Конструктивная разработка сепаратора второй ступени цеха подготовки и перекачки нефти мощностью 3 млн.
тонн в год

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Введение

Топливно-энергетический комплекс является основой современной мировой экономики. Уровень развития ТЭК отражает социальный и научно-технический прогресс в стране. Действительно, трудно представить жизнь современного человека без топлива, энергии, света, тепла, связи, радио, телевидения, транспорта и бытовой техники. Без энергии невозможно развития кибернетики, средств автоматизации, вычислительной и космической техники. Естественно поэтому, потребление энергии и собственно энергоресурсов непрерывно возрастало, и особенно бурно в 20 веке.

Особенно велико современное экономическое значение нефти и газа. Нефть и газ — уникальные и исключительно полезные ископаемые. Продукты их переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту. За последние несколько десятилетий, из нефти и газа стали вырабатывать в больших количествах разнообразные химические материалы, такие как, пластмассы, синтетические волокна, минеральные удобрения и многое другое. Не зря называют нефть «черным золотом», а 20 век — веком нефти и газа. Нефть и газ определяют не только экономику и технический потенциал, но часто и политику государства.

До середины 19 века нефть добывалась в небольших количествах в основном из неглубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на поверхность. Со второй половины 19 века, спрос на нефть стал возрастать в связи с широким использованием паровых машин и развитием на их основе промышленности. На рубеже 19−20 вв. были изобретены дизельный и бензиновый двигатели внутреннего сгорания, положившие начало бурному развитию нефтедобывающей промышленности. Этому способствовало изобретение в середине 19 века механического бурения скважин. Первую в мире нефтяную скважину пробурил знаменитый американский полковник Дрейк в 1859 г., на окраине маленького городка Тайтесвилл в штате Пенсильвания. В России первые скважины были пробурены на Кубани в 1864 г. Новосильцевым А. Н., и в 1866 г. одна из скважин дала нефтяной фонтан с начальным дебетом 190 тонн в сутки. В начале 19 века нефть в промышленных масштабах добывали 19 стран мира. В 1900 г. в мире было добыто почти 20 млн. тонн нефти, в том числе в России — более половины мировой добычи.

В развитии нефтяной промышленности России, а затем СССР, можно выделить три этапа. Первый, довоенный, связан с добычей нефти в Азербайджане. Второй этап, послевоенный до начала 70-х годов, связан с открытием, освоением и интенсивным введением в разработку крупных нефтяных месторождений Волго-Уральской нефтегазонсной области. Датой рождения нефтяного второго Баку считается 16 мая 1932 г., когда из скважины № 702 у деревни Ишимбаево ударил первый фонтан восточной нефти. После Ишимбая последовали нефти Туймазы, Шкапово, Большого Арлана в Башкирии, нефти Татарии, Волгоградской, Саратовской, Куйбышевской, Пермской, Астраханской и Оренбургской областей. До ввода в эксплуатацию нефтяных месторождений Западной Сибири, Волго-Уральская провинция давала 75% ежегодной добычи нефти в стране. Только одна Татария давала ежегодно более 100 млн. тонн нефти, а Башкирия — более 40 млн. тонн. Начиная с 1958 г. прирост добычи нефти в стране за каждые пять лет составлял 100 млн. тонн. Третий этап, наиболее интенсивный период развития нефтяной промышленности бывшего СССР, который охватывает начало 70-х годов до конца 90-х годов, связан с открытием уникального нефтегазоносного бассейна в Западной Сибири (Тюменская область). Открытие этой провинции началось с фонтана газа, полученного в 1953 году на Березовской площади, а первая нефть была установлена в 1961 году на Шаимской структуре. В дальнейшем здесь выявлен целый ряд крупных нефтяных месторождений, таких как, Усть-Балыкское, Самотлорское, Мамонтовское, Правдинское и другие, а также, газовых гигантов Уренгоя, Ямбурга Заполярья.

Опыт эксплуатации месторождений показал, что неизбежными спутниками нефти являются газ, выделяющейся из нефти при снижении давления, и вода.

Одним из способов интенсификации разработки нефтяных месторождений является поддержание пластового давления путем закачки воды в продуктивные горизонты. Однако, наряду с продлением фонтанного периода, значительно сокращается безводный период эксплуатации, и вскоре на поверхность вместе с нефтью выносится все большее количество пластовой воды, для отделения которой и создаются на нефтепромыслах установки для подготовки нефти.

Актуальность проблемы подготовки нефти обусловлена двумя основными причинами.

Во-первых, в связи с совершенствованием технологии переработки нефти, превращение прежних нефтеперерабатывающих заводов, вырабатывающих различное топливо и смазочные масла, в комплексные нефтехимические комбинаты, производящие новые виды химической продукции, значительно изменились требования к качеству нефти. Если раньше на технологические установки НПЗ шла нефть с содержанием 100−500 мг/л минеральных солей, то в настоящее время требуется более глубокое обессоливание, а в дальнейшем и полное удаление солей из нефти перед ее переработкой.

Во-вторых, наша страна, являясь крупным экспортером нефти, поставляет ее во многие государства. При этом, требования к качеству поставляемой нефти довольно жестки — содержание солей не должно превышать 25−40 мг/л при содержании воды до 0,1%.

1. Литературный обзор

Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит в себе попутный газ, механические примеси и пластовую воду. Пластовая вода содержит в растворённом состоянии различные соли, чаще всего хлориды натрия, кальция и магния, реже — карбонаты и сульфаты. Обычно в начальный период эксплуатации месторождения добывается безводная или мало обводнённая нефть, но по мере добычи её обводнённость увеличивается и достигает до 90 — 98%. Загрязнённую и обводнённую нефть нельзя транспортировать и перерабатывать на НПЗ без тщательной её подготовки на месте добычи.

Присутствие пластовой воды в нефти существенно удорожает её транспортировку и переработку. Наличие воды в нефти увеличивает затраты на её испарение и конденсацию. Удорожание транспортировки связано не только с перекачкой балластной воды, но и с увеличением вязкости нефти, образующей с водой эмульсию.

Механические примеси нефти (частицы песка, глины, известняка и других пород) увеличивают износ труб и образуют отложения в нефтеаппаратах, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи и производительности установок. Механические примеси также содействуют образованию стойких эмульсий нефти с пластовой водой.

Хлористые соли также оказывают вредное воздействие на работу установок. Хлориды, в особенности кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты даже при низких температурах. Под действием соляной кислоты происходит коррозия металла аппаратуры. Особенно интенсивно разъедается продуктами гидролиза хлоридов конденсационно — холодильная аппаратура перегонных установок. Соли, кроме этого, накапливаются в остаточных нефтепродуктах — мазуте, гудроне, коксе и ухудшают их качество.

При переработке сернистых и высокосернистых нефтей, в результате разложения сернистых соединений, образуется сероводород, который в сочетании с соляной кислотой является причиной сильной коррозии:

Fe + H2S FeS + H2

FeS + 2HCl FeCl2 + H2S

Хлористое железо переходит в водный раствор, а выделяющийся сероводород вновь реагирует с железом. Таким образом, при совместном присутствии в нефтях хлоридов и сероводорода во влажной среде происходит взаимно инициируемая цепна реакция разъедания металла [1].

Попутный газ, содержащийся в нефти в растворённом состоянии, состоит из лёгких углеводородов С1 — С4. Большая часть этих углеводородов может быть потеряна при хранении и транспортировании нефти. Чтобы ликвидировать потери газов, а вместе с ними и лёгких бензиновых фракций, предотвратить загрязнение атмосферы, необходимо максимально извлечь лёгкие углеводороды [2].

Присутствие в нефтях газов способствует образованию в трубопроводах газовых пробок, которые затрудняют перекачивание.

Таким образом, прежде чем поставлять нефть потребителям, её необходимо определённым образом подготовить. Эта подготовка должна включать стабилизацию (удаление лёгких углеводородов), очистку от механических примесей, обессоливание и обезвоживание нефти.

1. 1 Классификация нефтей

На начальном этапе развития нефтяной промышленности основным показателем качества нефти была плотность. Нефти делили на легкие (р1515 < 0,828), утяжеленные (р1515 = 0,828 — 0,884) и тяжелые (р1515> 0,884). В легких нефтях содержится больше бензиновых и керосиновых фракций и сравнительно мало серы и смол. Из этих нефтей можно вырабатывать смазочные масла высокого качества. Тяжелые нефти, напротив, характеризуются высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, гетероатомных соединений и потому мало пригодны для производства масел и дают относительно малый выход топливных фракций.

1.1. 1 Химическая классификация

За основу этой классификации принято преимущественное содержание в нефти одного или нескольких классов углеводородов. Различают 6 типов нефтей: парафиновые, парафино-нафтеновые, нафтеновые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические и ароматические.

В парафиновых нефтях (типа узеньской, жетыбайской) все фракции содержат значительное количество алканов: бензиновые не менее 50%, а масляные — 20% и более. Количество асфальтенов и смол исключительно мало.

В парафино-нафтеновых нефтях и их фракциях преобладают алканы и циклоалканы, содержание аренов и смолисто-асфальтеновых веществ мало. К ним относится большинство нефтей Урало — Поволжья и Западной Сибири.

Для нафтеновых нефтей характерно высокое (до 60% и более) содержание циклоалканов во всех фракциях. Они содержат минимальное количество твердых парафинов, смол и асфальтенов. К нафтеновым относятся нефти, добываемые в Баку (балаханская и сураханская) и на Эмбе (доссорская и макатская) и др.

В парафино-нафтено-ароматических нефтях содержатся примерно в равных количествах углеводороды всех трех классов, твердых парафинов не более 1,5%. Количество смол и асфальтенов достигает 10%.

Нафтено-ароматические нефти характеризуются преобладающим содержанием цикланов и аренов, особенно в тяжелых фракциях. Алканы содержатся в небольшом количестве только в легких фракциях. В состав этих нефтей входит около 15 — 20% смол и асфальтенов.

Ароматические нефти характеризуются преобладанием аренов во всех фракциях и высокой плотностью. К ним относятся прорвинская в Казахстане и бугурусланская в Татарстане.

1.1. 2 Технологическая классификация

В нашей стране с 1991 г. действует технологическая классификация нефтей. Нефти подразделяют по следующим показателям на: 1) три класса (Й — ЙЙЙ) по содержанию серы в нефти (малосернистые, сернистые и высокосернистые), а также в бензине (н.к. — 180 0С), в реактивном (120 — 240 0С) и дизельном топливе (240 — 350 0С); 2) три типа по потенциальному содержанию фракций, перегоняющихся до 350 0С (Т1 — Т3); 3) четыре группы по потенциальному содержанию базовых масел (М1 — М4); 4) четыре подгруппы по качеству базовых масел, оцениваемому индексом вязкости (И1 — И4); 5) три вида по содержанию парафинов (П1 — П3).

Используя эту классификацию, для любой промышленной нефти можно составить шифр. По шифру нефти можно легко составить представление о наиболее рациональных схемах ее переработки и обосновать необходимость в процессах облагораживания нефтепродуктов.

1. 2 Стабилизация нефти

Процесс стабилизации начинается сразу же на первых этапах движения нефти после добычи из скважины. С падением давления из нефти выделяются газообразные углеводороды, находящиеся в пластовых условиях в жидком состоянии.

Сущность стабилизации нефти заключается в отборе наиболее летучих углеводородов, так как они по пути следования нефти, испаряясь, провоцируют потери и более тяжёлых бензиновых фракций. При стабилизации нефтей наряду с удалением пропана и бутанов извлекаются метан, этан и такие балластовые газы, как сероводород, углекислота и азот.

В зависимости от конкретных условий и требований, предъявляемых к качеству получаемых продуктов, стабилизация нефти проводится с применением процессов сепарации и ректификации.

Сепарация представляет собой процесс извлечения лёгких фракций однократным и многократным испарением при снижении давления. Сепарация осуществляется на индивидуальных замерных установках, дожимных насосных станциях, установках подготовки нефти [2] (в зависимости от принятой схемы сбора нефти).

Интенсивность выделения газовой фазы из нефти зависит от многих факторов, основными из которых являются: 1) темп снижения давления и температуры при движении нефтяного потока; 2) наличие в составе нефти лёгких углеводородов; 3) молекулярная масса нефти; 4) вязкость нефти.

Аппарат, в котором происходит отделение газа от жидкой продукции скважин, называют нефтегазовым сепаратором. Так как в нефтегазовом сепараторе происходит отделение газовой фазы от жидкой, такой сепаратор называют двухфазным. Однако во многих случаях в нефтегазовых сепараторах осуществляются отделение и сброс свободной воды. В этом случае нефтегазовый сепаратор называют нефтеводогазосепаратором, или трехфазным сепаратором.

Вывод отсепарированного газа из нефтегазовых сепараторов и раздельный сбор его осуществляются в различных пунктах системы сбора и центральных пунктах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Каждый такой пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа. Ступеней сепарации может быть несколько, и окончательное отделение нефти от газа завершается в концевых сепараторах или резервуарах под атмосферным давлением.

Многоступенчатая сепарация применяется при высоких давлениях на устье скважин для лучшего разделения нефти и газа при последовательно снижающихся давлениях в сепараторах. Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в сепаратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основная масса газа, состоящего главным образом из метана и этана. Этот газ, называемый сухим газом, имеет высокое давление и может транспортироваться на большие расстояния к потребителям. Из сепаратора высокого давления нефть поступает в сепараторы среднего и низкого давления для окончательного отделения от газа.

Наибольшее распространение на нефтяных месторождениях получили вертикальные и горизонтальные сепараторы.

Вертикальные сепараторы (их называют также трапами) имеют по сравнению с горизонтальными меньшую производительность по газу и жидкости. Конструкция их позволяет легче удалять из аппарата скопления песка, который осаждается из продукции скважин. Поэтому вертикальные сепараторы имеют наибольшее распространение на нефтяных месторождениях, где в продукции скважин содержится песок. Кроме того, вертикальными сепараторами до недавнего времени оснащались индивидуальные и групповые трапнозамерные установки.

За последнее время на нефтяных месторождениях все большее распространение получают горизонтальные сепараторы, которые имеют ряд преимуществ по сравнению с вертикальными: повышенная производительность при одном и том же объеме аппарата, лучшее качество сепарации, простота обслуживания и осмотра.

По конструкции горизонтальные сепараторы могут быть одноемкостные и двухъемкостные. Двухъемкостные нефтегазовые сепараторы изготавливаются из двух емкостей, располагаемых одна выше другой. Отбор жидкости в таких сепараторах осуществляется из нижней емкости, а газ удаляется через отводную линию верхней емкости.

Наибольшей производительностью по жидкости и газу характеризуются горизонтальные сепараторы, в которые жидкость и газ, предварительно отделенные в подводящих трубопроводах, вводятся раздельно. Такие аппараты получили название сепараторов с предварительным отбором газа. Они выпускаются двух модификаций: емкостные и трубные.

С целью снижения потерь легких углеводородов на ЦППН перед подачей товарной продукции в резервуары окончательно отделяют нефть от газа при минимальном избыточном давлении в так называемых концевых сепараторах.

В нефти, стабилизированной с применением сепарации, сохраняется до 1,5 — 2,0% углеводородов С1 — С4.

Для более глубокого извлечения лёгких углеводородов нефть направляют на специальные стабилизационные установки, имеющие в своём составе ректификационные колонны. Продуктами этих установок являются стабильная нефть и газовый конденсат, который передаётся на газофракционирующие установки.

Для стабилизации промысловой нефти с малым содержанием растворённых газов применяют одноколонные установки. Двухколонные установки используются для стабилизации нефтей с высоким содержанием газов (более 1,5% масс.), где вторая колонна служит для стабилизации газового бензина.

1.3 Обессоливание и обезвоживание нефтей

В связи с продолжающимся укрупнением и комбинированием технологических установок и широким применением каталитических процессов, требования к содержанию хлоридов металлов в нефтях, поступающих на переработку, неуклонно повышаются.

Чистая нефть, не содержащая неуглеводородных примесей, особенно солей металлов, и пресная вода взаимно нерастворимы, и при отстаивании эта смесь легко расслаивается. Однако при наличии в нефти таковых примесей система нефть — вода образует трудноразделимую нефтяную эмульсию.

Глубокое обессоливание нефтей везде проводят по единой принципиальной схеме. На установку обессоливания поступает сырая нефть с некоторой обводнённостью и содержащая какое-то количество солей. Перед первой ступенью нефть нагревают и добавляют к ней деэмульгатор и промывочную воду. После интенсивного перемешивания нефти с промывочной водой полученную эмульсию разделяют [3]. Способ разделения эмульсии зависит от свойств этой эмульсии.

1.3.1 Общие сведения о водонефтяных эмульсиях

Эмульсией называется система, образованная взаимно нерастворимыми или малорастворимыми друг в друге жидкостями.

Эмульсии являются грубодисперсными системами с размерами частиц примерно от 10-1 мкм и выше, которые можно визуально наблюдать при помощи оптического микроскопа. Подобные системы широко распространены в природе и технике.

Диспергированная жидкость является внутренней, или дисперсной фазой, а жидкость, в которой она находится, называется дисперсионной средой (внешней, сплошной).

Наиболее распространены эмульсии, образованные водой и какой-либо органической жидкостью. Если вода образует сплошную фазу, то эмульсию называют прямой или эмульсией типа «масло в воде» (неполярная жидкость в полярной), если вода является дисперсной фазой, то эмульсию называют обратной или эмульсией типа «вода в масле» (полярная жидкость в неполярной).

Тип образующейся эмульсии в значительной степени зависит от соотношения несмешивающихся жидкостей — дисперсионной средой стремится стать та жидкость, объём которой больше. При смешении жидкостей в присутствии примесей (загрязнений) значение соотношения объёмов жидкостей значительно снижается, а иногда и совсем теряется. На тип эмульсии также влияет гидрофильность или гидрофобность внутренней поверхности аппарата в котором происходит смешение.

Эмульсии образуются в результате двух конкурирующих процессов: дробления и коалесценции (укрупнения) капель дисперсной фазы. В зависимости от соотношения скоростей этих процессов эмульсия может становиться либо всё более мелкодисперсной, либо будет укрупняться. При равенстве скоростей дробления и коалесценции капель эмульсия будет находиться в состоянии динамического равновесия.

При образовании эмульсии увеличивается поверхность дисперсной фазы, поэтому для осуществления процесса эмульгирования должна быть затрачена определённая работа, которая концентрируется на поверхности раздела фаз в виде свободной поверхностной энергии. Энергия, затраченная на образование единицы межфазной поверхности, называется поверхностным (межфазным) натяжением. Глобулы дисперсной фазы имеют сферическую форму, так как такая форма имеет наименьшую поверхность и наименьшую свободную энергию для данного объёма [4].

По своей природе эмульсии являются термодинамически неустойчивыми системами, так как свободная энергия капель дисперсной фазы способствует их слиянию (коалесценции). Это приводит к тому, что в состоянии покоя капли укрупняются и эмульсия постепенно расслаивается. Чем быстрее происходит этот процесс, тем менее устойчива эмульсия [3].

Устойчивость эмульсии существенно зависит от наличия в них веществ, называемых эмульгаторами. Эти вещества, адсорбируясь на границе раздела фаз, снижают межфазное поверхностное натяжение, а следовательно, уменьшают суммарную свободную энергию системы и повышают её устойчивость. Известны десятки таких веществ, содержащихся в нефтях. Большая их часть принадлежит к классу поверхностно — активных веществ (ПАВ). К нему обычно относят все вещества, обладающие способностью уменьшать межфазное поверхностное натяжение, в молекулярном строении которых можно выделить элементы, обладающие гидрофильными и гидрофобными свойствами. Подобными компонентами нефти являются различные органические кислоты, нафтены, смолы и др.

В процессе образования и стабилизации эмульсий наряду с поверхностно — активными веществами существенную роль играют тонкодисперсные нерастворимые порошки, находящиеся в нефти в коллоидном состоянии: асфальтены, микрокристаллы парафина и различного рода механические примеси. Эти вещества образуют на каплях эмульсии механически прочные оболочки, препятствующие их коалесценции [3].

Стабилизация эмульсии является динамическим процессом, который определяется закономерностями конкурирующей адсорбции на каплях эмульсии различных эмульгирующих веществ. Вначале этот процесс идёт достаточно быстро, а затем, по мере заполнения свободной поверхности капель, на которой могут адсорбироваться эмульгирующие вещества, постепенно затухает и скорость его стремится к нулю. За это время структуры и составы бронирующих оболочек стабилизируются. Время и процесс выхода на это устойчивое состояние бронирующих оболочек эмульсии называют соответственно временем и процессом «старения» эмульсии.

Во время старения повышается и устойчивость эмульсии к расслоению, достигая максимального значения для «застарелых» эмульсий. Время их расслоения при комнатной температуре существенно зависит от количества и качества присутствующих в них эмульгирующих веществ. Чаще всего оно исчисляется часами, реже — сутками, хотя встречаются и такие эмульсии, которые не расслаиваются годами [3].

Эмульсии, характеризующиеся высокой степенью дисперсности, являются термодинамически равновесными системами, не требующими введения эмульгатора — стабилизатора. Называются они критическими, или лиофильными, эмульсиями в отличие от обычных лиофобных эмульсий. Критическими эмульсиями они называются потому, что такие же эмульсии образуются из ограниченно смешивающихся жидкостей (анилин и вода, изоамиловый спирт и вода) при температурах, близких к критическим температурам смешения. Лиофильность или лиофобность определяется по величине свободной межфазной энергии, измеряемой поверхностным натяжением. Лиофобные дисперсные системы — термодинамически агрегативно неустойчивые, характеризующиеся некоторым временем существования, с относительно высоким межфазным натяжением > m, больше граничного значения m. Лиофильные дисперсные системы — термодинамически устойчивые, самопроизвольно образующиеся эмульсии со значением межфазной поверхностной энергии, меньшим граничного значения m.

Механизм образования эмульсии в общем виде такой (предложен П.А. Рибендером). Первой стадией является растягивание капли жидкости в цилиндрик, что сопровождается увеличением поверхности дисперсной фазы и происходит с затратой работы для преодоления молекулярных сил поверхностного натяжения. Вытянутая капля становится неустойчивой и

распадается на мелкие частицы, приобретающие сферическую форму. Этот распад является второй стадией процесса, сопровождается уменьшением поверхности и свободной поверхностной энергии. Образующиеся при перемешивании цилиндрики жидкости начинают распадаться на капельки только тогда, когда их длина становится больше длины окружности сечения. В третьей стадии происходят одновременно процессы коалесценции при столкновении капель и диспергирования образовавшихся капель. Однако чем меньше становятся капельки, тем труднее происходит их вытягивание. Под действием увеличивающегося капиллярного давления более мелкие капли делаются всё более жёсткими, сопротивляющимися изменению формы. Установлено, что диспергирование происходит не только при растяжении капель, но и даже при небольшом сжатии [4].

По величине концентрации дисперсной фазы все эмульсии делят на разбавленные, концентрированные и высококонцентрированные. Под разбавленными эмульсиями понимают высокодисперсные эмульсии, содержащие до 0,1% дисперсной фазы; по величине частиц они близки к коллоидным растворам, т. е. диаметр капелек около 10-6 м. Разбавленные эмульсии агрегативно устойчивы без введения эмульгаторов, по своим свойствам они больше похожи на лиофобные золи. К концентрированным эмульсиям относятся высокодисперсные системы со сравнительно большим содержанием дисперсной фазы (до 74% об.). Указанный максимальный предел концентрации относится к монодисперсным эмульсиям и соответствует максимально возможному объёмному содержанию недеформированных капель независимо от их размера.

Реальные эмульсии получаются обычно полидисперсными, и этот предел для них является условным, так как упаковка капель бывает иной, чем в монодисперсных эмульсиях, например, между большими каплями могут помещаться мелкие.

Эмульсии, образующиеся при добыче и обессоливании нефти, относятся преимущественно к полидисперсным эмульсиям. Агрегативная устойчивость таких эмульсий весьма разнообразна и определяется многими факторами.

1.3. 2 Промышленные электродегидраторы переменного тока

Обезвоживание и обессоливание нефти при помощи электрического поля осуществляют под давлением в электродегидраторах, снабженных электродами, к которым подводится высокое напряжение переменного тока промышленной частоты. Существует несколько типов и конструкций электродегидраторов, отличающихся формой, габаритами и принципом работы. Имеются электродегидраторы вертикальные, шаровые и горизонтальные с электродами разных конструкций и различными системами ввода сырья в электрическое поле.

Вертикальные электродегидраторы

Рис 1.1. Вертикальный электродегидратор:

1 — корпус; 2 — электроды; 3 — подвесные изоляторы; 4 — проходные изоляторы; 5 — трансформаторы; 6 — реактивные катушки; 7 — сигнальные лампы; 8 — распределительная головка; 9 — тяга регулирования щели в распределительной головке; 10 — змеевик; 11 — шламовый насос; 12 — манометр; 13 — мерное стекло; 14 — поплавковый выключатель; 15 — предохранительный клапан

Вертикальный электродегидратор (рис. 1. 1) представляет собой вертикальную цилиндрическую емкость диаметром 3 м, высотой 5 м и объемом 30 м3 с полусферическими днищами. Электродегидратор рассчитан на избыточное давление 4 ат. и температуру не выше 80 — 900С. Сырье в электродегидратор вводится через вертикально вмонтированную по его оси трубу, оканчивающуюся на половине высоты аппарата распределительной головкой, обеспечивающей поступление сырья в виде тонкой веерообразной и горизонтальной струи.

Обработанная нефть выводится в центре верхнего днища электродегидратора, а отстоявшаяся вода — через нижнее днище. Внутри аппарата, над распределительной головкой и под нею, имеется по одному горизонтальному электроду. Электроды подвешены на изоляторах и питаются от двух высоковольтных трансформаторов. Напряжение между электродами обычно 15 — 33 кв. Под влиянием напряжения между ними возникает соответствующее электрическое поле, в котором и обрабатывается эмульсия, поступающая в межэлектродное пространство.

Диаметр электродов, в зависимости от стойкости поступающей эмульсии и ее электропроводности, равен 1,3 — 2,7 м. С увеличениём диаметра электродов при одной и той же производительности аппарата увеличиваются размеры электрического поля и время пребывания эмульсии в нем, что способствует более полному ее разрушению. Однако при увеличении диаметра электродов сила тока растет пропорционально его квадрату, так как сечение и электропроводность столба жидкости,

заключенного между электродами, пропорционально квадрату диаметра электродов. При чрезмерном увеличении силы тока снижается напряжение между электродами вследствие падения напряжения в реактивных катушках, включенных последовательно с первичными обмотками трансформаторов для защиты их от перегрузки и токов короткого замыкания.

Шаровые электродегидраторы

Рис. 1.2. Шаровой электродегидратор:

1- трансформатор; 2 — устройство для регулирования расстояния между электродами; 3 — электрод; 4 — распределительная головка; 5 — теплоизоляция; 6 — штуцер для ввода сырой нефти; 7 — дренажный штуцер; 8 — штуцер для вывода обессоленной нефти.

На Московском НПЗ была разработана и освоена конструкция сферического электродегидратора большой производительности, которая легла в основу типового шарового электродегидратора, входящего в состав укрупненных установок ЭЛОУ (рис. 1. 2). Диаметр этого электродегидратора 10,5 м, а объем аппарата 600 м3. Производительность (в зависимости от нефти) равна 300 — 500 м3. Аппарат рассчитан на избыточное рабочее давление 6 ат. Принцип действия этого электродегидратора тот же, что и вертикального, только вместо одного стояка с распределительной головкой для ввода сырья и одной пары электродов в шаровом электродегидраторе их соответственно по три. Распределительные головки стояков расположены симметрично в экваториальной плоскости шара на расстоянии 3 м от его вертикальной оси.

Соответственно трем вводам с распределительными головками, внутри электродегидратора подвешены на изоляторах три пары горизонтальных электродов диаметром 2 — 3 м. Каждой головке соответствует своя пара электродов, подвешенных, как и в вертикальных электродегидраторах, один под другим по центру головок. Верхний электрод каждой пары расположен над соответствующей головкой, нижний электрод — под нею. Расстояние между верхним и нижним электродами каждой пары 13 — 17 см. Нефть поступает в электродегидратор по всем трем вводам соответственно через три распределительные головки. Горизонтальные щели последних направляют каждый поток нефти перпендикулярно силовым линиям электрического поля, создаваемого соответствующей парой электродов. Размер щелей в головках регулируется штурвалами, расположенными под аппаратом, от 0 до 25 мм. Электроды питаются током высокого напряжения от трансформаторов типа ОМ-66/35 мощностью по 50 кВт, установленных на площадке, смонтированной наверху аппарата. Напряжение внутрь электродегидратора подается через проходные изоляторы, установленные в верхнем днище аппарата. Всего имеется шесть трансформаторов и шесть проходных изоляторов — по два на каждую пару электродов. Номинальное напряжение на первичных обмотках трансформаторов 380 В. Напряжение на вторичных обмотках в зависимости от способа соединения равно 11, 16,5 или 22 кВ. Трансформаторы питаются от сети трехфазного тока 3×380 в. Три пары трансформаторов подключены соответственно к трем линейным напряжениям сети, что обеспечивает ее равномерную загрузку.

Питание разных пар электродов различными по фазе напряжениями не имеет существенного значения для работы электродегидратора, так как расстояния между разными парами электродов большие (около 2,5 м). Каждая пара трансформаторов включена в цепь так же, как в вертикальных электродегидраторах: первичные обмотки трансформаторов подключены к напряжению противоположными концами, вследствие чего и полярность высоковольтных обмоток противоположна. Начала этих обмоток заземлены. Концы обмоток через проходные изоляторы подключены к электродам. Ввиду разных полярностей к электродам подводится двойное напряжение. Напряжение между электродами обычно равно 33 000 или 44 000 в, напряженность электрического поля 2 — 3 кв/см. Для ограничения силы тока и защиты электрооборудования от короткого замыкания в цепь первичных обмоток каждого трансформатора включены реактивные катушки типа РОМ-50/05.

1.3.3 Горизонтальные электродегидраторы

Горизонтальные электродегидраторы имеют ряд преимуществ по сравнению с вертикальными и шаровыми. Принцип работы этих дегидраторов примерно такой же, как вертикальных и шаровых. Разработаны две конструкции типовых горизонтальных электродегидраторов.

Первый электродегидратор имеет следующую конструкцию. Вдоль аппарата (рис. 1. 3) по оси на равных расстояниях друг от друга установлены вертикальные стояки 3, оканчивающиеся распределительными головками 6 для ввода эмульсии в межэлектродное пространство. Над и под каждой головкой подвешены круглые электроды 4 и 5, создающие электрическое поле вокруг головок.

Рис. 1.3. Горизонтальный электродегидратор с вводом эмульсии в межэлектродное пространство

1- корпус; 2 — коллектор; 3 — стояки; 4 и 5 — электроды; 6 — распределительная головка

Распределительные головки 6, расположенные в центре межэлектродного пространства каждой пары круглых электродов, направляют круговую струю эмульсии в радиальном направлении перпендикулярно направлению электрического поля. Все верхние электроды объединены в один, а все нижние — в другой общий электрод; питание к ним подводится от двух повышающих трансформаторов. Уровень отстоявшейся воды автоматически поддерживается ниже нижнего электрода примерно на 50 см. Таким образом, в данном электродегидраторе электроды образуют две зоны обработки нефтяной эмульсии: первая зона между электродами, в которую вводится сырье, характеризуется высокой напряженностью электрического поля; вторая зона обработки — между нижним электродом и

уровнем оставшейся воды, в которой скапливается эмульсия повышенной обводненности, — характеризуется сравнительно небольшой напряженностью электрического поля. Расстояние между электродами 15 см.

Второй электродегидратор, представленный на рис. 1.5 в поперечном разрезе, отличается конструктивными особенностями электродов 1 и 2 и подачей сырья.

В этом электродегидраторе электроды подвешены горизонтально друг над другом, имеют форму прямоугольных рам, занимающих все продольное сечение аппарата. Расстояние между электродами 25 — 40 см, питаются они от двух трансформаторов мощностью по 50 кВт.

Подача сырья в электродегидратор осуществляется не через распределительные головки, расположенные в межэлектродном пространстве, а снизу — через маточник, обеспечивающий равномерное поступление эмульсии по всему горизонтальному сечению аппарата. Такая система ввода эмульсии в электродегидратор исключает неравномерное движение ее в межэлектродном пространстве и позволяет значительно увеличить эффективность работы аппарата.

Рис. 1.4. Сечение горизонтального электродегидратора с вводом сырья под водяную подушку

В электродегидраторе ЭГ, эмульсия проходит через три зоны обработки. В первой фоне эмульсия проходит слой отстоявшейся воды, уровень которой поддерживается автоматически на 20 — 30 см выше маточника. В этой зоне нефтяная эмульсия подвергается водной промывке, в результате которой она теряет основную массу пластовой воды. Обезвоженная. таким способом эмульсия, двигаясь в вертикальном направлении с небольшой скоростью, последовательно подвергается обработке сначала в зоне слабой напряженности электрического поля (вторая зона), между уровнем отстоявшейся воды и нижним электродом 2, а затем в зоне сильной напряженности, между обоими электродами 2 и 1. Вертикальное движение потока эмульсии по всему сечению аппарата, создаваемое при помощи маточника, и ступенчатое повышение напряженности электрического поля от нуля в первой зоне до максимальной величины в третьей позволяют в данном электродегидраторе эффективно обрабатывать нефтяную эмульсию любой обводнённости без опасения замыкания электродов и достигать таким образом высокой степени обезвоживания и обессоливания нефти.

1. 4 Назначение и классификация отстойной аппаратуры

В зависимости от принятой технологической схемы различают отстойники, работающие без избыточного давления и с повышенным давлением. Первые конструктивно представляют собой простейшие емкости, преимущественно вертикальные.

Наиболее распространены обычные вертикальные резервуары, отличающиеся лишь внутренним устройством приспособления для вывода верхних слоев нефти (распределительные маточники, способствующие равномерному распределению вводимой в резервуар эмульсии, газовые якоря для отвода выделяющихся газов и др.). Как уже было сказано, отстойники, работающие без давления, могут эксплуатироваться как периодически (чаще всего), так и непрерывно с поддержанием уровней нефти и раздела фаз нефть-вода. Для отвода отстоявшейся нефти очень часто пользуются нижним штуцером, что нельзя признать рациональным, так как при откачке в чистую нефть попадают включения из загрязненной нефти. Этот недостаток устраняется при откачке из верхних слоев при помощи шарнирного устройства, подъемная труба которого при работе жестко связывается с поплавком на поверхности нефти.

Сброс отстоявшейся воды из резервуара, как правило, осуществляется вручную. Однако его можно проводить и непрерывно при помощи специального регулирующего органа либо сифонного устройства.

Отстойники, работающие под давлением, конструктивно по внутреннему оборудованию выполняются полые и секционированные, по конфигурации вертикальные, горизонтальные и сферические. Отличаются они пропускной способностью.

В горизонтальном отстойнике для эмульсий обе жидкости после разделения могут быть выведены из аппарата, поэтому отстойник работает непрерывно. Отстойник предназначен для разделения нефти и воды после нагрева нефтяных эмульсий в стационарных трубчатых печах или в блочных нагревателях.

Отстойник типа ОВД-200 (рис. 1.5.) представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость диаметром 3400 мм с эллиптическими днищами.

Нагретая нефтяная эмульсия, содержащая реагент — деэмульгатор, вводится в отстойник через распределительное устройство, состоящее из двух коллекторов с 16 перфорированными трубами. Отверстия в трубах распределительного устройства выполнены по нижним образующим, что предотвращает накопление механических примесей в трубах и обеспечивает равномерный отвод выделившейся воды. Для гашения энергии вытекающих, из отверстий струй эмульсии по распределительным устройством установлены U-образные отбойные устройства.

При этом предотвращается перемешивание нижележащих слоев воды. Нефтяная эмульсия, поднимаясь вертикально вверх через слой воды и промежуточный слой высококонцентрированной эмульсии, расположенной на границе раздела нефть — вода и выполняющей роль коаллесирующего фильтра, расслаивается на нефть и воду. Обезвоженная нефть собирается сборником нефти, выполненным из перфорированных труб, и выводится сверху отстойника, а отделившаяся вода собирается сборником воды и выводится снизу отстойника.

Рис. 1.5. Отстойник типа ОВД-200

Отстойник типа ОВД-200 (Рис. 1.5.) представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость диаметром 3400 мм. с эллиптическим днищами. Нагретая нефтяная эмульсия, содержащая реагент — деэмульгатор, вводится в отстойник через штуцер и распределитель эмульсии, выполненный в виде перфорированного барабана, расположенного вдоль оси емкости, и движется горизонтально вдоль аппарата. При этом происходит гравитационное осаждение капель воды. Обезвоженная нефть выводится с помощью сборника нефти через штуцер. Сборник нефти выполнен в виде перфорированного барабана, установленного поперек оси емкости в верхней част аппарата. Отделившаяся вода собирается с помощью длинной перфорированной трубы, расположенной внизу отстойника, и выводится через штуцер.

Производительность горизонтальных отстойников может быть увеличена путем размещения в зоне отстаивания параллельных наклонных пластин.

Подача нефтесодержащей воды на очистку и отвод очищенной воды

производится через штуцера, расположенные по центру днищ аппарата. Параллельные пластины в нефтеотделителе расположены на расстоянии 100 мм. друг от друга, отвод уловленной нефти осуществляется через штуцера, расположенные в верхней части нефтеотделителя, а осадок выводится снизу.

1. 5 Назначение, классификация и конструкция сепараторов

Отделение нефти от газа и воды в различных сепараторах осуществляется с целью: получения нефтяного газа, используемого как химическое сырье или как топливо; уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения тем самым гидравлических сопротивлений; разложения образовавшейся пены; отделения воды от нефти при добыче нестойких эмульсий; уменьшения пульсации при транспорте нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти.

Рис. 1.6. Разрез горизонтального сепаратора

1 — ввод газонефтяной смеси; 2 — диспергатор; 3 — наклонные плоскости; 4 — жалюзийная насадка — каплеуловитель; 5 — перегородка для выравнивания потока газа; 6 — выход газа; 7 — люк; 8 — регулятор уровня; 9 — поплавковый уровнедержатель; 10 — сброс грязи; 11 — перегородка для предотвращения прорыва газа; 12 — сливная трубка.

На рис. 1.6. приведены общий вид и разрез горизонтального сепаратора, в котором осаждение частиц жидкости происходит под действием как гравитационных, так и инерционных сил. Работа этого сепаратора происходит следующим образом.

Нефтегазовая смесь, подаваемая в патрубок 1, вначале попадает в отбойник газа 2, где происходит дробление (диспергирование) нефтегазовой смеси. Диспергирование нефти приводит к существенному увеличению поверхности контакта нефть — газ, в результате чего происходит интенсивное выделение газа из нефти. После отбойника газа значительная часть капельной нефти под действием гравитационных сил оседает на наклонные плоскости 3, а незначительная часть ее в виде мельчайших капелек уносится основным потоком газа. Для изменения структуры потока наклонные плоскости следует выполнять с уступами (порогами), способствующими выделению газа из жидкости.

Основной поток газа вместе с мельчайшими частицами нефти, не успевшими выпасть под действием силы тяжести, встречает на своем пути жалюзийную насадку 4, в которой происходят «захват» (прилипание) капелек жидкости и дополнительное осаждение их из газа; при этом образуется пленка, стекающая в поддон, из которого по трубке 12 она попадает под уровень жидкости в сепараторе.

Рис. 1.7. Горизонтальный нефтегазоводоотделитель — концевая совмещенная сепарационная установка (КССУ)

1 — корпус сепаратора; 2 — газоотводящий коллектор; 3 — регулятор давления «до себя»; 4 — люк; 5 — раздаточный коллектор; 6 — ввод нефти, газа и воды; 7 и 8 — исполнительные механизмы соответственно для сброса воды и нефти; 9 — двухфазный поплавок «вода — нефть»; 10 — поплавок; 11 и 12 — дренажные линии соответственно для нефти и воды

На рис. 1.7. показан горизонтальный нефтегазоводоотделитель, который эффективно работает по предварительному сбросу пластовой воды на термохимических установках по обезвоживанию и обессоливанию.

Нефтегазоводяная смесь поступает в аппарат через приемный патрубок 6, из которого попадает в раздаточный коллектор 5, имеющий для выхода смеси равномерно расположенные внизу отверстия, выполненные по принципу пропуска одинаковых расходов жидкости, т. е. чем дальше от приемного патрубка 6, тем больше их диаметр. Нефтегазоводяная смесь, выходящая из отверстий раздаточного коллектора, с очень низкой скоростью

поднимается через водяную подушку, имеющую в своем составе поверхностно-активные вещества (ПАВ), и расслаивается на нефть, воду и газ, которые по отдельным линиям 11, 12 и 2 выводятся из сепаратора. Эффективность отделения нефти от воды достигается в основном в результате использования тепла, подводимого от установки подготовки нефти 8, и ПАВ пластовых вод, подаваемых в КСУ.

На рис. 1.8. приведен разрез гидроциклонного сепаратора, разработанного в институте Гипровостокнефть. Сепараторы этого типа довольно широко применяются на нефтяных месторождениях. Принцип работы их заключается в следующем. Нефтегазовая смесь по тангенциальному (касательному к корпусу) вводу 1 попадает в гидроциклонную головку, где под действием центробежной силы происходит отделение нефти от газа; нефть как более тяжелая движется по стенке, а газ отжимается к центру головки и по патрубку 2 выводится из сепаратора. Отсепарированная нефть попадает затем на наклонные плоскости 8 сборной емкости сепаратора и, пройдя их, выводится за пределы сепаратора. Выделившийся из нефти на наклонных плоскостях газ вместе с газом, не успевшим отделиться от нефти в гидроциклонной головке, направляется через решетки (сетки) 5 к выходу из сепаратора. Решетки (сетки) устанавливаются в технологической емкости сепаратора для удержания капелек нефти, уносимых потоком газа за пределы сепаратора.

Рис. 1.8. Гидроциклонный сепаратор.

1 — тангенциальный ввод смеси; 2 — отвод газа; 3 — головка гидроциклона; 4 — корпус гидроциклона; 5 — каплеулавливающие сетки; 6 — перегородка; 7 — вывод газа из технологической емкости 10; 8 — наклонные плоскости; 9 — успокоитель уровня жидкости (сплошная пластина)

В гравитационном сепараторе с предварительным отделением нефти от газа (рис. 1.9.), где нефтегазовая смесь подводится к корпусу сепаратора по наклонному трубопроводу 1. Наклон трубопровода к горизонту может колебаться в пределах 30 — 40 град. К наклонному трубопроводу 1 приваривается вертикально расположенный газоотводный патрубок 2, второй конец которого подсоединяется к диффузору 3, вмонтированному в корпус сепаратора.

Сущность работы сепаратора очень проста и сводится к следующему: в результате падения давления, возникающего при совместном движении нефти и газа по сборным коллекторам (протяженностью от 1 до 5 км), в самих коллекторах происходит медленная, но равновесная сепарация нефти от газа, которые в наклонном трубопроводе 1 еще больше разделяются и раздельно вводятся в корпус сепаратора: нефть по продолжению трубопровода 1, а газ по газопроводу 2.

Не успевшие скоалесцировать (соединиться) в крупные агрегаты и не попавшие в канал 2 пузырьки газа вместе с нефтью направляются в плоский диффузор 4, в котором постепенно происходит снижение скорости нефтегазового потока. Нефтегазовый поток из диффузора 4 попадает с малой скоростью на наклонную плоскость 6, где происходит интенсивное отделение оставшихся в незначительном количестве пузырьков газа от нефти. Основной поток газа, как отмечалось выше, отделяется от нефти до сепаратора при помощи патрубка 2 и снова вводится в сепаратор через диффузор 3 для осаждения из газа капелек нефти, задерживаемых кассетой 5.

Таким образом, существенным преимуществом данного сепаратора является предварительное отделение нефти, от газа с последующим вводом их по отдельным каналам в корпус сепаратора. Такой способ ввода продукции скважин в сепаратор позволяет значительно снизить перемешивание нефтегазовой смеси и ускорить разделение нефти и газа.

Рис. 1.9. Схема гравитационного сепаратора с предварительным отделением газа от нефти

1 — наклонный коллектор; 2 — газоотводный патрубок; 3 — диффузор; 4 — плоский диффузор; 5 — кассета для улавливания капельной жидкости, уносимой газом; 6 — наклонная плоскость; 7 — заслонка; 8 — шарнирные тяги;
9 — поплавок; 10 — патрубок для вывода нефти из сепаратора; 11 — пластины для пеногашения; 12 — змеевик для подачи в сепаратор горячего пара в случае отложения парафина

1.6 Выбор и обоснование основного аппарата

Решение проблемы подготовки нефти на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах тесно связано со многими аспектами разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, особенностями перекачки нефти по трубопроводам.

Факторы, обуславливающие выбор объектов подготовки нефти и применяемую технологию:

— Уровень развития теории, оптимальных условий процессов разрушения нефтяных эмульсий;

— Геолого-климатические условия нефтедобывающего района;

— Физико-химические свойства нефтей, пластовых вод и образуемых ими эмульсий;

— Размеры нефтяных месторождений и длительность их эксплуатации;

— Методы разработки месторождений;

— Темпы отбора нефти и воды;

— Требования к качеству подготавливаемой нефти;

— Удаленность месторождений от нефтеперерабатывающих заводов;

— Взаимное расположение головных сооружений, магистральных трубопроводов и центральных пунктов сбора нефти и газа.

Развитие новых теоретических представлений об оптимальных условиях разрушения эмульсий, очистки пластовых вод и сепарации нефтяного газа, транспортирования и обработки продукции скважин определяется следующими условиями:

— Отказом от строительства традиционных узлов сепарации, установок подготовки нефти и очистных сооружений, как технологически и территориально автономных объектов, отличающихся громоздкостью, повышенной металлоемкостью;

— Технологическим совмещением различных элементов этих операций в промысловых системах сбора, коммуникационных и магистральных трубопроводах, товарных парках и другом оборудовании в процессе транспортирования продукции скважин до конечных пунктов;

— Многокольцевым использованием оборудования и увеличением единичной производительности аппаратов, служащих в основном для завершения операций по сепарации газа, отделению воды от нефти и очистке пластовых вод;

— Значительным уменьшением на этой основе числа технологических аппаратов и сооружений, необходимых для обработки больших объемов жидкости и газа;

— Созданием центральных сборных пунктов высокой производительности на площадях небольших размеров.

Совмещенный центральный сборный пункт характеризуется, прежде всего, технологической взаимосвязанностью осуществляемом на нем процессов, последовательным, непрерывным их один в другой при взаимном

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой