Промысловый сбор и подготовка нефти и газа к транспорту

      При соответствующих условиях часть  хлористого магния и хлористого кальция, находящихся в пластовой воде, гидролизуется с образованием соляной кислоты. В результате разложения сернистых соединений при переработке нефти образуется сероводород, который в присутствии воды вызывает усиленную коррозию металла. Хлористый водород, растворенный в воде, также разъедает металл труб и оборудования. Особенно интенсивно идет коррозия при наличии в воде сероводорода и соляной кислоты.

      Причины, приведенные выше, указывают на необходимость  подготовки нефти к транспорту. Собственно подготовка нефти включает: обезвоживание и обессоливание нефти и полное и частичное ее разгазирование.

Качество  подготовки нефти к транспорту регламентирует ГОСТ. Основные требования ГОСТа приведены  в табл. 4.1. 

Таблица 4.1 Показатели качества нефти

4.3. ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ ОТДЕЛЕНИЯ ВОДЫ ОТ НЕФТИ

Для правильного  выбора способов обезвоживания нефти (деэмульсации) необходимо знать механизм образования эмульсий и их свойства. Образование эмульсий уже начинается при движении нефти к устью скважины и продолжается при дальнейшем движении по промысловым коммуникациям, т.е. эмульсии образуются там, где происходит непрерывное перемешивание нефти и воды. Интенсивность образования эмульсий в скважине во многом зависит от способа добычи нефти, которая, в свою очередь, определяется характером месторождения, периодом его эксплуатации и физико-химическими свойствами нефти. В настоящее время любое месторождение эксплуатируется одним из известных способов: фонтанным, компрессорным или глубинно-насосным.

      При фонтанном способе, который характерен для начального периода эксплуатации залежи нефти, происходит интенсивный отбор жидкости из скважины. Интенсивность перемешивания нефти с водой в подъемных трубах скважины увеличивается из-за выделения растворенных газов, что приводит к образованию эмульсий уже на ранней стадии движения смеси нефти с водой.

В компрессорных  скважинах причины образования  эмульсий те же, что и при фонтанной добыче. Особенно отрицательно влияет воздух, закачиваемый иногда вместо газа в скважину, который окисляет часть тяжелых углеводородов с образованием асфальтосмолистых веществ.

При глубинно-насосной добыче нефти эмульгирование происходит в клапанных коробках, цилиндре насоса, подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг. При использовании электропогружных насосов вода с нефтью перемешивается на рабочих колесах насоса и в подъемных трубах.

В эмульсиях  принято различать две фазы —  внутреннюю и внешнюю. Внешняя фаза — это жидкость, в которой размещаются  мельчайшие капли другой жидкости. Внешнюю фазу называют также дисперсионной средой, а внутренняя фаза — это жидкость, находящаяся в виде мелких капель в дисперсионной среде [9, 22].

По характеру  внешней среды и внутренней фазы различают эмульсии двух типов: нефть в воде (н/в) и вода в нефти (в/н). Тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов двух фаз; внешней средой стремится стать та жидкость, объем которой больше. На практике наиболее часто встречаются эмульсии типа в/н (95 %). Реже, чем эмульсии типа н/в, встречаются эмульсии третьего типа — вода в нефти в воде.

Нефтяные  эмульсии характеризуются вязкостью, стойкостью, плотностью, электрическими свойствами и дисперсностью.

Вязкость  нефтяной эмульсии изменяется в широких  диапазонах и зависит от собственной вязкости нефти, температуры образования эмульсии, соотношения количеств нефти и воды.

Электропроводность  чистых нефтей колеблется от 10 ^-9 до 10 ^-14 Ом/м, а электропроводность воды в чистом виде — от 10 ^-6 до 10 ^-7 Ом/м, т. е. смесь из этих двух компонентов является хорошим диэлектриком. Однако при растворении в воде незначительного количества солей или кислот резко повышается электропроводность воды, а следовательно, и эмульсии. Электропроводность нефтяных эмульсий увеличивается в несколько раз при нахождении их в электрическом поле. Это объясняется различной диэлектрической проницаемостью воды и нефти и ориентацией капель воды в нефти вдоль силовых линий электрического поля.

Стойкость (устойчивость) эмульсий, т. е. способность  в течение определенного времени  не разделяться на составные компоненты, является наиболее важным показателем для водонефтяных смесей. Чем выше устойчивость эмульсий, тем труднее процесс деэмульсации. Нефтяные эмульсии обладают различной стойкостью. При прочих равных условиях устойчивость эмульсий тем выше, чем больше дисперсность. В большой степени устойчивость эмульсий зависит от состава компонентов, входящих в защитную оболочку, которая образуется на поверхности капли.

На поверхности  капли также адсорбируются, покрывая ее бронирующим слоем, стабилизирующие вещества, называемые эмульгаторами. В дальнейшем этот слой препятствует слиянию капель, т. е. затрудняет деэмульсацию и способствует образованию стойкой эмульсии. В процессе существования эмульсий происходит упрочнение бронирующей оболочки, так называемое «старение» эмульсии. Установлено, что поверхностные слои обладают аномальной вязкостью и со временем вязкость бронирующего слоя возрастает в десятки раз. Так, после суток формирования поверхностные слои эмульсий приобретали вязкость, соответствующую вязкости таких веществ, как битумы, которые практически по своим реологическим (текучим) свойствам приближаются к твердым веществам.

Наличие электрических зарядов на поверхности  глобул эмульсий увеличивает их стойкость. Чем больше поверхностный заряд капель, тем труднее их слияние и тем выше стойкость эмульсии. В статических условиях дисперсная система электрически уравновешена, что повышает стойкость эмульсии.

С повышением температуры уменьшаются вязкость нефти и механическая прочность  бронирующего слоя, что снижает устойчивость эмульсии. Особенно резко прослеживается влияние температуры на устойчивость эмульсий высокопарафинистых нефтей. С понижением температуры в нефти выпадают кристаллы парафина, которые легко адсорбируются на поверхности капель воды, создавая высокопрочную бронирующую оболочку.

Существенно влияет на устойчивость нефтяных эмульсий состав пластовой воды. Пластовые  воды разнообразны по химическому составу, но все они могут быть разделены  на две основные группы: первая группа — жесткая вода, которая содержит хлоркальциевые или хлоркальциево-магниевые соединения; вторая группа — щелочная или гидрокарбонатно-натриевая вода. Увеличение кислотности пластовых вод приводит к получению более стойких эмульсий. Уменьшение кислотности пластовых вод достигается введением в эмульсию щелочи, способствующей снижению прочности бронирующих слоев.

Основные  из указанных факторов, влияющих на устойчивость эмульсий, следующие: соотношение плотностей фаз, вязкость нефти, а также прочность защитных слоев на каплях воды. Свежие эмульсии легче поддаются разрушению, поэтому обезвоживание и обессоливание целесообразнее проводить на промысле.

При проектировании сооружений обезвоживания нефти  для конкретных производственных условий  необходимо иметь экспериментальные данные об обводненности, качественном и количественном составе примесей, ожидаемом состоянии эмульсии. Одновременно с обезвоживанием нефти происходит и ее обессоливание, поскольку вода отделяется от нефти вместе с растворенными в ней минеральными примесями. При необходимости, для более полного обессоливания, можно дополнительно в нефть подавать пресную воду, которая растворяет кристаллы минеральных солей, и при последующем отделении минерализованной воды происходит углубленное обессоливание нефти.

4.3.1. МЕХАНИЧЕСКОЕ ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТИ

Основная  разновидность приемов обезвоживания  нефти — гравитационное отстаивание. Применяют два вида режимов отстаивания  — периодический и непрерывный, которые осуществляются соответственно в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников  периодического действия применяют цилиндрические отстойники — резервуары (резервуары отстаивания). Сырая нефть, подвергаемая обезвоживанию, вводится в резервуар при помощи распределительного трубопровода (маточника). После заполнения резервуара вода осаждается и скапливается в нижней части, а нефть собирается в верхней части резервуара. Отстаивание осуществляется при спокойном (неподвижном) состоянии обрабатываемой нефти. По окончании процесса обезвоживания нефть и вода отбираются из отстойников. Положительные результаты работы отстойного резервуара достигаются только в случае содержания воды в нефти в свободном состоянии или в состоянии крупнодисперсной нестабилизированной эмульсии.

Различают горизонтальные и вертикальные отстойники непрерывного действия (рис. 4.4). Горизонтальные отстойники подразделяются на продольные и радиальные. Продольные горизонтальные отстойники в зависимости от формы поперечного сечения могут быть прямоугольные и круглые. В гравитационных отстойниках непрерывного действия отстаивание осуществляется при непрерывном потоке обрабатываемой жидкости. Эмульсия расслаивается под действием силы тяжести на поверхности раздела. При достаточной длине отстойника в выходной его части происходит полное разделение фаз эмульсии.

4.3.2. ТЕРМИЧЕСКОЕ ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТИ

Одним из основных способов обезвоживания нефти является термическая, или тепловая, обработка, которая заключается в том, что нефть перед отстаиванием нагревают. При повышении температуры вязкость вещества бронирующего слоя на поверхности частицы воды уменьшается и прочность оболочки снижается, что облегчает слияние глобул воды. Кроме того, снижение вязкости нефти при нагреве увеличивает скорость оседания частиц при отстаивании.

Термическая обработка нефти редко осуществляется только для отстаивания, чаще такая обработка применяется как составной элемент более сложных комплексных методов обезвоживания нефти, например, в составе термохимического обезвоживания (в сочетании с химическими реагентами и отстаиванием), в комплексе с электрической обработкой и в некоторых других комбинированных методах обезвоживания.

Нефть нагревают в специальных нагревательных установках, которые располагают в технологической линии обезвоживания нефти после отделения (сепарации) из нефти газов, но ранее ввода в отстойник. Температура нагревания устанавливается с учетом особенностей водонефтяных эмульсий и элементов принятой системы обезвоживания. 

4.3.3. ХИМИЧЕСКОЕ ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТИ

В нефтяной промышленности весьма широко применяют  химические методы обезвоживания нефти, основанные на разрушении эмульсий при помощи химических реагентов. Эффективность химического обезвоживания в значительной степени зависит от типа применяемого реагента. Выбор реагентов-деэмульгаторов, в свою очередь, зависит от вида водонефтяной эмульсии и свойств нефти, подвергаемой деэмуль-сации. Химическое обезвоживание, как и прочие комбинированные методы обезвоживания нефти, включает гравитационное отстаивание после обработки реагентов водонефтяной эмульсии. В эмульсию, подвергаемую разрушению, вводится реагент-деэмульгатор и перемешивается с ней, после чего создаются условия для выделения воды из нефти путем отстаивания. Можно применять как периодическое, так и непрерывное разрушение эмульсий, но предпочтение отдается непрерывным процессам.

Известны  три метода химического обезвоживания нефти:

1) внутрискважинная  деэмульсация — обезвоживание,  основанное на деэмульсации, которая осуществляется в нефтяной скважине, т. е. когда реагент вводится непосредственно в скважине;

2) путевая  деэмульсация — обезвоживание, основанное на деэмульсации, которая осуществляется в нефтесборном трубопроводе, т. е. когда реагент вводится на начальном участке нефтесборного коллектора;