гравий, битое стекло, стекловата, древесная стружка из осины, клена,

тополя и других несмолистых пород древесины, а также металлическая стружка.

Особенно часто применяется стекловата, которая хорошо смачивается водой и

не смачивается нефтью. Фильтры из стекловаты устойчивы и долговечны.

Обезвоживание нефти фильтрацией применяется очень редко вследствие малой

производительности, громоздкости оборудования и необходимости частой смены

фильтрующего материала. Вышеперечисленные способы деэмульсации эффективны в

сочетании с процессами предварительного снижения прочности.

Теплохимическое деэмульгирование

Теплохимические методы снижают прочность бронирующих оболочек или

полностью их разрушают, что ускоряет и удешевляет процессы разделения

нефтяной эмульсии. В настоящее время более 80% всей обводненной нефти

проходит обработку на теплохимических установках. Такое широкое применение

этот метод получил благодаря возможности обрабатывать нефти с различным

содержанием воды без изменения оборудования и аппаратуры установки,

возможности менять деэмульсатор в зависимости от свойств эмульсии без

замены оборудования. Однако теплохимический метод имеет ряд недостатков,

например, большие затраты на деэмульсаторы и повышенный расход тепла.

На практике обессоливание и обезвоживание ведутся при температурах

50—100° С. При более высоких температурах процессы обессоливания и

обезвоживания проводятся под повышенным давлением (поскольку необходимо

сохранить однофазное состояние эмульсии), для чего надо увеличивать толщину

стенок оборудования, что в свою очередь приводит к уведичению

металлоемкости установок.

На снижение защитного действия поверхностных слоев на глобулах воды

существенно влияет присутствие деэмульсаторов. По воздействию на нефтяные

эмульсии все существующие деэмульсаторы делятся на электролиты,

неэлектролиты и коллоиды. Деэмульсаторами-электролитами могут быть

некоторые органические и минеральные кислоты (серная, соляная и уксусная),

щелочи и соли (поваренная соль, хлорное железо, нафтенат алюминия и др.).

Электролиты могут образовывать нерастворимые осадки с солями эмульсии,

снижать стабильность бронирующей оболочки или способствовать разрушению

эмульсаторов бронирующей пленки. Электролиты как деэмульсаторы применяют

крайне ограниченно вследствие их высокой стоимости или особой коррозионной

активности к металлу оборудования. К неэлектролитам относятся органические

вещества, способные растворять бронирующую оболочку эмульгатора и снижать

вязкость нефти, что ускоряет осаждение капель воды. Такими деэмульсаторами

могут быть бензин, ацетон, спирт, бензол, четыреххлористый углерод, фенол и

др. Неэлектролиты в промышленности не применяются из-за высокой их

стоимости.

Деэмульсаторы-коллоиды — это поверхностно-активные вещества, которые в

эмульсии разрушают или ослабляют защитную оболочку и могут преобразовать

исходную эмульсию (в/н) в эмульсию противоположного типа (н/в), т. е.

способствовать инверсии эмульсии.

Наиболее эффективны деэмульсаторы, полученные присоединением окиси

этилена к органическим веществам; они наиболее широко применяются на

практике. Деэмульсирующую способность этой группы ПАВ можно регулировать,

изменяя число молекул окиси этилена, вступивших в реакцию. Растворимость

деэмульсатора в воде увеличивается с удлинением окись-этиленовой цепи. При

необходимости можно придать этим веществам гидрофобные свойства путем

присоединения окиси пропилена, т.е. имеется возможность создавать

деэмульсаторы с любыми необходимыми свойствами.

Деэмульсаторы должны хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии (в

воде или нефти), т.е. быть гидрофильными или гидрофобными, иметь

поверхностную активность, достаточную для разрушения бронирующих слоев

оболочек глобул, быть инертными но отношению к металлам, не ухудшать

качества нефти, быть дешевыми и по возможности универсальными по отношению

к эмульсиям различных нефтей и вод.

Чем раньше деэмульсатор вводится в смесь воды и нефти, тем легче

происходит дальнейшее разделение эмульсии. Однако для деэмульсации еще

недостаточно одного введения деэмульсатора, необходимо обеспечить полный

контакт его с обрабатываемой эмульсией, что достигается интенсивной

турбулизацией и подогревом эмульсий.

Электрическое обезвоживание и обессоливание нефти особенно широко

распространено в заводской практике, реже применяется на нефтепромыслах.

Возможность применения электрического способа в сочетании с другими

способами можно отнести к одному из основных его преимуществ.

Установлено, что деэмульсация нефти в электрическом поле переменной

частоты и силы тока в несколько раз эффективней, чем деэмульсация при

использовании постоянного тока.

На эффективность электродеэмульсации значительно влияют вязкость и

плотность эмульсии, дисперсность, содержание воды, электропроводность, а

также прочность адсорбированных оболочек. Однако основным фактором является

напряженность электрического поля. В настоящее время электродеэмульсаторы в

основной работают на токе промышленной частоты (50 Гц), реже — на

постоянном токе. Напряжение на электродах деэмульсаторов колеблется от 10

000 до 45 000 В.

По форме электродегидраторы бывают сферическими и цилиндрическими,

причем последние можно устанавливать горизонтально и вертикально.

СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ

Добываемые нефти могут содержать в различных количествах растворенные

газы (азот, кислород, сероводород, углекислоту, аргон и другие) и легкие

углеводороды. При движении нефти от забоя скважины до

нефтеперерабатывающего завода из-за недостаточной герметизации систем

сбора, транспорта и хранения часто полностью теряются растворенные в ней

газы и происходят значительные потери легких нефтяных фракций. При

испарении легких фракций, таких как метан, этан и пропан, частично уносятся

и более тяжелые углеводороды (бутан, пентан и др.). Как известно, чем чаще

нефть контактирует с атмосферой и чем продолжительней контакт с ней, тем

больше потери легких фракций.

Предотвратить потери нефти можно путем полной герметизации всех путей

движения нефти. Однако несовершенство существующих систем не позволяет

практически сделать это.

Следовательно, необходимо газы и легкие фракции нефти отобрать в

условиях нефтепромысла и направить их для дальнейшей переработки, тем самым

снизить способность нефти к испарению. Основную борьбу с потерями нефти

необходимо начинать с выхода ее из скважины.

Ликвидировать потери легких фракций нефти можно в основном применением

рациональных систем сбора нефти и попутного нефтяного газа, а также

сооружением установок по стабилизации нефти для ее последующего хранения и

транспорта. Под стабилизацией нефти следует понимать извлечение легких

углеводородов, которые при нормальных условиях являются газообразными, для

дальнейшего их использования в нефтехимической промышленности.

В настоящее время для стабилизации нефти на промыслах используют в

основном метод сепарации. Применяют сепараторы различных конструкций, из

которых наибольшее распространение получили гравитационные, жалюзийные и

центробежные (гидроциклонные).

В гравитационных сепараторах осаждение капельной и твердой взвесей из

газового потока происходит под действием силы тяжести. Высокая степень

разделении газа и жидкости достигается при очень малых скоростях газа.

Установленная практикой оптимальная скорость газа, при которой степень

отделения нефтяной взвеси составляет 75—85%, равна 0,1 м/с при давлении 6

МПа.

Жалюзийные сепараторы позволяют достичь более высокой степени очистки

газа от взвешенной нефти, чем гравитационные. Установленная на выходе

такого сепаратора жалюзийная насадка отбивает значительную часть капелек

нефти, не осевших под действием гравитационной силы.

В гидроциклонных сепараторах отделение газа от нефти происходи за счет

отбрасывания центробежной силой более тяжелых капель нефти к периферии,

т.е. к стенкам сепаратора, по которым она стекает вниз.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Сбор и подготовка нефти и попутного газа на площадях месторождений,

начинающиеся вблизи устья скважин и заканчивающиеся на установках

подготовки нефти и газа, являются единой технологической системой.

Существует сравнительно много технологических схем по подготовке нефти,

однако их следует рассматривать совместно с системами сбора нефти и газа.

Рассмотрим одну из таких систем.

Напорная система сбора

Напорная система сбора (см. рис.) действует следующим образом. Из

скважины нефть под давлением поступает на автоматическую групповую замерную

установку, где поочередно замеряется дебит всех скважин, а затем вся нефть

подается на участковую сепарационную установку. Дебит скважины замеряется

жидкостным расходомером с предварительным отделением газа в циклонном

сепараторе. После прохождения расходомера нефть и газ снова смешиваются и

подаются на участковую сепарационную установку, где на сепараторе первой

ступени при давлении 4—5 кгс/см2 газ отделяется и подается на

газоперерабатывающий завод. Нефть с пластовой водой и оставшимися

растворенными газами насосами перекачивается на центральный сборный пункт,

где проходит вторую ступень сепарации через концевые сепараторы и подается

на установку комплексной подготовки или в сырьевые резервуары. Газ второй

ступени сепарации компрессорной станцией направляется на

газоперерабатывающий завод.

Данная напорная система сбора полностью герметизирована, что исключает

потери газа и легких фракций нефти. Она позволяет производить подготовку

нефти на центральном пункте нескольких месторождений, расположенных на

расстоянии до 100 км. Однако длительный совместный транспорт нефти и воды

может привести к созданию стойких эмульсий, и при высокой обводненности

нефти могут увеличиться эксплуатационные расходы на транспорт. Тем не менее

это одна из перспективных систем сбора нефти, которая широко применяется в

настоящее время.

Существует сравнительно большое число технологических схем по

подготовке нефти, газа и воды. Сами установки по подготовке могут

размещаться в любом пункте системы сбора, начиная от скважины и кончая

головными сооружениями магистральных нефтепроводов.

[pic]

Рис. Напорная система сбора нефти, газа и воды:

1 — выкидные линии; 2 — гидроциклонные сепараторы; 3 — расходомеры

жидкости; 4 — сборные напорные коллекторы; 5 — сепараторы первой ступени; 6

— центробежные насосы; 1 — сепаратор второй ступени; 8 — сепаратор третьей

ступени; 9 — сырьевые резервуары; КС — компрессорная станция; ГПЗ —

газоперерабатывающий завод.

Целесообразность размещения установок подготовки нефти в том или ином

пункте определяется в каждом конкретном случае технико-экономическим

анализом возможных вариантов. Установлено, что наименьшие капитальные

вложения и эксплуатационные затраты на подготовку нефти возможны при

размещении установок в местах наибольшей концентрации нефти (сборные

пункты, товарные парки, головные сооружения).

Оптимальной технологической схемой подготовки нефти к транспорту

следует считать такую, которая при наименьших затратах в отведенное

технологическое время позволяет получать нефть с допустимым содержанием

воды, солей и с необходимой глубиной стабилизации.

В настоящее время проводят комплексную подготовку нефти в районах

промыслов, поэтому на основных нефтяных месторождениях созданы комплексные

установки по подготовке нефти, которые объединяют процессы обезвоживания,

обессоливания и стабилизации.

На рис. приведена принципиальная технологическая схема установки

комплексной теплохимической подготовки нефти.

[pic]

Рис. Установка комплексной теплохимической подготовки нефти.

Нефть из скважины после групповых замерных установок по коллектору

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5