Обессоливание и очистка пластовых вод

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

Общие сведения о процессе

Коррозирующее действие соляной кислоты

Установка ЭЛОУ

Применение магнитных полей в процессе обессоливания

Очистка пластовых вод

Заключение

Список литературы

Введение

В настоящее время нефтяная переработка сырья имеет огромнейший вес в промышленности, экономике, экологии и обеспечивает работу большинства нашей техники, в том числе и автомобильной. Человечество накрепко закрепилось в земных недрах, исследуя все новые и новые нефтяные месторождения. Но природа, как и прежде, остается по истине разнообразной, поэтому человеку приходится выбирать самое нужное и необходимое для производства в процессе добычи. Некоторые составляющие нефтяных месторождений человеку вовсе не нужны, некоторые для различных процессов. Поэтому в процессе нефтепереработки существует такой процесс, как обессоливание нефти, т.е. удаление нежелательных примесей, солей. Данный процесс является одним из основополагающих, поскольку присутствие солей является гибельным не только для техники, используемой на НПЗ, но и для самого получаемого продукта.

Общие сведения о процессе

Нефть, поступающая на нефтеперерабатывающий завод, не является гомогенным раствором углеводородов. Ее скорее стоит рассматривать как эмульсию, в которой дисперсионной средой служит углеводородная фаза, а дисперсной фазой - водный раствор минеральных солей. При большом содержании воды в нефти, поступающей на установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти, нарушается технологический режим их работы, повышается давление в аппаратах и снижается их производительность, а также расходуется дополнительное количество тепла на подогрев нефти. Еще более вредное действие, чем вода, оказывают на работу установок хлористые соли, содержащиеся в нефти. Присутствие хлоридов щелочных и щелочноземельных металлов - это основной фактор, обусловливающий потенциальное корродирующее действие нефти в процессе ее перегонки, кроме того, соли и механические примеси, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах -- мазуте и гудроне, ухудшают их качество. В процессе нефтепромысловой подготовки получают нефть с содержанием хлористых солей до 900 мг/л..

Подготовку нефти к переработке путем удаления из нее воды, минеральных солей и механических примесей обеспечивают такие процессы как обезвоживание и обессоливание нефтепродуктов. Обезвоживание нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмульгаторов. Однако, даже при глубоком обезвоживании нефти до содержания пластовой воды 0,1-0,3%, что технологически затруднительно из-за ее высокой минерализации, остаточное содержание хлоридов довольно велико: 100-300 мг/л (в пересчете на NaCl), а при наличии в нефти кристаллических солей еще выше. Поэтому одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефти большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли и воду удаляют с помощью принципиально мало отличающейся от обезвоживания операции, называемой обессоливанием. Процесс заключается в смешении нефти со свежей пресной водой, разрушении образовавшейся эмульсии и последующем отделении от нефти промывной воды с перешедшими в нее солями и механическими примесями. Процесс обессоливания нефти связан с большим потреблением воды. Для сокращения расхода пресной воды и, следовательно, количества стоков, пресную воду подают только на последнюю ступень, а затем повторно используют дренажную воду последующей ступени для промывки нефти в предыдущей. Процесс обессоливания осуществляется на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). При этом образуются относительно стойкие водонефтяные эмульсии, которые затем разрушают комбинированным воздействием температуры, деэмульгатора и электрического поля в электродегидраторах. Роль деэмульгатора в процессе обессоливания нефти заключается в разрушении бронирующего слоя, окружающего капельки пластовой воды, и предотвращении его образования вокруг капелек вновь подаваемой в нефть промывной воды. Количество деэмульгатора, необходимого при обессоливании нефти на ЭЛОУ зависит от многих факторов: от природы нефти, степени ее подготовки на промыслах и количества деэмульгатора, оставшегося в нефти после этой подготовки, от эффективности применяемого деэмульгатора, а также от технологического режима работы ЭЛОУ. Эффективность промывки нефти водой и полнота разрушения образующихся водонефтяных эмульсий зависят от ряда технологических факторов, причем одним из основных является применение эффективного реагента деэмульгатора. Его роль заключается в снижении механической прочности защитных оболочек, образующихся на поверхности глобул воды в водонефтяной эмульсии. Было проведено исследования по определению влияния добавок на эффективность обессоливания нефти. При оценке эффективности реагентов и их композиций наиболее важными показателями являются:

· расход деэмульгатора на одну тонну эмульсии,

· динамика отстоя воды от нефти,

· содержание остаточной воды и хлористых солей после отстоя

· содержание нефтепродуктов в дренажной воде.

Коррозионное действие соляной кислоты

Роль воды и минеральных солей в коррозионном процессе очень велика. В нефти, поступающей на завод содержание воды, как правило, от 0.2 до 2%. В связи с высокой гидрофильностью металлической поверхности уже 0.45% воды в среде оказывается достаточным, чтобы коррозионный процесс свободно протекал по электрохимическому механизму. Повышение содержания воды в нефти облегчает его протекание, особенно при высоком содержании в ней солей. Это является главной причиной того, что перед началом переработки нефть стремятся освободить от воды.

Коррозия под действием соляной кислоты и ее солей подвержено оборудование установок АВТ, гидроочистки и риформинга в случаях искусственного введение в нефть хлорорганических соединений при ее добыче, холодильно-конденсационное оборудование установок АВТ, гидрокрекинга и др. Углеродистые и низколегированные стали в присутствии соляной кислоты и ее солей страдают от общей, реже язвенной коррозии, нержавеющие стали аустенитного класса - от общей, язвенной и питтинговой коррозии, а также от хлоридно коррозионного растрескивания. Соляная кислота появляется в средах установок в следствии растворения во влаге хлорводорода - продукта термического или каталитического превращения продуктов хлорорганических соединений. В общем случае ее взаимодействие с поверхностью углеродистых и низколегированных сталей описывается уравнением:

Fe + HCl = FeCl2 +H2 (1)

FeCl2 = Fe2⁺+2Cl^- (2)

Fe2+6H2O = [Fe(H2O)6]2⁺ (3)

[Fe(H2O)6]2+H2O = [Fe(H2O)5OH]⁺ + H3O⁺ (4)

Ион гидроксония является активным катодным деполиризатором. Повышение его концентрации в среде резко увеличивает скорость коррозии.

Ситуация усугубляется многократно, когда в среде аппаратов на ряду с соляной кислотой присутствует сероводород. Кислотность среды в таких случаях возрастает на несколько порядков, соответственно отмечается резкое увеличение скорости общей и язвенной коррозии. Полагается, что механизм взаимодействия следующий:

[Fe(H2S)6]2+ + H2O = [Fe(H2S)5SH]+ + H3O+ (5)

Этим и объясняется резкое падение значений pH в присутствии сероводорода. Скорость общей и язвенной коррозии при этом может достигать катастрофических значений - на установках АВТ отмечены случаи, когда за неделю на стали развивались язвы глубиной 0.5 мм. Еще более тяжелая ситуация возникает на установках гидроочистки при переработке нефти, в которую при добыче введены реагенты, содержащие хлорорганические соединения. При разложении этих соединений на катализаторе гидроочистки и конденсации среды в теплообменной аппаратуре и трубопроводах возникают среды с pH=1. В таких случаях даже на нержавеющих сталях аустенитного класса могут за неделю появиться язвы глубиной до 2-4 мм.

Установка ЭЛОУ

Комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ предназначена для обессоливания и обезвоживания сырой нефти, атмосферной перегонки обессоленной нефти, вакуумной перегонки мазута, стабилизации и вторичной перегонки бензина с целью получения сырья для установок каталитического риформинга, гидроочистки дизельных топлив и керосина, производства битума и получения компонентов товарных нефтепродуктов (бензина, дизельного топлива, мазута, вакуумного газойля).

Установка ЭЛОУ-АВТ включает в себя следующие блоки:

* ЭЛОУ - блок электрообессоливания и обезвоживания нефти;

* АТ - блок атмосферной перегонки обессоленной нефти;

* ВТ - блок вакуумной перегонки мазута;

* стабилизации и вторичной перегонки бензина;

* очистки углеводородного газа водным раствором МЭА;

* утилизации тепла (котлы-утилизаторы).

Таблица №1 «контроль показателей сырья»

Стадия процесса, анализируемый продукт	Место отбора пробы	Контролируемые показатели	Нормативные документы	Норма
Нефть сырая (сырье блока ЭЛОУ)	клапанная сборка на трубопроводе	1.Плотность при 15 оС, кг/м3,не более	ГОСТР 51069	880
		2.Фракционный состав	ГОСТ 2177-99	Не норм.
		3.Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	ГОСТ 21534	900
		4. Массовая доля воды, %, не более	ГОСТ 2477	1.0
		5. Массовая доля серы, %, не более	ГОСТ 1437, ГОСТР 51947	1.8
Нефть обессоленная	Трубопровод перед теплообменником	1.Плотность при 15 0С, кг/м3	ГОСТ Р 1069	Не норм.
		2.Массовая концентрация хлористых солей,мг/дм3, не более	ГОСТ 21534	5.0
		3.Массовая доля воды,%.	ГОСТ 2477	0.2



В блоке ЭЛОУ главный элемент технологической схемы -электродегидратор, в котором водно-нефтяная эмульсия разрушается в электрическом поле напряженностью 1-3 кВ/см, создаваемом между двумя горизонтальными электродами, которые подвешены на изоляторах на середине высоты аппарата. Эмульсия вводится в меж- или под-электродную зону либо одновременно в обе (в этом случае используют третий электрод). На ЭЛОУ эксплуатируются электродегидраторы трех типов: вертикальные (объем 30 м³) на отдельных малотоннажных установках мощностью 0,6-1,2 млн. т/год обессоленной нефти; шаровые (600 м³) на установках мощностью 2-3 млн. т/год, совмещенных, как правило, с атмосферными либо атмосферно-вакуумными установками; горизонтальные в крупнотоннажных блоках (6-9 млн. т/год), встроенных в AT и АВТ.

В блоке атмосферной перегонки обессоленной нефти обезвоженную и обессоленную нефть на ЭЛОУ дополнительно подогревают и подают на разделение в колонну частичного отбензинивания.

Вакуумный блок установки ЭЛОУ-АВТ-6 предназначен для разделения мазута на фракции (< 350) ⁰С, (350-420) ⁰С, (350-420) ⁰С, затемненный продукт, гудрон.

В блоке стабилизации и вторичной перегонки бензина прямогонные бензины должны сначала подвергаться стабилизации с выделением сухого (С₁-С₂) и сжиженного (С₂-С₄) газов и последующим их рациональным использованием.

В блоке очистки углеводородного газа раствором моноэтаноламином (МЭА) происходит поглощение сероводорода раствором МЭА в адсорбере.

Блок утилизации тепла создан для использования тепла дымовых газов с помощью специальных котлов-утилизаторов.



Таблица №2 «Сточные воды ЭЛОУ»

Наименование стока	Условия ликвидации, обезвреживания утилизации	Периодичность выбросов	Место сброса	Установленная норма содержания загрязнений в стоках, мг/дм3
Солевые стоки с блока ЭЛОУ	Очистка на очистных сооружениях завода	Постоянно	Вкана-лизацию стоков ЭЛОУ	Содержание нефтепродуктов,мг/дм3 Водородный показатель, pH Содержание сероводорода и сульфидов, мг/дм3
Сточные воды ПЛК (технологические, ливневые, хозбытовые стоки)	Очистка на очистных сооружениях завода	Постоянно	В промышленную канализацию	Содержание нефтепродуктов, мг/дм3 Водородный показатель, pH Содержание сероводорода и сульфидов, мг/дм3

Отстаивание эмульсий, вызывающее разделение фаз, широко используется. Однако скорость этого процесса не всегда достаточно высока. Чтобы ускорить разделение фаз, применяют центрифугирование. Интересно, что одним из первых аппаратов, предназначенных для этой цели, был молочный сепаратор. В настоящее время центрифугированием очищают нефть от воды, разделяют жидкости в лабораторных условиях.

Применяют отстаивание в сепарирующем роторе. Степень отстаивания эмульсии зависит от скорости прохождения ее по ротору: чем меньше скорость течения, тем полнее происходит процесс разделения. Скорость отстаивания эмульсии зависит от разности плотностей жидкостей, от вязкости сплошной среды, а также от размеров капель диспергированной массы. Стабильные эмульсии образуются при диаметрах диспергированных капель от 1 до 15 микрон. Диспергированная масса с диаметром капель в 1 мм и больше отстаивается быстро. В отдельных случаях для отстаивания эмульсии притеняются складские резервуары. Процесс протекает в роторах со сплошной стенкой можно сравнить с отстаиванием эмульсий в поле сил тяжести. Примером является отделение воды от смазочных масел.

Центробежная сила при центрифугировании играет ту же роль, какую играет сила тяжести при обыкновенном отстаивании эмульсии. Понятно, поэтому что ряд факторов, содействующих разрушению эмульсии при отстаивании, оказывает положительное влияние и при центрифугировании. Так, например, разделение эмульсии наступает тем быстрее, чем больше разница удельных весов ее компонентов; в тех же случаях, когда разница эта невелика, рационально увеличить ее искусственным путем, например, добавлением какой-либо дешевой минеральной соли (глауберовой или поваренной); такого рода методика одинаково применима как при обыкновенном отстаивании, так и при центрифугировании. То же можно сказать и о подогреве, нередко применяемом для снижения вязкости эмульсий не только при отстаивании, но и при центрифугировании.

В ряде работ экспериментальные данные получены для растворов, приготовленных путем интенсивного перемешивания нефтепродуктов с водой и последующего длительного отстаивания эмульсии. В результате этого после отстаивания в растворе могут находиться не только растворенные, но и тонкодисперсные эмульгированные нефтепродукты. С этим, видимо, связано уменьшение содержания растворенных нефтепродуктов в воде (почти в 3 раза) после отстаивания раствора в течение 10 сут. Разделение, таким образом, приготовленных эмульсий методом фильтрования или центрифугирования также не гарантирует полного отделения эмульгированных нефтепродуктов.

Гидродинамические каплеобразователи предназначены для разрушения бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды, укрупнения глобул и расслаивания потока на нефть и воду перед отстаиванием эмульсии. Укрупнение капель происходит непосредственно в потоке нефти, на стенках каплеобразователей или на встроенных гидрофильных элементах под воздействием турбулентных пульсаций.

Процесс отстаивания и центрифугирования не применяются на производстве, так как методы малопроизводительны и в чистом виде практически не применяются, только в дополнение какого-либо другого метода.

· Термохимические установки обезвоживания нефти (ТХУ);

· Электрообессоливающие установки (ЭЛОУ).

Нагрев в трубчатой печи осуществляется при необходимости нагрева нефтяной эмульсии до температуры выше 120 °С (при повышенном давлении, чтобы не допустить вскипания воды). При меньших температурах нагрева вместо трубчатой печи4можно 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, рис.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.39). 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

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.

Применение магнитных полей в процессе обессоливания

Новая концепция перспективного развития нефтяной и нефтегазовой промышленности предполагает повышение эффективности использования добываемых нефтяных продуктов. С этой целью нефтяные и газоконденсатные системы на различных стадиях подвергают различным воздействиям: механическим, электрическим, химическим и различным их комбинациям. К механическим методам относят отстой, фильтрование, центрифугирование. Методы малопроизводительны и в чистом виде практически не применяются. При химическом воздействии в нефтяные и нефтегазовые системы вводят специальные реагенты, способствующие созданию наилучших условий проведения технологических процессов. К подобным реагентам следует отнести деэмульгаторы в процессах обезвоживания и обессоливания, ингибиторы коррозии и парафиноотложения, пеногасители, катализаторы и пассиваторы в каталитических процессах, присадки к топливами маслам и т.п.. Химические методы нашли широкое применение в практике, так как отличаются гибкостью, простотой и используются как на промыслах, так и на нефтегазоперерабатывающих заводах. Но, несмотря на достоинства данного метода, наилучшие показатели качества нефтяного и нефтегазового сырья и продуктов достигаются в его сочетании с другими способами.

Электрическому воздействию, в частности, подвергаются нефтяные дисперсные системы в процессах обессоливания и обезвоживания в электродегидраторах (ЭДГ) на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). Электрохимический метод обессоливания и обезвоживания нефти и нефтепродуктов является достаточно эффективным. При использовании данного способа остаточное содержание хлористых солей в обессоленной нефти может достигать 3-5 мг/л, воды - до 0,1 % мас. Но для достижения таких результатов на многих нефтеперерабатывающую заводах необходимо произвести реконструкцию ЭЛОУ, требующих значительных дополнительных затрат, как капитальных (установка дополнительных ЭДГ и их обвязка), так и эксплуатационных (дополнительный расход воды, электро- энергии и т. п.). В настоящее время требования к качеству перерабатываемого сырья постоянно растут: так, остаточное содержание хлоридов должно составлять 1-3 мг/л.

Наряду с развитием и совершенствованием традиционных методов воздействия на нефтяные и нефтегазовые системы, все большее применение находят методы, реализуемые на основе различной физической природы: лазерной, магнитной, ультразвуковой, радиационной и т. д. Модернизация традиционных технологий в области варьирования новых параметров и компонентов процесса или среды лишь незначительно повышает показатели существующих процессов. Резкого повышения эффективности производства и качества получаемых продуктов можно добиться путем применения нетрадиционных способов воздействия на процесс. Одним из таких методов является магнитная обработка нефтяных систем, которая открывает новые возможности в нефтяной и нефтегазоперерабатывающей промышленности.

Новые методы и технологии нашли применение также с целью обезвоживания и обессоливания добытой нефти. В добытом нефтяном и нефтегазовом сырье вода, в которой растворены соли, находится частично в капельном и, главным образом, эмульгированном состоянии. Учеными Уфимского государственного нефтяного технического университета проведен ряд исследований и представлены результаты лабораторных испытаний влияния магнитной обработки на остаточную обводненность нефти, а также представлены результаты внедрения установок магнитной обработки промысловой жидкости. Воздействие на промысловые жидкости проводилось переменным магнитным полем различной частоты и напряженности. Как показывают предварительные эксперименты, обработка эмульсии магнитными полями сокращает время отстоя нефти и воды в 2-3 раза, применение малогабаритных аппаратов при таком способе уменьшает металлоемкость установки не менее чем в 2 раза.

Для увеличения активности свойств деэмульгатора предложены способы обработки деэмульгатора магнитным полем. Для воздействия на деэмульгатор используют слабое высокочастотное магнитное поле. Обработке подвергается товарная форма деэмульгатора. Предлагаемый способ позволяет в несколько раз увеличить скорость и глубину разделения водонефтяных эмульсий при неизменной концентрации деэмульгатора либо достичь снижения концентрации деэмульгатора в 2-3 раза без снижения скорости и глубины обезвоживания.

В способе обезвоживания нефти, предлагаемом в товарную форму деэмульгатора предварительно растворяют в воде до 1-4 % и воздействуют постоянным магнитным полем на водный раствор деэмульгатора при его протекании через зазоры омагничивающего устройства. После этого эмульсию смешивают с деэмульгатором, причем концентрация деэмульгатора в водонефтяной эмульсии составляет 5-10 мг/л, и отстаивают. Предлагаемый способ позволяет увеличить степень обезвоживания водонефтяной эмульсии при минимальных количествах деэмульгатора в 1,3-1,5 раза.

Очистка пластовых вод

Большинство современных систем очистки сточных пластовых вод (СПВ), которые функционально и территориально совмещаются с установкой подготовки промысловой продукции, можно классифицировать следующим образом:

Схема 1. Подготовка СПВ на основе использования вертикальных стальных резервуаров-отстойников (РВО).

Схема 2. Подготовка СПВ отстаиванием в РВО и фильтрованием в напорных фильтрах.

Схема 3. Подготовка СПВ в напорных отстойниках (НО).

Схема 4. Подготовка СПВ отстаиванием в НО и фильтрованием в напорных фильтрах.

Схема 5. Открытая очистка СПВ.

Схема 6. Подготовка СПВ отстаиванием в нефтеловушках и прудах с последующим напорным фильтрованием.

Кроме указанных технологий очистки СПВ, на установках подготовки нефти, воды и газа применяются различные специальные технологии, среди которых необходимо выделить две:

Технология 1, предназначенная для подготовки смешанных пластовых вод, поступающих из различных продуктивных горизонтов, например девонского и угленосного:

Схема 1 нашла достаточно широкое распространение на промыслах страны. В классическом виде она реализована, например, на Каменноложской УКПН с производительностью по СПВ до 6000 м3 /сут (рис. 25 ). использовано три водоочистных вертикальных стальных резервуара единичной вместимостью 5000 м3 , обвязанных по параллельной схеме и работающих в статическом режиме отстаивания. По данным Е. А. Миронова, эта схема обеспечивает высокую степень очистки СПВ (табл. 1.6).

Характеристика Каменноложской УКПН по очистке сточных вод

Таблица 1.6

Показатели Каменноложской УКПН	Место измерения на водоочистных резервуарах
	Вход	выход
Температура потока, 0 С	12 - 42	6 - 33
Содержание примесей , мл/л : Углеводородных Механических	77 - 967 53 - 155	16 - 36 12 - 44

Схема с вертикальными резервуарами-отстойниками имеет многочисленные вариации по технологической обвязке и материальной начинки водоочистных резервуаров. Например, на объектах объединения Татнефть в качестве резервуаров-отстойников часто используют жидкостные гидрофобные резервуары, в которых очищаемая вода проходит через слой нефти.

Схема 2 позволяет обеспечить проектную очистку в условиях ограниченного объема водоочистных резервуаров. Технология, реализованная по этой схеме, в частности на УПН НГДУ Горскнефть, предусматривает использование всего 2600 м3 резервуарной емкости при производительности по очищаемой сточной воде до 5000 м3 /сут. (рис. 26 ) удельный расход резервуарной емкости в данном случае составляет около 0,5 м3 на 1 м3 /сут. производительности, т.е. в 5 раз меньше, чем на объекте напорного фильтрования.

Параметры подготовки СПВ

Производительность, м3/сут 2500 - 5000

1 группа резервуаров-отстойников:

тип РВС - 700

число 2

периодичность удаления осадков, мес. 2

2 группа резервуаров-отстойников:

тип РВС - 300

число 4

периодичность удаления осадков, мес. 2

Расход коагулянта, мг/л 30 - 40

Группа напорных фильтров:

тип вертикальные , кварцевые

число 7

диаметр, м 2

высота фильтрующего слоя, м 0,9

скорость фильтрации при производитель-

ности 5000 м3 /сут, м/ч 10

продолжительность цикла, ч 4 - 6

перепад давления при отклю-

чении фильтра, Мпа 0,06 - 0,07

температура очищенной воды, 0С 35 - 50

Доля очищающей воды от объема очистки, % 10

Схема предусматривает очистку СПВ под определенным избыточным давлением, обычно в горизонтальных буллитах объемом до 200 м3. Технологическая цепочка включает в себя дополнительный элемент-дегазатор, т.к. поступающая с установки подготовки нефти неочищенная СПВ при указанном давлении содержит некоторое количество растворенного газа. Дегазатор в комплексе с регулятором давления устанавливается непосредственно за напорным отстойником на линии очищенной СПВ. Уловленная в отстойнике нефть возвращается на УПН, а осадок периодически удаляется в шламосборник.

Техническая характеристика и показатели очистки СПВ на ТХУ Покровского месторождения, где реализована подобная схема , следующие:

Производительность, м3/сут	< 7000
Остаточное избыточное давление на входе в напорные отстойники, Мпа	0,15 - 0,20
Вместимость единичная, м3 :
Напорных отстойников	200
Дегазаторов	50
Периодичность удаления осадков, сут	5 - 7
Длительность отстаивания, ч	1,6
Содержание нефтепродуктов в СПВ, мг/л:
До очистки	< 70
После очистки	< 20
Содержание механических примесей в СПВ, мг/л:
До очистки	< 55
После очистки	< 29

Схема , как правило, «примыкает» к термохимическим установкам подготовки нефти, но предусматривает более глубокую очистку по сравнению со схемой .

Параметры системы очистки сточных пластовых вод, поступающих от одной из термохимических установок НГДУ Лениногорскнефть, следующие:

Напорные отстойники:
Число	2
Обвязка	Последовательная
Вместимость единичной емкости, м3	100
Тип	Горизонтальный
Длительность отстоя при расходе 1600 м3/сут, мин	22
Фильтры:
Число	4
Обвязка	Параллельная
Диаметр, м	1,6
Тип	Вертикальный
Фильтрующий материал	Песок
Толщина нижнего слоя (d =1,5 - 2 мм), см	30
Толщина верхнего слоя ( d = 0,5 - 1,2 мм), см	100
Скорость фильтрации при 1600 м3/ч, м/ч	8,4
Периодичность промывки, ч	7 - 14
Интенсивность промывки, л/(с м2)	15
Длительность промывки, мин	15 -25
Периодичность замены песка, мес	7 - 8

Показатели процесса очистки приведены в таб. 1.7

Надо отметить, что подготовленная таким образом СПВ закачивалась в нагнетательные скважины с проницаемостью от 0,17 до 0,80 мкм2 . В скважинах с проницаемостью более 0,25 мкм2 снижение проницаемости не значительно.

Показатели процесса очистки сточных вод, поступающих от термохимических установок

Таблица 1.7

показатели	Место измерения
	До НО	После НО	После фильтров
Температура среды, 0С	42 - 54	40 - 50	38 - 46
Содержание примесей, мг/л:
Углеводородных	46	35	20
механических	48	42	25

Необходимость использования специальных технологий и схем очистки СПВ возрастает в связи с возвратом к отбору пластовой продукции из верхних горизонтов. Строительство параллельных установок для подготовки продукции двух и более горизонтов на одной площади, как правило, неэффективно. Совмещенные технологии используются на месторождениях Волго - Уральского региона. Параметры системы очистки СПВ, поступающей с одной из ТХУ НГДУ Бугурусланнефть, приведены ниже.

Производительность, м3/сут	3000
Характеристика смешиваемых вод Основ. элементы системы Очистки	Содержащие FeS и содержащие H2S Ливнесброс, нефтеловушка, пруд-отстойник, водоочистные резервуары (ВР)
Характеристика ВР:
Число	3
Обвязка	последовательная
Единичный объем, м3	1000
Тип	вертикальный

Показатели процесса очистки смешанных СПВ

показатели	Место изменения
	Вход СПВ	После нефтело-вушки	После пруда-отстойника	После водоочистных резервуаров ВР
				Без реагентов	С реагентами
Содержание, мг/л:
нефтепродуктов	50	43	40	19	10
Механических примесей	50	38	32	19	12
H2S	28	26,5	26,1	21	18
Водородный показатель рН	5,8	5,8	5,8	7,2	5,1

Надо сказать, что технология очистки смеси железосодержащих и сероводородсодержащих вод в качестве специфического элемента включает в себя процесс отработки химреагентами: известью (СаО) в количестве 75 мг/л и глиноземом (Al2O3) - 50 мг/л. Ввод химреагентов осуществляется через напорный смеситель непосредственно перед ВР. Другая особенность очистки смешанных (H2S, Fe) вод - развитая, система удаления осадков, так как при смешении исходных вод и особенно при их обработке известью и глиноземом образуется нерастворимое сернистое железо.

Результаты сравнения различных технологий очистки СПВ, для одинаковых условий, приведены в табл. 1.8

Сравнительные показатели технологий очистки СПВ

Таблица 1.8

Показатели очистки	фильтрование	Отстаивание в гидрофобных РВС	Пруды-отстойники
Содержание нефти, мг/л:
Диапазон	4 - 43	5 - 71	19 - 81
Среднее	12,5	30,3	45,3
Относительное загрязнение	1	2,4	3,6

При проектировании и эксплуатации систем очистки СПВ, входящих в состав УПН, необходимо учитывать влияние смежных объектов: технологических (нефтяных) резервуаров, средств утилизации, в том числе коммерческой, углеводородных и иных примесей.

Очистка сточных пластовых вод на нагнетательных скважинах

Очистка СПВ непосредственно на нагнетательных скважинах осуществляется чаще всего с целью восстановления их приемистости. На режиме самоизлива из полости нагнетательной скважины и из загрязненной призабойной зоны пласта выносятся СПВ. Механические примеси и углеводородные компоненты отделяются обычно с использованием трех схем.

По первой схеме загрязненная вода отбирается непосредственно из нагнетательной скважины, очищается на передвижной установке и снова закачивается в пласт. Состав передвижной водоочистной установки входят буферная емкость, фильтры и высоконапорный насос с дизельным приводом. Производительность установки - 30 - 40 м3/ч

По второй схеме у каждой нагнетательной скважины сооружаются резервуары-накопители или накопители СПВ суммарным объемом около 250 м3 с водонепроницаемыми днищем и стенками. Промывная вода из накопителей вывозится автоцистернами на базовые установки подготовки СПВ и УПНиВ. нефтяной обессоливание сточный вода

По третье схеме загрязненные СПВ по давлением самоизлива подаются на очистные сооружения на УПНиВ. При этом на учасках от водораспределительного пункта (ВРП) до КНС и от КНС до УПНиВ сооружаются специальные водоводы либо используются вторые нитки рабочих водоводов. На КНС и ВРП

устанавливаются переключающие устройства. Исследования ТатНИПИнефти и Гипровостокнефти показали, что в первые 20 - 50 мин. Самоизлива, т.е. в период опорожнения полости скважины, в СПВ содержится фоновое количество примесей. Далее степень загрязнения резко возрастает до 10 г/л, а затем постепенно снижается. Продолжительность отбора загрязненных СПВ лимитируется дебитом самоизлива, от которого зависит скорость выноса механических примесей. В таблице 1.9 приведены данные о динамике самоизлива нагнетательных скважин Ромашкинского (скв. 2040) и Мухановского (скв. 11, 602) месторождений.

Динамика самоизлива нагнетательных скважин Мухановского и Ромашкинского месторождений.

Таблица 1.9

Время самоизлива, ч.	Скважина 11	Скважина 602	Скважина 2040
	Дебит, м3/ч	Накопленный дебит, М3/ч	Дебит, м3/ч	Накопленный дебит, М3/ч	Дебит, м3/ч	Накопленный дебит, М3/ч
0,17	33	5,5	48,3	7,3	45	7,9
0,33	29	10	36	13,3	44,1	15
0,50	25	15,1	33	18,8	42,8	22,5
1	22	28	29,7	33,7	36	41,8
2	18	43,5	26,4	61,1	21,6	69,6
3	16	60	23,7	85,9	-	-
6	14	102,5	20,2	149,3	-	-
10	12	150,8	14,7	170,8	-	-
33	9	373,6	8,8	453,1	-	-
160	4	1114	0,7	819	-	-

Минимальная скорость выноса для этих скважин достигается при дебите самоизлива около 20 м3/ч. Следовательно , продолжительность отбора в скв. 11 и 2040 составляет 1 - 2 ч, а в скважине 602 - около 6 часов.



Заключение

Как обезвоживание, так и обессоливание, являются важнейшими процессами в нефтяной промышленности. Их актуальность не меняется со временем, поскольку важность и ценность процессов чрезвычайно высока. Более того, методы осуществления процессов динамично развиваются, позволяя произвести более полное обессоливание и обезвоживание, т.е. значительно повысить качество конечного продукта, срок службы оборудования, сократить расход энергии и предотвращает дезактивацию катализатора. Выбор конкретного деэмульгатора и его количества, подаваемого в процессе, а также введение различных добавок, позволяет варьировать технологический процесс, что свидетельствует о значительном прогрессе в данном направлении.



Список литературы

Аксютина Л.Е., Н. А. Пивоварова «Применение магнитных полей в нефтяной и нефтегазовой промышленности» //Химическая технология. 2004г. ISSN 1812-9498. №4. С. 77-81.

Ахметов, С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов / С. А. Ахметов. Уфа: Гилем, 2002. ? 672 с.

Баннов, П. Г. Процессы переработки нефти / П. Г. Баннов. - М.: ЦНИИТЭ, 2000. ? 224 с.

Банков Н. М., Позднышев Г. Н., Мансуров Р. И., Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды, М., 1981

Глаголева, О. Ф. Технология переработки нефти / О. Ф. Глаголева, В. М. Капустин, Т. Г. Гюльмисарян. - М.: Химия Колос С, 2007. ? 400 с.

Левченко Д. Н., Берг-штейн Н. В., Николаева Н. М., Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях, М., 1985

Мановян, А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: Учебное пособие для вузов / А. К. Мановян. - М.: Химия, 2001. ? 568 с.

Медведева М.Л. «Коррозия и защита. Оборудование при переработке нефти и газа» 2005г. Москва

Саттарова Э.Д., Р. Р. Фазулзянов, А. А. Елпидинский, А. А. Гречухина «Подбор реагентов-деэмульгаторов для глубокого обессоливания нефти»// Вестник Казанского технологического университета. 2011г. ISSN 1998-7072. №10 С.165-168.

Технологический регламент ТР № 5766646-01-2010 ОАО «Саратовский НПЗ». Установка ЭЛОУ-АВТ-6. 5 раздел.

Технологический регламент ТР № 5766646-01-2010 ОАО «Саратовский НПЗ». Установка ЭЛОУ-АВТ-6. 8 раздел.

Филимонова, Е. И. Основы технологии переработки нефти: Учебное пособие / Е. И. Филимонова. Ярославль: издательство ЯГТУ, 2010. ? 171 с

Эрих В. Н., Расина М. Г., Рудин М.Г., Химия и технология нефти и газа, 3 изд., Л., 1985, с. 96-111.

http://www.ai08.org/index.php Большая техническая энциклопедия.

Размещено на Allbest.ru