Вдосконалення процесу зневоднення та знесолення нафтових емульсій неіоногенним деемульгатором

Показник Об’єкти НГВП “Чернігівнафтогаз” Об’єкти НГВП “Полтава-нафтогаз” УКПН Гніденцівсь-кого ГПЗ

ГЗУ-1 Леля-ківська ДНС Прилуць-ка ДНС Богда-нівська ДНС

Вміст в сирій нафті води, % мас. 35-40 5-15 10-48 - 6, 7-12, 8 25

солей, мг/л 30000 - - 20000 19000 220

Вміст в підготов-леній нафті води, % мас. 0, 07-0, 34 0, 01-0, 03 0, 22-0, 26

солей, мг/л 126-297 35, 8-164, 9 73-159

Питома витрата деемульгатора, г/т 5-15 35-91 45-47 30-40 25-50 50-60

 

Дослідно-промислові випробування знесолюючої здатності деемульгатора ПМ проводили на установках двоступеневого електрознесолення АТ “Укртатнафта” з подачею промивної води (5-10% мас.) в потік нафти (суміш нафт західносибірських родовищ) і дозуванням деемульгатора перед першим ступенем знесолення при підготовці нафт з асфальтеновим типом стабілізатора. Розроблений деемульгатор порівнювали з імпортним Kamelix. Результати дослідно-промислових випробувань виявились аналогічними лабораторним. Встановлено, що в більшості випадків залишковий вміст води в нафті нижчий при менших питомих витратах розробленого деемульгатора (відповідно ПМ 18-22, Kamelix 25-30 г/т).

Застосування нового деемульгатора не порушувало технологічного режиму процесу знесолення нафти (електродегідратори працювали стабільно, рівні розділу фаз були постійними). При використанні деемульгаторів ПМ та імпортних на установках ЕЛЗУ вміст залишкових солей співставимий і знаходився в межах 9, 94-21, 28 мг/л, що однак більше допустимого (до 3 мг/л).

Виходячи з визначених в лабораторних умовах оптимальних умов деемульгування внесені зміни в існуючу схему ЕЛЗУ. Деемульгатор в сиру нафту подають в вигляді його суміші з підготовленою нафтою. Враховуючи фазовий розподіл деемульгатора ПМ, запропоновано його подачу на кожен ступінь знесолення. Для запобігання втрат деемульгатора відстояна вода з другого ступеня знесолення повертається на перший як промивна. Вказана схема ЕЛЗУ наведена на рис. 4.

Частину гарячої знесоленної нафти, яка надходить на АТ, повертають на установку електрознесолення. В її потік з ємності 16 насосом 22 вводять деемульгатор. Суміш нафти та деемульгатора подається в потік сирої нафти перед сировинним насосом 21, в якому проходить розподілення деемульгатора в сирій нафті. Нафта нагрівається в теплообмінниках 5, 6 і поступає на змішування з промивною водою з другого ступеня електрознесолення в інжекторах 7, 8. Нафтова емульсія після змішування вводиться через маточник в нижню частину електродегідраторів. В електродегідраторах емульсія спочатку промивається в шарі соленої води, потім проходить попередню обробку в слабкому електричному полі між площинами нижнього електрода і дзеркалом соленої води. В подальшому, рухаючись вгору суцільним потоком, емульсія надходить в зону, обмежену двома електродами, де вона обробляється в сильному електричному полі.

Відстояна вода з електродегідраторів 1, 2 направляється в відстійник 13, з якого пастковий продукт відбирається насосом 17 і направляється в потік сирої нафти, а відстояна вода в заводську каналізацію. Частково знесолена нафта змішується в інжекторах 9, 10 з прісною водою, яка подається насосом 18 з ємності 15, і направляється на другий ступінь знесолення в електродегідратори 3, 4. Відстояна вода направляється у відстійник 14, звідки насосом 20 повертається як промивна на перший ступінь електрознесолення. Відстояні нафтопродукти з відстійника 14 відбираються насосом 19 і подаються в потік сирої нафти. Знесолена нафта виводиться з електродегідраторів 3, 4 направляється на подальшу переробку.

В результаті проведених змін підвищилась якість підготовки нафти. Залишковий вміст солей в підготовленій деемульгатором ПМ нафті зменшився до 2, 1 мг/л при середній питомій витраті ПМ 21 г/т (табл. 6).

 

Таблиця 6

Результати використання деемульгатора ПМ на АТ “Укртатнафта” після проведених змін подачі деемульгатора

Номер проби Вміст в сирій нафті

солей, % мас. Вміст в підготовленій нафті Витрата

деемульгатора, г/т

води, % мас. cолей, мг/л

1 154, 4 0, 05 10, 3 25, 3

2 58, 0 0, 13 4, 3 22, 3

3 48, 9 0, 22 3, 5 23, 3

4 43, 3 0, 13 4, 1 20, 3

5 53, 2 0, 12 4, 1 20, 3

6 38, 1 0, 05 2, 5 21, 3

7 36, 5 0, 05 2, 6 19, 0

8 42, 2 0, 05 2, 3 21, 6

9 45, 6 0, 12 2, 1 19, 1

10 52, 1 0, 12 2, 4 18, 55

 

Окрім смолистих західносибірських нафт, на АТ “Укртатнафта” переробляються східноукраїнські нафти парафінової та нафтенопарафінової основи. При їх підготовці (а це нафти із змішаним та парафіновим типом стабілізаторів емульсій) витрати розробленого деемульгатора були менші в 2-3 рази ніж при підготовці західносибірських нафт з асфальтеновим типом стабілізатора і становили 8, 9-14, 0 г/т. Такі результати промислових випробувань підтверджують лабораторні дослідження зневоднюючої здатності деемульгатора ПМ.

Вміст солей в сирих нафтах різної основи, які перероблялись на цьому підприємстві становив 18, 4-123, 4 мг/л. При питомих витратах деемульгатора ПМ 8, 9-22, 1 г/т в процесі електрознесолення вміст солей знизився до 1, 59-2, 16 г/т.

Таким чином, розроблений деемульгатор ПМ пройшов дослідно-промислові випробування на нафтовидобувних та переробних підприємствах України. Необхідна витрата деемульгатора при підготовці нафт на промислах залежить від типу нафти, вмісту в ній