Информация, необходимая для выбора оптимальной трассы

Под информацией о будущем трубопроводе понимается комп­лекс сведений, позволяющих количественно охарактеризовать условия строительства и эксплуатации будущего трубопровода, а также, его стоимостные показатели. Недостаточное использование таких сведений может привести к потере лучшей трассы, чрезмерное количество их – к неоправданному усложнению про­цесса проектирования.

Все сведения можно подразделить на две основные группы: не зависящие от климатических, топографических и гидрогеоло­гических условий, в которых будет прокладываться будущий трубопровод, и сведения, определяемые этими условиями. К пер­вой группе сведений относятся начальная, конечная и промежу­точные (заранее указанные) точки трубопровода, его диаметр, вид и количество перекачиваемого продукта, кратчайшее рас­стояние между начальной и конечной точками; ко второй группе сведений – данные, которые в какой-либо мере зависят от поло­жения будущего трубопровода и от природных условий, в кото­рых он может оказаться (топографические, геологические и гид­рогеологические условия, естественные и искусственные препят­ствия, населенные пункты, число перекачивающих станций). Особое значение в формировании планового и высотного поло­жения трассы имеют топографические, геологические и гидро­геологические условия, а также наличие естественных и искус­ственных препятствий. Именно эти факторы, как показывает практика проектирования, в большинстве случаев и определяют как генеральное направление, так и детальную укладку трассы на местности.

На основе анализа особенностей рельефа местности, грун­товых условий и характера естественных и искусственных пре­пятствий, выполненного совместно с рядом проектных институ­тов, составлен перечень категорий местности применительно к трубопроводному строительству, который поз­воляет однозначно представлять одинаковые характеристики местности по всей трассе трубопроводов в цифровом виде, что является основой для создания цифровой модели местности.

3. Компрессорные станции. Описание оборудования, технологические схемы, здания и сооружения. Классификация компрессоров.

Компрессорные станции предназначены для транспортирования газа от месторождений или подземных хранилищ до потребителя. Компрессорные станции (КС) располагаются по трассе газопровода в соответствии с гидравлическим расчетом при соблюдении норма­тивных разрывов от границ КС до зданий и сооружений населенных пунктов, вахтенных поселков и промышленных предприятий.

На рис. 3.1 представлен общий вид (фото) компрессорной стан­ции.

Рис. 3.1. Общий вид (панорама) компрессорной станции

Технологической схемой КС предусматриваются следующие техноло­гические процессы:

• очистка газа;

• сжатие (компримирование) газа;

• охлаждение газа после сжатия.

Кроме указанных процессов, технологической схемой КС преду­смотрен ряд вспомогательных процессов, выполняемых системами и установками, обеспечивающими нормальную работу оборудова­ния КС:

• хранение, очистка, подача масел к ГПА и сбор отработанных ма­сел;

• подготовка топливного, пускового и импульсного газа;

• утилизация тепла выхлопных газов;

• сбор и обезвреживание продуктов очистки газа;

• получение и использование сжатого воздуха;

• автомобильное газозаправочное хозяйство;

• организация работы метанольного хозяйства.

3.1. Технологическая схема КС.

Принципиальная технологическая схема компрессорной станции приведена на рис. 3.2.

Газ из магистрального газопровода (1) через открытый кран (2) поступает в блок пылеуловителей (4). После очист­ки от жидких и твердых примесей газ компримируется газоперека­чивающими агрегатами — ГПА (5). Далее он проходит через аппара­ты воздушного охлаждения — АВО (7) и через обратный клапан (8) поступает в магистральный газопровод (1).

Объекты компрессорной станции, где происходит очистка, компримирование и охлаждение, т. е. пылеуловители, газоперекачиваю­щие агрегаты и АВО, называются основными. Для обеспечения их нор­мальной работы сооружают объекты вспомогательного назначения: системы водоснабжения, электроснабжения, вентиляции, маслоснабжения и т. д.

Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) созданы на основе достиже­ний современной техники и технологии и предназначены для сжатия и обеспечения транспортировки природного газа с заданными техно­логическими параметрами на линейных компрессорных станциях и станциях подземных хранилищ газа (ПХГ).

Рис. 3.2. Технологическая схема компрессорной станции с центробежными нагнетателям: 1 — магистральный газопровод; 2 — кран; 3 — байпасная линия; 4 — пылеуловители; 5 — газопере­качивающий агрегат; 6 — продувные свечи; 7 — АВО газа; 8 — обратный клапан

Необходимость в аппаратах для охлаждения газа обусловлена сле­дующим. При компримировании газ нагревается. Это приводит к уве­личению его вязкости и соответственно затрат мощности на перекач­ку. Кроме того, увеличение температуры газа отрицательно влияет на состояние изоляции газопровода, вызывает дополнительные продоль­ные напряжения в его стенке.

Газ охлаждают водой и воздухом. При его охлаждении водой ис­пользуют различные теплообменные аппараты (кожухотрубные, оро­сительные, типа «труба в трубе»), которые с помощью системы тру­бопроводов и насоса подключены к устройствам для охлаждения воды. Данный способ охлаждения газа используется, как правило, совмест­но с поршневыми газомотокомпрессорами.

На магистральных газопроводах наиболее широкое распростране­ние получил способ охлаждения газа атмосферным воздухом. Для этой цели применяют аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа раз­личных типов.

Конструктивно АВО представляет собой мощный вентилятор с диа­метром лопастей 2...7 м, который нагнетает воздух снизу вверх, где по пучкам параллельных труб движется охлаждаемый газ. Для интенси­фикации теплообмена трубы делают оребренными. В качестве при­вода вентиляторов используются электродвигатели мощностью от 10 до 100 кВт.

Достоинствами АВО являются простота конструкции, надежность работы, отсутствие необходимости в предварительной подготовке хладагента (воздуха).

Газораспределительные станции сооружают в конце каждого ма­гистрального газопровода или отвода от него.

Высоконапорный газ, транспортируемый по магистральному газо­проводу, не может быть непосредственно подан потребителям, по­скольку газовое оборудование, применяемое в промышленности и в быту, рассчитано на сравнительно низкое давление. Кроме того, газ должен быть очищен от примесей (механических частиц и конденса­та), чтобы обеспечить надежную работу оборудования. Наконец, для обнаружения утечек газу должен быть придан резкий специфический запах. Операцию придания газу запаха называют одоризацией.

Понижение давления газа до требуемого уровня, его очистка, одори­зация и измерение расхода осуществляются на газораспределительной станции (ГРС). Принципиальная схема ГРС приведена на рис. 3.3.

Рис. 3.3. Принципиальная схема ГРС: 1 — входной трубопровод; 2 — фильтр; 3 — подогреватель газа; 4 — контрольный клапан; 5 — регулятор давления типа «после себя»; 6 — расходометр газа; 7 — одоризатор; 8 — выходной трубопровод; 9 — манометр; 10 — байпас

Газ по входному трубопроводу (1) поступает на ГРС. Здесь он после­довательно очищается в фильтре (2), нагревается в подогревателе (3) и редуцируется в регуляторах давления (5). Далее расход газа измеряет­ся расходомером (6) и в него с помощью одоризатора (7) вводится одорант — жидкость, придающая газу запах.

Необходимость подогрева газа перед редуцированием связана с тем, что дросселирование давления сопровождается (согласно эф­фекту Джоуля-Томсона) охлаждением газа, создающим опасность за­купорки трубопроводов ГРС газовыми гидратами.

Подземные хранилища газа служат для компенсации неравномер­ности газопотребления. Использование подземных структур для хра­нения газа позволяет очень существенно уменьшить металлозатраты и капиталовложения в хранилища.

Линейные сооружения газопроводов отличаются от аналогичных со­оружений нефте- и нефтепродуктопроводов тем, что вместо линейных задвижек используются линейные шаровые краны, а кроме того, для сбора выпадающего конденсата сооружаются конденсатосборники.

Длина магистрального газопровода может составлять от десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр — от 150 до 1420 мм. Боль­шая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. Трубы и ар­матура магистральных газопроводов рассчитаны на рабочее давление до 7,5 МПа.

3.2. Классификация компрессоров.

Компрессором называют воздуходувную машину, предназначенную для сжатия и подачи воздуха или какого-либо газа под давлением не ниже 0,2 МПа.

1. По характеру режима сжатия воздуха и виду используемых при этом машин:

v объемные, в которых используются поршневые, ротационные и винтовые системы;

• ротационные

Ø винтовые

Ø зубчатые (шестеренные)

Ø шиберные (пластинчатые)

Ø аксиально-поршневые

Ø радиально-поршневые

• поршневые

v динамические:

• лопастные и турбокомпрессоры

Ø радиальные

Ø центробежные

Ø осевые.

• насосы трения

Ø струйные

2. По конструктивному исполнению, включающему:

• вид первичной силовой установки (электродвигатель, двигатели внутреннего сгорания карбюраторного или дизельного типа);

• число ступеней сжатия воздуха (одно-, двухступенчатые);

• вид используемой системы охлаждения (масляная, воздушная);

• возможности передвижения (стационарные, передвижные, в том числе прицепные одноосные и двухосные);

• общую компоновку узлов, отражающую место монтажа силового оборудования (на раме, на ресивере);

• расположение ресивера (горизонтальное, вертикальное);

Объемные компрессоры работают по принципу вытеснения, когда давление перемещаемой среды повышается в результате сжатия. В таких компрессорах среда перемещается путем периодического изменения объема камеры, попеременно сообщающейся со входом и выходом компрессора. К ним относятся возвратно-поступательные (поршневые) и роторные (аксиально- и радиально-поршневые, шиберные (пластинчатые), винтовые и т.п.) компрессоры.

Динамические компрессоры работают по принципу силового действия на перемещаемую среду. В таких компрессорах среда под воздействием гидродинамических сил перемещается в камере (незамкнутом объеме), постоянно сообщающейся с входом и выходом компрессора. К ним относятся лопастные (радиальные, центробежные, осевые) нагнетатели и нагнетатели трения (вихревые, дисковые, струйные и т.п.).

Лопастными называют компрессоры, в которых среда перемещается за счет энергии, передаваемой ей при обтекании лопастей рабочего колеса. Лопастные компрессоры объединяют две большие группы компрессоров: центробежные и осевые. В центробежных компрессорах среда перемещается через рабочее колесо от центра к периферии, а в осевых - через рабочее колесо в направлении его оси.

В компрессорах трения и инерции среда перемещается под действием сил трения и сил инерции. В эту группу входят вихревые, лабиринтные, червячные и другие насосы. Среди них выделяют группу насосов-аппаратов, то есть насосов без движущихся частей (не считая клапанов). К этой группе относятся струйные насосы, эрлифты, вытеснители.

Часто насосы поставляют в виде насосного агрегата, то есть насоса и двигателя соединенных между собой. Кроме того, существует понятие насосная установка, то есть насосный агрегат с комплектом оборудования, смонтированного по определенной схеме, обеспечивающей работу насоса в заданных условиях.

4. Резервуарный парк. РВС, системы подготовки и учета товарной продукции.

Резервуарные парки в системе магистральных нефтепрово­дов служат:

· для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи;

· для учета нефти;

· для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и мехпримесей, смешение и др.).

· В соответствии с этим резервуарные парки размещаются:

· на головной НПС;

· на границах эксплуатационных участков;

· в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

Резервуарным парком в конце магистрального нефтепровода явля­ется либо сырьевой парк НПЗ, либо резервуары крупной перевалочной нефтебазы или пункта налива.

Полезный объем резервуарных парков на НПС рекомендуется при­нимать следующим (единица измерения – суточный объем перекачки):

· головная НПС 2...3;

· НПС на границе эксплуатационных участков.................................................................................. 0,3...0,5;

· то же при проведении приемо-сдаточных операций... 1,0... 1,5.

4.1. Типы резервуаров.

В системе магистральных нефтепроводов применяют вертикальные и горизонтальные стальные, а также железобетонные резервуары.

Резервуары бывают подземные и наземные. Подземными называ­ют резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 мниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки. Остальные резервуары относятся к наземным.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационар­ной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными. Они представляют собой (рис. 12.19) цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м, толщиной 4...25 мм, со щитовой кони­ческой или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сто­рона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сва­ренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резер­вуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык.

Щитовая кровля опирается на фермы и (у резервуаров большой ем­кости) на центральную стойку.

Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, об­работанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление под­товарной воды.

Рис. 4.1. Вертикальный цилиндрический резервуар объемом 5000 м³ со щитовой кровлей:1 – корпус; 2 – щитовая кровля;

3 – центральная стойка; 4 – шахтная лестница, 5 – днище

Рис. 4.1. Вертикальный цилиндрический резервуар объемом 5000 м³ со щитовой кровлей:

1 – корпус; 2 – щитовая кровля; 3 – центральная стойка; 4 – шахтная лестница, 5 – днище

Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 50000 м³. Они рассчитаны на избыточное давление 2000 Па и вакуум 200 Па.

Для сокращения потерь нефти от испарения вертикальные цилин­дрические резервуары оснащают понтонами и плавающими крышами.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей (типа РВСПК) отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они не имеют стационарной кровли (рис. 4.2). Роль крыши у них вы­полняет диск, изготовленный из стальных листов, плавающий на поверх­ности жидкости.

Известные конструкции плавающих крыш можно свести к четырем основным типам (рис. 4.3): дисковая, однослойная с кольцевым коро­бом, однослойная с кольцевым и центральным коробами, двуслойная. Дисковые крыши наименее металлоемки, но и наименее надежны, т.к. появление течи в любой се части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее – к ее потоплению. Двуслойные крыши, наоборот, наибо­лее металлоемки, но и наиболее надежны, т.к. пустотелые короба, обеспе­чивающие плавучесть, герметично закрыты сверху и разделены перего­родками на отсеки.

Для сбора ливневых вод плавающие крыши имеют уклон к центру. Во избежание разрядов статического электричества их заземляют.

С целью предотвращения заклинивания плавающих крыш диаметр их металлического диска на 100–400 мм меньше диаметра резервуара. Оставшееся кольцевое пространство герметизируется с помощью уплот­няющих затворов 1 различных конструкций (рис. 4.2).

Чтобы плавающая крыша не вращалась вокруг своей оси, в резервуа­ре устанавливают вертикальные направляющие 6 из труб, которые одно­временно служат для размещения устройства измерения уровня и отбо­ра проб нефти.

В крайнем нижнем положении плавающая крыша опирается на стой­ки 7, расположенные равномерно по окружности крыши. Высота опор­ных стоек равна 1,8 м, что позволяет рабочим проникать внутрь резервуа­ра и выполнять необходимые работы.

Недостатком резервуаров с плавающей крышей является возмож­ность ее заклинивания вследствие неравномерности снежного покрова.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном (типа РВСП) – это резервуары, по конструкции аналогичные резервуа­рам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные плавающим на поверхности нефти понтоном (рис. 4.4). Подобно плавающей крыше, понтоны перемещаются по направляющим трубам 6, снабжены опорными стойками 9 и уплотняющими затворами 1, 7, тщательно заземлены.

Понтоны бывают металлические и синтетические. Металлические понтоны конструктивно мало отличаются от плавающих крыш. Синте­тический понтон состоит из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки и покрытого ковром из непроницаемой для паров (например, полиамидной) пленки. Понтоны из синтетических материалов в отличие от металлических практически непотопляемы, монтируются в действую­щих резервуарах без демонтажа части кровли или корпуса,

Рис. 4.2. Резервуар с плавающей крышей:

1 – уплотняющий затвор; 2 – крыша; 3 – шарнирная лестница; 4 – предохра­нительный клапан; 5 – дренажная система; 6 – труба; 7 – стойки; 8 – люк

Рис. 4.3. Схемы основных типов плавающих крыш:

а) дисковая; б) однослойная с кольцевым коробом; в) однослойная с кольцевым и центральным коробами; г) двуслойная

без примене­ния огневых работ в резервуаре, малометаллоемки.

При сооружении резервуаров типов РВС, РВСП и РВСПК исполь­зуются рулонные заготовки днища и корпуса заводского изготовления.

Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС) в отличие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе и по­ставляют в готовом виде. Их объем составляет от 3 до 100 м³. На нефте­перекачивающих станциях такие резервуары используют как емкости для сбора утечек.

Железобетонные резервуары (типа ЖБР) бывают цилиндрические и прямоугольные (рис. 4.5). Первые более распространены, поскольку экономичнее, прямоугольные же резервуары более просты в изготовлении.

Железобетонные резервуары изготавливают, как правило, из пред­варительно напряженных железобетонных панелей, швы между которы­ми замоноличивают бетоном. Плиты перекрытия опираются на стены, а в ряде случаев – и на балки. Днище, в основном, изготавливается моно­литным бетонным толщиной 50 см.

Цилиндрические резервуары типа ЖБР сооружают объемом от 100 до 40000 м³. Они рассчитаны на избыточное давление 200 Па и на ваку­ум 100 Па.

Резервуары типа ЖБР требуют меньших металлозатрат, чем сталь­ные. Однако в процессе их эксплуатации выявился ряд недостатков. Прежде всего, существующие конструкции перекрытия железобетонных резервуаров не обладают достаточной герметичностью и не предотвраща­ют проникновение паров нефти (нефтепродукта) из резервуара в атмос­феру. Другая проблема – борьба со всплыванием резервуаров при высо­ком уровне грунтовых вод. Существуют трудности с ремонтом внутрен­него оборудования железобетонных резервуаров.

В силу перечисленных и ряда других причин резервуары типа ЖБР в настоящее время не сооружаются.

Рис. 4.4. Резервуар с плавающим металлическим понтоном:

1 – уплотняющий затвор; 2 – периферийный короб понтона; 3 – мембрана из листового металла; 4 – стяжка; 5 – центральный короб понтона; 6 – на­правляющая труба; 7 – уплотнение направляющей трубы; 8 – люк-лаз; 9 – опоры для понтона; 10 – приемо-раздаточиый патрубок с хлопушкой

Рис. 4.5. Общий вид сборного цилиндрического железобетонного резервуара:

1 – боковые панели; 2 – центральная опорная колонна; 3 – периферийная опорная колонна; 4 – металлическая облицовка; 5 – монолитное железо­бетонное днище; 6 – крыша

4.2. Промысловая подготовка нефти.

Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и механических примесей (песка, окалины и пр.). В таком виде транспортировать про­дукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам нель­зя. Во-первых, вода — это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти, газа и воды име­ют место значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. Кроме того, велико сопро­тивление, создаваемое газовыми шапками, защемленными в верши­нах профиля и скоплений воды в пониженных точках трассы. В-третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы механических примесей — абразивный износ оборудования.

Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обез­воживание, обессоливание и стабилизация.

Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от неф­ти. Аппарат, в котором это происходит, называется сепаратором, а сам процесс разделения — сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя.

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроцик­лонные.

Вертикальный сепаратор представляет собой вертикально установ­ленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снаб­женный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жид­кой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа.

Вертикальный сепаратор работает следующим образом (рис.4.6).

Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по пат­рубку (1) в раздаточный коллектор со щелевым выходом (2). Регулято­ром давления (3) в сепараторе поддерживается определенное давле­ние, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется раство­ренный газ. Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счет установ­ки наклонных полок (6), по которым она стекает в нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель (4), служащий для отделения ка­пель нефти, и далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе (12) стекает вниз.

Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществля­ется с помощью регулятора уровня (8) и уровнемерного стекла (11). Шлам (песок, окалина и т. п.) из аппарата удаляется по трубопроводу (9).

Достоинствами вертикальных сепараторов являются относитель­ная простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от от­ложений парафина и механических примесей. Они занимают отно­сительно небольшую площадь, что особенно важно в условиях мор­ских промыслов, где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах. Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки: меньшую производительность по срав­нению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшую эффективность сепарации.

Рис. 4.6. Вертикальный сепаратор: 1 — патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 — раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 — регулятор давления «до себя» на линии отвода газа;

4 — жалюзийный каплеуловитель; 5 — предохранительный клапан;

6 — наклонные полки; 7 — поплавок; 8 — регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 — линия сброса шлама; 10 — перегородки;

11 — уровнемерное стекло; 12 — дренажная труба

Го­ризонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа (рис. 4.7) состоит из технологической емкости (1) и нескольких одноточных гидроциклонов (2). Конструктивно одноточный циклон пред­ставляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположены направ­ляющий патрубок (3) и секция перетока (4). В одноточном гидроци­клоне смесь совершает одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя нисходя­щий вихрь. Нефть под действием центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в его центре. В секции перетока нефть и газ меняют на­правление движения с вертикального на горизонтальное и поступа­ют раздельно в технологическую емкость. Далее газовый поток прохо­дит каплеотбойник (5), распределительные решетки (6) и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам (7) стекает в нижнюю часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью регулятора (8).

Рис. 4.7. Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидро­циклонного типа: 1 — емкость; 2 — однотонный гидроциклон; 3 — направляющий патрубок; 4 — секция перетока; 5 — каплеотбойник; 6 — распределительные решетки; 7 — наклонные полки; 8 — регулятор уровня

Обезвоживанием называется процесс отделения воды от нефти. При извлечении из пласта, движении по насосно-компрессорным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды образуется водонефтяная эмульсия — механическая смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей.

В эмульсиях принято различать дисперсионную (внешнюю, сплош­ную) среду и дисперсную (внутреннюю, разобщенную) фазу. По ха­рактеру дисперсионной среды и дисперсной фазы различают два типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмуль­сии, в основном, зависит от соотношения объемов фаз, а также от тем­пературы, поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и др.

Одной из важнейших характеристик эмульсий является диаметр ка­пель дисперсной фазы, так как от него зависит скорость их осаждения.

Для разрушения эмульсий применяются следующие методы:

• гравитационное холодное разделение;

• внутритрубная деэмульсация;

• термическое воздействие;

• термохимическое воздействие;

• электрическое воздействие;

• фильтрация;

• разделение в поле центробежных сил.

Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действия обычно исполь­зуются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хране­ния нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть.

В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществ­ляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться капли заданного размера.

Сущность метода внутритрубной деэмульсации заключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество — деэмульгатор в количестве 15...20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко от­деляются в отстойниках за счет разности плотностей фаз.

Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергае­мую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагрева­нии, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболо­чек на поверхности капель, а значит, облегчается их слияние, с дру­гой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45...80 °С.

Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами. Под действием электриче­ского поля на противоположных концах капель воды появляются разно­именные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачивае­мые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода нет.

Разделение эмульсий в поле центробежных сил производится в цент­рифугах, которые представляют собой вращающийся с большим чис­лом оборотов ротор. Эмульсия подается в ротор по полому валу. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.

При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1...2%.

Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами. Под действием электриче­ского поля на противоположных концах капель воды появляются разно­именные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачивае­мые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода нет.

Разделение эмульсий в поле центробежных сил производится в цент­рифугах, которые представляют собой вращающийся с большим чис­лом оборотов ротор. Эмульсия подается в ротор по полому валу. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.

При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1...2%.

Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмуль­сию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При сме­шении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

При обессоливании содержание солей в нефти доводится до вели­чины менее 0,1%.

Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагрева­ют до температуры 40...80 °С, а затем подают в сепаратор. Выделяющие­ся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направ­ляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конден­сируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной ста­билизационной колонне под давлением и при повышенных темпера­турах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки.

К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38 °С не должно превы­шать 0,066 МПа (500 мм рт. ст.).

5. Системы сбора нефти, воды и газа на промыслах. Технологические схемы.

Дата добавления: 2014-01-14