Подготовка нефти к транспортировке реферат
Обновлено: 05.07.2024
Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит в себе:
· попутный газ (повышает д.н.п. и приводит к потерям легких фракций в процессе хранения);
· механические примеси (эрозия оборудования, отложения);
· пластовую воду (удорожание транспортировки, коррозия оборудования).
Присутствие в пластовой нефти воды существеннр удорожает её транспортировку и переработку. Присутствие в нефти воды существенно увеличивает затраты на её испарение и конденсацию ( r воды в 8 раз больше, чем r бензина). В присутствии воды существенно возрастает и вязкость нефти (в Ромашкинской нефти увеличение содержания воды с 5 до 20% приводит к росту вязкости с 17 до 33,3 сСт, т.е. почти в 2 раза).
Массовая доля серы, %:
до 0,6 — малосернистая
0,6. 1,8 — сернистая
более 3,5 — особо высокосернистая
Плотность при 20 °С, кг/м 3
до 830 — особо легкая
850,1. 870,0 – средняя
более 895,0 — битуминозная
Массовая доля воды, %, не более
Концентрация хлористых солей, мг/дм 3 , не более
Содержание механических примесей, % масс.,
Давление насыщенных паров:
Массовая доля, %, не более
Сероводорода метил- и этилмеркаптанов
Нефть, поставляемая на экспорт, дополнительно нормируется по следующим показателям:
Таблица 3.2. Дополнительные требования к подготовке экспортной нефти
Выход фракций, выкипающих до нормированной температуры, % масс. не менее
Массовая доля парафина, % не более
Условное обозначение марки подготовленной к транспортировке нефти состоит, таким образом, из 4-х цифр (класс, тип, группа и вид нефти).
Пример: Нефть марки 2,2э,1,2 – нефть сернистая, поставляется на экспорт, средней плотности, по качеству промысловой подготовки 1-ой группе, по содержанию H 2 S и легких меркаптанов – 2-му виду.
3.1 Основы технологии промысловой подготовки нефти
Нефть и вода практически не растворимы друг в друге. Поэтому их смеси образуют эмульсии.
Типы нефтяных эмульсий:
· вода в нефти (гидрофобные);
· нефть в воде (гидрофильные).
Стойкость эмульсий определяется:
· ФХС (чем больше плотность и вязкость нефти, тем устойчивее эмульсия);
Методы разрушения эмульсий:
· механический (отстаивание, центрифугирование, фильтрация), скорость осаждения (закон Стокса) - , фактор разделения;
Типы деэмульгаторов:
· на основе окиси этилена (ОП-5,10,20) – расход относительно небольшой – 40-50 г/т;
· оксиэтилированные жирные кислоты (ОЖК) – 50-70 г/т;
· дисольван – импорт – 30-40 г/т.
Ещё большее влияние чем вода на технологию переработки нефти оказывают хлористые соли, содержащиеся в промысловой нефти. Их содержание может превышать 1000 мг/дм 3 нефти. Хлориды в присутствии воды гидролизуются с образованием соляной кислоты, которая активно коррозирует металл оборудования технологических установок. Особенно сильно этот процесс протекает в присутствии сероводорода:
FeS + 2 HCl FeCl 2 + H 2 S
Хлористое железо переходит в раствор, а сероводород снова реагирует с железом.
Поэтому процесс обезвоживания нефти совмещают с процессом обессоливания. Последний процесс осуществляется промывкой нефти пресной водой для растворения и вывода солей.
3.2. Термохимические установки подготовки нефти (ТХУ)
Рис. 3.1 Принципиальная схема ТХУ
3.3. Установка “Тайфун 1-400"
Установка “Тайфун 1- 400” (рис. 1) предназначена для отделения попутного газа, легких бензиновых фракций, обезвоживания и обессоливания 400 т/сут. сырой нефти. Установка полностью автоматизирована, работает на кусте скважин непосредственно на промыслах.
Сырая нефть под буферным давлением скважин, смешивается с деэмульгатором (дисольваном) и поступает в гидроциклонный сепаратор 1, где от нефти отделяются растворенные газы. Газ направляется в сборный газовой коллектор, и частично поступает в горелки 2 установки.
Нефтяная эмульсия из сепарационного блока по вертикальной трубе 12 стекает под перфорированный распределитель 3 и, разбиваясь на ряд потоков, равномерно по всему сечению нагревательного отсека 4 аппарата проходит через слой горячей промывочной воды, отделяясь от крупных капель воды и солей. Всплывающая эмульсия и частично промывочная вода перетекает через перегородку в отсек отстоя 5, где происходит окончательное гравитационное разделение эмульсий. Уровень нефть-вода поддерживается автоматически за счет трубки гидростатического давления столба жидкости. В отсеке отстоя также расположена ёмкость 10 для реагента, которые закачивается в сырьевую трубу через дозировочный насос 11. Обезвоженная нефть через щелевой расходомер 6 (на рисунке не виден) переливается в нефтесборный отсек 7, оборудованную механическим регулятором уровня, и отправляется нефтесборный коллектор.
Вода через регулируемую переливную трубку гидростатического давления 8 поступает в водосборный отсек 9 и далее на дренаж. Поскольку нагревательном отсеке температура нефти повышается до 55-70 о С, из нее выделяется в отсеках 5 и 7 дополнительное количество легких фракций, которые через соответствующие линии поступают в газовый коллектор.
3.3. Электрообессоливающая установка (ЭЛОУ)
Рис. 3.3 Принципиальная схема установки (секция) электрообессоливания нефти:
I — сырая нефть; II — деэмульгатор; III — содо-щелочной раствор; IV — свежая вода; V — обессоленная нефть; VI — вода из электродегидратора 2-й ступени (ЭГ-2); VII — соленая вода из ЭГ-1м
Устройство электодегидраторов
В электродегидраторе (рис. 6) соли вымываются из нефти водой, добавляемой перед обессоливанием. Частицы рассола, попадая в переменное электрическое поле высокого напряжения (до 50 кВ), создаваемое электродами 7 и 8, поляризуются, их оболочка разрушается: мелкие частицы рассола соединяются в крупные капли, которые осаждаются на дно аппарата, а затем выводятся из него. Емкость шарового электродегидратора до 600 м 3 , диаметр - 10, - 5м, производительность - 6000 т/сут. В дегидраторе три пары электродов образуют три самостоятельных электрических поля. Подача нефти в аппарат осуществляется через три распределительных клапана (14). Напряжение к электродам подводится через проходные изоляторы (12).
Основные элементы электрогидратора: корпус-1; площадки: верхняя-2, нижняя-3, внутренняя-6; опора-4; трансформатор-5; электрод верхний-7, нижний-8; гирлянда изоляторов-9; звезды: большая-10, малая-11; проходной изолятор-12; регулятор зазора между электродами-13; распределительный клапан-14; ввод нефти-16; выход нефти-17; вывод воды-18; предохранительные клапаны-19, 20.
Рис. 3.4. Электродегидратор шаровой
3.4. Стабилизация нефти
Нефть в процессе промысловой подготовки подвергается стабилизации (доведению упругости насыщенных паров до требований ГОСТ – 300 мм .рт.ст.). Стабилизация проводится или методом горячей сепарации, или ректификацией.
Ректификационная стабилизация проводится в ректификационных колоннах.
Рис. 3.5. Схема одноколонной установки стабилизации нефти
Особенности оборудования: РК – неравномерность нагрузок по жидкости в секциях колонны (в нижней секции многопоточные тарелки, развитые сливные карманы); наличие горячего насоса; присутствие в питании заметного количества водной фазы (увеличение парового объема) и сернистых соединений (требования к материалам оборудования).
Рис. 3.6. Принципиальная схема 2-х колонной установки стабилизации нефти:
I -нестабильная нефть; II -сухой газ; III - сжиженный газ; IV -газовый бензин; V - стабильная нефть.
В недрах Земли нефть никогда не залегает в абсолютно чистом виде. Из скважин на поверхность поднимается сложная смесь жидкостей и газов, которая требует сепарации и очистки. Кроме этого в нефтесодержащей жидкости могут быть и механические взвеси — песчинки или глинистые частицы. Мало того, в самой нефти могут содержаться растворенные соли.
Решения
Прежде всего нефть нужно освободить от механических примесей, если в этом есть необходимость. Далее в общем виде процедура очистки выглядит следующим образом.
Исходная нефтяная жидкость проходит сепарацию, в процессе которой отделяется вода. Вода затем дополнительно очищается от следов нефти и удаляется. Из освобожденной от воды нефти выделяются растворенные в ней газы, которые дальше обрабатываются отдельно. И затем производится обессоливание нефти.
Для проведения сепарации используются специальные устройства, различающиеся принципом действия, например они могут быть центробежными или гравитационными. Центробежные сепараторы могут отличаться по инженерному решению, например с вертикальной или горизонтальной осью вращения.
В процессе сепарации нефтесодержащая жидкость может нагреваться, а также смешиваться со специальными реагентами, которые не дают нефти и воде соединиться в устойчивую эмульсию.
На одном месторождении обычно бывает один сборный пункт, но в ряде случаев он может работать для обслуживания нескольких месторождений, на которых в свою очередь будут находиться локальные сборные пункты, где добытая нефтесодержащая жидкость проходит первичную обработку.
Описанная система сбора и подготовки нефти к транспортировке разрабатывается индивидуально для каждого месторождения, в соответствии со специальным проектом, который готовится специалистами специализированных институтов, на основании исследования образцов нефтяной жидкости с месторождений, изучения местных географических особенностей, природоохранных требований и других важных факторов.
Читайте также: