Файл: Тронов В.П. Обезвоживание и обессоливание нефти из опыта работы об-ния Татнефть.pdf

в этом случае дополнительные мощности на промыслах или на заводах, естественно, не нужно.

Таким образом, эта серия исследований показала, что не ожидая поступления с промыслов глубоко обессолен­ ной нефти, нефтеперерабатывающие заводы могли бы глубоко обессоливать всю поступающую нефть (даже стойкие нефти, подобные прикамской), используя в каче­ стве дополнительных технологических аппаратов все ма­ гистральные трубопроводы, насосы и резервуары перека­ чивающих станций, в которых с высокой эффективностью осуществляется разрушение бронирующих оболочек ка­ пель пластовой воды.

можны не только при повышенных, но и при относитель­ но низких температурах. При условии обработки эмуль­ сии в трубопроводах эти процессы возможны при значи­ тельно меньшем расходе промывочной воды, чем на ус­ тановках подготовки нефти. В связи с этим институтом ТатНИПИнефть совместно с Управлением северо-запад­ ными магистральными нефтепроводами были проведены промышленные испытания по обессоливанию нефти в магистральном нефтепроводе Альметьевск—Горький. Исследованиями предполагалось определить возможную глубину обессоливания нефти в магистральных трубо­ проводах при относительно низких температурах (10— 15° С) и расходах пресной воды не более 2%, определить скорость коррозии стали в присутствии реагента и прес­ ной воды. Изучить возможность отстоя и сброса воды в резервуарах промежуточных НПС. Исследования такого рода в отрасли были проведены впервые.

Технологическая схема обессоливания нефти в маги­ стральном трубопроводе Альметьевск — Горький была принята следующая (рис. 14): на прием магистральных насосов непрерывно в течение пяти суток подавалась горячая (55—65° С) пресная вода (из расчета порядка 1,5—2% к объему обрабатываемой нефти) и раствор реа­ гента типа дисолван 4411 из расчета в среднем 20 г/г, отстой и сброс воды осуществлялся в резервуарах

120

промежуточных перекачивающих станций. С введением горячей промывочной воды в нефть температура подня­ лась в головной части трубопровода до 16—20°С. Темпера­ тура нефти в конце трубопровода, длина которого 570 км,

тому температура горячей воды колебалась в пределах 55—70°С, реагент подавался стабильно без перерывов. Ходовые пробы для определения качества нефти отбира­ лись послойно в пяти точках (1, 33, 54, 85, ПО км).

Первая группа опытов преследовала цель установить динамику изменения качества нефти в трубопроводе за счет массобменных процессов при движении смеси (нефть, пресная вода, реагент) при ламинарно-турбулент­ ном режиме (7?е= 3500—5000).

Установлено, что в процессе движения нефти с прес­ ной водой на участке трубопровода Альметьевск — Михайловка (длина трубы ПО км) происходит эффектив­ ный процесс вымывания хлористых солей за счет массо­ обменных процессов и в конце ПО км основное количе­ ство промывочной воды оказывается уже в нижней части трубопровода. Содержание воды и солей в нефти, по хо­ довым анализам, распределяется по длине и сечению ма­ гистрального нефтепровода следующим образом:

1 км — 1,2—2%, 400—450 мг/л;

33 км — 0,6—2%, 300—900 мг/л; 54 км — сл.—20%, 90—900 мг/л; 85 км — 0—2%, 100—900 мг/л- ПО км — 0—100%, 100—10000 мг/л.

(Первая цифра — верх, вторая — низ трубопровода.) Анализ результатов качества нефти, отобранных пос­

лойно из разных точек, показал (рис. 15), что пресная вода распределяется по сечению и длине трубопровода неравномерно, поэтому в некоторых отобранных пробах содержание воды в нефти во всех сечениях составило следы — 0,3%. Исследования, проведенные с применением микрокиносъемки, показали, что эффективное разруше­ ние искусственной эмульсии происходит уже на началь­ ных участках магистрального трубопровода (54—85 км). Глубокое же разрушение эмульсии, которая легко рассла­ ивается на нефть и воду, происходит на 85—ПО км, где в верхних слоях движется практически обессоленная до

100 мг/л нефт;ь.

122

Рис. 15. Содержание воды в нефти по длине и сечению магистрального нефтепровода Альметьевск—

Горький.

Для исследования динамики отделения воды нефть, обработанную реагентом и пресной водой в трубопрово­ де, направляли для отстоя в резервуары (РВС-5000) про­ межуточной перекачивающей станции (НПС — Михайловка). Как было установлено, в процессе движения неф­ ти по трубопроводам в присутствии воды и реагента происходит разрушение искусственной эмульсии, которое выражается в том, что сразу после заполнения резервуа­ ра содержание воды в нефти по слоям составляет О— 0,5%, а на дне резервуара появляется свободная вода.

Характерно также, что содержание воды в нефти но сечению резервуара изменяется в сравнительно неболь­ ших пределах, так как основная вода отделяется уже во время заполнения резервуара. Именно об этом сви­ детельствует тот факт, что содержание воды в нефти практически не изменялось и через 4—10 часов отстоя. Задалживать резервуары для отстоя в этом случае нет никакой необходимости. Надо отметить, что отделение воды было достигнуто при невысокой температуре неф­ ти 15—17° С. Содержание солей в нефти по слоям высо­ кое (порядка 300—600 мг/л), так как остаток необрабо­ танной нефти в резервуаре с содержанием воды 66%, солей 98870 кг/л достигал 53 см, а обработанная в тру­ бопроводе нефть пропускалась через слой этой нефти.

Аналогичные исследования были проведены на неф­ теперекачивающей станции Ст. Ликеево, где обработан­ ная нефть направлялась для отстоя в железобетонные резервуары головных сооружений объемом 10000 ж3 каж­ дый, работающие в обычном для них режиме: один ре­ зервуар под заполнением, второй — на товаро-замерных операциях и затем на откачке. Среднее время заполне­ ния 20 часов. Сброс дренажной воды осуществлялся перед отбором проб нефти по ГОСТу.

Пробы нефти послойно отбирались сразу же после заполнения и через каждые 2 часа отстоя. Результаты исследований показали, что при температуре нефти в кон­ це трубопровода порядка 9—14°С и расходе промывочной воды 2%, в железобетонных резервуарах промежуточных НПС, работающих в режиме заполнения, отстоя и откач­ ки, возможно получение обессоленной нефти с содержа­ нием солей до 100—200 мг/л. Отсюда следует, что введе­ ние небольших объемов промывочной воды (1,5—2%) в откачиваемую нефть из головных сооружений и сброс

124

этой воды из резервуаров промежуточных НПС позволит решить проблему резкого снижения содержания солей в поставляемой на нефтеперерабатывающие заводы неф ти. Так, содержание поды и солей в нефти, отобранной по ГОСТу из Ж БР № 3 — 11 /X 1972 г. и ЖБР-2 — 14/Х 1972 г. соответственно составило: 0,69% — 175 мг1л\ 0,38% —170 мг/л.

Эксперимент по трубному обессоливанию с использо­ ванием магистрального нефтепровода длился 5 суток, в течение которых планировалось качать по трубе 0 500 мм в Костово ромашкинские нефти, однако периоди чески подкачивали прикамские нефти из-за недоста­ точного количества ромашкинской. Характерно, что в этом случае содержание йоды и солей в нефти по сече­ нию железобетонного резервуара было высоким. Это сви­ детельствовало о том, что остаточная вода находится в смеси нефтей (прикамских и ромашкинских) в виде мел­ ких, неподдающихся слиянию капель, которые в течение длительного времени находятся во взвешенном состоя­ нии, то есть получается стойкая искусственная эмуль­ сия, и качество этой нефти, по актам сдачи, составило воды 1,2%, соли—418 мг/л. За период проведения экспе­ римента было обессолено в магистральном нефтепрово­ де Альметьевск— Горький 28000 тнефти, закачано в тру­ бопровод 800 тпресной воды. Из железобетонных резер­ вуаров перекачивающей станции Ст. Ликеево откачали около 500 т этой воды, и 15000 т нефти было сдано по ГОСТу с содержанием солей до 170 мг/л. Средняя тем­ пература нефти в резервуаре составляла всего 9—12° С, время отстоя 6—10 часов. Отсюда следует, что введение 1,5—2% промывочной воды и 20 г/т реагента в откачивае­ мую из головных сооружений обезвоженную нефть поз­ волит решить проблему глубокого обессоливания нефти на НПЗ. Так, при обессоливании в лабораторных усло­

нефтепроводе нефти (пробы отбирались из трубы в Ст. Ликеево) содержание солен в ней снизилось до 7 мг/л (табл. 24).

Таким образом, эта серия исследований показала, что обессоливание нефти в магистральных трубопроводах может быть широко использовано для обеспечения глу­ бокого обессоливания нефти на НПЗ.

125

Т а б л и ц а 24

Режим обессоливания нефти, обработанной пресной водой и реагентом в магистральном нефтепроводе

Содержание солей в нефти, м г / л

П р и м е ч а и и е. Температура опыта 80°, расход дисолвана 20 г / т , расход пресной воды на каждой ступени 5%.

Предварительные расчеты показали, что себестои­ мость обессоливания нефти, с использованием магист­ ральных трубопроводов и резервуаров промежуточных НПС в технологических целях, не превышает 5—6 коп. за тонну, что в 5—7 раз ниже, чем при обессоливании нефти на стационарных установках.

Экспериментальное определение скорости коррозии при транспорте водо-нефтяных сред проводилось на ма­ гистральном нефтепроводе Альметьевск — Горький ( 0 500мм). Цилиндрические образцы из стали Ст. 3 закреп­ лялись в текстолитовых изоляторах и устанавливались в потоке (0,4—0,6 м/сек) на различном удалении от низа трубы. Контрольными точками на трубопроводе явля­ лись начало трубы и 110-й километр трубопровода, нахо­ дящийся на пониженном участке рельефа местности. За время эксперимента на первом этапе по трубопроводу транспортировались товарные нефти Ромашкинского ме­ сторождения с содержанием воды 0,4—0,9% и солей 500—1500 мг/л. На втором этапе в нефть добавляли 20— 25 г/г дисолвана. И на третьем этапе осуществляли до­

нефти.

Результаты определения скорости коррозии в трубо­ проводе представлены в табл. 25. Как следует из отме­ ченных данных, величина скорости коррозии в нефтепро­ воде незначительна и практически не представляет опа­ сности для эксплуатации этого сооружения. Отмеченные

126