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

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

ров РВС-2000, РВС-5000 при обводненности поступаю­ щей нефти от 20 до 55% (табл. 7). Анализируя данные таблицы, можно констатировать следующее:

— производительность по жидкости одного аппарата предварительного сброса при нормальном осуществле­ нии процесса находится в пределах:

РВС-5000—10 тыс. т1сут, РВС-2000—5 тыс. т/сут,

что соответствует времени пребывания жидкости в аппа­

—отделение воды идет удовлетворительно при темпе­ ратуре водонефтяной смеси не ниже 20—25° С. Снижение температуры вызывает ухудшение процесса отстоя как по качеству нефти, гак и по качеству сбрасываемой дре­ нажной воды (УПС Павловского ТП);

—заблаговременный (за 0,6—1 км до резервуаров) ввод дренажной воды в нефтепровод резко улучшает качественные и количественные показатели процесса за счет путевых эффектов разрушения эмульсии в нефте

проводе (УПС Кама-Исмагиловского и Горкинского

60