Разработка нефтедобывающей отрасли

В этом случае для обессоливания  нефти подача пресной воды (а при  необходимости – реагента – деэмульгатора) осуществляется с помощью оборудования 11, 12.

Интервал скважины – центральный  сборный пункт (промысловый товарный парк) – головные сооружения, узлы I – III, V, VI. В этом интервале при максимально возможном совмещении операций и рациональном использовании промыслового оборудования возможно решение следующих задач в области подготовки нефти: 1) глубокое обезвоживание; 2) опреснение; 3) обессоливание до экспортных кондиций. Процесс глубокого обезвоживания нефти в этом интервале совмещается с операцией по прокачке нефти по межпромысловому трубопроводу и товарно-транспортными операциями в резервуарах головных сооружений.

При введении в поток нефти пресной  воды (12) и реагента с ингибитором  коррозии (11) на головных участках трубопровода (16) при соответствующих температурных  условиях решается проблема опреснения нефти либо её обессоливания до экспортных кондиций.

В этом случае совмещаются транспортирование  водонефтяной смеси с процессами активного вымывания солей из нефти и операции по заполнению нефтью резервуаров головных сооружений со сбросом дренажной воды. Улучшение  качества нефти достигается также  и применением методов компаундирования.

Интервал скважины – центральный  сборный пункт – головные сооружения – завод. Использование магистральных трубопроводов в технологических целях позволяет: 1)решить проблему глубокого обессоливания на НПЗ, не прибегая к строительству дополнительных установок ни на промыслах, ни на заводах; 2) улучшить гидродинамические характеристики трубопроводов; 3) предотвратить отложения парафина.

Для решения этих задач в магистральный  трубопровод на головных его участках (в узел IV вводится ингибитор коррозии и деэмульгатор, гидрофилизующий внутреннюю поверхность трубопровода). Транспортирование обезвоженной нефти совмещается с операциями по многократному разрушению бронирующих оболочек на каплях оставшейся в нефти пластовой воды как в магистральных насосах 21, так и пристенных зонах трубопроводов, а также гидрофилизацией их стенок. Это обеспечивает снижение вязкости эмульсии, предотвращение отложений парафина и возможность глубокого обессоливания нефти на НПЗ без изменения режима работы заводских ЭЛОУ. В отдельных случаях на конечных перекачивающих станциях возможна дозировка в трубопровод необходимого количества пресной промывочной воды, что позволяет получить обессоленную нефть при её прохождении транзитом через резервуары товарных парков ТСБ и обеспечивает условия для переработки нефти на заводах, не имеющих ЭЛОУ или при её остановке.

 

 

3. Совмещение процессов борьбы с коррозией и отложениями парафина деэмульсацией нефти.

 

Сбор нефти на месторождениях нередко  осложняется отложениями парафина на стеках труб и их коррозией (для сернистых нефтей). Эффективное решение проблемы борьбы с этими процессами в большом числе случаев достигается за счёт использования гидродинамических эффектов, возникающих при транспорте по трубопроводам эмульсий, обработанных специальными деэмульгаторами, которые содержат ингибирующие компоненты и гидрофобизируют стенки трубопроводов. К числу таких реагентов относится, в частности, сепароль-25 и ингибитором III и ряд других продуктов. При гидрофилизации труб на их поверхности возникает тонкая плёнка воды, и в связи с этим обеспечиваются благоприятные условия для разрушения бронирующих оболочек на каплях воды при их контакте с водной плёнкой. Это же приводит к нивелированию микронеровностей металла и обеспечивает низкий уровень адгезии промыслового парафина к ней. Поэтому трубопроводы могут работать в режиме самоочищения (аналогично режиму работы трубопроводов с защитными покрытиями) с соблюдением следующей последовательности процессов: накопление отложений парафина до критической толщины слоя; отслаивание их от поверхности труб; срыв, дробление и последующее транспортирование парафинистой массы в виде тонкодисперсной взвеси потоком нефти. С увеличением степени гидрофильности стенок сопротивляемость их запарафиниванию I, при всех прочих равных условиях возрастает по закону цепной функции

 

                              

,                                   (1)

 

где I – интенсивность запарафинивания поверхности, смоченной водной плёнкой, при уровне энергии связи воды и парафина 27,6 эрг/см².

Формула справедлива при значениях  угла смачивания от 0 до 105°.

Ингибитор коррозии, вводимый в нефть  в составе реагента – деэмульгатора, автоматически нейтрализует агрессивное  воздействие пластовых вод на стенки промыслового оборудования на всём пути движения продукции скважин, вплоть до закачки воды в продуктивные пласты или поглощающие горизонты.

Все эти процессы органически совместимы, так как для своего эффективного осуществления требуют движения потока в чётко выраженном турбулентном режиме и протекают практически во всём диапазоне температур, складывающихся на практике как в присутствии газовой фазы, так и без неё. Таким образом, одной технологической операцией – введением в промысловые системы сбора реагента – деэмульгатора с ингибитором коррозии – решается проблема деэмульсации нефти, депарафинизации оборудования и защиты его от коррозии. При этом упомянутые процессы оказываются совмещёнными во времени и осуществляются на всём пути движения нефти практически без вмешательства обслуживающего персонала.

Совмещение процессов деэмульсации нефти с предотвращением парафинизации  подземного и наземного оборудования с помощью реагентов – деэмульгаторов широко распространено на промыслах  объединения Татнефть и в других районах страны. При подаче ПАВ на забой скважин полностью очищаются от парафина рабочие органы центробежных насосов, насосно-компрессорные трубы, фонтанная арматура и выкидные линии.

 

 

 

1.4.Совмещение процессов  транспортирования  и деэмульсации  нефти.

 

Наиболее экономичное и удобное  транспортирование нефти и нефтепродуктов на любые расстояния по трубопроводам  обусловило их широкое применение в  нефтяной и газовой промышленности страны. Однако целесообразно использовать трубопроводы не только в транспортных, но и в технологических целях одновременно для решения такой важнейшей задачи, как глубокое обезвоживание нефти на промыслах и обессоливание на нефтеперерабатывающих заводах. Трубопровод исключительно важен как активное технологическое звено в цепи процессов подготовки нефти в интервале промысел – НПЗ.

Обезвоженная и обессоленная на термохимических установках нефть  транспортным управлениям на промысловых  или собственных товарных парках. После этого она транспортируется на головные сооружения и затем по магистральным нефтепроводам направляется на нефтеперерабатывающие заводы. Среднее время пребывания нефти в технологическом цикле при подготовке на установке 2 – 4 часа. А время движения её от скважины до НПЗ в различных районах исчисляется от одних до десятков суток. При таком громадном запасе времени, совершенно не используемом в технологических целях, на промыслах зачастую вынуждены добиваться получения качественной обезвоженной и обессоленной нефти исключительно за счёт ужесточения технологических режимов. Это приводит к большим затратам на подготовку нефти. Полезное использование времени движением нефти от скважины до НПЗ позволяет резко сократить эти затраты, т.е. решить такую проблему, которая считалась неразрешимой без строительства дорогостоящих установок на промыслах или НПЗ.

Целесообразность совмещения процессов  транспортирования эмульсии по трубопроводам  с её деэмульсацией связана с  разработкой и проверкой в  широких промышленных масштабах  новых, отличающихся от сложившихся  ранее представлений об оптимальных условиях разрушения водонефтяных эмульсий. Исследования, выполненные в ТатНИИ (Тронов в. п.) в течение 1964 – 1966гг., показали, что механизм процессов, обусловливающих эффективное разрушение эмульсий под воздействием тепла реагентов и других факторов, более сложен, чем это представлялось ранее, и требует для своего осуществления разработки новых технологических схем, учитывающих эти особенности.

 

1.5.Обезвоживание продукции  скважин на промыслах.

 

Обезвоживание нефти на месторождениях в настоящее время в зависимости от ряда факторов осуществляется [1]:

- в оборудовании промысловых  систем сбора, включая трубопроводы  концевые, сепарационные установки  и резервуары товарных парков;

• на автономных обезвоживающих термохимических установках;
• в блочных деэмульсаторах и электродегидраторах;
• на автономных обезвоживающих установках, деэмульсаторах и электродегидраторах, работающих в блоке с промысловыми системами сбора или каплеобразователями;
• при перекачке нефти в интервалах: а) между промысловыми товарными парками; б) между промысловыми товарными парками и головными сооружениями магистральных нефтепроводов; в) между головными сооружениями и товарно-сырьевыми базами нефтеперерабатывающих заводов.

1.5.1.Технологические схемы обезвоживания  нефти.

 

Обезвоживание нефти в оборудовании промысловой системы сбора осуществляется в тех случаях, когда в связи с особенностями применяемой системы сбора и транспортирования нефть неизбежно попадает в резервуары (сбор продукции скважин, замер, учёт, ожидание откачки и т.д.). Строительство стационарной установки для обезвоживания нефти между промысловой системой сбора и товарным парком в таких случаях нецелесообразно и служит примером излишних затрат государственных средств. Разрушение эмульсии с достаточной степенью эффективности достигается в промысловых системах сбора (табл.1), а расслоение потока осуществляется в концевом делителе фаз или специальной секции трубопровода, проложенной между концевой ступенью сепарации и резервуарами товарного парка. Сброс воды при этом осуществляется в процессе заполнения резервуаров или в ожидании откачки (рис.4).

Таблица 1

 

 

	Температура,  °C		Остаточное
Вид обработки	Начальная	При отстое	содержание воды, %
Кратковременное смешение с реагентом и последующий  отстой (холодная деэмульсация) Кратковременное смешение с реагентом, нагрев и последующий  отстой нагретой эмульсии (термохимический  метод) Разрушение эмульсии в трубопроводах в процессе движения (трубная деэмульсация) Разрушение нагретой и охлаждающейся в процессе движения по трубопроводам эмульсии (трубная деэмульсация с путевым нагревом)	17     17   17     40	17     40   17     17	21,5     8   3,0     1,0

 

 

Рис.4. Принципиальные совмещённые  технологические схемы обезвоживания  нефти.

а – в оборудовании промысловой системы сбора; б  – то же, с путевым подогревом после второй ступени сепарации; в – те же, с путевым подогревом до второй ступени сепарации; г – то же, с использованием встроенных печей и отстойных аппаратов; д – то же, без использования в технологических целях резервуаров.

1 – скважины; 2 – групповая установка; 3 – дозатор деэмульгатора; 4 – сборный трубопровод, используемый для разрушения эмульсии; 5 – трубчатый концевой делитель фаз; 6 – сепаратор первой ступени; 7 – газопровод; 8 – трубопровод для дренажной воды; 9 – сепаратор второй ступени; 10 – коммуникационный трубопровод – каплеобразователь; 11 – сепаратор; 12 – технологический резервуар; 13 – сброс дренажной воды; 14 – насос; 15 – трубопровод для товарной нефти; 16 – нагреватель; 17 – встроенный трубчатый каплеобразователь; 18 – водоотделитель; 19 – резервуар товарной нефти; 20 – УЛФ.

 

 

 

Если обрабатывается эмульсия повышенной стойкости, а также в зимний период применяют путевой подогрев (рис.4 б, в). При этом необходимая температура  нагрева не превышает 25 – 30 °C, что исключает потери лёгких фракций из резервуаров (сырьевые, товарные, технологические), которые должны быть герметизированы и снабжены системой отбора лёгких фракций.

Схема обезвоживания нефти, показанная на рис.4 а, применяется во многих районах  страны. Остаточное содержание воды в нефти, обезвоживаемой по этой схеме, в летний период нередко составляет 0,5 %. Деэмульгатор вводится на приём насосов дожимных насосных станций. Поступление сырья, сброс выделившейся воды и отбор обезвоженной нефти проводятся непрерывно.

По схеме рис.4 в система эксплуатировалась  в зимний период с производительностью 14 000 м³/сут при низкой себестоимости. По схеме на рис.4 б осуществлялась подготовка смеси эмульсий угленосной и девонской нефтей. Остаточное содержание воды в нефти после обезвоживания как в зимний, так и в летний периоды не превышало 0,3 – 0,5 %.

 

1.5.2 Обезвоживание нефти на автономных  термохимических установках

 

На промыслах продолжают эксплуатировать  большое число обезвоживающих установок, представляющих собой автономные объекты и имеющих в своём составе резервуарные парки. Большинство из этих установок рассчитано на обезвоживание нефти до остаточного содержания воды в ней не более 2 %. Установлено, что содержание балласта в обезвоженной нефти на этих же объектах без их расширения, повышения температуры нагрева, расхода деэмульгатора, а также без снижения производительности может быть снижено в 10 раз. Для этого установки переводят на режим работы в блоке с промысловой системой сбора и товарным парком. Кроме того, применяются встроенные секционные каплеобразователи. В наиболее общем виде такая схема представлена на рис. 4 г. Применяя отдельные элементы этой схемы или весь комплекс, можно получить глубоко обезвоженную нефть при низких эксплуатационных затратах.