Условные обозначения:

1 — переключатель скважин многоходовой (ПСМ); 2 — обогреватель электрический; 3 — привод гидравлический ГП-1М; 4 — клапан предохранительный; 5 — сепаратор замерной (накопительная емкость); 6 — регулятор расхода; 7 — счетчик жидкости турбинный ТОР 1-50; 8 — заслонка; 9 — линия байпасная; 10 — манометр электро­контактный; 11 — вентилятор; 12 — коллектор общий; 14 — газовый счетчик (по за­казу потребителя) 15 — бак для реагента; 16 — насос дозатор; 17 — клапан обратный; 18 - задвижка Ду80 (на ПСМ); 19 - задвижка Ду50 (на байпас); 20, 28, 29, 30 - зад­вижки Ду50; 21 - задвижка Ду50; 22 - задвижка Ду80; 23, 24 - задвижки Ду100 или 150; 25 - задвижка ЗКС Ду15; 26 - задвижка ЗКС 25; 27 - манометры показываю­щие типа МТП; 32 - обогреватель электрический (по заказу потребителя).

Толстая линия — линия потока нефти. Пунктирная линия - линия потока нефтяного газа

Резервуарные парки

Для УПН следует предусматривать запасы сырья (продукция сква­жин, продукция, поступающая от ДНС или УПСВ) и товарной нефти:

а) для сырья - суточный объем, поступающий на УПН;

б) для товарной нефти - объем суточной производительности УПН по товарной нефти при трубопроводном транспорте;

в) при использовании резервуарного парка одновременно для нужд ЦПС и головных сооружений магистрального транспорта суммар­ный объем резервуарных емкостей (тина РВС) и их количество должны определяться с учетом совмещенного графика их работы.

Принципиальная схема упн на промыслах

6 — вторая ступень разгазирования нефти; 7 — ступень глубокого обезвоживания сырой нефти; 8 — ступень обессоливания; 9 - стабилизация нефти.

Установка подготовки нефти представляет собой последовательный комплекс технологических процессов:

- полного разгазирования нефти;

- её «глубокого» обезвоживания 7 до нормы группы качества по ГОСТ Р 51858-2002,

- обессоливания товарной нефти 8 до требуемой нормы группы каче­ства по ГОСТ Р 51858-2002,

- стабилизации товарной нефти 9, то есть снижения её давления на­сыщенного пара (ДНП) ниже 66,7 кПа при 37,8 °С.

Отметим, что разгазирование нефти в сепараторе о представляет собой вторую ступень сепарации нефтяного газа, который, как прави­ло, используется на собственные нужды или после компримирования* направляется в газопровод с давлением первой ступени сепарации не­фтяного газа для подачи стороннему потребителю. Глубокое обезвожи­вание нефти позволяет получить товарную нефть с планируемой оста­точной обводнённостью в соответствии с требованиями технических условий ГОСТ Р 51858-2002. Ступень обессоливания нефти 8 необхо­дима в случае большой концентрации ионов хлора в остаточной воде товарной нефти, то есть ступень обессоливания позволяет уменьшить концентрацию ионов хлора в остаточной капельной воде в составе то­варной нефти. Ступень стабилизации товарной нефти 9 обеспечивает давление ее насыщенных паров до 66,7 кПа при температуре 37,8 °С. Как правило, нефтяной газ низкого давления, образующийся на этой ступени, сжигается на факеле.

Установки подготовки нефти, как правило, должны располагаться на ЦПС.

Технологический комплекс сооружений по подготовке нефти должен, как правило, обеспечивать:

а) глубокое обезвоживание нефти;

б) обессоливание;

в) снижение упругости паров товарной нефти;

г) прием некондиционной нефти и подачу ее на повторную подго­товку;

д) повторное использование реагента и тепла дренажных вод путем возврата их в начало процесса.

Технологическая схема процесса подготовки нефти должна обеспе­чивать:

а) полную герметизацию процесса подготовки нефти;

б) требуемое качество товарной нефти;

в) гибкость и маневренность работы установки;

г) возможность освобождения аппаратуры и трубопроводов при ре­монтах и аварийных остановках;

д) использование тепла продукции скважин;

е) возможность использования оборудования в блочно-комплектном исполнении.

При проектировании УПН должны рассматриваться следующие ос­новные технологические варианты:

а) подготовка нефти в газонасыщенном состоянии при транспор­тировке через все сооружения УПН за счет энергии пласта, на­сосов механизированной добычи нефти или дожимных насосных

б) подготовка разгазированной нефти при транспортировке ее сы­рьевыми насосами через все сооружения установки подготовки нефти.

Рис. 6.3. Современная принципиальная технологическая схема ступени обессоливания сырой нефти:

1 - смеситель, 2 - коалесцер-диспергатор, 3 - электродегидратор; I - сырая нефть на обессоливание, II - горячая промывная вода для обессоливания III -обессоленная нефть, ГУ - дренажная вода

Сущность процесса обессоливания промысловой нефти заключает­ся в снижении концентрации хлористых солей в капельной попутной пластовой воде , которая осталась в промысловой нефти после ее предваритель­ного и глубокого обезвоживания. Снижение концентрации хлористых со­лей в капельной пластовой воде, представляющей собой дисперсную фазу в обратной водонефтяной эмульсии (промысловой нефти), возможно только в результате коалесиенши их с каплями промывной воды, в качестве которой, какправило, используется пресная вода.

Принципиально важным элементом такой технологической схемы обессоливания промысловой нефти является наличие в ней коалесце-ра-диспергатора 2.

Именно в коалесцере-диспергаторе 2 обеспечивается многократная коалесценция и дробление «львиной» доли капель, приводящие к прак­тическому выравниванию концентрации солей в капельной воде в во-донефтяной эмульсии после смесителя 1.

Использование коалесцера-диспергатора 2, увеличивая вре­мя задержки эмульсии на пути от смесителя 1 до электродегидратора 3 в сочетании с многократными актами коалесценции и диспергирования в турбулентном потоке, позволяет существенно повысить эффективность использования промывной воды на каждой ступени обессоливания.

Сущность процесса стабилизации нефти заключается в том, чтобы умень­шить остаточное содержание растворенных в ней наиболее летучих компонентов пластовой нефти, в частности:

> остатков отдельных компонентов пластового газа в нефти:

- диоксида углерода,

- метана, этана, пропана;

- изобутана, нормального бутана и др., а также и

> наиболее летучих компонентов нефти (изопентана, нормального пентана и др.)

Принципиально возможными технологическими решениями стаби-

> вакуумирование нефти в сочетании с ее нагревом (или без) на кон­цевой ступени сепарации (наиболее широко применяемая техноло­гия на промыслах), а использование компрессорных установок для улавливания нефтяного газа позволяет его использовать в дальней­шем, включая отбензинивание уловленного нефтяного газа;

> извлечение из нефти легких углеводородов с использованием ректи­фикационных колонн (схемы с одной, рис. 7.3 и двумя колоннами наиболее широко применяются на нефтеперерабатывающих заводах для снижения потерь нефти от «больших и малых дыханий» резервуа­ров, в которых хранится поступающая на заводы промысловая нефть);

> использование вертикальных противоточных сепараторов специаль­ной конструкции для обеспечения дегазации нефти в колонном ап­парате за счет массообменных процессов нефти с газом «отдувки

На рис. 7.3 представлена типовая схема стабилизации нефти с ис­пользованием ректификационной колонны. Нефть из нефтегазового сепаратора 1 направляется в ректификационную колонну 2 , где за счет тепловой энергии внизу колонны от нагревателя 4 из нефти ис­паряются легкие углеводороды вместе с оставшимся в ней нефтяным газом.

Пары нефти конденсируются в конденсаторе 5, а затем в сепара­торе 3 разделяются на несконденсировавшийся газ III и сжиженный газ IV, состоящий в основном из углеводородов С₃ — С₅ с примесью гексанов.

Рис. 7.3. Принципиальная схема одноступенчатой стабилизации нефти с не­большим остаточным содержанием растворенных газов (до 1,5% масс):

1 — нефтегазовый сепаратор, 2 — ректификационная колонна, 3 газосепаратор, 4 — нагреватель, 5 — конденсатор, 6 — компрессор. Потоки: I — нестабильная нефть, II и III - нефтяной газ, IV - сжиженный газ, V — стабильная нефть, VI -водный конденсат