Принципиальная схема сбора нефти за рубежом

Основные тенденции в развитии технологии подготовки нефти, складывающиеся за рубежом, в значительной мере определяются особенностями систем сбора и взаимосвязью основных процессов со смежными. В связи с этим нами рассматриваются наиболее характер­ные технологические схемы обезвоживания и обессоливания нефти. При этом учитываются решающие специфические факторы, в том числе такие, как обустройство месторождений, разрабатываемых в полевых условиях, шельфовой зоне, а также свойства нефти (плот­ность, содержание сероводорода, парафина, минерализации пласто­вых вод и т.д.).

Обезвоживание нефти. Процессы обезвоживания осуществ­ляют, как правило, на отдельных скважинах и групповых установках (ГУ). Это объясняется тем, что промысловые товарные парки обычно принадлежат не нефтедобывающим, а нефтепроводным компаниям, которые принимают добытую нефть непосредственно на ГУ, а иногда – и на отдельных скважинах. Для обезвоживания небольшого количе­ства нефти широко применяют подогреватели-деэмульсаторы. На средних и крупных месторождениях широко применяют промывные резервуары.

Месторождение Сигнэл Хил (США). Месторождение располо­жено в окрестностях крупного города (Лос-Анджелес) и разрабатыва­ется компанией Шелл. Месторождение разрабатывается с поддержа­нием пластового давления путем закачки воды. Обводненность нефти достигает 88%. Технологическая схема сбора и обработки продукции скважин представлена на рис. 7.32.

Нефть со скважин через манифольдную линию после обработки деэмульгатором поступает на ступень сепарации, где замеряется газ и нефть, а затем – в два трехфазных сепаратора второй ступени, из ко­торых осуществляется предварительный сброс воды.

Рис. 7.32. Схема сбора и обработки продукции скважин месторождения Сигнэл Хил: 1 – скважины; 2 – манифольд; 3 – дозатор реагента; 4 – сепараторы первой ступени; 5 – устройство для замера газа, 6 – устройство для замера нефти и влагомер; 7 – трехфазные сепараторы второй ступени; 8 – устройство для замера воды; 9 – выход газа со второй ступени; 10 – концевая ступень сепарации и обезвоживание нефти; 11 – сброс воды; 12 – линия отбора газа из резервуаров; 13 – резервуар товарной нефти; 14 – резервуар пласто­вой воды; 15 – установка улавливания легких фракций, 16, 17 – насос; 18 – система ЛАКТ; 19 – напорные фильт­ры очистки воды; 20 – выход товарной нефти; 21 – флотаторы; 22 – амбар для шлама; 23 – ввод пресной воды; 24 – компрессорная установка флотаторов; 25 – резервуар очищенной воды для закачки в пласт; 26 – насос для откачки пленочной нефти; 27 – линия откачки пленочной нефти; 28 – насос для закачки воды в пласт; 29 –линия закачки воды в пласт

Окончательно нефть обезвоживается в двух промывных резер­вуарах, которые были смонтированы вместо имевших здесь ранее электродегидраторов ввиду их неэкономичности. Пребывание в них нефти составляет несколько суток. Естественная температура нефти 21 ⁰С, дополнительный подогрев не применяется.

Обезвоженная нефть перетекает в резервуар товарной нефти, а замер ее и определение качества осуществляются с помощью объем­ного счетчика и влагомера системы ЛАКТ. Несмотря на небольшое количество газа и нефти, резервуары герметизированы, используются в качестве концевой ступени сепарации и оборудованы системой отбора легких фракций, включающей небольшой вакуум-компрессор. Отобранный газ полностью утилизируется.

Пластовая вода очищается напорными фильтрами (четыре секции) в двух секциях флотаторов, использующих в качестве флотоагента нефтяной газ. Содержание примесей в воде до очистки составляет 100 мг/л, а после – 5 мг/л. Очищенная вода после флотаторов попадает в резервуары, где смешивается с пресной водой. Уловленная пленочная нефть собирается в резервуаре, а вода после дополнительной очистки на песчаных фильтрах закачивается в пласт.

На территории промысла имеется здание, в котором располо­жены насосная, пульт контроля и управления, лаборатория. Оборудо­вание скважин на территории промысла размещается в бетонирован­ных траншеях, над которыми располагается стоянка автомашин.

Отличительными особенностями пункта сбора и подготовки нефти этого месторождения являются: комплексное проведение всех промысловых операций на одной площадке (сепарация газа, предва­рительный сброс воды, обезвоживание, очистка воды, закачка ее в пласт и т.д.); использование резервуаров в качестве концевой ступени сепарации, одновременно выполняющих функции отстойной аппара­туры и резервуаров товарной нефти; осуществление обезвоживания при естественной температуре нефти (21 ⁰С), отсутствие нагреватель­ной и теплообменной аппаратуры; полная герметизация процессов и оборудования при эксплуатации месторождения.

Формирование водонефтяной эмульсии при добыче и транспор­те нефти на первых этапах развития нефтяной промышленности во всем мире приводило к огромным потерям нефти. Как правило, на этом этапе количество эмульсии, подлежащей обработке, всегда пре­вышало технические возможности для ее обработки. В первое время проблема решалась, в основном, применением методов, исключаю­щих формирование эмульсии, при добыче и транспорте нефти, а за­тем – и разрушением эмульсии экономически приемлемыми средст­вами. В частности, предотвращение образования эмульсий в скважи­нах достигалось правильным подбором типа насосов и режима их ра­боты, исключалось активное смешение воды с нефтью при ее транс­портировании. Во многих случаях удаление свободной воды из нефти проводилось непосредственно на скважинах, а если это оказывалось невозможным – осуществлялась деэмульсация, что исключало возможность образования стойких эмульсий, разрушение которых в по­следующем оказывалось чрезвычайно сложным. Эмульсии, трудно поддающиеся обработке, сбрасывались в реки, озера и часто сжига­лись.

В настоящее время известны десять способов деэмульсацин нефти, получивших широкое распространение на практике или про­шедших стадию промышленных испытаний. Они основаны на ис­пользовании отстаивания, центрифугирования, термообработки, хи­мической обработки, промывки в водном слое, обработки в электри­ческом поле, фильтрации в пористых средах, импульсных воздейст­вий, вымораживания, выпаривания. За исключением метода отстаи­вания и центрифугирования, все эти способы являются по существу комплексными. Применяемые в мировой практике методы можно от­нести к трем различным уровням, характеризуемым: использованием принципа естественного расслоения эмульсии на нефть и воду в поле сил гравитации; применением средств интенсификации разрушения бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды и снижения вяз­кости нефти (нагрев, деэмульгаторы, промывка в водном слое, вымо­раживание); интенсификацией коалесценции и укрупнения капель (коалесцирующие фильтры, электрическое поле, гидродинамические коалесценторы, ультразвук). Технологическим схемам каждого уровня соответствуют определенные представления об оптимальных условиях осуществления процессов промысловой подготовки нефти, газа и воды. Технологические схемы первого уровня базировались на тех­нологии обезвоживания, разработанной на естественном различии в плотностях воды и нефти и возможности расслоения эмульсии под действием сил гравитации. Метод наиболее прост и основан на ис­пользовании эффекта сближения и слияния капель друг с другом и слоем дренажной воды в гравитационном поле. Наиболее простая технологическая схема обезвоживания нефти предусматривала цик­лическое заполнение емкостей эмульсией, последующее отстаивание, сброс воды и откачку обезвоженной нефти. При обработке нестойких эмульсий заполнение емкостей, отстаивание и сброс воды, а также откачка нефти проводились непрерывно. Возникающий промежуточ­ный слой неразрушенной эмульсии сбрасывали "в амбары", что при­водило к загрязнению огромных территорий.

Технологические схемы подготовки нефти второго уровня пре­дусматривают применение различных средств разрушения брони­рующих оболочек на глобулах пластовой воды (нагрев, заморажива­ние, применение деэмульгаторов и др.). Одна из них основана на ис­пользовании эффекта теплового воздействия на бронирующие обо­лочки капель, приводящего к снижению их прочности, интенсифика­ции процесса деэмульсации при снижении вязкости среды (нефти), обеспечивающего более быстрое осаждение капель на дно аппаратов. Составной элемент схемы – метод отстаивания. Наряду с отстойными аппаратами в этом случае в технологическую схему необходимо включить нагревательные элементы (печи) для прямого нагрева эмульсий либо теплообменную аппаратуру. Метод получил широкое распространение на промыслах всех стран, особенно в ранний пери­од. Приоритет применения этого метода за рубежом, очевидно, при­надлежит Брюкке (1910 г.) и Брауну (1911 г.). В первый период эмульсия нагревалась в открытых резервуарах и ямах с помощью пе­регретого пара. Высокая стоимость процесса и большие потери лег­ких фракций обусловили целесообразность отказа от этого способа еще в 40-х годах. Потери легких фракций для нефти плотностью 0,93 г/см³ составили в среднем 12,5%. Потребление топлива для нагрева ориентировочно достигало 5%. Эти обстоятельства обусловили раз­работку и применение герметизированных систем обработки нефти, которые позволили конденсировать наиболее тяжелые компоненты, извлекаемые вместе с газом, и возвращать их в нефть, а сухой газ ис­пользовать в качестве топлива. Применяемые при этом дегидраторы имели различные конструктивные особенности. Многие из них были рассчитаны на работу по принципу прямого нагрева, другие – с применением пара. Очень часто применялись паровые змеевики, однако эта практика имела отрицательные последствия, поскольку при со­прикосновении с очень горячей поверхностью змеевика вода испаря­лась и, попадая в более холодные области нефти, конденсировалась с образованием очень мелких капель, осаждение которых за технологи­чески приемлемое время оказывалось невозможным. Испарение со­держимого глобул приводило также к образованию кристаллических солей, удалить которые было очень трудно. На основе этих эффектов, имеющих отрицательные последствия вследствие засорения поверхности нагревательных элементов, были разработаны новые методы обработки нефти. Обезвоживание достигалось путем пропускания тонкого слоя нефти над металлическими пластинами, имеющими очень высокую температуру и расположенными вертикально.

Другой метод предусматривал использование фракционной ко­лонны, в которой отпаривались вода и легкие фракции. Накопившие­ся на тарелках соли удалялись. Использовался также метод разбрыз­гивания нефти в горячем воздушном пространстве, в котором вода быстро испарялась при падении капель, и метод пропускания через нефть перегретого газа или пара. Более эффективным оказался метод нагрева эмульсии при погружении змеевика в воду. По мере нагрева воды возникали конвекционные токи и в слое нефти, что приводило к столкновению мелких глобул с плоской поверхностью дренажной воды и переходу их в ее состав. Это же способствовало быстрому от­делению и более крупных капель. Обработка эмульсии нагревом под давлением также сопровождалось потерями легких фракций в резер­вуарах для товарной нефти, которые при температуре 28 ⁰С составили в среднем 1,75%, а при температуре 65 ⁰С – 6,7%. В связи с этим пре­дусматривалось использование концевых холодильников, позволяю­щих несколько снизить уровень потерь. В этот же период были раз­работаны установки для обезвоживания нефти, включающие нагрева­тель, технологический и товарный резервуары, которые имели газо­вую обвязку для отбора отделившегося газа и сжигания его в нагрева­теле. Схемы обвязки этих элементов, применяемые различными ком­паниями, также были различны. Некоторые компании предпочитали прокачивать нефть со скважин непосредственно через нагреватели в буферные, затем в отстойные товарные резервуары. Другие компании считали экономичным прокачивать нефть со скважин непосредствен­но в промывные резервуары, а нагреватели использовались для на­грева в них воды. Установки этого типа в герметизированном вариан­те с высокой степенью эффективности используются до сих пор.

Первыми водную промывку предложили Н. Эдди и И. Конвей (1926 г.). Как элемент комплексного термохимического метода, про­мывка эмульсии в слое воды известна с 1929 г. Грин и Унханк (1931 г.) предложили метод разрушения эмульсии пропусканием ее через слой чистой воды тонкими струями. Дегидратор высокой производи­тельности такого типа был установлен на НПЗ в Ватерлоо, штат Ар­канзас. Конструкции резервуаров, используемых для промывки эмульсии через слой воды, были разработаны Бэем в 1936 г. Однако исследованиями было показано, что теоретические предпосылки технологии оказались неверными, а достигаемый положительный эффект был вызван другими причинами. В частности, выяснилось, что принцип обращения фаз, будучи справедливым при смешении чистых веществ, с увеличением концентрации воды в нефти не проявляется. При этом возникает еще более сложная, множественная эмульсия воды и нефти, распределенная в объеме свободной неэмульгированной воды. Причина этого – возникновение прочных бронирующих оболочек на границе раздела фаз нефть – вода в эмуль­сиях типа вода в масле, препятствующих быстрому слиянию капель и реализации теоретически правильного для чистых веществ принципа. Исследования показали, что разложение эмульсии при ее промывке через слой дренажной воды объясняется нагревом эмульсии и разрушением бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды, нахо­дящихся на поверхности всплывающих в слое дренажной воды круп­ных капель эмульсии и капель, осаждающихся на его поверхность из тонкого слоя нефти, расположенного над ним. Технология, преду­сматривающая применение химических реагентов, основана на ис­пользовании веществ, которые имеют более высокую поверхностную активность, чем природные эмульгаторы, входящие в состав брони­рующих оболочек, и оказывают на них вытесняющее, дробящее пептизирующее действие. Метод химического деэмульгирования впер­вые запатентован в России в 1913 г. Л.Ф. Беркганом. Позже него на один год (1914) способ был запатентован в США Барникелем. Для осуществления обезвоживания нефти деэмульгатор в нужном количе­стве вводился в обрабатываемую эмульсию и осторожно смешивался с ней, чтобы исключить нежелательное диспергирование глобул пла­стовой воды. При перемешивании происходило многократное столкновение глобул пластовой воды с каплями введенного реагента, кото­рый разрушал и вытеснял с поверхности бронирующих оболочек ве­щества, препятствующие слиянию капель. К 1929 г. в США Ф.М. Берти разработал способ разрушения нефтяных эмульсий при введе­нии реагента, что достигалось осторожным смешением, исключаю­щим дробление капель. Это положение использовалось в качестве определяющего принципа при обработке эмульсии реагентом во всех отечественных и зарубежных технологических схемах. Если диспер­гирование по тем или иным причинам на практике происходило, в течение длительного времени это считалось отрицательным явлени­ем. Лучшим способом эффективного использования деэмульгатора является введение его в поток нефти как можно раньше для установки подготовки нефти. Деэмульгатор рекомендовалось вводить в тонкодисперсном состоянии с помощью распылительных устройств. Обычно смешение эмульсии с реагентом достигалось в трубопроводах при ее движении в турбулентном режи­ме. Однако иногда прибегали к дополнительному смешению с помо­щью смесителей или насосов. На ранней стадии обезвоживания с применением деэмульгаторов в технологической схеме предусматри­валось заполнение емкости обрабатываемой эмульсией, введение в нее деэмульгаторов, перемешивание, последующий отстой в состоя­нии покоя, сброс выделившейся воды и откачка обезвоженной нефти. С течением времени перемешивание эмульсии с реагентом вручную было заменено перемешиванием ее с помощью насоса, работающего по замкнутому циклу. Впоследствии циклический метод уступил ме­сто технологии, получившей название "флоулайнтритмент", при осуществлении которой деэмульгатор с помощью дозатора стали вво­дить непрерывной струей непосредственно в поток откачиваемой со скважины нефти. Нефть перемешивалась с деэмульгатором в процес­се ее движения по трубопроводам от скважин к резервуарам-отстойникам. Процессы, происходящие при движении обрабатывае­мой реагентом эмульсии по трубопроводам, изучены еще не были, поэтому с технологической точки зрения трубопроводам отводилась роль лишь смесительных устройств, обеспечивающих наиболее пол­ное и эффективное использование деэмульгаторов. Технология, предусматривающая введение деэмульгаторов на забой скважин и не требующая подогрева, получила название "внутрискважинной деэмульсации". Однако название способа не отражает существа процес­сов, происходящих при этом, что соответствует уровню их изученно­сти в то время. При введении реагента в поток добытой нефти проис­ходят интенсивный массообмен и распределение деэмульгатора в ка­плях пластовой воды, в связи с чем предотвращается образование прочных бронирующих оболочек на поверхности капель при последующем диспергировании эмульсии на штуцерном узле скважины. Появившийся позднее метод трубной деэмульсации был раз­работан на основе более полного представления о процессах, проис­ходящих в потоке при его транспортировании в турбулентном режи­ме. При этом не только предотвращалось образование бронирующих оболочек на каплях воды, но достигалось также разрушение уже сформировавшейся эмульсии, укрупнение капель и во многих случа­ях – расслоение потока на нефть и воду. В 1929 г. В. Геритц привел описание термохимического метода деэмульсации нефти, в котором предусмотрены все основные технологические приемы, применяемые (кроме трубной деэмульсации и совмещенных схем) в настоящее время на всех типовых установках подготовки нефти с теми или иными непринципиальными изменениями. В схеме предусмотрен ввод деэмульгатора в поток идущей от скважины нефти перед газовым сепаратором и последующий распределенный ввод обработанной реагентом эмульсии под слой дренажной воды. При этом достигались две основные цели: уменьшение капитальных вложений на оборудо­вание и снижение эксплуатационных затрат. В качестве реагента ис­пользовались нафтеновые кислоты. В. Геритц впервые четко показал, что действие деэмульгаторов оказывается тем эффективнее, чем оно продолжительнее (то, что сейчас называют увеличением времени контактирования) и чем совершеннее смешение деэмульгатора с об­рабатываемой эмульсией. При деэмульсации нефти с использованием реагентов большое значение имеют не только их свойства, активность, место ввода, количество и температура обработки, но и сте­пень и длительность смешения эмульсин. Поскольку перемешивание является динамическим фактором, обусловливающим формирование эмульсии, оно также очень важно и при разрушении ее. Однако в по­следнем случае смешение не должно быть ни излишне сильным, ни излишне длительным, так как цель смешения – ускорение проникно­вения деэмульгатора на межфазные пленки с целью их последующего разрушения. В этот период впервые отмечается, что длительность и интенсивность смешения должны быть достаточными, чтобы гаран­тировать не только проникновение деэмульгатора на поверхность мелких глобул, но и обеспечить их предварительное укрупнение до размеров, которые сделают возможной их дальнейшую коалесценцию в отстойной аппаратуре.

Технологическая схема нагрева эмульсии при повышенном давлении (0,3 – 0,4 МПа) наиболее полно впервые описана Файстегом в 1942 году. В качестве основных элементов в нее входили отстой­ные аппараты, смесители реагента с эмульсией, нагреватели, устрой­ства для предварительного сброса воды, система отбора и утилизации выделившегося газа или легких фракций нефти. Рочов и Мэсон (1936 г.) показали, что воду можно отделить от нефти методом вымораживания. Когда вода превращается в лед, она расширяется, растягивает оболочку и, ослабляя ее, делает возможной коалесценцию капель при контакте. Несколько последовательных замораживаний и оттаиваний нефти позволяют разрушить эмульсию. Этот метод не получил широ­кого распространения на практике. Однако применение метода и микроскопические исследования подтвердили наличие бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды, и в этом их основная ценность. Возможность интенсифицировать деэмульсацию нефти путем пред­варительной коалесценции капель в более крупные перед направле­нием эмульсий на отстой, обусловила разработку целого ряда спосо­бов и схем подготовки нефти, обеспечивающих эффективную коалесценцию капель после разрушения на них бронирующих оболочек. Исследования развивались одновременно в нескольких направлениях. Предусматривалось применение для этих целей электрического поля, эффектов избирательного смачивания (коалесцирующие фильтры), ультразвука, импульсного воздействия на эмульсию. В результате всесторонней проверки разработанных средств интенсификации коалесценции капель были созданы многочисленные технологические схемы подготовки нефти третьего уровня, получившие в настоящее время наиболее широкое распространение.

ГЛАВА 8