11.5. Подготовка нефти на нефтепромыслах

11.5.1. Стабилизация нефти на местах сбора. Нефть, извлеченная из скважины, как правило, непригодна для перекачки на НПЗ, т. к. она содержит в своем составе газовые компоненты углеводородного и неуглеводородного характера (Н₂S, СО₂), воду с растворенными в ней солями и механические при­меси (песок, глину, известняк). По этой причине извлеченную из сква­жи­ны нефть называют сырой. На каждую тонну добытой нефти приходится в среднем 50–100 м³ попутного газа, 200–300 кг воды и десятки килограммов механических примесей. Перед транспортировкой все перечисленные приме-си из нефти должны быть удалены.

Первичная очистка нефти от нежелательных компонентов осущест­вля­ется системами сбора и нефти и газа, куда направляют нефть непосред­ственно после извлечения ее из скважины. На рис. 11.1 приведена техноло-гическая схема системы высоконапорного герметичного нефтегазоводосбора с многоступенчатой сепарацией газа.

I

ГПЗ

С–1

Н – 1

IV I А–1 III

I

Е–1

С–2

А–2

Н–2 Н–3 Е–2

Рис. 11.1. Схема герметизированного сбора нефти и газа

на нефтяных промыслах

На схеме обозначено: I – нефть из скважины; II – газ на ГПЗ; III – нефть на нефтесборные пункты; IV – нефть на НПЗ.

А-1 – автоматизированная групповая замерная установка; С-1, С-2 – сепараторы; Е-1, Е-2 – резервуары; А-2 – автоматическая установка сдачи товарной нефти.

Если в попутном газе содержится значительное количество углеводо­ро-дов С₁ – С₂, то вместо насоса Н-1 устанавливают компрессор.

Применяемый на данной установке метод сепарации заключается в раз­де­лении легких и тяжелых фракций однократным или многократным испаре­нием при снижении давления.

Даже после многоступенчатой промысловой сепарации в нефти остает­ся значительное количество воды и газообразных углеводородов С₁ – С₄. Боль­шая часть этих углеводородов может быть потеряна при перекачке из ре­зервуара в резервуар, при хранении нефти. Вместе с газами теряются цен­ные легкие бензиновые фракции. Кроме этого, наличие в нефти газообразных уг-ле­водородов усложняет условия перекачки нефти. Для более глубокого из-влечения газообразных углеводородов из нефти ее направляют на специ­аль­ные стабилизационные установки, включающие в своем составе ректифи­ка-ци­онные колонны. На этих установках получают стабильную нефть (сво­бод­ную от газовых компонентов) и газовый конденсат. На некоторых установ­ках имеется возможность выделять из углеводородного газа индивиду­альные углеводороды или фракции углеводородов (сухой и жирный газ).

11.5.2. Обезвоживание и обессоливание нефти. Основное количество воды и механических примесей удаляют из нефти методом отстаивания в ре­зервуарах при нагревании или без нагрева. Затем ее направляют на специаль­ные установки.

Полное удаление воды из нефти осложняется образованием водонеф­тя-ных эмульсий, причем известны как гидрофильные (нефть в воде), так и гид­рофобные (вода в нефти) эмульсии. Возникновению эмульсий способствует третий компонент – эмульгатор. Растворимые в воде эмульгаторы приводят к образованию эмульсий первого типа, а растворимые в нефти – эмульсий вто-рого типа. Второй тип эмульсий в нефтепромысловой практике встречается на­иболее часто.

Любая эмульсия включает дисперсионную среду и дисперсную фазу. Дисперсионной средой называют жидкость, в которой распределена в виде микроскопических капель (глобул) другая жидкость. Количество глобул мо-жет исчисляться триллионами на кубический метр эмульсии. Дисперсной фа-зой является жидкость, распределенная в дисперсионной среде.

Диспергирование в общем случае – это тонкое измельчение вещества в окружающей среде для получения дисперсных систем. Диспергирование в жидкости – это эмульгирование. Диспергирование в газе (например, в воз­духе) – это распыление. Диспергирование обычно осуществляют механи­чес-ким путем. Однако одним из наиболее эффективных методов распыления яв­ляется метод с применением ультразвука.

Нефтяные эмульсии имеют цвет от светло-желтого до темно-коричне­вого. Они относятся к типу вода в нефти, т. е. нефть является дисперсионной средой, а вода – дисперсной фазой. Такие эмульсии относят к гидрофобным, т. е. не смачиваемым водой. Такие эмульсии в водной среде всплывают на поверхность, а в среде бензина растворяются.

Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями. В повер-хностных слоях жидкости есть поверхностное натяжение, которое определя-ет­ся силой, с которой жидкость сопротивляется увеличению своей повер­х­ности. Поверхностное натяжение нефти составляет 0,02–0,05 н / м.

В природе имеются вещества, способные повышать поверхностное на­тя­же­ние; они называются поверхностно-активными веществами (ПАВ). Если в состав молекулы ПАВ входит углеводородный радикал, то эта часть моле­кулы гидрофобная, а если какая-либо полярная группа, то эта гидрофиль­ная частица. ПАВ, распределяясь в двухфазной среде типа жидкость – жидкость, концентрируется на границе раздела фаз и пленкой обволакивает дисперсную фазу. Снижение поверхностного натяжения способствует процес­су механиче­с­кого диспергирования. Эмульсия будет тем более устойчивой, чем более мел­кими будут частицы дисперсной фазы.

При больших размерах капли воды могут сливаться и осаждаться. ПАВ, располагаясь на поверхности капель, образуют своеобразный «панцирь» и пре­пятствуют слиянию капель воды; эмульсия при этом становится устой­чи­вой. Вещества, придающие устойчивость эмульсиям, называются эмульга­то­ра­ми. В системах нефть – вода эмульгаторами являются смолы, ас­фа­ль­тены, нафтеновые и асфальтогеновые кислоты, которые хорошо растворимы в неф­ти. Эти эмульгаторы располагаются в поверхностном слое эмульсии со сто­ро­ны нефти. Натриевые мыла, хорошо растворимые в воде, ад­сорби­ру­ются в поверхностном слое эмульсии со стороны водной фазы, обволакивая капель­ки нефти, и способствуют образованию эмульсии типа вода – нефть.

11.5.3. Способы разрушения эмульсий. Механизм разрушения эмуль­сий состоит из нескольких стадий: а) столкновение глобул воды; б) слияние глобул в более крупные капли; в) выпадение капель воды в осадок.

Для разрушения эмульсий в промышленности применяют следующие методы: а) механические; б) термические; в) химические; г) электрические.

Механические методы делятся на отстаивание, центрифугирование и фильтрование. Последние два метода применяются редко.

Термический способ заключается в нагреве эмульсии, в результате кото-ро­го пленка эмульгатора расширяется и лопается, а капельки воды слива­ются и осаждаются.

Химический способ состоит в применении деэмульгаторов, осла­б­ляю-щих структурно-механическую прочность пленок. Ионогенные деэмульга­то­ры в растворах диссоциируют на катионы и анионы (HCl, CH₃COOH, H₂SO₄,), основания (NaOH, Ca(OH)₂) и соли (NaCl, CaCl₂, FeSO₄·7H₂O, FeCl₃, соли нафтеновых кислот и др.). Из электролитов этого типа одни снижа­ют ста­биль­ность эмульсий, другие разрушают пленку эмульгатора, третьи об­ра­зуют нерастворимые осадки с компонентами эмульсии, например с солями.

Неионогенные деэмульгаторы – это органические соединения, растворя-ющие защитную пленку эмульгатора, понижающие вязкость нефти, что спо­собствует отстаиванию воды. Эти вещества наиболее часто применяют на неф­тепромыслах и НПЗ. Примерами неионогенных деэмульгаторов являются дипро­ксамин, диссольван, петроляйт, третоляйт и др.

При электрическом способе разрушения эмульсий повышается вероят-ность столкновения глобул воды. В переменном электрическом поле частицы воды начинают перемещаться внутри капли, а сама капля вытягивается и перемещается. Далее капли сталкиваются, а затем осаждаются.

Обезвоживание и обессоливание нефти на промыслах наиболее часто осу­ществляют путем внутритрубной, термохимической и электротермохими-чес­кой деэмульсации. При внутритрубной деэмульсации в начало сборного коллектора на нефтепромы­слах подают деэмульгатор в количестве 15–20 г/т нефти, который в процессе движения нефти от скважины до УПН разрушает эмульсию.

При термохимическом обезвоживании в нефть добавляют деэмуль­га­тор, затем ее нагревают до 100–150 ^оС (60–100 ^оС) и направляют в резерву­ары для отстаивания в течение нескольких часов под давлением до 1,5 МПа.

Электротермохимическое обезвоживание и обессоливание является наиболее современным методом очистки нефти. Его проводят для более тон­кой очистки нефти от воды и солей. Этот метод сочетает термохимическое отстаи­вание нефти с ее обработкой в электрическом поле высокого напря­жения (30–40 кВт). Установки, на которых реализуется данный способ очист­ки нефти, называются электрообессоливающими (ЭЛОУ). Такие установки имеются как на нефтепромыслах, так и на НПЗ. На НПЗ их иногда блоки­руют с установками первичной переработки нефти. Примером такой уста-новки является ЭЛОУ-АВТ. Технологическая схема ЭЛОУ довольно сложная и включает разнообразные аппараты: электродегидраторы, теплообменники, холодильники, емкости, насосы и др.

Главным аппаратом установки ЭЛОУ является электродегидратор. Это резервуар, снабженный электродами, к которым подводят электрический ток с напряжением 30–40 кВт. Известны электродегидраторы в вертикаль­ном, шарообразном и горизонтальном исполнении. Наиболее современным считается горизонтальный электродегидратор.

После очистки в ЭЛОУ остаточная доля воды составляет 0,1–0,15 %, а солей не более 5 мг/л нефти.

11.5.4. Очистка попутных газов от сероводорода и углекислого га­за. H₂S и СО₂ на промыслах удаляют из углеводородных газов с помощью моно- и диэтаноламинов, переводя H₂S и СО₂ в соответствующие соли с по- с­ледующей регенерацией аминов путем разложения полученных солей.