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

180—240 мин, а концевой пробы — через 120 мин, т. е. почти в два раза быстрее. Отсюда следует, что в иссле­ дованном интервале движения по мере увеличения пу­ ти необходимое время отстоя снижается.

Быстро расслаивается эмульсия на нефть и воду в резервуарах. Так, при времени заполнения РВС-400 в течение 3 часов при средней температуре нефти 20—23° С вода эффективно переходит в состав дренажа, и качест­ венная нефть (воды менее 2%) может быть получена уже через два часа после заполнения резервуара. Отсюда следует, что угленосные бавлинские эмульсии при ис­ пользовании в технологических целях промысловых сис­ тем сбора могут быть обезвожены и вне установок. Наи­ более полно достигается это в летнее время. Остаточное содержание воды в нефти при совмещении операции по расслоению эмульсии на нефть и воду с заполнением ре­ зервуаров и подготовкой нефти к откачке составляет в среднем до 2%.

Определенный интерес представляет деэмульсация угленосной нефти с использованием трубопроводов при низких температурах. Исследования по изучению дина­ мики разрушения угленосной эмульсии, изменения ее стойкости и вязкости при низких температурах в зимних условиях были выполнены в интервале ГУ-112—ГУ-436 —‘ТП при ЭЛОУ-2.

В товарный парк при ЭЛОУ-2 с ГУ-112 поступало 1600 тжидкости с обводненностью 20—25%. Длина тру­ бопровода между ГУ-112 и товарным парком составляла 18 км, среднее время движения 10 часов, скорость на уча­ стке ГУ-112—СП-436 не превышает 0,2 м/сек, на участке СП-436—ЭЛОУ-2—0,5 м/сек, соответственно числа Re —

1000, 2000.

Для исследования динамики разрушения угленосной нефти по длине и сечению трубопровода реагент 4411 до­ зировался на ГУ-112— наиболее удаленной точке от то­ варного парка. Поскольку, содержание воды в сырье высокое, реагент 4411—65% концентрации подавался в приемную трубу перед булитом без разбавления из рас­ чета 20 — 30 г на тонну обрабатываемой жидкости. Пробы нефти по трассе отбирались в 3-х точках по 5 слоев по сечению. Отобранные в стеклянные отстойники пробы нефти ставились на статический отстой при t=20° С

50

в течение 10—14 час. В отобранных пробах нефти опреде­ лялось водосодержание, вязкость угленосной эмульсии, динамика отстоя при температурах 20—60° С и остаточ­ ное содержание воды в нефти после отстоя. Из резуль­ татов анализов, приведенных в таблице 1, видно, что уг­ леносная эмульсия эффективно разрушается в трубопро­ водах систем сбора и транспорта при низких температу­ рах. Содержание воды в нефти после отстоя при t=20° С по вертикальному сечению трубопровода распределяется следующим образом: в начале трубопровода среднее содержание воды составляет 20—25%, в середине трубо­ провода в точке II—5—20%, а в конце трубопровода — 0,5—5%. В процессе движения угленосной эмульсии по трубопроводу в течение 10 часов происходит укрупнение

Т а б л и ц а 2

Точки отбора проб

глобул воды и поэтому обеспечивается эффективное от­ деление основного количества воды от нефти. В пробах, отобранных в конце трубопровода, остаточное содержа­ ние воды колебалось от 0 до 8,0% (табл. 2).

Температура нефти в трубопроводе составляла 2— 3°С, при этом слой свободной воды вдоль нижней обра­

сии, обработанной дисолваном, по длине и сечению тру­ бопровода в точках I—III были отобраны соответствую­ щие пробы. Исследования вязкости выполнялись на ро­ тационном вискозиметре марки Реотест. По окончании эксперимента и прекращения подачи деэмульгатора бы­ ли отобраны контрольные пробы нефти для определения вязкости. Результаты приведены в табл. 3.

Данные исследований вязкости угленосных эмульсин, обработанных дисолваном, подтверждают факт разру­ шения их при движении по трубопроводам систем сбора. Необходимо отметить, что при подаче деэмульгатора по­ ток представляет собой неравновязкую систему с разны­ ми значениями вязкости по длине и сечению трубопрово­ да. В результате разрушения угленосной эмульсии при движении по трубопроводам происходит снижение вязко­ сти движущейся системы по сравнению с этим парамет­ ром в условиях транспорта эмульсии без подачи деэмуль­ гатора (табл. 3). Снижение вязкости эмульсии обусло­ вило уменьшение давления после насоса на ГУ-112 от 15—17 ати до подачи реагента до 9—12 ати после начала его дозировки.

Другим вопросом, потребовавшим изучения при труб­ ной деэмульсации сернистых нефтей, явилось получение данных о скорости коррозии систем сбора и транспорта нефти. Скорость коррозии определялась весовым мето­ дом путем установки образцов непосредственно в линии сбора. Применялись образцы штыревой конструкции, расположенные вертикально по всему сечению трубо­ провода. Результаты измерений представлены в табл. 4. табл. 4.

Данные таблицы показывают, что скорость коррозии при проведении трубной деэмульсации несколько увели­ чивается. Однако абсолютные показатели в обоих слу­ чаях не являются сколько-нибудь опасными для эксплуа-

52

тирующихся трубопроводов, поэтому практически не тре­ буют учета при их проектировании и эксплуатации.

Таким образом, можно заключить, что при расходах реагента порядка 25 г/г угленосные эмульсии разрушают­ ся даже при температуре нефти в трубопроводе порядка 5—7° С. Причем побочным эффектом от введения реаген-

53

та в промысловые системы сбора в зимних условиях яв­ ляется снижение вязкости движущейся системы и давле­ ния на насосе на 5 ати, а абсолютные показатели скоро­ сти коррозии трубопроводов низки, не превышают 0,00697 г/м2/час и не являются опасными для эксплуатации тру­ бопроводов.

Деэмульсация смеси угленосных и девонских нефтей в трубопроводах

Опыт показал, что активному разрушению в трубо­ проводах поддаются не только девонские и угленосные эмульсии в относительно чистом виде, но и их смеси.

В промышленных условиях это было проверено на

12 км с ГУ-37 в район ГУ-245 поступает в среднем 400 т жидкости (смесь угленоски и девона 1:1) с обводненно­ стью 10—12%. На ГУ-245 поступающая жидкость смеши­ вается с девонскими нефтями и поступает в товарный парк при ЭЛОУ-2. Время движения нефти от ГУ-37 до ГУ-245 составляет 20—24 часа. Средняя скорость движения не превышает 0,2—0,3 м/сек, число Рейнольдса изменяется в пределах 600—800, что соответствует ламинарному ре­ жиму движения.

Для разрушения эмульсии на ГЗНУ-37 подавался ре­ агент типа 4411 из расчета 20—40 г/т. Послойные пробы смеси угленосной и девонской нефти отбирались в нача-

54

ды резко возросли. Из табл.5 видно, что содержание воды в нефти сразу же после отбора проб составляет 0,0—2%.

Т а б л и ц а 5

№Объем

В течение 1971—1972 гг. в НГДУ «Ямашнефть» всю добываемую нефть обезвоживали по совмещенной тех­ нологической схеме. Установки на узле не имеется. Об­ работанная реагентом и разрушенная в трубопроводах эмульсия после подогрева в теплообменнике, установлен­ ном в товарном парке, до температуры 25—30° С поступа­ ет в технологический резервуар РВС-5000, снабженный распределительным вводом, где осуществляется сброс основного количества воды. Остаточное содержание во­ ды в нефти составляет 1—3%. Обезвоженная нефть по­ ступает в товарный резервуар (РВС-5000), где остаточ­ ное содержание воды в нефти за время товаро-транспорт­ ных операций снижается до 0,1—0,5%. Так как режим движения в системе сбора ламинарный, расслоение по­ тока на нефть и воду осуществляется непосредственно в трубопроводе. Поэтому основное количество воды отде­ ляется от нефти в технологическом резервуаре сразу же после входа в него, где температура водяной подушки

5 6

составляет +25—27° С. Практика показала, что деэмульсация смеси угленосной нефти с девонской и в зимних условиях обеспечивает получение высококачественной нефти с содержанием балласта не более 1%. Качество дренажной воды из технологического резервуара впол­ не удовлетворительное. Наряду с этим, подача реагента в трубопроводы привела к снижению вязкости смеси на 10 сп и уменьшению давления на выкиде насосов на 8 ат.

Г л а в а IV

ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТИ НА УСТАНОВКАХ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СОВМЕЩЕННЫХ СХЕМ

Предварительный сброс пластовых вод

В настоящее время для повышения производительно­ сти типовых установок подготовки нефти все еще широ­ ко применяется предварительный сброс пластовой воды. Необходимость в такой технологической операции быва­ ет обычно вызвана неспособностью действующих типо­ вых установок справиться с возрастающим объемом поступающей жидкости и является следствием их несо­ вершенства, обусловленного наряду с другими причинами использованием малообъемной отстойной аппаратуры, скомпанованной в жесткую немобильную схему. Предва­ рительный анализ и промысловые исследования показа­ ли, что при использовании в технологических целях про­ мысловых систем сбора, первая ступень установок при не­ больших изменениях всегда успешно справляется со сбросом любого количества поступающей на нее воды и необходимости в операции предварительного сброса нет. Однако на многих промыслах предварительный сброс применяется в больших масштабах и в этих условиях следует более подробно остановиться на вопросе о вы­ боре и использовании наиболее пригодной для этих це­ лей аппаратуры. В зависимости от степени обводненности нефти и факторов, активно влияющих на процесс, раз­ личают следующие варианты предварительного сброса: без дозировки реагента на скважинах и групповых уста­ новках промысловой системы сбора; без подогрева и

57

использования дренажных вод (применяется при боль­ шой обводненности нефти на поздней стадии разработ­ ки месторождения); с использованием реагентов и эф­ фектов разрушения эмульсии в трубопроводах; с приме­ нением дренажных вод; комбинированное воздействие перечисленных выше факторов.

В зависимости от места осуществления предваритель­ ного сброса воды в технологической цепи сбора и подго­ товки нефти можно [65] выделить:

1) предварительный сброс воды на дожимных нефте­ носных станциях (путевой сброс);

2) предварительный сброс воды непосредственно пе­ ред установками подготовки нефти.

Путевой сброс на дожимных нефтенасосных станциях (ДНС) осуществляется при такой степени централиза­ ции мощностей подготовки нефти и удаления от них скважин, что давлением скважин транспорт всей жидко­ сти до узлов подготовки не обеспечивается и имеется возможность утилизации пластовой воды в районе ДНС. Подобная практика бывает экономически целесообразна при обустройстве мелких нефтяных месторождений, рас­ положенных на расстоянии 100—120 км от крупных узлов подготовки нефти и воды.

Особенностью путевого сброса на ДНС является не­ большая производительность применяемых установок (1—5 тыс. т/сут) и неизбежность осуществления процес­ са сброса воды под избыточным давлением, обеспечиваю­ щим возможность транспорта газонасыщенной нефти до узлов подготовки ее и второй ступени сепарации.

Особенностью предварительного сброса на узлах под­ готовки нефти и воды является, как правило, большая их производительность (до 30—60 тыс т жидкости в сутки), непосредственная технологическая связь в пределах од­ ной площадки с концевой ступенью сепарации, установ­ кой подготовки нефти и сооружениями для очистки сточных вод.

В обоих вариантах предварительный сброс воды явля­ ется частью общего процесса подготовки нефти и очист­ ки воды, осуществляемого в интервале «скважина — то­ варный парк».

В настоящее время имеются два типа аппаратов, при­ меняемых для предварительного сброса воды: вертикаль­ ные стальные резервуары (РВС) емкостью от 1000 до

58

5000 л 3 и горизонтальные цилиндрические емкости объе­ мом 100 и 200 м3 (булиты).

Вертикальные резервуары специально оборудуются распределительными гребенками ввода жидкости и вы­ вода воды. Вывод воды осуществляется через гидрозат­ вор, позволяющий автоматически, без специальных средств регулирования поддерживать в резервуаре по­ стоянный уровень дренажной воды и нефти, необходи­ мый для ведения процесса.

Горизонтальные цилиндрические емкости также обо­ рудованы распределительными гребенками ввода жидко­ сти. Кроме того, они снабжены специальными и, кстати сказать, дорогостоящими средствами регулирования для

вок предварительного сброса воды, построенных на базе булитов:

1) блочная автоматизированная сеиарационная уста­ новка с предварительным сбросом воды БАС-1 (конст­ рукции Октябрьского филиала ВНИИКАнефтегаз); 2) блочные автоматизированные установки для опе­ ративного учета, сепарации и предварительного обезво­ живания нефти УПС-2000/6 и УПС-3000/6 (разработки

СПКБ «Нефтехимпромавтоматика»).

Техническая характеристика этих установок представ­ лена в табл. 6.

Установки предварительного сброса БАС-1, УПС2000/6, УПС-3000/6 на эмульсиях обводненностью 20— 60% практически не испытывались. Имеется некоторый опыт предварительного сброса воды в аппаратах типа БАС-1 в НГДУ «Туймазанефть», работавших при обвод­ ненности поступающей нефти более 80%, то есть на сы­ рье, которое можно было бы характеризовать как эмульсию нефти в воде. Естественно, что показатели ра­ боты этих установок в таких условиях не определяют технических возможностей горизонтальных аппаратов, предназначенных для работы на эмульсиях типа «вода в нефти» [65].

Предварительный сброс воды в вертикальных резерву­ арах получил более широкое распространение. Так, в Татарии имеется достаточно большой опыт предваритель­ ного сброса пластовой воды из вертикальных резервуа-

59