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

Подождите немного. Документ загружается.

В основу технологии совместной подготовки нефти и воды

положены два основных метода промысловой водоподготовки

[46, 65, 74]:

метод предотвращения загрязнения воды в процессе разру

шения водонефтяной эмульсии (превентивный метод) и кон

тактный метод очистки воды с использованием в качестве очи

щающей среды сырой (эмульгированной) нефти.

Установлено [56, 65], что пластовая вода, находящаяся

в нефти в диспергированном состоянии, в момент ее расслоения

практически не содержит каких-либо взвешенных веществ. Так,

по данным [56], содержание нефти и нефтепродуктов в такой

воде не превышает 10—20 мг/л.

В то же время передозировка деэмульгатора, повышенная

турбулизация потока, отмыв шламовых отложений со стенок

труб и т. п. способствуют тому, что преждевременное выделение

пластовой воды в нефтесборных трубопроводах может приве

сти к ее интенсивному загрязнению механическими примесями,

нефтью и нефтепродуктами. В этом случае чем раньше и чем на

более отдаленном расстоянии от аппаратов предварительного

сброса происходит в трубопроводах расслоение эмульсионной

системы на нефть и воду, тем больше вероятность появления

«грязной» воды с этих аппаратов.

Другой источник загрязнения сточных вод — это пенооб

разные промежуточные слои на границе раздела жидкостей со

стороны водной фазы. Они образуются вследствие перехода

крупных капель воды из нефтяной фазы в воду. Эти капли, пе

реходя границу раздела, увлекают с собой пленку нефти, устой

чивую к разрушению, т. е. она характеризуется некоторым вре

менем жизни.

В результате поступления все новых и новых крупных ка

пель воды, покрытых пленкой нефти, ниже границы раздела

образуется структурированная пенообразная система, в которой

капли воды разделены тонкими прослойками нефти. В этих про

слойках концентрируются различные дисперсные включения

твердых минеральных и органических частиц. Эти слои харак

теризуются также повышенным содержанием асфальто-смоли

стых веществ (по сравнению с исходной нефтью).

В реальных системах устанавливается динамическое равно

весие между скоростью образования и разрушения пенообраз

ных слоев, в результате чего они характеризуются определенной

глубиной проникновения в водную фазу. Замечено, что при раз

рушении тонких нефтяных пленок происходит образование

большого количества мелких нефтяных глобул и твердообраз

ных дисперсий, загрязняющих отделяемую воду.

Структура и свойства пенообразных слоев зависят от мно

гих факторов: физико-химических свойств нефтей и вод, нали

чия примесей, типа и расхода деэмульгатора, температуры, гид

родинамических параметров и т. д. Наиболее существенным

параметром в этом отношении является удельный отток (Q)

воды из аппарата, характеризуемый количеством воды, прохо

дящим через единицу площади границы раздела в единицу вре

мени. Установлено [46], что существует критическое значение

удельного оттока, выше которого количество пенообразного слоя

начинает неограниченно возрастать, что приводит к его выносу

с дренажной водой и резкому ухудшению ее качества. Значение

для различных систем находится в пределах 4— 10 м3/м 2-ч

и является параметром, ограничивающим повышение произво

дительности аппаратов предварительного сброса [46, 48].

Превентивный метод промысловой водоподготовки предпо

лагает использование:

высокоэффективных реагентов-деэмульгаторов, успешно раз

рушающих обратные водонефтяные эмульсии, не способствую

щих образованию прямых эмульсий, предотвращающих (или

снижающих скорость накопления) пенообразных промежуточ

ных слоев в аппаратах предварительного обезвоживания нефти;

предупреждения интенсивного эмульгирования нефти в воде

при сборе, сепарации и обезвоживании высокообводненной

нефти установлением соответствующего гидродинамического ре

жима движения эмульсионной системы, в частности, для неко

торых систем с содержанием воды более 80 % реагент-деэмуль

гатор целесообразно вводить после ступени сепарации за 50—

100 м перед аппаратом предварительного обезвоживания нефти

[65];

раздельного сбора и обработки продукции многопластовых

залежей при химической несовместимости пластовых вод;

предотвращения непрерывного наращивания пенообразных

промежуточных слоев на границе раздела фаз в аппарате

предварительного обезвоживания нефти, например, поддержа

нием определенной (своей для каждого типа нефти) темпера

туры или воздействием на этот слой соответствующими (специ

ально подобранными) химическими реагентами.

Превентивный метод промысловой водоподготовки обеспечи

вает получение из аппарата предварительного сброса основного

объема пластовых вод высокого качества. Остальные виды сто

ков, объем которых обычно невелик (стоки после ступени обез

воживания и обессоливания, промышленно-ливневые воды и

др.) проходят очистку методом, который наиболее полно сов

мещается с технологией предварительного обезвоживания нефти,

получившей название совмещенного метода [79, 82]. В качестве

рабочего агента используется нефть или нефтяная эмульсия.

На рис. 30 представлена технологическая схема совместной

подготовки нефти и воды, предложенная институтом Гипровос-

токнефть [46, 73].

По данной схеме предварительное обезвоживание нефти,

прошедшей сепаратор, осуществляется в отстойнике, оборудо

ванном специальными распределительными устройствами для

111

Рис, 30.

Принципиальная технологическая схема совместной подготовки нефти и воды:

I — сепаратор; 2 — отстойник; 3 — деэмульсатор; 4 — резервуар для некондиционных про

дуктов; 5 — приемная емкость; 6, 8 — насосы; 7 — емкость для разделения механических

примесей; 9 — трубчатый контактор; 10 — напорный отстойник; 11 — деаэратор; 12 — при

емочная емкость промливневых стоков; I — газ; / / — нефть; / / / — некондиционная сточ

ная вода; IV — шлам; V — вода; VI — реагент-деэмульгатор

ввода эмульсионной нефти, отбора предварительно обезвожен

ной нефти и чистой воды, а также периодического (или посто

янного) отбора уловленного шлама и промежуточного

слоя.

Режим работы предварительного обезвоживания нефти регу

лируется по качеству дренируемой воды.

Вода из аппарата предварительного обезвоживания нефти

через промежуточную емкость насосами подается в систему

заводнения. Шлам, отделившийся в аппарате предварительного

обезвоживания нефти, и промежуточные слои периодически от

качивают в буферную емкость, откуда после отстаивания шлам

сбрасывают на иловую площадку, а нефтеводяную смесь отка

чивают насосом в трубчатый контактор.

При нарушении режима работы аппарата предварительного

обезвоживания нефти предусмотрен сброс некондиционной воды

в резервуар-отстойник.

Технологическая схема совместной подготовки нефти и воды

предусматривает очистку промышленно-ливневых и ливневых

стоков, накапливаемых в приемной емкости в контактном тру

бопроводе. Для этого промышленно-ливневые стоки подвергают

предварительной деаэрации и очистке от механических приме

сей в мультигидроциклоне и через напорный отстойник подают

в контактный трубопровод.

112

АППАРАТЫ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ

В настоящее время на нефтяных месторождениях для осу

ществления процесса предварительного обезвоживания нефти

по напорной схеме применяют в основном отстойники-водоотде

лители типа ОГ-200 или ОГ-200с.

В последние годы разработаны и изготовлены опытные об

разцы двух типов аппаратов предварительного обезвоживания

нефти, отвечающих в определенной степени требованиям техно

логии совместной подготовки нефти и воды: отстойники

СПОНиВ (разработчик Гипровостокнефть), аппарат очистки

воды в процессе предварительного обезвоживания нефти

АСП-6300/6 (разработка ВНИИСПТнефть, ТатНИИнефтемаш)

(табл. 29).

Таблица 29

Исходные данные и техническая характеристика аппаратов

предварительного обезвоживания нефти

Параметры

Тип аппарата

отстойник СПОНиВ

АСП-6300/6

Объем аппарата, м3

200

125

Максимальная производительность

по сырой нефти, м3/сут

4000—6000

6300

Максимальное давление, МПа 0,6

0,6

Газовый фактор сырья, м3/м3,

не более

Обводненность сырья, %

на входе, в пределах

* От 20 до 90 От 20 до 90

на выходе, не более

Содержание в дренируемой воде:

нефти (нефтепродуктов), мг/л

20—40

твердых механических взвесей,

мг/л, не более

10—30

Рабочая температура, 0C

От 15 до 50 От 15 до 50

Режим работы

Непрерывный

Температура окружающей среды, 0C

—4 0 + 4 5 —40-S- +45

В зависимости от температуры, физико-химических свойств

обрабатываемой продукции скважин, степени подготовленности

ее к расслоению в подводящем трубопроводе время пребывания

обводненной нефти в аппаратах предварительного сброса мо

жет колебаться в пределах 15—40 мин. Причем минимальное

время пребывания расслоенной системы в аппарате опреде

ляется допустимой величиной удельного оттока воды.

Отстойник СПОНиВ. На основе анализа процессов форми

рования промежуточных слоев при разрушении водонефтяных

8 Заказ № 144

113

;/ 12 13 5 8 3

Рис. 31.

Конструкции отстойников СПОНиВ, предназначенные для обработки эмуль

сий:

о. — со свободной загрязненной водой; б — с неотсепарированной эмульсией; / — разде

лительная секция; 2, 3 — переточные трубы с распределителями безнапорного типа; 4 —

контактная секция; 5 — перегородка; 6 — успокоительный экран; 7 — отстойная секция;

8 — дренажное устройство для отбора промежуточного слоя; 9, 10 — штуцера с отбойни

ками для вывода нефти и воды; U — компенсаторы; 12 — труба; 13 — штуцер для вывода

газа

эмульсий нефтей различного типа институтом Гипровосток-

нефть рекомендованы [23, 65] следующие принципиальные

схемы модификаций базовых отстойников СПОНиВ (рис. 31, а)

для предварительного обезвоживания сепарированных легких

нефтей (плотность 800—820 кг/м3) и для обработки тяжелых

(плотность более 870 кг/м3) нефтей (рис. 31, б) и эмульсий, со

держащих значительное количество газа и свободно выделив

шейся воды.

Из работ Гипровостокнефти [23, 65] следует, что конструк

ция отстойников СПОНиВ должна изменяться в зависимости от

характеристик эмульсий: содержание свободного газа и свобод

ной загрязненной воды.

Иногда возникает необходимость совмещения сепарации

с подготовкой нефти и воды, а иногда — совмещение очистки

загрязненной свободной воды с подготовкой нефти.

Рис. 32.

Технологическая схема аппарата

очистки воды в процессе предвари

тельного обезвоживания нефти

АСП-6300/6 (поперечное сечение):

I — корпус; 2 — выходная камера; 3 — от

вод частично обезвоженной нефти; 4 — от

вод промежуточного слоя; 5 — отвод отде

лившейся воды; 6 — отвод шлама; 7 — вход

ная камера; 8 — входной распределитель;

9 — штуцер вывода газа

Промысловые испытания технологии противоточной очистки

загрязненной воды, заложенной в основу конструкции отстой

ника СПОНиВ, показали [65], что очистка загрязненной воды

от нефти достигает 90%, а от взвешенных веществ 30—50 %.

Промышленные сравнительные испытания в НГДУ Чапа-

евскнефть, проведенные Гипровостокнефтью [65], отстойника

СПОНиВ, выполненного на основе емкости вместимостью 200 M3

и установки предварительного сброса БАС-200 (конструкция

Октябрьского филиала ВНИИКанефтегаза) показали (табл. 30),

что эффективность работы отстойников СПОНиВ по качеству

дренируемых вод примерно в 3 раза выше, чем отстойника

БАС-200.

Таблица 30

Сравнительные испытания установок предварительного обезвоживания

нефти типа СПОНиВ и БАС-200 в НГДУ Чапаевскнефть

•

<и

Качество продукции

на выходе

fet

Тип отстойника

Производи

тельность,

т/сут

•в*

X <а

cz S

' Cl

S о

S ж

ев _

U о

S X

" I

О BSs

содер

нефт!

мг/л

СПОНиВ с сепарацией

4400 80

10,0

27— 45

До 40

БАС-200

4400 80 10,0 28—30

До 150

Отстойники СПОНиВ успешно выдержали приемочные испы

тания и рекомендованы к производству установочной серии.

В аппарате АСП-6300/6 (рис. 32) применена двукратная

промывка отделяющейся воды через концентрированную нефтя

ную эмульсию. Предварительно вода отстаивается в камере 7,

затем она переливается через решетчатую наклонную перего

родку в выходную камеру, где фильтруется через слой эмуль

сии и отстаивается. Очищенная вода выводится через штуцер 5.

Предусмотрены сборники для вывода промежуточного слоя

эмульсии и шлама. При разработке аппарата особое внимание

было обращено на конструкцию распределителей и сборников

потоков жидкостей, которые рассчитывали по методике [14] и

отрабатывали на стендовой установке.

Глава VII

Обезвоживание и обессоливание нефтей

Современные методы обезвоживания не позволяют получать

товарную нефть с остаточной обводненностью ниже 0,2 %. По

этому при подготовке сырых нефтей с высокой минерализацией

пластовых вод (плотностью 1170— 1200 кг/м3) после ступени

глубокого обезвоживания предусматривается дополнительная

ступень — обессоливание, т. е. промывка обезвоженной нефти

пресной водой.

Процесс обессоливания нефти, наряду со схожими элемен

тами с процессом обезвоживания, имеет и некоторые специфи

ческие особенности. Так, процесс обезвоживания нефти можно

условно разделить на стадии: разрушение бронирующих обо

лочек на глобулах воды реагентом-деэмульгатором, укрупнение

капель, разделение фаз. При обессоливании можно выделить

подпроцессы: эмульгирование пресной воды с нагретой нефтью,

экстракция (или равновесное распределение солей), укрупнение

капель, разделение фаз.

При обессоливании нефтей также применяют химические

реагенты (ПАВ, щелочь, полиэлектролиты). Успешное проведе

ние процесса обессоливания— это полное разрушение эмульсии

на стадии обезвоживания.

РЕАГЕНТЫ-ДЕЭМУЛЬГАТОРЫ ДЛЯ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ

И ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТЕЙ

Согласно представлениям акад. П. А. Ребиндера [и его

школы], при введении поверхностно-активных веществ (реаген

тов-деэмульгаторов) в нефтяную эмульсию на границе раздела

нефть—вода молекулы реагента-деэмульгатора, обладая ббль-

шей поверхностной активностью, чем природные стабилизаторы

нефтяных эмульсий, вытесняют их с границы раздела нефть—

вода. При этом молекулы реагента-деэмульгатора должны пред

варительно разрушить (пептизировать) прочные гелеобразные

слои этих стабилизаторов. Адсорбируясь на коллоидных или

грубодисперсных частицах природных стабилизаторов нефтяных

эмульсий, молекулы деэмульгатора изменяют их смачиваемость,

что способствует переводу этих частиц с границы раздела

в объем водной или нефтяной фазы. Образующиеся на их месте

адсорбционные слои из молекул деэмульгатора практически не

116

обладают заметными структурно-механическими свойствами,

что способствует быстрой коалесценции в нефти капель воды

с такими оболочками при их контакте друг с другом.

Таким образом, процесс разрушения нефтяных эмульсий

деэмульгатором зависит от:

компонентного состава и свойств защитных оболочек при

родных стабилизаторов обрабатываемых нефтяных эмульсий;

типа, коллоидно-химических свойств и удельного расхода при

меняемого деэмульгатора;

температуры, интенсивности и времени перемешивания неф

тяной эмульсии с реагентом и т. д.

Для того, чтобы поверхностно-активное вещество приобрело

деэмульгирующую активность, оно должно обладать комплек

сом свойств, главные из которых:

высокая поверхностная активность при адсорбции как из

водной, так и из нефтяной фазы;

смачивающая (и пептизирующая) способность коллоидно

дисперсных частиц асфальто-смолистых веществ и механических

примесей.

При подготовке нефтей важно найти для каждого из анали

зируемых реагентов оптимальный режим их применения. При

этом, изменяя температуру, интенсивность перемешивания и дли

тельность контактирования деэмульгатора с нефтяной эмуль

сией и последующую температуру и время отстаивания обраба

тываемой системы, определяют глубину обезвоживания нефти

при минимальных расходных показателях деэмульгатора.

Лучшим для конкретной нефтяной эмульсии считается тот

деэмульгатор, который при минимальной температуре обработки

и расходе быстрее обеспечивает максимальную глубину обезво

живания и обессоливания нефти. Способствуя расслоению

эмульсионной системы при определенных режимах движения

газоводонефтяного потока, реагенты-деэмульгаторы не должны

приводить к повышению скорости коррозии внутренней поверх

ности трубопровода. Для этого необходимо, чтобы они обладали

определенными ингибирующими свойствами или хорошо соче

тались с добавками соответствующих ингибиторов коррозии.

На ступени предварительного обезвоживания нефти реаген

ты-деэмульгаторы должны обеспечивать получение дренажных

вод с качеством, не требующим сложной дополнительной очи

стки при использовании этих вод в системе поддержания пла

стового давления. При этом глубина предварительного обезво

живания нефти может колебаться в широких пределах от I

до 20 %.

При обезвоживании и обессоливании эмульсионных нефтей

с повышенной склонностью к пенообразованию реагенты-де

эмульгаторы должны обладать определенными антипенными

свойствами, что улучшает одновременно и работу сепарацион

ных установок.

117

УКРУПНЕНИЕ КАПЕЛЬ ВОДЫ В НЕФТИ В ТРУБОПРОВОДАХ

Многократная коалесценции капель воды, лишенных брони

рующих оболочек, благодаря действию реагентов-деэмульгато

ров, приводит к значительному укрупнению капель. Это необхо

димо для успешного проведения последней стадии процесса

разрушения водонефтяных эмульсий — разделения на свободные

фазы.

В книге Н. Василаски (1959 г.) приводится технологическая

схема подготовки нефти, в которой предусмотрен специальный

участок трубопровода (контактный трубопровод) для переме

шивания эмульсии в турбулентном режиме с реагентом-деэмуль

гатором, дренажной и промывочной водой.

В работах М. 3. Мавлютовой за 1962— 1964 гг. (УфНИИ)

рассмотрены вопросы разрушения водонефтяных эмульсий

в коммуникациях установок подготовки нефти в связи с приме

нением новых неионогенных реагентов. В этих работах указы

валось, что интенсивность перемешивания и продолжительность

контактирования эмульсии с деэмульгатором имеет огромное

значение в процессе деэмульсации. На установках рекомендова

лось устанавливать специальные смесители и по возможности

удлинять путь от точки ввода реагента до отстойной аппаратуры

[34]. В 1962 г. был предложен и разработан проект опытной

передвижной установки (ПОУ-ЗО), в котором был предусмот

рен контактный трубопровод, обеспечивающий турбулентное

движение эмульсии с реагентом-деэмульгатором в течение

5— 10 мин. Предлагалось также в качестве контактных тру

бопроводов использовать секции теплообменников «труба

в трубе».

В дальнейшем эти идеи были развиты в работах В. П. Tpo-

нова с сотрудниками [78, 80], предложившими использовать

между блоками нагрева и отстаивания специальные линейные

или секционные трубопроводы-каплеобразователи расчетных

параметров, предназначенные для укрупнения капель воды

вплоть до расслоения водонефтяного потока перед поступлением

в отстойники-водоотделители. Рассматривая результаты первого

промышленного испытания каплеобразователя (длина 220 м,

диаметр 300 мм) на ТХУ при 33-м сборном пункте НПУ Jle-

ниногорсклефгь (благодаря каплеобразователю нагретая нефть

получила возможность двигаться дополнительно в турбулент

ном режиме в течение 18 мин), авторы нашли, что работа кап

леобразователя оказалась эквивалентной работе двух отстой

ников. Кроме того, значительно возрастала устойчивость режима

работы установки в целом.

Позднее [82] были предложены формулы и номограммы

для определения необходимых параметров трубопроводов-кап-

леобразователей для каждого конкретного случая. Основное

118

достоинство трубчатых каплеобразователей — это их простота,

недостаток — сравнительно низкая эффективность процесса коа

лесценции, особенно для тяжелых угленосных нефтей.

УКРУПНЕНИЕ КАПЕЛЬ ВОДЫ В НЕФТИ

В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОЛЯХ

По современным представлениям электрические поля яв

ляются наиболее мощным средством воздействия на нефтяные

эмульсии на стадии укрупнения капель. При наложении внеш

него электрического поля на водонефтяную эмульсию капли

воды, диэлектрическая проницаемость которых примерно

в 40 раз больше, чем у нефти, поляризуются, превращаясь в ди

поли.

На основании проведенных теоретических и эксперименталь

ных работ [17] можно принять, что для переменного поля про

мышленной частоты (v=50 Гц) и электрического поля (v= 0 )

поляризуемости капель воды, диспергированных в диэлектриче

ской среде, слабо отличаются друг от друга. Две капли в моно-

дисперсной эмульсии, расположенные на достаточно близком

расстоянии одна от другой, вследствие диполь-дипольного взаи

модействия притягиваются друг к другу с силой

/=-=6££2r6/d4, (82)

где е — диэлектрическая проницаемость среды; E — напряжен

ность электрического поля, В/м; г— радиус капли, м; d — рас

стояние между центрами капель, м.

Благодаря действию этой силы капли деформируются и дви

жутся навстречу друг другу. При этом с уменьшением расстоя

ния между ними сила взаимодействия возрастает, напряжен

ность поля в нефтяной прослойке, разделяющей их, резко уве

личивается (до десятков кВт/см, при напряженности внешнего

электрического поля порядка единиц кВт/см), происходит элек

трический пробой нефтяной прослойки, капли сливаются в тече

ние сотых долей секунды. Коалесценция происходит также, если

на глобулах отсутствуют бронирующие оболочки природных

стабилизаторов или они сильно ослаблены действием реагента-

деэмульгатора. В реальных эмульсиях каждая капелька нахо

дится в неоднородном поле, создаваемом внешним полем и по

лем сочетания различных диполей. На поведение капель оказы

вают влияние обводненность и степень разрушения эмульсии,

гидродинамические параметры потоков, процессы цепочкообра-

зования и т. д. Ho главным все же остается диполь-дипольное

взаимодействие между каплями. Как следует из формулы (82),

сила взаимодействия между каплями быстро уменьшается с уве

личением расстояния между ними — обратно пропорционально

d4. Для монодисперсной эмульсии связь между содержанием

119