Аппарат ОГ-200П конструкции ВНИИнефтемаша и Гипротюменнефтегаза

Аппарат ОГ-200 С СПКБ

Данным агрегат (рис.2.28) был сконструирован как отстойник для окончатель­ного обезвоживания нефти с отбором газа. Однако он нашел применение и как ап­парат для предварительного сброса воды. Технологическая ёмкость аппарата имеет объём 200 кубометров и разделена сплошной перегородкой на газосепарационный и водоотделительный отсеки. В газосепарационном отсеке расположен сепаратор, из которого отбирают основную часть свободного газа.

Таблица 2.1

Технические характеристики установок

Показатели	УПС- 3000/6М	УПС-6300/6M
Производительность, т/сут
Давление, МПа	Не более 0,6	Не более 0,6
Газовый фактор, м^3/м^3	До 120	До 120
Обводнённость, %
На входе	До 90	До 90
На выходе	До 20	До 20
Температура, °С	16-50	16 50
Объём техн. ёмкости, м
Температура окр.среды, °С	От -40 до +50	От--40 до +ЗО
Масса, кг	До 29500	До 43500

Н

ГЖС

Г

Нефть

Вода

A

A

A - A

Н

В

Рис.2.28. Схема аппарата ГО - 200 С:

1 – ввод газожидкостной смеси; 2 – сепаратор; 3 – сливная полка; 4 – предохранительный клапан;

5 – перегородка; 6 – сборник нефти; 7 – регулятор уровня вода-нефть; 8 – штуцер выхода пластовой воды;

9 – переливное устройство; 10 – штуцер для пропарки; 11 – штуцер для зачистки;

12 – распределитель эмульсии; 13 – регулятор уровня нефть-вода

Оставшаяся часть газа отделяется в ёмкости газосепарационного отсека за счет гравитационных сил. Дегазированная эмульсия через отверстия в нижней части перегородки направляется в распределитель, представляющий собой две параллель­но перфорированные трубы диаметром 426 мм каждая. Над трубами, перпендику­лярно к ним, расположены уголковые конструкции, предназначенные для более равномерного распределения эмульсии по объёму аппарата. Эмульсия в аппарате проходит через слой воды и движется вертикально к расположенным в самой верх­ней части ёмкости перфорированным трубам для вывода частично обезвоженной нефти. Отделившаяся вода проходит переливное устройство и через штуцер выво­дится из аппарата.

Производительность по жидкости 5000-7000 м³/сут. Содержание воды в частично обезвоженной нефти 3-5 % при исходной обводнённости сырья порядка 16 %. Газовый фактор нефти на входе 4,2-5,4 м³/м³. Температура процесса 28°С. Расход деэмулъгатора 11-15 10^-6 кг/кг.

Отличительной особенностью данной конструкции (рис.2.29) является наличие двойного распределителя жидкости, выполненного в виде двух горизонтальных перфорированных труб диаметром 720 мм. Эти трубы проложены по всей длине ём­кости на высоте 1 м (считая от центра трубы до нижней образующей аппарата). Час­тично обезвоженную нефть отбирают через двойные горизонтальные отводы, расположенные в двух верхних точках ёмкости, а воду сбрасывают через штуцер диаметром 300 мм, расположенный в конце аппарата.

Эмульсия

Вода

Нефть

Нефть

Вода

Нефть

A

A

A - A

Вода

а

Эмульсия

Газ

Вода

Газ

Нефть

б

Рис.2.29. Схема аппарата ОГ-200 П:

а - конструкция аппарата; б - технологическая схема;

1 – распределитель жидкости; 2 – корпус аппарата; 3 – отвод нефти;

4 – штуцер для сброса воды; 5 – устройство предварительного отбора газа;

6 – устройство для разрушения эмульсии; 7 – аппарат ОГ-200П; 8 – буферная емкость;

9 – насос; 10 – ввод реагента-деэмульгатора

Институтом СибНИИНП предложена технологическая схема частичного обезвоживания нефти на ДНС с использованием данного аппарата. Газо-жидкост­ная смесь по сборному трубопроводу поступает в устройство предварительного сбора газа (УПО), где происходит основное отделение свободного газа в наклонном нисходящем трубопроводе. Далее обводненная нефть направляется в устройство для разрушения эмульсии. В нём при определённом гидродинамическом режиме и времени контакта с реагентом, подаваемом на входе УПО, происходит разру­шение эмульсии. Разрушенная эмульсия вводится через распределители в аппарат ОГ-200П, в котором происходит разделение нефти и воды. Частично обезвоженная нефть в технологических схемах с ДНС направляется в ёмкость, из которой она насосом откачивается на ЦПС для окончательного обезвоживания. В технологических схемах с КСП частично обезвоженная нефть из аппарата ОГ-200П непосредственно поступает на установку деэмульсации. Дренажная вода не требует дополнительной сложной очистки и может быть использована для ППД. Технические характеристи­ки данной аппаратуры приведены в табл. 2.2.

Таблица 2.2

Технические характеристики ОГ-200 П

Показатели	Значения
Рабочее давление, МПа	0,6
Вода на входе, % мас.	Свыше 30
Вода на выходе, % мас.	5-10
Расход деэмульгатора, кг/кг	15-3·10^-6
Газовый фактор, м^3/м^3	60 - 80
Объём водоотделителя, м^3

Аппарат для совместной подготовки нефти и воды института «Гипровостокнефти»

В конструкцию заложена технология, предусматривающая разделение эмульсии после её разгазирования и обработки деэмульгатором при динамическом отстаивании в течение 5-10 мин с образованием двух потоков: частично обезво­женной эмульсии и загрязнённой сточной воды. Затем эти потоки контактируют при их встречном гравитационном движении подачей потока частично обезвожен­ной эмульсии в слой воды, а потока загрязнённой воды – в слой частично обезво­женной нефти. Аппарат (рис.2.30) представляет собой горизонтальную цилиндриче­скую ёмкость, разделённую двумя близкорасположенными поперечными перего­родками на секции расслоения, обезвоживания и очистки воды, причём первая за­нимает лишь 10 % общего объёма сосуда.

Вода

Нефть

Нефть

Эмульсия

Вода

A

A

A - A

Рис.2.30. Схема аппарата для совместной подготовки нефти и воды ин-та «Гипровостокнефть»:

1 – корпус; 2 – поперечные перегородки, 3 – распределители; 4 – регулятор уровня нефть-вода; 5 – штуцер выхода нефти; 6 – секция отстаивания; 7 – секция обезвоживания и очистки воды;

8 – секция расслоения; 9 – продольные перегородки; 10 – отверстия для перетока

Продукцию скважин, предварительно отсепарированную и обработанную реагентом-деэмульгатором, вводят в секцию расслоения, где поток разделяется на нефтяную эмульсию и воду, требующую очистки. Из секции расслоения по специ­альным каналам, образованным поперечными и продольными перегородками неф­тяная эмульсия и отделившаяся вода попадают в нижнюю и верхнюю части секции обезвоживания и очистки воды. Потоки распределяются по сечению аппарата дли предотвращения образования застойных зон, обеспечения их вертикальности и, сле­довательно, максимального использования единицы объёма сосуда через безнапор­ные распределители. Выйдя из них, нефтяная эмульсия и загрязнённая вода контак­тируют при встречном капельном гравитационном движении. При этом капли неф­ти, загрязняющие воду, соприкасаются с распределенным потоком всплывающей эмульсии, укрупняются, сливаются в поток, уменьшая содержание нефти в воде. Дисперсные включения воды и эмульсии подвергаются воздействию потока осаждающей воды. Процесс взаимоочистки идёт почти по всей высоте аппарата. Восхо­дящий поток нефти интенсифицирует очистку воды, а эффективность обезвоживания повышается за счёт образования смеси в области контактирования с капельным фильтром. Уровень раздела фаз нефть-вода в секции обезвоживания нефти и очистки воды поддерживается регулятором, а в секции расслоения устанавливается за счет разности высот столбов жидкости во второй секции и переточных каналах. Частично обезвоженную нефть с содержанием воды до 10 % выводят из верхней части аппарата, а очищенную воду – через штуцер. Характерно, что дополнительная подача в верхнюю часть аппарата загрязненной воды не ухудшает, а повышает эффективность обезвоживания нефти. В пластовой воде содержание нефти составляет 10-30 г/м³. Это соответствует аналогичному показателю сточной воды, выделившейся при разрушении эмульсии. Дополнительная очистка воды при этом не требу­ется.

Аппарат для предварительного обезвоживании нефти (СибНИИНП) предназначен для работы в условиях, когда возможно образование и отло­жение солен (карбонатов) на технологическом оборудовании, запарафинирование и значительный вынос механических примесей и шлама из систем сбора. В этих слу­чаях все рассмотренные выше конструкции аппаратов, оборудованные распределителями в виде перфорированных труб или лотков, непригодны из-за быстрого за­бивания отверстий в процессе эксплуатации.

Аппарат СибНИИНП (рис.2.31) работает следующим образом: водонефтяную эмульсию, разгазированную на предыдущей ступени и частично разрушенную обработкой реагентом с использованием специальных устройств, подачей рециркулируемой воды, нагревом и другими способами, подают в газосепарационный отсек в слой жидкости.

Здесь происходит отделение остаточного газа. Затем эмульсия за счет разно­сти уровней перетекает под вертикальной перегородкой в водоотделительный от­сек, в котором водная зона отгорожена другой перегородкой для устранения возму­щений, вносимых входным потоком жидкости. При движении разрушенной эмуль­сии в водоотделительном отсеке происходит отделение воды за счет гравитацион­ных сил. Воду выводят из аппарата через патрубок, расположенной под горизон­тальной перегородкой, предотвращающей унос нефти потоком воды. Частично обезвоженная нефть переливается через третью вертикальную перегородку в буфер­ный отсек, откуда её подают на дальнейшую подготовку. Уровень воды вводоотде­лительном и буферном отсеках поддерживают с помощью регуляторов. Уровни нефти в газосепарационном и водоотделительном отсеках не требуют автоматического поддержания, так как их постоянство обеспечивается вертикальными перегородками.

Вода

Вода

Нефть

Нефть

Газ

Газ

Эмульсия

Эмульсия

Рис. 2.31. Схема аппарата для предварительного обезвоживания

нефти СибНИИНП:

1 – газосепарационный отсек; 2, 3, 5 – вертикальные перегородки;

4 – регулятор уровня вода-нефть; 6 –регулятор уровня нефть-газ;

7 – патрубок для сброса воды; 8 – горизонтальная пере­городка

2.2.2. Аппараты для разделения системы
нефть-вода-механические примеси

Нефтеловушки обеспечивают отделение и нефти, и механических примесей. Их проектируют исходя из скорости потока 5-10 мм/с со временем пребывания в аппарате порядка 2 ч. Это как правило железобетонные параллельные секции с шириной 3-6 м, длиной 18-36 м, глубиной 2,6-3,6 м при толщине потока воды 1,2-2 м. Возможен механизм подогрева улавливаемой нефти и ряд других приспо­соблений. В нефтеловушках полностью задерживаются глобулы нефти со средним диаметром более 80 мкм. Однако нефтеловушки сложны в эксплуатации и посте­пенно вытесняются. Если на входе в нефтеловушку сточные воды содержали нефть не более 5000 мг/л, а механических примесей не более 500 мг/л, то после аппарата их среднее содержание будет находиться в пределе 100-150 и 50-100 мг/л соот­ветственно. На рис.2.32 изображена конструкция типичной нефтеловушки.

Вода

I

II

III

IV

V

VI

Рис. 2.32. Схема типичной нефтеловушки

Сточная вода потоком I попадает в распределительную камеру 1 со щелевой перегородкой, а оттуда в основную осадительную секцию. Очищенная вода выводится с установки потоком II. Для задерживания всплывшей нефти служит полупогружная перегородка 5. Задержанная нефть выводится потоком IV через специаль­ные трубы с поворотными патрубками. Осадок механических примесей с помощью скребкового механизма 3, приводимого в движение электромотором 2, потоком III сгребают в приямок 4, откуда удаляют гидроэлеватором 6 в виде пульпы (поток VI), для чего в него потоком V подают воду.

Дата добавления: 2014-12-27