Разработка нефтедобывающей отрасли

Однако на практике нефть подвергается сначала первичному обессоливанию  на месторождениях, а затем –  и на НПЗ. Применение совмещённых  схем позволяет решить проблему глубокого  обессоливания нефти на НПЗ и  первичное на промыслах при  минимальных по сравнению с традиционной технологией затратах [2].

 

1.6.2. Механизм процесса обессоливания.

Технология обессоливания нефти  основана на ряде теоретических представлений  о сущности процессов, происходящих в нефти при введении в неё  пресной промывочной воды. Идеальным считается такой процесс обессоливания, при котором в результате операций по смешению солёности во всех находящихся в нефти каплях. С этими представлениями связаны определённые технологические приёмы по обессоливанию нефти. Одновременно с этим полагали, что диспергирование капли пресной воды во всех случаях более эффективно сливаются друг с другом, чем с каплями пластовой воды, и поэтому быстрее  переходят в состав дренажной воды, зачастую не совершая при этом полезной работы по вымыванию солей. С этим положением связано появление такого термина, как коэффициент эффективности использования пресной воды при обессоливании.

Поэтому весьма важно дать оценку скорости и закономерности перехода капель пресной промывочной и  солёной пластовой воды в состав дренажной в процессе отстоя при обессоливании. Динамика перехода глобул пластовой воды, содержащей хлористые соли, в состав дренажных вод в процессе обессоливания характеризуется следующими особенностями. При смешении обессоленной нефти с пресной водой происходит коалесценция лишённых на ступени обезвоживания бронирующих оболочек глобул пластовой воды с каплями пресной. Глобулы с неразрушенными оболочками практически не принимают участия в процессе обессоливания и при небольших размерах остаются в нефти во взвешенном состоянии, независимо от количества применяемой пресной воды [2].

Таблица 4

 

Количество промывочной	Средняя минерализация	остаточное	содержание
воды, %	выделившейся воды, %	воды, %	солей, мг/л
2 5 10 15 20	12,6 6,35 5,96 2,66 1,20	1,2 1,1 1,2 1,2 3,2	146,6 149,8 149,7 107,7 132,3

 

 

Из табл.4 видно, что остаточное содержание солей  в различных пробах нефти при  использовании для однократной  промывки  2, 5, 10 и 20 % воды и при  всех остальных равных условиях оказалось  практически одинаковым (содержание воды и солей в исходной нефти составляло соответственно 0,24 % и 500 мг/л, плотность нефти 0,875, вязкость при 20 °C  -22,5 сСт, расход реагента (дисолвана) – при обессоливании 50 г/т, Т=70 °C, время отстоя t = 150 мин).

Экспериментальные исследования показали, что осреднения содержимого капель солёной и пресной воды в процессе смешения при обессоливании нефти в лабораторных и промысловых условиях не происходит, а отделение воды от нефти является типичным процессом при седиментации частиц, взвешенных в жидкости. Минерализация отделяющейся из нефти воды с течением времени может стать самой различной и имеет максимальные значения, как правило, в начальный период отстоя.

Установлено, что минерализация  выделяющейся воды при обессоливании типичной ромашкинской нефти во времени не постоянна и изменяется от 16,9 до 0,6 мг/л (в процессе исследований использована методика непрерывного сброса и анализа минерализации) выделяющихся порций воды. Естественно, что наименьшая минерализация имеет место при больших расходах пресной воды. Однако уровень минерализации дренажной воды в начальный период отстоя во всём  диапазоне расходов пресной воды (от 2 до 20 %) во всех случаях самый высокий. Это свидетельствует о том, что наиболее крупные, лишённые бронирующих оболочек, капли пластовой воды легко и быстро коалесцируют с каплями пресной и после укрупнения переходят в состав дренажных вод в первые же минуты отстоя. Обращает на себя внимание то обстоятельство, что при расходах пресной воды 2 – 5 % солёность выделяющейся дренажной воды устойчиво высокая, что свидетельствует об эффективном захвате каплями пресной воды глобул солёной [2] .

При использовании больших объёмов  промывочной воды (10 – 20 %) эффективность  её использования крайне низка. Расчёты показали, что при введении в нефть 15 % пресной воды по объёму в течение первых 10 мин. отстоя в состав дренажной воды выделяется 13 расчётных капель пресной воды на каждую глобулу пластовой. В порции воды, выделившейся через 30 мин. отстоя, это соотношение резко изменилось и на каждую глобулу пластовой воды, уходящей в состав дренажной, приходилось 1133 капли пресной. В различные периоды отстоя это соотношение принимает разные значения (1:1940; 1:1980 и т.д.).

В этой связи под эффективностью использования пресной воды следует понимать степень участи капель промывочной воды в процессе захвата и извлечения из объёма нефти глобул солёной воды. Степень смешения содержимого капель не имеет того значения, которое ей придавалось.

Из приведённых данных ясно, что если бы капли пресной воды сливались друг с другом и осаждались более эффективно, чем капли пластовой воды друг с другом и каплями пресной воды, минерализация дренажной воды в первые минуты отстоя была бы минимальной, так как в состав дренажной воды быстрее всего переходили бы именно капли пресной воды. В действительности же она максимальна во всех случаях.

Таким образом, результаты экспериментов  подтверждают, что в процессе исследований усреднения содержания солей в каплях воды хотя бы частично и имеет  место, но не играет решающего значения. В процессе обессоливания отмечается в основном обмен оставшихся в нефти капель пластовой воды на капли пресной воды. Поскольку обессоливание нефти не может протекать без того, чтобы в ней не оставалось определённое количество капель воды, следовательно, оптимальным режимом обессоливания следует признать такой, при котором происходит возможно более полная замена глобул пластовой воды на капли промывочной, что естественно, обеспечит более низкое содержание солей в обработанной нефти, чем при усреднении минерализации воды в результате процессов смешения.

О недостижимости усреднения свидетельствуют  факты из практики обессоливания  нефти на месторождениях и НПЗ. При  протекании процесса по схеме «усреднения» из обессоленной нефти с содержанием солей 40 мг/л и воды 0,1 % при достаточно длительном смешении с пресной водой (0,8 %) и последующем отстое, казалось бы, легко получить нефть с остаточным содержанием солей 5 мг/л. В действительности этого не наблюдается. Это объясняется тем, что в нефти, с одной стороны, остаются глобулы с прочными бронирующими оболочками, не участвующие в массообменных процессах, а с другой – капли солёной воды без бронирующих оболочек, но чрезвычайно малых размеров. Присутствие этих капель определяет в основном содержание солей в нефти. Об этом же свидетельствуют результаты промышленного обессоливания нефти термохимическим методом на многих комплексных установках подготовки нефти.

В таблице 5. приведены значения остаточного  содержания солей в обессоленной искусственной эмульсии, вода в которой имела заданную минерализацию, а бронирующие оболочки на каплях воды были нейтрализованы введённым в процессе формирования эмульсии реагентом. Этим обеспечивалась возможность беспрепятственного слияния глобул солёной воды с каплями пресной при последующем смешении в процессе промывки.

Таблица 5

Содержание в исходной нефти		Остаточное содержание	Содержание солей мг/л		Отношение опыт / расчёт
воды, %	солей, мг/л	воды, %	опыт	расчёт
0,10 0,15 0,24 0,84 2,90 4,30	210,0 551,0 843,0 1870,0 5543,0 8604,0	0,12 0,12 0,06 0,06 0,06 0,12	20 37 36 62 145 163	2,5 6,5 4,9 10,6 25,8 72,0	8,0 5,7 7,4 5,3 5,6 2,9

 

 

Содержание минерализованной воды в нефти от пробы к пробе  увеличивалось, а объём промывочной  воды (10 %) был принят постоянным. Во всех случаях основное количество промывочной воды и захваченные ею глобулы солёной перешли в состав дренажной воды в первые 15 мин. отстоя. Оказалось, что ни в одном случае содержание солей в нефти после её обессоливания не соответствует расчётному – превышает последнее в несколько раз. Наибольшее расхождение соответствует случаю минимального содержания солей в обрабатываемой нефти. Это также свидетельствует о том, что усреднения минерализации солёных и пресных вод при обессоливании не происходит.

Показано, что минерализация глобул пластовой воды в нефти, полученной на месторождениях, которые разрабатываются  с применением законтурного и  внутриконтурного заводнения, также  различна, что, безусловно, влияет на процесс  обессоливания нефти.

Обычно поиски решения проблемы увеличения глубины обессоливания  нефти и снижения расхода пресной  воды связываются с совершенствованием технологии смешения пресной воды с  нефтью. В качестве показателя идеального смешения принималась степень выравнивания концентрации солей в каплях воды, участвующих в процессе. Существование в потоке после смешения большого числа капель пресной воды объяснялось низкой эффективностью процесса смешения. Для устранения этого явления конструировалась специальная аппаратура, увеличивалась интенсивность и длительность смешения воды с нефтью, использовался метод многократного смешения и расслоения нефти с пресной водой. Наибольшее распространение на месторождениях получил смесительный клапан, в качестве которого зачастую использовали обыкновенную задвижку, на НПЗ применяют более сложные аппараты [2].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Существующая установка  подготовки нефти в НГДУ Джалильнефть"

 

2.1. Технологическая схема  установки, её описание

 

Проект  Якеевской установки  комплексной подготовки нефти производительностью 6,6 млн. тн./год по стабильной нефти разработан институтом "Гипровостокнефть" (г. Куйбышев).

Схема установки предусматривает  два параллельных потока производительностью  по 3,3 млн. тн./год.

Год ввода в промышленную эксплуатацию – 1968.

ЯУКПН предназначена для обезвоживания, обессоливания и стабилизации девонской  нефти Чишминской, Ташлиярской, Сармановской и Сулеевской площадей Ромашкинского  месторождения.

Максимально достигнутая мощность по стабильной нефти в 1978 году – 7770000 тн., по выработке нестабильного бензина в 1977 году – 201500 тн..

Обессоленная нефть соответствует  ГОСТ 9965 – 76, качество ШФЛУ – техническим  условиям ТУ – 38 – 101524 – 91.

ЯУКПН состоит из следующих объектов:

1. Главный корпус, куда входят:

• операторная;

• венткамера;
• водонасосная Н –7;
• насосная обессоленной нефти Н – 3;
• насосная стабильной нефти Н – 5;
• компрессорная воздуха;
• электроснабжение установки, РУ – 6 кВ;
• бытовые помещения.

2. Сырьевая насосная.

3. Площадки теплообменников Т – 1.
4. Площадки теплообменников Т – 2.
5. Площадки горизонтальных отстойников.
6. Площадки шаровых отстойников.
7. Печи ПБ – 20 №№ 1 – 4.
8. Блоки стабилизации:

• колонны К – 1, К – 2;

• конденсаторы – холодильники;
• аппарат воздушного охлаждения;
• бензосепараторы;
• бензонасосы.

9. Ёмкости однократного испарения.

10. Сепаратор ШФЛУ.
11. Теплообменники ШФЛУ.
12. Насосы ШФЛУ.
13. Трансформаторная КНП – 6/0,4.
14. Газорегуляторный пункт.
15. Аварийная ёмкость.
16. Факельное хозяйство.
17. Площадка отпуска нефтяного дистиллята с операторной.
18. Внутриплощадные технологические трубопроводы.
19. Нефтепроводы ЯТП – ЯУКПН.
20. Газопроводы.
21. Противопожарные водопроводы.
22. Канализация промышленная.
23. Канализация факельная.
24. Контрольно-измерительные приборы и автоматика.
25. Противопожарные ёмкости.
26. Циркуляционная насосная.
27. Компрессорная воздуха.
28. Операторная печей.
29. Лаборатория химических анализов.
30. Лаборатория цеха автоматики.
31. Механическая мастерская.
32. ГСМ.
33. Сварочный пост.