|
Потенциальными источниками формирования ловушечной нефти и плавающего нефтешлама на Покровских головных сооружениях являются:
дренажи со ступени глубокого обезвоживания и обессоливания нефти ТХУ, включая периодические подрезки промежуточных слоев с технологических аппаратов;
дренажные стоки с резервуаров предварительного сброса и сырьевых резервуаров;
промканализация сооружений.
В результате длительного хранения указанных нефтесодержащих продуктов в прудах-отстойниках они подвержены испарению содержащихся в них легких углеводородов, обусловливающему повышение их плотности, вязкости и соответственно агрегативной устойчивости. Кроме того, в процессе длительного хранения и отстаивания происходит концентрирование и формирование более плотных слоев, имеющих тенденцию к осаждению.
Таким образом, нефтесодержащий продукт в прудах-отстойниках в верхней части представлен ловушечной нефтью с небольшим содержанием воды и механических примесей, количество которых увеличивается по мере углубления, с залеганием на дне донного осадка, обогащенного тяжелыми углеводородами, сульфидом железа и т.д.
Для переработки ловушечных нефтей на Покровских головных сооружениях ОАО "Оренбургнефть" сооружена специальная опытно-
промышленная установка, обеспечивающая разрушение и разделение стойких (ловушечных) водонефтяных эмульсий с получением товарного нефтепродукта. Производительность установки по нефтепродукту составляет 5000 т в год.
Метод обработки основан на гидродинамической промывке нефтесодержащего сырья в потоке промывной воды, содержащей соответствующий реагент, с последующей сепарацией полученной системы и разделением выделившихся продуктов при отстаивании. Технологический процесс, реализуемый на данной установке, в зависимости от качества сырья осуществляется по двум вариантам:
вариант 1 (при обработке ловушечной нефти с малым содержанием механических примесей) – по непрерывному технологическому процессу;
Таблица 12.4
Показатели Вариант 1 Вариант 2
Производительность по сырью, мУч 5,0-7,0 5,0-7,0
Рекуперация нефти, мэ/ч До 4,0 До 2,0
Расход промывной воды:
общий, мУч До 30 До 30
на замещение, м3/ч До 10 До 5
Расход реагента, г/т:
в сырье До 150 До 150
в промывную воду До 100 До 100
Расход ШФЛУ, мУч:
в сырье До 2,0 До 1,0
на узел смешения До 0,5 До 0,3
вариант 2 (при обработке плавающего нефтешлама с повышенным содержанием механических примесей) – по циклическому технологическому процессу, предусматривающему неоднократную обработку сырья.
В табл. 12.4 приведены основные рабочие характеристики процесса.
Технологический процесс осуществляется в следующей последовательности:
извлечение и транспортирование нефтесодержащего сырья на обработку;
ввод в поток сырья реагента-деэмульгатора;
ввод в поток сырья ШФЛУ;
смешение смеси нефтесодержащего сырья и ШФЛУ с промывной водой на узле смешения;
обработка водонефтяной системы в трубопроводе контактирования при избытке водной фазы;
сепарация водонефтяного потока;
отстой и разделение разрушенной водонефтяной системы;
дополнительный отстой и откачка выделенного нефтепродукта.
Опытно-промышленная установка по обработке ловушечной нефти на Покровских ГС состоит из следующих технологических аппаратов, блоков и узлов (рис. 12.3):
блок насосной подачи нефтесодержащего сырья;
блок подачи реагента в сырье;
узел смешения (диспергирования) нефтесодержащего сырья с промывной водой;
Газ
на второй ступени
сепарации
Пресная вода
Деэмульгатор
Промывная вода
Товарная нефть
-м-
Рис. 12.3. Принципиальная технологическая схема установки ловушечной нефти на Покровских ГС:
1 – пруды-отстойники; 2 – емкость; 3,10, 13 – насосы; 4,9- реагентный блок БР-1; 5 – диспергатор; 6 – трубопровод контактирования; 7 -нефтегазовый сепаратор; 8 – теплообменник; 11, 12 – отстойники
блок насосной подачи промывной воды;
блок нагрева (теплообменник) промывной воды;
блок подачи реагента в промывную воду;
сепаратор горячего потока смеси нефтесодержащего сырья и промывной воды;
емкость для разделения отсепарированной водонефтяной смеси;
емкость для сбора и откачки нефтепродукта;
блок насосный для циркуляции и откачки выделенного нефтепродукта.
Как правило, нефтесодержащее сырье с прудов-отстойников, поступающее на обработку (особенно на поздней стадии их эксплуатации), отличается неоднородностью состава. Поэтому плотность (в кг/м3), по ГОСТ 3900-85, имеет следующие усредненные значения:
Сырье 900-950/925-970*
Нефть 804-870/840-870*
* В числителе – вариант 1, в знаменателе – вариант 2.
Перед вводом сырья на установку производится приготовление промывной воды. Для этого используется пресная вода, выводимая из промышленного водовода под собственным избыточным давлением. Установив заданный максимально возможный расход, вода направляется через теплообменник 8 (см. рис. 12.3) в отстойник 11. При этом в поток воды вводится реагент марки МЛ-80 или МЛ-72. Дозирование реагента осуществляется плунжерным насосом 9 реагентного блока БР-2 в количестве 100 г/т. После заполнения промывной водой отстойника 11 на 2/3 его объема подача пресной воды и реагента прекращается, а вода из отстойника 11 направляется на прием центробежного насоса 10, обеспечивающего ее циркуляцию при расходе 25-30 м3/ч.
Температура промывной воды после теплообменника составляет 65-75 °С.
После выполнения вышеуказанных мероприятий производятся включение поршневого насоса 3 и подача нефтесодержащего сырья на установку. Расход сырья устанавливается в количестве 5 м3/ч. В поток транспортируемого на установку сырья вводится реагент-деэмульгатор марки ДБ-02. Дозирование реагента-деэмульгатора производится плунжерным насосом реагентного блока БР-1 4 в количестве до 150 г/т. Кроме того, в сырьевой поток вводит-ся широкая фракция легких углеводородов в количестве до 2 м3/ч.
Обработка нефтесодержащего сырья. Полученная смесь нефтесодержащего сырья и ШФЛУ при диспергировании через специальное устройство смешивается на узле смешения с промывной водой в соответствующем соотношении. Процесс смешения указанных продуктов интенсифицируется вводом в узел смешения дополнительного количества ШФЛУ и острого пара.
Узел смешения представляет собой трубчатый блок, имеющий камеру смешения, оборудованную патрубками ввода промывной воды и вывода смеси, специальными устройствами для сырья и ШФЛУ и смонтированную на байпасе трубопровода промывной воды. Данный узел предназначен для формирования однородной маловязкой водонефтяной смеси, способной при дальнейшем транспортировании ее в смеси с потоком промывной воды в трубопроводе контактирования 6 диспергироваться в водной фазе, обеспечивая тем самым соответствующую ее удельную поверхность, обрабатываемую в гидродинамическом потоке рабочего агента (промывной воды).
Расход ШФЛУ, вводимой на узел смешения, устанавливается в количестве 0,5-1,0 м3/ч.
Сепарация водонефтяного потока. После трубопровода контактирования обработанная смесь поступает в сепаратор 7, в качестве которого используется аппарат емкостный, вертикальный, внутренний объем которого составляет 10 м3. Сепаратор оснащен входным патрубком, обеспечивающим тангенциальный ввод продукта, патрубками вывода жидкости, газа и дренажей.
В процессе разделения газожидкостного потока выделенный газ подается под давлением в сепараторе в трубопровод на вторую ступень сепарации, водонефтяная система – в отстойник 11, дренаж – в канализацию.
В сепараторе 7 производится автоматическое регулирование положения уровня жидкости и рабочего давления.
Дренажи сбрасываются периодически по мере накопления осадка.
Отстой и разделение водонефтяной смеси. Отсепарированная водонефтяная смесь поступает в отстойник 11, в качестве которого используется аппарат емкостный, горизонтальный, внутренним объемом 200 м3.
Отстойник 11 оборудован устройством для ввода жидкостного потока шламозадерживающей перегородкой и патрубками для вывода нефтепродукта, воды и дренажного стока.
В процессе отстаивания и разделения водонефтяной смеси выделяемый нефтепродукт через верхний патрубок аппарата
выводится в буферную емкость 12, вода направляется на прием насоса 10 для последующего ее использования в качестве рабочего агента, дренаж сбрасывается в канализацию. При нормальных условиях аппарат эксплуатируется полным сечением.
В отстойнике 11 производится автоматическое регулирование уровня раздела фаз нефть – вода, которое осуществляется соответствующим сбросом дренажного стока. Уровень раздела фаз нефть – вода в отстойнике устанавливается на половине высоты его сечения, а интенсивность сброса дренажного стока – в зависимости от содержания в нем хлористых солей. Содержание хлористых солей в дренажном стоке не должно превышать 2000 мг/л. Из опыта эксплуатации опытно-промышленной установки объем сбрасываемых дренажей из отстойника 11 составляет 5-10 м3/ч.
Для замещения сбрасываемых дренажей в процесс в качестве рабочего агента вводится пресная вода. Ее подача производится в линию промывной воды, направляемой после дополнительного нагрева в теплообменнике 8 и дозирования реагента вновь для контактирования с обрабатываемым нефтесодержащим сырьем.
Ввод реагента при этом устанавливается 100 г на 1 м3 подаваемой на замещение пресной воды.
Дополнительный отстой и откачка нефтепродукта. Нефтепродукт, выделенный после отстаивания водонефтяного потока в отстойнике 11, выводится в буферную емкость 12.
В качестве буферной емкости 12 используется аппарат емкостный, горизонтальный, внутренним объемом 200 м3, оснащенный шламозадерживающей перегородкой, патрубками для ввода продукта, вывода нефтепродукта, газа и выделенной воды.
Выделенная вода сбрасывается в канализацию периодически по мере накопления, газ – на вторую ступень сепарации. Подготовленная нефть при заполнении емкости 12 на 90 % выводится на вторую ступень сепарации или откачивается центробежным насосом 13 в товарный резервуар.
Обработка исходного сырья с повышенным содержанием механических примесей, находящихся во взвешенном состоянии. При обработке сырья с повышенным содержанием механических примесей процесс подготовки товарного нефтепродукта на опытно-промышленной установке при сохранении вышеуказанных технологических параметров обеспечивается технологическим приемом, предусматривающим циркуляцию обрабатываемого сырья в технологической цепочке.
С помощью данного приема обеспечивается неоднократная обработка исходного сырья согласно следующим циклам:
обработка плавающего нефтешлама по указанной технологии и накопление в буферной емкости 12 выделенного нефтесодержащего продукта;
прекращение подачи на установку исходного сырья с прудов-отстойников;
ввод нефтесодержащего продукта из емкости 12 в голову процесса при сохранении ранее установленных технологических параметров;
накопление в емкости 12 качественного нефтепродукта;
отключение емкости 12 из работы при сохранении циркуляции промывной воды;
сброс из емкости 12 выделенной воды;
откачка насосом 13 подготовленной в емкости 12 нефти в товарный резервуар;
ввод на установку плавающего нефтешлама и подключение емкости 12 в технологический процесс.
При накоплении в буферной емкости 12 нефтесодержащего продукта выделенного после обработки плавающего нефтешлама, и после прекращения подачи на установку сырья с прудов-отстойников, ввод нефтепродукта из емкости 72 в голову процесса на узел смешения производится центробежным насосом 13 при соответствующем перепаде давления. При этом подача ШФЛУ в процесс осуществляется только на узле смешения. Все технологические параметры проводимого процесса соответствуют ранее принятым.
В процессе эксплуатации установки периодически производится аналитический контроль качества проб накапливаемого в емкости 12 нефтепродукта и при соответствии его требуемому качеству аппарат отключается из работы. После сброса выделенной воды накопленный нефтепродукт откачивается в товарный резервуар насосом 13.
На рассмотренной установке за 1998-1999 гг. переработано около 30 тыс. т нефтешлама, получено 23 тыс. т и реализовано около 22 тыс. т рекуперированной нефти.
|
