И ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ

На нефтяных месторождениях эксплуатируются следующие установки обезвоживания и обессоливания нефти:

· термохимические установки обезвоживания нефти (ТХУ);

· электрообессоливающие установки (ЭЛОУ).

Сырьевой резервуар 1 может работать как резервуар с предварительным сбросом воды. В этом случае часть горячей воды, выходящей из отстойника 5 и содержащей реагент-деэмульгатор, подается в поток сырой нефти перед резервуаром 1 (пунктирная линия, рис.1). В этом случае резервуар 1 оборудуют распределительным маточником и переливной трубой. В резервуаре поддерживается слой воды, так что поступающая нефтяная эмульсия распределенным потоком проходит через толщу воды, что способствует более полному отделению свободной воды из нефтяной эмульсии. Отделившаяся в резервуаре с предварительным сбросом вода насосом откачивается на установку подготовки сточных вод.

В случае тяжелых нефтей, с высоким содержанием солей применяется способ обессоливания на электрообессоливающей установке (рис.7.2). При этом для стабилизации обводненности нефтяной эмульсии, поступающей в электродегидратор, вводится ступень термохимического обезвоживания. Сырая нефть I из сырьевого резервуара 1 сырьевым насосом 2 прокачивается через теплообменник 3 и подогреватель 4 и поступает в отстойник 5. Перед сырьевым насосом в сырую нефть вводят реагент-деэмульгатор II, поэтому в отстойнике 5 из сырой нефти выделяется основное количество пластовой.воды. Из отстойника 5 нефть с содержанием остаточной воды до 1—2 % направляется в электродегидратор 8. При этом перед электродегидратором в.поток нефти вводят пресную воду III и деэмульгатор II, так что перед обессоливанием обводненность нефти в зависимости от содержания солей доводится до 8—15 %. Соли растворяются в пресной воде и после отделения воды от нефти в электродегидраторе нефть становится обессоленной. Сверху электродегидратора 8 выходит обезвоженная и обессоленная нефть, которая, пройдя промежуточную емкость 7, насосом 6 прокачивается через теплообменник 3, подогревая сырую нефть, и направляется в резервуар 9 товарной нефти. Вода IV, отделившаяся от нефти в отстойнике 5 и электродегидраторе 8, направляется на установку по подготовке воды. Товарная нефть V насосом откачивается в магистральный нефтепровод.

Обессоливание промысловой нефти. Минимально потребное количество промывной воды для обессоливания (по Дунюшкину, 2006)

Сущность процесса обессоливания промысловой нефти заключается в снижении концентрации хлористых солей в капельной попутной пластовой воде, которая осталась в промысловой нефти после ее предварительного и глубокого обезвоживания. Снижение концентрации хлористых солей в капельной пластовой воде, представляющей собой дисперсную фазу в обратной водонефтяной эмульсии (промысловой нефти), возможно только в результате коалесценции их с каплями промывной воды, в качестве которой, как правило, используется пресная вода. Для возможности эффективной коалесценции соленых и пресных капель воды необходимо:

· при смешении промывной (пресной) воды с промысловой нефтью диспергировать промывную воду так, чтобы плотность распределения капель промывной воды не слишком отличалась от плотности распределения капельной пластовой воды в промысловой нефти на входе в ступень глубокого обезвоживания;

· добавлением в промысловую нефть эффективного деэмульгатора обеспечить снятие структурно-механического барьера на межфазной поверхности капель пластовой воды;

· повышением температуры обрабатываемой промысловой нефти и промывной воды сократить время на «транспортную стадию» до встречи капель воды за счет снижения вязкости нефти, растворения кристаллов парафина адсорбированных на межфазных поверхностях капель и т.п.;

· увеличить вероятность встречи капель пластовой и промывной воды для возможности их многократной коалесценции и диспергирования в минимально возможное время при турбулентном режиме течения.

Принципиальная научно обоснованная [51] технологическая схема одноступенчатого обессоливания представлена на рис. 6.3.

Наиболее распространенным смесительным устройством является смесительный клапан, позволяющий регулировать не только интенсивность перемешивания промывной воды с сырой нефтью, но и изменять дисперсность капельной промывной воды.

Принципиально важным элементом такой технологической схемы обессоливания промысловой нефти является наличие в ней коалесцера-диспергатора 2.

Именно в коалесцере-диспергаторе 2 обеспечивается многократная коалесценция и дробление «львиной» доли капель, приводящие к практическому выравниванию концентрации солей в капельной воде в водонефтяной эмульсии после смесителя 1.

Многолетние исследования В.И. Логинова, отраженные в его содержательной монографии [51], показали, что недостаточное внимание к учету продолжительности процесса коалесценции капель, тем более, когда эти акты должны происходить многократно, является причиной чрезвычайно низкой эффективности использования промывной воды на ступенях обессоливания. Поэтому распространение на промыслах, как правило, многоступенчатых установок обессоливания объясняется недостаточным вниманием обслуживающего персонала к длительности коалесценции капельных пластовой и промывной вод в технологической цепочке после смесителя. Таким образом, фактически на практике для достижения необходимой степени обессоливания, вместо коалесцеров-диспергаторов применяют многоступенчатые технологии обессоливания с использованием избыточного дорогостоящего промыслового оборудования.

Использование коалесцера-диспергатора 2 (рис. 6.3), увеличивая время задержки эмульсии на пути от смесителя 1 до электродегидратора 3 в сочетании с многократными актами коалесценции и диспергирования и турбулентном потоке, позволяет существенно повысить эффективность использования промывной воды на каждой ступени обессоливания.

Увеличивая содержание капельной воды на выходе смесителя 1 за счет дополнительной подачи на его вход не полностью прореагировавшей дренажной воды из электродегидратора (внутриступенчатая циркуляция воды), удается существенно увеличить вероятность коалесценции капель в коалесцере-диспергаторе и сократить число ступеней обессоливания.

В настоящее время не только на промыслах, но даже на нефтеперерабатывающих заводах не уделяется должного внимания увеличению времени задержки обрабатываемой продукции между смесителем 2 и делителем фаз (электродегидратором 3), рис. 6.3. Даже увеличение времени задержки в электродегидраторах в шесть раз (шесть параллельных потоков) и использование циркуляционных дренажных вод не сокращает нормы водопотребления пресной воды.

В настоящее время ни один крупный нефтепромысел не обходится без электродегидраторов. Принцип воздействия электрического поля на водонефтяную эмульсию: при попадании эмульсии в электрическое поле капли воды, диэлектрическая проницаемость которых примерно в 40 раз больше, чем у нефти, превращаются в диполи. При уменьшении расстояния между диполями сила взаимодействия между ними возрастает, при этом резко увеличивается напряженность поля в прослойке между ними и происходит пробой и капли сливаются в течение сотых долей секунды [3, 6]. В результате мелкие водяные капли сливаются, укрупняются и осаждаются в электродегидраторе. Вода выводится снизу, а обезвоженная нефть сверху.

Современные высокоэффективные горизонтальные электродегидраторы рассчитаны на рабочее давление 1,8 МПа. Электрическое поле в них создается между горизонтальными электродами, подвешенными на изоляторах на середине высоты электродегидратора, рис. 6.5. В зависимости от величины подаваемого на электроды напряжения (22, 33 или 44 кВ) и расстояния между электродами 120–400 ммнапряженность электрического поля меняется в пределах 100–300 кВ/м.

Сырая нефть вводится в межэлектродную или подэлектродную зоны, либо одновременно в обе зоны электродегидратора (в последнем случае электродегидратор оборудуется дополнительным третьим электродом).

Расход промывной воды (по регламенту) на ЭЛОУ составляет 10% об. от объема подготавливаемой нефти, фактический же расход промывной воды не превышает 6% об. [50].

Поэтому представляет несомненный интерес асимптотическая оценка теоретически необходимого расхода промывной воды для обессоливания, фактически теоретическая оценка эффективности технологии обессоливания.

Введем понятие – термин идеальное смешение капельных пластовой и промывной вод. Под этим термином будем понимать ситуацию, при которой во всех каплях воды после диспергатора-коалесцера на входе в электродегидратор (делитель фаз) концентрация хлористых солей одинакова.

Если массовая концентрация хлористых солей в капельной воде, которая останется в потоке нефти на выходе электродегидратора, обеспечивает требуемую группу качества по содержанию хлористых солей в обезвоженной нефти, то такой расход промывной воды является теоретически минимально необходимым. Рассчитав его, получим асимптотичес­кую оценку теоретически необходимого расхода промывной воды для обессоливания.

Пусть на вход ступени обессоливания поступает Q _С^'м³/сут сырой нефти с объемной долей воды в ней (обводненностью) φ_С^В. Массовая концентрация хлористых солей в капельной воде, содержащейся в сырой нефти, равна C ^"_NaCL. Допустим, что на вход смесителя подается Q⁺_H2Oпромывной воды, смешение капельных пластовой и промывной воды идеально, то есть в каждой вновь сформировавшейся капле воды после мно­гократных актов коалесценции (слияния) и диспергирования перед входом в электродегидратор массовая концентрация хлористых солей одинакова. Следовательно, концентраиия хлорис т ых солей в воде на выходе из электродегидратора с потоком нефти и в дренажной воде на выходе из электродегидратора равна концентрации хлористых в капельной воде на входе в электродегидратор. Пренебрегая содержанием хлористых солей в промывной (пресной) воде, получим:

(6.9)

где C^B_NaCL –массовая концентрация хлористых солей в воде обессоленной (товарной) нефти.

Допустим, что объемная доля воды в обессоленной нефти