Указывалось, что при перемешивании нефти и воды может образоваться трудноразделимая смесь этих жидкостей, называемая нефтяной эмульсией. Условия для образования нефтяных эмульсий при эксплуатации скважин весьма благоприятны, так как нефть интенсивно перемешивается с пластовой водой на всем пути от продуктивного пласта до концевых. сепарационных установок.'
В большинстве случаев в промысловой практике приходится иметь дело с эмульсиями типа «вода в нефти». Отличительной особенностью этих эмульсий является то, что вода в виде мельчайших капелек располагается внутри нефти.
Нефтяные эмульсии в большинстве случаев обладают высокой стойкостью. Простым отстоем отделить воду от нефти в них невозможно и для этого приходится прибегать к специальной обработке эмульсии.
Процесс подготовки нефти для ее переработки условно разделяется на две операции: обезвоживание (деэмульсация) и обессоливание. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1—2%, при обессоливании — от 0,1 % до следов. Кроме того, при этом процессе удаляются соли. Это достигается пропусканием нефти через слой пресной воды, в результате чего соли, имеющиеся в нефти, растворяются и удаляются вместе с водой.
Процессы разрушения нефтяных эмульсий можно разделить на два этапа: первый — слияние капель диспергированной воды и второй — осаждение укрупнившихся капель воды. Эти процессы можно осуществлять тепловым, химическим или электрическим способом.
При тепловом, или термическом, способе эмульсионную нефть нагревают до 45—80° С. Во время последующего отстоя в течение нескольких часов вода частично отделяется от нефти и осаждается в резервуаре-отстойнике, откуда сбрасывается в канализационную сеть.
Тепловой способ деэмульсации нефти основан на том принципе, что при нагреве эмульсии ее вязкость снижается, капли воды соединяются друг с другом и осаждаются. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках или трубчатых печах.
Химический способ основан на воздействии химическими реагентами-деэмульгаторами на составные части эмульсии — нефть и воду.
В качестве деэмульгаторов используют различные неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ), изготовляемые на основе окиси этилена (ОП-10, проксанолы, дипрокса-мин, дисольван и др.). Расход этих деэмульгаторов при обезвоживании и обессоливании нефти небольшой — от 30 до 100 г на 1т обработанной нефти.
При введении в эмульсионную нефть деэмульгатор вследствие растворимости в обеих фазах эмульсии свободно проникает во внутреннюю фазу, разрушает пленки эмульгаторов, снижает поверхностное натяжение на границе вода — нефть, что способствует разложению эмульсии.
Электрический способ разрушения эмульсии основан на появлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капельки воды, на взаимном притяжении этих капелек и разрушении пленок нефти между этими капельками в результате действия переменного или постоянного тока высокого напряжения на электроды, опущенные в поток эмульсии. При электрической деэмульсации нефти в железный сосуд вводят изолированный от стенок сосуда электрод, по которому протекает электрический ток напряжением в несколько тысяч вольт. Вторым электродом являются стенки сосуда, заземленные и соединенные с трансформатором напряжения.
При прокачивании эмульсии между электродами, через которые пропускают ток высокого напряжения, эмульсия разрушается, освобожденные капельки воды соединяются в более крупные частички и вода постепенно оседает на дно сосуда.
Самостоятельно каждый из описанных способов деэмульсации нефти почти не применяют. Обычно деэмульсацию осуществляют комбинированным способом, например тепловое воздействие комбинируют с химическим или термохимическое воздействие сочетают с электрическим.
На рис. 113 приведена схема установки комплексной подготовки нефти (УКПН), на которой осуществляются процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти. Левая часть схемы, включая отстойник 3, представляет установку обезвоживания, в которой сырая нефть по линии / с помощью насоса / направляется в теплообменник 2, где нагревается стабильной нефтью, поступающей по линии V с низа стабилизационной колонны 6. Подогретая нефть по линии // подается в отстойник 3, а из отстойника обезвоженная нефть по линии /// направляется в следующий отстойник или электродегидра-тор 4. В поток обезвоженной нефти добавляется пресная вода по линии IX для отмывки солей.
В некоторых случаях для улучшения степени обессолива-ния вместо одного отстойника или электродегидратора применяют два последовательно включенных аппаратов. В них происходит окончательное обессоливание нефти. Обессоленная нефть после электродегидратора (отстойника) по линии IV через теплообменник 5 поступает в отпарную часть стабилизационной колонны 6. В теплообменнике 5 нефть нагревается до
Рис. 113. Схема установки комплексной подготовки нефти (УКПН):
1, 9, 11 — насосы; 2 — теплообменник; 3 — отстойник; 4 — электродегидратор; 5— теплообменник; 6 — стабилизационная колонна; 7 — конденсатор-холодильник; 8 — емкость орошения; 10 — печь. Линии: / — сырая нефть; Я — подогретая нефть; 111 — обезвоженная нефть; IV — обессоленная нефть; V, XI — стабильная нефть; VI — верхний продукт колонны; VII — широкая фракция; VIII — дренажная вода; IX — подача пресной воды; X — легкие углеводороды (газ)
140—160° С за счет тепла стабильной нефти, поступающей по линии V с низа колонны 6. Процессы обезвоживания и обессо-ливания проводятся обычно при довольно умеренных температурах (около 50—60°С) и редко при более высоких (до 80°С).
Процесс стабилизации нефти, под которым понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций, осуществляется в специальных стабилизационных колоннах под давлением и при повышенных температурах. После отделения легких углеводородов из нефти последняя становится стабильной и может транспортироваться до нефтеперерабатывающих заводов без потерь. Отделившись в стабилизационной колонне, легкие фракции конденсируются и перекачиваются на газофракционирующие установки или газобензиновые заводы для дальнейшей их переработки.
В нижней и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелки— устройства, способствующие лучшему отделению от нефти фракций. В нижней части отпарной колонны поддерживается более высокая температура (до 240°С), чем температура поступающей в колонну нефти за счет циркуляции части стабильной нефти с низа колонны по линии XI через печь 10 (см. рис. 113). В результате этого из нефти интенсивно выделяются легкие углеводороды, которые могут увлекать с собой и более тяжелые компоненты. Продукты испарения поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны и оттуда по линии VI в конденсатор-холодильник 7. В конденсаторе-холодильнике пары охлаждаются до 30° С, при этом большая часть их конденсируется и накапливается в емкости орошения 8. Несконденсировавшиеся легкие углеводороды по линии X в качестве топливного газа направляются к горелкам печи 10. Часть сконденсировавшихся легких углеводородов (широкая фракция) по линии VII с низа емкости 8 насосом 9 подается
Рис. 114. Схема подготовки нефти в подогревателях-деэмульсаторах: 1 — нефть; 2 — газ; 3 — вода
в - резервуары для хранения, а другая часть направляется в верхнюю часть стабилизационной колонны в качестве орошения.
Кроме установок УКПН применяют более простые установки: термохимические ТХУ или электрообессоливающие ЭЛОУ. На базе стационарного оборудования за последнее время на промыслах все большее применение находят блочные установки по подготовке нефти, в которых основным оборудованием являются подогреватели-деэмульсаторы.
Схема подготовки нефти с использованием подогревателей-деэмульсаторов приведена на рис. 114.
Продукция скважин по сборному коллектору поступает в сепаратор / первой ступени, где газ отделяется от нефти обычно при давлениях около 0,4—0,6 МПа. Затем этот газ направляется непосредственно к потребителю или на установку по подготовке газа.
Нефтяная эмульсия из сепаратора подается в сепаратор-делитель потока 2, предназначенный для выполнения следующих трех основных операций: отделения остаточного газа от нефти перед поступлением ее в подогреватели-деэмульсаторы; сброса свободной воды, отделившейся от нефтяной эмульсии; разделения нефтяной эмульсии на несколько равных потоков для равномерной загрузки основных аппаратов (подогревателей-деэмульсаторов).
Газ, выделившийся из сепаратора-делителя 2 и из подогревателя-деэмульсатора 3, поступает на установку подготовки газа, а отделившаяся в аппарате 2 пластовая вода — на установку подготовки воды. Нефтяная эмульсия из сепаратора-делителя 2 направляется в подогреватель-деэмульсатор 3, откуда обезвоженная нефть при повышенной температуре поступает в сепаратор 4. Отделившаяся вода, содержащая некоторое количество реагента, выводится из аппарата. Эта вода может полностью или частично при помощи насоса подаваться в сборный коллектор перед сепаратором первой ступени с целью более полного использования реагента. В подогревателе-деэмульсаторе газ и вода отделяются от нефти обычно при температуре 40—60° С и давлении около 0,2—0,3 МПа, а окончательная сепарация проводится под вакуумом (остаточное давление 0,07—0,08 МПа) -в сепараторе 4 горячей вакуумной сепарации.
Готовая нефть после горячей вакуумной сепарации поступает на прием насосов системы безрезервуарной сдачи нефти в магистральный нефтепровод, а газ подается на прием вакуум-компрессоров и далее на установку по. подготовке газа.
