Характеристика систем сбора продукции нефтегазодобывающих скважин на промыслах

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

С развитием нефтедобывающей отрасли промышленности шло непрерывное совершенствование систем сбора продукции нефтегазодобывающих скважин на промыслах. Возникло и внедрилось в производство множество систем сбора, таких как: открытая самотечная, Бароняна - Везирова, Грозненская напорная, Гипровостокнефть, унифицированная схема Гипровостокнефти. Все они в различных интерпретациях сообразны с условиями нефтепромыслов, работали и во многих местах продолжают работать.

В условиях нефтепромыслов Татарстана системы сбора и подготовки продукции скважин нашли свою специфическую форму развития во многом благодаря блестящим работам профессора В.П. Тронова и его учеников в виде совмещённых технологических схем.

1. Сбор и подготовка скважинной продукции

1.1 Совмещённые технологические схемы

Наиболее эффективна и получает всё более широкое применение технология, разработанная институтом ТатНИПИнефть и объединением Татнефть и получившая название «совмещённой». Обладая достоинством всех известных способов подготовки нефти, последняя отличается от каждого из них в отдельности и вместе взятых рядом особенностей, которые в конечном итоге и обеспечили ей неоспоримые преимущества:

- дифференцирование процесса подготовки на отдельные операции и осуществление каждой из них при наиболее благоприятном гидродинамическом режиме;

- выбор на основе критериев технологической совместимости операций, совместимых друг с другом при сборе, транспортировании, деэмульсации нефти, сепарации газа и очистке сточных вод и их одновременное осуществление в одном и том же технологическом оборудовании, применяемом на любой стадии разработки нефтяных месторождений;

- осуществление обезвоживания и обессоливания нефти в режиме, обеспечивающем эффективную сепарацию газа, и получение непосредственно на технологических аппаратах подготовки нефти сточной воды, удовлетворяющей существующие требования;

- включение подготовки нефти в комплекс промысловых процессов в качестве одной из последовательно осуществляемых операций, не выделяя её в автономный процесс, связанный со строительством и эксплуатацией сложных дорогостоящих установок.

К первой группе технологически совместимых по времени и режиму процессов при движении эмульсии по трубопроводам промысловых систем сбора и другим коммуникациям относятся:

- введение деэмульгатора для нейтрализации вредной работы трубопроводов по формированию стойких эмульсий;

снижение вязкости транспортируемой системы;

разгазирование нефти с последующей сепарацией газа на конечных участках трубопроводов увеличенного диаметра;

- добавление ингибитора в поток для предотвращения коррозии оборудования, удаление или предотвращение отложений парафина;

- разрушение бронирующих оболочек на каплях пластовой воды в результате последовательно протекающих в присутствии ПАВ процессов дробления и слияния капель;

укрупнение капель пластовой воды;

расслоение потока на нефть и воду, как при ламинарном, так и при турбулентном режиме (при определённых параметрах);

очистка дренажных вод от нефти при их совмещённом движении с эмульсией по трубопроводам, в турбулентном режиме надкритической зоны перед объектами предварительного или глубокого сброса воды.

Вторая группа технологически совместимых операций связана с разгазированием нефти в аппаратах ступеней сепарации и их коммуникациях при перекачке газа:

- разрушение бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды при дроблении в процессе интенсивного разгазирования и осуществление массообменных процессов по распределению ПАВ в каплях;

- вытеснение глобул пластовой воды в слой дренажной воды под действием энергии расширяющего газа в процессе сепарации с водой среде или в присутствии большого количества крупных капель эмульгированной воды («пенная» деэмульсация);

- отбор газа от частично обезвоженной нефти и сброс выделившейся воды;

- перекачка газа компрессоро - насосами и поглощение его тяжёлых фракций нефтью, применяемой для охлаждения.

Третья группа технологически совместимых процессов связана с операциями нагрева и транспортирования эмульсии по коммуникациям объектов подготовки нефти:

- разрушение бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды под действием тепла, ПАВ, турбулентных пульсаций, неравномерных скоростных напоров по сечению трубопровода;

- сближение капель под воздействием турбулентных пульсаций потока и предварительная (перед отстоем) их коалесценция;

- расслоение потока на нефть и воду (при благоприятном гидродинамическом режиме).

Четвёртая группа процессов позволяет совмещать операции по получению сточных вод требуемого качества с деэмульсацией нефти и предусматривает:

- предварительный нагрев эмульсии за счёт тепла дренажных вод, разрушение бронирующих оболочек и коалесценцию капель, дополнительную сепарацию газа при возврате дренажных вод в сырьевую линию;

- взаимную очистку воды от нефти и нефти от воды в результате массообменных процессов в турбулентном потоке;

- разрушение эмульсии в гидрофильном фильтре (водном слое) и улучшение качества воды за счёт эффектов жидкостной флотации;

- тонкую очистку воды в слое нефти (гидрофобном фильтре).

В пятую группу входят процессы по улучшению качества нефти за счёт гидродинамических факторов и эффектов последствия ПАВ, возникающих при перекачке нефти, подвергавшейся деэмульсации, в интервалах установка - товарный парк, промысловый товарный парк - головные сооружения, головные сооружения - нефтеперерабатывающий завод:

- осуществление массообменных процессов - доведение деэмульгаторов до наиболее тонкодисперсной части эмульсии и разрушение бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды;

- последующее сближение и укрупнение капель;

- переход капель воды (при соответствующем режиме движения) в свободное состояние;

- введение пресной воды и, возможно, деэмульгатора для удаления солей из нефти.

Совмещение этих процессов позволяет улучшать качество нефти - в ряде случаев достигать глубокого обессоливания.

Шестая группа технологически совмещённых процессов связана с осуществлением товарно-транспортных операций, включающих заполнение и опорожнение резервуаров различного назначения:

- осаждение воды и механических примесей на дно резервуаров;

- сброс выделившегося балласта и дополнительное улучшение качества нефти.

1.2 Поинтервальное совмещение технологических операций

В наиболее общем виде варианты совмещённых технологических схем сбора и подготовки нефти представлены на рис. 1, 2.

О совмещаемых операциях в различных интервалах технологической схемы сбора, транспорта, сепарации газа, подготовки нефти и воды можно судить по данным на рис. 3.

Интервал скважины - УПС. Осуществление массообменных процессов, коалесценция глобул пластовой воды, расслоение продукции скважин, сброс выделившейся воды, коалесценция пузырьков попутного газа. При этом используется оборудование 1-2-3-4-5.



Рис. 1. Принципиальные схемы совмещённой технологии сброса, сепарации, обезвоживания нефти и очистки пластовых вод

Где: а - с применением блочного оборудования установки подготовки нефти без промежуточных насосов. б - с использованием сырьевых резервуаров для предварительного сброса пластовых вод и оборудования обезвоживающей установки; в - в трубопроводах и резервуарах промысловой системы сбора без использования оборудования установки подготовки нефти; г - то же, что и «в» с путевым подогревом.

1 - скважины; 2 - групповые установки; 3 - дозатор реагента; 4 - трубопровод, используемый для разрушения эмульсии; 5 - концевой делитель фаз. А также 6 - сепаратор - газоочиститель; 7, 11 - каплеобразователи; 8 - узел газосбора; 9 - трёхфазный сепаратор; 10 - нагреватель; 12 - отстойник; 13 - концевая ступень сепарации; 14 - узел измерения объёма продукции; 15 - отстойник с гидрофобным жидкостным фильтром; 16 - ёмкость; 17, 20 - насосы; 18 - очищенная вода; 19 - обезвоженная нефть; 21 - сброс воды; 22 - на УЛФ.



Рис. 2. Принципиальные совмещённые технологические схемы обессоливания нефти в интервалах

Где: а - установка - товарный парк; б - промысловый товарный парк - головные сооружения; в - установка - товарный парк.

I - без использования воды и реагента; II, III - подачей пресной воды или реагента; IV - с использованием воды и реагента.

1 - сырая нефть; 2 - обезвоживающая установка; 3, 8 - насосы; 4,7 - сброс воды; 5, 13, 16 - трубопроводы, используемые для обессоливания; 6, 14, 17 - резервуары; 9 - обессоленная нефть; 10 - дозатор реагента; 11 - насос пресной воды; 12 - обезвоженная нефть; 15 - смеситель; 18 - на УЛФ (установки улавливания паров и лёгких фракций нефти).



Рис. 3. Совмещённая схема сбора, сепарации газа, подготовки нефти и очистки сточных вод в интервале скважина НПЗ

Где: 1 - скважины; 2 - блочная групповая замерная установка (Спутник); 3, 11, 19 - блочный дозатор реагента; 4 - промысловые системы сбора, используемые в технологических целях.

5 - блочный трёхкомпонентный сепаратор I ступени с каплеобразователем 30 и гидрофильным фильтром; 6 - блочный нагреватель; 7 - трубчатый каплеобразователь; 8 - блочный трёхкомпонентный сепаратор (горячей) II ступени с каплеобразователем и гидрофобным жидкостным фильтром; 9 - компрессор в блочном варианте.

10 - промежуточная ёмкость (отстойник); 12, 25 - узлы подачи пресной воды; 13, 21, 26, 38 - насосы; 14 - замерное устройства типа «Рубин»; 15 - резервуары промыслового товарного парка и ёмкости с гидрофильным жидкостным фильтром; 16 - трубопровод; 17 - резервуары головных сооружений; 18 - магистральный насос; 20 - резервуар сточных вод; 22 - магистральные насосы перекачивающих станций; 23 - резервуар очистки сточных вод с жидкостныи гидрофобным фильтром или аппарат АОСВ-2; 24 - дозатор реагента на выходе из товарного парка; 27 - промежуточныя ёмкость; 28 - магистральный нефтепровод, улучшающий качество нефти в процессе транспортирования; 29 - нефтеперерабатывающий завод (НПЗ); 30 - каплеобразователь; 31 - линия дренажной воды; 32 - дозировочный насос для химреагента на перекачивающей станции; 33 - узел подачи пресной воды в магистральный трубопровод на перекачивающей станции; 34 - узел подачи пресной воды на блоке обессоливания; 35 - блочный дозатор на блоке обессоливания; 36 - трубчатый каплеобразователь; 37 - отстойник - водоотделитель; 38 - насос для откачки воды в систему ППД; 39 - резервуары ЭЛОУ; 40 - резервуары ТСБ; 41 - КДФ; 42 - на УЛФ; 43 - сброс балласта; 44 - путевой сброс воды в удобных точках; 45 - установка предварительного сброса воды - УПС с аппаратом очистки воды АОСВ-2. Узлы: I - группа скважин; II - спутники и промысловые системы сбора; III - центральный сборный пункт; IV - обессоливающий блок; V - промысловый товарный парк; VI - товарный парк головных сооружений; VII - нефтеперерабатывающий завод.

Интервал скважины - центральный сборный пункт, узлы I - III. 1) обезвоживание нефти до заданной глубины;

2) очистка сточных вод до заданных кондиций для закачки в систему ППД;

3) отбор попутного газа;

4) осуществление горячей сепарации и предотвращение потерь лёгких фракций;

5) повышение производительности скважин;

6) снижение вязкости продукции скважин в системе сбора;

7) борьба с отложениями парафина;

8) борьба с коррозией оборудования.

При осуществлении упомянутых выше технологических операций в технологический цикл, включаются следующие оборудования и объекты: 1 - 10, 13 - 15, 23, 25 - 27, 41. При этом в отдельных видах оборудования совмещаются следующие технологические операции.

На блоке 2 с помощью блочного дозатора 3 совмещается ввод химических реагентов или веществ, имеющих необходимый комплекс свойств, включая деэмульгирующую способность, а также способность предотвращать отложения парафина и коррозию оборудования (например, сепароль 25 с ингибитором 3).

На блоке 3, 4 транспортирование продукции скважин по системам сбора совмещается с глубоким разрушением эмульсии, снижением вязкости системы, предотвращением парафинизации промысловых трубопроводов за счёт воздействия химических реагентов на стенки труб и кристаллы парафина, защитой трубопроводов от коррозии.

На блоке 5 совмещаются операции по отбору попутного газа I ступени сепарации, отделению воды от нефти, очистке сточных вод в подводящем сырьевом трубопроводе и в жидкостном фильтре сепаратора.

На блоке 8 совмещаются операции по отбору газа II ступени горячей сепарации с глубоким обезвоживанием нефти в жидкостном гидрофильном фильтре с использованием эффектов вспенивания.

На блоке 9 совмещаются операции по откачке горячего газа II ступени с отбором и возвратом в нефть тяжёлых углеводородов.

На блоке 23 совмещаются операции по тонкой очистке сточных вод от нефтепродуктов с помощью гидрофобного фильтра или аппарата АОСВ-2 с отделением механических примесей до кондиций, обеспечивающих закачку сточных вод в систему ППД без дополнительной очистки. При включении в технологическую схему оборудования 34 - 37 обессоливающей ступени IV в интервале скважина - центральный сборный пункт успешно решается и проблема обессоливания нефти. Эту же задачу (а также задачу глубокого обезвоживания и опреснения нефти) можно решить и при совмещении процессов заполнения резервуаров промыслового товарного парка с операциями по сбросу отделившейся от нефти в трубопроводах пластовой воды при её транспортировании в товарный парк, минуя узел IV.

В этом случае для обессоливания нефти подача пресной воды (а при необходимости - реагента - деэмульгатора) осуществляется с помощью оборудования 11, 12.

Интервал скважины - центральный сборный пункт (промысловый товарный парк) - головные сооружения, узлы I - III, V, VI. В этом интервале при максимально возможном совмещении операций и рациональном использовании промыслового оборудования возможно решение следующих задач в области подготовки нефти: 1) глубокое обезвоживание; 2) опреснение; 3) обессоливание до экспортных кондиций. Процесс глубокого обезвоживания нефти в этом интервале совмещается с операцией по прокачке нефти по межпромысловому трубопроводу и товарно-транспортными операциями в резервуарах головных сооружений.

При введении в поток нефти пресной воды (12) и реагента с ингибитором коррозии (11) на головных участках трубопровода (16) при соответствующих температурных условиях решается проблема опреснения нефти либо её обессоливания до экспортных кондиций.

В этом случае совмещаются, транспортирование водонефтяной смеси с процессами активного вымывания солей из нефти и операции по заполнению нефтью резервуаров головных сооружений со сбросом дренажной воды. Улучшение качества нефти достигается также и применением методов компаундирования.

Интервал скважины - центральный сборный пункт - головные сооружения - завод. Использование магистральных трубопроводов в технологических целях позволяет: 1)решить проблему глубокого обессоливания на НПЗ, не прибегая к строительству дополнительных установок ни на промыслах, ни на заводах; 2) улучшить гидродинамические характеристики трубопроводов; 3) предотвратить отложения парафина.

Для решения этих задач в магистральный трубопровод на головных его участках (в узел IV вводится ингибитор коррозии и деэмульгатор, гидрофилизующий внутреннюю поверхность трубопровода). Транспортирование обезвоженной нефти совмещается с операциями по многократному разрушению бронирующих оболочек на каплях оставшейся в нефти пластовой воды как в магистральных насосах 21, так и пристенных зонах трубопроводов, а также гидрофилизацией их стенок. Это обеспечивает снижение вязкости эмульсии, предотвращение отложений парафина и возможность глубокого обессоливания нефти на НПЗ без изменения режима работы заводских ЭЛОУ. В отдельных случаях на конечных перекачивающих станциях возможна дозировка в трубопровод необходимого количества пресной промывочной воды, что позволяет получить обессоленную нефть при её прохождении транзитом через резервуары товарных парков ТСБ и обеспечивает условия для переработки нефти на заводах, не имеющих ЭЛОУ или при её остановке.

1.3 Совмещение процессов борьбы с коррозией и отложениями парафина деэмульсацией нефти

Сбор нефти на месторождениях нередко осложняется отложениями парафина на стеках труб и их коррозией (для сернистых нефтей). Эффективное решение проблемы борьбы с этими процессами в большом числе случаев достигается за счёт использования гидродинамических эффектов, возникающих при транспорте по трубопроводам эмульсий, обработанных специальными деэмульгаторами, которые содержат ингибирующие компоненты и гидрофобизируют стенки трубопроводов. К числу таких реагентов относится, в частности, сепароль-25 и ингибитором III и ряд других продуктов. При гидрофилизации труб на их поверхности возникает тонкая плёнка воды, и в связи с этим обеспечиваются благоприятные условия для разрушения бронирующих оболочек на каплях воды при их контакте с водной плёнкой. Это же приводит к нивелированию микронеровностей металла и обеспечивает низкий уровень адгезии промыслового парафина к ней. Поэтому трубопроводы могут работать в режиме самоочищения (аналогично режиму работы трубопроводов с защитными покрытиями) с соблюдением следующей последовательности процессов: накопление отложений парафина до критической толщины слоя; отслаивание их от поверхности труб; срыв, дробление и последующее транспортирование парафинистой массы в виде тонкодисперсной взвеси потоком нефти. С увеличением степени гидрофильности стенок сопротивляемость их запарафиниванию I, при всех прочих равных условиях возрастает по закону цепной функции:

,

где I - интенсивность запарафинивания поверхности, смоченной водной плёнкой, при уровне энергии связи воды и парафина 27,6 эрг/см2.

Формула справедлива при значениях угла смачивания от 0 до 105°.

Ингибитор коррозии, вводимый в нефть в составе реагента - деэмульгатора, автоматически нейтрализует агрессивное воздействие пластовых вод на стенки промыслового оборудования на всём пути движения продукции скважин, вплоть до закачки воды в продуктивные пласты или поглощающие горизонты.

Все эти процессы органически совместимы, так как для своего эффективного осуществления требуют движения потока в чётко выраженном турбулентном режиме и протекают практически во всём диапазоне температур, складывающихся на практике, как в присутствии газовой фазы, так и без неё. Таким образом, одной технологической операцией - введением в промысловые системы сбора реагента - деэмульгатора с ингибитором коррозии - решается проблема деэмульсации нефти, депарафинизации оборудования и защиты его от коррозии. При этом упомянутые процессы оказываются совмещёнными во времени и осуществляются на всём пути движения нефти практически без вмешательства обслуживающего персонала.

Совмещение процессов деэмульсации нефти с предотвращением парафинизации подземного и наземного оборудования с помощью реагентов - деэмульгаторов широко распространено на промыслах объединения Татнефть и в других районах страны. При подаче ПАВ на забой скважин полностью очищаются от парафина рабочие органы центробежных насосов, насосно-компрессорные трубы, фонтанная арматура и выкидные линии.

1.4 Совмещение процессов транспортирования и деэмульсации нефти

Наиболее экономичное и удобное транспортирование нефти и нефтепродуктов на любые расстояния по трубопроводам обусловило их широкое применение в нефтяной и газовой промышленности страны. Однако целесообразно использовать трубопроводы не только в транспортных, но и в технологических целях одновременно для решения такой важнейшей задачи, как глубокое обезвоживание нефти на промыслах и обессоливание на нефтеперерабатывающих заводах. Трубопровод исключительно важен как активное технологическое звено в цепи процессов подготовки нефти в интервале промысел - НПЗ.

Обезвоженная и обессоленная на термохимических установках нефть транспортным управлениям на промысловых или собственных товарных парках. После этого она транспортируется на головные сооружения и затем по магистральным нефтепроводам направляется на нефтеперерабатывающие заводы. Среднее время пребывания нефти в технологическом цикле при подготовке на установке 2 - 4 часа. А время движения её от скважины до НПЗ в различных районах исчисляется от одних до десятков суток. При таком громадном запасе времени, совершенно не используемом в технологических целях, на промыслах зачастую вынуждены добиваться получения качественной обезвоженной и обессоленной нефти исключительно за счёт ужесточения технологических режимов. Это приводит к большим затратам на подготовку нефти. Полезное использование времени движением нефти от скважины до НПЗ позволяет резко сократить эти затраты, т.е. решить такую проблему, которая считалась неразрешимой без строительства дорогостоящих установок на промыслах или НПЗ.

Целесообразность совмещения процессов транспортирования эмульсии по трубопроводам с её деэмульсацией связана с разработкой и проверкой в широких промышленных масштабах новых, отличающихся от сложившихся ранее представлений об оптимальных условиях разрушения водонефтяных эмульсий. Исследования, выполненные в ТатНИИ (Тронов В.П.) в течение 1964 - 1966 гг., показали, что механизм процессов, обусловливающих эффективное разрушение эмульсий под воздействием тепла реагентов и других факторов, более сложен, чем это представлялось ранее, и требует для своего осуществления разработки новых технологических схем, учитывающих эти особенности.

1.5 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

	Температура, °C	Остаточное
Вид обработки	Начальная	При отстое	содержание воды, %
Кратковременное смешение с реагентом и последующий отстой (холодная деэмульсация). Кратковременное смешение с реагентом, нагрев и последующий отстой нагретой эмульсии (термохимический метод). Разрушение эмульсии в трубопроводах в процессе движения (трубная деэмульсация). Разрушение нагретой и охлаждающейся в процессе движения по трубопроводам эмульсии (трубная деэмульсация с путевым нагревом)/	17 17 17 40	17 40 17 17	21,5 8 3,0 1,0



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.

1.6 Обессоливание нефти

Технологические предпосылки процесса обессоливания.

Под обессоливанием понимают комплекс технологических мероприятий с применением пресной промывочной воды, направленных на снижение содержания хлористых солей в нефти перед её переработкой до экономически приемлемого минимума. Необходимость обессоливания связана с тем, что извлекаемая вместе с нефтью из недр пластовая вода, обычно присутствующая в ней в виде эмульсии, представляет собой раствор смеси хлоридов натрия, магния и кальция и других элементов различной концентрации, вредно влияющих на последующие процессы переработки нефти.

Наряду с хлоридами в пластовой воде различных месторождений содержатся в значительных количествах сульфаты и карбонаты. Оптимальная глубина обессоливания определяется уровнем затрат на эти процессы, их эффективностью, состоянием технических средств и другими факторами.

Длительное время предельно допустимое содержание хлоридов в нефти, подвергавшейся переработке, принималось равным 40 мг/л.

В настоящее время во многих нефтедобывающих районах мира на НПЗ содержание солей в нефти снижают до 2 - 5 мг/л и менее, а также разрабатывается и внедряется технология обессоливания нефти до 2 - 3 и даже до 1 мг/л.

В процессе обессоливания из нефти удаляют не только соли и воду, но и механические примеси, окись железа, сульфид железа и значительное количество соединений мышьяка, отравляющих платиновые катализаторы при риформинге, металлоорганические соединения ванадия и других металлов, снижающих качество нефтепродуктов.

Повышенное содержание балласта в перерабатываемой нефти в значительной мере осложняет эксплуатацию оборудования. При значительном содержании солей снижается производительность заводских установок, уменьшается продолжительность межремонтных пробегов, возрастает время простоев, усиливается коррозия дорогостоящего оборудования, увеличиваются затраты труда на ремонт и чистку аппаратов. Осложнения на заводах при значительном содержании солей и воды в нефти возникают уже с момента её поступления в резервуары товарно-сырьевых баз. При хранении нефти на дне резервуаров накапливаются осадки, уменьшающие их полезную ёмкость и ухудшающие режим работы установок при переключении резервуаров из-за резкого увеличения в этот момент содержания солей и воды в поступающей на установки нефти. Эти недостатки при хорошо налаженной дренажной системе могут быть устранены.

Значительные осложнения возникают из-за кристаллизации солей на поверхности заводской аппаратуры, в первую очередь теплообменников, в связи, с чем уменьшается температура нагрева нефти на входе в колонну и снижается её производительность. Кроме того, соли катализируют образование кокса, что в свою очередь ухудшает теплопередачу, вызывает местные перегревы и усиливает коррозию аппаратуры, приводит к прогоранию труб. Косвенным результатом этих явлений является уменьшение производства конечных продуктов.

При повышенном содержании солей в нефти ухудшается качество остаточных продуктов переработки: снижается растворимость и растяжимость битумов, увеличивается зольность котельного топлива. Присутствие солей в газотурбинном топливе приводит к ускоренному разрушению лопаток турбин. Из нефти с высоким содержанием солей невозможно получить кокс высокой степени чистоты.

При высоких температурах в присутствии воды происходит интенсивный гидролиз хлоридов с образованием хлористого водорода и соляной кислоты, что интенсифицирует коррозионные процессы

MgCl2 + H2O = MgOHCl +HCl.

MgCl2 +2H2O = Mg(OH)2 +2HCl.

Хлористый водород легче всего образуется из хлористого магния, затем кальция и, наконец, натрия. С уменьшением содержания хлоридов в нефти количество образующегося хлористого водорода уменьшается, но полнота разложения хлоридов с образованием хлористого водорода увеличивается. Зависимость степени превращения и абсолютного количества образовавшейся соляной кислоты от содержания солей в нефти представлена на рис. 5.

Скорость гидролиза и его глубина с повышением температуры увеличиваются. При температуре 340 - 350 °C гидролизуется до 90 % содержащегося в воде хлористого магния. При контакте сернистых соединений (меркаптаны, сероводород) с соляной кислотой протекают окислительно-восстановительные реакции - взаимодействие соляной кислоты с железом с образованием хлорида железа, который в свою очередь реагирует с сероводородом. При этом получается сульфид железа, что обусловливает появление дополнительного количества соляной кислоты. Особенно подвержены коррозии под действием соляной кислоты узлы и аппаратура, в которых присутствуют вода или водяные пары: конденсаторы, теплообменники, верхние тарелки ректификационных колонн, трубопроводы, сборники дистиллята и т.д.

Рис. 5. Количество хлоридов, переходящих в HCl и количество образующейся соляной кислоты при переработке нефти, содержащей хлористые соли

Значительные осложнения могут вызвать повышенное содержание в нефтях сульфатов и карбонатов. Растворимость сульфата кальция снижается при температуре выше 38 °C, что приводит к образованию сульфатных отложений в условиях, исключающих возможность испарения воды. При обессоливании нефти основные показатели работы НПЗ улучшаются.

Так как необходимость в обессоливании нефти вызвана потребностями нефтепереработки и связана с необходимостью защиты от коррозии именно заводского оборудования, а также диктуется рядом технологических условий и повышенными требованиями к качеству нефтепродуктов, в мировой практике нефти НПЗ всегда рассматривается как единственный промышленный объект, на котором процесс технологически необходим.

Исключение составляют случаи, когда обессоливание нефти достигается автоматически на месторождениях в процессе глубокого обезвоживания без применения пресной промывочной воды. Однако, это оказывается возможно лишь при низкой минерализации пластовых вод. Содержание солей в нефти при этом составляет от 5 до 100 мг/л, остаточное содержание пластовой воды - не более 0,1 - 0,2 %.

При более высокой концентрации солей в пластовой воде требуется применение дополнительных ступеней обработки, увеличение температуры нагрева, организация подачи пресной воды (строительство водоводов), последующей её очистки и утилизации (строительство очистных сооружений). Более квалифицированное обслуживание и другие мероприятия, связанные с дополнительными капиталовложениями и повышением эксплуатационных расходов, значительно превышающих затраты на транспортирование небольшого количества балласта до НПЗ и обессоливание нефти в заводских условиях.

Поэтому технология обессоливания разрабатывалась и совершенствовалась в течение длительного времени, в основном, для условий НПЗ. При этом учитывались и другие факторы. В частности, обессоливание нефти - более сложный технологический процесс, чем обезвоживание, и требуется применение более дорогостоящих аппаратов, поддержание напряжённого технологического режима (температура, время обработки и т.д.) и квалифицированное обслуживание.

Обеспечить квалифицированное обслуживание установок на заводах значительно проще, чем в полевых условиях на промыслах. Поскольку на НПЗ нефть поступает из различных нефтедобывающих районов, заводы должны быть обязательно защищены встроенными обессоливающими блоками или установками. Период эксплуатации намного превышает время разработки отдельных месторождений, естественное падение добычи нефти на которых создаёт проблему неэффективного использования оборудования, что исключено в заводских условиях.

В связи с тем, что исключить обессоливающие установки и схемы завода в принципе невозможно, их строительство на месторождениях промышленных объектов одного и того же назначения в двух смежных отраслях (одновременно и на промыслах НПЗ). Это становится особенно наглядным, если учесть, что современная технология подготовки нефти позволяет осуществить глубокое её обессоливание на НПЗ (до 2 - 5 мг/л) при любом количестве солей, содержащихся в поступающей нефти.

За рубежом в связи с отсутствием крупных нефтяных месторождений и разработкой отдельных участков большим числом владельцев, обезвоживание нефти осуществляется с помощью блочных деэмульсаторов небольшой мощности в непосредственной близости от скважин. Это позволяет обрабатывать свежеобразованные эмульсии и исключить возможность образования прочных бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды. Дальнейшее самопроизвольное разрушение эмульсии в трубопроводах под воздействием деэмульгаторов в процессе её транспортирования создаёт необходимые условия для глубокого её обессоливания на НПЗ. Кроме того, при поставках исключается возможность смешения в трубопроводах обезвоженной и не обезвоженной нефти.

Обессоливание нефти на месторождениях нецелесообразно по многим причинам. В частности, если ограничить подготовку нефти на месторождениях глубоким обезвоживанием, можно снизить энергетические затраты на нагрев эмульсии и осуществлять процесс при более низкой температуре. Так, например, обезвоживание нефти на месторождениях Татарстана возможно при 20 - 25 °C, а для обессоливания нефти температура должна быть повышена до 40 - 65 °C. В других районах страны обессоливание осуществляется при ещё более высокой температуре (60 - 80 °C). Кроме того, необходимость нагрева нефти до высокой температуры при её переработке на НПЗ и утилизация тепла от полученных нефтепродуктов позволяют снизить затраты с целью обессоливания нефти практически до нуля.

Следовательно, обессоливание нефти на месторождениях приводит к неоправданным затратам на нагрев, в частности, к сжиганию в печах того же газа, добыча которого является целью разработки месторождения.

Снижение температуры нагрева эмульсии в промысловых условиях позволяет увеличить длительность эксплуатации технологического оборудования, отказаться от применения дорогостоящей теплообменной аппаратуры, уменьшить потери лёгких фракций и размеры технологических площадок, что в свою очередь уменьшает потребность в отчуждаемых землях и улучшает условия охраны природы.

Довольно серьёзные проблемы при обессоливании нефти на месторождениях возникают в связи с необходимостью строительства водоводов пресной промывочной воды, её нагрева и последующей очистки. Если работа НПЗ невозможна без использования в различных технологических процессах огромного количества пресной воды, то на месторождениях, при условии включения обезвоживания нефти в общий комплекс промысловых работ, необходимость в потреблении пресной воды на этой ступени отпадает. Использование пресной воды для заводнения, казалось бы, исключает эту проблему. В самом деле, в этом случае для обессоливания может быть использована вода, предназначенная для закачки в пласт. Но хотя это действительно так, остаётся ещё проблема очистки воды, использованной для обессоливания, необходимость строительства и эксплуатации очистных сооружений и т.д.

С другой стороны, при обессоливании нефти на НПЗ в качестве промывочной применяют горячую технологическую воду, которая, участвуя в процессе обессоливания, автоматически очищается от содержащихся в ней нефтепродуктов. Следовательно, обессоливание нефти на НПЗ позволяет избежать затрат на очистку промывочной воды. Обессоливание даже только части нефти на месторождениях создаёт проблему транспортирования двух её сортов, усложняя промысловое и транспортное хозяйство. При этом возникает необходимость в автономных товарных парках, значительно усложняются учёт и маневрирование производственными мощностями.

Таким образом, обессоливание нефти на НПЗ позволяет: избежать непроизводительных затрат, связанных с возможностью исключения проблемы неэффективного использования оборудования в связи с падением добычи нефти на месторождении, снизить энергетические затраты, уменьшить размеры технологических площадок, снизить потери лёгких фракций, повысить срок службы печей и другого технологического оборудования, улучшить условия охраны окружающей среды.

Единственной проблемой, заслуживающей серьёзного внимания при рассмотрении вопросов о месте обессоливания нефти - на заводах или месторождениях - является проблема охраны окружающей среды в связи с трудностями утилизации на НПЗ стоков солёных вод. Решение её достигается мероприятиями, направленными на глубокое обессоливание нефти на месторождениях (до 0,2 - 0,3 %) и разработкой эффективных методов утилизации минеральных солей на НПЗ. Лучшим решением проблемы было бы строительство НПЗ в районах добычи нефти, особенно таких, территория которых пересекается магистральными трубопроводами, транспортирующими нефть из других районов.

Однако на практике нефть подвергается сначала первичному обессоливанию на месторождениях, а затем - и на НПЗ. Применение совмещённых схем позволяет решить проблему глубокого обессоливания нефти на НПЗ и первичное на промыслах при минимальных по сравнению с традиционной технологией затратах.

Механизм процесса обессоливания.

Технология обессоливания нефти основана на ряде теоретических представлений о сущности процессов, происходящих в нефти при введении в неё пресной промывочной воды. Идеальным считается такой процесс обессоливания, при котором в результате операций по смешению солёности во всех находящихся в нефти каплях. С этими представлениями связаны определённые технологические приёмы по обессоливанию нефти. Одновременно с этим полагали, что диспергирование капли пресной воды во всех случаях более эффективно сливаются друг с другом, чем с каплями пластовой воды, и поэтому быстрее переходят в состав дренажной воды, зачастую не совершая при этом полезной работы по вымыванию солей. С этим положением связано появление такого термина, как коэффициент эффективности использования пресной воды при обессоливании.

Поэтому весьма важно дать оценку скорости и закономерности перехода капель пресной промывочной и солёной пластовой воды в состав дренажной в процессе отстоя при обессоливании. Динамика перехода глобул пластовой воды, содержащей хлористые соли, в состав дренажных вод в процессе обессоливания характеризуется следующими особенностями. При смешении обессоленной нефти с пресной водой происходит коалесценция лишённых на ступени обезвоживания бронирующих оболочек глобул пластовой воды с каплями пресной. Глобулы с неразрушенными оболочками практически не принимают участия в процессе обессоливания и при небольших размерах остаются в нефти во взвешенном состоянии, независимо от количества применяемой пресной воды.

Таблица 2

Количество промывочной оды, %	Средняя минерализация выделившейся воды, %	остаточное воды, %	содержание солей, мг/л
2 5 10 15 20	12,6 6,35 5,96 2,66 1,20	1,2 1,1 1,2 1,2 3,2	146,6 149,8 149,7 107,7 132,3

Из табл. 2 видно, что остаточное содержание солей в различных пробах нефти при использовании для однократной промывки 2, 5, 10 и 20 % воды. И при всех остальных равных условиях оказалось практически одинаковым (содержание воды и солей в исходной нефти составляло соответственно 0,24 % и 500 мг/л, плотность нефти 0,875, вязкость при 20 °C -22,5 сСт, расход реагента (дисолвана) - при обессоливании 50 г/т, Т=70 °C, время отстоя t = 150 мин).

Экспериментальные исследования показали, что осреднения содержимого капель солёной и пресной воды в процессе смешения при обессоливании нефти в лабораторных и промысловых условиях не происходит, а отделение воды от нефти является типичным процессом при седиментации частиц, взвешенных в жидкости. Минерализация отделяющейся из нефти воды с течением времени может стать самой различной и имеет максимальные значения, как правило, в начальный период отстоя.

Установлено, что минерализация выделяющейся воды при обессоливании типичной ромашкинской нефти во времени не постоянна и изменяется от 16,9 до 0,6 мг/л (в процессе исследований использована методика непрерывного сброса и анализа минерализации) выделяющихся порций воды. Естественно, что наименьшая минерализация имеет место при больших расходах пресной воды. Однако уровень минерализации дренажной воды в начальный период отстоя во всём диапазоне расходов пресной воды (от 2 до 20 %) во всех случаях самый высокий. Это свидетельствует о том, что наиболее крупные, лишённые бронирующих оболочек, капли пластовой воды легко и быстро коалесцируют с каплями пресной и после укрупнения переходят в состав дренажных вод впервые же минуты отстоя. Обращает на себя внимание то обстоятельство, что при расходах пресной воды 2 - 5 % солёность выделяющейся дренажной воды устойчиво высокая, что свидетельствует об эффективном захвате каплями пресной воды глобул солёной.

При использовании больших объёмов промывочной воды (10 - 20 %) эффективность её использования крайне низка. Расчёты показали, что при введении в нефть 15 % пресной воды по объёму в течение первых 10 мин. отстоя в состав дренажной воды выделяется 13 расчётных капель пресной воды на каждую глобулу пластовой. В порции воды, выделившейся через 30 мин. отстоя, это соотношение резко изменилось и на каждую глобулу пластовой воды, уходящей в состав дренажной, приходилось 1133 капли пресной. В различные периоды отстоя это соотношение принимает разные значения (1:1940; 1:1980 и т.д.).

В этой связи под эффективностью использования пресной воды следует понимать степень участи капель промывочной воды в процессе захвата и извлечения из объёма нефти глобул солёной воды. Степень смешения содержимого капель не имеет того значения, которое ей придавалось.

Из приведённых данных ясно, что если бы капли пресной воды сливались друг с другом и осаждались более эффективно, чем капли пластовой воды друг с другом и каплями пресной воды. Минерализация дренажной воды в первые минуты отстоя была бы минимальной, так как в состав дренажной воды быстрее всего переходили бы именно капли пресной воды. В действительности же она максимальна во всех случаях.

Таким образом, результаты экспериментов подтверждают, что в процессе исследований усреднения содержания солей в каплях воды хотя бы частично и имеет место, но не играет решающего значения. В процессе обессоливания отмечается в основном обмен оставшихся в нефти капель пластовой воды на капли пресной воды. Поскольку обессоливание нефти не может протекать без того, чтобы в ней не оставалось определённое количество капель воды, следовательно. Оптимальным режимом обессоливания следует признать такой, при котором происходит, возможно, более полная замена глобул пластовой воды на капли промывочной, что естественно, обеспечит более низкое содержание солей в обработанной нефти, чем при усреднении минерализации воды в результате процессов смешения.

О недостижимости усреднения свидетельствуют факты из практики обессоливания нефти на месторождениях и НПЗ. При протекании процесса по схеме «усреднения» из обессоленной нефти с содержанием солей 40 мг/л и воды 0,1 % при достаточно длительном смешении с пресной водой (0,8 %) и последующем отстое, казалось бы, легко получить нефть с остаточным содержанием солей 5 мг/л. В действительности этого не наблюдается. Это объясняется тем, что в нефти, с одной стороны, остаются глобулы с прочными бронирующими оболочками, не участвующие в массообменных процессах, а с другой - капли солёной воды без бронирующих оболочек, но чрезвычайно малых размеров. Присутствие этих капель определяет в основном содержание солей в нефти. Об этом же свидетельствуют результаты промышленного обессоливания нефти термохимическим методом на многих комплексных установках подготовки нефти.

В таблице 3. приведены значения остаточного содержания солей в обессоленной искусственной эмульсии, вода в которой имела заданную минерализацию, а бронирующие оболочки на каплях воды были нейтрализованы введённым в процессе формирования эмульсии реагентом. Этим обеспечивалась возможность беспрепятственного слияния глобул солёной воды с каплями пресной при последующем смешении в процессе промывки.

Таблица 3

Содержание в исходной нефти	Остаточное содержание	Содержание солей мг/л	Отношение опыт / расчёт
воды, %	солей, мг/л	воды, %	опыт	расчёт
0,10 0,15 0,24 0,84 2,90 4,30	210,0 551,0 843,0 1870,0 5543,0 8604,0	0,12 0,12 0,06 0,06 0,06 0,12	20 37 36 62 145 163	2,5 6,5 4,9 10,6 25,8 72,0	8,0 5,7 7,4 5,3 5,6 2,9

Содержание минерализованной воды в нефти от пробы к пробе увеличивалось, а объём промывочной воды (10 %) был принят постоянным. Во всех случаях основное количество промывочной воды и захваченные ею глобулы солёной перешли в состав дренажной воды в первые 15 мин. отстоя. Оказалось, что ни в одном случае содержание солей в нефти после её обессоливания не соответствует расчётному - превышает последнее в несколько раз. Наибольшее расхождение соответствует случаю минимального содержания солей в обрабатываемой нефти. Это также свидетельствует о том, что усреднения минерализации солёных и пресных вод при обессоливании не происходит.

Показано, что минерализация глобул пластовой воды в нефти, полученной на месторождениях, которые разрабатываются с применением законтурного и внутриконтурного заводнения, также различна, что, безусловно, влияет на процесс обессоливания нефти.

Обычно поиски решения проблемы увеличения глубины обессоливания нефти и снижения расхода пресной воды связываются с совершенствованием технологии смешения пресной воды с нефтью. В качестве показателя идеального смешения принималась степень выравнивания концентрации солей в каплях воды, участвующих в процессе. Существование в потоке после смешения большого числа капель пресной воды объяснялось низкой эффективностью процесса смешения. Для устранения этого явления конструировалась специальная аппаратура, увеличивалась интенсивность и длительность смешения воды с нефтью, использовался метод многократного смешения и расслоения нефти с пресной водой. Наибольшее распространение на месторождениях получил смесительный клапан, в качестве которого зачастую использовали обыкновенную задвижку, на НПЗ применяют более сложные аппараты.

2. Существующая установка подготовки нефти в НГДУ Джалильнефть"

2.1 Технологическая схема установки, её описание

Проект Якеевской установки комплексной подготовки нефти производительностью 6,6 млн. тн./год по стабильной нефти разработан институтом "Гипровостокнефть" (г. Куйбышев).

Схема установки предусматривает два параллельных потока производительностью по 3,3 млн. тн./год.

Год ввода в промышленную эксплуатацию - 1968.

ЯУКПН предназначена для обезвоживания, обессоливания и стабилизации девонской нефти Чишминской, Ташлиярской, Сармановской и Сулеевской площадей Ромашкинского месторождения.

Максимально достигнутая мощность по стабильной нефти в 1978 году - 7770000 тн., по выработке нестабильного бензина в 1977 году - 201500 тн.

Обессоленная нефть соответствует ГОСТ 9965 - 76, качество ШФЛУ - техническим условиям ТУ - 38 - 101524 - 91.

ЯУКПН состоит из следующих объектов:

Главный корпус, куда входят:

операторная;

венткамера;

водонасосная Н -7;

насосная обессоленной нефти Н - 3;

насосная стабильной нефти Н - 5;

компрессорная воздуха;

электроснабжение установки, РУ - 6 кВ;

бытовые помещения.

Сырьевая насосная.

Площадки теплообменников Т - 1.

Площадки теплообменников Т - 2.

Площадки горизонтальных отстойников.

Площадки шаровых отстойников.

Печи ПБ - 20 №№ 1 - 4.

Блоки стабилизации:

колонны К - 1, К - 2;

конденсаторы - холодильники;

аппарат воздушного охлаждения;

бензосепараторы;

бензонасосы.

Ёмкости однократного испарения.

Сепаратор ШФЛУ.

Теплообменники ШФЛУ.

Насосы ШФЛУ.

Трансформаторная КНП - 6/0,4.

Газорегуляторный пункт.

Аварийная ёмкость.

Факельное хозяйство.

Площадка отпуска нефтяного дистиллята с операторной.

Внутриплощадные технологические трубопроводы.

Нефтепроводы ЯТП - ЯУКПН.

Газопроводы.

Противопожарные водопроводы.

...