Будкевич Р.Л. Защита оборудования от коррозии

Подождите немного. Документ загружается.

относятся к эмульсиям обратного типа В/М: полярная фаза (вода) распределена

в неполярной среде (нефти). Эмульсии типа В/М легко смешиваются с

неполярной средой (нефтью), избирательно смачивают гидрофобную

поверхность и не обладают заметной электропроводностью. По содержанию

дисперсной фазы в дисперсионной среде водонефтяные эмульсии принадлежат к

концентрированным полидисперсным эмульсиям, в которых соотношение фаз

может колебаться от 1% воды до 1% нефти.

Один из важных показателей водонефтяных эмульсий — их агрегативная

устойчивость, которая определяется временем, необходимым для разделения

системы на две несмешивающиеся фазы. Устойчивость водонефтяных

эмульсий колеблется в широких пределах и в зависимости от их свойств

составляет период от нескольких секунд до нескольких лет.

Наиболее важными факторами устойчивости нефтяных эмульсий

являются: концентрация в системе эмульгаторов, стабилизирующих капельки

воды в нефти, образование на границе раздела фаз адсорбционно-сольватных

слоев и улучшение их структурно-механических свойств. Согласно имеющимся

представлениям, стабилизация водонефтяных эмульсий осуществляется за счет

сильно-поверхностно-активных веществ (нефтяных и жирных кислот, низших

смол), слабо-поверхностно-активных веществ (асфальтенов, асфальтогеновых

кислот, высших смол), твердых веществ минерального и органического

характера (парафины и церезины, твердые смолистые частицы и др.).

Исследования состава природных эмульгаторов показали, что они состоят

в основном из асфальтенов, смол, парафинов и церезинов, порфиринов,

углистых частиц, металл- и крем-нийорганических соединений. Принято считать,

что стабилизаторами нефтяных эмульсий типа В/М являются органические

вещества, находящиеся в нефти в коллоиднодеспергированном

состоянии. В последнее время особая роль в качестве природ ных

стабилизаторов нефтяных эмульсий для большинства нефтей Поволжья,

Урала и Западной Сибири отводится асфальтенам и смолам.

Исследованиями установлено, что стабилизация водонефтяных эмульсий

осуществляется асфальтенами в определенней степени коллоидной

дисперсности определяемой содержанием в нефтях ароматических

соединений и группы веществ, называемых дефлокулянтами асфальтено

- К

ним относятся нафтеновые и асфальтогеновые кислоты, порфириновые

комплексы металлов, а также полярные, малополяпные и биполярные

компоненты нефтей. Для высокопарафинистых нефтей основными

стабилизаторами нефтяных эмульсий являются микрокристаллы парафина и

церезина. Таким образом становится ясной определяющая роль поверхностно-

активных соединении, входящих в состав высокомолекулярной части н^Ф™'

образовании и стабилизации водонефтяных эмульсий, # также в фор-

мировании фязико-химических и коррозионных свойств системы нефть—вода

—газ.

С ростом содержания в нефти воды и при сохранении постоянной

степени дисперсности эмульсии число капелек воды в ней резко возрастает.

Например, в 1 л 1%-ной эмульсии число глобул воды может достигнуть

порядка триллиона, а общая площадь поверхности раздела составить

десятки квадратных метров. Очевидно, для стабилизации такой разбитой

границы раздела необходимо иметь в нефти достаточное количество ста-

билизаторов. Если принять, что содержание стабилизаторов эмульсии в

высокомолекулярной части нефти является величиной постоянной для

данной нефти, то, очевидно, с ростом водонефтяного отношения

относительная концентрация стабилизаторов в системе будет уменьшаться.

Можно себе представить такое положение, когда концентрация эмулыаторов

в системе будет недостаточной для стабилизации всей содержащейся в

нефти воды. В этом случае водонефтяная эмульсия становится неустойчивой и

разделяется на две несмешивающиеся жидкости, выделяя пластовую воду в

качестве отдельной фазы. Следует еще иметь в 0иду, что стабилизаторы

водо-нефтяных эмульсии являются типичными поверхностно-активными

величинами и могут поэтому адсорбироваться из нефти не только на

жидких, но и на твердых границах раздела, например: в кристаллах парафина,

частичках глины и песка, металлической поверхности труб.

Таким образом, выделение из газожидкостной смеси водной фазы

обусловлено в основном снижением агрегатной устойчивости водо-нефтяных

эмульсий за счет увеличения содержания в них воды и недостатка

стабилизаторов для сохранения устойчивости этих змульсий. Что же касается

конкретных величин водонефтяного отношения, при которых становится

возможным определение водной фазы из систем, это зависит от множества

лякторов кинетического и физико-химического порядка, связанных со

свойствами и составом нефти и воды, условиями их подъема на

Дневную поверхность и т. д. Изучение условии обпязования и устойчивости

эмульсий на том и.ц,

ИН

ом нефтяном месторождении может оказаться

полезным для суждения о том, при каких водо-нефтяных отношениях

данная система станет неустойчивой, какова будет потенциальная

агрессивность добываемой из скважин нефти. Величина водо-нефтяного

отношения для данного месторождения, при которой система нефть—вода

становится неустойчивой, может быть использована в качестве

специфического параметра для характеристики и прогнозирования

коррозии на нефтепромыслах.

Расслоение водонефтяных эмульсий с увеличением содержания в них

воды и появление воды в качестве отдельной фазы изменяет условия

смачивания металлической поверхности двумя несмешивающимися

жидкостями. Становится реальной возможность изменения избирательного

смачивания металлической поверхности из гидрофобной в гидрофильную и

образование на металле водных прослоек той или иной толщины Появление

пленок воды на металлической поверхности — это начало развития коррозии

металла в системе нефть—вода.

По мере роста содержания воды в нефти, выделения из нее водной фазы

и, как следствие всего этого, сдвига избирательного смачивания металлической

поверхности в гидрофильную сторону замедляется (иногда совершенно

прекращаемся) процесс парафинизации нефтепромысловых коммуникации.

Таким образом, снижение устойчивости водо-нефтяных эмульсий н

выделение воды из системы приводит, с точки зрения коррозии, ко многим

отрицательным явлениям, в том числе к предотвращению отложения на

металлической поверхности Парафина, который играет роль своеобразной

механической защиты металла от агрессивного действия среды.

Известно, что с ростом объема закачиваемых в пласт прес ных вод

происходит опреснение пластовых вод. Это приводит к изменению состава и

свойств извлекаемых с нефтью вод и к нарушению их химического

равновесия. В этих условиях возможно выпадение на металлической

поверхности труб неорганических осадков. В их состав входят в основном

карбонат кальция, сульфат кальция и (или) сульфат бария, а также

органические примеси из нефти. Казалось бы, что выпадение осадков из

пласто-зых вод и накопление их на поверхности труб является благо-

приятным фактором для коррозии. Однако отложение осадков в трубах

носит неконтролируемый характер, «ни с большим трудом удаляются с

металлической поверхности Борьба с отложением осадков внутри

подземного оборудования скважин является серьезной и еще не решенной

проблемой в нефтяной промышленности.

Влияние на агрессивности газожидкостного потока таких факторов, как

присутствие в нефти абразивных частиц (песок, кристаллы солей, продукты

коррозии), а также бактерий, способных генерировать в среду сероводород, по-

видимому, не требует здесь особых пояснений. Эти вопросы будут подробно рас-

смотрены при обсуждении коррозии металлов в пластовых (сточных) водах.

КОРРОЗИЯ ГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

И ГАЗОСБОРНОЙ СЕТИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВ.

КОРРОЗИЯ ОБОРУДОВАНИЯ И КОММУНИКАЦИЙ В СИСТЕМЕ

СБОРА И ТРАНСПОРТА ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

Углеводородный газ, находящийся в нефтяной залежи и растворенный в

нефти, называется попутным. Нефтяной газ представляет собой смесь

предельных углеводородов, в которых содержатся метан, этан, пропан и бутан,

причем метан обычно преобладает. В попутных газах присутствуют и более

тяжелые углеводороды: пентан, гексан и гептан. В этом и состоит основное

отличие нефтяных газов от природных, представленных самостоятельными

залежами.

Нефтяные газы, как и природные, содержат в большем или меньшем

количестве различные примеси. К ним относятся сероводород, углекислый газ,

влага, азот и кислород, попадающий иногда в газ вместе с воздухом.

Естественно, в такой сложной по составу коррозионной среде процесс

разрушения металла протекает весьма своеобразно, а степень разрушения

внутренней поверхности газопроводов и газопромыслового оборудования за-

висит от многих факторов.

Основными агрессивными агентами в газе являются сероводород и СО

активность которых проявляется только при наличии влаги в газе и

образовании пленки воды на поверхности металла. Появление сероводорода

в газе обусловлено биогенными и геологическими факторами, характерными

для самого нефтяного или газового месторождения и условий его залегания.

Насыщение газа влагой связано с влиянием подошвенных аллювиальных вод

залежи, а также захватом этой воды газом при выделении его из

обводненной нефти, поэтому влага в газе чаще всего содержит соли и при

конденсации оказывается минерализованной. Особую агрессивность в этих

условиях представляет газ, в который из разных источников попадает

воздух.

Сепарация попутного газа из нефти и его дальнейший транспорт

производится, как правило, по герметизированной системе. Поэтому

попадание в него воздуха в этой части — крайне редкое явление. Если

попутный газ «е содержит сероводорода, его можно считать

неагрессивным даже при наличии в нем паров воды. Однако на многих

месторождениях страны имеются залежи, из которых добывают

сероводородсодержащую нефть.

Отделяемые от такой нефти попутные газы весьма коррозионно-

агрессивны. Очевидно, с точки зрения коррозии и защиты, изучение

агрессивного действия таких попутных газов представляет наибольший

интерес.

Применяемые на нефтепромыслах системы сбора и транспорта нефтяного

газа относительно просты. Попутный газ после частичной сепарации из нефти под

собственным давлением поступает на газокомпрессорные станции, а оттуда — на

районный газобензиновый завод (ГБЗ). Если на промыслах собирают и

транспортируют газонасыщенную нефть, то сепарируют ее на центральных

пунктах сбора. Здесь же газ собирают, при необходимости частично

обрабатывают (отделяют жидкие углеводороды) и направляют на ГБЗ. На

нефтепромыслах, находящихся в поздней стадии разработки (например,

Ишимбайское месторождение), газ сепарируют на забое скважин с помощью

вакуума. Для сбора и транспорта попутного газа на нефтепромыслах

используют газопроводы трех типов; сборные коллекторы диаметром 100 мм,

напорные газопроводы диаметром 150— 300 мм и магистральные напорные

газопроводы диаметром 300—700 мм, предназначенные для подачи попутного

газа непосредственно потребителям.

Основными факторами, оказывающими влияние на скорость разрушения

внутренней поверхности газопроводов являются: концентрация в газе

сероводорода, СО

и кислорода, парциальное давление сероводорода и СО

газе, степень насыщения газа влагой, температура, общее давление и скорость

движения газа. Характер и распределение коррозии в газопроводе зависят

также от рельефа местности, по которой он пролегает.

В результате совместного влияния указанных факторов на внутренней

поверхности газопровода развивается общая коррозия металла. Характерной

особенностью протекания сероводородной коррозии во влажном газе является

то, что часть выделяющихся при этом атомов водорода не соединяется в

молекулы и проникает в металл (явление водородной хрупкости или на-

водораживания). В газопроводах, транспортирующих под высокими давлениями

(50—60 кгс/см

) газ с примесью влаги и сероводорода, водородная хрупкость

стали проявляется обычно значительно раньше общей коррозии.

Концентрация сероводорода в газе оказывает существенное влияние на

возникновение и степень коррозии внутренней поверхности газопровода.

Считают, что в полностью насыщенном влагой газе содержание сероводорода

0,005 г/м

является нижним пределом, при котором коррозия металла еще

невелика. Имеется, по-видимому, и верхний предел содержания сероводорода в

газе, выше которого рост концентрации сероводорода не оказывает влияния на

скорость коррозии. Однако решающим фактором все же является парциальное

давление сероводорода в газе. Например, степень коррозионных повреждений

металла при давлении 65 кгс/см

и содержании сероводорода 0,1 г/м

эк-

вивалентны степени коррозионных повреждений того же металла при

нормальном давлении и содержании сероводорода 6,5 г/м

При изменении общего давления транспортируемого газа скорость

коррозии в присутствии сероводорода, СО

, кислорода и влаги, как правило,

растет пропорционально увеличению давления. Это объясняют тем, что с ростом

давления повышается концентрация агрессивных агентов в единице объема,

что приводит к увеличению их массы, действующей на единицу поверхности

металла.

Весьма своеобразно влияние влажности и температуры на процесс

сероводородной коррозии в газопроводе. Газ с примесью сероводорода при

отсутствии влаги не оказывает практически влияния на металл. Утверждают, что

природный газ с относительной влажностью 60—80% и с высокой концентрацией

сероводорода (свыше 10%) не вызывает практически коррозии, поскольку

образующаяся на поверхности сульфидная пленка является до некоторой

степени защитной. В процессе развития коррозии эта пленка меняет свою

структуру и из защитной превращается в стимулятор коррозии. Поэтому при

относительно большом содержании влаги в газе и длительной экспозиции

металла со средой сульфидная пленка постепенно утолщается с образованием

объемистых продуктов сульфида железа. Сульфид, как известно, имеет рыхлую

структуру с развитой системой капилляров и хорошо смачивается водой, так как

его поверхность обладает гидрофильными свойствами. В результате этого

водяной пар, не достигший давления насыщения по отношению к плоской

поверхности, может оказаться пересыщенным к жидкой фазе, находящейся в

капиллярах. Влага из газа будет конденсироваться в порах и капиллярах,

заполняя их электролитом.

По имеющимся данным, для начала протекания коррозионного процесса

достаточно образования на поверхности металла слоя воды толщиной всего 20

—30 молекул. Очевидно, такой слой воды на корродирующей поверхности в

присутствии сульфида может возникнуть даже тогда, когда система металл—

сульфид соприкасается с газом, упругость паров влаги в котором ниже

упругости насыщенного пара. Коррозия в тонких слоях электролита,

развиваясь в условиях высокой концентрации сероводорода, приведет к

постепенному разрушению металла и к образованию все большей по объему

массы сульфида, имеющей, по данным ряда исследователей, иную структуру и

другие свойства в отношении стимулирования коррозии.

Если рассматривать влияние температуры по отношению к самому

коррозионному процессу, то, поскольку он подчиняется закономерностям

электрохимической кинетики, с ростом температуры скорость коррозии

увеличивается, а с понижением — уменьшается. Однако, если принять во

внимание наличие влаги в газе, то коррозионная активность газовой среды в

конечном счете зависит от перепада температур, поскольку при понижении

температуры создаются условия для пересыщения газа влагой и конденсации

ее на поверхности металла. С повышением же температуры

транспортируемого газа его относительная влажность уменьшается, условия

для конденсации воды ухудшаются, интенсивность коррозии снижается.

Заметное влияние на коррозию внутренней поверхности газопроводов

оказывает скорость движения газа. При относительно малой скорости

основное действие газа связано с переносом по трассе газопровода продуктов

коррозии и накоплением их в местах сварных швов и концевых участках

газопровода. С повышением скорости движения газ, способствуя уносу кон-

денсирующейся жидкости и распределению ее по всей поверхности, может

привести к образованию на поверхности металла тонких слоев влаги, в

которой скорость коррозии, как известно, резко повышается. При весьма

высоких скоростях движения газа (15—20 м/с), по-видимому, возможен

разрыв таких пленок, удаление их с поверхности металла вместе с продуктами

коррозии. Вероятно, этим можно объяснить положительный эффект,

полученный в отношении уменьшения коррозионных повреждений внутренней

поверхности газосборных трубопроводов (шлейфов), которое было достигнуто

на ряде газовых месторождений при использовании труб малых диаметров и

увеличении скорости транспортируемого газа.

Влияние углекислого газа на коррозию металла в

сероводородсодержащих газах изучено недостаточно. Считают, что при

равном процентном отношении его с другими агрессивными компонентами

это влияние несоизмеримо мало по сравнению с действием сероводорода.

Углеводороды (жидкий конденсат) непосредственного влияния на

коррозионное разрушение металла не оказывают, хотя их присутствие в

выпадающей из газа жидкости придает ей специфические свойства.

Таким образом, внутри газопроводов, по которым транспортируют

сероводородсодержащие газы, мы сталкиваемся со своеобразной коррозией,

происходящей как в пленке жидкости различной толщины, так и в условиях

непрерывно конденсирующейся из газа жидкости. Последняя, стекая по

наклонной поверхности труб к пониженным местам газопровода, накаплива-

ется здесь и приводит к еще одной форме общей коррозии — коррозии в

объеме электролита. Многолетний опыт эксплуатации газосборных сетей

нефтепромыслов, по которым транспортируют сероводородсодержащие газы

показал, что в наибольшей степени подвергаются разрушению именно

пониженные места на трассе газопровода, т. е. те участки, где накапливается

выпадающая из газа жидкость.

Особенно интересен в этом отношении опыт эксплуатации газосборных

сетей Ишимбайских месторождений.

Наблюдения показали, что газосборные вакуумные коллекторы быстрее

всего выходят из строя на тех участках, где скапливается выпадающий из

газа конденсат. Продолжительность их эксплуатации составляет от 2 до 4 лет.

Напорные коллекторы находятся в эксплуатации до выхода из строя в сред-

нем 6—10 лет. Однако на тех участках, где наблюдается постоянное

скопление конденсата, срок их службы снижается до 3—6 мес. Интенсивной

коррозии подвергается 203-мм дюкер, проходящий через р. Белую. Здесь

постоянно, особенно в зимнее время, наблюдается обильное скопление

конденсата. Газопровод выходит из строя, как правило, каждые 8—12 мес.

Характерным для промысловых газопроводов является отложение в них

продуктов коррозии и элементарной серы, которая выделяется в результате

окисления сероводорода поступающим в газ кислородом воздуха. Сечение

труб при этом настолько снижается, что наступает полная их закупорка.

При анализе данных, характеризующих продолжительность

эксплуатации отдельных участков этого газопровода и профиль его трассы,

было установлено, что в месте интенсивного выпадения и скопления

конденсата срок службы труб колеблется в пределах 7—13 мес. Ближе к

компрессорной станции, на возвышенном месте, срок службы труб

составляет 2—3 года. По мере подъема трассы газопровода и удаления от

мест скопления конденсата срок службы труб увеличивается, снижаясь

лишь в некоторых местах (овраг и переход через небольшую речку). На

возвышенных местах трассы и вдали от компрессорной станции, где

скопление конденсата практически отсутствует, трубы находились в

эксплуатации без ремонта 11 лет.

Как показали исследования, отобранный из газопровода конденсат

состоит из двух фаз — водной и углеводородной. В пробах водной части

конденсата содержится до 1300 мг/л растворенного сероводорода, а также

заметное количество солей, что подтвердилось наблюдениями за изменением

содержания ионов кальция, магния, сульфата в пробах, отобранных по трассе

газопровода.

Характерным для газопроводов Ишимбайских месторождений

является сравнительно большое содержание в выпадающем из газа

конденсате ионов сульфата и двухвалентного железа. Накопление последних в

растворе, особенно в присутствии сероводорода, очевидно, связано с

пониженной кислотностью среды, поскольку при рН ниже 4 ионы железа

не выпадают в осадок.

Появление ионов сульфата железа в водной среде связано с

коррозионными и окислительными процессами, происходящими в среде

газа, содержащего пары влаги, сероводород и кислород воздуха.

Кроме заметной минерализации конденсат обладает низким рН, он

колеблется в пределах 2—3. Такая сравнительно высокая концентрация

водородных ионов, по-видимому, связана с появлением в растворе ионов

сульфата.

Что касается влияния углекислого газа на устанавливающуюся

величину рН конденсата, то, учитывая его парциальное давление в

транспортируемом по газопроводу газе, оно будет небольшим. Роль

сероводорода в установлении величины рН в данном случае также

незначительна, так как уже при рН ниже 4 сероводородная кислота

практически не диссоциирована на ионы.

Согласно общепринятым представлениям, наиболее интенсивное

разрушение металла следует ожидать в водной части конденсата. Однако это

предположение опыт не подтвердил.

Особенно четкая взаимосвязь между агрессивным действием

сероводородсодержашего газа, выпадающей из него жидкости и профилем

трассы газопровода отмечена на магистральном 305-мм стальном

газопроводе Введеновка—Салават. По нему транспортируют под давлением 2

—3 кгс/см

сероводородсодержащий попутный газ с Введеновского

нефтяного месторождения. Длина газопровода — 23,7 км, он проходит по

относительно слабопересеченной местности. Введен в эксплуатацию в 1969 г

Первая авария (появление сквозного отверстия) произошла через 9 лет,

вторая — через год. Аварии приходятся на пониженные места. При замене

труб на 11-м участке газопровода было выяснено, что разрушения

сосредоточены только в их нижней части, где найдено скопление осадка

сульфида железа.

Аналогичное положение по коррозии наблюдается при сборе и

транспорте под небольшим давлением сероводородсодержащего газа на

Арланских нефтепромыслах Башкирии, где газопровод диаметром 350 мм и

длиной около 50 км вышел из строя в пониженных местах трассы. Не

меньший ущерб приносит коррозия магистральному газопроводу «Каменный

Лог—Пермь» (диаметр 700 мм и длина 73 км). По этому газопроводу транс-

портируют сероводородсодержащий газ (3% H

S) с Ольховского нефтяного

месторождения Пермской области. Газопровод выходит из строя, главным

образом, на пониженных участках трассы, где скапливается жидкий

конденсат.

Приведенные данные свидетельствуют о том, что двухфазный

конденсат в присутствии сероводорода более коррозионно-активен, чем

водный или углеводородный в отдельности. Причина этого явления на

первый взгляд не ясна, так как не вытекает непосредственно из физико-

химических свойств образующихся внутри газопровода агрессивных сред.

Чтобы разобраться в этом, рассмотрим характер и особенности сероводородной

коррозии металла в средах, действующих на стенки газопроводных труб.

КОРРОЗИЯ ОБОРУДОВАНИЯ И УСТАНОВОК

ПО ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ, ОЧИСТКЕ И ЗАКАЧКЕ

СТОЧНЫХ ВОД В НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ.

ПОДГОТОВКА НЕФТИ НА ПРОМЫСЛАХ. ПЛАСТОВЫЕ

И СТОЧНЫЕ ВОДЫ, ИХ ПОДГОТОВКА ДЛЯ ЗАКАЧКИ В ПЛАСТ

Подготовка нефти состоит из процессов обезвоживания, обес-соливания

и, если требуют конкретные условия, стабилизации В результате этого

получают два целевых продукта: товарную нефть и попутный газ, которые

направляют потребителям. Вместе с тем от нефти отделяется балласт —

пластовая вода (сильно минерализованный рассол), которая, смешиваясь с

промывными, техническими и ливневыми водами установок по подготовке

нефти, становится сточной водой. Чтобы утилизировать эту воду в районе

добычи нефти (закачка в поглощающие или нагнетательные скважины), ее

подвергают специальной подготовке и очистке.

Для закачки в пласт широко применяют пресные (речные) воды. Если

учесть, что общая потребность в закачиваемой в пласт воде значительно

превышает объем получаемых на промыслах сточных вод, то с их утилизацией

открывается возможность большой экономии пресных вод, что является

важной составной частью охраны природных ресурсов нашей страны.

Использование сточных вод в системе заводнения ставит перед

нефтяниками много сложных проблем, которые практически отсутствуют при

применении пресных вод. Во-первых — необходимость обеспечения

достаточно хороших фильтрационных свойств сточных вод при закачке их в

продуктивные пласты, сложенные, как правило, из плотных и

слабопроницаемых для воды пород. Во-вторых — коррозия оборудования и

коммуникаций в системе заводнения. Она приводит к преждевременному

выходу оборудования из строя, аварийным утечкам сточных вод и

отравлению окружающей среды, к загрязнению перекачиваемых вод

продуктами коррозии и, следовательно, ухудшению их фильтрационных

показателей.

Эффективное решение указанных проблем может быть обеспечено в

основном использованием рациональной технологии подготовки нефти и воды

на промыслах. Поскольку физико-химические, технологические и

коррозионные свойства подготовленных к закачке сточных вод в

значительной степени зависят от принятой технологии подготовки нефти и

воды, их целесообразно рассматривать совместно, тем более что процессы

подготовки нефти и воды на промыслах сейчас, как правило, территориально

объединены в единый комплекс.

В настоящее время на нефтепромыслах страны для подготовки нефти

наибольшее распространение получили термохимические и электрические

методы. При сильной обводненности нефти для более полного использования

отработанного деэмульгатора нефть предварительно отстаивают и частично

удаляют из нее воду, что облегчает последующую работу обезвоживающих

установок. На многих нефтепромыслах для сброса максимально возможного

количества воды из нефти на участке сбора (в нефтяных коллекторах и

групповых установках) вводят в нее некоторое количество реагента-

деэмульгатора.

Технологический процесс обезвоживания нефти схематически

выглядит следующим образом. Нефть, собранная на промысле,

поступает в сырьевые резервуары или резервуар предварительного отстоя. В

нем для лучшего разделения эмульгированной

в нефти воды в нижней его части поддерживают слой подогретой воды,

содержащей остаточное количество деэмульгатора

из установок по подготовке нефти. Отделившуюся при отстое

воду из нефти постоянно сбрасывают в канализацию, а частично

обезвоженную нефть направляют для подогрева в теплообмен

ники. По пути в нефть вводят требуемое количество деэмульгатора (обычно

он дозируется на всю нефтеводяную смесь из расчета 40—120 г/т). Для

обезвоживания и обессоливания нефть подогревают до +40 - +60°С. Если для

подготовки нефти требуется более высокая температура, ее подогревают в

паровых теплообменниках или трубчатых огневых печах. Затем нефть

подают в отстойники, представляющие собою герметичные емкости

(горизонтальные, вертикальные или сферические), объемом до 600 м

, где от

нефти отделяется основная масса пластовой воды.

Для обессоливания (удаление из нефти остаточного количества солей) в

обезвоженную нефть добавляют пресную воду. Образующаяся при этом

нестойкая эмульсия растворяет оставшиеся в нефти соли. Для разрушения

этой эмульсии нефть направляют на отстой в дегидраторы; в электрическом

поле промышленной частоты ускоряется процесс слияния капелек эмульсии и

достигается глубокое обезвоживание и обессоливание нефти (содержание

солей в нефти не должно превышать 50 мг/л).

Первоначальные свойства промысловых сточных вод зависят от

технологии подготовки нефти, вида применяемого деэмульгатора, физико-

химических свойств пластовой воды. Последующее изменение их свойств,

вызванное заметным нарушением химического равновесия, выпадением

осадков солей и возрастанием коррозионной активности, во многом

определяется принятой технологией подготовки и очистки сточных вод.

На нефтепромыслах применяют различные методы очистки сточных вод,

включающие механическое (гравитационное) отстаивание, фильтрацию

(физико-химическое отстаивание с применением флокулянтов и коагулянтов),

флотацию природным газом или воздухом, а также диспергирование нефти и

взвешенных частиц в сточной воде до коллоидных размеров, позволяющих им

беспрепятственно проходить через призабойную зону нагнетательных

скважин.

Поиски наиболее эффективных методов и технологических схем

подготовки нефти и воды продолжаются. Основная задача в отношении

пластовых вод — отделить эти воды до установок по подготовке нефти,

собрать их по закрытой системе без нарушения физико-химического

равновесия, транспортировать и закачивать их в пласт без специальной

очистки. Предложены различные варианты технологических процессов и

принципиально новые технологические схемы установок. В том числе

совмещенные технологические схемы Подготовки нефти и воды, в которых

обработка нефти и сточной воды осуществляется по полностью закрытой