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

к стационарным и работает в комплексе с другим обору­ дованием но следующей схеме.

Продукция скважин 1 после теплообменников «нефтьнефть» 3 с введенным в нее реагентом 2 направляется в

подогревается в теплообменниках 5 (до 25° С) и поступа­ ет в емкость предварительного сброса воды 6 и затем в три печи 7 общей мощностью 3 млн. ккал/час, где темпе­ ратура нефти повышается до 60° С. Нагретая нефть попа­ дает в сепаратор второй ступени 8, смонтированный на технологическом резервуаре, где осуществляется горячая сепарация нефти при атмосферном давлении. Отсепарированная нефть с помощью распределительного устройст­ ва вводится в технологический резервуар 9 под слой дре­ нажной воды для обезвоживания с остаточным содержа­ нием балласта порядка 0,2—0,3% по объему и перетекает в концевой сепаратор 10, где осуществляется отбор газа под небольшим вакуумом. Газ первой ступени сепара­ ции транспортируется до газобензинового завода под давлением в сепараторе, а второй и концевой ступеней— с помощью компрессоров. Пройдя теплообменники 3—5, нефть поступает в четыре буферные емкости 11 объемом 400 м3 каждая, также имеющие газовую обвяз­ ку, и затем насосом 12 подается в систему ЛАКТ, уста­ новленную за пределами сборного пункта. При содержа­ нии балласта в нефти более 0,5% система ЛАКТ возвра­ щает нефть в два четырехсоткубовых резервуара 13, имеющие газоуравнительную обвязку. Из емкостей не­ кондиционной нефти она может быть , подана насосом 14 на повторную обработку. Замер нефти осуществляет­ ся с помощью счетчиков 22, установленных параллельно.

Из этой схемы видно, что на узле практически пол­ ностью решены вопросы предотвращения потерь легких фракций, обезвоживания и учета нефти. Обращает на се­ бя внимание тот факт, что в технологической схеме под­ готовки нефти вместо деэмульсаторов применены нагре­ вательные печи в блоке с технологическими резервуа­ рами, расстояние между которыми 100 м. Это позволяет разрушать эмульсию в связывающем их трубопроводе, придает системе большую гибкость и улучшает качество

нефти.

Венесуэла. В капиталистическом мире страна эта за­

156

нимает по добыче нефти второе место. Добыча нефти и газа, переработка и продажа нефтепродуктов находятся в руках американских и англо-голландских монополий. Американские компании добывают здесь около 70%, а англо-голландская «Шелл»—30% нефти.

Из американских компаний наиболее сильные пози­ ции в Венесуэле занимает рокфеллеровская «Креол пет­ ролеум корпорейшен», контролирующая 40% производст­ ва нефти в стране.

Добыча нефти осуществляется на большом числе ме­ сторождений (около 150), расположенных в основном на территории шести штатов. Наиболее крупные месторож­ дения расположены в Западной Венесуэле в районе озера Макараибо. Здесь группа площадей Тиа-Хуана, Лагунильяс, Бачакеро и другие образует одно из крупнейших месторождений мира — Боливар. В 1922 г. одна из сква­ жин этого месторождения фонтанировала с дебитом 1600 м3 в сутки. Дебит скважин, пробуренных на площа­ ди Бачакеро, достигал 600 м3/сутки. Месторождение от­ крыто в 1930 г. Годовая добыча составляет около 35 млн. т нефти в год. Около 13 млн. тк этому времени добыва­ лось вместе с водой и подлежало деэмульсации. Содер­ жание воды в нефти достигло 6%. В этой связи инжене­ рами компании «Креол петролеум корпорейшен» были проведены интересные исследования, разработаны и внедрены рекомендации по наиболее экономичному обез­ воживанию такого необычно большого для американской практики количества нефти, подготавливаемого в одном пункте [123].

Пока объем обводненной нефти был невелик, ее обез­

объем добычи 15 млн. г). Расчеты, выполненные компа­ нией, показали, что гораздо экономичней подготавливать нефть в двух технологических резервуарах больших объе­ мов, имевшихся на товарном парке, в комплексе с нагре­ вательной печью и использованием эффектов предвари­ тельной обработки эмульсии реагентом в трубопроводах,

157

соединяющих групповые установки на эксплуатационных платформах с товарным парком. Для полного удаления газа из нагретой нефти перед ее поступлением в техноло­ гические резервуары и предотвращения пенообразования. рядом с ними и чуть выше были смонтированы на технологических трубах небольшие сепараторы, работаю­ щие под атмосферным давлением. Резервуары имели также газовую обвязку. В технологических резервуарах, кроме распределительного устройства, были смонтирова­ ны специальные спиральные и зигзагообразные перего­ родки, удлиняющие путь нефти при ее всплывании в вод­ ном объеме резервуара, и устройство для поддержания постоянного уровня дренажных вод.

Подогрев нефти осуществлялся горячей дренажной водой, забираемой насосами из технологических резер­ вуаров и прокачиваемой через 11 нагревательных печей,

Последний резервуар был введен в эксплуатацию в мар­ те 1965 г. Подготовка нефти осуществлялась по следую­ щей схеме.

В отсепарированную и обработанную реагентом на промыслах эмульсию (из расчета 100—150 г/г жидкости) перед входом в резервуары вводилась горячая дренаж­ ная вода из соотношения 1:1с температурой, обеспечи­ вающей нагрев смеси до 82—85° С. Горячая смесь посту­ пает в газовый сепаратор 3 (рис. 20), где осуществляет­ ся ее горячая сепарация при атмосферном давлении, и

кам медленно всплывает, двигаясь от центра к его стен­ кам. Обезвоженная нефть из нефтесборных лотков в верхней части технологического резервуара стекает по отводной трубе.

Применение этой схемы позволило компании «Креол петролеум корпорейшен» эффективно решить проблему обезвоживания 13 млн. г тяжелой нефти в год. Компания считает, что эффективность этой технологии, низкая себе­ стоимость и несложность управления процессом позволя­ ют рекомендовать ее использование в других случаях.

158

8

Рис. 20. Принципиальная технологическая схема подготовки нефти месторождения Бачакеро (Венесуэла).

а именно при подготовке меньших объемов и более лег­ ких нефтей.

Циркулируемая в системе пластовая вода, по мне­ нию специалистов компании, не создает больших не­ удобств, так как коррозия оборудования и отложения солей в печах и технологическом резервуаре незначи­ тельны.

Эффект использования этой схемы был бы еще боль­ ше, если бы компания решила ввести дренажную воду в поток эмульсии не перед технологическим резервуаром, а в трубопровод на отдаленном рассстоянии от него. Это позволило бы отказаться от устройства в резервуа­ рах спиральных и зигзагообразных перегородок и упрос­ тило бы их эксплуатацию.

Страны Ближнего и Среднего Востока являются наи­ более богатыми и перспективными нефтеносными райо­ нами мира. На их долю приходится более 70% разведан­ ных запасов нефти капиталистических стран. Причем для открытия этих месторождений было пробурено всего 1600 скважин. Среди них. имеется уникальное месторож­ дение Бурган с запасами более 2 миллиардов г (Кувейт). Основной объем добычи нефти в этом районе земного шара обеспечивают промыслы Кувейта, Саудовской Ара­ вии, Ирана и Ирака.

159

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