Совершенствование технологии для глубокого обезвоживания и обессоливания тяжелых и высоковязких нефти

В Казахстане преобладает значительные запасы трудно извлекаемых нефти, и их объем составляет около 720 млн.т. К основным месторождениям тяжелых нефти в Казахстане можно отнести нефти в Западном Казахстане, на полуострове Мангышлака Бузачи на которых открыто более 30 месторождений высокопарафинистой нефти. Нефть месторождения Узень, Карамандыбас и Жетибай предельно насыщена растворенным в ней парафином при высоком его содержании, а также смолами и асфальтенами. Нефть месторождения п-ова Бузачи, особенно Каражанбаса и месторождения Северный Бузачи, характеризуется высокой вязкостью, большой смолистостью при значительном содержании сернистых соединений [1].

Расширение добычи нефти, в том числе тяжелых и высоковязких, в ряде случаев приводит к образованию водонефтяных эмульсий с аномально высокой агрегативной устойчивостью. Подготовка таких нефти к переработке на ЭЛОУ НПЗ требует специальных технологий, оборудования и реагентов [2].

Казахстан, наряду с рядом стран (Россия, Канада, Венесуэла, США) является страной, в которой разведаны большие запасы тяжелых высоковязких нефти. Подготовка к переработке таких нефти, образующих с водой стойкие эмульсии, осложнено малой разностью плотностей пластовой воды и нефти, высокой вязкостью и зачастую и повышенным содержанием механических примесей. Выработка месторождений обычной нефти, их нестабильная цена на мировом рынке и постоянный рост глобального потребления топлива приводят к росту добычи тяжелых нефти и природных битумов. Переработка этих нефти с помощью существующих методов, в том числе подготовка их к переработке представляет много трудностей, поэтому настоящая работа, посвященная разработке технологии подготовки к переработке на ЭЛОУ НПЗ тяжелых высоковязких нефти является актуальной. Тяжелые и высоковязкие обводненные нефти, даже с низким содержанием парафинов, не только вызывают усложнение ее транспорта, но и в дальнейшем нарушают технологические режимы переработки, приводя к большим денежным затратам. Поэтому эти нефти должны подвергаться сначала промысловой подготовке для максимального удаления из них возможного количества эмульгированной пластовой воды и затем на НПЗ, где они проходят глубокое обессоливание и обезвоживание до достижения требований современных норм [3].

Глубокое обезвоживание нефти осуществляют при температуре 40-60 °С, достигаемой вследствие нагрева предварительно обезвоженной нефти в печах. В результате массовое содержание воды в нефти снижается на объектах подготовки нефти с 1,5-25 до 0,15-0,3 %. Это означает, что, если руководствоваться СТ РК 1347-2005 «Общие технические условия», то глубоко обезвоженная нефть должна соответствовать товарной нефти первой группы качества. Однако содержание в ней хлористых солей достигает более 1000 мг/дм3 в то время как в нефти первой группы качества предусмотрено не более 100 мг/дм3.

Еще более вредное воздействие, чем вода и механические примеси, оказывают на работу установок промысловой подготовки и переработки нефти хлористые соли, содержащиеся в нефти. Хлориды, в особенности кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты даже при низких температурах. Под действием соляной кислоты происходит разрушение (коррозия) металла аппаратуры технологических установок. Особенно интенсивно разъедается продуктами гидролиза хлоридов конденсационно-холодильная аппаратура перегонных установок. Кроме того, соли, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах - мазуте, гудроне и коксе, ухудшают их качество [4].

Технология обессоливания нефти на промыслах основана на процессе промывки ее пресной водой путем смешения после стадии глубокого обезвоживания. Данный процесс достаточно сложный и на практике осуществляется только переводом кристаллов из объема нефти в объем пресной воды. Для этой цели нефть после глубокого обезвоживания промывается пресной водой при среднем объемном соотношении вода-нефть, равном 1:10. Выше описанная методика обессоливания довольно трудоемкая и занимает большое количество времени. По нашему мнению, наиболее перспективным способом глубокого обессоливания является способ перемешивания жидких фаз под действием кинетической энергии движущегося потока пресной воды, направленного по течению нефтяной эмульсии в технологическом сужении трубопровода, охватывающего все движущиеся в трубопроводе слои ВНЭ. Перемешивание создает интенсивную турбулизацию жидкости, омывающей освобожденные от бронирующих оболочек кристаллы солей, что создает благоприятные условия для выхода солей из нефти в обезвоживающих и обессоливающих установках. Использование пресной воды в расчете 8-10 % от общего количества водонефтяной эмульсии, позволит снизить содержание хлористых солей примерно в 10 раз, т.е. повысить качество товарной нефти [5].

В связи с вышесказанным, для определения технологических параметров процесса, а также типа и нормы расхода деэмульгатора были проведены научно-исследовательские работы по изучению кинетики деэмульсации водонефтяной эмульсии. Лабораторные исследования обычно начинают с испытания эффективности деэмульгатора при разных дозировках. При этом определяется оптимальная лабораторная дозировка деэмульгатора, используемая в ходе лабораторных испытаний для моделирования технологических процессов подготовки нефти в производственной системе. Как правило, лабораторная дозировка реагента 35 раза выше производственной.

Лабораторные дозировки выбирались исключительно для лабораторных испытаний путем сопоставления эффективности базового реагента сравнения и испытуемого деэмульгатора при различных дозировках. Оптимальный расход деэмульгатора- для реальной системы подготовки нефти определяется только в ходе проведения опытнопромысловых испытаний.

Испытания проводились на водонефтяной эмульсии месторождения Жыланкабак и на эмульсии нефти СПК, а также на смеси двух водонефтяной эмульсии.

В рамках исследования нами осуществлялась стандартные лабораторные «Ботл-Тесты». Температура теста был установлен на 70°С. Результаты тестов приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Сравнительный тест эффективности водонефтяной эмульсии СПК

Таблица 2 – Сравнительный тест эффективности водонефтяной эмульсии м.Жыланкабак

Таблица 3 – Сравнительный тест эффективности водонефтяной эмульсии м.Жыланкабак+СПК

Как видно из результатов, лабораторных исследований деэмульгаторы DMLS L01 и DMLS L03 показали хорошую способность сброса воды и высокую обессоливающую способность.

Концентрация хлористых солей определи по ГОСТ 21534 «Определение содержания хлористых солей титрованием водного экстракта. Метод А». Определили массовое содержание воды в соответствии с ГОСТ 2477-65 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды»

Более глубокая очистка нефти от пластовой воды, солей и механических примесей осуществляется в процессе обессоливания.

С этой целью обезвоженную нефть интенсивно перемешивают с пресной водой, а образовавшуюся эмульсию разрушают. Технология обессоливания нефти на промыслах основана на процессе промывки ее пресной водой путем смешения после стадии глубокого обезвоживания.

Предлагается специальное техническое средство для осуществления опреснения водонефтяной эмульсии в трубопроводе. Для осуществления данного процесса, необходимо добавить в уже существующую схему подготовки нефти блок опреснения ВНЭ.

Блок опреснения представляет собой перфорированную трубку спущенную в технологическое сужение. Трубка крепиться к сужению при помощи приваренной шайбы с фланцевым соединением. Пресная вода подается к резервуару, который находиться на УПН. После чего вода поступает в трубопровод, ведущий к насосному блоку. И уже из насосного блока пресная вода подается через трубопровод проходя обратный клапан в перфорированную трубку, и уже откуда из гидромониторных насадок происходит ввод жидкости в водонефтяную эмульсию. Гидромониторные насадки в трубке выполнены таким образом, чтобы струи пресной воды могли охватить максимальное количество слоев жидкости в трубопроводе. Это позволит объединить в себе одновременно два процесса, подачу жидкости в трубопровод и смешивание водонефтяной эмульсии с пресной водой. Технологическое сужение позволяет увеличить скорость потока и вместе с этим перевести ток жидкости из ламинарного режима течения в турбулентный. Благодаря этому пресная вода будет эффективнее растворяться в ВНЭ. Это увеличит полезное разрушающее воздействие на кристаллы солей в нефти, и их последующий переход в состав воды.

Применение данного способа опреснения на УПН позволит уменьшить концентрацию солей в ВНЭ, из-за этого уменьшится межремонтные периоды, связанных с очисткой внутренних полостей обезвоживающих технологических установок от солей; сократить агрессивное воздействие солей на трубопроводы и технологическое оборудование; повысит качество товарной нефти; в значительной степени сократить применение химреагентов, таких как ингибиторов солеотложений.