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

сброса в режиме транзита при постоянном уровне взли-

ва, без больших дыханий. Поэтому при эффективной се­ парации нефти на второй ступени величина потерь угле­ водородов в них не превышает 0,04%. Для осуществления качественной сепарации на второй ступени ее необходи­ мо осуществлять при температуре порядка 40° С и ваку­ уме около 0,8 ата. Это обеспечивает упругость паров нефти менее 500 мм ртутного столба и делает нефть практически безопасной в отношени потерь. Повышенная температура жидкости на второй ступени сепарации в значительной мере может быть обеспечена подачей горя­ чей дренажной воды в нефтепровод на подступах к сепарационному узлу. Этим же достигается разрушение эмульсин в нефтепроводе перед поступлением ее в резер­ вуар предварительного сброса, повышение качества неф­ ти и дренажной воды на узле.

Отбор газа со второй ступени сепарации наиболее целесообразно проводить компрессоронасосными агрега­ тами 15 ВК, которые поддерживают вакуум порядка 0,75—0,8 ата. Компрессоронасосы 15 ВК успешно испыта­ ны и используются на перекачке газа второй ступени сепарации на СП-4 Зай-Каратайской площади объедине­ ния «Татнефть».

Следовательно, действенным направлением работ по сокращению потерь головных фракций нефти от испаре­ ния являются:

—эффективная сепарация нефти на второй ступени при вакууме порядка 0,8 ата и температуре 35—40°С;

—организация работы всех резервуаров в интервале «скважина — нефтеперерабатывающий завод» на по­ стоянных уровнях взлива, что исключает большие ды­ хания резервуаров и снижает общие потери легких Фракций на 90%.

Важной предпосылкой такой организации является внедрение безрезервуарного учета нефти.

Уровень индустриализации строительства. Фактор времени строительства. Уровень индустриализации стро­ ительства оценивается по коэффициенту индустриализа­ ции (Кп),представляющему собой отношение стоимости оборудования, конструкций и материалов, изготовленных на специализированных заводских производствах вне сферы строительства (С.Дк полным капитальным вложе­ ниям в объект (К):

К

Для рассматриваемых аппаратов предварительного сброса пластовых вод коэффициент индустриализации изменяется в пределах от 0,5 до 0,77 и соответственно равен:

При полной сметной стоимости сооружения РВС-5000 в 45,7 тыс. руб. стоимость металлоконструкций заводской рулонной заготовки равна 18,3 тыс. руб., стоимость про­ чего оборудования —4,7 тыс. руб. Казалось бы, более высокий уровень формализованного коэффициента инду­ стриализации строительства аппаратов предварительно­ го сброса на базе булитов должен обеспечивать мень­ ший объем строительно-монтажных работ (СМР) на пло­ щадке строительства и меньшие затраты труда на строи­ тельстве установок равной производительности по срав­ нению с вариантом РВС. Однако же, на самом деле это не так. Объем СМР на сооружение аппаратов предвари­ тельного сброса для узлов производительностью 40 тыс. т/сут жидкости при различном аппаратурном оформле­

руб.

Отсюда видно, что общая стоимость СМР при реали­

71

163 — 9 0,8

100 = 79% .

90,8

Мы видим, что несмотря на более высокий уровень формализованного коэффициента индустриализации строительство аппаратов предварительного сброса по варианту горизонтальных емкостей, фактический объем СМР и затраты труда по варианту РВС за счет приме­ нения больших объемных аппаратов в 1,8 раза ниже.

Таким образом, применение установок предваритель­ ного сброса пластовых вод на базе булитов неэффектив­ но и неэкономично со всех рассмотренных точек зрения.

Варианты оптимальных технологических схем предва­ рительного сброса воды на действующих узлах подготов­ ки нефти и воды и на промежуточных дожимных нефте­ насосных станциях представлены на рис. 6.

Рис. 6. Оптимальные технологические схемы предварительного сброса воды.

а — установка подготовки нефти; б — промежуточные ДНС; / — сепаратор первой ступени; // — коалесцирующий трубопровод; /// —

сепаратор второй ступени; I V — резервуар предварительного сброса; V — ком*

72

Учитывая вышеизложенное, можно сделать следую­ щее заключение.

Предварительный сброс воды на узлах подготовки нефти и воды экономически целесообразно осуществлять в аппаратах большой емкости — вертикальных цилин­ дрических резервуарах РВС-2000, РВС-5000. Применение РВС по сравнению с установками на базе булнтов (БАС-1, УПС-2000/6, УПС-3000/6) позволяет при реше­ нии той же задачи обеспечить:

—снижение удельных капиталовложений в 3,3—4,8 раза;

—снижение удельной металлоемкости в 1,3—1,6 раза;

—повышение фактического уровня индустриализации в

1,8 раза;

—ведение технологического процесса в режиме саморе­ гулирования;

—улучшение качества воды и нефти, получаемых из ап­

паратов.

При этом следует иметь в виду, что производительность аппаратов предварительного сброса воды, качество полу­ чаемых из них нефти и дренажных вод в значительной мере зависят от глубины разрушения эмульсии и процес­ сов взаимной очистки воды и нефти в подводящих тру­ бопроводах.

В заключение следует добавить, что способность ап­ паратов предварительного сброса пластовых вод сущест­ вующих конструкций на базе булитов работать под из­ быточным давлением в полной мере проявляется при организации предварительного сброса воды на дожим­ ных нефтенасосных станциях, где и целесообразно их применение.

При необходимости осуществления сброса большого количества воды на крупных герметизированных узлах в качестве аппаратов предварительного сброса следует ис­ пользовать булиты, снабжения трубчатыми каплеобразователями и имеющие боковой распределенный ввод и вывод. Такие аппараты способны обеспечить сброс воды до 2% при производительности по жидкости 12 000 т в

сброс основного количества воды при производительно­ сти аппарата по жидкости 14 000 т/сутки. Такая произво­

73

дительность аппаратов делает их вполне конкурентно­ способными с резервуарами и открывает дорогу для их широкого применения.

Глубокое обезвоживание нефти

Вопросам повышения качества нефти, поставляемой нефтеперерабатывающим заводам, и связанным с этим исключительно важным проблемам охраны природы от загрязнений и повышения глубины обессоливания нефти

пресной промывочной воды существующими средствами практически невозможно. Исключение составляют лишь нефти Западной Сибири и нескольких других районов.

В связи с этим оказывается чрезвычайно важным обеспечить возможность получения высококачественной нефти на таких термохимических установках, которые рассчитаны для обезвоживания нефти с остаточным со­ держанием воды до 2% без существенных дополнитель­ ных капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

Исследования показали, что одним из вариантов ре­ шения этой проблемы является перевод установок на ре­ жим работы по совмещенной схеме, применение на них встроенных секционных трубчатых каплеобразователей и других мероприятий [36, 47, 48, 59, 68, 70, 71, 64, 77, 82, 89, 92, 95].

По такой схеме, например, эффективно работает тер­ мохимический комплекс при Бирючевском товарном пар­ ке НГДУ «Актюбанефть» проектной мощностью 1,8 млн. т/год. В состав комплекса входят: три печи для наг­

этом узле (использование в технологических целях про­ мысловых систем сбора, товарных парков и коммуни-

74

наций) оказалось настолько эффективным, что факти­

из концевой ступени сепарации подается теплая дренаж­ ная вода с температурой до 35° С, отделившаяся в от-

6

I

VI

стойниках 7 термохимической установки. В процессе совместного движения смеси по технологическому тру­ бопроводу 13 диаметром 500 мм и длиной 500 м в тече­ ние 10 мин осуществляется разрушение эмульсии, укруп­ нение глобул воды и очистка капель дренажной воды от

75

пленок нефти. Обработанная таким образом смесь по­ ступает через распределительное устройство в техноло­ гический резервуар 1 (РВС-5000), где осуществляется предварительный сброс отделившейся воды и отбор час­ тично обезвоженной нефти с остаточным содержанием воды до 10%. Из технологического резервуара 1 отделив­ шаяся дренажная вода направляется на установку глу­ бокой очистки воды (резервуары-отстойники с гидро­ фобным жидкостным фильтром РВС-5000), а затем на К.НС-20. Предварительно обезвоженная нефть с остаточ­ ным содержанием воды из буферного резервуара 2 (РВС-5000) насосом 3 подается на термохимическую ус­ тановку для более глубокого обезвоживания нефти.

На приеме сырьевого насоса 3 (8МС-7) в эмульсию дозируется водный раствор дисолвана (25—30 г) в сме­ си с салаватским НЧК (50,0 г) на 1 т обрабатываемой нефти.

Смесь водонефтяной эмульсии и реагентов транспор­ тируется по холодному участку технологического трубо­ провода 4 диаметром 500 мм и длиной 1,2 км в течение 25 мин. Капли пластовой воды, освобожденные от бро­

циркуляционной воды, подогреваемой в печах 12 до температуры 70—80° С, далее — в горизонтальные отстой­ ники 7.

Обработка по такой технологии, несмотря на увели­ ченную вдвое производительность против проектной, поз­ волила получить нефть с остаточным содержанием воды в среднем 0,5% при трех работающих отстойниках, а со­ лей порядка 800 мг/л (табл. 9).

Для более глубокого обезвоживания этой нефти на установке смонтирован встроенный секционный трубча­ тый каплеобразователь 6.

Трубчатый каплеобразователь, предназначенный для эффективного разрушения бронирующих оболочек, наи­ более мелких глобул пластовой воды и частичного рас­ слаивания потока, представляет собой теплоизолирован­ ный трубопровод, составленный из 2-х последовательных секций, имеющих разные диаметры и длины труб. Кап­ леобразователь уложен на низких опорах рядами в го-

76

ризонтальной плоскости, причем диаметр труб секций увеличивается в направлении движения обрабатываемой эмульсии.

ведения процесса. В данном случае общее время движе­ ния эмульсии в трубчатом каплеобразователе t = 7 мин.

В каплеобразователе осуществляется разрушение наиболее тонкодисперсной части глобул пластовой воды, укрупнение капель воды до размеров, обусловливающих возможность быстрого расслаивания потока на нефть и

практически безводная нефть. В этом случае отстойники выполняют роль только водоотделителей.

Нефть, с остаточным содержанием воды «следы», а солей не более 150—250 мг/л, поступает в резервуар го­ товой нефти 8, откуда насосом 9 откачивается на азнакаевские головные сооружения.

Для определения технологической эффективности трубчатого каплеобразователя были проверены различ­ ные варианты работы отстойных аппаратов Бирючевской ТХУ:

1)отстойники работали без каплеобразователя;

2)отстойники работали в комплексе с каплеобразователем.

77

Из данных табл. 9 видно, что при работе каплеобразователя с тремя отстойниками возможно получение глу­ боко обезвоженной нефти с содержанием воды «следы» и солей до 200 мг!л, а без каплеобразователя содержа­ ние воды в нефти после отстойников составляет 0,5%. При обработке девонской нефти параметры каплеобразователей целесообразно выбирать по данным табл. 10.

Глубокое обезвоживание нефти достигается также при работе с каплеобразователем и двумя отстойниками. В этом случае содержание воды в нефти составляет 0,1%, а солей — до 300 мг/л.

Получить нефть такого же качества без применения секционного каплеобразователя, как видно из данных таблицы, при двух работающих отстойниках невозможно. Содержание воды в нефти в этом случае составляет 1,3%.

78

Уменьшение числа работающих отстойников до одно­ го привело в случае использования каплеобразователя к увеличению содержания воды в нефти всего лишь до 1,1%, а без каплеобразователя — к срыву режима и появ­ лению некондиционной нефти с содержанием воды 2,4%.

Из опыта работы ряда обессоливающих установок следует, что получение безводной нефти на установках «с ходу» не достигается даже на установках комплексной подготовки нефти (УКПН), работающих с большим чис­ лом отстойных аппаратов.

Для сравнения укажем, что такое качество достижи­ мо лишь на Карабашскои УКПН, работающей с 16 гори­ зонтальными отстойниками на первой ступени, при такой же производительности одного блока. Кроме того, тем­ пература нагрева и время обработки эмульсии составля­ ют 70—80° С и 8 часов, что намного выше, чем при подго­ товке нефти на Бирючевском обезвоживающем комплек­ се. При работе каплеобразователя второй ступени с од­ ним отстойным аппаратом (на ступени обезвоживания работало 2 отстойника) при температуре нефти 40° С бы­ ла получена обессоленная до экспортных кондиций нефть. Расход промывочной воды при этом достигал 6— 7%, что в 2 раза ниже, чем на УКПН.

Отсюда следует, что применение совмещенной схемы подготовки нефти и использование встроенного секцион­ ного трубчатого каплеобразователя на горячей ступени позволяет:'

—уменьшить время пребывания нефти в отстойниках до

28 мин.;

—повысить производительность отстойных аппаратов

при обезвоживании до 10 тыс. г в сутки по готовой нефти, что эквивалентно увеличению производительно­ сти узла в 4 раза против типовых проектных решений;

—улучшить качество нефти в 20 раз против проектных решений (0,1% против 2% остаточной воды) и снизить при этом содержание солей до 200 мг/л без применения промывочной воды при температуре в 1,5—2 раза ни­ же, чем на типовых установках традиционного типа

(рис. 8);

—получить обессоленную нефть экспортной кондиции без снижения производительности установки, вдвое превышающую проектную.

79