Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды

Подождите немного. Документ загружается.

Вариант I

Вариант Ш

безводная нефть

тйЁсб-

безводная нефть ^ HgO *

Рис. 27.

Варианты технологических схем установок подготовки нефти:

I — депульсатор; 2 — блок сепарации; 3 — каплеобразователь; 4 — блок предварительного

обезвоживания нефти; 5 — деэмульсатор; 6 — узел концевой сепарации; 7 — узел выдачи

товарной нефти; 5 — резервуар; 9 — буферная емкость; 10 — насос; 11 — блок нагрева;

12 — блок отстаивания; 13 — промежуточная ступень сепарации; 14 — электродегидратор;

15 — секционный каплеобразователь; 16 — теплообменник; 17 — сырьевой насос; 18 — сме

ситель; 19 — резервуар предварительного сброса воды

случае этот подготовительной процесс обработки водонеф

тяной эмульсии может привести к получению расслоенного по

тока до входа в блок предварительного обезвоживания нефти

4. Главное назначение блока предварительного обезвоживания

нефти — получение основного потока кондиционных сточных

вод, не требующих какой-либо сложной очистки на узле приема

и выдачи сточных вод в систему заводнения. Технологический

100

режим работы блока предварительного обезвоживания нефти

следует оценивать по качеству дренируемых сточных вод.

Отличительная особенность этого варианта технологической

схемы подготовки нефти заключается в том, что предваритель

ное обезвоживание нефти происходит при остаточном давле

нии 0,3—0,5 МПа, достаточном для дальнейшего транспортиро

вания частично обезвоженной нефти через блочные деэмульса-

торы-нагреватели и далее до узла концевой сепарации 6 и

выдачи товарной нефти 7.

Если нефть некондиционная (по остаточному содержанию

воды), ее направляют в резервуар 8 для доотстаивания, откуда

с помощью насосов перекачивают на повторную подготовку или

в линию товарной нефти.

Горячую воду, выделившуюся в деэмульсаторах, через бу

ферную емкость 9 насосом 10 подают или перед блоком сепа

рации 2, или перед началом каплеобразователя 3 до аппарата

предварительного обезвоживания нефти. По данной схеме все

аппараты работают с отбором газа. Горячую нефть оконча

тельно разгазируют на концевой ступени сепарации 6. При тем

пературе деэмульсации 40 0C теплоту товарной нефти не реге

нерируют (применять теплообменную аппаратуру нецелесооб

разно).

Технологическая схема обезвоживания нефти по варианту

II отличается от варианта I использованием раздельных блоков

нагрева 11 и отстаивания 12. Эта схема более гибкая, позво

ляет интенсифицировать процесс отстаивания и варьировать

в зависимости от колебаний температуры и свойств обрабаты

ваемой продукции скважин как числом (производительностью)

блоков нагрева, так и числом блоков отстаивания.

Технологическая схема по варианту III отличается от рас

смотренных двух схем тем, что процесс обезвоживания нагретой

нефти осуществляется после ее разгазирования на промежуточ

ной ступени сепарации 13 в аппаратах типа ОВД-200 или, что

более предпочтительно, в электродегидраторах (типа ЭГ-160 или

ЭГ-200-10). Применение на центральном нефтесборном пункте

технологических схем, исключающих применение насосов по

дачи частично обезвоженной нефти через блочные деэмульса

торы или отдельные блоки нагрева и отстаивания, предпола

гает исключение пульсаций и резких колебаний в объемах

сырой нефти, поступающей на ЦСП, что обеспечивается приме

нением в системе сбора ДНС и сепарационно-замерных устано

вок с насосной откачкой продукции скважин.

Типичные варианты технологических схем обезвоживания и

обессоливания нефти показаны на рис. 27, варианты IV и V.

Вариант IV. Технологическая схема обезвоживания и обес

соливания нефти предусматривает применение насосной откачки

предварительно обезвоженной нефти через блок нагрева Ilt от

стойники I и II ступеней, блок регенерации теплоты товарной

IOi

Таблица 28

Наиболее вероятные режимы подготовки нефти в зависимости от свойств обрабатываемой продукции скважин

Предварительное обезвоживание

Обезвоживание

Обессоливание

Характеристика

обрабатываемой

системы

Температура,

Расход де-

; эмульгатора

I типа 4411, г/т

Время пре-

! бывания.мин

■

Температура.

Расход де

эмульгатора

типа 4411, г/т

Время пребы

вания, мин

Температура,

Расход про

мывочной BO- I

ды, % I

Время пребы

вания, мин

Плотность, кг/м3:

до 830

10—15 15—20 15—20

20— 40

15—20.

20—30 20—40

3—5

20—30

840— 880 15-20

20—30

40—60

20—30 30—40

40—60

5 - 7

30—40

880 и выше 20—30

30-50 30—40

60—80 30—50

40—60 60—80

7—10

40—60

Вязкость, м2/с: IO'6:

до 10

10—15

15—20

20—40

15-20

20—30

20—40

3 -5

20—30

15—20 20—30 20—30

40—60 20—30

30—40 40—60

5 - 7

30—40

100 и более

30—40 30—50 30—40

30—50 40—60

60—80 7—10 40—60

Минерализация

(плотность Пласто

вых вод), кг/м3:

до 1030

15-50

15—40

20—80

15-50 20-60

He требуется

1095—1100

10—40

15—50

15—30

20—80 15-50

20—40 20—80

5—70

20—60

более 1100

10-40

15—50 15—20

20—80

сл

20—30

20—80 7—10 20—60

нефти 16 и концевую ступень горячей сепарации. Температура

нагрева нефти при работе установки в режиме обезвоживания

и обессоливания, как правило, превышает 60 0C, что и обуслов

ливает целесообразность использования в таких технологиче

ских схемах теплообменной аппаратуры. Горячая деаэрирован

ная промывочная пресная вода подается на смеситель 18 или

начало секционного каплеобразователя 15, установленного

между блоками отстаивания I и II ступеней.

После отделения эту воду можно подавать для предвари

тельного обессоливания в горячую нефть перед I ступенью

обезвоживания или вместе с горячей пластовой водой, отделив

шейся на ступени обезвоживания,— на начало процесса, т. е.

перед сепараторами 2 или аппаратом предварительного сброса.

Вариант V — наиболее распространенная технологическая

схема обезвоживания и обессоливания нефти с использованием

резервуара 10 в качестве компенсатора колебаний объемов

жидкости, поступающей на установку подготовки нефти, а также

аппарата сброса основного объема относительно чистой пласто

вой воды. Перед резервуаром предварительного сброса продук

цию скважин разгазируют, поэтому остаточное давление в се

параторах не должно превышать 0,01—0,02 МПа. После

сепараторов сырая нефть поступает в резервуар за счет разно

сти гидростатического давления.

Резервуар оборудован специальными распределительными

устройствами ввода жидкости, отбора частично обезвоженной

нефти и сброса воды. В резервуаре с помощью сифонного или

специального регулирующего устройства поддерживают уровень

границы раздела фаз на определенной высоте. Предварительно

обезвоженную нефть насосом 17 откачивают через блок на

грева 11 на ступень обезвоживания и обессоливания, где для

отделения воды целесообразно использовать электродегидраторы

(типа ЭГ-200-10). В этом случае необходимость в секционных

каплеобразователях отпадает. Обезвоженную нефть смешивают

с промывочной пресной водой в смесителе 18. В этой схеме при

температуре обработки нефти 60 0C и выше также целесооб

разно регенерировать теплоту товарной нефти.

Возможные режимы подготовки нефтей с различными физи

ко-химическими свойствами по рассмотренным технологическим

схемам могут осуществляться в соответствии с данными, при

веденными в табл. 28.

Глава VI

Предварительное обезвоживание нефти.

Внутритрубная деэмульсация. Технология и техника

организации предварительного сброса воды

ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТЬ И МЕСТО ОРГАНИЗАЦИИ

ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ

Промысловую подготовку нефти следует рассматривать как

многоступенчатый технологический процесс, который включает

разрушение или предотвращение образования стойких водонеф

тяных эмульсий в трубопроводах системы сбора, предваритель

ное обезвоживание нефти и утилизация основной массы отде

ляемой воды непосредственно на месторождениях и, наконец,

обезвоживание и обессоливание нефти до требуемых кондиций

на центральных нефтесборных пунктах.

Предварительное обезвоживание нефти необходимо прово

дить при достижении содержания воды в продукции нефтяных

скважин выше 30%, когда транспортирование всего объема

добываемой жидкости на расстояния более 25—30 км стано

вится нецелесообразным или затруднительным.

Следует различать два варианта предварительного обезво

живания нефти:

в системе сбора, например, на групповых замерных установ

ках или дожимных насосных станциях, сборных пунктах типа

КСП, что существует, например, на месторождениях Западной

Сибири [40];

на центральных нефтесборных пунктах перед установками

подготовки нефти на месторождениях, сравнительно небольших

по размерам.

Различие этих двух вариантов состоит в том, что в системе

сбора (на ДНС и КСП) воду обычно сбрасывают при темпера

туре обрабатываемой продукции скважин.

Иногда для подогрева, системы могут быть использованы

путевые подогреватели. При этом эффективность процесса пред

варительного сброса определяется не столько глубиной обезво

живания нефти, сколько качеством отделяемой пластовой воды,

которая должна быть пригодна к закачке в продуктивные гори

зонты без дополнительной сложной очистки и подготовки, что

исключает необходимость строительства очистных сооружении

на объектах системы сбора.

104

Рис. 28.

Технологическая схема объекта предварительного обезвоживания нефти в си

стеме сбора:

/ — скважины; 2 — замерная установка типа «Спутник»; 3 — сепаратор I ступени с уст

ройством предварительного отбора газа (депульсатором); 4 — аппарат предварительного

обезвоживания нефти (типа СПОНиВ или АСП); 5 — буферная емкость; 5 — насос от

качки уловленной нефти и некондиционной пластовой воды на ЦППН; 7 — блок дозиро

вания реагента-деэмульгатора; / — газ потребителю; / / — жидкость на ЦППН; // / —

вода на KHC

Для сбора загрязненных вод, получаемых при нарушениях

технологического режима предварительного обезвоживания

нефти, а также для улавливания пленочной нефти в схеме

(рис. 28) предусмотрены буферная емкость, связанная с насо

сом, позволяющим периодически или постоянно откачивать

уловленную нефть или промежуточный слой в систему сбора

для ее дальнейшей обработки на центральном нефтесборном

пункте.

При организации предварительного обезвоживания нефти

на центральном нефтесборном пункте можно использовать как

напорные (рис. 29, а) аппараты предварительного сброса воды,

так и резервуары-отстойники (рис. 29, б), оборудованные спе

циальными распределительными устройствами для ввода сырья,

отбора обезвоженной нефти, отделившейся воды и промежуточ

ного слоя. Использование резервуаров-отстойников в качестве

аппаратов предварительного обезвоживания нефти предполагает

установки перед ними сепараторов для практически полного

разгазирования эмульсионной системы. Процесс предваритель

ного обезвоживания интенсифицируют подачей (рециркуляцией)

горячих дренажных вод, содержащих реагент-деэмульгатор.

При этом эффективность процесса предварительного обезвожи

вания нефти будет зависеть от степени подготовленности

к расслоению обрабатываемой эмульсионной системы.

Для определения возможности осуществления предвари

тельного обезвоживания нефти в системе сбора или на цент

ральном нефтесборном пункте необходимо знать температурные

колебания эмульсионной нефти в течение года, ее вязкостные

характеристики, состав и свойства природных стабилизаторов.

105

Рис. 29.

Схема предварительного обезвоживания нефти на ЦППН.

а — в напорных отстойниках типа СПОНиВ и АСП; б — резервуарах-водоотделителях:

f — точка дозирования реагента-деэмульгатора; 2 — сепаратор с устройством предваритель

ного отбора ra-ja; 3 — контактный трубопровод; 4 — отстойник (СПОНиВ или АСП); 5 —

блок нагрева; 6 — концевой сепаратор; 7 — блок глубокого обезвоживания; 8 — насос ре*

циркуляции горячих дренажных вод; Р — установка подготовки газа; 10 — резервуар; 11 —*

сырьевой насос; I — товарная нефть; II — вода на КНС; III — вода на УОВ; IV — горя

чая дренажная вода

Эффективность процесса предварительного сброса воды во мно

гом зависит от гидродинамического режима потока в подводя

щих трубопроводах, контролирующего дисперсность поступаю

щей в аппарат эмульсии.

ВНУТРИТРУБНАЯ ДЕЭМУЛЬСАЦИЯ НЕФТИ

В составе внутритрубной деэмульсации нефти лежат как фи

зико-химические (диффузия реагента-деэмульгатора в объеме

нефти и воды, адсорбция его на границах раздела фаз, вытес

нение деэмульгатором природных стабилизаторов с глобул

эмульгированной воды в нефти и т. п.), так и гидродинамиче

ские процессы (диспергирование и коалесценция агрегативно-

неустойчивых глобул воды под действием турбулентных пуль

саций, укрупнение капель воды, расслоение фаз и т. д.), про

текающие во времени. Практика показывает, что эффективность

процесса внутритрубной деэмульсации зависит от физико-хими

ческих свойств, гидродинамического режима течения и темпера

туры эмульсионной системы.

106

При малых скоростях потока в трубопроводе или высокой

вязкости системы (ламинарный или слаботурбулентный ре

жимы) процессы массообмена протекают медленно, если эмуль

сия неустойчива, то происходит расслоение фаз. Для сероводо

родсодержащих нефтей должна быть изучена опасность

коррозионного разрушения трубопроводов [33]. При высоких

скоростях потока эмульсии, обработанной деэмульгатором, воз

можно ухудшение процесса внутритрубной деэмульсации за счет

эффекта передиспергирования глобул воды с разрушенными бро

нирующими оболочками [11, 19,82].

В зависимости от содержания в нефтях и состава высоко

плавких парафиновых углеводородов, микрокристаллы которых

могут входить в состав защитных (бронирующих) оболочек на

глобулах воды, необходима определенная тепловая энергия,

разрушающая (расплавляющая) контакты, образуемые между

кристаллами парафинов и облегчающая проникновение в за

щитные слои природных стабилизаторов молекул деэмульгато

ров. Кроме того, от температуры зависят вязкость эмульсий и

прочность межфазных пленок на поверхностях глобул воды.

Так, исследованиями [53, 60] было установлено, что при

добавлении 40 г/т деэмульгатора дисолвана 4411 эффект внут

ритрубной деэмульсации при температуре сырья в нефтепроводе

ниже 7 0C практически не наблюдался. Более того, при таких

условиях перекачки обводненной нефти с реагентом-деэмульга

тором наблюдалось образование более стойкой эмульсии. При

повышении температуры выше 8 0C эффективность процесса раз

рушения эмульсии заметно возрастала.

Температурный интервал от 10 до 20 0C для большинства

нефтяных месторождений является тем критическим темпера

турным интервалом, при котором возможна предварительная

подготовка продукции обводненных газонасыщенных нефтяных

скважин к расслоению, т. е. осуществление предварительного

сброса воды.

В зарубежной практике на нефтяных месторождениях прин

цип внутритрубной деэмульсации широко применяют в сочета

нии с другими способами подготовки нефти. Ввод деэмульга

тора на скважинах или групповых замерно-сепарационных уста

новках зарубежными специалистами рассматривается как один

из самых эффективных методов увеличения производительности

установок по подготовке нефти и снижения расхода деэмульга

тора [96].

В нашей стране внутритрубную деэмульсацию с помощью

закачки деэмульгатора в затрубное пространство скважин или

в емкости на групповых замерных установках стали впервые

применять с 1952 г. в НГДУ Орджоникидзенефть (Азербайд

жан) и с 1958 г. в НГДУ Туймазанефть (Башкирия). Некото

рые исследования этого процесса были выполнены в Башкирии

М, 3, Мавлютовой. В работах 1962— 1963 гг. (УфНИИ) она

107

указывала, что процесс коалесценции капель воды протекает,

в основном, в системе коммуникации, установок подготовки

нефти, начиная с точки ввода реагента до отстойной аппара

туры, выполняющей роль водоотделителей. Отмечалось также,

что основную роль в деэмульсации нефти играет не время от

стоя, а условия контактирования реагента с эмульсией, т. е.

турбулентность потока и время нахождения смеси деэмульга

тора с эмульсией в потоке.

Первая отечественная публикация о результатах деэмульса

ции нефти в промысловых системах сбора относится к 1964 г.

Латыпов В. X. и Коган Я. М. [31] исследовали влияние неионо

генного ПАВ на транспортирование и деэмульсацию нефтей

Шкаповского месторождения. Они сделали вывод о целесообраз

ности переноса точки ввода деэмульгатора с установок подготовки

нефти в головые участки нефтесборных коллекторов, что позво

ляет сократить расход электроэнергии на перекачку эмульсион

ной нефти и деэмульсацию нефти, расход деэмульгатора и

тепла, уменьшить парафинизацию систем сбора, повысить про

изводительность установок подготовки нефти с одновременным

улучшением качества товарной нефти.

Большой объем исследований по выяснению влияния гидро

динамических факторов на процессы разрушения нефтяных

эмульсий в трубопроводах был выполнен В. П. Троновым с со

трудниками [82]. Ими было показано [78, 79, 80, 81], что для

каждой эмульсии существуют оптимальное время и интенсив

ность перемешивания, в связи с чем авторы предложили уста

навливать трубопроводы-каплеобразователи между теплообмен

никами и отстойниками термохимических установок (ТХУ).

Первая корреляционная зависимость, количественно описы

вающая процесс внутритрубной деэмульсации, была получена

сотрудниками Гипротюменнефтегаза. Авторы [19, 20] ввели

параметр ReiisT (Re* — обобщенный критерий Рейнольдса, т —

время движения эмульсии с реагентом), определяющий условия

коалесценции капель воды при заданной температуре обраба

тываемой системы, количестве и качестве применяемого де

эмульгатора. При этом установлена четкая зависимость коли

чества остаточной воды (т>0ст) в нефти от времени пребывания

т и режима движения, представленная в [20] в виде эмпириче

ской формулы

w0CI — a — big (Re*T), (81)

где а и Ь —коэффициенты, зависящие от свойств нефтяной

эмульсии, деэмульгатора и температуры потока. Эти коэффи

циенты необходимо определять экспериментально для каждого

конкретного случая в условиях, приближающихся к реальным,

что связано с существенными трудностями. Поэтому в ра

боте [72] предлагается графо-аналитический метод определе

ния параметров внутритрубной деэмульсации нефти на основе

108

зависимости между безразмерными комплексами физических

величин. При этом исходными данными служат результаты ла

бораторных исследований, проведенных в мешалке с вертикаль

ными коаксиальными цилиндрами.

В работе [45] также предлагается использовать результаты

опыта в мешалке с коаксиальными цилиндрами для определе

ния параметров внутритрубной деэмульсации. Причем крите

рием перехода от мешалки к трубопроводу, по мнению авторов,

может служить величина удельной диссипации энергии. В ра

боте [37] дается методика расчета расслоения водонефтяной

эмульсии в трубопроводе, а в [3] на основе теории быстрой

коагуляции коллоидов Смолуховского и современных представ

лений о структуре турбулентного потока получены выражения

для эффективного времени перемешивания Тэф и длины участка

трубопровода £Эф, на котором будут увеличиваться глобулы

воды при движении водонефтяной смеси с заданными парамет

рами перекачки,

В результате проведенных [79, 82] работ были предложены

полуэмпирические формулы и номограммы для расчета разме

ров (длин и диаметров) массообменных и коалесцирующих сек

ций трубопроводов-каплеобразователей. При пользовании номо

граммами следует иметь в виду, что они получены на основе

формул, при выводе которых сделан ряд допущений. Особое

внимание нужно обратить на обоснование величины коэффици

ента эффективности соударений капель.

Резюмируя результаты рассмотренных работ, можно конста

тировать, что эффективность внутритрубной деэмульсации зави

сит от физико-химических свойств нефти и воды; для ее успеш

ного осуществления необходимы определенные гидродинамиче

ские и температурные режимы и время движения эмульсионной

системы. Причем эти параметры в известных пределах компен

сируют друг друга, например, увеличивая время обработки,

можно получить те же результаты при меньшей интенсивности

турбулентного перемешивания системы. Это особенно важно для

осуществления предварительного сброса воды при относительно

низких температурах.

ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО

ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ И СБРОСА ВОДЫ,

HE ТРЕБУЮЩЕЙ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ СЛОЖНОЙ ОЧИСТКИ

В последние годы среди нефтяников получил признание спо

соб совмещенной подготовки нефти и воды (СПОНиВ) [73,79].

Сущность его состоит в такой организации внутрипромыслового

сбора и обезвоживания нефти, при котором достигаются высо

кое качество сточных вод и возможность их закачки в продук

тивные пласты без дополнительной сложной очистки.

109