Термохимическое обезвоживание нефти.

Назначение установок подготовки нефти (УПН)

Добываемая из скважины нефть, как правило, имеет в своем со­ставе пластовую воду (в свободном или эмульгированном состоя­нии), содержащую различные минеральные соли — хлористый натрий NaCl, хлористый кальций СаС1₂, хлористый магний MgCl₂ и т. д. и зачастую механические примеси. В состав нефтей входят также различные газы органического (метан СН₄, этан С₂Н₆, пропан С₃Н₈, бутан С₄Н₁₀) и неорганического (сероводород H₂S, углекислый газ СО₂ и гелий Не) происхождения.

Содержание в нефти воды и водных растворов минеральных солей приводит к увеличению расходов на ее транспорт, кроме того, вызывает образование стойких нефтяных эмульсий и создает затруднения при переработке нефти на НПЗ вследствие усилен­ного развития коррозии оборудования. Вот почему нефти, добы­ваемые из скважин вместе с пластовой водой, подвергают обез­воживанию и обессоливанию непосредственно на месторожде­ниях и на НПЗ.

На товарную нефть, сдаваемую промыслами, утвержден ГОСТ 9965—76, согласно которому регламентируются следующие показатели примесей в нефти (табл. 5).

Товарная нефть, поступившая на НПЗ, снова подвергается очистке от воды (до 0,1 мг/л) и солей 3—5 мг/л и ниже.

Практикой установлено, что существующие методы деэмульсации нефти без подогрева и поверхностно-активных веществ в большинстве случаев малоэффективны и особенно это касается тяжелых, парафино-смолистых и вязких нефтей. Поэтому около 80% всей добываемой обводненной нефти проходит обработку на термохимических установках, имеющих следующие преимуще­ства:

1) сравнительно быстрый монтаж установки, состоящей из блочного полностью автоматизированного оборудования, изго­тавливаемого в заводских условиях;

2) низкая чувствительность режима работы установки к широкому изменению содержания воды в нефти;

3) возможность изменять деэмульгаторы и режимы работы установки по мере изменения характеристики эмульсии;

4) возможность полной ликвидации потерь легких фракций нефти;

5) сокращение обслуживающего персонала на УПН за счет авто­матизации процессов.

Для подготовки вязких и тяжелых нефтей получают широкое распространение внутритрубная деэмульсация и термохимические установки, в которых одновременно происходят обезвоживание, обессоливание и сепарация нефти и газа.

Установка подготовки нефти (УПН)' и воды (УЛВ):

1—сборные коллекторы с месторождения;

2 — коллектор— гаситель пульсаций;

3 — сборный газопровод;

4 — каплеобразователь;

5 — сепараторы второй ступени БАС-1;

6 — теплообменники;

7 — блок нагрева БН-5,4 (печь);

8 — трубопровод с горячей нефте-водяной смесью;

9 — теплоизолированные сепараторы;

10 — турбосепаратор;

11 — сброс уловленной из газа нефти;

12 — герметизированные отстойники по обезвоживанию нефти;

13 — линия подачи ПАВ дозировочным насосом;

14 — смеситель;

15 — каплеобразова­тель;

16 — газоперерабатывающий завод;

17 — отстойники по обессоливанию нефти;

18 — регулируемый штудер;

19 — винтовой насос-компрессор;

20 — концевые сепарато­ры;

21 — самотечная линия товарной нефти;

22 — резервуар товарной нефти;

23 — под­порный насос;

24 — автоматизированная установка «Рубин-2м» по измерению качества и количества товарной нефти;

2 S и 26 — автоматически закрывающиеся и открывающиеся краны;

27 — расходомеры товарной нефти «Норд»; 28 — линия подачи пресной горячей воды;

29 —сепаратор товарного парка;

30 — парк товарных резервуаров;

31 — головная насосная станция;

32 — магистральный нефтепровод;

33 — водовод на КНС;

34 — насос для подачи пластовой сточной воды на КНС;

35 — водовод для-сброса пластовой сточной воды из отстойников;

36 — резервуар-отстойник по подготовке сточной пластовой воды с гидрофильным фильтром;

37 — насос для откачки нефти;

38 — насос для подачи пласто­вой сточной воды, содержащей ПАВ;

39 — водовод для сброса пластовой сточной воды из аппарата по предварительному сбросу воды;

40 — линия подачи сточной пластовой воды, содержащей ПАВ

 

Данная установка рассчитана на использование ее с дожимными насосными станциями (ДНС), смонтированными на место­рождении большой площади. На этих ДНС осуществляются первая ступень сепарации нефти и газа и предварительный сброс •. пластовой воды. Установка работает следующим образом.

Обводненная нефть в виде эмульсии с частично растворенным в ней газом после первой ступени сепарации, расположенной на ДНС, поступает в сборные коллекторы, а затем в общий кол­лектор, из которого направляется в коллектор—гаситель пуль­саций.

Перед коллектором—гасителем пульсаций, расположенным на территории УПН, по трубопроводу 40 вводят дренажную горячую воду, содержащую ПАВ и способствующую разрушению нефтяной эмульсии. Из коллектора—гасителя пульсаций обвод­ненная нефть поступает в каплеобразователь 4, а затем в сепара­торы второй ступени 5, а выделившийся газ направляется в сбор­ный газопровод, по которому транспортируется на ГПЗ. Из сборного газопровода 3 газ проходит через турбосепаратор 10, где происходит его «тонкая» очистка от капельной взвеси. Вода из сепараторов по линии 39 автоматически сбрасывается в ре­зервуар-отстойник 36 с гидрофильным фильтром.

Следует иметь в виду, что коллектор-гаситель пульсаций чаще всего может выполнять роль сепараторов второй ступени, и тогда их не устанавливают.

Обводненную нефть (воды 6 - 8%) из сепараторов через регу­лируемый штуцер (исполнительный механизм) направляют в теплообменники 6, в которых происходит предварительный нагрев нефтеводяной смеси горячей смесью, прошедшей блок нагрева 7 и теплоизолированные сепараторы 9.

Сепараторы служат для отделения по возможности всей газо­вой фазы, образующейся в блоке нагрева 7, и интенсификации отделения воды от нефти в отстойниках 12. Сепараторы 9 не устанавливают, если в блоках нагрева или в любой другой печи давление такое, что газовая фаза в них (после нагрева нефти) не образуется и не снижает тем самым эффективности разделения нефти и воды в отстойниках 12.

Таким образом, в оборудовании 2, 4, 5, 6, 7, 9, 12, 14, 15 и 17 поддерживается постоянное давление, не превышающее в послед­нем аппарате 0,2 МПа.

Разрушенная в основном в блоке нагрева эмульсия, пройдя сепараторы 9, равномерно поступает в герметизированные от­стойники 12, где происходит окончательное отделение нефти от воды. Вода из отстойников автоматически сбрасывается в резер­вуар-отстойник 36, а нефть направляется в смеситель 14.

В отстойниках 12 практически получается обезвоженная нефть, содержащая воды не более 1 %.

На этой стадии процесс обезвоживания нефти заканчи­вается.

При отделении нефти от минерализованной пластовой воды, естественно, происходит также одновременно и обессоливание этой нефти. Однако в обезвоженной нефти до указанных пределов (~1%) содержится еще много солей (2000—3000 мг/л), которые следует удалить, чтобы существенно снизить коррозионное раз­рушение оборудования промысловых установок и оборудования нефтеперерабатывающих заводов. Поэтому в обезвоженную горя­чую нефть, прошедшую отстойники 12 и поступающую в смеси­тель 14, одновременно подается по линии 28 пресная горячая вода (от 2 до 5% к добыче нефти) для обессоливания нефти. ПАВ подают по линии 13 для предупреждения образования эмульсии. Пресная горячая вода с ПАВ и обезвоженная нефть бурно пере­мешиваются'в смесителе и поступают в каплеобразователь 15 для предварительного разделения нефти от воды, а затем для окончательного разделения направляются в герметизированные и теплоизолированные отстойники обессоливания 17. Основное назначение смесителя 14 и каплеобразователя 15 — создать усло­вия, способствующие «захвату» каплями пресной воды соленых капель пластовой воды, оставшихся в нефти после ее.обезвожи­вания.

Эффективность такого «захвата», прежде всего, зависит от со­стояния бронирующих оболочек на каплях пластовой воды и может оказаться довольно высокой, когда бронирующие оболочки на них разрушены. Поэтому, естественно, эффективность обессо­ливания нефти во многом зависит от того, как эффективно проте­кало ее обезвоживание. Если, например, считать, что при обезво­живании нефти на всех каплях пластовой воды бронирующие оболочки за счет подачи ПАВ и нагрева были разрушены, то обессоливание такой нефти, при соответствующем режиме пере­мешивания и концентрации капель пресной воды, должно быть глубоким (5—10 мг/л). Вместе с тем содержание воды в обессолен­ной нефти может находиться на том же уровне (0,1—1%), а иногда даже выше.

Из отстойников обессоливания кондиционная нефть под соб­ственным давлением через регулируемый штуцер 18 направляется в концевые сепараторы 20, в которых специальными компрессо­рами 19 поддерживается небольшой вакуум. Из концевых сепара­торов кондиционная нефть (обезвоженная и обессоленная) самотеком поступает в буферные емкости 22 (два резервуара), из которых забирается подпорным насосом 23 и прогоняется через автоматизированную установку «Рубин-2м», пред­назначенную для измерения количества и качества товарной нефти. Если по содержанию воды и солей нефть окажется некондицион­ной, то «Рубин-2м» автоматически закрывает кран 26 и открывает кран 25 и подает эту нефть в технологические резервуары некондиционной нефти с газоуравнительной обвязкой, из которых она поступает снова в печи БН-5,4, 7, где доводится до нужной кондиции (ГОСТ 9965—76).

После этого товарная нефть измеряется расходомером 27 и поступает по нефтепроводу в сепаратор 29, а затем в резервуары товарного парка 30, расположенного, как правило, на значитель­ном расстоянии от УПН. Для предотвращения загазованности территории товарного парка и вследствие этого возможной взрывоопасной ситуации перед поступлением нефти в резервуары 30 устанавливается сепаратор 29, в котором газовое пространство соединено газопроводом с приемами компрессоров станции. Из сепаратора 29 нефть самотеком поступает в товарные резер­вуары 30, оборудованные системой улавливания легких фракций, затем забирается из них насосами 31 и подается в магистральный нефтепровод 32, транспортирующий эту нефть на НПЗ.

Пластовая вода, отделившаяся от нефти в герметизированных отстойниках горизонтального типа 12, атакже в подобных от­стойниках, предназначенных для обессоливания нефти 17, сбра­сывается по водяной линии 35 через регулируемые штуцеры 18 в тот же резервуар-отстойник с гидрофильным фильтром (см. рис. 100). Из резервуара-отстойника 36 часть воды насосом 38 по­дается по водоводу 40 в начало сборного коллектора, а большая часть ее насосом 34 нагнетается на КНС.

Небольшое количество нефти, отделившейся от воды в резер­вуаре-отстойнике 36, время от времени насосом 37 нагнетается по нефтепроводу перед теплообменниками 6..

Расположение оборудования, приведенное на рис. 80, в за­висимости от конкретных месторождений и физико-химических свойств добываемых нефти, воды и газа может изменяться. Так, например, если в сборных коллекторах происходит внутритрубная деэмульсация, кроме того нефть легкая (ρ_н = 800 кг/м³). и маловязкая ( μ_н= (2 —5)·10^-3 Па-с) (2—5 сП), то необходи­мость в установке каплеобразователя 4 и теплообменника 6, естественно, отпадает и установка значительно упрощается.