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

Нефти большинства Месторождений являются легки­ ми и имеют удельный вес 0,82—0,86 г/см3. Нефть добыва­ ется, как правило, безводная, и поэтому серьезной проб­ лемы ее подготовки в этом районе не существует.

Месторождение Бурган, например, в геологическом отношении представляет собой купол с широким сводом, наиболее продуктивные пласты которого имеют мощ­ ность 100—150 м. Средняя глубина скважин составляет 1400 м, а дебит скважин — от 200 до 1400 т в сутки. И хотя месторождение Бурган эксплуатируется в водона­ порном режиме, нефть добывается безводной, чему спо­ собствует большая мощность продуктивных пластов, вскрываемых скважинами только в верхней их части. Нефть, добываемая в этом районе, направляется без под­ готовки на нефтеперерабатывающие заводы с содержа­ нием солей в ней не более 50—85 мг/л.

Однако здесь существует проблема очистки нефти и газа от сероводорода, содержание которого в нефти не­ которых месторождений достигает 800 мг/л.

Удаление серы на промыслах осуществляется метода­ ми отпаривания нефти или продувки ее очищенным или не содержащим серу газом. Предусматриваемая контрак­ тами норма содержания сероводорода в нефти обычно не превышает 10—20 мг/л.

Северная Африка. Ведущее положение среди нефте­ добывающих стран Северной Африки занимают Ливия и Алжир. В обеих странах серьезной проблемы подготов­ ки нефти к ее переработке не существует. Так, на ме­ сторождении Сарир (Ливия) мощность нефтяного пласта достигает 90 м [134], что, несмотря на наличие на конту­ ре месторождения пластовых вод, позволяет осущест­ влять в основном добычу «сухой» нефти высокого качест­ ва при дебитах скважин порядка 1060 т/сут.

Появление низкоминерализованной пластовой воды в ряде скважин несколько осложнило добычу нефти. Од­ нако качество нефти (удельный вес 0,839 г/см3), несмот­ ря на высокое содержание в ней парафина (19%) и вы­ сокую температуру застывания (13—24° С), позволяет осуществлять обессоливание ее до 20 мг/л обработкой деэмульгатором и простым отстаиванием в резервуарах (при исходном содержании солей в обводненной нефти

600—700 мг/л).

Дальнейшее обессоливание этой нефти в две ступени

160

с применением пресной воды в электростатических де­ гидраторах компании «Петролайт» позволяет доводить содержание солей до 10 мг/л. Нефть затем по магист­ ральному трубопроводу откачивается в морской порт.

На месторождении Хасси-Месауд (Алжир) сущест­ вует проблема несколько иного рода. Месторождение раз­ рабатывается с 1958 г., и добыча ее здесь достигла 23 млн. т в год. Удельный вес нефти 0,85 г/см3. Серьезной проблемы водонефтяной эмульсии здесь не существует, однако значительные осложнения связаны с появлением в потоке ионизированной и кристаллической соли, спо­ собной отлагаться на поверхности промыслового обору­

Большинство скважин с момента ввода их в эксплуата­ цию дают безводную нефть с содержанием солей от 5 до 10 мг/л. С течением времени содержание солей в нефти растет за счет появления небольших количеств пласто­ вой воды, минерализация которой достигает 370 г/л.

В связи с изменением термодинамических условий в процессе подъема нефти от забоя скважины к ее устью, растворенные в воде соли выкристаллизовываются на внутренней поверхности труб. Для предотвращения об­ разования солевого камня на поверхности оборудования в скважины закачивается пресная вода с деэмульгато­ ром из расчета 20 г/т. Образующаяся при этом нестой­ кая эмульсия разрушается в электродегидраторах, после чего нефть с содержанием солей порядка 20 мг/л на­ правляется на переработку на действующий здесь же нефтеперерабатывающий завод. В сырой нефти, постав­ ляемой иа экспорт, содержание воды и солей ограничи­ вается величинами порядка 1% и 0,006% по весу. Это

161

достигается обычно отстаиванием нефти в резервуарах и течение суток. Качество нефти по пути ее движения по­ стоянно улучшается за счет сброса воды из резервуаров промыслов, магистральных трубопроводов, резервуаров портовой перевалочной базы [122].

Обобщая изложенные выше материалы по подготовке нефти на промыслах стран мира, следует особо отме­ тить следующее. Типовые установки подготовки нефти на промыслах не применяются. Набор оборудования и принимаемая технологическая схема определяются боль­ шим числом весьма разнообразных факторов: уровнем добычи, качеством добываемой нефти, требованиями'со стороны нефтепроводных компаний к качеству готовой нефти, природно-климатическими условиями, расположе­ нием нефтеперерабатывающих заводов, взаимным рас­ положением месторождений, разрабатываемых одной и той же фирмой и т. д. Для подготовки нефти на мелких месторождениях и небольших участках, как правило, применяются подогреватели-деэмульсаторы (США, Ка­ нада, ФРГ). Обезвоживание нефти на крупных узлах осуществляется в основном применением технологиче­ ской пары «нагреватель резервуар», причем технологи­ ческие резервуары оборудованы газовой обвязкой и снабжены малогабаритными сепараторами горячей сту­ пени (Канада, Венесуэла, Франция). Закрытая система сдачи нефти (ЛАКТ) не исключает строительства и ис­ пользования резервуаров, в которых нефть после ее под­ готовки в деэмульсаторах выдерживается значительное время для выветривания. Для предотвращения старения эмульсии зачастую применяется подача деэмульгатора на устье скважин и головные участки трубопроводов. На промыслах ФРГ малообъемное оборудование небольшой

на наиболее удаленном месторождении Луго, а обессо­ ливание этой же нефти на территории месторождения Парантис, через которую проложены трубопроврды с Луго.

В Алжире после обезвоживания нефти в резервуарах на промыслах весьма эффективно решается вопрос.; об

162,

улучшении качества ее в процессе транспортировки за счет сброса воды в удобных для этих целей местах. Это позволяет отправлять на экспорт нефть высокого качест­ ва е содержанием солей до 60 мг/л.

В цёлом на промыслах западного полушария (Север­ ная и Южная Америка) осуществляется только обезво­ живание, однако содержание солей в пластовой воде в несколько раз ниже, чем, например, на месторождениях европейской части нашей страны. Так, содержание солей в одном прЬценте воды по некоторым месторождениям достигает:

Уэйминг (США) —9—10 мг/л; Кирикйри (Венесуэла)—117 мг/л\ Вилмингтон (США) —234 мг/л; Канзас Уэст (США) —1232 мг/л; Муф Ко (США) —1881 мг/л.

Единых требований на содержание балласта в нефти, продаваемой нефтепроводным компаниям США, напри­ мер, не существует.

В Калифорнии считалось допустимым содержание балласта в нефти до 3%, Мидконтиненте—1—2%. В на­ стоящее .время для многих месторождений допустимое содержание балласта в нефти составляет 0,3%.

В Канаде существуют единые нормы на содержание балласта в поставляемой нефти, определяемые величи­ ной 0,5%. Содержание солей в нефти не лимитируется. В целом нормы на допустимое содержание балласта в нефти определяются трудностью сброса воды на промыс­ лах до возможного минимума современными техниче­ скими средствами и экономичностью этого процесса. Обессоливание нефти считается экономичным осущест­ влять на нефтеперерабатывающих заводах. Поэтому нефть на промыслах не обессоливается.

В Европе существуют другие требования к нефти, ко­ торые обусловлены в основном тем обстоятельством, что большое количество нефтеперерабатывающих заводов работает на высококачественной несоленой нефти конти­ нента и нефти Ближнего и Среднего Востока, практиче­ ски не содержащих при добыче воды и солей. Здесь до­ пустимое содержание солей в нефти лимитируется 55— 85 мг/л. В отдельных случаях на заводы направляется нефть с содержанием солей 10—30 мг/л.

163

женной дренажной системе эти недостатки могут быть устранены.

Значительные осложнения возникают из-за выкристаллизации солей на поверхности заводской аппаратуры, и в первую очередь теплообменников, в связи с чем уменьша­ ется температура нагрева нефти на входе в колонну и снижается ее производительность. Загрязнение теплооб­ менной аппаратуры, печей, установок висбрекинга и рек­ тификационных колонн требует их остановки для ремон­ та и очистки. Кроме того, на установках висбрекинга соль катализирует образование кокса, что в свою очередь ухудшает теплопередачу, вызывает местный перегрев, усиливает коррозию аппаратуры и прогорание труб. Косвенным результатом этих явлений является умень­ шение производства конечных продуктов газойля и бен­ зина.

В значительной мере повышенное содержание солей перерабатываемой нефти ухудшает качество фстаточных

.продуктов переработки. При этом ухудшается раствори­ мость и растяжимость битумов, увеличивается зольность котельного топлива. Присутствие солей в газотурбинном топливе приводит к ускоренному разрушению лопаток турбин. Из нефти с высоким содержанием солей невоз­ можно получить кокс высокой степени чистоты.

При повышенном содержании солей в перерабаты­ ваемой нефти особенно увеличивается коррозия нефте­

фицирует коррозионные процессы. При контакте серни­ стых соединений (меркантаны, сероводород) с соляной кислотой протекают окислительно-восстановительные реакции, в которых соляная кислота взаимодействует с железом, превращаясь в хлорид железа. Он, в свою оче­ редь реагируя с сероводородом, образует сульфид желе­ за, что обусловливает появление дополнительного коли­ чества соляной кислоты. Особенно подвержены корро­ зии под действием соляной кислоты узлы и аппаратура, где возможно присутствие воды или водяных паров (кон­ денсаторы, теплообменники, верхние тарелки ректифи­ кационных колонн, трубопроводы и сборники дистил­ лята и т. д.).

165

90% хлоридов натрия, кальция и магния. Предельно до­

теперь понимают устранение различных вредных приме­ сей, содержащихся в нефти. Концентрация ионов метал­ лов может изменяться в широких пределах. В среднем соотношение катионов может быть охарактеризовано следующими цифрами: натрия—75, магния—15, каль­ ция—10%. Хлориды являются источником хлористого во­ дорода, выделяющегося при перегонке нефти. Таким об­ разом, их присутствие указывает на потенциальную кор­ розионную активность нефти и опасность загрязнения заводской аппаратуры. Хлористый водород легче всего образуется из хлористого магния, кальция и, наконец, натрия. С уменьшением содержания хлоридов в нефти количество образующегося хлористого водорода умень­ шается, но полнота разложения хлоридов с образовани­ ем хлористого водорода увеличивается. Зависимость сте­ пени превращения и абсолютного количества образовав­ шейся соляной кислоты от содержания солей в нефти представлено на рис. 21.

Значительные осложнения может вызвать повышен­ ное содержание в нефти сульфатов и карбонатов. Рас­ творимость сульфата кальция снижается при температу­ ре выше 38° С, что приводит к образованию сульфатных отложений в условиях, исключающих возможность испа­ рения воды.

Об улучшении основных показателей работы большой группы зарубежных нефтеперерабатывающих заводов можно судить по данным, представленным в табл. 31.

Некоторое представление о качестве нефти, постав­ ляемой на нефтеперерабатывающие заводы в США, можно получить по данным табл. 32.

Обычно нефть, поступающая на заводы, содержит около 0,25% механических примесей и воды, а также от 9 до 570 мг/л хлористых солей. Нередко содержание этих примесей бывает намного выше.

О достигаемой на заводах глубине обессоливания можно судить по данным табл. 33.

На многих заводах США одноступенчатым обессоли­ ванием достигают снижения содержания солей в нефти

166

<о

I

4 J

3

-о

<ас>

Рис. 21. Количество хлоридов, образующих соляную кислоту. в зависимости от их содержания в нефти (/) и вес соляной кислоты (2).

до 8—10 мг/л. При двухступенчатом обессоливании со­ держание солей удается снизить до 0,9 мг/л [54].

Экономический эффект от обессоливания нефти на НПЗ как в одну, так и в две ступени изменяется от не­ скольких до десятков центов на каждый м3.

По данным ВНИИ НИ, глубокое обессоливание нефти на отечественных нефтеперерабатывающих заводах (до 5—7 мг/л) позволяет получить экономический эффект до

Одноступенчатое обессоливание. Наиболее широкое применение при одноступенчатом обессоливании получи­ ли на заводах электродегидраторы «Петреко» фирмы Петролайт и установки термохимического обессоливания фирмы «Тритолайт».

167

Для полного удаления нефти из воды могут быть при­ менены дополнительные отстойники. В затраты на обес­ соливание входят только те статьи, которые, действитель­ но, имеют отношение к процессу. Это расходы на элек­ троэнергию, воду, сжатый воздух для приборов, пар для

168

обогрева (если не утилизируется тепло нефтепродуктов), амортизацию оборудования, ремонт и зарплата обслу­ живающего персонала.

Средние затраты на электроэнергию не превышают 0,13 цента/л3 обессоленной нефти. При стоимости воды 6,6 цента за 1000 м3, затраты на воду при обессоливании составляют около 1,32 цента/м3 подготовленной нефти. Зачастую в качестве промывочной воды утилизируется вода других блоков НПЗ. Суммарные энергозатраты при обессоливании при использовании электродегидраторов «Петреко» составляют в среднем 0,6 цента за 1 мг под­ готовленной нефти.

Принципиальная схема обессоливающей установки без применения электрического поля фирмы «Тритолайт» представлена на рис. 22.

В холодную нефть на прием сырьевого насоса вводит­ ся реагент-деэмульгатор тритолайт для тщательного его перемешивания с эмульсией, после чего в поток добав­ ляется около 5% пресной промывочной воды. Получен­ ная смесь нагреваестя в теплообменниках до необходи­ мой температуры, после чего проходит через смеситель-