Цех подготовки и перекачки нефти

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

РЕФЕРАТ

50 стр., 3 рис., 22табл., 6 источника.

Объект проектирования – цех  подготовки и перекачки нефти Ватьеганского месторождения ОАО Лукойл-Западная Сибирь производительностью 4 800 м³/сут по товарной нефти;

Цель проекта: Разработка технологической схемы установки предварительного сброса воды и ее основного аппарата.

Технологический режим и  технологическая схема установки  дает возможность, используя только химический способ с использованием деэмульгатора , отделять нефть с  содержанием воды до 1 %мас..

Производительность установки 1,0 млн. т/год по товарной нефти; годовая  продолжительность 350 дней; содержание воды в нефти на выходе из установки 0,5-1%маc; содержание углеводородов в товарной воде 0,1%мас. Давление первой стадии сепарации 1,0 МПа; температура первой стадии сепарации 10^ОС. Давление второй стадии сепарации 0,5 МПа; температура второй стадии сепарации 10^ОС. Давление стадии отстаивания 0,5 МПа; температура стадии отстаивания 60^ОС.

Используемая для ведения  технологического процесса многоступенчатая автоматизированная система управления позволяет безопасно и качественно  поддерживать технологический режим.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

Введение

1. Аналитический обзор теории и методов обезвоживания нефти
1. Образование эмульсий и их классификация
2. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий
1. Дисперсность
2. Вязкость
3. Плотность
4. Электрические свойства
5. Температура
3. Устойчивость нефтяных эмульсий и их «старение»
4. Теоретические основы обезвоживания нефти
1. Седиментация капель воды в нефти
2. Процессы укрупнения капель воды
5. Деэмульгаторы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий
6. Основные методы разрушения нефтяных эмульсий
7. Описание принципиальной технологической схемы подготовки скважинной нефти
2. Характеристика сырья, готовой продукции и применяемых реагентов
3. Расчет материального баланса дожимной насосной станции (ДНС) с установкой предварительного сброса воды (УПСВ)
1. Материальный баланс первой ступени сепарации
2. Материальный баланс второй ступени сепарации
3. Расчет материального баланса сброса воды
4. Общий материальный баланс установки
4. Описание и расчёт отстойника

Заключение

5. Список использованных источников

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Установка предварительного сброса воды ДНС-3 цеха подготовки и перекачки нефти Ватьеганского месторождения “ОАО Лукойл-Западная Сибирь” расположена в Ханты-Мансийском автономном округе, в 140 км к северо-востоку от города Сургут и в 30 км к востоку от Когалыма. Открыто в 1971 году. Получило название по реке Ватьеган. Освоение началось в 1983 году.

УПСВ ДНС-3 “ОАО Лукойл-Западная Сибирь” проектной мощностью по сырью до 1 млн.т/год предназначена для:

- сбора водогазонефтяной  эмульсии, поступающей с кустовых  площадок и разведочных скважин;

- сепарации нефти;

- обезвоживания нефти;

- подготовки пластовых  и других промысловых очистных  сточных вод с последующей  закачкой в пласт;

- внешнего транспорта  нефти с месторождения на центральный пункт сбора (ЦПС).

- внешнего транспорта  газа с месторождения на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Продуктом УПСВ является обезвоженная нефть, которая поступает на ЦПС, где происходит подготовка нефти  до товарных кондиций (обезвоживание, обессоливание и т.д.) и перекачка  ее по системе внешнего транспорта.

На УПСВ происходит сепарация  газа, часть которого поступает на компрессорную станцию и сдается  на ГПЗ. Остаточный газ поступает  на факел низкого давления, где  происходит его сжигание.

Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает по системе  водоводов на кустовые насосные станции (КНС) и закачивается в пласты с целью поддерживания пластового давления.

Технологический режим и  технологическая схема установки  дает возможность, используя только химический метод с использованием деэмульгатора, отделять нефть с  содержанием воды до 1%.

 

1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ТЕОРИИ И МЕТОДОВ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ

 

На каждом месторождении  наступает такой период, когда  из пласта вместе с нефтью извлекается  пластовая вода. По мере эксплуатации месторождения содержание воды в  нефти постепенно возрастает.

Извлеченная вместе с нефтью на поверхность пластовая вода является вредной примесью, которую необходимо удалять из нефти. Пластовая вода образует с нефтью эмульсии различной  степени стойкости, и со временем стойкость эмульсии повышается. Это  является одной из причин того, что  необходимо обезвоживать как можно  раньше с момента образования  эмульсии, не допуская ее старения. Наиболее целесообразно проводить обезвоживание  нефти на месторождениях.

Второй наиболее важной причиной обезвоживания нефти в районах  его добычи является высокая стоимость  транспорта балласта-пластовой воды. Транспорт обводненной нефти  удорожается не только в результате перекачки дополнительных объемов  содержащейся в нефти пластовой  воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа вода в нефти выше, чем чистой нефти. При увеличении содержания воды в нефти на 15 транспортные расходы возрастают в среднем  на 3-5% при каждой перекачке. /1/

Добывающая из скважин  нефть, как правило, имеет в своем  составе пластовую воду (в свободном или эмульгированном состоянии), содержащую различные минеральные соли -хлористый натрий NaCl, хлористый кальций СаСl₂, хлористый магний MgCl₂, причем часто в больших количествах (200 тыс. мг/л воды и более), механические примеси. Эти соли придают водонефтяной смеси довольно высокую коррозионную активность и затрудняют таким образом ее транспортирование и последующую переработку. Механические примеси и соли легко отлагаются с суженных местах, местах поворотов, изгибов, сужая живое сечение трубок и ухудшая процесс теплопередачи в теплообменном оборудовании. Примеси и соли тяжёлых нефтей концентрируются в тяжёлом остатке переработки нефти, ухудшая их качество. В состав нефтей входят также различные газы органического (метан СН₄, этан С₂Н₆, пропан С₃Н₈, бутан С₄Н₁₀) и неорганического (сероводород H₂S, углекислый газ СО₂ и гелий Не) происхождения.

В связи с изложенным, возникает необходимость отделения  от нефти пластовой воды и солей  в промысловых условиях. Вместе с  водой при обезвоживании из нефти  удаляются соли, растворенные в воде, и механические примеси, которые  являются причиной коррозии и загрязнения  трубопроводов и аппаратов. При  обезвоживании нефти на месторождениях из нее удаляется основная масса  воды, солей и механических примесей, и нефтепроводным управлениям нефть  сдается с содержанием воды, как  правило, не выше 1-2 %. Но эта норма  не остается неизменной и имеется  тенденция к ее снижению до 0,5 % , что  экономически и технологически более  целесообразно.

При обезвоживании нефти  на месторождениях – лишь первый этап ее подготовки к переработке. Более  глубокая очистка нефти от пластовой  воды, солей и механических примесей осуществляется в процессе обессоливания. С этой целью обезвоженную нефть  интенсивно перемешивают с пресной  водой, а образовавшуюся эмульсию разрушают.

При извлечении нефти и  пластовой воды на поверхность они  неизбежно перемешиваются, образуя  при этом эмульсию. Свойства нефтяных эмульсий, их стойкость в значительной мере зависят от способа добычи нефти  и условий эксплуатации нефтяного  месторождения.

Содержание воды, солей  и механических примесей в нефти  важно знать также для определения  количества чистой нефти при передачи ее товаротранспортным организациям /1,4/.

 

1.1 Образование  эмульсий и их классификация

Вода в нефти появляется в результате поступления к скважине пластовой воды или воды, закачиваемой в пласт с целью поддержания  давления. При движении нефти и  пластовой воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам происходит их взаимное перемешивание и дробление. Процесс дробления одной жидкости в другой называют диспергированием. В результате диспергирования одной  жидкости в другой образуются эмульсии.

Эмульсии представляют собой  дисперсные системы двух жидкостей, не растворимых или малорастворимых  друг в друге, находящихся во взвешенном состоянии в виде мелких капель (глобул). Жидкость, в которой распределены глобулы, называются дисперсной средой, а вторая жидкость, распределенная в дисперсной среде, - дисперсной фазой.

При образовании эмульсии увеличивается поверхность дисперсной фазы, поэтому для осуществления  процесса эмульгирования должна быть затрачена определенная 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, т.к. такая форма имеет наименьшую поверхность и наименьшую свободную  энергию для данного объема. Форму  шара можно исказить лишь сила тяжести  или сила электрического поля.

Свободная энергия капель дисперсной фазы способствует их слиянию (коалесценции), но помехой этому  в устойчивых эмульсиях являются стабилизаторы эмульсии.

Растворимые в воде (гидрофильные), эмульгаторы способствуют образованию  эмульсий - вода в нефти. Последний  тип, чаще всего встречается в  промысловой практике. К гидрофильным относятся такие поверхностно-активные вещества, как щелочные мыла, желатин, белковые вещества. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах смолы, известковые мыла, а также  мелкодисперсные частицы сажи, глины, песка, окислов металлов, легче смачиваемые  нефтью, чем водой. Введение в эмульсию данного типа эмульгатора, способствующего  образованию эмульсии противоположного типа, облегчает её расслоение. От концентрации эмульгаторов-стабилизаторов эмульсии в нефти и их состава главным  образом зависит устойчивость образующихся нефтяных эмульсий. Установлено, что  устойчивость, возрастает с увеличением  концентрации стабилизаторов до насыщения  адсорбционного слоя или, до достижения оптимальных структурно-механических свойств слоя. Стабилизаторы входят в контакт друг с другом и с  нефтяной и водной фазами, образуют механически прочные защитные плёнки, препятствующие процессу коалесценции капель воды в нефти. Состав весьма разнообразен. Сюда входят асфальтены, смолы нафтеновых кислот и тяжелых  металлов, парафины, церезины, тонкодисперсные  неорганические вещества, состоящие  из глины, песка и горных пород.

По характеру дисперсной фазы и дисперсной среды различают  эмульсии двух типов:

первые эмульсии прямого  типа - неполярная жидкость в полярной, когда нефть размещается в  виде мелких капель в воде (Н/В); и  вторые обратного типа - эмульсии полярной жидкости в неполярной, когда вода размещается в виде мелких капелек  в нефти (В/Н).

В эмульсиях типа Н/В внешней  фазой является вода, и поэтому  они смешиваются с водой в  любых отношениях и обладают высокой  электропроводностью, а эмульсии типа Н/В смешиваются только с углеводородной жидкостью и имеют низкую электропроводность/1/.

 

1.2 Физико-химические  свойства нефтяных эмульсий

Для правильного выбора метода разрушения нефтяных эмульсий важно  знание их основных физико-химических свойств.

 

1.2.1 Дисперсность  эмульсий

Дисперсность эмульсий - это степень раздробленности  дисперсной фазы в дисперсной среде. Дисперсность является основной характеристикой  эмульсий определяющей их свойства.

Размеры капелек дисперсной фазы в эмульсиях изменяются от 0,1 до 100 мкм (10^-5 -10^-2 см).

Дисперсные системы, состоящие  из капелек одного и того же диаметра, называются монодисперсными, а дисперсные системы, состоящие из капелек различного диаметра, - полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, т.е. к системам, содержащим частицы различных размеров. Размер капель воды в эмульсии обычно обратно  пропорционален количеству затраченной  энергии, и чем больше этой энергии, тем меньше диаметр капель, следовательно, больше их суммарная удельная поверхность.

 

1.2.2 Вязкость эмульсии

Вязкость эмульсии зависит  от вязкости самой нефти, температуры, при которой получается эмульсия, количества воды, содержащейся в нефти, степени дисперсности, присутствия  механических примесей. Вязкость нефтяных эмульсий не обладает аддитивным свойством, т.е. вязкость эмульсии не равна сумме  вязкости воды и нефти.

С увеличением обводнённости  до определённого значения вязкость эмульсии возрастает и достигает  максимума при критической обводнённости, характерной для данного месторождения. При дальнейшем увеличении обводнённости вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое значение коэффициента обводнения называется точкой инверсии, при которой происходит обращение фаз, т.е. эмульсия типа В/Н превращается в эмульсию типа Н/В. Значение точки инверсии для разных месторождений колеблется от 0,5 до 0,95 г.

 

1.2.3 Плотность  эмульсии