книги из ГПНТБ / Тронов В.П. Обезвоживание и обессоливание нефти из опыта работы об-ния Татнефть

Промывочная вода подается в начале первой секции каплеобразователя, т. е. сразу после I ступени. Для отбо­ ра проб нефти, ее анализа и проведения микрокиносъемки процессов разрушения угленосной эмульсии на каж­

термокарманы. Установка работала по следующей схеме: Угленосная нефть с содержанием воды 30—35% посту­ пала в технологический резервуар РВС-5000 для предва­ рительного сброса пластовой воды. Перед технологиче­ ским резервуаром в сырье подавалась горячая дренаж­ ная вода, сбрасываемая с I и II ступеней. После предварительного сброса эмульсия с введенным в нее реагентом поступала в теплообменники и пароподогре­

тродегидраторами в поток обезвоженной нефти подава­ лась пресная холодная вода в количестве 10—12% к объему обрабатываемой нефти. Температура нефти пос­

О глубине разрушения эмульсии в процессе движения по каплеобразователю судили по анализам проб нефти, отбираемой по длине и сечению каплеобразователя. Бы­ ло установлено, что с увеличением времени движения угленосной эмульсии в турбулентном режиме содержа­ ние остаточной воды в нефти при ее отстое в течение 30— 60 мин. снижается. Так, если содержание воды в нефти по сечению секций 0 6" составляло 2—4%, то в конце 10" и 14" секций уже 0,2—100%. Основное количество воды (99%) отделяется в отобранных пробах после 30— 40 мин. отстоя при температуре 60° С, остаточное содер­ жание воды изменяется в пределах 0—0,7%, а в конце 14" секции качество нефти оказалось настолько высоким,

100

что содержание солей после I ступени снижается до 50—180 мг'1л. Это соответствует содержанию солей в неф­ ти (по ходовым анализам) на выходе из электродегидра­ торов при работе обессоливающего блока в обычном для него режиме.

В целом подключение секционного каплеобразователя на I ступень обессоливающего блока позволило решить задачу увеличения глубины подготовки нефти на установ­ ке, не прибегая к наращиванию на них количества ступе­ ней. Это достигается за счет разрушения наиболее тонкодисперсной части угленосной эмульсии при числах Re = 8000--20000 и времени обработки в каплеобразователе

7—10 мин.

При работе секционного каплеобразователя на 1 сту­ пени достаточно подключение только первой (6") и третьей (10'') секций.

Использование секционного каплеобразователя на II ступени

Технологическая схема обессоливания угленосной нефти на установке в комплексе с секционным каплеобразователем на И -ступени была принята следующая: предварительно обезвоженная до 0,2—1% нефть прока­ чивалась через все три секции каплеобразователя с по­ дачей 10% пресной воды на начальном участке 6" сек­ ции. После движения эмульсии в каплеобразователе в течение 30 мин. при температуре 40—45° С в конце 14" секции производился частичный сброс выделившейся во­ ды. Далее предварительно обессоленная нефть с остаточ­ ным содержанием воды 3—8% поступала в электродегид­ раторы. Ходовые пробы нефти для определения ее каче­ ства отбирались послойно в семи точках, соответственно в начале и конце каждой секции.

Анализ показал, что в процессе движения угленосной нефти с пресной водой по каплеобразователю в течение 30 мин. происходит эффективное вымывание хлористых солей и при переходе из турбулентного режима в турбу­ лентно-ламинарный, особенно в конце 10" и 14" секций, основное количество промывочной воды оказывается в нижней части трубопровода. Качество нефти после от­ стоя распределяется по длине и сечению каплеобразова­ теля следующим образом: содержание воды и солей в

101

начале 6" секции—3—10% и 120—450 мг/л\ в конце 6" секции — 2—10% и 100—400л<г/л; в начале 10" секции —

2—10% и 100—400 мг/л-, в конце—2—90%и70—100мг1л;

да подавалась в начале каплеобразователя не в полном объеме. Часть воды подавалась непосредственно перед электродегидраторамн на входе в них.

В отобранных пробах основное количество промывоч­ ной воды отделяется через 15—90 мин. отстоя. В пробах же нефти, отобранной в начале или в конце 14" трубы, 95% воды отделяется после 15 мин. отстоя, а содержание солей в нефти составляет 40—60 мг/л. Отсюда ясно, что угленосные эмульсии в процессее движения в турбулент­ но-ламинарном режиме в секционном каплеобразователе подвергаются эффективному обессоливанию, и в элек­ тродегидраторы II ступени ЭЛОУ поступает фактически обессоленная (промытая) нефть, поэтому соответствен­ но улучшается качество обессоленной нефти и по ходо­ вым анализам.

При нормальной работе отстойников I ступени, т. е. при постоянном поддержании высоты водяной подушки в отстойниках и резервуаре предварительного сброса, постоянном сбросе воды в конце 14" секции каплеобра­ зователя, ходовые анализы по содержанию солей соот­ ветственно составили 40—60 мг/л против 60—180 мг/л при режиме работы установки без каплеобразователя.

Установлено, что наиболее эффективное обессолива­ ние угленосной нефти в секционном каплеобразователе в условиях исследований (Q = 2500 т/сут) осуществляет­ ся при следующих технологических режимах движения:

Обессоливание угленосных нефтей на термохимическом режиме

Весьма важно было осуществить оценку работоспо­ собности ЭЛОУ при условии отключения электрического

102

поля промышленной частоты, в случае использования на ней секционного каплеобразователя на II ступени. Ис­

ляет при этом 40—80 мг/л. Анализ показал, что при ра­ боте ЭЛОУ, с отключенным электрическим полем без сброса промывочной воды в конце 14" секции, остаточное содержание воды в нефти после электродегидраторов, работавших в режиме водоотделителей, составляло 2—6% и соли соответственно 80—400 мг/л. При фор­ сированном сбросе воды в конце 14" секции содержание солей после электродегидраторов, работающих в режи­ ме водоотделителей, снижается до 30—100 мг/л и соответ­ ственно воды до 2—5%.

Для исследования динамики отделения остаточной промывочной воды нефть после электродегидраторов при отключенном электрическом поле направлялась на отстой в РВС-400. Пробы отбирались из резервуара после его заполнения через 2—8 часов. Уже после 2—3 часов пребывания в резервуаре содержание воды в неф­ ти по всем сечениям от зеркала взлива до уровня отде­ лившейся дренажной воды составляло «следы»—0,1%, а содержание хлористых солей составляло 20—60 мг/л, что

при температуре 40° С. Было установлено, что основное количество воды отстаивается в течение 60—90 мин., оста­

секции каплеобразователя. Обессоленная в секционном каплеобразователе угленосная нефть направлялась по 4" отводящей трубе в резервуары одним потоком с обес­ соленной нефтью после электродегидраторов. Через Каждые 2 часа из 4" отводящей трубы отбирались пробы

103

для определения качества. Результаты анализов по оп­ ределению содержания воды и солей, взятые из опера­ торных листов лаборатории ЭЛОУ, показали, что каче­ ство нефти по ходовым анализам соответствует качеству обессоленной нефти при обычной работе установки с включенным электрическим полем. Одновременно при полностью открытой задвижке отводящей трубы 4" от­ бирались пробы нефти для отстоя в лабораторных усло­ виях. После 60—90-минутного отстоя этой нефти при температуре порядка 40° С остаточное содержание воды составило — 0,1%, солей 21—40 мг!л (табл. 16).

Таким образом, из анализа результатов промысловых исследований, представленных в табл. 15, следует, что угленосные нефти нужно обессоливать в две ступени на термохимическом режиме без электрического поля. Обес­ соливающий блок установки должен работать при этом в комплексе с секционным каплеобразователем.

Осуществление верхнего отбора нефти в конце 14'' секции каплеобразователя позволяет получать обессо­ ленную нефть из каплеобразователя и увеличить произ­ водительность установки по обессоленной нефти.

Перевод термохимических установок на режим обес­ соливания и включение трубчатых комплексов в технологические схемы для деэмульсации угленосных и де­

104

вонских нефтей позволит снизить себестоимость подго­ товки нефти на промыслах и повысить коэффициент ис­ пользования установок на различных стадиях разработ­ ки нефтяных месторождений и сэкономить значительное количество электроэнергии.

Г л а в а VI

УЛУЧШЕНИЕ КАЧЕСТВА НЕФТИ ПРИ ТРАНСПОРТИРОВАНИИ ЭМУЛЬСИИ ПО МАГИСТРАЛЬНЫМ НЕФТЕПРОВОДАМ

Повышение качества нефти в резервуарах головных сооружений

Промышленное использование принципа совмещения товаро-транспортных операций с улучшением качества нефти на головных сооружениях магистральных нефте­ проводов, расположенных на территории Татарии, полу­ чило широкое распространение и дает значительный эффект [73, 84].

На всех головных сооружениях управления СевероЗападными магистральными нефтепроводами осущест­ вляются операции по сбросу балласта и улучшению ка­ чества поступающей на них нефти как в металлических, так и железобетонных резервуарах. Отработка этих опе­ раций в крупном промышленном масштабе осуществля­ лась на Азнакаевских, Набережно Челнинских и других головных сооружениях.

Резервуарный парк азнакаевских головных сооруже­ ний состоял из 10 ж/б резервуаров емкостью по 10000 мъ каждый и шести резервуаров РВС-5000. Прием нефти в резервуары осуществляется от промыслов НГДУ «Азнакаевскнефть», «Джалильнефть», «Актюбанефть» и от уп­ равления Урало-Сибирскими нефтепроводами. Ограни­ ченное количество резервуарной емкости при большом количестве поставщиков потребовало тщательного анали­ за работы каждого резервуара в отдельности и всей тех­ нологической схемы резервуарного парка. В результате такого анализа была разработана наиболее рациональ­ ная схема работы, при которой за каждым поставщиком нефти закреплялась определенная группа резервуаров.

105

Один из них использовался для сбора уловленной нефти и ее отстоя. Дренированная подтоварная вода по напорному коллектору подавалась на очистные сооружения Азнакаевской УКПН для очистки и последующей закач­ ки в пласт.

Таблица 17

Улучшение качества нефти в летний период

Из данных табл. 17 видно, что совмещение приемо­ сдаточных операций с технологическими процессами поз­ воляет за счет сброса воды из резервуаров без какой-ли­ бо дополнительной обработки реагентом и подогрева су­ щественно улучшить качество нефти и довести содержа­ ние воды в ней до 0,11—0,44%. что в среднем в 8,7 раза меньше, чем в исходном сырье, и в 8,6 раза уменьшить содержание солей.

106

Средняя температура нефти за июль месяц 1970 г. составляла по резервуарам РВС-5000 28° С, по резервуа­ рам Ж БР-10000—22° С. Только за один месяц было сброшено более 21600 г воды. Чтобы перекачать такое количество воды до ближайшего Ново-Горьковского за­ вода, потребовалось бы произвести затраты в сумме 8235 руб., а до наиболее отдаленного нефтеперерабаты­ вающего завода (Киришинский НПЗ) — 16036 руб.

Из данных табл. 18 видно, что и зимой при отрица­ тельной температуре окружающей среды также проис­ ходит улучшение качества нефти в процессе ее пребыва­

107

ния в резервуарах головных сооружений без дополни­ тельного введения реагента и подогрева. Среднее содер­ жание воды, поступающей в резервуары нефти, состав­ ляло 1,64%, а среднее содержание воды в откачиваемой нефти составляло 0,68%, т. е. уменьшилось в 2,4 раза. Со­ держание хлористых солей соответственно составляло 3040 мг/л и 961 мг/л (уменьшено в 3, 16 раза).

Т а б л и ц а 19

Улучшение качества нефти в течение всего года

(1970 год)

108

В табл. 19 приведены данные по улучшению качества нефти за весь 1970 г. по азнакаевским головным соору­ жениям. В результате рационального использования ем­

зервуарах РВС-5000. Содержание солен соответственно уменьшилось в 2,8 и 7 раз.

Следует, однако, отметить, что нормами технологиче­ ского проектирования промышленная канализация го­ ловных сооружений не рассчитана на сброс такого коли­

нефти осуществлялось и на других головных сооруже­ ниях.

Так, на Ромашкинские головные сооружения поступа­ ло более 37% от всего количества нефти, концентриро­ вавшейся на этом узле с содержанием воды до 8—10%. Несмотря на это, благодаря разрушению эмульсии в промысловом трубопроводе длиной 16 км, связывающем Горкинский товарный парк с головными сооружениями, достигалась сдача нефти на этом узле в летний период с балластом в пределах 0,2—0,5%. В зимнее время каче­ ство нефти несколько ухудшилось и часть ее сдавалась со сверхнормативным балластом. Это объясняется также

системах сбора. Более 3700 г нефти в сутки поступало на Карабашские головные сооружения с Лениногорского ТП с содержанием воды 6—8%. Подача реагента в тру­ бопровод на Лениногорском товарном парке из расчета 10—15 г/т с целью использования трубопровода для раз­ рушения эмульсии позволила сдавать нефть на Карабашском ТП в летнее время с содержанием воды от 0,2 до

1,0%, в зимнее — от 0,5 до 1,2%.

Для снижения солей в сдаваемой нефти на Карабашском ТП были проведены исследования по введению в

нефть, транспортировавшуюся по трубопроводам, про-

109