ВВЕДЕНИЕ

На начальном этапе разработки нефтяных месторождений, как правило, добыча нефти происходит из фонтанирующих скважин практически без примеси воды. Однако на каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью поступает вода сначала в малых, а затем все в больших количествах. Примерно две трети всей нефти добывается в обводненном состоянии. Пластовые воды, поступающие из скважин различных месторождений, могут значительно отличаться по химическому составу. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей, одна из которых распределяется в объеме другой в виде капель различных размеров. Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспорта в связи с возрастающими объемами транспортируемой жидкости и увеличением ее вязкости. Присутствие агрессивных водных растворов минеральных солей приводит к быстрому износу как нефтеперекачивающего, так и нефтеперерабатывающего оборудования. Во избежание этого необходима подготовка нефти.

Подготовка нефти включает: обезвоживание и обессоливание нефти и полное или частичное ее разгазирование.

1. 
   СВОЙСТВА НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
   

1.1 Общие сведения
Для правильного выбора способа обезвоживания нефти (деэмульсации) необходимо знать механизм образования эмульсий и их свойства. В пластовых условиях нефтяные эмульсии не образуются. Образование эмульсий уже начинается при движении нефти к устью скважины и продолжается при дальнейшем движении по промысловым коммуникациям, т.е. эмульсии образуются там, где происходит непрерывное перемешивание нефти и воды. Интенсивность образования эмульсий в скважине во многом зависит от способа добычи нефти, которая в свою очередь определяется характером месторождения, периодом его эксплуатации и физико-химическими свойствам самой нефти. При фонтанном способе, который характерен для начального периода эксплуатации залежи нефти, происходит интенсивный отбор жидкости из скважины. Интенсивность перемешивания нефти с водой в подъемных трубах скважины увеличивается из-за выделения растворенных газов при снижении давления ниже давления насыщения, что приводит к образованию эмульсий уже на ранней стадии движения смеси нефти с водой. При глубиннонасосной добыче нефти эмульгирование происходит в клапанных коробках, самих клапанах, в цилиндре насоса, в подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг. При использовании алектропогружных насосов перемешивание воды с нефтью происходит на рабочих колесах насоса, в подъемных трубах. В компрессорных скважинах причины образования эмульсий те же, что и при фонтанной добыче.

Особенно отрицательно влияет воздух, закачиваемый иногда вместо газа в скважину, который окисляет часть тяжелых углеводородов с образованием асфальто-смолистых веществ. Наличие солей нафтеновых кислот и асфальто-смолистых веществ приводит к образованию эмульсий, отличающихся высокой стойкостью. В эмульсиях принято различать две фазы — внутреннюю и внешнюю. Внешнюю фазу — жидкость, в которой размещаются мельчайшие капли другой жидкости, называют дисперсионной, внешней или сплошной средой. Внутреннюю фазу — жидкость, находящуюся в виде мелких капель в дисперсионной среде, принято называть дисперсной, разобщенной или внутренней фазой.

Различают два типа эмульсий - «нефть в воде» (н/в) и «вода в нефти» (в/н). Тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов двух фаз, дисперсионной средой стремится стать та жидкость, объем которой больше. На практике наиболее часто (95%) встречаются эмульсии типа «вода в нефти». На способность эмульгирования нефти и воды кроме соотношения фаз оказывает влияние присутствие эмульгаторов.

Эмульгаторы — это вещества, которые способствуют образованию эмульсин. Они понижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз и создают вокруг частиц дисперсной фазы прочные адсорбционные оболочки. Эмульгаторы, растворимые в воде, способствуют созданию эмульсии «нефть в воде». К таким гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал и др. Гидрофобные эмульгаторы (т.е. растворимые в нефти) способствуют образованию эмульсий «вода в нефти». К ним относятся хорошо растворимые в нефти щелочноземельные соли органических кислот, смолы, мелкодисперсные частицы сажи, глины и других веществ, которые легче смачиваются нефтью, чем водой. Нефтяные эмульсии характеризуются вязкостью, дисперсностью, плотностью, электрическими свойствами и стойкостью. Вязкость нефтяной эмульсии изменяется в широких диапазонах и зависит от собственной вязкости нефти, температуры, соотношения нефти и воды. Нефтяные эмульсии, являясь дисперсными системами, при определенных условиях обладают аномальными свойствами, т.е. являются неньютоновскими жидкостями. Как и для всех неньютоновских жидкостей вязкостные свойства нефтяных эмульсий характеризуются кажущейся (эффективной) вязкостью дисперсностью эмульсии принято называть степень раздробленности капель дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность характеризуется одной из трех взаимосвязанных величин: диаметром капель d, обратной величиной диаметра капель D = 1/d, обычно называемой дисперсностью или удельной межфазной поверхностью, которая является отношением суммарной поверхности частиц к их общему объему. В зависимости от физико-химических свойств нефти и воды, а также условий образования эмульсий размеры капель могут быть самыми разнообразными и колебаться в пределах от 0,1 мкм до нескольких десятых миллиметра. Дисперсные системы, состоящие из капель одного диаметра, называются монодисперсными, а системы, состоящие из капель разных размеров, — полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, так как содержат частицы разных размеров. Критические размеры капель, которые могут существовать в потоке при данном термодинамическом режиме, определяются скоростью совместного движения воды и нефти, величиной поверхностного натяжения на границе раздела фаз и масштабом пульсации потока. В турбулентном потоке возникают зоны, обусловленные неравномерностью пульсации и наличием переменного по сечению трубопровода градиента скорости, в которых возможно существование капель различного диаметра. Мелкие капли, перемещаясь по сечению трубопровода и попадая в зоны более низких градиентов скорости и меньших масштабов пульсации, испытывают тенденцию к укрупнению, а попадая в зоны высоких градиентов и больших масштабов пульсаций – испытывают тенденцию к дроблению. Наличие дополнительных факторов (нагрев, введение деэмульгаторов и др.) при определенных гидродинамических условиях может привести к разделению фаз эмульсии, транспортируемой по трубопроводам. Устойчивость эмульсий в большей степени зависит от состава компонентов, входящих в защитную оболочку, которая образуется на поверхности капли. На поверхности капли также адсорбируются, покрывая ее бронирующим слоем, стабилизирующие вещества, называемые эмульгаторами. В дальнейшем этот слой препятствует слиянию капель, т.е. затрудняет деэмульсацию и способствует образованию стойкой эмульсии. Существенно влияет на устойчивость нефтяных эмульсий состав пластовой воды. Пластовые воды разнообразны по химическому составу, но все они могут быть разделены на две основные группы: первая группа — жесткая вода содержит хлоркальциевые иди хлоркальциевомагниевые соединения; вторая группа — щелочная или гидрокарбонатнонатриевая вода. Увеличение кислотности пластовых вод приводит к получению более стойких эмульсий. Уменьшение кислотности воды достигается введением в эмульсию щелочи, способствующей снижению прочности бронирующих слоев и, как следствие, разделению нефтяной эмульсии на составные компоненты.
2 СПОСОБЫ ОТДЕЛЕНИЯ ВОДЫ ОТ НЕФТИ
2.1 Разделения эмульсий
Процессы разрушения нефтяных эмульсий предполагают последовательное осуществление таких операций, как сближение и флокуляция капель, разрушение бронирующих оболочек, коагуляция капель диспергированной воды до размеров, достаточных для дальнейшего их слияния под действием силы тяжести и затем осаждения укрупненных глобул на дно деэмульсационного аппарата. Капли, сближаясь, постепенно вылавливают защитный слой. Если силы достаточно для полного разрушения бронирующих оболочек, капли сливаются.

Применяют ряд технологических приемов обезвоживания нефти. Выбор способа обезвоживания нефти и эффективность работы сооружений, для этого предназначенных, в значительной степени зависит от количества воды, а также от состояния, в котором она находится. Вода, содержащаяся в сырой нефти, в некоторых случаях оказывается в свободном, т.е. недиспергированном, состоянии. Такая вода выделяется нефти путем осаждения. Чаще вода в сырой нефти находится в диспергированном состоянии в виде эмульсии воды в нефти. Имеются две разновидности таких эмульсий: механические нестабилизированные и стабилизированные поверхностно-активными веществами. Это различие эмульсий являются весьма существенным при обезвоживании нефти. Вода из нестабилизированных эмульсий сравнительно легко отделяется путем обычного отстаивания, а также путем отстаивания с умеренным обогревом. Для отделения воды из стойких мелкодисперсных стабилизированных эмульсий требуются более сложные приемы, такие как интенсивное нагревание, химическая обработка, электрическая обработка, а также комбинирование этих приемов.

При проектировании сооружений для обезвоживания нефти при конкретных производственных условиях необходимо проводить исследование нефтей, подвергаемых обезвоживанию. При таких исследованиях выявляется содержание воды в нефти, вид и число примесей в воде, а также состояние, в котором вода находится в нефти. Процессы обезвоживания и обессоливания совершенно аналогичны, так как вода извлекается из нефтей вместе с растворенными в ней минеральными солями. При необходимости, для более полного обессоливания, можно подавать дополнительно в нефть пресную воду, которая растворяет минеральные соли.

К механическим способам обезвоживания относятся: отстаивание, центрифугирование и фильтрация. Отстаивание применяется для обработки нестойких эмульсий. При этом взвешенные частицы расслаиваются вследствие разности плотностей компонентов. В расчетах, связанных с проектированием отстойников, скорости падений частиц воды в нефти вычисляются по формулам:

при 2 < Rе < 500 :



при Re > 500 :



Анализ показывает, что основными факторами, влияющими на эффективность разделения эмульсий, являются:

1) плотность жидкостей, составляющих эмульсию (различие плотностей фаз эмульсий является основной причиной, вызывающей их гравитационное разделение);

2) вязкость жидкостей, составляющих эмульсию, особенно вязкость сплошной фазы, т.е. дисперсионной среды (этот фактор оказывает значительное влияние)

3) диаметр частиц дисперсной фазы (данный фактор имеет большое значение, так как скорость падения капли дисперсной фазы возрастает пропорционально квадрату ее диаметра);

4) ускорение движения частиц, которое в поле естественного тяготения равно ускорению свободного падения;

5) площадь поверхности отстаивания.

Выявление указанных факторов и характера их влияния позволяют наметить технические приемы повышения эффективности разделения эмульсий.

Принципиальными основами этих приемов являются:

1) повышение температуры обрабатываемых эмульсий, которое снижает вязкость жидкостей, составляющих эмульсию, и уменьшает поверхностное натяжение на границе раздела фаз (на этом принципе основаны термические методы обезвоживания нефти);

2) увеличение размеров частиц выделяемой диспергированной жидкости за счет различных приемов деэмульсации, в частности, деэмульсация при помощи химических реагентов и электрического поля (на этом принципе основаны химические и электрические методы обезвоживания нефти);

3) увеличение скорости движения частиц дисперсной фазы путем замещения естественной силы тяжести более мощной центробежной силой. При этом способе на воду и механические примеси действует центробежная сила. Плотность воды и механических примесей выше плотности нефти, и частицы под действие центробежной силы прижимаются к стенке и, коагулируя, стекают вниз. Но метод центрифугирования низкопроизводителен, сложен, дорог и широкого применения на промыслах не нашел;

5) увеличение полезной площади отстаивания без увеличения общей площади отстойника. На этом основано применение параллельных пластин в горизонтальных отстойниках и разделительных дисков в сепараторах.

Эффективность разделения эмульсий снижается при наличии в них взвешенных частиц, плотность которых мало отличается от плотности, дисперсной среды (сплошной фазы). Не поддаются очистке механическими методами стойкие стабилизированные мелкодисперсные эмульсии. Значительная часть эмульсий воды в нефти относится к этой категории. Отрицательное влияние на разделение эмульсий оказывают неблагоприятные гидравлические условия отстаивания, такие как турбулентность, конвекция потоков, перемешивание и др. Значительное повышение эффективности разделения нефтяных эмульсий достигается путем комбинированного использования гравитационного отстаивания в сочетании с термическими, химическими и электрическими методами обработки нефти в процессе ее обезвоживания.
2.2 Термическое обезвоживание нефти
Одним из основных современных приемов обезвоживания нефти является термическая или тепловая обработка, которая заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. Нагрев вызывает разрушение эмульсии воды в нефти и способствует коалесценции мелких капель воды в более крупные. В водонефтяной эмульсии на поверхности частиц воды образуются бронирующие слои, состоящие из асфальто-смолистых веществ и парафинов. При обычной температуре эти слои создают прочную структурную оболочку, которая препятствует слиянию капель. При повышении температуры вязкость веществ, составляющих защитные оболочки, значительно уменьшается. Это приводит к снижению прочности таких оболочек, что облегчает слияние глобул воды. Кроме того, в результате нагревания понижается вязкость нефти, что способствует ускорению выделения воды из нефти путем отстаивания. В сочетании только с отстаиванием такая обработка применяется редко.

В современных условиях тепловая обработка обычно используется как составной элемент более сложных комплексных методов обезвоживания нефти, например, в составе термохимического обезвоживания (в сочетании с химическими реагентами и отстаиванием), в комплексе с электрической обработкой и т.д. Нагревание нефти, подвергаемой обезвоживанию, осуществляется в специальных нагревательных установках. Разработано большое число разновидностей таких установок. Нагреватели устанавливают в технологической линии обезвоживания нефти после отделения (сепарации) из нефти газов, но ранее ввода нефти в отстойник.
2.3 Механическое обезвоживание нефти
Основная разновидность механического обезвоживания нефти — гравитационное отстаивание. Применяют два вида режимов отстаивания периодический и непрерывный, которые соответственно осуществляются в отстойниках периодического и непрерывного действия. В качестве отстойников периодического действия обычно применяют цилиндрические отстойные резервуары (резервуары отстаивания), аналогичные резервуарам, которые предназначены для хранения нефти. Сырая нефть, подвергаемая обезвоживанию, вводится в резервуар при помощи распределительного трубопровода (маточника). После заполнения резервуара вода осаждается в нижней части, а нефть собирается в верхней части резервуара. Отстаивание осуществляется при спокойном (неподвижном) состоянии обрабатываемой нефти. По окончании процесса обезвоживания нефть и вода отбираются из отстойного резервуара. Положительные результаты работы отстойного резервуара достигаются только в случае содержания воды в нефти в свободном состоянии или в состоянии крупнодисперсной нестабилизированной эмульсии.

Различают горизонтальные и вертикальные отстойники непрерывного действия. Горизонтальные отстойники подразделяются на продольные и радиальные. Продольные горизонтальные отстойники в зависимости от формы поперечного сечения могут быть прямоугольные и круглые. В гравитационных отстойниках непрерывного действия отстаивание осуществляется при непрерывном потоке обрабатываемой жидкости через отстойник.
2.4 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 увеличению 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.
2.4 Химическое обезвоживание нефти
В современной нефтяной промышленности наиболее широко применяются химические методы обезвоживания нефти. Основным элементом таких методов является разрушение эмульсий воды в нефти при помощи химических реагентов. Разработано довольно много таких реагентов. Кроме того, организовано их промышленное производство.

Эффективность химического обезвоживания нефти в значительной степени зависит от вида применяемого реагента. Выбор эффективного реагента, в свою очередь, зависит от вида водонефтяной эмульсии, подвергаемой разрушению и других особенностей нефти, подвергаемой обезвоживанию. Выбор реагентов-деэмульгаторов в каждом конкретном случае производится на основе специальных лабораторных и промысловых исследований. Необходимым элементом химического обезвоживания, как и в прочих комбинированных методах обезвоживания нефти, является гравитационное отстаивание обрабатываемой водонефтяной эмульсии. В некоторых системах обезвоживания в сочетании с использованием реагентов-деэмульгаторов применяется также и нагревание нефти, подвергаемой обезвоживанию. Процесс использования реагентов-деэмульгаторов состоит в том, что реагент вводится в эмульсию, подвергаемую разрушению, и перемешивается с ней, после чего создаются условия для выделения воды из нефти путем отстаивания. Можно применять как периодическое, так и непрерывное разрушение эмульсий, но в настоящее время предпочтение отдается непрерывным процессам.

Применяют три варианта реализации химического обезвоживания нефти: обезвоживание, основанное на деэмульсации, которая осуществляется в нефтяной скважине («внутрискважинная деэмульсация»); обезвоживание, основанное на деэмульсации, которая осуществляется в нефтесборном трубопроводе («путевая деэмульсация»); деэмульсация и обезвоживание нефти непосредственно в отстойных резервуарах, когда реагент вводится в резервуар после его заполнения эмульсией, подвергаемой обработке. Первые два метода имеют некоторые преимущества и являются более эффективными. Для деэмульсации нестойких эмульсий применяется метод фильтрации, основанный на явлении селективной смачиваемости веществ различными жидкостями. Материалом фильтрующего слоя может служить обезвоженный песок, 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.
2.6 Электродеэмульсация


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.
3 СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ
3.1 Суть и причины стабилизации
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 разделения 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.
4 ПОДГОТОВКА НЕФТИ
4.1 Схемы установок
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 (см. рисунок 4.1) 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.



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.

Рисунок 1 Напорная система сбора нефти, газа и воды
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 рисунке 4.2 приведена принципиальная технологическая схема установки комплексной теплохимической подготовки нефти.



Рисунок 2 Установка комплексной теплохимической подготовки нефти.
Нефть из скважины после групповых замерных установок по коллектору подается в концевую совмещенную сепарационную установку КССУ 2, в которую через смеситель 1 подается горячая вода из отстойника 6, содержащая отработанный деэмульгатор. Под действием тепла пластовой воды и остатков деэмульгатора, поступающих из отстойника 6 в КССУ 2, происходит частичное разделение эмульсии на нефть, воду и газ. Отделившаяся вода подается в нефтеловушки 20, а выделившийся газ поступает на газобензиновый завод. Нефть из КССУ 2 вместе с оставшейся водой насосом 3 прогоняется через теплообменники 4 и пароподогреватели 5, затем нагретая нефть поступает в отстойник 6 для окончательного отделения нефти от воды. Отделенная вода уносит с собой основное количество солей из нефти. Для более полного обессоливания нефть из отстойника 6 направляется на смешение с горячей пресной водой, которая подается насосом 17 с предварительным подогревом пароподогревателем 15 и обескислороживанием в емкости 16. После тщательного перемешивания пресной воды с нефтью, содержащей соли, эмульсия направляется в отстойник 7, где доводится до требуемой кондиции по содержанию солей. После обессоливания и отделения воды нефть при необходимости может быть направлена из отстойника 7 на дополнительное обессоливание и обезвоживание в электродегидратор 8, а если содержание воды и солей в пределах нормы, то нефть, минуя электродегидратор 8, подается прямо в вакуумный сепаратор 9. Вакуумные компрессоры 12 забирают из сепаратора 9 газ, из которого при прохождении холодильника 10 и гидроциклонного сепаратора 11 выделяется основное количество легких углеводородов. Конденсат из сепаратора 11 отправляется на газобензиновый завод, а газ направляется на специальные установки для полной деэтанизации. Перед теплообменником 4 в нефть вводится деэмульгатор, воздействующий на поверхностные свойства пограничных слоев двух фаз эмульсии. Деэмульгатор также вводится вместе с подачей пресной воды перед отстойником 7. Дайной системой предусмотрена очистка сточных вод с последующей подачей их на нагнетательные скважины для закачки в пласт.


ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Легкие фракции нефти (углеводородные газы от этана до пентана) являются ценным сырьем химической промышленности, из которого получаются такие продукты, как растворители, жидкие моторные топлива, спирты, синтетический каучук, удобрения, искусственное волокно и другие продукты органического синтеза, широко применяемые в промышленности. Поэтому необходимо стремиться к снижению потерь легких фракций из нефти и к сохранению всех углеводородов, извлекаемых из нефтеносного горизонта для последующей их переработки. Современные комплексные нефтехимические комбинаты выпускают как различные высококачественные масла и топлива, так и новые виды химической продукции. Качество вырабатываемой продукции во многом зависит от качества исходного сырья, т. е. нефти. Если в прошлом на технологические установки нефтеперерабатывающих заводов шла нефть с сравнительно большим содержанием минеральных солей, то в настоящее время требуется нефть с более глубоким обессоливанием, а зачастую перед переработкой нефти приходится полностью удалять из нее соли. Наличие в нефти механических примесей (породы пласта) вызывает абразивный износ трубопроводов, нефтеперекачивающего оборудования, затрудняет переработку нефти, образует отложения в холодильниках, печах и теплообменниках, что приводит к уменьшению коэффициента теплопередачи и быстрому выходу их из строя. Механические примеси способствуют образованию трудноразделимых эмульсий. Присутствие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и раствора в воде приводит к усиленной коррозии металла оборудования и трубопроводов, увеличивает устойчивость эмульсии, затрудняет переработку нефти. Эти и другие причины указывают на необходимость подготовки нефти к транспорту и переработке.
СОДЕРЖАНИЕ


Введение 3

1 Свойства нефтяных эмульсий 4

1.1 Общие сведения 4

2 Способы отделения воды от нефти 8

2.1 Разделения эмульсий 8

2.2 Термическое обезвоживание нефти 11

2.3 Механическое обезвоживание нефти 12

2.4 Теплохимическое деэмульгирование 13

2.5 Химическое обезвоживание нефти 15

2.6 Электродеэмульсация 16

3. Стабилизация нефти 18

3.1 Суть и причины стабилизации 18

4 Подготовки нефти 20

4.1 Схемы установок 20

Заключение 24

Список использованных источников 25


СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


1 Коршак, А.А. Основы нефтегазового дела /А.А. Коршак, А.М. Шаммазов – Уфа: ДизайнПолиграфСервис 2005. – 527 с.

2 Байков, Н.М. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды /Н.М. Байков. – М.: «Недра», 1981. – 264 с.


Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

Уфимский государственный нефтяной технический университет
Кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа»
Отчет о второй учебной практике

0200.074728.O05

Промысловая подготовка нефти
Выполнил студент гр. МТ-09-03 В.М. Голиванов

Руководитель практики ассистент Р.М. Каримов
Уфа 2011