Технологическая схема обезвоживания нефти (Венесуэла)
1 — групповые установки; 2 — дозатор; 3 — сепаратор; 4 —газовая линия; 5 - теплообменники; 6 — горячий сепаратор; 7 - технологический резервуар; 8 - линия товарной нефти; 9 - газовая линия; 10 - насос; 11 - дренажная линия; 12 - насос; 13 - печи; 14 - линия горячей дренажной воды; 15 - буферный резервуар; 16 - линия дренажной воды на очистку
Рис. 4.5
Нефть нагревалась горячей дренажной водой, забираемой насосами из технологических резервуаров и прокачиваемой через 11 нагревательных печей, установленных в товарном парке. В эксплуатацию было введено два технологических резервуара объемом 12,75 и 24,0 тыс.м3 соответственно. Подготовка нефти проводилась по следующей схеме. В дегазированную и обработанную реагентом на промыслах эмульсию (из расчета 100—150 г/т жидкости) перед входом в резервуары вводят дренажную воду в соотношении 1:1 при температуре, обеспечивающей нагрев смеси до 82 — 85 °С. Горячая смесь поступает в сепаратор, где осуществляется ее горячая сепарация при атмосферном давлении, и под действием силы тяжести стекает по сливной трубе в центр технологического резервуара под слой дренажной воды, в котором благодаря спиральным перегородкам медленно всплывает, двигаясь от центра к его стенкам. Обезвоженная нефть из нефтесборных лотков в верхней части технологических резервуаров стекает по отводной трубе (рис.2.9).
Применение этой схемы позволило эффективно решить проблему обезвоживания 13 млн.т/год тяжелой нефти. Компания считает, что эффективность этой технологии, низкая себестоимость и несложность управления процессом позволяют рекомендовать ее для подготовки меньших объемов легких нефтей. Циркулирующая в системе пластовая вода, по мнению специалистов компании, не создает больших неудобств, так как коррозия оборудования и отложения солей в печах и технологическом резервуаре незначительны.
Месторождение (Иран)
Обессоливание нефти на месторождениях, содержащих сероводород, применяется редко и осуществляется по более сложным технологическим схемам. Для удаления сероводорода из нефти используют продувку нагретой до 100—120°С нефти чистым углеводородным газом. Продувку осуществляют в отпарной колонне специальной конструкции. Так, на одном из промыслов Ирана с общей добычей нефти около 22 000 м3/сут плотностью 0,86 г/см3, содержащей 7 % пластовой воды минерализацией 140—165 г/л, содержание сероводорода достигало 2000 мг/л. Для удаления основного количества газа и сероводорода из нефти сепарация ее проводится в две ступени, причем на второй ступени предусмотрено использование трехфазных аппаратов, позволяющих сбрасывать свободную пластовую воду (рис. 2.11). Остаточное содержание воды в нефти после предварительного сброса составляет около 3 %. Отделение нефти от сероводорода до 30 — 50 мг/л осуществляется в отпарной колонне при температуре 115°С и времени обработки нефти в течение 13 мин. Здесь же в связи с высокой температурой нагрева и присутствием в нефти деэмульгатора происходит глубокое разрушение эмульсии перед ее поступлением в электродегидратор. Освобожденная от значительного количества воды и сероводорода разрушенная эмульсия подвергается дальнейшей обработке в три ступени, две из которых представлены электродегидраторами и третья - товарным резервуаром, выполняющим технологические функции.