Промысловая подготовка нефти

Как уже говорилось, при перемешивании нефти и воды может образоваться трудноразделимая смесь этих жидкостей, называемая нефтяной эмульсией. Условия для образования нефтяных эмульсий при эксплуатации скважин весьма благоприятны, так как нефть интенсивно перемешивается с пластовой водой на всем пути от продуктивного пласта до концевых сепарационных установок.

В большинстве случаев в промысловой практике приходится иметь дело с эмульсиями типа "вода в нефти". Отличительной особенностью этих эмульсий является то, что вода в виде мельчайших капелек располагается внутри нефти.

Нефтяные эмульсии в большинстве случаев обладают высокой стойкостью. Простым отстоем отделить воду от нефти в них невозможно и для этого приходится прибегать к специальной обработке эмульсии.

Процесс подготовки нефти для ее переработки условно разделяется на две операции: обезвоживание (деэмульсация) и обессоливание. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1 - 2 %, при обессоливании - от 0,1 % до следов. Кроме того, при этом процессе удаляются соли. Это достигается пропусканием нефти через слой пресной воды, в результате чего соли, имеющиеся в нефти, растворяются и удаляются вместе с водой.

Процессы разрушения нефтяных эмульсий можно разделить на два этапа: первый - слияние капель диспергированной воды и второй - осаждение укрупнившихся капель воды. Эти процессы можно осуществлять тепловым, химическим или электрическим способом.

При тепловом, или термическом, способе эмульсионную нефть нагревают до 45 - 80° С. Во время последующего отстоя в течение нескольких часов вода частично отделяется от нефти и осаждается в резервуаре-отстойнике, откуда сбрасывается в канализационную сеть.

Тепловой способ деэмульсации нефти основан на том принципе, что при нагреве эмульсии ее вязкость снижается, капли воды соединяются друг с другом и осаждаются. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках или трубчатых печах.

Химический способ основан на воздействии химическими реагентами-деэмульгаторами на составные части эмульсии - нефть и воду.

В качестве деэмульгаторов используют различные неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ), изготовляемые на основе окиси этилена (ОП-10, проксанолы, дипроксамин, дисольван и др.). Расход этих деэмульгаторов при обезвоживании и обессоливании нефти небольшой - от 30 до 100 г на 1 т обработанной нефти.

При введении в эмульсионную нефть деэмульгатор вследствие растворимости в обеих фазах эмульсии свободно проникает во внутреннюю фазу, разрушает пленки эмульгаторов, снижает поверхностное натяжение на границе вода - нефть, что способствует разложению эмульсии.

Электрический способ разрушения эмульсии основан на появлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капельки воды, на взаимном притяжении этих капелек и разрушении пленок нефти между этими капельками в результате действия переменного или постоянного тока высокого напряжения на электроды, опущенные в поток эмульсии. При электрической деэмульсации нефти в железный сосуд вводят изолированный от стенок сосуда электрод, по которому протекает электрический ток напряжением в несколько тысяч вольт. Вторым электродом являются стенки сосуда, заземленные и соединенные с трансформатором напряжения.

При прокачивании эмульсии между электродами, через которые пропускают ток высокого напряжения, эмульсия разрушается, освобожденные капельки воды соединяются в более крупные частички и вода постепенно оседает на дно сосуда.

Самостоятельно каждый из описанных способов деэмульсации нефти почти не применяют. Обычно деэмульсацию осуществляют комбинированным способом, например, тепловое воздействие комбинируют с химическим или термохимическое воздействие сочетают с электрическим.

Пример: Установка комплексной подготовки нефти (УКПН), на которой осуществляются процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти. Установка состоит из отстойника, теплообменника, стабилизационной колонны и электродегидратора. В некоторых случаях для улучшения степени обессоливания вместо одного отстойника или электродегидратора применяют два последовательно включенных аппаратов. В них происходит окончательное обессоливание нефти. Обессоленная нефть после электродегидратора (отстойника) через теплообменник поступает в отпарную часть стабилизационной колонны. В теплообменнике нефть нагревается до 140—160° С за счет тепла стабильной нефти, поступающей по линии с низа колонны. Процессы обезвоживания и обессоливания проводятся обычно при довольно умеренных температурах (около 50-60° С) и редко, при более высоких (до 80° С).

Процесс стабилизации нефти, под которым понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций, осуществляется в специальных стабилизационных колоннах под давлением и при повышенных температурах. После отделения легких углеводородов из нефти, последняя становится стабильной и может транспортироваться до нефтеперерабатывающих заводов без потерь. Отделившись в стабилизационной колонне, легкие фракции конденсируются и перекачиваются на газофракционирующие установки или газобензиновые заводы для дальнейшей их переработки.

В нижней и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелки - устройства, способствующие лучшему отделению от нефти фракций. В нижней части отпарной колонны поддерживается более высокая температура (до 240° С), чем температура поступающей, в колонну нефти за счет циркуляции части стабильной нефти с низа колонны по линии через печь. В результате этого из нефти интенсивно выделяются легкие углеводороды, которые могут увлекать с собой и более тяжелые компоненты. Продукты испарения поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны и оттуда в конденсатор-холодильник. В конденсаторе-холодильнике пары охлаждаются до 30° С, при этом большая часть их конденсируется и накапливается в емкости орошения. Несконденсировавшиеся легкие углеводороды в качестве топливного газа направляются к горелкам печи. Часть сконденсировавшихся легких углеводородов (широкая фракция) с низа емкости насосом подается в резервуары для хранения, а другая часть направляется в верхнюю часть стабилизационной колонны в качестве орошения.

Кроме установок УКПН применяют более простые установки: термохимические ТХУ или электрообессоливающие ЭЛОУ. На базе стационарного оборудования за последнее время на промыслах все большее применение находят блочные установки по подготовке нефти, в которых основным оборудованием являются подогреватели-деэмульсаторы.

Продукция скважин по сборному коллектору поступает в сепаратор 1 первой ступени, где газ отделяется от нефти обычно при давлениях около 0,4-0,6 МПа. Затем этот газ направляется непосредственно к потребителю или на установку по подготовке газа.

Нефтяная эмульсия из сепаратора подается в сепаратор-делитель потока, предназначенный для выполнения следующих трех основных операций:

- отделения остаточного газа от нефти перед поступлением ее в подогреватели-деэмульсаторы;

- сброса свободной воды, отделившейся от нефтяной эмульсии;

- разделения нефтяной эмульсии на несколько равных потоков для равномерной загрузки основных аппаратов (подогревателей-деэмульсаторов).

Газ, выделившийся из сепаратора-делителя и из подогревателя-деэмульсатора, поступает на установку подготовки газа, а отделившаяся в аппарате пластовая вода - на установку подготовки воды. Нефтяная эмульсия из сепаратора-делителя направляется в подогреватель-деэмульсатор, откуда обезвоженная нефть при повышенной температуре поступает в сепаратор. Отделившаяся вода, содержащая некоторое количество реагента, выводится из аппарата. Эта вода может полностью или частично при помощи насоса подаваться в сборный коллектор перед сепаратором первой ступени с целью более полного использования реагента. В подогревателе-деэмульсаторе газ и вода отделяются от нефти обычно при температуре 40-60° С и давлении около 0,2-0,3 МПа, а окончательная сепарация проводится под вакуумом (остаточное давление 0,07-0,08 МПа) в сепараторе горячей вакуумной сепарации.

Готовая нефть после горячей вакуумной сепарации поступает на прием насосов системы безрезервуарной сдачи нефти в магистральный нефтепровод, а газ подается на прием вакуум-компрессоров и далее на установку по подготовке газа.

Подготовка газа

В условиях, когда газ транспортируется на тысячи километров от мест добычи до мест потребления, а газопровод пересекает различные климатические зоны, особое значение имеет подготовка газа к дальнему транспорту - осушка газа до температуры точки росы, исключающей выпадение воды из газа, транспортируемого по магистральным газопроводам. При эксплуатации газоконденсатных месторождений возникает еще дополнительное требование - извлечь углеводородный конденсат из продукции скважин.

Для обработки газа газовых и газоконденсатных месторождений применяют следующие технологические установки:

а) низкотемпературной сепарации (работающие на холоде, получаемом за счет редуцирования газа высокого давления в штуцерах и предварительного охлаждения в рекуперативных теплообменниках перед дросселированием газа);

б) низкотемпературной сепарации, работающие на холоде, получаемом в специальных холодильных машинах;

в) абсорбционной (гликолевой) осушки газа;

г) адсорбции (короткоцикловые и длинноцикловые) для обезвоживания и отбензинивания газа в комплексе и без низкотемпературной сепарации на газовых и газоконденсатных месторождениях;

д) с вымораживателями, предназначенные в основном для газовых месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера.

При содержании в газе агрессивных компонентов строятся технологические установки по удалению этих компонентов со снижением их содержания до допустимых пределов и одновременно принимаются меры по предохранению промыслового оборудования от коррозии.

Осушку и очистку газа проводят непосредственно на месторождении или на головных сооружениях магистральных газопроводов.

Осушка газа должна осуществляться до такой степени, чтобы в газопроводе не конденсировались пары воды и не образовывались кристаллогидраты. Точка росы осушенного газа месторождений в южных районах и районах средней полосы должна быть на 2-3° С ниже минимально возможной температуры газа в магистральном газопроводе при соответствующем давлении, а для месторождений Крайнего Севера - 40° С.

Очистка газа от сероводорода должна обеспечивать содержание его в газе не более 2 г на 100 м³.

Если в продукции газоконденсатных скважин содержатся вода, жидкие углеводороды, сероводород и углекислота, то необходима комплексная обработка добываемого газа перед его транспортом. Комплекс сооружений по такой обработке газа и при больших его количествах весьма сложен: это большой газоперерабатывающий завод, на котором получают нестабильный газовый бензин, элементарную серу и сухой газ.

При отсутствии сероводорода и углекислоты схемы комплексной обработки естественного газа перед его дальним транспортом упрощаются.