Обезвоживание продукции скважин на промыслах

Обезвоживание нефти на месторождениях в настоящее время в зависимости от ряда факторов осуществляется:

— в оборудовании промысловых систем сбора, включая трубопроводы концевые, сепарационные установки и резервуары товарных парков;

на автономных обезвоживающих термохимических установках;

в блочных деэмульсаторах и электродегидраторах;

на автономных обезвоживающих установках, деэмульсаторах и электродегидраторах, работающих в блоке с промысловыми системами сбора или каплеобразователями;

при перекачке нефти в интервалах: а) между промысловыми товарными парками; б) между промысловыми товарными парками и головными сооружениями магистральных нефтепроводов; в) между головными сооружениями и товарно-сырьевыми базами нефтеперерабатывающих заводов.

Технологические схемы обезвоживания нефти.

Обезвоживание нефти в оборудовании промысловой системы сбора осуществляется в тех случаях, когда в связи с особенностями применяемой системы сбора и транспортирования нефть неизбежно попадает в резервуары (сбор продукции скважин, замер, учёт, ожидание откачки и т. д.). Строительство стационарной установки для обезвоживания нефти между промысловой системой сбора и товарным парком в таких случаях нецелесообразно и служит примером излишних затрат государственных средств. Разрушение эмульсии с достаточной степенью эффективности достигается в промысловых системах сбора (табл. 1), а расслоение потока осуществляется в концевом делителе фаз или специальной секции трубопровода, проложенной между концевой ступенью сепарации и резервуарами товарного парка. Сброс воды при этом осуществляется в процессе заполнения резервуаров или в ожидании откачки.

Таблица 1.

Рис. 4. Принципиальные совмещённые технологические схемы обезвоживания нефти

Где: а — в оборудовании промысловой системы сбора; б — то же, с путевым подогревом после второй ступени сепарации; в — те же, с путевым подогревом до второй ступени сепарации; г — то же, с использованием встроенных печей и отстойных аппаратов; д — то же, без использования в технологических целях резервуаров.

1 — скважины; 2 — групповая установка; 3 — дозатор деэмульгатора; 4 — сборный трубопровод, используемый для разрушения эмульсии; 5 — трубчатый концевой делитель фаз; 6 — сепаратор первой ступени; 7 — газопровод; 8 — трубопровод для дренажной воды; 9 — сепаратор второй ступени; 10 — коммуникационный трубопровод — каплеобразователь; 11 — сепаратор; 12 — технологический резервуар; 13 — сброс дренажной воды; 14 — насос; 15 — трубопровод для товарной нефти; 16 — нагреватель; 17 — встроенный трубчатый каплеобразователь; 18 — водоотделитель; 19 — резервуар товарной нефти; 20 — УЛФ.

Если обрабатывается эмульсия повышенной стойкости, а также в зимний период применяют путевой подогрев (рис. 4 б, в). При этом необходимая температура нагрева не превышает 25 — 30 °C, что исключает потери лёгких фракций из резервуаров (сырьевые, товарные, технологические), которые должны быть герметизированы и снабжены системой отбора лёгких фракций.

Схема обезвоживания нефти, показанная на рис. 4 а, применяется во многих районах страны. Остаточное содержание воды в нефти, обезвоживаемой по этой схеме, в летний период нередко составляет 0,5%. Деэмульгатор вводится на приём насосов дожимных насосных станций. Поступление сырья, сброс выделившейся воды и отбор обезвоженной нефти проводятся непрерывно.

По схеме рис. 4 в система эксплуатировалась в зимний период с производительностью 14 000 м3/сут при низкой себестоимости. По схеме на рис. 4 б осуществлялась подготовка смеси эмульсий угленосной и девонской нефтей. Остаточное содержание воды в нефти после обезвоживания, как в зимний, так и в летний периоды не превышало 0,3 — 0,5%.

Обезвоживание нефти на автономных термохимических установках.

На промыслах продолжают эксплуатировать большое число обезвоживающих установок, представляющих собой автономные объекты и имеющих в своём составе резервуарные парки. Большинство из этих установок рассчитано на обезвоживание нефти до остаточного содержания воды в ней не более 2%. Установлено, что содержание балласта в обезвоженной нефти на этих же объектах без их расширения, повышения температуры нагрева, расхода деэмульгатора, а также без снижения производительности может быть снижено в 10 раз. Для этого установки переводят на режим работы в блоке с промысловой системой сбора и товарным парком. Кроме того, применяются встроенные секционные каплеобразователи. В наиболее общем виде такая схема представлена на рис. 4 г. Применяя отдельные элементы этой схемы или весь комплекс, можно получить глубоко обезвоженную нефть при низких эксплуатационных затратах.

Один из вариантов принципиальной схемы обезвоживания, не предусматривающий никаких операций с нефтью в промысловых резервуарах, представлен на рис. 4 д.

В этих случаях при использовании гидродинамических средств интенсификации коалесценции капель и расслоения потока производительность отстойной аппаратуры может приниматься не менее 3 млн. т/год (на отстойник объёмом 200 м3), а температура нагрева в большинстве случаев не выше 40 °C. Нагревательная печь и отстойник встраиваются в технологическую схему сбора и транспортирования нефти, а установка подготовки нефти как самостоятельный объект исключается, что позволяет сэкономить средства.