 % воды и 5 мг/л солей) забирается насосами – 10 и потоком IX откачивается потребителю. Частично товарная нефть (поток Х) направляется на МГБУ для производства моторных топлив (Д/Т), ибо газа на собственные нужды (выработка электроэнергии) не хватает.

Вся вода, собранная из аппаратов (поток XXI), направляется в ёмкость – 13, откуда насосами – 14 прокачивается через гидроциклон – 15. Отделённые механические примеси (поток XXII) направляются на захоронение, а очищенная вода накапливается в буферной ёмкости – 16 и потоком XXIII направляется на утилизацию.

Вся технологическая цепочка снабжена газоуравнительной системой, к которой подключены все аппараты (потоки XII, XIII, XIV, XV, XVI). Собранный газ проходит газовый сепаратор – 11, поджимается компрессором – 12 и потоком XVIII направляется на утилизацию (как правило, на собственные нужды). Уловленная жидкость (поток ХХ) сбрасывается в начало процесса, а газ (частично) подаётся в газоуравнительную систему для поддержания необходимого давления.

Приведённая первая Российская схема (ЛСП-С + ЛСП-Ю + БС) обладает достаточной гибкостью и легко может быть модернизирована при появлении аномальности продукции, под которой понимают:

- повышение плотности товарной нефти свыше 890 кг/м³ (ст.ус.);

- повышение вязкости нефти свыше 60 мПа ^. с;

- повышение времени разрушения пены свыше 15 мин.;

- увеличение обводненности продукции свыше 30 % об.;

- повышение газового фактора свыше 400 м³ / м³;

- появление в продукции значительного количества агрессивных компонентов.

Рассмотрим основные направления модернизации.

1. Особенности сепарации высокообводнённых нефтей.

Разгазирование обводнённых эмульсий типа В/Н происходит сопоставимо с безводной нефтью только при концентрации воды не выше 30 % об.

В противном случае, процессы сепарации замедляются настолько, что время нахождения смеси в сепараторах возрастает многократно, что делает разгазирование практически невыполнимым в следствии стремительного возрастания вязкости дисперсионной среды.

Вывод: разгазирование подобных эмульсий необходимо проводить только снизив предварительно обводнённость до 30 % об.

Достичь поставленную цель можно только создав в подводящем коллекторе, депульсаторе и первичном сепараторе условия для непрерывного отвода воды и газа из максимально возможного числа точек.

Создать подобные условия можно следующими способами:

- как можно раньше вводить деэмульгатор;

- увеличить диаметр подводящего коллектора;

- применять депульсаторы не только для нефти, но и для воды;

- равномерно распределять эмульсию по сепараторам;

- раздельно сепарировать обводнённую и безводную продукцию, не говоря уже о несовместимой продукции;

- на каждый отдельный поток воздействовать различной совокупностью методов;

- при необходимости, применять подогрев продукции.

Схема узла сепарации высокообводнённых нефтей

Рис.7.

1 – подводящий трубопровод; 2 – успокоительный коллектор; 3 – нефтяной депульсатор; 4 – водяной депульсатор; 5 – газо – водо – отделитель; 6 – газовый сепаратор; 7 – газовый расходомер; 8 – нефтяная буферная ёмкость; 9 – нефтяной насос; 10 – нефтяной расходомер; 11 – водяной отстойник; 12 – буферная водяная ёмкость; 13 – водяной насос; 14 – водяной расходомер; 15 – сборная нефтяная ёмкость; 16 – сборный нефтяной насос; 17 – печь; 18 – циркуляционный насос.

I – продукция скважин; II - деэмульгатор; III – первичная вода; IV – отделенные увлеченные углеводороды; V – газ из нефтяного депульсатора; VI – первичный газ; VII – газ потребителю; VIII – уловленная жидкость из газового сепаратора; IX – вода из отделителя; X – нефть на УКПН; XI – объединенная вода в водяной отстойник; XII – нефть, уловленная в водяном отстойнике; XIII – механические примеси; XIV – циркулирующая жидкость.

В продукцию скважин (поток I) добавляют деэмульгатор (поток II) и направляют её в успокоительный коллектор – 2, где происходит первичное отделение воды (поток III). Оставшаяся эмульсия поступает в нефтяной депульсатор – 3 в котором из наиболее высоко расположенной точки и с понижающегося участка отбирают первичный газ (поток V). Оставшаяся эмульсия направляется в газо водо отделитель – 5. Оставшаяся нефть (поток Х) накапливается в буферной ёмкости – 8 и насосом – 9 через расходомер – 10 откачивается на УКПН.

Вода из коллектора – успокоителя проходит водяной депульсатор – 4, в высшей точке которого отделяются увлеченные углеводороды, сбрасываемые (поток IV) в нефтяной депульсатор. Оставшаяся вода объединяется с водой из аппарата – 5 (поток IX) и потоком XI направляется в водяной отстойник – 11. Отделившаяся нефть (поток XII) сбрасывается в ёмкость – 15 и насосом – 16 возвращается в голову процесса. Осевшие мехпримеси периодически выводятся (поток XIII).

Очищенная вода накапливается в буферной ёмкости – 12, откуда насосом – 13 через расходомер – 14 (поток XI) направляется в ППД.

Весь собранный газ поступает в ГС – 6, а затем (поток VII) через расходомер – 7 выводится с установки.

При необходимости часть воды или нефти подогревается в печи – 17 и направляется на рециркуляцию в голову процесса.

2. Особенности сепарации нефтей с большим газовым фактором.

При достижении газовым фактором значений свыше 400 м³ / м³ если не предпринимать специальных мероприятий, то с каждым 1 м³ газа будет теряться (уноситься) до 250 г нефти, что совершенно недопустимо.

Вывод: В сепарационном узле кроме нефтегазового и газового сепаратора устанавливается дополнительный так называемый входной сепаратор для предварительного разделения продукции на газовую и жидкостную составляющую.

Входной и газовый сепараторы устанавливают над нефтегазовым и не допускают в них уровня жидкости, т.е. осуществляют свободный слив.

У входного сепаратора, как правило, организуют двухсторонний вход, чтобы не допустить скорость смеси свыше 60 м/с. Внутри входного сепаратора монтируют специальную начинку.

При достижении вязкости нефтяной составляющей свыше 60 мПа ^. с всплытие пузырьков газовой фазы и оседание капель водяной фазы затрудняется настолько, что они начинают уноситься вместе с нефтью, что совершенно недопустимо.

Вывод: в сепарационном узле должны быть предусмотрены устройства, повышающие размеры газовых пузырьков и водяных капель, а также использоваться мероприятия изменяющие физико – химические свойства дисперсионной среды.

Реализовать подобные требования можно следующими способами:

- применять специальные трубопроводы – коалесценторы для интенсификации роста пузырьков газа и капель воды;

- применять специальные методы (вибровоздействие, дросселирование, турбулизацию) также повышающие размеры пузырьков и капель;

- использовать подогрев, разбавление маловязкими нефтями, конденсатами, или добавку специальных реагентов (депрессаторов), понижающих вязкость исходной дисперсионной среды;

- применять сепараторы со специальными коалесцирующими и пеногасящими секциями;

- использовать антипенные присадки.

4. Особенности сепарации нефтей с повышенным содержанием H₂S.

- такая нефть гораздо хуже эмульгирует воду, поэтому вводится дополнительный входной сепаратор для отделения основного количества воды и предварительного отделения газа;

- как правило, все газы объединяют и чистят от сероводорода сообща;

- нефть очищают от сероводорода либо отпаркой, либо отдувкой;

- толщины стенок всех аппаратов увеличивают на 3 – 4 мм;

- применяют ингибиторы сероводородной коррозии;

- используют защитные покрытия или стойкие материалы.

5. Особенности сепарации нефтей с повышенным содержанием СО₂

- поскольку углекислый газ не только повышает агрессивность продукции, но и способствует значительному увеличению пенистости и уносу нефти с газом, то кроме соответствующих ингибиторов коррозии совершенно необходимо применение антипенных присадок; а также желательно использовать попутный газ для целей ППД.

Лекция № 7