Данный агрегат (Рис.22) был сконструирован как отстойник для оконча-

Рис22. Аппарат ГО-200С: - 1 - ввод газожидкостной смеси; 2 - сепаратор; 3 - сливная полка; 4 - предохрани­- тельный клапан; 5 – перегородка; 6 – сборник нефти; 7- регулятор уровня вода-нефть; 8 - штуцер выхода пластовой воды; 9 - переливное устройство; 10 – штуцер для пропарки; 11 – штуцер для зачистки; 12 - распределитель эмульсии; 13 -регулятор уровня нефть-газ

тельного обезвоживания нефти с отбором газа. Однако, он нашел применение и как аппарат для предварительного сброса воды.

Аппарат работает следующим образом:

________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________Аппарат ОГ -200П конструкции ВНИИнефтемаша и Гипротюменнефтегаза (рис.23).

Аппарат работает следующим образом:

_______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Технические характеристики данной аппаратуры приведены в табл.24.

Табл.24. Технические характеристики ОГ - 200 П

Показатели	Значения
Рабочее давления, МПа Вода на входе, % масс. Вода на выходе, % масс. Расход деэмульгатора, кг/кг Газовый фактор, м3/м3 Объём водоотделителя, м3	0,6 Свыше 30 5 - 10 1 5 - 30 10-6 60 – 80 200

Аппарат для совместной подготовки нефти и воды Гипровостокнефти

В конструкцию заложена технология, предусматривающая разделение эмульсии после её разгазирования и обработки деэмулъгатором при динамиче­ском отстаивании в течении 5-10 мин с образованием двух потоков: частично

Рис 23. Аппарат для совместной подготовки нефти и воды Гипровостокнефти: / — корпус; 2 — поперечные перегородки; 3 — распределители; 4 — регулятор уровня вода-нефть; 5 - штуцер выхода воды; 6 - секция отстаивания; 7 - секция обезвоживания нефти и очистки воды; 8 - секция расслоения; 9 - продольные перегородки; 10 - отверстия для перетока

обезвоженной эмульсии и загрязнённой сточной воды. Затем, эти потоки контак­тируют при их встречном гравитационном движении подачей потока частично обезвоженной эмульсии в слой воды, а потока загрязнённой воды - в слой час­тично обезвоженной нефти. Аппарат (рис.23) представляет собой горизонтальную цилиндрическую ёмкость, разделённую двумя близко расположенными попереч­ными перегородками на секции расслоения, обезвоживания и очистки воды, при­чём, первая занимает лишь 10 % общего объёма сосуда.

Аппарат работает следующим образом:

________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Аппарат для предварительного обезвоживания нефти СибНИИНП.

Предназначен для работы в условиях, когда возможно образование и отложение солей (карбонатов) на технологическом оборудовании, запарафинивание и значительный вынос механических примесей и шлама из систем сбора. В этих случаях все рассмотренные выше конструкции аппаратов, оборудованные распределителями в виде перфорированных труб или лотков, непригодны из-за быстрого забивания отверстий в процессе эксплуатации.

Рис 24. Аппарат для предварительного обезвоживания нефти СибНИИНП:

1 - газосепарационный отсек; 2, 3, 5 - вертикальные перегородки; 4 - регулятор уровня вода—нефть; 6 — регулятор уровня нефть-газ; 7 — патрубок для сброса воды; 8 — горизонтальная перегородка

Аппарат СибНИИНП (рис.24) работает следующим образом:

ОЧИСТКА НЕФТИ ОТ СЕРОВОДОРОДА

К агрессивным примесям относят: H₂S, CO₂, R-SH и ряд других соедине­ний. Поскольку ведущая роль с точки зрения агрессивности безусловно принад­лежит H₂S сосредоточим своё внимание на нём, справедливо полагая, что при его удалении, остальные агрессивные компоненты будут удаляться, так сказать, авто­матически.

Поскольку, как известно, старый ГОСТ на товарную нефть не регламенти­рует содержание в ней сероводорода, никакой официальной классификации нефтей по этому признаку не существует. В результате, приходится пользоваться лишь условной классификацией, согласно которой все нефтяные месторождения делят на содержащие сероводород и не содержащие сероводород. К первым отно­сят такие месторождения для которых содержание сероводорода в попутном газе, выделившемся из нефти при её полном разгазировании, не превышает 2 г на 100 м³ при н.у. Такой подход безусловно устарел, т.к. не позволяет не только вырабо­тать рекомендации к подготовке нефти, но и ничего не говорит о степени зара­женности продукции. Поэтому, с учётом вышеизложенного, предлагается класси­фицировать нефти по содержанию в них сероводорода, разбив их, как минимум, на три группы:

1 группа - нефтяные месторождения с относительно небольшим содержа­нием сероводорода (от 0,0015 до 0,5 % моль). Для таких нефтей не требуется ни­каких специальных технологий сбора, сепарации и подготовки нефти, ибо даже традиционные подходы способны обеспечить остаточное содержание сероводо­рода в товарной нефти на уровне порядка 60 мг/л, что является общепризнанной мировой нормой (в большинстве цивилизованных стран нормирование товарных нефтей по сероводороду узаконено). Попутный газ с таких месторождений, как правило, не требует дополнительной очистки, и лишь при малых газовых факто­рах используют простейшие технологии его очистки.

2 группа - это нефтяные месторождения со средним содержанием серово­дорода (от 0,51 до 2.0 % моль). На таких месторождениях способы добычи и сис­темы сбора ещё могут оставаться традиционными, но очистка нефти и попутного

газа от H₂S (при доведении их до международных норм) становится абсолютно необходимой.

3 группа - это нефтяные месторождения с высоким содержанием Н₂S (более 2,0 % моль). На таких месторождениях используются только специальные технологии разработки, добычи, сбора и подготовки продукции, подкреплённые специальными материалами, защитными покрытиями, ингибиторами и т.д.

Анализ показывает, что из 400 основных нефтяных месторождений России к первой группе относится 61 %, ко второй группе - 31,5 % и к 3-ей группе - 7,5 %.

Перейдём к рассмотрению конкретных способов очистки нефти.

а) очистка с помощью многоступенчатой сепарации Данный метод существует в двух вариантах:

1. Многоступенчатая сепарация при обычных температурах;

2. Многоступенчатая сепарация при повышенных температурах (горячая сепарация при 50 - 60°С).

Первая позволяет достичь международных норм качества при содержании H₂S в исходной продукции до 700 мг/л; вторая до 1000 мг/л; т.к. даже при 20 -30°С при снижении давления до 1 атм. до 98 % Н₂S способно перейти в газовую фазу. При этом, уменьшение числа ступеней сепарации способствует снижению содержания Н₂S в отсепарированной нефти. Что касается «горячей» сепарации, то её применяют только на концевых сиупенях.

б) очистка с помощью многоступенчатой сепарации с компримирова-нием газа.

Данный способ позволяет достичь международных норм качества при со­держании сероводорода в исходной продукции от 700 до 2000 мг/л. Удаление H₂S достигается гораздо более высоким повышением температуры на концевой ступе­ни сепарации по сравнению с обычной «горячей» сепарацией. В результате, нефть одновременно проходит глубокую стабилизацию. В то же время, подобный под­ход требует наличия узлов очистки от H₂S бензина стабилизации и очистки от H₂S газа третьей ступени сепарации (а при необходимости, и газов начальных ступе-

нений). Кроме того, данная технология осложняется необходимостью включения в схему компрессоров, работающих на сероводородном газе (рис. 25).

Рис.25. Технологическая схема установки очистки нефти от сероводорода с компримированием газа.

Установка работает следующим образом:

______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

в) Очистка методом отдувки.

Данный способ позволяет достичь международных норм качества при со­держании сероводорода в исходной продукции от 100 до 1000 мг/л. Основным достоинством процесса является его экономичность, т.к.он требует гораздо менее интенсивного нагрева чем предыдущий метод и намного более регулируем, чем метод горячей сепарации (рис.26).

Рис.26. Технологическая схема очистки нефти от сероводорода методом отдувки.

Установка работает следующим образом:

_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________г) очистка методом отпарки.

Данный способ позволяет достичь международных норм качества при со-

держании H₂S в исходной продукции в том же диапазоне, что и метод отдувки, но в отличии от него имеет существенно меньшие потери нефти, но зато требует глубокого предварительного обезвоживания и обессоливания (рис.26).

Рис.26. Технологическая схема установки отпарки нефти от сероводорода. Установка работает следующим образом:

_____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

д) Метод ректификации нефти и газового остатка.

Это усложнённый вариант предыдущего способа (совмещенного с «б»), который позволяет обрабатывать нефти в широком диапазоне содержания серо­водорода. Процесс (рис. 27) позволяет получать низкое содержание сероводорода в товарной нефти (до 10 мг/л) при малых её потерях и давлениях в колоннах не более 8 атм при температурах низа 180 - 190°С. Описание схемы опускаем вследствии её аналогичности.

Рис. 83. Технологическая схема установки ректификации нефти и газового остатка.

1,2,8,11,14,19 - сепараторы; 3,6,7,10,13,18 - холодильники; 17 - подогреватель; 15 – теплообменник 4 - отпарная колонна; 16 - фракционирующий конденсатор; 9,12 - компрессоры; 5 печь.

I - исходная нефть; II - газ второй ступени сепарации; III - газ первой ступени сепарации; IV вода (хладоагент); V - очищенная нефть; VI - кислые газы; VII - пар; VIII - газ третьей ступени; IX - газ третьей ступени.

Установка работает следующим образом:

______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

е) Очистка нефти химреагентами.

Наибольшее распространение получил способ защелачивания, заключаю­щийся в контактировании водного раствора щёлочи с H₂S - содержащей нефтью.

Как правило, используются растворы щелочей с концентрацией активного компо­нента 5 - 10 % мае. С расходом до 20 % об. Отработанный реагент отделяется ме­тодом отстоя. Способ позволяет понизить содержание Н₂S с 600 - 2000 мг/л (0,7 -2 % мас) до 15-25 мг/л (0,002 - 0.003 % мас), но ведёт к образованию так назы­ваемых «жестких» стоков (отработанной щелочи), утилизация которых с учетом требований охраны окружающей среды представляет сложную задачу.

При этом, для предотвращения образования сульфтдов железа (пирофор­ные соединения) при смешении H₂S - содержащих нефтей с продукцией девона рекомендуется прямо в скважины подавать хелатообразующие агенты, например динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА) в количестве 300 г/т воды.

СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ

Задача стабилизации - отделение от нефти легко летучих компонентов с целью получения продукта пригодного для хранения и транспортирования без значительных потерь. Поясним сказанное примером: так, потеря стабильной неф­ти (отвечающей требованиям ГОСТа) в цепочке - товарный парк УКПН - транс­портная система - сырьевой парк НПЗ в среднем составляет 0,2 - 0,4 % мас., а по­теря нестабильной нефти в этой же цепочке достигает 1 - 10 % мае.

Сложность организации процесса стабилизации состоит в двух противопо­ложных моментах: с одной стороны необходимо максимально увеличить выход товарной нефти, что обусловлено высокими ценами на нефть, с другой, удовле­творить требования нормативных документов по давлению насыщенных паров (ДНП)

На практике это достигается непрерывным усложнением технологии про­цесса, прошедшей путь от простой сепарации до ректификации и вторичной пере­гонки.

Основным фактором, определяющим выбор технологии стабилизации, яв­ляется состав лёгкой части исходной нефти. Так, для нефтей, ДНП которых опре-

деляется, в основном, содержанием метана и этана, отбор даже сотых долей % этих углеводородов приводит к резкому снижению ДНП. Поэтому, для стабили­зации подобных нефтей, как правило, хватает качественной сепарации со стаби­лизационной колонной или даже простой «горячей» сепарации, при температурах до 50 °С (рис.28).

Рис.28. Технологическая схема стабилизации нефти со стабилизационной колонной.

Установка работает следующим образом:

________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________Основные недостатки подобных схем сводятся к двум положениям: во -первых, совмещение третьей ступени сепарации со стабилизацией ведёт к уменьшению выхода нефти, ибо часть лёгких нефтяных фракций неизбежно отгоняется вместе с газом 3 ступени и нестабильным бензином. Во-вторых, получаемый бензин стабилизации, в свою очередь, является нестабильным, а,

значит, сложности при его транспортировании и хранении становятся неизбежными. Но даже при этих недостатках подобные схемы намного целесообразнее схем с «горячей» се­парацией, даже если в них используются самые современные сепараторы с много­ступенчатым испарением и конденсацией, которые всё равно уступают ректифи­кационной колонне.

Для нефтей, содержащих небольшое количество метана и этана, стабили­зации можно достичь испаряя большое количество пропана и бутана, а, иногда, и пентана. В этом случае, уже не обойтись нагрева свыше 60°С и применения рек­тификации не только по отношению к нефти, но и к бензину стабилизации (рис.29.)

Рис.29. Технологическая схема стабилизации нефти с ректификационны­ми колоннами.

В табл.25 приведены (в качестве примера) данные о составе лёгкой нефти до и после стабилизации.

Табл.25. Состав лёгкой нефти до и после стабилизации

Компонентный состав нефти, % об	До стабилизации	После стабилизации
СН4 С2Н6 C3H8 С4Н10 С5Н12 С6Н14 С7Н16+ВЫСШ	0,6 2,3 2,7 2,3 3,6 7,0 81,5	- - Следы 2,0 4,2 7,4 86,4

С экономической точки зрения, получение максимального количества то­варной нефти, полностью соответствующей ГОСТу по ДНП, далеко не всегда может быть оправдано. Так, получение подобной продукции в удалённых рай­онах, где отсутствует система сбора отогнанных продуктов и средств их доставки потребителю приводит к необходимости их сжигания в факелах. А это, в сово­купности с дополнительными затратами на перекачку товарной нефти с возрос­шей, естественно, вязкостью и дополнительными затратами на ЭЛОУ на НПЗ мо­жет сделать весь процесс стабилизации нерентабельным.

В этом случае, сознательно идут на нарушение ГОСТа, ограничиваясь лишь частичной стабилизацией (горячая сепарация или сепарация со стабилиза­ционной колонной, а окончательную стабилизацию осуществляют уже у потреби­теля (НПЗ).

изводства. Применение пресной воды на проток разрешается только в том случае, если по требованиям технологии или гигиены повторное использование даже очищенной воды невозможно или экономически нецелесообразно. Организация подобных замкнутых систем возможна только в том случае, если затраты на реку­перацию воды и веществ, выделенных из стоков, их переработку до товарных продуктов, вторичного сырья или отходов для захоронения ниже затрат на подго­товку и очистку сточных вод до показателей, позволяющих сбрасывать их в водо­ёмы, подземные поглощающие пласты или на рельеф местности без загрязнения последних. На действующих предприятиях внедрение подобных систем должно осуществляться постадийно с постепенным увеличением доли оборотного водо­снабжения.

Существующие в России нормы водопотребления в нефтяной и газовой промышленности приведены в табл. 26 и 27.

Табл.26.

Укрупнённые нормы расхода воды и количества сточных вод на единицу продук­ции по основным технологическим процессам бурения, добычи, подготовки,

транспорта и переработки нефти

Табл.27.

Укрупнённые нормы потребления воды и водоотведения на нефтебазах, перека­чивающих станциях магистральных нефтепродуктопроводов и наливных nyнктов

На сегодняшний день в нефтяной и газовой промышленности России в замкнутую систему водоснабжения поступает не более 80 % образующихся сточ­ных вод. Оставшаяся часть сточных вод либо захоранивается в поглощающих пластах, либо после соответствующей очистки сбрасывается в водоёмы.

Различают промышленные, ливневые и хозяйственно - бытовые сточные воды.

Промышленные сточные воды образуются в процессе бурения, добычи, подготовки, хранения и транспорта углеводородного сырья. Их объём достигает 80 - 95 % от общего количества сточных вод. Основными загрязнителями в них являются: соли, нефть и механические примеси, содержание которых может дос­тигать 300000 мг/л, 4000 мг/л и 10000 мг/л соответственно.

Ливневые сточные воды представляют собой стоки с промышленных пло­щадок после любых атмосферных осадков. Их объём колеблется от 2 до 10 % от общего количества сточных вод. Основными загрязнителями также являются нефть и механические примеси. Содержание нефти может достигать 2000 мг/л, а механических примесей - 5000 мг/л.

Хозяйственно - бытовые сточные воды образуются в процессе жизнедея­тельности обслуживающего персонала и загрязнены прежде всего органическими веществами.

Каждый вид сточных вод, как правило, имеет свою систему канализации (сбора) и подготовки, после которой ливневые и хозяйственно - бытовые стоки будучи пресными сбрасываются в открытые водоёмы, а промышленные сточные воды, оставаясь солёными, направляются в систему ППД или поглощения, раз­бавляясь в случае необходимости пресной водой. Иногда, подготовленные ливне­вые сточные воды сбрасывают в промышленные (не допуская при этом увеличе­ния объёма вод зараженных сероводородом).

Рассмотренные системы сбора и подготовки ливневых и хозяйственно -бытовых сточных вод выходит за рамки нашей программы. Поэтому, мы ограни­чимся рассмотрение лишь промышленных сточных вод и пресной воды.