Типы нефти

Классификация и условное обозначение нефти. Группы нефти

ГТ

Общие понятия о процессах, происходящих в ЦППН. Описание технологической схемы подготовки нефти

Товарная подготовка нефти на ЦППН

^

at -^—-^

■ i

ni | г, I _Г^Х Г"")"

1----- _г-\ ----------- _:

^"Г

I ': "I

№h

Г" JL.

^

нефть газ

пластовая вода реагент

Рис. 10. Принципиальная технологическая схема подготовки нефти на КСП НГДУ:

1 – нагреватели первой ступени; 2 – электростатические аппараты «Хитер-Тритер»; 3 – отстойники первой ступени; 4 – нагреватели второй ступени; 5 – сепаратор горячей ступени; 6 – электродегидраторы; 7 – концевые сепараторы; 8 – технологические резер­вуары; 9 – товарные резервуары; 10 – насосная внешней откачки; 11 – узел учета нефти; 12 – очистные резервуары; 13 – насосная откачки подтоварной воды; 14 – узел учета воды; 15 – насосы откачки уловленной нефти; 16 – сепаратор центробежный вертикаль­ный; 17 – сепаратор факельный; 18 – факел аварийного сжигания газа; 19 – емкость сбора конденсата; 20 – узел учета газа; 21 – блочная установка дозирования реаген­тов; 22 – резервуар противопожарного запаса воды; 23 – противопожарная насосная; 24 – емкость хранения пенообразователя;

Iа – нефть с ДНС-УПСВ (первый поток); Iб – нефть с ДНС-УПСВ (второй поток); II – нефть на ФКСУ; III – нефть с очистных резервуаров; IV – вода с отстойников и электродегидра-торов; V – вода с установок «Хитер-Тритер»; VI – вода с технологических и товарных ре­зервуаров; VII – вода в систему ППД; VIII – газ с сепараторов горячей ступени и установок «Хитер-Тритер»; IX – газ на компрессорную; X – газ на факел; XI – газ с компрессорной на топливные нужды

Обводненная нефть с содержанием воды до 10% по трубопроводам при давлении до 6 кгс/см² поступает в ЦППН и делится на два потока.

По первому потоку (на принципиальной схеме – поток Iа) нефть попадает в нагреватели нефти первой ступени нагрева ПТБ-10, где на­гревается до 25–45 °C. В приемный коллектор нагревателей подается реагент-деэмульгатор. Нагретая нефть направляется в параллельно работающие отстойники ОГ-200, где при давлении 3–6 кгс/см² осу­ществляется предварительный сброс до содержания воды не более 5%. Дальше частично обезвоженная нефть подается на вторую ступень нагрева печи ПТБ-10. Перед нагревателями второй ступени также по­дается реагент-деэмульгатор. Далее нагретая нефть (не более 60 °C) направляется в сепараторы горячей ступени, в которых при давлении до 4,5 кгс/см² отделяется газ. Газ отбирается с верхнего штуцера аппа­рата и направляется на концевые сепараторы. Сепарированная и горячая нефть из сепараторов горячей ступени с температурой до 60 °C поступает в электродегидраторы, где происходит окончательное обезвоживание нефти под воздействием электрического поля. В электродегидраторах поддерживается уровень раздела фаз в пределах 0,4–0,8 м. Подтоварная вода из электродегидраторов отбирается с нижнего уровня по маточному коллектору и направляется в очистные резервуары – для очистки воды от наличия остаточных нефтепродуктов методом отстоя. Очищенная подтоварная вода с содержанием нефтепродуктов не более 60 мг/л и механических примесей не более 40 мг/л отбирается с низа резервуара по распределительному коллектору и насосами откачивается в систему ППД. Нефтяная пленка отбирается через переточный стояк и насосами подается во входной трубопровод на ЦППН для повторной подготовки.

Подготовленная в электродегидраторах нефть разгазируется в конце­вых сепараторах. Нефть с концевых сепараторов поступает в технологи­ческие резервуары, затем через переточный стояк перетекает в товарные резервуары. Оттуда обессоленная, обезвоженная, стабилизированная нефть (по ГОСТ Р 51858-2002) по коллектору внешней перекачки по­ступает на прием насосной внешней откачки и через узел учета нефти перекачивается на ФКСУ по нефтепроводу внешнего транспорта. Выде­ляющийся газ идет на компрессорную станцию низких ступеней и подается для дальнейшего транспорта в систему сбора газа УВСИНГ.

В качестве топлива в нагревателях ПТБ-10 и аппаратах «Хитер-Тритер» используется осушенный газ с газокомпрессорной станции.

По второму потоку (на принципиальной схеме – поток Iб) поступает в электростатические аппараты «Хитер-Тритер» ТИП-II производства ком­пании «СИВАЛС».

Установки представляют собой горизонтальные аппараты «Хитер-Тритер» типа II, в которых происходит нагрев до 60 °C, разгазирование, от­стой и окончательное обезвоживание нефтяной эмульсии в электрическом поле высокого напряжения.

Нефтяная эмульсия, попутный газ входят в верхнюю часть аппарата. Жидкая фаза попадает во входную секцию установки, где происходит пер­вичное отделение газа от жидкости. Отделенный газ поднимается вверх и

через выходной штуцер газа поступает к клапану-регулятору, контролирую­щему рабочее давление в аппарате.

Нефтяная эмульсия направляется вниз, под жаровые трубы. Свободная вода, имеющаяся в жидкости, собирается на дне аппарата под жаровыми трубами, а нефть и эмульсия направляются вверх, омывая жаровые трубы, в отстойный карман аппарата. Капли воды, выделившиеся из эмульсии в результате нагрева, оседают на дне емкости и соединяются со свободной водой, которая осела без нагрева. Кроме того, нефть и эмульсия, проходя вокруг жаровых труб, вымывают образовавшиеся на них осадки и накипь.

Нефть поднимается снизу через слой эмульсии, где за счет гравитации из нее выделяется вся оставшаяся вода, затем поступает к секции коагуляции установки, где создается электрическое поле высокого напряжения. Электри­ческое поле способствует коагуляции остаточных капель воды, захваченных нефтью. Капли воды увеличиваются в размере и оседают за счет гравитации на нижнюю часть аппарата, соединяясь с основной массой воды. Чистая, обезвоженная нефть собирается в специальный отсек и далее направляется к выходу из аппарата через нефтяной контрольный клапан. Подготовленная нефть с аппаратов попадает в концевые сепараторы и дальше, в резервуар-ный парк с последующей перекачкой насосами на ФКСУ.

Вода, отделившаяся от эмульсии в секции жаровых труб, соединяется со свободной водой в нижней части аппарата и проходит под распределяю­щий наконечник к секции с решетками. Весь объем воды протекает вдоль нижней части емкости к патрубкам выхода воды из аппарата и далее, через водяной клапан в приемный трубопровод очистных резервуаров с после­дующей откачкой в систему ППД.

Газ, выделившийся на аппаратах, поступает в концевые сепараторы и оттуда направляется по газопроводу на компрессорную низких ступеней.

При оценке качества нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды.

В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы (табл. 12).

Таблица 12

Классы нефти

Класс нефти	Наименование	Массовая доля серы, %	Метод испытания
1 2 3 4	Малосернистая Сернистая Высокосернистая Особо высокосернистая	до 0,60 включ. 0,61-1,80 1,81-3,50 Св. 3,50	по ГОСТ 1437 по ГОСТ Р 51947

По плотности, а при поставке на экспорт – дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов (табл. 13): 0 – особо легкая; 1 – легкая; 2 – средняя; 3 – тяжелая; 4 – биту­минозная.

Таблица 13

Наиме­нование параметра	Норма для нефти типа	Метод испытания
1=	го О 1= о сэ о:	1=	ГО о 1= о сэ о: сц	1=	ГО о 1= о сэ о: сц ее	1=	ГО о 1= о сэ о:	1=	го о[= о сэ ее сц СП
Плотность кг/м^3, при температуре:	по ГОСТ 3900
20 °C	не более 830,0	830,1-850,0	850,1-870,0	870,1-895,0	более 895,0
15 °C	не более 833,7	833,8-853,6	853,7-873,5	873,6-898,4	более 898,4	по ГОСТ Р 51947
Выход фракций, % об., не менее, до температуры:	по ГОСТ 2177 (метод Б)
200 °C	-		-		-		-	-	-	-
300 °C	-		-		-		-	-	-	-
Массовая доля парафина, %, не более	по ГОСТ11851
	-		-		-		-	-	-	-

Примечания.

Если нефть по одному из показателей (плотности или выходу фракций) относится к типу с меньшим номером, а по другому – к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером. Нефти типов 3 и 4 при приеме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт должны иметь норму по показателю 3 не более 6%.

По степени подготовки нефть подразделяют на группы 1–3 (табл. 14).

Таблица 14

Дата добавления: 2015-06-04