книги из ГПНТБ / Тронов В.П. Обезвоживание и обессоливание нефти из опыта работы об-ния Татнефть

7 мг/л. Вместе с тем глубокое обессоливание нефти на НПЗ может быть достигнуто и при поступлении на завод нефти с содержанием балласта до 2% (в расчетах при­ мем 0,7%) при условии использования в технологических целях магистрального трубопровода, что достигается введением на головных его участках реагента из расчета 20 г/г. Стоимость затраченного при этом реагента соста­ вит 1,1 коп. Перекачка балласта в виде 0,7% воды и со­ лей на 1000 км — около 1,5 коп., прочие расходы (пода­ ча реагента, амортизация оборудования и пр.) составят около 1 коп. [43]. Суммарные затраты в этом случае не превысят 3,6 коп., что почти в 2 раза ниже, чем при обес­ соливании нефти на промыслах самым экономичным способом. При попытках добиться этой же цели на типо­ вых установках затраты возрастут в 5—7 раз.

На основании вышеизложенного следует, что исполь­ зование магистральных трубопроводов может и Должно найти самое широкое применение в практике подготов­ ки нефти и решения такой важной народнохозяйственной проблемы, как глубокое обессоливание нефти на НПЗ.

Технологических трудностей для этого нет. Основные и очень серьезные препятствия на этом пути — психоло­ гические барьеры, несовершенная система оплаты за по­ ставку нефти улучшенного качества и ряд пока еще не­ решенных организационных вопросов.

Г л а в а VII

ТЕХНОЛОГИЯ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ ЗА РУБЕЖОМ

Подготовка нефти на промыслах

На технологию деэмульсации нефти и аппаратурное оформление установок подготовки нефти за рубежом, кроме сложившихся там представлений об оптимальных условиях разрушения эмульсии, значительное влияние оказывают и другие причины, вытекающие из природных условий и капиталистического способа производства.

Влияние этих факторов наиболее наглядно видно на примере США, занимающих ведущее место по добыче нефти в капиталистическом мире.

В ряде стран технология подготовки нефти на про­ мыслах представляет определенный интерес, в связи с

140

чем в разделе рассмотрены соответствующие примеры по некоторым из них.

США. Нефть и газ в США добываются в 32 штатах из пятидесяти. Годовая добыча за последний период — 470 млн. т, около 70% нуждается в деэмульсадии. Основ­ ными нефтегазоносными провинциями являются: Запад­ ное побережье, район Скалистых гор, Мидконтинент, по­ бережье Мексиканского залива, Мичиганская, Иллинойская и Аппалаческая провинции.

Ни одна страна в мире не имеет такого большого ко­ личества эксплуатируемых нефтяных месторождений и такого большого количества действующих скважин, как в США. В настоящее время в США эксплуатируется свыше 10 тыс. месторождений, многие из которых имеют всего 1—2 скважины. На крупных месторождениях, та­ ких, как Восточный Техас, число скважин достигает 30000. Фонд действующих скважин на всех месторожде­ ниях превысил 600000. Всего же с начала развития неф­ тяной промышленности Америки в эксплуатации пере­ бывало около 13 тыс. нефтяных месторождений [32, 40].

К«крупным» месторождениям в США относят такие,, годовая добыча на которых составляет не менее 0,5 млн.

тв год. В штате Техас нефти добывается не менее 1,75 млн. т в год.

К«гигантским» месторождениям относятся те из них,

суммарная накопленная добыча на которых достигла 15,9 млн. м3 [32]. Почти все крупные месторождения США находятся в последней стадии разработки.

Из 13000 месторождении только одна тысяча имеет суточный дебит более 135 г (годовая добыча около 0,5 млн. т), в том числе месторождений с начальными запа­ сами порядка 13,5 млн. токоло 250, а с запасами более 100 млн. т— всего 12. Лишь одно месторождение имело начальные запасы 500 млн. г. Тысяча месторождений имела запасы более 1,3 млн. т, все остальные имеют за­ пасы нефти порядка 100—200 тыс. т. Данные о лучших месторождениях США приведены в табл. 28.

Таким образом, характерной особенностью нефтяной промышленности США является разработка громадного количества малодебитных месторождений, которые в других районах мира обычно относят к непромышлен­ ным. Средний дебит на одну скважину в США, учитывая систему ограничения добычи, достигает 2 т/сут. Уже од-

141?

Т а б л и ц а 28

но это обстоятельство предопределяет тот факт, что в США при обустройстве нефтяных промыслов широкое применение нашло малообъемное оборудование низкой производительности, например, деэмульсаторы-подогре­ ватели производительностью от 8 до нескольких десятков тонн нефти в сутки. Разработка и без того небольших месторождений, раздробленных на большое количество участков, приобретенных с аукциона множеством фирм и частных лиц, ведется бессистемно, хищнически. В неф­ тяной промышленности США в настоящее время насчи­ тывается свыше 600 тыс. мелких частных собственников. Некоторые из них владеют земельными участками раз­ мерами 40 мг [40]. Общее количество предприятий, зани­ мающихся только добычей нефти, достигает 6,6 тыс.

342

На месторождении Восточный Техас было зарегистри­ ровано 559 арендаторов, работающих на 2567 участках. Участки, сдаваемые в аренду, обычно располагаются в шахматном порядке. Нередко между ними имеются ко­ ридоры 1,5—2 км. На отдельных наиболее крупных мес­ торождениях плотность размещения скважин (Восточ­ ный Тёхас) настолько велика, что расстояние между скважинами едва превышает десятки или сотни метров (2 га на скважину). Каждый владелец участка, на кото­ ром может быть всего несколько или даже одна скважи­ на, обустраивает его по своему усмотрению и осущест­ вляет полный цикл всех технологических операций, включая подготовку нефти и сточных вод на территории

должно соответствовать требованиям, указанным в конт­ ракте. Обычно содержание воды и механических приме­ сей в нефти, сдаваемой промыслами, не должно превы­ шать 1%, а упругость паров нефти—0,7 кг/сж2 при темпе­ ратуре 38°С. Это вынуждает владельцев участков зани­ маться вопросами подготовки нефти на нескольких или даже на одной скважине, используя для этих целей подо­ греватели-деэмульсаторы небольшой мощности. При не­ соответствии качества нефти нормам, указанным в конт­

эмульсаторов высокой производительности. Здесь невоз­ можно применение на промыслах трубной деэмульсации нефти, поскольку сборные трубопроводы принадлежат трубопроводным компаниям, не занимающимся вопроса­ ми технологии подготовки нефти.

Трубная деэмульсация нефти могла бы найти здесь широкое применение в случае участия в подготовке неф­ ти нефтепроводных компаний. Однако сколько-нибудь значительных исследований в этой области, по нашим данным, в США не ведется.

В настоящее время в США проявляются тенденции к укрупнению участков и созданию центральных пунктов

143

сбора и подготовки нефти. Рассмотрим это на несколь­ ких примерах. Самым крупным в США является место­ рождение Восточный Техас, которое было открыто в 1930 г. и разрабатывалось вначале 559 предпринимате­ лями [10, 11].

Промышленные запасы месторождения оценивались в 700 млн. т, из которых добыто 582,9 млн. т. [32]. Пло­ щадь нефтеносности составляет 525 км2, общее число пробуренных эксплуатационных скважин достигло 30000, из которых продолжают действовать около 18000, добыча с учетом ограничений на нее составляет 2,7 т/сут. В свя­ зи с падением пластового давления и снижением добычи нефти были приняты меры по укрупнению участков и организации закачки воды в пласт.

До объединения участков нефть собиралась на не­ больших сборных пунктах, равномерно распределенных по всей территории этой части месторождения, где и осу­ ществлялись операции по деэмульсации ее, продаже нефтепроводным компаниям и откачке в принадлежащие этим компаниям сборные трубопроводы. Объединением было охвачено более 100 отдельных участков, с общим числом эксплуатационных скважин 974. После реконст­ рукции системы сбора (рис. 16) нефть обезвоживалась на нескольких участках и центральном сборном пункте с помощью подогревателей-деэмульсаторов. Общее коли­ чество нефти, поступающей на центральный сборный пункт из объединенных участков, охваченных реконст­ рукцией, достигло 380 тыс. тв год. Сюда же из 45 необъединенных участков поступало до 139 тысяч т нефти в год [10].

По этим данным можно судить о количестве нефти, собираемой и в случае необходимости подготавливаемой на отдельном участке. Как видим, добыча нефти на от­ дельном участке не превышает в среднем 3—4 тыс. г в год.

Следует обратить внимание на то обстоятельство, что

•и после реконструкции нефть продолжали обезвоживать во многих местах. Из данных работ [10, 11] следует, что

на большинстве участков добывается обводненная нефть (рис. 16 а). На четырех участках осуществляется добыча обводненной нефти и ее деэмульсация в подо­

145

деэмульсатор и затем в сепаратор, смонтированный на постаменте, после чего попадает в монитор-влагомер для определения содержания воды и механических примесей в обезвоженной нефти и затем через расходомер объем­ ного типа, с содержанием балласта до 0,6%,—в общий сборный трубопровод. При неудовлетворительном каче­ стве нефть через трехходовой клапан возвращается в ре­ зервуар некондиционной нефти и оттуда насосом подает­ ся на повторную деэмульсацию.

Обводненная нефть с участков поступает в отдельные трехфазные сепараторы, на выходе из которых установ­ лены расходомеры и анализаторы, позволяющие опреде­ лять объем чистой нефти, поступающей с участков, и за­ тем в смеси и вместе с газом попадает в подогревательдеэмульсатор сборного пункта. Обезвоженная нефть через газовый сепаратор и влагомер, трехходовой кла­ пан и расходомер направляется в сборный трубопровод и затем — в резервуар центрального сборного пункта объемом 8100 м3. Здесь в качестве резерва установлен также термоэлектрический деэмульсатор (рис. 16 г). Нефтесборные трубопроводы и связанные с ними буфер­ ные резервуары насосные, а также система ЛАКТ на центральном сборном пункте принадлежат нефтепровод­

показателям приборов (расходомер, влагомер и т. д.). Од­ нако это не означает перехода на безрезервуарную сис­ тему сдачи нефти в буквальном смысле этого слова. Как следует из работ [10, 11], применение системы ЛАКТ ис­ ключает лишь операцию по замеру нефти в резервуаре. Однако в соответствии с требованиями нефтепроводных компаний перед замером нефти по системе ЛАКТ необ­

ций). Не исключаются и аварийные резервуары на су­ точный объем добываемой нефти.

146

М е с т о р о ж д е н и е Г а с т и н г с открыто в 1935 г в штате Техас, относится к числу наиболее крупных и разрабатывается рядом нефтедобывающих компаний. Добыча нефти при эксплуатационном фонде скважин по­ рядка 623 составляет около 1,3 млн. г в год. Подготовка нефти и все операции, предшествовавшие ее продаже, осуществляются на большом количестве участков (около

100).

Месторождение Гастингс относится к числу первых крупных, по американским масштабам, месторождений, где были осуществлены мероприятия по внедрению авто­ матизированной закрытой системы сдачи нефти из много­ численных участков в центральную систему ЛАКТ [11]. Схема сбора и подготовки нефти этого месторождения после его реконструкции в принципе не отличается от рассмотренной выше схемы для объединенных участков месторождения Восточный Техас. Подготовка нефти осу­ ществляется в подогревателях-деэмульсаторах на каж­ дом участке при значительном их общем количестве. Сбрасываемая из деэмульсаторов вода подготавлива­ ется на 13 очистных установках общей производитель­ ностью 13,5 тыс.м*/сутки. Для этого месторождения также характерно использование большого количества мало­ объемной технологической аппаратуры низкой произво­ дительности, распределенной по всей территории место­ рождения.

Содержание воды и механических примесей в подго­ товленной нефти не превышает 0,8%, содержание солей может достигать 1000 мг/л [10]. В отличие от центрально­ го сборного пункта на месторождении Восточный Техас, здесь круглосуточно работает резервный химико-элек- трический деэмульсатор производительностью 1100 м3/сут­ ки, что позволило отказаться от переключающего устрой­ ства в системе ЛАКТ для возврата некондиционной неф­ ти в технологический цикл, так как вся нефть на этом , сборном пункте является кондиционной.

Однако в США находят применение деэмульсаторы и повышенной производительности. Так, на центральном пункте сбора и подготовки нефти месторождения Вилмингтон в Калифорнии, довольно крупном по американ­ ским масштабам, наряду с промывными технологически­ ми резервуарами используются 10 подогревателей-де­ эмульсаторов производительностью около 2000—•

147

'2200 м3/сутки н тепломощностью порядка 3 млн. ккал/ч. Деэмульсаторы производительностью 1750 м3/сутки по сырью применены вместе с нагревательными печами на месторождениях Трейдинг Бэй и Макартур Ривер (Аля­ ска).

В американской практике на узлах повышенной про­ изводительности деэмульсационного блока вместо де­ эмульсаторов-подогревателей используется пара «нагре­ ватель — технологический резервуар».

В качестве примера можно указать на технологиче­ скую схему подготовки нефти при сборном пункте место­ рождения Блок 24 и 27 в дельте реки Миссисипи, более детально рассмотренную в работе [11]. Общая добыча нефти на этих месторождениях превышает 5 млн. тв год. Часть скважин расположена на берегу, а часть удалена «от него до 12 км. После замера воды и нефти в сепарато­ рах-подогревателях непосредственно на эксплуатацион­ ных платформах (30—60 скважин), продукция скважин направляется на платформы с оборудованием для пред­ варительного сброса воды. Для улучшения этого процес­

нефти не снизится до 6%. После сброса свободной воды из трехфазного сепаратора на платформе, нефть с остав­ шейся в ней водой проходит через расходомер с анализа­ тором для определения количества чистой нефти и попа­ дает в буферную емкость, откуда откачивается насосом на береговой центральный сборный пункт. Газ из трехфаз­ ного сепаратора и буферной емкости с помощью компрес­ соров подают в газосборочную систему и затем на ком­ прессорную станцию центрального сборного пункта. Во­

сооружения. Газ из этой емкости сбрасывается в атмос­ феру.

Нефть с оставшейся в ней водой на сборном пункте нагревается в четырех печах тепловой мощностью 4 млн. ккал/час до температуры порядка 50° С, дегазируется в вакуумном сепараторе, что исключает потери легких фракций, и направляется в 4 технологических резервуа­ ра объемом 1590 м3 каждый. В технологическом резер­ вуаре с помощью распределительного устройства нефть

148

вводится пол слон дренажной воды. Па технологических резервуаров подпорным насосом она направляется пенстему ЛАКТ н далее па нефтеперерабатывающий завод, а отделившаяся вода сбрасывается в о iстопные амбары.

Ф Р Г. Основными нефтяными районами Западной Германии в настоящее время являкпея северо-западный. Реннская долина и Маласскпй бассейн, простирающий­ ся вдоль альпийскою предюрья п Швейцарской границы [41]. В стране насчитывается около 100 нефтяных место­ рождений, суммарная добыча нефти которых достигает 8 млн. т в ['од. Значительная часть месторождений мало­

производительна. В стране имеется лини, около десятиместорождении с годовой добычей 200—000 тыс. т. К

месторождениям этою типа относя гея Рулермоор, Георг сдорф, Хаицеиебюттсль, Гоопэ, Ппенгаген, Шгеймбке, Гейде, Райгбрук, Ландау и другие. Наиболее интересной является схема подготовки нефти месторождения Лан­ дау, продукция которого по своим свойствам близка к мангышлакской.

Месторождение Ландау относится к Верхперейпской провинции и расположено па юге ФРГ. Продуктивные го­

Объем закачиваемой воды достигает 600 т!сутки. Около

е парафином в промысловом оборудовании осуществля­ ется в основном химическими средствами с помощью деирессатора сенанара (фирма БАСФ), закачиваемого в скважины один раз в неделю. Расход реагента состав­ ляет 15 s j r .

Сбор нефти осуществляется на центральном пункте, являющемся одновременно и базой промысла (ем. рис. 17). Давление на скважинах летом составляет 10 пт, зи­ мой возрастает до 60 ит, что значительно затрудняет ее

перекачку.

Деэыульсацнн нефти осуществляется по комбшшро-

149