Совмещение горячей сепарации и деэмульсации нефти

Горячая сепарация нефти и доведение давления насыщенных паров до 500 мм.рт.ст. в большинстве случаев достижимы при темпе­ратуре нагрева не выше 70 ⁰С, что соответствует уровню подогрева нефти при ее деэмульсации по классической схеме. Перегрев нефти ведет к испарению и переходу в конденсат тяжелых углеводородов, большая часть которых впоследствии теряется. Кроме того, расход газа на нагрев достигает 30% от извлекаемых горячей сепарацией легких фракций или 0,5% веса добываемой нефти. При перекачке горячей нефти с установок подготовки в товарные резервуары, рабо­тающие в циклическом режиме, происходит потеря легких фракций вследствие больших и малых дыханий. Установка дополнительных теплообменников для охлаждения товарной нефти требует значи­тельных капиталовложений и усложняет эксплуатацию всего ком­плекса оборудования.

Многоцелевое использование нагрева и правильное распределе­ние температуры по пути движения нефти позволяют совместить процессы сепарации и деэмульсации, а также осуществить их при оптимальной температуре сепарации в одном и том же промысловом оборудовании непосредственно на потоке. Решающим требованием, ограничивающим такое совмещение, является соответствие темпера­туры сепарации нефти температуре оптимального снижения прочно­сти свойств бронирующих оболочек на каплях пластовой воды и вязкости нефти, применяемой для разделения эмульсии на нефть и воду, т.е. должно соблюдаться неравенство

, (7.2)

где T₁ – температура сепарации, ⁰С; Т₂ – температура оптимально-минимальной прочности бронирующих оболочек, ⁰С; Т₃ – оптималь­но-минимальная температура вязкости нефти, ⁰С.

При наложении кривых сепарации, вязкости нефти и прочности бронирующих оболочек, как функций температуры, на один график участки их оптимальных значений должны лежать в одном и том же интервале температур.

Параметры прочности бронирующих оболочек (Z_Т) и вязкости , как функции температуры, для большинства районов стран вполне совместимы. Так, для ромашкинских нефтей Т₂ = 25 ⁰С, Т₃ = 30 ⁰С, в то время как оптимальная температура сепарации (Т₁) при создании небольшого вакуума определяется в 42 ⁰С.

Такие значения параметров при большом запасе времени и ис­пользовании гидродинамических эффектов позволяют осуществлять сепарацию и деэмульсацию нефти в мягком температурном режиме и широко использовать для завершения технологических операций (глубокое обезвоживание) товарные парки и головные сооружения.

Нагрев нефти до 42 ⁰С в присутствии реагента и при продолжи­тельном движении по трубопроводам вследствие гидродинамических эффектов позволяет разрушить бронирующие оболочки на каплях пластовой воды, сброс которой можно осуществлять как из сепаратора, так и при пониженной температуре (25 – 30 ⁰С) непосред­ственно из резервуаров товарной нефти. Значение Т₃ позволяет осу­ществлять этот процесс с высокой степенью эффективности. Сниже­ние температуры жидкости до температуры отделения воды от нефти осуществляется за счет отдачи тепла в окружающую среду при движении нефти по трубопроводу от узла сепарации до товарного парка готовой нефти. Нагрев нефти на головных участках движения эмуль­сии по коммуникациям при обработке стойких эмульсий более эф­фективен, чем нагрев эмульсии при отстое. В первом случае темпера­турный эффект используется для разрушения бронирующих оболочек при возникновении гидродинамических эффектов в процессе транс­порта эмульсии по трубопроводам возникающем в связи с этим большом запасе технологического времени, а во втором – для снижения в основном вязкости эмульсии, разрушения бронирующих оболочек и отстоя воды от нефти при ограниченном запасе технологиче­ского времени, увеличить который возможно лишь за счет увеличе­ния емкости отстойной аппаратуры.

Для эффективного ведения процесса оказывается более важно разрушить бронирующие оболочки и осуществлять отделение воды от нефти даже при пониженных температурах, чем создавать условия для оседания на дне аппаратов капель с неразрушенной бронирую­щей оболочкой при высокой температуре. При совмещении сепара­ции с деэмульсацией продолжительность пребывания нефти в аппа­рате рассчитывается по операции, требующей большего времени для своего завершения, в данном случае – по скорости отделения воды от нефти. Часто эти расчеты определяются режимом сепарации и скоро­стью всплывания окклюдированных пузырьков газа в движущейся в трехфазном сепараторе нефти.

В обоих случаях условия для сепарации газа и отделения воды от нефти легко создаются на потоке на горизонтальных участках трубо­проводов с ламинарным режимом движения при соответствующих перепадах давления и расходе реагента-деэмульгатора. Это также делает совмещение таких операций в трубопроводах весьма эффек­тивным. С другой стороны, совмещение процессов горячей сепара­ции газа с деэмульсацией нефти при мягком температурном режиме позволит сократить технологические потери углеводородов (в виде топлива при подогреве нефти) на 30% и при температуре товарной нефти ниже температуры сепарации практически исключить потери в резервуарах товарных парков и других негерметизированных емко­стях по пути движения нефти, а также решить одним технологиче­ским приемом две задачи.