Файл: Тронов В.П. Обезвоживание и обессоливание нефти из опыта работы об-ния Татнефть.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 18.06.2024
Просмотров: 130
Скачиваний: 1
Рис. 12. Кривые распределения качества нефти при работе уста
новки в обы чном реж им е (1) с периодической (2) и постоянной |
(3) |
работой в блоке с промысловой системой сбора. |
л |
ветви кривой распределения соответствует линии 3 с уз
ким основанием по оси абсцисс.
Сравнивая между собой три кривые распределения, соответствующие трем режимам работы установки: без промысловых систем сбора (/), в блоке с промысловыми системами сбора, но с периодическим прекращением по дачи реагента (2), и в блоке с промысловой системой сбора при стабильной подаче реагента (3), можно сде лать вывод о том, что третий режим обеспечивает наибо лее устойчивую работу ЭЛОУ при высоком качестве под готовленной нефти и поэтому является наиболее рацио нальным. Трубопроводы промысловых систем сбора в любом случае не остаются нейтральными к технологии подготовки нефти. Включение их в технологический цикл приводит к повышению эффективности работы установок. Исключение же трубопроводов из технологического цикла не делает их нейтральными по отношению к рабо тающей установке. Это неизбежно влечет за собой ухуд шение ее работы, так как в этом случае в трубопроводах формируется стойкая эмульсия. Отсюда следует, что все существующие установки подготовки нефти, включая обезвоживающие и обессоливающие, необходимо повсе местно перевести на режим работы по совмещенной схе ме в блоке с промысловыми системами сбора.
Таким образом, в промышленных условиях на при-
оз
мере угленосных бавлинских нефтей показано, что пере вод обессоливающих установок на работу по совмещен ной схеме в блоке с промысловыми системами сбора поз воляет резко улучшить качество обессоленной нефти и обеспечить получение нефти экспортных кондиций непо средственно на выходе из установки. Наряду с этим значительно повышается стабильность ее работы.
Снижение расхода реагента
Технология обезвоживания и обессоливания нефти термохимическом способом на установках по подготовке нефти основана на использовании принципа слияния глобул пластовой воды в условиях отстояв рабочем объ еме отстойной аппаратуры. Вместе с тем из современной теории оптимальных условий разрушения дисперсных систем, разработанной в институте ТатНИПИнефть, из вестно, что процесс разрушения эмульсии в присутствии поверхностно-активных веществ осуществляется с боль шей степенью эффективности при определенном уровне турбулентности движущего потока нефти. В соответст вии с основными принципами этой теории целесообразно разделить процесс деэмульсации нефти на три фазы — разрушение бронирующих оболочек, укрупнение капель, расслоение нефти. Осуществлять первые два целесооб разно в трубопроводах, оставив за аппаратурой термо химических установок и резервуарами товарных парков лишь функцию водоотделителей. Поэтому перевод уста новок по подготовке нефти на работу по совмещенной технологической схеме должен способствовать повыше нию их производительности, снижению расхода реаген та и улучшению качества нефти.
К теоретическим предпосылкам снижения расхода реагента на установках, при вовлечении в технологичес кую схему промысловых систем сбора (при всех прочих равных условиях), следует отнести следующие положе ния. Расход реагента для достижения известных результатов в процессе деэмульсации нефти определя ется в основном тремя параметрами:
1) концентрацией реагента в большинстве разбавле ных капель пластовой воды, которая должна быть доста точной для разрушения бронирующих оболочек на кап лях пластовой воды без реагента при их взаимных стол-
94
кновениях в объеме нефти, пристенном слое или на стенке аппарата;
2)общим количеством активных капель, содержа щих реагент в начальный момент;
3)изменением их числа за счет процессов массопередачи с течением времени при неограниченно большом запасе технологического времени.
Последние два требования при трубной деэмульсации практического значения не имеют и расход реагента зависит только от нижнего допустимого предела концен трации реагента в каплях пластовой воды, при которой
еще могут иметь место процессы активного разрушения бронирующих оболочек. В этом случае большое значение имеет содержание воды в нефти.
Совершенно иная картина складывается при ограни ченном запасе технологического времени на установках. Здесь глубина разрушения эмульсии определяется всеми тремя параметрами. Причем значение последних двух весьма существенно.
В самом деле, общее количество капель, получивших реагент в результате массообменных процессов, на фик сированный момент времени зависит от количества ка пель, содержащих реагент в начальный период п2 (ввод деэмульгатора), от темпа увеличения и абсолютного чис ла смешанных капель я3. Другими словами, эффектив ность деэмульсации нефти Э является функцией п2 и л3, т. е.
Э =/(п2, п3).
Процесс разрушения бронирующих оболочек и доведе ние реагента до каждой капли считается законченным при —0, где rii— число капель с неразрушенной бро нирующей оболочкой.
Вместе с тем п2 зависит от абсолютного количества и степени разбавленности раствора реагента при его вве дении в поток нефти, а л3 определяется режимом дви жения эмульсии, эффективностью процессов массопередачи и продолжительностью совместного движения капель пластовой воды и реагентоносителя. Увеличение п2 легко достигается за счет применения слабоконцентрирован ных растворов, а равномерное распределение капель п2 среди капель п\ осуществляется при перемешивании по тока на насосах, смесителях и т. д.
95
Сложнее на обычных установках по подготовке неф ти обстоит дело с изменением п3, которое (при всех про чих равных условиях) наряду с другими параметрами является функцией таких величин, как время и режим движения, т. е.
n3= f - ( n 3Re-i).
В реальных условиях при т,ц2>1 эти параметры в какой-то мере могут компенсировать друг друга.
Так недостаток / на установке и низкие значения п3 в определенных пределах могут быть компенсированы уве личением «г, т. е. расходом реагента.
С другой стороны, увеличение t и изменение в нуж ном направлении Re ведет к уменьшению необходимого значения «2, т. е. уменьшению расхода реагента. В самом деле, недостаток в потоке капель, содержащих в себе реагент, т. е. п2 для получения определенного количества п3 и завершения процесса в определенное время t может быть компенсировано интенсификацией процесса массо-
передачи за счет увеличения |
турбулентности |
потока. |
В этом случае число капель п3 будет таким же, |
как и при |
|
использовании большого числа |
капель п2, но при мень- |
щем уровне турбулентности, так как общее число столкно вений капель п\ и п3 может быть одинаковым. Это же са мое будет иметь место при увеличении технологическо го времени t. Все эти предпосылки и обеспечиваются при включении в технологический цикл подготовки действую щих установок промысловых систем сбора или встроен ных трубопроводов-каплеобразователей. В этом случае технологическое время t значительно увеличивается. В подавляющем большинстве случаев ламинарный ре жим движения нефти в отстойной аппаратуре дополня ется процессами массообмена в трубопроводах промы словых систем сбора при турбулентном режиме.
Все это и обеспечивает достижение необходимого числа смешанных капель п3 при минимальных значениях п2, т. е. при минимальном расходе реагента.
Проверка этих положений в промышленных услови ях на примере угленосных нефтей была проведена на ЭЛОУ-1 НГ'ДУ «Бавлынефть». В товарный парк при ЭЛОУ с промыслов поступает 6000 т нефти в сутки об водненностью 30—35%. Для увеличения технологическо го времени и создания благоприятных с гидродинамиче
96
ской точки зрения условий для массообмена реагент 4411,65% концентрации подавался в наиболее удаленных точках от товарного парка ДНС-1, ГУ-98, ГУ-494 (в 1 ва рианте реагент подавался на ДНС-1), во II — на ДНС-1 и ГЗНУ-98, в III — на ДНС-1, ГЗНУ-98 и ГЗНУ-494). Анализ работы ЭЛОУ за период с 1 по 20 октября пока зал, что средний расход реагента на блоке обессолива ния без использования трубопроводов в цикле подготов ки нефти составил в среднем 70—80 г/г. Ходовые анали зы на содержание хлористых солей в нефти на выходе из установки показали их наличие в ней порядка 100 мг/л.
Наиболее эффективное разрушение угленосных эмульсий в трубопроводах и затем на установке отме чено при дозировке реагента из расчета 20—25 г/г по III варианту. В процессе исследований расход реагента на ЭЛОУ постепенно снижали.
За период с 23/Х по 4/XI 1971 г. (промысловая систе ма сбора включена в технологический цикл) средний рас ход реагента на блоке обессоливания составил 35—40 г/г, качество нефти при этом не ухудшилось, содержание солей по ходовым анализам составило 100 мг/л. В от дельные смены 3—4Д1 1971 г. средний расход реагента на блоке обессоливания составил 33—38 г/г (см. табл. 15), а содержание солей на выходе из ЭЛОУ не превы шало при этом 50—100 мг/л.
Средний суммарный расход реагента в этом случае составил 55—60 г/т, в том числе на ГУ — 20—25 г/т и на ЭЛОУ — 30—35 г/т.
При суммарной дозировке реагента по III варианту (на ДНС-1, ГЗНУ-98, 494 и ЭЛОУ) порядка 55—60 г/г содержание солей в нефти по ходовым анализам состав ляло 60—80 мг/л, т. е. на 20—40% ниже, чем при обыч ном режиме работы ЭЛОУ.
В процессе проведения испытаний исследовали режим работы ЭЛОУ при повышенных расходах реагента . на установке без использования в технологических целях систем сбора. С 1 по 7/IX 1971 г. реагент подавался толь ко на блоке обессоливания из расчета 100 г/г, т. е. столько же, сколько ранее подавалось на ГЗНУ и ДНС (25 г/т) и ЭЛОУ (75 г/г) вместе при получении высококачествен ной готовой нефти. Показатель качества нефти по ходо
вым анализам на содержание хлористых солей |
таков, |
что среднее содержание солей в нефти за этот |
период |
7 Я-525 |
&7 |
Т а б л и ц а 1$
Режим работы ЭЛОУ
Производительность,
|
|
т /час |
|
Дата, |
|
ПО |
|
часы |
ПО |
||
обес |
|||
|
сырью |
солен |
|
|
|
ной |
Расход по реагента
обез ЭЛОУ, вожен г/т
ной
Содержание воды, %
fS)
*5
Впосле после
сырье I ст. II ст. s'
о
и
3/XI |
|
|
|
|
|
|
|
|
1971 г. |
420 |
176 |
138 |
30 |
25 |
0,3 |
0,6 |
87 |
8 |
||||||||
10 |
418 |
152 |
174 |
33 |
22 |
0,18 |
1, |
64 |
12 |
500 |
157 |
149 |
33 |
86 |
0,6 |
0,8 |
57 |
14 |
400 |
124 |
123 |
40 |
63 |
0,12 |
4,8 |
41 |
16 |
365 |
129 |
123 |
37 |
31 |
2,4 |
0,8 |
40 |
18 |
436 |
124 |
164 |
38 |
29 |
1.2 |
0,6 |
95 |
20 |
390 |
128 |
155 |
37 |
25 |
2,8 |
0,6 |
107 |
22 |
448 |
159 |
177 |
31 |
25 |
0,3 |
0,48 |
57 |
24 |
411 |
141 |
131 |
36 |
32 |
0,6 |
1 |
57 |
4/XI |
|
|
|
|
|
|
|
|
1971 г. |
494 |
164 |
152 |
37 |
31 |
0.51 |
0,8 |
65 |
2 |
||||||||
4 |
327 |
146 |
121 |
36 |
19 |
0,6 |
1,4 |
57 |
6 |
365 |
141 |
195 |
36 |
18 |
0,48 |
1,6 |
59 |
П р и м е ч а й и е. Расход 4411 на РУ и ДНС 18 г/т жидкости.
составил 80—100 мг/л. Отсюда следует, что увеличение расхода реагента на ЭЛОУ без использования промыс ловых систем сбора и транспорта в цикле подготовки угленосной нефти в данном случае к улучшению каче ства обессоленной нефти на выходе из установки практи чески не приводит. Это свидетельствует о меньшей степе ни влияния «2 в области расходов реагента, превышаю щих необходимый минимум, по сравнению с другими па раметрами. На основании этих исследований следует за ключить, что перевод установок по подготовке угленос ной нефти на работу по совмещенной технологической схеме позволяет сократить расход реагента на 20 г/т при сохранении ее качества.
Кроме того, значительно улучшается качество подго тавливаемой нефти. Отсюда следует, что необходимо осуществлять повсеместный перевод действующих обез воживающих и обессоливающих установок на режим работы по совмещенной схеме.
98
Работа установки с трубопроводом-каплеобразователем на I ступени
Известно [70, 71], что коммуникационные трубопрово ды между сырьевыми насосами и отстойной аппаратурой выполняют технологические функции, т. е. наряду с тран спортированием эмульсии из одного аппарата в другой движущаяся в них эмульсия подвергается глубокому разрушению за счет последовательно протекающих про цессов дробления и слияния капель различного качества друг с другом со сдвигом в сторону укрупнения капель. Однако длина и диаметр этих трубопроводов на горячих участках перед I и II ступенями, как правило, не соот ветствуют оптимальным значениям. Поэтому расчетные удлинения трубопроводов и изменение их диаметров приводят к резкому улучшению качества обезвоженной нефти и сокращению времени пребывания нефти в от стойниках I ступени. Другими словами, в технологиче скую схему деэмульсации нефти вводится новый - аппа рат — каплеобразователь, назначение которого ясно из его названия. Проверка возможности улучшения каче ства угленосной нефти с помощью встроенного каплеобразователя была проведена на ЭЛОУ-1 НГДУ «Бавлынефть».
Для этого был построен и использован секционный каплеобразователь, позволяющий подключать секции Последовательно как перед I, так и перед II ступенями. Принципиальная схема обвязки каплеобразователя при ЭЛОУ-1 НГДУ «Бавлынефть» аналогична Бирючевской ТХУ. Петля-каплеобразователь построена в виде рамы, состоящей из трех секций. Первая секция — из трубы 06", длиной 400 м и последняя — из трубы014", длиной
200 м, |
суммарная |
протяженность |
каплеобразователя |
||||
1000 м. Такая схема обвязки позволяет направлять |
уг |
||||||
леносную нефть последовательным потоком на I или II |
|||||||
ступени с различной скоростью движения и |
временем |
||||||
пребывания нефти в секциях. |
|
|
подключения |
||||
Возможные технологические варианты |
|||||||
секций |
каплеобразователя перед |
I |
и |
II |
ступенями |
||
ЭЛОУ: |
|
|
|
|
|
|
|
1) I ступень 0 6"; |
время движения — 4,6 |
мин; |
R e |
21000 |
7* |
99 |