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

П р и м е ч а н и е . Нефти месторождении Лют, Луго, Мимнзап, Кабейл-Люкат смешиваются перед откачкой с нефтью Парантис. Содержание солей перед отпранкой, намеренной н Парантис, соответствует содержатмо солен н смеси.

ся, и нефть с остаточным еодержанпсм поды порядка 0,2% и солен 200 - 250 м г / л после, предварительного по

догрева откачивается в Людвпгсхафен.

Обслуживание промысла, включая механические мас­ терские и производство ремонтных работ на скважинах, осуществляется персоналом в 30 человек.

Франция. Здесь разрабатывается около тридцати

нефтяных месторождений. Основная добыча приходится на Парантис, Казо, Пешельбранп и Лак. Особое разви­ тие нефтяная промышленность Франции получила после открытия в марте 1954 г. в западной части Аквитанско­ го бассейна, граничащего с Испанией н омываемого Бис­ кайским заливом, крупного месторождения Парантис.

В настоящее время этот район является основным нефтедобывающим в стране, особенно после открытия в 1959 г. второго крупного месторождения Казо, располо­ женного на Атлантическом побережье в 25 к м к северу от

Парантис.

Первая нефть месторождения была получена в апреле

порядка 30 т. В начальный период месторождение разра­

батывается компанией Эссо-Реп несколькими десятками

15)

/ВЯЗКАЯ НЕ ФТ Ь /

7

Рис. 18. Принципиальная технологическая схема подготовки нефти месторождении Параитис (I), Луго, Мнмизан (И) (Франция).

скважин с годовой добычей около полутора миллионов тонн. Содержание воды в нефти велико, однако соле­ ность пластовой воды незначительна. Это позволяет осуществлять обессоливание нефти на промыслах путем ее глубокого обезвоживания. Это же характерно и для других месторождении.

Некоторые сведения о качестве нефти и пластовых вод по данным работы [119] приведены в табл, 29.

152

В работе [119] указывается, что обезвоживание нефти путем естественного отстаивания позволяет снизить со­ держание солей в ней до 30 мг/л. Промывка пресной во­ дой не является обязательной, тем более, что заводнение месторождений пресной водой сопровождается постоян­ ным понижением содержания соли в воде по мере разра­ ботки месторождения. Обезвоживание нефти осущест­ вляется с применением подогревателей-деэмульсаторов, работающих в блоке с резервуарами товарного парка. При этом используются две схемы. По первой из них водонефтяная эмульсия после прохождения первой сту­ пени сепарации (рис. 18) при давлении 0,4 ат поступает в подогреватель-деэмульсатор, который также выполняет функции второй ступени сепарации при давлении 0,15 ат. Водонефтяная эмульсия подогревается в этом аппарате до 60°С.

Реагент с помощью дозировочного насоса подается перед деэмульсаторами. Нефть с остаточным содержани­ ем воды до 1 % поступает в резервуар, в котором осуще­ ствляется дополнительное отстаивание в течение 12 ча­ сов. Вода и промежуточный слой неразрушенной эмуль­ сии перед откачкой нефти из резервуара возвращаются в деэмульсатор. Все это позволяет отправлять нефть на нефтеперерабатывающий завод в Бордо с содержанием солей ,д,о 9 мг/л. Подготовка нефти по этой схеме кроме Парантис осуществляется также на месторождениях Казо, Лавернь, Луго. Осложнения в эксплуатации обору­ дования связаны с коррозией и отложениями солей на жаровых трубах эмульсаторов-подогревателей. На дру­ гих месторождениях (Луго, Мимизан) обезвоживание нефти осуществляется без использования деэмульсато­ ров.

В этом случае применяются технологические промыв­ ные резервуары (рис. 19). Из промысловых резервуаров нефть самотеком переходит в буферные. Обезвоженная нефть откачивается в Парантис, где она и обессоливается в смеси с нефтью этого месторождения. Это весьма ин­ тересный пример, когда фирма осуществляет обезвожи­ вание нефти на территории одного месторождения, а обессоливание — на территории другого, на расстоянии десятков километров друг от друга.

В связи с высокой вязкостью нефти месторождения Мимизан нагреватель установлен перед газовым сепа-

ратором. Обезвоживание здесь осуществляется при меньшей температуре, чем обессоливание, а именно при 30—45° С.

О глубине обессоливания нефти без применения прес­ ной промывочной воды и расходе деэмульгатора на ря­ де месторождений Франции можно судить по данным табл. 29.

Канада. Общая добыча нефти достигла 70 млн. т в год. Как и в США, здесь разрабатывается большое коли­ чество месторождений, крупнейшим из которых является месторождение Пембина, открытое в 1954 г. Оно нахо­ дится в провинции Альберта и расположено в 110 км к юго-западу от г. Эдмонта. Пластовой воды на месторож­ дении нет. Проблема подготовки нефти возникла в связи с прорывом к забоям эксплуатационных скважин прес­ ных вод, применяемых для поддержания пластового дав­ ления. Для улучшения контроля за разработкой ме­ сторождения Пембина управление по охране недр провинции Альберта разделило месторождение (общая площадь 248 тыс. га) на 100 участков, крупнейшим из ко­ торых является № 1 (площадь 18,4 тыс.га). Первоначаль­ но участок разрабатывала 21 компания [100]. После объ­ единения мелких участков его эксплуатация осуществля­ лась компанией «Сокони Мобил Ойл оф Канада». На участке насчитывается 569 скважин, обводнение которых началось уже через шесть месяцев после начала закач­ ки воды и к концу 1966 г. возросло до 28% [100]. Участок интересен тем, что подготовка нефти осуществляется на двух крупных, по канадским масштабам, узлах произво­ дительностью 1,2 млн. ти 85 тыс. тнефти в год при об­ водненности сырья порядка 33%.

Нефть месторождения является легкой, и ее удельный вес составляет 0,84 г/см3. Как отмечается в работе [11], в результате реконструкции вместо прежних 100 было по­ строено 35 автоматизированных групповых установок для замера нефти, 28 из которых направляли свою про­ дукцию на больший сборный пункт, а 7 остальных — на меньший.

На сборных пунктах осуществлялись технологические операции по сепарации нефти (включая и горячую), обезвоживанию, подготовке воды и ее закачке в пласт.

Технологические схемы обоих пунктов сбора одинако­ вы (см. рис. 19.) Установка подготовки нефти относится

154

к стационарным и работает в комплексе с другим обору­ дованием но следующей схеме.

Продукция скважин 1 после теплообменников «нефтьнефть» 3 с введенным в нее реагентом 2 направляется в

подогревается в теплообменниках 5 (до 25° С) и поступа­ ет в емкость предварительного сброса воды 6 и затем в три печи 7 общей мощностью 3 млн. ккал/час, где темпе­ ратура нефти повышается до 60° С. Нагретая нефть попа­ дает в сепаратор второй ступени 8, смонтированный на технологическом резервуаре, где осуществляется горячая сепарация нефти при атмосферном давлении. Отсепарированная нефть с помощью распределительного устройст­ ва вводится в технологический резервуар 9 под слой дре­ нажной воды для обезвоживания с остаточным содержа­ нием балласта порядка 0,2—0,3% по объему и перетекает в концевой сепаратор 10, где осуществляется отбор газа под небольшим вакуумом. Газ первой ступени сепара­ ции транспортируется до газобензинового завода под давлением в сепараторе, а второй и концевой ступеней— с помощью компрессоров. Пройдя теплообменники 3—5, нефть поступает в четыре буферные емкости 11 объемом 400 м3 каждая, также имеющие газовую обвяз­ ку, и затем насосом 12 подается в систему ЛАКТ, уста­ новленную за пределами сборного пункта. При содержа­ нии балласта в нефти более 0,5% система ЛАКТ возвра­ щает нефть в два четырехсоткубовых резервуара 13, имеющие газоуравнительную обвязку. Из емкостей не­ кондиционной нефти она может быть , подана насосом 14 на повторную обработку. Замер нефти осуществляет­ ся с помощью счетчиков 22, установленных параллельно.

Из этой схемы видно, что на узле практически пол­ ностью решены вопросы предотвращения потерь легких фракций, обезвоживания и учета нефти. Обращает на се­ бя внимание тот факт, что в технологической схеме под­ готовки нефти вместо деэмульсаторов применены нагре­ вательные печи в блоке с технологическими резервуа­ рами, расстояние между которыми 100 м. Это позволяет разрушать эмульсию в связывающем их трубопроводе, придает системе большую гибкость и улучшает качество

нефти.

Венесуэла. В капиталистическом мире страна эта за­

156

нимает по добыче нефти второе место. Добыча нефти и газа, переработка и продажа нефтепродуктов находятся в руках американских и англо-голландских монополий. Американские компании добывают здесь около 70%, а англо-голландская «Шелл»—30% нефти.

Из американских компаний наиболее сильные пози­ ции в Венесуэле занимает рокфеллеровская «Креол пет­ ролеум корпорейшен», контролирующая 40% производст­ ва нефти в стране.

Добыча нефти осуществляется на большом числе ме­ сторождений (около 150), расположенных в основном на территории шести штатов. Наиболее крупные месторож­ дения расположены в Западной Венесуэле в районе озера Макараибо. Здесь группа площадей Тиа-Хуана, Лагунильяс, Бачакеро и другие образует одно из крупнейших месторождений мира — Боливар. В 1922 г. одна из сква­ жин этого месторождения фонтанировала с дебитом 1600 м3 в сутки. Дебит скважин, пробуренных на площа­ ди Бачакеро, достигал 600 м3/сутки. Месторождение от­ крыто в 1930 г. Годовая добыча составляет около 35 млн. т нефти в год. Около 13 млн. тк этому времени добыва­ лось вместе с водой и подлежало деэмульсации. Содер­ жание воды в нефти достигло 6%. В этой связи инжене­ рами компании «Креол петролеум корпорейшен» были проведены интересные исследования, разработаны и внедрены рекомендации по наиболее экономичному обез­ воживанию такого необычно большого для американской практики количества нефти, подготавливаемого в одном пункте [123].

Пока объем обводненной нефти был невелик, ее обез­

объем добычи 15 млн. г). Расчеты, выполненные компа­ нией, показали, что гораздо экономичней подготавливать нефть в двух технологических резервуарах больших объе­ мов, имевшихся на товарном парке, в комплексе с нагре­ вательной печью и использованием эффектов предвари­ тельной обработки эмульсии реагентом в трубопроводах,

157

соединяющих групповые установки на эксплуатационных платформах с товарным парком. Для полного удаления газа из нагретой нефти перед ее поступлением в техноло­ гические резервуары и предотвращения пенообразования. рядом с ними и чуть выше были смонтированы на технологических трубах небольшие сепараторы, работаю­ щие под атмосферным давлением. Резервуары имели также газовую обвязку. В технологических резервуарах, кроме распределительного устройства, были смонтирова­ ны специальные спиральные и зигзагообразные перего­ родки, удлиняющие путь нефти при ее всплывании в вод­ ном объеме резервуара, и устройство для поддержания постоянного уровня дренажных вод.

Подогрев нефти осуществлялся горячей дренажной водой, забираемой насосами из технологических резер­ вуаров и прокачиваемой через 11 нагревательных печей,

Последний резервуар был введен в эксплуатацию в мар­ те 1965 г. Подготовка нефти осуществлялась по следую­ щей схеме.

В отсепарированную и обработанную реагентом на промыслах эмульсию (из расчета 100—150 г/г жидкости) перед входом в резервуары вводилась горячая дренаж­ ная вода из соотношения 1:1с температурой, обеспечи­ вающей нагрев смеси до 82—85° С. Горячая смесь посту­ пает в газовый сепаратор 3 (рис. 20), где осуществляет­ ся ее горячая сепарация при атмосферном давлении, и

кам медленно всплывает, двигаясь от центра к его стен­ кам. Обезвоженная нефть из нефтесборных лотков в верхней части технологического резервуара стекает по отводной трубе.

Применение этой схемы позволило компании «Креол петролеум корпорейшен» эффективно решить проблему обезвоживания 13 млн. г тяжелой нефти в год. Компания считает, что эффективность этой технологии, низкая себе­ стоимость и несложность управления процессом позволя­ ют рекомендовать ее использование в других случаях.

158

8

Рис. 20. Принципиальная технологическая схема подготовки нефти месторождения Бачакеро (Венесуэла).

а именно при подготовке меньших объемов и более лег­ ких нефтей.

Циркулируемая в системе пластовая вода, по мне­ нию специалистов компании, не создает больших не­ удобств, так как коррозия оборудования и отложения солей в печах и технологическом резервуаре незначи­ тельны.

Эффект использования этой схемы был бы еще боль­ ше, если бы компания решила ввести дренажную воду в поток эмульсии не перед технологическим резервуаром, а в трубопровод на отдаленном рассстоянии от него. Это позволило бы отказаться от устройства в резервуа­ рах спиральных и зигзагообразных перегородок и упрос­ тило бы их эксплуатацию.

Страны Ближнего и Среднего Востока являются наи­ более богатыми и перспективными нефтеносными райо­ нами мира. На их долю приходится более 70% разведан­ ных запасов нефти капиталистических стран. Причем для открытия этих месторождений было пробурено всего 1600 скважин. Среди них. имеется уникальное месторож­ дение Бурган с запасами более 2 миллиардов г (Кувейт). Основной объем добычи нефти в этом районе земного шара обеспечивают промыслы Кувейта, Саудовской Ара­ вии, Ирана и Ирака.

159