Технологические схемы обезвоживания и

ВВЕДЕНИЕ.

Добытая из промысловых скважин нефть содержит попутный газ, песок, ил, кристаллы солей, а также воду, в которой растворены соли, преимущественно хлориды натрия, кальция и магния, реже - карбонаты и сульфаты. Обычно в начальный период эксплуатации месторождения добывается безводная или малообводненная нефть, но по мере добычи ее обводненность увеличивается и достигает до (94 ± 4) %. Очевидно, что такую "грязную" и сырую нефть, содержащую к тому же легколетучие органические (от метана до бутана) и неорганические (H₂S, СО₂) газовые компоненты, нельзя транспортировать и перерабатывать на НПЗ без ее тщательной промысловой подготовки.

Наличие в нефти указанных веществ оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов:

1) при большом содержании воды повышается давление в аппаратуре установок перегонки нефти, снижается их производительность, возрастает расход энергии;

2) отложение солей в трубах печей и теплообменников требует их частой очистки, уменьшает коэффициент теплопередачи, вызывает сильную коррозию;

3) накапливаясь в остаточных нефтепродуктах (мазуте, гудроне) ухудшают их качество.

 

ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

Геолого-промысловая характеристика Правдинского месторождения.

Правдинское месторождение открыто в 1964 г.

В тектоническом отношении месторождение находится и восточной части Салымского куполовидного поднятия и по структуре представляет довольно крупную антиклинальную складку почти меридионального простирания.

Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в отложениях усть-балыкской толщи в горизонтах Б₄, Б₆, Б₇, Б₈.

Основным продуктивным горизонтом является горизонт Б₆. Он прослеживается по всему Салымскому району. «Литологически этот горизонт представлен песчаником средней плотности с глинистым цементом. Глубина залегания горизонта 2310 м.

Свойства пластовых нефтей исследовались по глубинным пробам, отобранным из скважин горизонтов Б₆, Б₇, Б₈. Нефть залегает в условиях высоких давлений и температур, давления насыщения значительно ниже пластовых, плотность и вязкость нефтей невысокие.

Нефть горизонта Б₇, отличается от нефтей других горизонтов: имеет большие значения газосодержания, коэффициента сжимаемости, среднего коэффициента растворимости газа в нефти.

 

Горизонт	Р пл	tпл	Р нас	G	G'	b н	ρ н	μн	βр	α
Б6				91,1	106,7	1,31	0,739	1,3	12,3	0,75
Б7				221,7	277,2	1,93	0,597	0,6	26,3	1,92
Б8				61,8	71,1	1,21	0,787		10,3	0,65

 

Растворенный газ можно характеризовать как жирный, со значительным количеством гомологов метана и небольшим содержанием углекислого газа.

Горизонт СН₄ С₂Н₆ С₃Н₈ С₄Н₁₀ С₅Н₁₂ С₆Н₁₄ + СО₂ N₂+ редкие ρ_г

+ высшие

Б₆ 62,2 9,2 13,7 7,4 3,1 0,9 0,8 2,7 1,130

Б₈ 78,4 4,9 4,4 2,9 0,7 0,1 0,8 7,8 0,867

По физико-химической характеристике дегазированные нефти горизонтов Б₆ и Б₇ резко различаются между собой: нефть горизонта Б₇ более легкая, маловязкая, содержит очень мало смол.

Б₆ Б₇

Плотность, г/см³ 0,854 0,800

Содержание, % вес.

парафинов 3,9 2,3

серы 0,7 0.2

асфальтенов 1,4 0,1

смол силикагелевых 6,3 2,1

Кислотное число, мг КОН/г 0,07 -

Вязкость, сП

при 20^о С 12,6 1,8

при 50^о С 5,7 1,3

Температура начала кипения, ^оС 72,0 39,0

Фракционный состав, %

до 200^о С 24.0 -

до 300^о С 43,0 -

 

Правдинское месторождение расположено в Сургутском районе Тюменской области юго-западнее Усть-Балыкского нефтяного месторождения. Месторождение открыто в конце 1964 г.

Пойкинское поднятие представляет собой крупную брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания размером 40 х 15 км и амплитудой по юрскому отражающему горизонту порядка 200 м. По вышележащим горизонтам структура выполажнвается и амплитуда уменьшается.

Нефтеносность Правдинского месторождения связана с неокомскими отложениями сургутской свиты, в которых продуктивны пласты Б₉, Б₈, Б₇, Б₆, Б₄ и А₁₁. При испытании пласта Б₉ на глубине 2430-2440 м получен фонтан нефти с дебитом 77 м³/сутки на 8 -мм штуцере. Из пласта Б₈ получен незначительный приток нефти с дебитом 1,8 м³/сутки. При испытании пласта Б₇ на глубине 2397-2401 м дебит нефти составил 108 м³/сутки. Пластовое давление 242,5 кГ/см², пластовая температура 82,5° С. Залежь нефти пласта Б₇ литологического типа.

Пласт Б₆ (усть-балыкская толща) залегает на глубине 2310 м и представлен песчаниками мощностью до 20 м, с пористостью 18-23% и проницаемостью 100-105 мд. При испытании пласта получен фонтан нефти с дебитом 149 м³/сутки на 9 -мм штуцере.

Пласт Б₄ залегает на глубине 2280 м и представлен песчаником мощностью 10 м. Дебит нефти при испытании этого пласта составил 53 м³/сутки.

Пласт A₁₁ залегает на глубине 2130 м и сложен песчаниками мощностью 20-30 м и более, пористостью 20%, проницаемость 100-124 мд. Из пласта получен приток нефти с водой (дебит нефти 7,3 м³/сутки, воды - 14,5 м3/сутки). Пластовое давление 220,8 кГ/см².

Разведка месторождения продолжается. При испытании в скв. 68

пласта А_9-10 получен фонтан нефти со свободным суточным дебитом 25 m ³.

Продуктивный горизонт, пласт	Глубина залегания, м	Рпл, кг / см 2	Мощность эффективная, м	Пористость, %	Проницаемость, мД	G, м3/м3	tпл, оС	Дебит нефти, м3/сут.
Нижнемеловой Б4 Б7 Б6 A11	2275-2285 2397-2401 2302-2314 2131-2124	242,5 228-242 220,8	4-8	18-23	- - 100-105 100-124	-	- 82,5 82,0 -	7,3

Вредные примеси в нефти.

Присутствие пластовой воды в нефти удорожает её транспортировку. Повышает энергозатраты на испарение воды и конденсацию паров. Кроме того, присутствие балластной воды повышает вязкость нефтяной системы, вызывает опасность образования кристаллогидратов при пониженной температуре. Пластовые воды, добываемые с нефтью, содержат, как правило, значительное количество растворимых минеральных солей, растворимые газы, химические соединения, образующие неустойчивые коллоидные растворы (золи), твёрдые неорганические вещества, нерастворимые в воде и находящиеся во взвешенном состоянии.

Механические примеси нефти, состоящие из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины, известняка и других пород, адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуют стабилизации нефтяных эмульсий. Образование устойчивых эмульсий приводит к увеличению эксплуатационных затрат на обезвоживание и обессоливание промысловой нефти, а также оказывает вредное воздействие на окружающую среду. Так, при отделении пластовой воды от нефти в отстойниках и резервуарах часть нефти сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии, что загрязняет сточные воды. Та часть эмульсии, которая улавливается в ловушках, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, образуя так называемые "амбарные" нефти, которые не находят рационального применения или утилизации. При большом содержании механических примесей усиливается износ труб и образование отложений в нефтеаппаратах, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи и производительности установок.

Ещё более вредное воздействие, чем вода и механические примеси, на переработку нефти соли – хлориды, которые попадают в нефть вместе с эмульгированной водой. Особенно Са и Mg. При их гидролизе (даже при низкой температуре) образуется соляная кислота. Под действием соляной кислоты происходит разрушение (коррозия) металла аппаратуры технологических установок. Особенно интенсивно разъедается продуктами гидролиза хлоридов конденсационно-холодильная аппаратура перегонных установок. Кроме того, соли, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах - мазуте, гудроне и коксе, ухудшают их качество.

Наибольшей способностью к гидролизу обладает MgCl₂. Гидролиз MgCl₂ протекает по следующим уравнениям:

 

MgCl₂ + Н₂О → MgOHCl + HCl,

MgCl₂ + 2Н₂О → Mg(OH)₂ + 2HCl.

 

При наличии Н₂S, образующегося в результате разложения сернистых соединений нефти, и в сочетании с кислотой происходит сильная коррозия аппаратуры:

 

Fe + H₂S → FeS + H₂,

FeS + 2HCl → FeCl₂ + H₂S.

 

Хлорид железа переходит в водный раствор, а сероводород вновь реагирует с железом.

Таким образом, при совместном присутствии в нефтях хлоридов металлов и сероводорода во влажной среде происходит взаимно инициируемая цепная реакция разъедания металла. При отсутствии или малом содержании в нефтях хлористых солей интенсивность коррозии значительно ниже, поскольку образующаяся защитная пленка из сульфида железа частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии. При снижении концентрации солей в нефти с 40−50 до 3−5 мг/дм³ межремонтный пробег установки прямой перегонки нефти увеличивается с 100 до 500 суток и более. Уменьшается коррозия аппаратуры, снижаются расходы катализаторов в каталитических процессах, улучшается качество газотурбинных и котельных топлив, коксов и битумов.

Нефти, поставленные на НПЗ, делятся в соответствии с нормативами ГОСТ 9965-76 на следующие три группы, представленные в таблице 1.1.

 

Таблица 1.1 - Группы нефтей по ГОСТ 9965-76

Показатель	Номер группы
Концентрация хлоридов, мг/дм3 не более
Массовая доля воды, %, не более	0,5	1,0	1,0
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05	0,05	0,05

 

Технологические схемы обезвоживания и

Обессоливания нефти.

На нефтяных месторождениях применяются следующие установки обезвоживания и обессоливания нефти:

1) термохимические установки обезвоживания нефти (ТХУ);

2) электрообессоливающие установки (ЭЛОУ). В термохимической установке обезвоживания нефти (рисунок 1.1) сырую нефть (нефтяная эмульсия) I из сырьевого резервуара 1 насосом 2 через теплообменник 3 подают в трубчатую печь 4. Перед насосом 2 в нефть закачивают реагент-деэмульгатор II.

 

Рисунок 1.1 – Технологическая схема термохимической установки обезвоживания нефти.

 

В теплообменнике 3 и трубчатой печи 4 нефтяная эмульсия необходимости нагрева нефтяной эмульсии до температуры выше 120 °С (при повышенном давлении, чтобы не допустить вскипания воды). При меньших температурах нагрева вместо трубчатой печи 4 можно использовать пароподогреватель. Оптимальной температурой нагрева считается такая, при которой кинематическая вязкость нефтяной эмульсии составляет 4·10^–6 м²/с. Неустойчивая эмульсия из трубчатой печи 4 поступает в отстойник 5, где расслаивается на нефть и воду. Обезвоженная нефть выводится сверху из отстойника 5, проходит через теплообменник 3, где отдает часть тепла поступающей на деэмульсацию сырой нефти и поступает в резервуар 6, из которого товарная нефть III насосом откачивается в магистральный нефтепровод. Отделившаяся в отстойнике 5 пластовая вода IV направляется на установку по подготовке сточных вод.

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, рисунок 1.1). 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 по подготовке сточных вод.

Наиболее эффективным считается способ обессоливания на электрообессоливающей установке (рис.1.2). При этом для стабилизации обводненности нефтяной эмульсии, поступающей в электродегидратор, вводится ступень теплохимического 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.

Рисунок 1.2 – Технологическая схема электрообезвоживающей установки

 

123Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: