Эффективность работы системы подготовки нефти

      На 3 стадии основным процессом является отстаивание.

      При рассмотрении устойчивости нефтяных эмульсий следует разграничивать два принципиально  разных понятия устойчивости: кинетическую и агрегативную. Кинетическая устойчивость - это способность эмульсионной системы противостоять оседанию или всплыванию частиц (глобул) дисперсной фазы под действием сил тяжести.

      Агрегативная  устойчивость - это способность частиц (или глобул) дисперсной фазы при  их столкновении друг с другом или границей раздела фаз сохранять свой первоначальный размер. В этой связи следует различать два разных процесса: коалесценцию и флокуляцию.

      Коалесценция - процесс слияния (укрупнения) капель при столкновении друг с другом или  границей раздела фаз.

      Флокуляция - слияние капель при столкновении с образованием сгустков (агрегатов) из двух и более капель. По физической сущности процесс флокуляции больше соответствует снижению кинетической, нежели агрегативной устойчивости эмульсий, поскольку она не всегда завершается коалесценцией капель.

      Деэмульгаторы - поверхностно-активные вещества, обладающие большей активностью, чем эмульгаторы.

      Основное  назначение деэмульгаторов - вытеснить  с поверхностного слоя эмульгаторы - естественные поверхностно-активные вещества, содержащиеся в нефти. Вытеснив с поверхностного слоя капель воды природные эмульгирующие вещества, деэмульгатор образует гидрофильный адсорбционный слой, в результате чего капельки воды при столкновении коалесцируют в более крупные капли и оседают.

      Под эффективностью дэемульгаторов понимают их деэмульсационную способность, которая  характеризуется их расходом, качеством  подготовленной нефти (содержанием  в ней остаточных хлористых солей, воды и механических примесей) а  также минимальной температурой и продолжительностью отстоя нефти.

      Деэмульгаторы, применяемые для разрушения эмульсий типа В/Н, делятся на две группы: на ионогенные (образующие ионы в водных растворах) и неионогенные (не образующие ионов в водных растворах). Кроме  того различают водо- и нефтерастворимые деэмульгаторы. Нефтерастворимые дэемульгаторы в воде не растворяются, но достаточно хорошо в ней диспергируются.. По способности растворяться в нефти принципиальных различий между водо- и нефтерастворимыми деэмульгаторами нет.

      К современным деэмульгаторам предъявляются следующие основные требования:

      - они должны обладать максимально  высокой деэмульгирующей активностью,  быть биологически легко разлагаемы (если водорастворимые), нетоксичными, дешевыми, доступными;

      - не должны обладать бактерицидной активностью (от которой зависит эффективность биологической очистки сточных вод) и вызывать коррозию металла.

      Этим  требованиям более полно удовлетворяют  и потому нашли преобладающее  применение неионогенные деэмульгаторы. Они почти полностью вытеснили ранее широко применявшиеся ионоактивные (в основном анионоактивные) деэмульгаторы, такие, как отечественные НЧК. Их расход на установках обессоливания нефти составлял десятки кг/т. К тому же они биологически не разлагаются, и применение их приводило к значительным загрязнениям водоемов. Неионогенные ПАВ в водных растворах не распадаются на ионы. Их получают присоединением окиси алкилена (этилена или пропилена) к органическим соединениям с подвижным атомом водорода, то есть содержащим различные функциональные группы, такие как карбоксильная, гидроксильная, аминная, амидная и др. В качестве таковых соединений наибольшее применение нашли органические кислоты, спирты, фенолы, сложные эфиры, амины и амиды кислот.

      Нефтерастворимые  деэмульгаторы  более предпочтительны, поскольку:

      - они легко смешиваются (даже  при слабом перемешивании) с  нефтью, в меньшей степени вымываются  водой и не загрязняют сточные воды;

      - их расход практически не зависит от обводненности нефти;

      - оставаясь в нефти, предупреждают образование стойких эмульсий и их «старение»;

      - обладают ингибирующими коррозию металлов свойствами;

      - являются легкоподвижными жидкостями с низкой температурой застывания и могут применяться без растворителя, удобны для транспортирования и дозировки.

      В качестве растворителей нефтерастворимого  деэмульгатора применяются низкомолекулярные  спирты (метиловый, изопропиловый и  др.), ароматические углеводороды и  их смеси в различных соотношениях. 

      2.4 Выводы и рекомендации по анализу технологической схемы подготовки нефти 

      Эффективность применяемой технологической схемы  подготовки нефти.

      Под эффективностью технологической схемы  подготовки нефти понимается возможность  подготовки нефти с требуемыми параметрами  по качеству в необходимых объемах  с наименьшими затратами и потерями нефти, минимальным воздействием на окружающую среду.

      Применяемая технологическая схема обеспечивает подготовку нефти объемом до 6 мил. тонн в год, при содержании воды от отсутствия до 0,05 весовых процента, содержание хлорсолей до 15 мг/л  и практическом отсутствии мех.примесей.

      Пластовая вода после подготовки содержит нефтепродуктов до 15-25 мг/л.

      Системе подготовки нефти закрытая и таким  образом воздействие на окружающую среду сведено к минимуму, за исключением  попутного газа, который с конечной сепарационной установки сбрасывается на факел, где сжигается.

      Краткая характеристика выпускаемых промышленностью  деэмульгаторов.

      В таблице № 1 приведена краткая характеристика ряда деэмульгаторов. 
 
 
 

      Таблица № 1 - Характеристика деэмульгаторов. 

 

      Требования  к деэмульгаторам.

      Требования  к деэмульгатору, кроме общих, указанных  выше в п. 2.4., и выбор его,  определяются исходя из свойств нефти поступающей на подготовку, а также выбранной схемы подготовки (в частности температура нефти, ее состав, характер эмульсии, скорость потока жидкости через установку и т.п.) и определяются в конечном счете затратами на подготовку нефти.

      Для рассматриваемой установки, после  опробывания ряда деэмульгаторов, был  выбран водорастворимый деэмульгатор «Реапон-4В», производства ОАО «Казаньоргсинтез»  по ТУ 2226-005-10488057-94.

      Загруженность оборудования и эффективность его использования.

      Рассматриваемая установка подготовки нефти функционально  состоит из двух единых технологических  блоков, работающих параллельно. В настоящее  время, по технологическому циклу, работает в полном объеме один технологический  блок, со второго блока задействованы только электродегидраторы. Остальная часть второго блока используется  в зимнее время, когда через него пускается часть потока сырой нефти для разогрева нефти в резервуаре предварительного сброса воды. При этом две печи ПТБ-10 переключаются для подогрева этой нефти.

      Таким образом, при работе в нормальных условиях задействованы все аппараты единого технологического блока. При  существующей схеме установка близка к пределу пропускной способности  по жидкости. В настоящее время  нефть на установку поступает с обводненностью около 50%. Дальнейшее увеличение объемов подготовки нефти планируется проводить за счет снижения обводненности поступающей нефти. Для этой цели на проводится работа по увеличению количества ДНС на которых будет проводиться предварительный сброс воды.

      Уровень автоматизации технологического процесса.

      По  проекту установки все основные этапы подготовки нефти в достаточной  мере автоматизированы на элементной базе  и уровне технических решений 80-х годов, когда была построена установка. В частности, все аппараты и другое оборудование оснащены системой сигнализации и блокировок, действие которых вызывает остановку или пуск соответствующего оборудования, при достижении установленных параметров. Уровень, межфазный уровень, давление в аппаратах также обеспечивается автоматически на заданном уровне. На установке действует автоматическая система пожаротушения, срабатывание которой вызывает остановку оборудования по определенной схеме  и автоматический пуск насосов системы пенотушения с подачей пенораствора на соответствующий объект и пуск насосов подачи воды для тушения и охлаждения объектов. Вместе с тем уровень автоматизации на установке подготовки нефти отстает от современных требований. Для объяснения этого есть несколько причин. Одна из них это то, что часть приборов, в виду износа, становится ненадежны в работе  и поэтому управление переводится на ручной режим. Перевод системы управления на современную элементную базу требует больших капитальных затрат и эта работа проводится поэтапно. К примеру, в настоящее время строится автоматизированный узел учета нефти.

      В настоящее время объем поступающей  жидкости на ЦПС определяется как  разница наличия жидкости и объем  откачки один раз в два часа. Количество поступающей нефти определяется по результатам анализов послойников три раза в сутки. Этих сроков недостаточно для контроля за поступлением жидкости на ЦПС и своевременной корректировки режима подготовки нефти, кроме того при отборе проб существует субъективный фактор, который вносит большую погрешность. Предлагалось установить на входе на ЦПС влагомер и измеритель расхода жидкости. В настоящее время производится пробная эксплуатация данных устройств.

      Опорожнение резервных РВС товарного парка  осуществляется через линию дренажа  РВС, что не обеспечивает необходимую скорость опорожнения. Предлагается смонтировать, с отбором из нижней части каждого резервного РВС трубопровод Ду = 150-200 и далее через центробежный насос обеспечить откачку в различные трубопроводы: трубопровод кондиционной нефти на товарный РВС или насосы внешней откачки; трубопровод сырой нефти в РПС; трубопровод откачки пластовой воды на очистные сооружения. 
 
 
 
 
 
 

      

3. ОБЩИЙ  РАЗДЕЛ

 

      3.1 Охрана недр и окружающей среды 

      С целью охраны недр и окружающей среды  при транспорте нефти по системе сбора и при ее подготовке должны быть предусмотрены мероприятия:

• очистка и повторное использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления (ППД) нефтяных и газовых месторождений;
• строительство мощностей по очистке и утилизации сточных вод;
• организация предварительного сброса попутной воды на месторождениях;
• защита трубопроводов и оборудования от коррозии, подбор и применение ингибиторов и бактерицидов;
• регулярный контроль за техническим состоянием и герметичностью фонда скважин,  трубопроводов и оборудования, своевременное обнаружение и ликвидация утечек;
• всемерное сокращение расхода пресной воды;
• сбор и утилизация попутного нефтяного газа;
• использование сточных вод сторонних предприятий для заводнения продуктивных пластов;
• ремонт и замена старых трубопроводов и оборудования нефтяных и нагнетательных скважин; 
• контроль за качеством строительства трубопроводов;
• разработка мер по защите окружающей среды при ремонтных и восстановительных работах на скважинах;
• охрана земельных ресурсов, восстановление земель после загрязнения, ликвидация нефтяного шлама без нанесения ущерба окружающей среде;
• своевременное строительство внутри промысловых дорог, с целью ограничения бесконтрольного движения тяжелой техники по месторождению;