Обессоливание нефти. 
Характеристика систем сбора продукции нефтегазодобывающих скважин на промыслах

Технологические предпосылки процесса обессоливания.

Под обессоливанием понимают комплекс технологических мероприятий с применением пресной промывочной воды, направленных на снижение содержания хлористых солей в нефти перед её переработкой до экономически приемлемого минимума. Необходимость обессоливания связана с тем, что извлекаемая вместе с нефтью из недр пластовая вода, обычно присутствующая в ней в виде эмульсии, представляет собой раствор смеси хлоридов натрия, магния и кальция и других элементов различной концентрации, вредно влияющих на последующие процессы переработки нефти.

Наряду с хлоридами в пластовой воде различных месторождений содержатся в значительных количествах сульфаты и карбонаты. Оптимальная глубина обессоливания определяется уровнем затрат на эти процессы, их эффективностью, состоянием технических средств и другими факторами.

Длительное время предельно допустимое содержание хлоридов в нефти, подвергавшейся переработке, принималось равным 40 мг/л.

В настоящее время во многих нефтедобывающих районах мира на НПЗ содержание солей в нефти снижают до 2 — 5 мг/л и менее, а также разрабатывается и внедряется технология обессоливания нефти до 2 — 3 и даже до 1 мг/л.

В процессе обессоливания из нефти удаляют не только соли и воду, но и механические примеси, окись железа, сульфид железа и значительное количество соединений мышьяка, отравляющих платиновые катализаторы при риформинге, металлоорганические соединения ванадия и других металлов, снижающих качество нефтепродуктов.

Повышенное содержание балласта в перерабатываемой нефти в значительной мере осложняет эксплуатацию оборудования. При значительном содержании солей снижается производительность заводских установок, уменьшается продолжительность межремонтных пробегов, возрастает время простоев, усиливается коррозия дорогостоящего оборудования, увеличиваются затраты труда на ремонт и чистку аппаратов. Осложнения на заводах при значительном содержании солей и воды в нефти возникают уже с момента её поступления в резервуары товарно-сырьевых баз. При хранении нефти на дне резервуаров накапливаются осадки, уменьшающие их полезную ёмкость и ухудшающие режим работы установок при переключении резервуаров из-за резкого увеличения в этот момент содержания солей и воды в поступающей на установки нефти. Эти недостатки при хорошо налаженной дренажной системе могут быть устранены.

Значительные осложнения возникают из-за кристаллизации солей на поверхности заводской аппаратуры, в первую очередь теплообменников, в связи, с чем уменьшается температура нагрева нефти на входе в колонну и снижается её производительность. Кроме того, соли катализируют образование кокса, что в свою очередь ухудшает теплопередачу, вызывает местные перегревы и усиливает коррозию аппаратуры, приводит к прогоранию труб. Косвенным результатом этих явлений является уменьшение производства конечных продуктов.

При повышенном содержании солей в нефти ухудшается качество остаточных продуктов переработки: снижается растворимость и растяжимость битумов, увеличивается зольность котельного топлива. Присутствие солей в газотурбинном топливе приводит к ускоренному разрушению лопаток турбин. Из нефти с высоким содержанием солей невозможно получить кокс высокой степени чистоты.

При высоких температурах в присутствии воды происходит интенсивный гидролиз хлоридов с образованием хлористого водорода и соляной кислоты, что интенсифицирует коррозионные процессы.

MgCl2 + H2O = MgOHCl +HCl.

MgCl2 +2H2O = Mg (OH)2 +2HCl.

Хлористый водород легче всего образуется из хлористого магния, затем кальция и, наконец, натрия. С уменьшением содержания хлоридов в нефти количество образующегося хлористого водорода уменьшается, но полнота разложения хлоридов с образованием хлористого водорода увеличивается. Зависимость степени превращения и абсолютного количества образовавшейся соляной кислоты от содержания солей в нефти представлена на рис. 5.

Скорость гидролиза и его глубина с повышением температуры увеличиваются. При температуре 340 — 350 °C гидролизуется до 90% содержащегося в воде хлористого магния. При контакте сернистых соединений (меркаптаны, сероводород) с соляной кислотой протекают окислительно-восстановительные реакции — взаимодействие соляной кислоты с железом с образованием хлорида железа, который в свою очередь реагирует с сероводородом. При этом получается сульфид железа, что обусловливает появление дополнительного количества соляной кислоты. Особенно подвержены коррозии под действием соляной кислоты узлы и аппаратура, в которых присутствуют вода или водяные пары: конденсаторы, теплообменники, верхние тарелки ректификационных колонн, трубопроводы, сборники дистиллята и т. д.

Рис. 5. Количество хлоридов, переходящих в HCl и количество образующейся соляной кислоты при переработке нефти, содержащей хлористые соли

Значительные осложнения могут вызвать повышенное содержание в нефтях сульфатов и карбонатов. Растворимость сульфата кальция снижается при температуре выше 38 °C, что приводит к образованию сульфатных отложений в условиях, исключающих возможность испарения воды. При обессоливании нефти основные показатели работы НПЗ улучшаются.

Так как необходимость в обессоливании нефти вызвана потребностями нефтепереработки и связана с необходимостью защиты от коррозии именно заводского оборудования, а также диктуется рядом технологических условий и повышенными требованиями к качеству нефтепродуктов, в мировой практике нефти НПЗ всегда рассматривается как единственный промышленный объект, на котором процесс технологически необходим.

Исключение составляют случаи, когда обессоливание нефти достигается автоматически на месторождениях в процессе глубокого обезвоживания без применения пресной промывочной воды. Однако, это оказывается возможно лишь при низкой минерализации пластовых вод. Содержание солей в нефти при этом составляет от 5 до 100 мг/л, остаточное содержание пластовой воды — не более 0,1 — 0,2%.

При более высокой концентрации солей в пластовой воде требуется применение дополнительных ступеней обработки, увеличение температуры нагрева, организация подачи пресной воды (строительство водоводов), последующей её очистки и утилизации (строительство очистных сооружений). Более квалифицированное обслуживание и другие мероприятия, связанные с дополнительными капиталовложениями и повышением эксплуатационных расходов, значительно превышающих затраты на транспортирование небольшого количества балласта до НПЗ и обессоливание нефти в заводских условиях.

Поэтому технология обессоливания разрабатывалась и совершенствовалась в течение длительного времени, в основном, для условий НПЗ. При этом учитывались и другие факторы. В частности, обессоливание нефти — более сложный технологический процесс, чем обезвоживание, и требуется применение более дорогостоящих аппаратов, поддержание напряжённого технологического режима (температура, время обработки и т. д.) и квалифицированное обслуживание.

Обеспечить квалифицированное обслуживание установок на заводах значительно проще, чем в полевых условиях на промыслах. Поскольку на НПЗ нефть поступает из различных нефтедобывающих районов, заводы должны быть обязательно защищены встроенными обессоливающими блоками или установками. Период эксплуатации намного превышает время разработки отдельных месторождений, естественное падение добычи нефти на которых создаёт проблему неэффективного использования оборудования, что исключено в заводских условиях.

В связи с тем, что исключить обессоливающие установки и схемы завода в принципе невозможно, их строительство на месторождениях промышленных объектов одного и того же назначения в двух смежных отраслях (одновременно и на промыслах НПЗ). Это становится особенно наглядным, если учесть, что современная технология подготовки нефти позволяет осуществить глубокое её обессоливание на НПЗ (до 2 — 5 мг/л) при любом количестве солей, содержащихся в поступающей нефти.

За рубежом в связи с отсутствием крупных нефтяных месторождений и разработкой отдельных участков большим числом владельцев, обезвоживание нефти осуществляется с помощью блочных деэмульсаторов небольшой мощности в непосредственной близости от скважин. Это позволяет обрабатывать свежеобразованные эмульсии и исключить возможность образования прочных бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды. Дальнейшее самопроизвольное разрушение эмульсии в трубопроводах под воздействием деэмульгаторов в процессе её транспортирования создаёт необходимые условия для глубокого её обессоливания на НПЗ. Кроме того, при поставках исключается возможность смешения в трубопроводах обезвоженной и не обезвоженной нефти.

Обессоливание нефти на месторождениях нецелесообразно по многим причинам. В частности, если ограничить подготовку нефти на месторождениях глубоким обезвоживанием, можно снизить энергетические затраты на нагрев эмульсии и осуществлять процесс при более низкой температуре. Так, например, обезвоживание нефти на месторождениях Татарстана возможно при 20 — 25 °C, а для обессоливания нефти температура должна быть повышена до 40 — 65 °C. В других районах страны обессоливание осуществляется при ещё более высокой температуре (60 — 80 °C). Кроме того, необходимость нагрева нефти до высокой температуры при её переработке на НПЗ и утилизация тепла от полученных нефтепродуктов позволяют снизить затраты с целью обессоливания нефти практически до нуля.

Следовательно, обессоливание нефти на месторождениях приводит к неоправданным затратам на нагрев, в частности, к сжиганию в печах того же газа, добыча которого является целью разработки месторождения.

Снижение температуры нагрева эмульсии в промысловых условиях позволяет увеличить длительность эксплуатации технологического оборудования, отказаться от применения дорогостоящей теплообменной аппаратуры, уменьшить потери лёгких фракций и размеры технологических площадок, что в свою очередь уменьшает потребность в отчуждаемых землях и улучшает условия охраны природы.

Довольно серьёзные проблемы при обессоливании нефти на месторождениях возникают в связи с необходимостью строительства водоводов пресной промывочной воды, её нагрева и последующей очистки. Если работа НПЗ невозможна без использования в различных технологических процессах огромного количества пресной воды, то на месторождениях, при условии включения обезвоживания нефти в общий комплекс промысловых работ, необходимость в потреблении пресной воды на этой ступени отпадает. Использование пресной воды для заводнения, казалось бы, исключает эту проблему. В самом деле, в этом случае для обессоливания может быть использована вода, предназначенная для закачки в пласт. Но хотя это действительно так, остаётся ещё проблема очистки воды, использованной для обессоливания, необходимость строительства и эксплуатации очистных сооружений и т. д.

С другой стороны, при обессоливании нефти на НПЗ в качестве промывочной применяют горячую технологическую воду, которая, участвуя в процессе обессоливания, автоматически очищается от содержащихся в ней нефтепродуктов. Следовательно, обессоливание нефти на НПЗ позволяет избежать затрат на очистку промывочной воды. Обессоливание даже только части нефти на месторождениях создаёт проблему транспортирования двух её сортов, усложняя промысловое и транспортное хозяйство. При этом возникает необходимость в автономных товарных парках, значительно усложняются учёт и маневрирование производственными мощностями.

Таким образом, обессоливание нефти на НПЗ позволяет: избежать непроизводительных затрат, связанных с возможностью исключения проблемы неэффективного использования оборудования в связи с падением добычи нефти на месторождении, снизить энергетические затраты, уменьшить размеры технологических площадок, снизить потери лёгких фракций, повысить срок службы печей и другого технологического оборудования, улучшить условия охраны окружающей среды.

Единственной проблемой, заслуживающей серьёзного внимания при рассмотрении вопросов о месте обессоливания нефти — на заводах или месторождениях — является проблема охраны окружающей среды в связи с трудностями утилизации на НПЗ стоков солёных вод. Решение её достигается мероприятиями, направленными на глубокое обессоливание нефти на месторождениях (до 0,2 — 0,3%) и разработкой эффективных методов утилизации минеральных солей на НПЗ. Лучшим решением проблемы было бы строительство НПЗ в районах добычи нефти, особенно таких, территория которых пересекается магистральными трубопроводами, транспортирующими нефть из других районов.

Однако на практике нефть подвергается сначала первичному обессоливанию на месторождениях, а затем — и на НПЗ. Применение совмещённых схем позволяет решить проблему глубокого обессоливания нефти на НПЗ и первичное на промыслах при минимальных по сравнению с традиционной технологией затратах.

Механизм процесса обессоливания.

Технология обессоливания нефти основана на ряде теоретических представлений о сущности процессов, происходящих в нефти при введении в неё пресной промывочной воды. Идеальным считается такой процесс обессоливания, при котором в результате операций по смешению солёности во всех находящихся в нефти каплях. С этими представлениями связаны определённые технологические приёмы по обессоливанию нефти. Одновременно с этим полагали, что диспергирование капли пресной воды во всех случаях более эффективно сливаются друг с другом, чем с каплями пластовой воды, и поэтому быстрее переходят в состав дренажной воды, зачастую не совершая при этом полезной работы по вымыванию солей. С этим положением связано появление такого термина, как коэффициент эффективности использования пресной воды при обессоливании.

Поэтому весьма важно дать оценку скорости и закономерности перехода капель пресной промывочной и солёной пластовой воды в состав дренажной в процессе отстоя при обессоливании. Динамика перехода глобул пластовой воды, содержащей хлористые соли, в состав дренажных вод в процессе обессоливания характеризуется следующими особенностями. При смешении обессоленной нефти с пресной водой происходит коалесценция лишённых на ступени обезвоживания бронирующих оболочек глобул пластовой воды с каплями пресной. Глобулы с неразрушенными оболочками практически не принимают участия в процессе обессоливания и при небольших размерах остаются в нефти во взвешенном состоянии, независимо от количества применяемой пресной воды.

Таблица 2.

Из табл. 2 видно, что остаточное содержание солей в различных пробах нефти при использовании для однократной промывки 2, 5, 10 и 20% воды. И при всех остальных равных условиях оказалось практически одинаковым (содержание воды и солей в исходной нефти составляло соответственно 0,24% и 500 мг/л, плотность нефти 0,875, вязкость при 20 °C -22,5 сСт, расход реагента (дисолвана) — при обессоливании 50 г/т, Т=70 °C, время отстоя t = 150 мин).

Экспериментальные исследования показали, что осреднения содержимого капель солёной и пресной воды в процессе смешения при обессоливании нефти в лабораторных и промысловых условиях не происходит, а отделение воды от нефти является типичным процессом при седиментации частиц, взвешенных в жидкости. Минерализация отделяющейся из нефти воды с течением времени может стать самой различной и имеет максимальные значения, как правило, в начальный период отстоя.

Установлено, что минерализация выделяющейся воды при обессоливании типичной ромашкинской нефти во времени не постоянна и изменяется от 16,9 до 0,6 мг/л (в процессе исследований использована методика непрерывного сброса и анализа минерализации) выделяющихся порций воды. Естественно, что наименьшая минерализация имеет место при больших расходах пресной воды. Однако уровень минерализации дренажной воды в начальный период отстоя во всём диапазоне расходов пресной воды (от 2 до 20%) во всех случаях самый высокий. Это свидетельствует о том, что наиболее крупные, лишённые бронирующих оболочек, капли пластовой воды легко и быстро коалесцируют с каплями пресной и после укрупнения переходят в состав дренажных вод впервые же минуты отстоя. Обращает на себя внимание то обстоятельство, что при расходах пресной воды 2 — 5% солёность выделяющейся дренажной воды устойчиво высокая, что свидетельствует об эффективном захвате каплями пресной воды глобул солёной.

При использовании больших объёмов промывочной воды (10 — 20%) эффективность её использования крайне низка. Расчёты показали, что при введении в нефть 15% пресной воды по объёму в течение первых 10 мин. отстоя в состав дренажной воды выделяется 13 расчётных капель пресной воды на каждую глобулу пластовой. В порции воды, выделившейся через 30 мин. отстоя, это соотношение резко изменилось и на каждую глобулу пластовой воды, уходящей в состав дренажной, приходилось 1133 капли пресной. В различные периоды отстоя это соотношение принимает разные значения (1:1940; 1:1980 и т. д.).

В этой связи под эффективностью использования пресной воды следует понимать степень участи капель промывочной воды в процессе захвата и извлечения из объёма нефти глобул солёной воды. Степень смешения содержимого капель не имеет того значения, которое ей придавалось.

Из приведённых данных ясно, что если бы капли пресной воды сливались друг с другом и осаждались более эффективно, чем капли пластовой воды друг с другом и каплями пресной воды. Минерализация дренажной воды в первые минуты отстоя была бы минимальной, так как в состав дренажной воды быстрее всего переходили бы именно капли пресной воды. В действительности же она максимальна во всех случаях.

Таким образом, результаты экспериментов подтверждают, что в процессе исследований усреднения содержания солей в каплях воды хотя бы частично и имеет место, но не играет решающего значения. В процессе обессоливания отмечается в основном обмен оставшихся в нефти капель пластовой воды на капли пресной воды. Поскольку обессоливание нефти не может протекать без того, чтобы в ней не оставалось определённое количество капель воды, следовательно. Оптимальным режимом обессоливания следует признать такой, при котором происходит, возможно, более полная замена глобул пластовой воды на капли промывочной, что естественно, обеспечит более низкое содержание солей в обработанной нефти, чем при усреднении минерализации воды в результате процессов смешения.

О недостижимости усреднения свидетельствуют факты из практики обессоливания нефти на месторождениях и НПЗ. При протекании процесса по схеме «усреднения» из обессоленной нефти с содержанием солей 40 мг/л и воды 0,1% при достаточно длительном смешении с пресной водой (0,8%) и последующем отстое, казалось бы, легко получить нефть с остаточным содержанием солей 5 мг/л. В действительности этого не наблюдается. Это объясняется тем, что в нефти, с одной стороны, остаются глобулы с прочными бронирующими оболочками, не участвующие в массообменных процессах, а с другой — капли солёной воды без бронирующих оболочек, но чрезвычайно малых размеров. Присутствие этих капель определяет в основном содержание солей в нефти. Об этом же свидетельствуют результаты промышленного обессоливания нефти термохимическим методом на многих комплексных установках подготовки нефти.

В таблице 3. приведены значения остаточного содержания солей в обессоленной искусственной эмульсии, вода в которой имела заданную минерализацию, а бронирующие оболочки на каплях воды были нейтрализованы введённым в процессе формирования эмульсии реагентом. Этим обеспечивалась возможность беспрепятственного слияния глобул солёной воды с каплями пресной при последующем смешении в процессе промывки.

Таблица 3.

Содержание минерализованной воды в нефти от пробы к пробе увеличивалось, а объём промывочной воды (10%) был принят постоянным. Во всех случаях основное количество промывочной воды и захваченные ею глобулы солёной перешли в состав дренажной воды в первые 15 мин. отстоя. Оказалось, что ни в одном случае содержание солей в нефти после её обессоливания не соответствует расчётному — превышает последнее в несколько раз. Наибольшее расхождение соответствует случаю минимального содержания солей в обрабатываемой нефти. Это также свидетельствует о том, что усреднения минерализации солёных и пресных вод при обессоливании не происходит.

Показано, что минерализация глобул пластовой воды в нефти, полученной на месторождениях, которые разрабатываются с применением законтурного и внутриконтурного заводнения, также различна, что, безусловно, влияет на процесс обессоливания нефти.

Обычно поиски решения проблемы увеличения глубины обессоливания нефти и снижения расхода пресной воды связываются с совершенствованием технологии смешения пресной воды с нефтью. В качестве показателя идеального смешения принималась степень выравнивания концентрации солей в каплях воды, участвующих в процессе. Существование в потоке после смешения большого числа капель пресной воды объяснялось низкой эффективностью процесса смешения. Для устранения этого явления конструировалась специальная аппаратура, увеличивалась интенсивность и длительность смешения воды с нефтью, использовался метод многократного смешения и расслоения нефти с пресной водой. Наибольшее распространение на месторождениях получил смесительный клапан, в качестве которого зачастую использовали обыкновенную задвижку, на НПЗ применяют более сложные аппараты.