книги / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

При расчете горизонтального гравитационного сепаратора в неравенстве (11.9) иг.доп умножают на отношение длины се­ паратора к его диаметру.

Гидравлический расчет гравитационного сепаратора по жид­ кости выполняют из условия, чтобы скорость подъема уровня

Выражая скорость иж через расход жидкости и площадь зеркала жидкости в сепараторе и скорость wr по формуле Стокса, определяют пропускную способность (расход) по жид­ кости при заданных размерах сепаратора. Отметим, что для го­ ризонтального сепаратора площадь зеркала жидкости является функцией уровня жидкости в сепараторе.

§ 11.4. ДЕЭМУЛЬСАЦИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТИ, ПОДГОТОВКА СТОЧНОЙ ВОДЫ

Добыча нефти сопровождается отбором пластовой воды, что приводит в процессе движения и перемешивания фаз к образо­ ванию нефтяных эмульсий. Способность эмульсии в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на фазы называют устойчивостью или стабильностью. Она умень­ шается с повышением температуры, снижением дисперсности системы (степени раздробленности дисперсной фазы), умень­ шением содержания в системе стабилизирующих веществ (эмульгаторов), образующих на поверхности раздела фаз ад­ сорбционные защитные оболочки, и др. Стабилизирующие ве­ щества, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафин) и в пластовой воде (соли, кислоты), называют ес­ тественными эмульгаторами или естественными поверхностно­ активными веществами (ПАВ). Адсорбция эмульгаторов на водонефтяном разделе и утолщение межфазного бронирован­ ного слоя протекают во времени, поэтому эмульсия обратного типа В/Н (вода в нефти) со временем становится более устой­ чивой, т. е. происходит ее «старение». Отсюда следует, что све­ жие эмульсии разрушаются значительно легче и быстрее. В течение суток «старение» практически затухает.

Для разрушения нефтяных эмульсий путем вытеснения есте­ ственных эмульгаторов с поверхностного слоя капель воды ши­ роко применяют различные деэмульгаторы — поверхностно-ак­ тивные вещества, обладающие большей активностью, чем эмуль­ гаторы. Эффективными деэмульгаторами, применяемыми в настоящее время для разрушения эмульсий типа В/Н, явля­ ются неионогенные (не образующие ионов в водных растворах) маслорастворимые (сепарол 5084, дисолван 4490, прохинор GR,

УДО) или горизонтальной (типа СП) цилиндрической емкости, в которых совмещены нагрев (10—60 °С) эмульсии с помощью газовой шапки, сепарация газа, а также отстой нефти и воды с раздельным их сбросом. Такие установки называли еще се­ параторами-подогревателями или сепаратор ами-деэмульсато- рами. В настоящее время эмульсию нагревают с помощью на­ гревателя (или печи), пропускают через каплеобразователь и отводят в отстойник глубокого обезвоживания (см. рис. 11.3).

Нефтяные нагреватели и печи выпускают двух модификаций: нагреватели с жаровыми трубами, аналогичные совмещенным аппаратам только без отстойного отсека, (типа НН-2,5 и НН- 6,3);

печи трубчатые блочные (типа ПТБ-10 и БН-2М).

В нефтяных нагревателях типа НН, представляющих собой горизонтальную цилиндрическую емкость, эмульсия проходит снизу вверх через слой водяной подушки, которая омывает жа­ ровые трубы. В блочном нагревателе типа БН и в печи труб­ чатой блочной типа ПТБ эмульсия движется в трубе и нагре­ вается омывающими трубу продуктами сгорания.

Для отстоя нагретых эмульсий наибольшее распространение получили горизонтальные отстойники объемом 200 м3. Отстой­ ник типа ОГ-200С имеет два отсека: сепарационный и отстой­ ный. Дегазированная эмульсия из сепарационного отсека по двум коллекторам через перфорированные распределители по­ ступает в отстойный отсек под уровень пластовой воды. Обез­ воженная нефть всплывает и через перфорированный сборник выводится из аппарата. Отделившаяся пластовая вода с по­ мощью поплавкового регулятора межфазного уровня сбрасы­ вается в систему подготовки сточных вод. Принцип работы ос­ нован на гравитационном отстое и на эффекте промывки эмуль­ сии как в слое дренажной воды, так и в промежуточном слое высококонцентрированной эмульсии, выполняющем роль свое­ образного коалесцирующего фильтра.

Существующие методы обезвоживания нефти на промыслах не позволяют получить товарную нефть с остаточной обводнен­ ностью ниже 0,2%- При такой глубине обезвоживания остаточ­ ное содержание хлористых солей в зависимости от минерали­ зации пластовых вод может колебаться от 20 до 1000 мг/л. Регламентируемое содержание солей для трех групп товарной нефти не должно превышать 100, 300 и 1800 мг/л (см. табл. 1.2). Поэтому при подготовке сырых нефтей с высокой минерализа­ цией пластовых вод (плотностью 1170—1200 кг/м3) после сту­ пени глубокого обезвоживания предусматривается дополнитель­ ный процесс — обессоливание нефти. Сущность его заключается в промывке обезвоженной нефти пресной водой и последующем разделении фаз. Расход промывочной воды может колебаться от 3—5 до 10—15%. Процесс обессоливания и расход пресной

£

/

воды зависят от принятой технологии смещения. Использование диафрагм, штуцеров, клапанов не всегда дает должный эф­ фект. Перспективным направлением является использование распыленного ввода пресной воды, например, с помощью ре­ гулируемого гидродинамического диспергатора, разработанного УкргипроНИИнефтью. Последующее разделение фаз осущест­ вляется в электродегидрато^е, который называют еще электро­ обессоливающей установкой (ЭЛОУ). Наиболее эффективен и экономичен горизонтальный электродегидратор ЭГ-200-10 (рис. 11.9), который представляет собой стальную цилиндрическую ем­

Как и отстойник, он оснащен распределителем эмульсии 9, сбор­ никами нефти 4 и воды 8, выполненными из перфорированных труб. Дополнительно электродегидратор оснащен двумя элект­ родами— верхним 2 и нижним /, которые подвешены на изоля­ торах 3 горизонтально друг над другом и имеют форму прямо­ угольных рам, занимающих все продольное сечение электро­ дегидратора. На электроды подается переменный ток с максимальным напряжением 44 кВ. Эмульсия подается через распределительный коллектор 9, обеспечивающий равномерное поступление ее по всему горизонтальному сечению аппарата. Она медленно движется снизу вверх через три зоны: слой отсто­ явшейся воды 7, уровень которой поддерживается автоматиче­ ски на 20 30 см выше коллектора 9; зону слабой напряженно­

Принцип разрушения эмульсии состоит в столкновении на­ цель воды под действием сил притяжения и их коалесценции. Диспергированные капли в результате индукции электрического цоля поляризуются и вытягиваются вдоль силовых линий с об­ разованием в вершинах капель воды электрических зарядов, Противоположных зарядам на электродах.

Под действием основного и дополнительного электрических полей происходит упорядоченное движение и столкновение ка­ пель воды. В поле переменного тока капли находятся в состоя­ нии колебания, с постоянным изменением формы и непрерывно деформируются, что способствует разрушению адсорбционных оболочек на них и слиянию этих каплей.

На поздней стадии разработки месторождения, когда нефть, содержащая повышенное количество нафтеновых кислот, сильно обводнена (более 70% маломинерализованной воды), образу­ ются неустойчивые эмульсии прямого типа (Н/В). Такие эмуль­ сии образуются в процессе разрушения обратных эмульсий, т. е. при деэмульсации нефти. Они сравнительно легко разрушаются при вводе в них ПАВ, незначительном нагреве или сочетании этих методов. Основной метод разрушения таких эмульсий — гравитационный отстой. Для более эффективного разделения дегазированную эмульсию направляют в резервуар-отстойник с гидрофильным жидкостным фильтром (слой пластовой воды). Частично выделившуюся обводненную нефть, которая представ­ ляет собой уже эмульсию обратного типа (В/Н), подают на рассмотренную выше дальнейшую обработку.

Вода, отделенная от нефти на разных ступенях ее подго­ товки, содержит диспергированную нефть в количестве (более 1000 мг/л), превышающем допустимую норму при закачке воды в пласт (см. §3.2).

Известны две системы очистки сточных вод. На давно раз­ рабатываемых месторождениях встречается открытая система, когда отделение нефти и механических примесей происходит за счет разности плотностей в открытых емкостях — песколовке, нефтеловушке. В настоящее время применяются установки зак­ рытого типа (герметизированные), в которых воду подают в ре­ зервуар-отстойник с гидрофобным жидкостным фильтром. В нем вода с капельками нефти «фильтруется» через нефтяную «по­ душку», в результате чего капельки нефти переходят в состав этого фильтра.

На границе раздела фаз в аппаратах подготовки нефти и воды накапливаются очень стойкие «множественные» (амбар­ ные, ловушечные или «промежуточного» слоя) эмульсии, кото­ рые служат причиной срыва технологического процесса. Высо­ кая устойчивость таких эмульсий к расслоению связана с по­ вышенным содержанием тонкодисперсных частиц различных механических примесей (глины, песка, продуктов коррозии, каль­

цита, гипса и т. п.). Обычно критическое содержание механи­ ческих примесей, при которых возникают проблемы обработки эмульсионных нефтей, не превышает 2—3 %. Твердые частицы в зависимости от изменения соотношения их гидрофобных и гидрофильных участков могут стабилизировать эмульсии как прямого (Н/В), так и обратного (В/Н) типа. Они чаще всего образуют сплошные гидрофобные агломераты с асфальтосмо­ листыми и парафиновыми компонентами нефти и распределя­ ются в основном в объеме нефтяной фазы. Содержание высоко­ минерализованной пластовой воды в такой «ловушечной» нефти может достигать 50—55 %, что соответствует остаточному со­ держанию хлористых солей более 50000 мг/л. В настоящее время пока не существует эффективных способов очистки эмуль­ сионных нефтей от твердых механических примесей.

Трудноразрушаемые обычным термохимическим методом «ловушечные» эмульсии либо сжигают, либо подкачивают не­ большими порциями в сырую нефть, резко ухудшая тем самым ее качество. Для зарубежной практики также типична комби­ нированная обработка, основанная на использовании повышен­ ной температуры и расхода деэмульгатора, с последующим от­ стаиванием и возвратом некондиционной нефти на повторную обработку, при этом «промежуточный» слой отстоя обрабаты­ вают на центрифугах или сжигают. Проходят испытания ме­ тоды, базирующиеся на применении пресной воды, органиче­ ских растворителей, кислот, щелочей и т. д. Превентивные, методы предусматривают применение забойных фильтров, огра­ ничивающих вынос частиц породы из пласта, ингибиторов кор­ розии оборудования, а также предотвращение загрязнения нефти буровыми растворами, растворами для глушения сква­ жин и т. д. Полагают, что с повышением обводненности нефтя­ ных месторождений и при широком применении методов по­ вышения нефтеотдачи (закачка пара, кислот, щелочей и др.) не исключена возможность появления в продукции скважин повышенного количества различных механических примесей.

§11.5. ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫЙ ТРАНСПОРТ

ИХРАНЕНИЕ НЕФТИ

Промысловые трубопроводы

Трубопроводы для внутрипромыслового транспорта подразде­ ляют:

по назначению — на нефте-, газо-, нефтегазо-, водо- и нефтегазоводопроводы;

по функции — на выкидные линии (шлейфы); нефтяные, га­ зовые, водяные и нефтегазоводяные сборные (м'атистральные) коллекторы; товарные трубопроводы;

по напору — на напорные и безнапорные; по рабочему давлению — на трубопроводы высокого (не ме­

нее 6,4 МПа), среднего (1,6 МПа), и низкого (0,6 МПа) дав­ ления;

по способу прокладки — на подземные, наземные и подвод­ ные;

по гидравлической схеме работы — на простые (без ответ­ влений) и сложные (с ответвлениями), в том числе замкнутые (кольцевые).

Все трубопроводы подлежат гидравлическому, прочностному (механическому) и при необходимости тепловому расчету. Гид­ равлический расчет простого трубопровода сводится к опреде­ лению одного из параметров (пропускной способности, диа­ метра, необходимого начального давления) при известных дру­ гих параметрах и условиях транспортирования (вязкость, плотность, профиль трассы и т. д.). При расчете многофазного трубопровода учитывают структуру потока. Расчет ведут на максимальный расход продукции, соответствующий второй ста­ дии процесса разработки. Пропускную способность проложен­ ного трубопровода можно увеличить прокладкой параллельного трубопровода (лупинга), подачей в поток обводненной нефти ПАВ для инверсии эмульсии и уменьшения ее вязкости, повы­ шением насосами начального давления или подогревом нефти.

Пропускная способность трубопроводов может снижаться вследствие засорения трубопроводов механическими частицами при недостаточной скорости потока, выпадения и отложения па­ рафина, солей, а также образования окалины при коррозии тру­ бопроводов, особенно при транспортировании пластовых вод.

Для предотвращения и устранения отложений парафина при­ меняют разные методы: добавление ПАВ; пропарка запарафиненных труб; очистка резиновыми шарами (торпедами),про­ талкиваемыми по трубам; теплоизоляция. Для борьбы с отло­ жениями солей используют химические реагенты (гексамета­ фосфат натрия, триполифосфат натрия, соляная кислота) и пресную воду.

С целью предохранения трубопроводов от внутренней кор­ розии применяют в основном ингибиторы коррозии (АНП-2, И-1-А, ИК.Б-ЧВ, ИКАР-1, ИКСГ-1 и др.) с эффективностью защитного действия 80—98 % при концентрации до 0,2 % от расхода продукции, а также иногда различные лаки, эпоксид­ ные смолы, цинко-силикатные покрытия.

Трубопроводы и резервуары от почвенной коррозии защи­ щают, осуществляя методы действия: пассивный (изоляционные покрытия — битумные, битумно-резиновые, полимерные; крафтбумага; лента гидроизоляции) и активный (катодная или при отсутствии источников электроснабжения протекторная защита). Трубопроводы обычно прокладывают подземно, ниже уровня

промерзания грунта на глубину от 0,8 до 1,5 м, причем после этого проводится рекультивация почвы (восстановление ее пло­ дородия). Если имеются многолетнемерзлотные породы, то лю­ бые трубопроводы должны прокладываться на подсыпке или специальных опорах наземно в теплоизолированном и гидроизо­ лированном состоянии. В местах пересечения с дорогами их монтируют на опорах высотой до 4 м. Все трубопроводы под­ вергают гидравлическому испытанию (опрессовке) водой на давление, превышающее рабочее в 1,5 раза. Трубы изготовлены из малоуглеродистой и низкоуглеродистой стали.

Нефтяные резервуары

Нефтяные резервуары (емкости) предназначены для накопле­ ния, кратковременного хранения и учета «сырой» и товарной нефти. Группу резервуаров, сосредоточенных в одном месте, называют резервуарным парком. Общий объем товарного ре­ зервуарного парка принимают равным двухсуточному дебиту скважин. На промыслах используют в основном стальные ци­

легких фракций нефти происходят только в сырьевых и товар­ ных резервуарах при больших и малых «дыханиях». Впуск воз­ духа в резервуар и выпуск газовоздушной смеси в атмосферу через дыхательный клапан при опорожнении и наполнении ре­ зервуара называют большим «дыханием», а при изменении тем­ пературы и давления в течение суток при постоянном уровне нефти — малым «дыханием». Для предупреждения и уменьше­ ния потерь нефти от испарения рекомендуется применять пла­ вающие крыши и понтоны, пластмассовые полые шарики и пластмассовые пленки, покрывать поверхность лучеотражающими светлыми красками, а также использовать газоуравни­ тельную систему, которая обвязывает одновременно опорожня­ ющиеся и наполняющиеся резервуары.

Товарный резервуар оборудуют люком-лазом, световым и замерным люками, уровнемером, пробоотборником, хлопушкой (обратным клапаном), дыхательным клапаном с огневым пре­

нефти и парафиновых отложений, а также продуктов коррозии, механических примесей и подтоварной воды. «Мертвый» оста­ ток удаляют при помощи брандспойтов моечной машины ММ-4.