Министерство образования и науки Российской Федерации Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» А. Л. Савченков ХИМИЧЕСКАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ Учебное пособие Тюмень ТюмГНГУ 2011 УДК 665.62 (075.8) ББК 35.514я73 С 13 Рецензенты: доцент, кандидат химических наук Г. К. Севастьянова доцент, кандидат технических наук Г. Н. Шигабаева С 13 Савченков, А. Л. Химическая технология промысловой подготовки нефти : учебное пособие / А. Л. Савченков. – Тюмень : ТюмГНГУ, 2011. – 180 с. ISBN 978-5-9961-0325-6 В учебном пособии рассмотрены физико-химические основы и технология основных процессов подготовки пластовой нефти на промысле. Изложены особенности работы и методы технологического расчёта нефтепромыслового оборудования. Рассмотрен пример расчёта установки подготовки нефти. Пособие предназначено для курсового и дипломного проектирования студентов, обучающихся по направлению 240100 «Химическая технология». УДК 665.62 (075.8) ББК 35.514я73 © Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет», 2011 ISBN 978-5-9961-0325-6 2 ОГЛАВЛЕНИЕ Введение ............................................................................................................. 5 1. Нефтяные залежи и месторождения ......................................................... 6 1.1. Формы залегания нефтяных залежей ..................................................... 6 1.2. Свойства продуктивных пластов ............................................................ 9 1.3. Условия залегания нефти в пласте ....................................................... 11 1.4. Физико-химические свойства пластовых флюидов ........................... 12 2. Разработка месторождений ...................................................................... 20 2.1. Потенциальная энергия нефтяного пласта .......................................... 20 2.2. Режимы работы залежей ........................................................................ 21 3. Устройство нефтяной скважины ............................................................ 24 4. Способы добычи нефти ............................................................................. 27 5. Методы воздействия на нефтяные пласты ........................................... 34 5.1. Методы поддержания пластового давления ........................................ 34 5.2. Методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны .... 36 5.3. Методы повышения нефтеотдачи пластов .......................................... 38 6. Физико-химические требования к товарной нефти ........................... 39 7. Система промыслового сбора и подготовки нефти ............................ 43 8. Сепарация нефти от газа .......................................................................... 48 8.1. Вертикальные сепараторы ..................................................................... 50 8.2. Горизонтальные сепараторы ................................................................. 51 8.3. Показатели работы сепараторов ........................................................... 54 8.4. Технологический расчёт сепаратора .................................................... 55 8.4.1. Материальный баланс процесса сепарации................................. 56 8.4.2. Пропускная способность сепаратора по газу .............................. 57 8.4.3. Пропускная способность сепаратора по нефти........................... 59 8.5. Гидроциклонные сепараторы ................................................................ 63 8.6. Сепараторы с предварительным отбором газа .................................... 66 8.7. Трёхфазные сепараторы ........................................................................ 68 9. Обезвоживание нефти ............................................................................... 69 9.1. Нефтяные эмульсии ............................................................................... 69 9.2. Природные эмульгаторы ....................................................................... 71 9.3. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий ............................ 74 9.4. Деэмульгаторы........................................................................................ 78 9.4.1. Поверхностная активность деэмульгаторов ................................ 78 9.4.2. Химическое строение деэмульгаторов ........................................ 80 9.4.3. Оценка эффективности деэмульгаторов ...................................... 85 9.5. Методы разрушения нефтяных эмульсий............................................ 88 9.6. Аппараты для обезвоживания нефти ................................................... 94 9.6.1. Резервуары-отстойники ................................................................. 94 9.6.2. Отстойники ..................................................................................... 96 3 9.6.3. Подогреватели-деэмульсаторы ..................................................... 99 9.6.4. Электродегидраторы .................................................................... 101 9.7. Технологический расчёт отстойника ................................................. 104 9.7.1. Диаметр отстойника ..................................................................... 104 9.7.2. Длина отстойника ......................................................................... 106 9.7.3. Пропускная способность отстойника......................................... 109 9.8. Технологический расчёт электродегидратора................................... 110 10. Технологическое проектирование объектов сбора и подготовки нефти............................................................................... 112 10.1. Общие положения .............................................................................. 112 10.2. Сепарационные установки ................................................................ 113 10.3. Дожимные насосные станции ........................................................... 114 10.4. Центральный пункт подготовки нефти ............................................ 115 10.5. Установки предварительного сброса воды...................................... 116 10.6. Установки подготовки нефти............................................................ 117 11. Принципиальные технологические схемы установок подготовки нефти ................................................................................... 118 11.1. Технологическая схема установки предварительного сброса воды (УПСВ) .......................................................................... 118 11.2. Технологическая схема установки подготовки нефти (УПН) ....... 119 11.3. Технологическая схема установки стабилизации нефти ............... 122 12. Технологический расчёт установки подготовки нефти ................. 123 12.1. Исходные данные ............................................................................... 123 12.2. Материальный баланс первой ступени сепарации нефти .............. 124 12.3. Материальный баланс предварительного обезвоживания нефти . 130 12.4. Материальный баланс второй ступени сепарации нефти .............. 133 12.5. Материальный баланс глубокого обезвоживания нефти ............... 137 12.6. Материальный баланс конечной ступени сепарации нефти ......... 140 12.7. Материальный баланс установки подготовки нефти ..................... 145 12.8. Технологический расчёт основного оборудования ........................ 155 12.8.1. Расчёт сепаратора первой ступени сепарации ........................ 155 12.8.2. Расчёт отстойника ...................................................................... 158 12.8.3. Расчёт сепаратора второй ступени сепарации ........................ 164 12.8.4. Расчёт электродегидратора ....................................................... 165 12.8.5. Расчёт сепаратора конечной ступени сепарации .................... 168 12.9. Расчёт вспомогательного оборудования .......................................... 170 12.9.1. Расчёт трубчатой печи ............................................................... 170 12.9.2. Расчёт резервуара для товарной нефти .................................... 173 12.9.3. Расчёт насоса для товарной нефти ........................................... 173 12.9.4. Расчёт насоса для откачки пластовой воды............................. 176 Список литературы...................................................................................... 178 4 ВВЕДЕНИЕ Нефтепромысловые предприятия и организации стабильно приглашают на работу химиков-технологов. На этих предприятиях студенты ежегодно проходят производственную и преддипломную практику. Установки промысловой подготовки нефти являются объектами курсового и дипломного проектирования. Это связано с тем, что процессы подготовки нефти на промыслах тесно связаны с химической технологией. Нефть представляет собой сложную многокомпонентную природную смесь, состоящую из парафиновых, нафтеновых, ароматических углеводородов, гетероатомных соединений, смол, асфальтенов и других компонентов. Кроме этого, в пластовой нефти содержатся различные газы, пластовая вода, неорганические соли, механические примеси. При проектировании основного оборудования установок подготовки нефти возникают задачи по определению физико-химических свойств нефти, попутного нефтяного газа, пластовой воды, их смесей, расчёту фазового равновесия многокомпонентных углеводородных систем, составлению материальных балансов. Процессы обезвоживания пластовой нефти связаны с разрушением водонефтяных эмульсий, образование которых обусловлено поверхностными явлениями в присутствии природных эмульгаторов. Эффективность обезвоживания нефти зависит от химического строения и свойств специально синтезированных поверхностно-активных веществ – деэмульгаторов. Студенты, обучающиеся по направлению «Химическая технология» и изучающие такие дисциплины, как «Неорганическая химия», «Органическая химия», «Химия нефти», «Коллоидная химия», «Процессы и аппараты химической технологии» более подготовлены к изучению и проектированию технологических процессов промысловой подготовки нефти. В пособии изложены основы физики пласта, методы и способы добычи нефти. Подробно рассмотрены теоретические вопросы основных технологических стадий подготовки нефти. Отражены особенности устройства и принципа работы основного нефтепромыслового оборудования. Приведён пример расчёта установки промысловой подготовки нефти. Изложена методика составления материальных балансов отдельных аппаратов и всей установки, способы расчёта производительности и основных технологических параметров оборудования. 5 1. НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ И МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1.1. Формы залегания нефтяных залежей Нефть насыщает поры, трещины и пустоты в горных породах в недрах Земли. Естественное скопление нефти в недрах называется нефтяной залежью. Нефтяные залежи, как правило, содержат газообразные соединения, которые могут находиться как в свободном состоянии, так и в растворённом состоянии в нефти. Поэтому нефтяная залежь по существу является нефтегазовой. Газообразные соединения составляют основу попутного нефтяного газа. В недрах имеются также чисто газовые и газоконденсатные залежи. В газоконденсатных залежах помимо газа в порах пласта содержится некоторый объём жидких соединений - конденсата. Совокупность залежей нефти или газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое месторождение. Промышленные залежи нефти и газа обычно встречаются в осадочных породах, имеющие большое количество крупных пор. Осадочные породы образовались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и поверхности материков. Характерный признак осадочных горных пород – их слоистость. Они сложены, в основном, из почти параллельных слоёв (пластов), отличающихся друг от друга составом, структурой, твёрдостью и окраской. На месторождении могут быть от одного до нескольких десятков нефтяных или газовых пластов. Если на одной площади всего одна залежь – то месторождение и залежь равнозначны и такое месторождение называется однопластовым. В остальных случаях месторождения многопластовые. Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, сверху – кровлей. Пласты осадочных пород могут залегать не только горизонтально, но и в виде складок вследствие горных процессов. Изгиб пласта, направленный выпуклостью вверх, называется антиклиналью, вниз – синклиналью. Соседние антиклиналь и синклиналь образуют полную складку. Размеры антиклинали в среднем составляют: длина 5…10 км, ширина 2…3 км, высота 50…70 м. Примерами гигантских антиклиналей являются Уренгойское газовое месторождение (длина 120 км, ширина 30 км, высота 200 м) и нефтяное месторождение Гавар в Саудовской Аравии (длина 225 км, ширина 25 км, высота 370 м). В России почти 90% разведанных залежей нефти и газа находятся в антиклиналях. 6 По проницаемости горные породы делятся на проницаемые (коллекторы) и непроницаемые (покрышки). Коллекторы – породы, которые могут вмещать, пропускать и отдавать жидкости и газы. Рис. 1.1. Схема полной складки пласта Различают следующие типы коллекторов: поровые (пески, песчаники), кавернозные (имеющие полости – каверны, образовавшиеся за счёт растворения солей водой), трещиноватые (имеющие микро- и макротрещины в непроницаемых породах, например, известняки) и смешанные. Покрышки – практически непроницаемые породы (обычно глины). Для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий: наличие коллекторов, покрышек, а также пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушке). Скопление нефти и газа происходит вследствие их миграции в коллекторах из области высоких в область низких давлений вдоль покрышек. Различают следующие основные типы ловушек: антиклинальная, тектонически экранированная, стратиграфически экранированная и литологически экранированная. Тектонически экранированная ловушка образуется вследствие тектонических движений и вертикальных смещений земной коры. Стратиграфически экранированная ловушка образуется вследствие перекрывания коллекторов более молодыми непроницаемыми отложениями. Литологически экранированная ловушка образуется при окружении линз проницаемых пород непроницаемыми породами. Попав в ловушку, нефть, газ и вода расслаиваются. Нефтяные залежи чаще всего встречаются в антиклинальных ловушках, схема которой представлена на рис. 1.2. Геометрические размеры залежи определяются по её проекции на горизонтальную плоскость. 7 Рис. 1.2. Схема нефтяной залежи антиклинального типа: 1 – внутренний контур газоносности; 2 – внешний контур газоносности; 3 – внутренний контур нефтеносности; 4 – внешний контур нефтеносности Поверхность раздела газа и нефти – газонефтяной контакт. Поверхность раздела нефти и воды – водонефтяной контакт. Линия пересечения поверхности газонефтяного контакта с подошвой пласта – это внутренний контур газоносности, с кровлей – внешний контур газоносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с подошвой пласта – внутренний контур нефтеносности, с кровлей – внешний контур нефтеносности. Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой пласта – это толщина пласта. Расстояние по большой оси ее между крайними точками внешнего контура нефтеносности – длина залежи. Расстояние по малой оси между крайними точками внешнего контура нефтеносности – ширина залежи. Расстояние по вертикали от подошвы залежи до её наивысшей точки – мощность залежи. Обычным спутником нефти в нефтяных залежах являются пластовые воды, которые обычно находятся в пониженных частях пласта. Пластовые воды, находящиеся в нижней части продуктивных пластов, называются подошвенными, объём которых обычно в десятки и сотни раз больше нефтяной части. Пластовые воды, простирающиеся на большие площади за пределами залежи, называются краевыми. В нефтегазовой части пластов вода удерживается в виде тонких слоев на стенках пор и трещин за счет адсорбционных сил. Эта вода при 8 эксплуатации залежи остается неподвижной и называется остаточной или связанной. Ее содержание составляет примерно от 10 до 30% от суммарного объема пор в нефтяных месторождениях и до 70% в газовых месторождениях. Если в пласте есть свободный газ, то он будет в верхней части пласта в виде газовой шапки. Раздел между газом, нефтью и водой в нефтяных залежах или между газом и водой в чисто газовых залежах представляет собой сложную переходную область. Из-за подъема воды за счет капиллярных сил в порах пород четкого раздела воды и нефти не существует и содержание воды по вертикали изменяется от 100% до 30% и более в повышенных частях залежи. Высота этой зоны составляет от 3 до 5 метров и более. 1.2. Свойства продуктивных пластов Способность пород вмещать воду, жидкие и газообразные углеводороды определяется их пористостью, то есть наличием в них пустот, пор. Каналы, образуемые порами, делятся на 3 группы: - крупные (сверхкапиллярные), диаметром более 0,5 мм; - капиллярные, диаметром от 0,0002 до 0,5 мм; - субкапиллярные, диаметром до 0,0002 мм. Отношение суммарного объёма пор к общему объёму породы называется коэффициентом полной пористости (то же, что и порозность). Его значение зависит от взаимного расположения и плотности укладки зерен породы, их формы, состава и типа цементирующего материала. Например, у песков коэффициент полной пористости может достигать 0,52, у песчаников 0,29, а у магматических пород – всего 0,00125. Но часть пор в породе являются закрытыми, то есть изолированными друг от друга, что делает невозможным миграцию через них нефти, газа и воды. Поэтому используют коэффициенты открытой и эффективной пористости. Коэффициент открытой пористости – это отношение объёма пор, сообщающихся между собой, к общему объёму породы. Коэффициент эффективной пористости - это отношение объёма пор, по которым возможно движение жидкости и газа, к общему объёму породы. Проницаемость породы – это способность пропускать через себя жидкости и газы. Проницаемость пород характеризуется коэффициентом проницаемости, входящим в формулу линейного закона фильтрации Дарси. Единица измерения Дарси: 1Д = 1 м2. Физический смысл этой размерности заключается в том, что проницаемость как бы характеризует размер площади сечения каналов пористой породы, по которым происходит фильтрация. То есть коэффициентом проницаемости в 1Д обладает образец пористой среды, площадью поперечного сечения 1 м2 и длиной 1м, через который при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па∙с 9 составляет 1 м3/с. Коэффициент проницаемости горных пород очень мал: для большинства нефтяных месторождений он находится в пределах от 10-13 м2 до 2∙10-12 м2, для газовых месторождений - до 5∙10-15 м2. Чем выше проницаемость пластов, тем выше дебиты скважин. При разработке месторождений в порах одновременно движутся нефть, газ, вода или их смеси. Проницаемость среды меняется в зависимости от соотношения этих компонентов. Поэтому для характеристики проницаемости пород введены понятия абсолютной, эффективной и относительной проницаемости. Абсолютная проницаемость – это проницаемость породы для какойто одной фазы (воды, нефти или газа), которой и заполнена эта порода. Эффективная (фазовая) проницаемость – это проницаемость породы только для одной фазы (нефти, воды или газа) при одновременной фильтрации многофазной смеси. Относительная проницаемость породы – отношение эффективной проницаемости к абсолютной. С увеличением обводненности залежи эффективная проницаемость для нефти снижается, а для воды увеличивается, поэтому обычно при обводнённости залежи более 20% эффективная проницаемость для нефти резко снижается, а с 85% прекращается вообще, хотя в пласте нефть еще есть. Это объясняется тем, что за счет молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах и на поверхности зерен породы в виде тонкой пленки, что уменьшает площадь сечения каналов для нефти и снижает нефтеотдачу. То же может наблюдаться при наличии в пласте свободного газа, который может занимать поры пласта и снижать эффективную проницаемость для нефти. Удельная поверхность породы – суммарная площадь поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема породы (м2/м3). От удельной поверхности зависит проницаемость пород, содержание остаточной воды и нефти. Для нефтесодержащих пород удельная поверхность очень велика и составляет от 4∙104 до 23∙104 м2/м3. Это связано с тем, что зёрна породы очень малы и плотно упакованы. Породы же с удельной поверхностью более 23∙104 м2/м3 (глины, глинистые пески, глинистые сланцы) являются слабопроницаемыми. Упругость пласта – способность пласта изменять свой объем при изменении давления. До начала разработки пласт находится под давлением вышележащих пород (горное давление) и противодействующим ему давлением насыщающих пласт нефти, газа, воды (пластовое давление). При отборе нефти и газа пластовое давление снижается, и под действием горного давления объем пласта и пор уменьшаются. Это приводит к дополнительному выталкиванию нефти и газа из пор. Нефтенасыщенность – запасы нефти в пласте. Оценивается коэффициентом нефтенасыщенности – это доля объема пор, заполненных нефтью. Аналогично определяется газо- или водонасыщенность пласта. 10 1.3. Условия залегания нефти в пласте Давление в нефтяном пласте до начала разработки называется начальным пластовым давлением (РП). Оно зависит от глубины залегания пласта и приблизительно равно гидростатическому давлению столба воды: PП g H где РП – начальное пластовое давление, Па; ρ – плотность воды, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2; Н – глубина залегания пласта, м. Например, на глубине 2 км гидростатическое давление составляет около 20 МПа или 200 ат. На самом деле из-за притока жидкости в пласт и отбора ее, давления вышележащих пород, действия тектонических сил, пластовое давление отличается от гидростатического. Обычно пластовое давление меньше. Но иногда пластовое давление превышает гидростатическое. Такие пласты называют пластами с аномально высоким давлением. Чем больше давление, тем больше запасы энергии пласта и тем больше нефти и газа можно извлечь из залежи. Температура в пластах повышается с увеличением глубины их залегания. Геотермическая ступень – число метров погружения в глубь Земли для повышения температуры на 1оС. В среднем на Земле геотермическая ступень составляет 33 м. В зависимости от давления и температуры продукция пласта может находиться в различных состояниях (жидком, газообразном, двухфазном). Если в смеси преобладают тяжелые углеводороды, пластовое давление велико, пластовая температура относительно мала, то смесь находится в жидком состоянии и такие месторождения называются нефтяными. Если в пластовой смеси преобладает метан – это чисто газовое месторождение (содержание метана составляет, как правило, более 90%). Наличие в смеси некоторого количества тяжелых углеводородов не означает, что она обязательно будет в двухфазном состоянии. При высоком давлении в пласте в сжатом газе растворяются жидкие углеводороды, образуются газоконденсатные месторождения. В газонефтяных месторождениях под действием высокого давления часть газа растворена в нефти и в пластовой воде. По мере разработки месторождения давление в пласте (РП) снижается, растворённый газ начинает выделяться из нефти. Давление, при котором начинается выделение газа из нефти, называется давлением насыщения (РНАС). Чем легче нефть и чем тяжелее газ, меньше РНАС. 11 Начальное пластовое давление в залежи может быть выше давления насыщения (РП > РНАС). Тогда весь газ будет находиться в растворенном состоянии, и нефть может быть недонасыщенна газом. Если РП < РНАС, не весь газ будет растворен в нефти, часть его образует газовую шапку. В любом случае, по мере разработки месторождения наступает момент, когда пластовое давление становится ниже давления насыщения, образуется искусственная газовая шапка. Вследствие падения давления газ выделяется также при движении нефти по стволу скважины, в трубопроводах. 1.4. Физико-химические свойства пластовых флюидов Отношение объёма газа VГ, выделяющегося из пластовой нефти в результате её однократного разгазирования до атмосферного давления при температуре +20оС, к объёму оставшейся сепарированной нефти VКОН называется газосодержанием нефти Го (м3/м3): ГО VГ VКОН Газосодержание нефти ещё называют газовым фактором, может измерятся также в м3 на 1 т разгазированной нефти. Растворимость углеводородных газов в нефти в несколько раз больше, чем в воде (до 500 и более м3/м3 нефти). Коэффициент растворимости – количество газа, растворяющегося в единице массы или объема нефти при увеличении давления на 1 ат. С увеличением молярного веса газа коэффициент растворимости возрастает. Так, растворимость пропана при температуре +30оС в 21 раз больше, чем метана. С повышением температуры растворимость газа в нефти уменьшается. Так, при температуре +150оС растворимость пропана только в семь раз больше метана. В нефти растворяются также азот, углекислый газ, сероводород. Из этих компонентов хуже растворяется азот, лучше – углекислый газ. Причём, коэффициент растворимости углекислого газа в 3,5 раза больше, чем метана. Удаление газа из нефти приводит к снижению объёма. Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему после полной дегазации называется объёмным коэффициентом нефти b: b VНАЧ VКОН 12 Для нефти в пластовых условиях объёмный коэффициент в первом приближении можно определить по формуле: b 1 0,003 Г О Обычно объёмный коэффициент нефти находится в пределах от 1,08 до 1,5, но иногда, при большом газовом факторе, может достигать величины 3,5 и выше. Для пластовой воды объёмный коэффициент находится в пределах от 0,99 до 1,06. С объёмным коэффициентом связана усадка нефти – это процент уменьшения объёма пластовой нефти после дегазации: u VНАЧ VКОН 1 100 % 1 100 % VНАЧ b Жидкие нефть и вода уменьшают свой объём под действием давления, что характеризуется коэффициентом сжимаемости, который определяется как отношение изменения объёма жидкости к произведению её первоначального объёма на изменения давления: V VНАЧ Р Коэффициент сжимаемости для воды составляет (4…5)∙10-5 1/МПа, для дегазированной нефти (4…7)∙10-4 1/МПа. Пластовые нефти хорошо сжимаемы, поэтому для них величина β может достигать 140-4 1/МПа. Плотность нефти зависит от её химического состава, температуры, давления, количества растворённого газа. Чем больше в нефти смолистоасфальтовых веществ и серы, тем выше плотность и тем темнее цвет. С повышением давления плотность нефти увеличивается. С повышением температуры и количества растворённых газов плотность уменьшается. Плотность разгазированной нефти при давлении 1 ат и температуре +20оС обычно находится в пределах 750…940 кг/м3. Западно-сибирская нефть (товарная марка Siberian Light), например, имеет плотность 830…850 кг/м3. Плотность нефти с растворённым в ней газом определяется по уравнению: НГ 1 Н Г Г О b 13 где ρнг – плотность нефти с растворённым газом, кг/м3; b – объёмный коэффициент нефти; ρн – плотность нефти при 20оС и 1 ат, кг/м3; ρг – плотность попутного нефтяного газа при 20оС и 1 ат, кг/м3; Го – газосодержание нефти, м3/м3. Плотность разгазированной нефти при температуре, отличной от 20 оС, рассчитывается по формуле: t H 1 H t 20 где ρt – плотность нефти при расчётной температуре t, кг/м3; ρн – плотность нефти при 20оС и 1 ат, кг/м3; t – расчётная температура, оС; H - коэффициент термического расширения нефти, 1/оС. Если плотность нефти находится в пределах 780…860 кг/м3, коэффициент термического расширения определяется по уравнению: H 2,638 1,169 0,001 Н 0,001 При плотности нефти в пределах 860…960 кг/м3: H 1,975 1,272 0,001 Н 0,001 Вязкость нефти зависит от температуры, давления, химического состава и количества растворённых газов так же, как и плотность. С увеличением температуры вязкость нефти уменьшается, с увеличением давления увеличивается. Чем больше высокомолекулярных углеводородов (смол, асфальтенов) в нефти, тем больше вязкость. Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. В инженерных расчётах обычно применяют динамическую и кинематическую вязкость. Единицей измерения динамической вязкости μ может быть паскаль в секунду (Па∙с), миллипаскаль в секунду (мПа∙с), пуаз (П), сантипуаз (сП), которые взаимосвязаны следующим образом: 1 П = 0,1 Па∙с 1 П = 100 сП 1 сП = 1 мПа∙с 14 Кинематическая вязкость ν – отношение динамической вязкости нефти к её плотности при той же температуре: Единицей измерения кинематической вязкости может квадратный метр на секунду (м2/с), стокс (Ст), сантистокс (сСт): быть 1 Ст = 10-4 м2/с 1 Ст = 100 сСт 1 сСт = 1 мм2/с = 10-6 м2/с Кинематическая вязкость изменяется в довольно широких пределах для различных месторождений – от 2 до 300 сСт при 20оС, но для большинства нефтей она составляет 4…40 сСт. Смесь западно-сибирских нефтей, например, имеет при 20оС кинематическую вязкость около 13∙10-6 м2/с (13 сСт), динамическую 0,0109 Па∙с (10,9 сП). Зная значения динамической вязкости при температурах 20 и 50 оС, можно определить вязкость при другой температуре по уравнению: t 20 30 lg 50 lg t lg 20 lg 20 где μt – динамическая вязкость при расчётной температуре t, мПа∙с; μ20 – динамическая вязкость при температуре 20оС, мПа∙с; μ50 – динамическая вязкость при температуре 50оС, мПа∙с; t – расчётная температура, оС. Если известно только одно экспериментальное значение динамической вязкости нефти при температуре tо, то значение её при другой температуре t можно определить по формуле: t 1 C to C где μt – динамическая вязкость нефти при температуре t, мПа∙с; μtо – динамическая вязкость нефти при температуре tо, мПа∙с; χ – показатель степени: 1 1 a t to lg C to а и С – эмпирические коэффициенты. 15 Если вязкость нефти до 10 мПа∙с, то С=1000, а=0,76∙10-3. Если вязкость нефти от 10 и выше мПа∙с, то С=100, а=1,44∙10-3. При отсутствии экспериментальных данных динамическую вязкость можно определить по плотности нефти. Если плотность нефти находится в пределах 845…924 кг/м3: 0,658 2 3 2 10 886 2 Если плотность находится в пределах 780…845 кг/м3: 0,456 2 3 2 10 833 2 где μ – динамическая вязкость нефти при 20оС, мПа∙с; ρ – плотность разгазированной нефти 20оС, кг/м3. Пластовая нефть из-за наличия растворённых газов имеет вязкость значительно ниже (иногда в 10…20 раз), чем разгазированная нефть. Вязкость газонасыщенной нефти при давлении насыщения: НГ А tВ где μнг – вязкость нефти, насыщенной газом, при температуре t, мПа∙с; μt – вязкость разгазированной нефти при температуре t, мПа∙с; А и В – эмпирические коэффициенты, которые зависят от газонасыщенности нефти Го: A exp 12,4 10 3 Г о 8,576 10 3 Г о В exp 8,02 10 3 Г о 4,631 10 3 Г о где Го – газонасыщенность нефти, м3/м3. Средняя молекулярная масса большинства нефтей оставляет 200…300 кг/кмоль. Молекулярную массу разгазированной нефти можно рассчитать по формуле: M 0,2 0,11 16 где М – молекулярная масса нефти, кг/кмоль; ρ – плотность нефти при 20оС, кг/м3; μ – динамическая вязкость нефти при 20оС, мПа∙с Молекулярная масса пластовой нефти (насыщенной определяется следующим образом. Если μНГ менее 1,5 мПа∙с: газом) 0, 267 M НГ 0,157 НГ НГ Если μНГ от 1,5 мПа∙с и более: 0,136 M НГ 0,172 НГ НГ где МНГ – молекулярная масса нефти, насыщенной газом, кг/кмоль; ρНГ – плотность газонасыщенной нефти, кг/м3; μНГ – динамическая вязкость газонасыщенной нефти, мПа∙с. Или по следующим формулам: 1 Го M НГ М Н М НГ 44,3 1 Го Г Н Г М Н Н М Г Н Г Го 1030 Н 1,845 Г о где ρн и ρг – плотность нефти и газа, кг/м3; МН – молекулярная масса разгазированной нефти, кг/кмоль; МГ – молекулярная масса газа, кг/ кмоль. Теплоёмкость нефти определяется по формуле: c 107 ,325 496,8 t где с – теплоёмкость нефти, Дж/(кг∙К); ρ – плотность нефти при 20оС, кг/м3; t – расчётная температура, оС. 17 Пластовые воды нефтяных месторождений – это неотъемлемая часть продукции скважин и представляют собой сложные многокомпонентные системы. Обычно пластовые воды содержат ионы растворимых солей: анионы OH , Cl , SO42 , CO32 , HCO3 ; катионы H , K , Na , NH 4 , Mg 2 , Ca 2 , Fe 2 и др.; ионы микроэлементов Br , J и др.; коллоидные частицы SiO2 , Fe2O3 , Al 2O3 ; растворённые газы H 2 S , CO2 , CH 4 , C2 H 6 , N 2 и др.; нафтеновые кислоты, соли нафтеновых и жирных кислот, фенолы и другие органические соединения. Количество пластовой воды в продукции скважин по мере разработки месторождений постепенно увеличивается и может доходить до 95% и более. Под минерализацией пластовых вод понимают содержание растворённых минеральных солей. Минерализация измеряется в г/л и по её степени пластовые воды делятся на 4 группы: пресные (до 1 г/л), солоноватые (1…10 г/л), солёные (10…50 г/л), рассолы (более 50 г/л). По В.И.Вернадскому природные воды делятся на три группы в зависимости от массовой концентрации солей: пресные (0,001…0,1% масс.), минерализованные (0,1…5% масс.), рассолы (5…35% масс.). В состав солей входит в основном хлорид натрия NaCl, содержание которого в суммарном объёме может достигать 80…90% масс. и более. О количестве растворенных солей можно судить по плотности воды. В зависимости от соотношения между общей жёсткостью воды и содержанием в ней ионов HCO3 нефтепромысловые сточные воды делятся на два вида: жёсткие или хлоридно-кальциевые. В них много ионов Na , Cl , Mg 2 , Ca 2 , может быть Fe 2 . Показатель рН = 4…6, плотность до 1200 кг/м3; щелочные или гидрокарбонатно-натриевые. В этих водах основные ионы Na , Cl , SO42 , HCO3 , CO32 . В отличие от жёстких вод они содержат ионы CO32 , а ионов Ca 2 мало. В целом эти воды меньше минерализованы, плотность их не превышает 1070 кг/м3, рН ≥ 8. 18 Из газов лучше всего в пластовой воде растворяются H 2 S , CO2 , CH 4 , C2 H 6 . Причём, растворимость диоксида углерода примерно в 18 раз больше, чем углеводородов, а растворимость сероводорода примерно в три раза больше диоксида углерода. Плотность пластовой воды в зависимости от её минерализации рассчитывается по формуле: ПВ В 0,7647 S где ρПВ – плотность пластовой воды, кг/м3; ρВ = 998,3 кг/м3 - плотность дистиллированной воды при 20оС; S – содержание солей в растворе, кг/м3 (г/л). Газ, извлекаемый вместе с нефтью, называется попутным нефтяным газом. Он состоит из предельных парафиновых углеводородов от метана СН4 до гексана С6Н14 и выше (иногда до декана С10Н22). Основное содержание обычно приходится на углеводороды от метана до бутана. Содержание углеводородов от гексана и выше, как правило, составляет от десятых долей до нескольких процентов. В общем случае, с увеличением молекулярной массы углеводорода его содержание в попутном газе снижается. Чем больше в попутном нефтяном газе метана и этана, тем он легче. В зависимости от суммарного количества углеводородов от пропана и выше (С3+) нефтяные газы делятся на тощие и жирные. Тощий газ содержит С3+ менее 60 г/м3, жирный – более 60…70 г/м3. Кроме парафиновых углеводородов попутный нефтяной газ, как правило, содержит диоксид углерода CO2 (от десятых долей до нескольких процентов), молекулярный азот N2 (в таких же пределах), пары воды. В зависимости от месторождения, в попутном газе могут присутствовать также сероводород Н2S, инертные газы гелий Не и аргон Аr. Геологические запасы нефти в залежи – это объём нефти, залегающий в порах пласта: G F hЭФ ЭФ m Н 1 1000 b где G – геологические запасы нефти, т; F – площадь нефтеносности, м2; hЭФ – эффективная мощность пласта, м; εЭФ – коэффициент эффективной пористости породы; m – коэффициент нефтенасыщенности пласта; ρН – плотность нефти при нормальных условиях, кг/м3; b – объёмный коэффициент нефти. 19 Промышленные запасы нефти – это объём нефти, извлекаемый при наиболее полном и рациональном использовании современных технологий. Коэффициент нефтеотдачи – это отношение количества добытой нефти из пласта к её геологическим запасам. 2. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ Процесс добычи включает три этапа. 1. Движение нефти и газа по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежей к забою, предусматривающих определенный порядок размещения скважин на месторождении, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы. Этот этап называется разработкой нефтяных и газовых месторождений. 2. Движение нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности. Этот этап называется эксплуатацией нефтяных и газовых скважин. 3. Сбор продукции скважин и подготовка нефти и газа к транспорту. На этом этапе нефть с разных скважин собирается, производится отделение пластовой воды, попутного нефтяного газа, механических примесей, солей. Вода затем подготавливается для закачки обратно в пласт для поддержания пластового давления. Попутный нефтяной газ, как правило, направляется на газоперерабатывающий завод. 2.1. Потенциальная энергия нефтяного пласта Любая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки переходит в кинетическую энергию и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Запас потенциальной энергии создается: 1.Напором краевых (контурных) вод, которые, действуя на поверхность водонефтяного контакта, создают давление в нефти и газе, способствующее заполнению пор пласта; 2. Напором газовой шапки, которая также действует на поверхность газонефтяного контакта; 3. Энергией растворенного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления, что способствует сохранению начального пластового давления в дальнейшем на некотором уровне. Уменьшение количества 20 нефти в пласте приводит к тому, что этот объем занимает газ, и нефть находится под действием неизменного давления. И только когда выделение газа из нефти не будет успевать за отбором нефти, начнется снижение давления в пласте; 4. Энергией, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещающая их порода. Это действие упругих сил. По мере разработки месторождения происходит некоторое снижение пластового давления, нефть, вода, порода разжимаются и замедляют темп падения давления; 5. Силой тяжести, которая обеспечивает сток нефти из повышенных частей пласта в пониженные, где расположены забои. 2.2. Режимы работы залежей В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: 1. Жёстководонапорный. Источник энергии – напор подошвенных (краевых) вод. Её запасы пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоёмов. Поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности непрерывно перемещается и сокращается. В начальный период давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти не следует производить слишком быстро, иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать. Рис. 2.1. Схема жёстководонапорного режима работы залежи Когда краевые воды достигают забоя скважин, находящихся в наиболее высоких частях пласта, вместо нефти пойдет вода, эксплуатацию этих скважин прекращают. На практике обычно из-за неоднородности пласта по проницаемости, более низкой вязкости воды, происходит прорыв 21 пластовой воды к забою скважин, при этом одновременно с нефтью добывается вода. При этом режиме обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пласта, равный 0,5…0,8. Газовый фактор остается низким и постоянным, если не нарушать баланс между отбором нефти и поступлением воды и если давление в пласте не падает ниже давления насыщения. 2. Упруговодонапорный режим. Основной источник пластовой энергии – упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. По мере извлечения нефти давление в пласте падает, снижается и дебит скважин. Отличительная особенность этого режима заключается в том, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной. Границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более. Несмотря на то, что расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте незначительно, тем не менее, при огромных объёмах залежи и питающей её водоносной части, таким образом можно извлечь до 15% нефти от промышленных запасов. Коэффициент нефтеотдачи также может достигать 0,8. 3. Газонапорный режим. Источник энергии для вытеснения нефти – давление газа, сжатого в газовой шапке. Рис. 2.2. Схема газонапорного режима работы залежи Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. Чем больше размер газовой шапки, тем дольше снижается давление в ней. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности, и их эксплуатация прекращается, иначе расходование энергии расширения газа будет нерациональным. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме составляет 0,4…0,6. 22 Дебиты скважин и пластовое давление остаются почти постоянными, если не нарушать баланс между отбором нефти и скоростью продвижения границы газ-нефть. 4. Режим растворенного газа. Источник энергии – давление газа, растворенного в нефти. Рис. 2.3. Схема работы залежи в режиме растворённого газа По мере снижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь, пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин. Дебит и пластовое давление при этом режиме непрерывно снижаются. Коэффициент нефтеотдачи самый низкий и составляет 0,15…0,3, так как запас энергии газа истощается раньше, чем успевают отобрать значительные объёмы нефти. 5. Гравитационный режим. Когда давление в пласте снизилось до атмосферного, нефть не содержит газа, она стекает в скважину под действием силы тяжести и откачивается механизированным способом. Рис. 2.4. Гравитационный режим работы залежи 23 Различают напорно-гравитационный режим и режим со свободным зеркалом нефти. Первый наблюдается при высокой проницаемости пород и крутом наклоне пласта. Дебит в данном случае может быть высокий. Второй режим наблюдается у пологих пластов с плохой проницаемостью. Нефть в этом случае собирается с площади, находящейся в зоне расположения скважины, дебит скважин низкий. Если в залежи нефти одновременно действуют различные движущие силы, то такой режим её работы называется смешанным. При разработке газовых месторождений гравитационный режим и режим растворённого газа отсутствуют. В любом случае, потенциальная энергия пласта не обеспечивает полноты отбора нефти из залежи. Этому препятствуют силы трения, силы поверхностного натяжения, капиллярные силы. 3. УСТРОЙСТВО НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ Процесс сооружения скважины путём разрушения горных пород называется бурением. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в неё людей, у которой длина во много раз больше диаметра. Рис. 3.1. Основные элементы скважины Верхняя часть скважины, расположенная на земле, называется устьем, дно скважины забоем, боковая поверхность стенкой, а пространство, ограниченное стенкой, стволом скважины (рис. 3.1). Длина скважины – это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина – проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны 24 только для вертикальных скважин, а для наклонных и искривлённых скважин не совпадают. Крепление ствола скважины осуществляется при помощи колонн обсадных труб разного диаметра, концентрически расположенных одна в другой (рис. 3.2). Так как устье скважины обычно лежит в зоне легкоразмываемых пород, его необходимо укреплять. Для этого сначала бурят шурф – колодец длиной 4…8 м до глубины залегания устойчивых горных пород. В колодец устанавливают трубу, а пространство между трубой и стенкой породы заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором. Этот участок называется направлением. Рис. 3.2. Схема крепления ствола скважины колоннами обсадных труб: 1 – направление; 2 – кондуктор; 3 – промежуточная колонна; 4 – эксплуатационная колонна; 5 – нефтяной пласт Далее бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют с помощью колонны обсадных труб, которую называют кондуктор. Затрубное пространство кондуктора 25 цементируют. С помощью кондуктора перекрываются верхние водоносные горизонты, а также неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения. После установки кондуктора не всегда удаётся пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых сложных горизонтов или из-за необходимости изолирования продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют ещё одну колонну обсадных труб, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной. Последняя, самая длинная колонна обсадных труб называется эксплуатационной колонной. Она предназначена для перекрывания продуктивного пласта, для поступления нефти внутрь эксплуатационных труб. Во избежание перетока нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты, пространство между эксплуатационной колонной и стенкой скважины также заполняют цементным раствором. Для извлечения нефти из пласта применяют различные методы. В большинстве случаев (более 90%) скважину бурят до подошвы продуктивного пласта. Затем производится вскрытие пласта. Рис. 3.3. Схема поступления нефти в ствол скважины после вскрытия пласта: 1 – эксплуатационная колонна; 2 – цементное кольцо; 3 – нефтяной пласт; 4 – подошва пласта Для этого в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в нефтяном пласте, с помощью специальных аппаратов-перфораторов простреливают ряд отверстий в стенке трубы и цементном кольце. Эти отверстия служат каналами для поступления нефти внутрь эксплуатационных труб (рис. 3.3). 26 Если нефтяной пласт сложен плотными породами, то призабойную зону не цементируют или эксплуатационную колонну опускают только до кровли пласта (открытый забой). Скважины, предназначенные для добычи нефти и газа, называются эксплуатационными. При поиске, разведке и разработке нефтяных месторождений применяются и другие виды скважин. Для закачки в пласт воды, газа применяют нагнетательные скважины. Опорные скважины предназначены для изучения состава и возраста пород. Параметрические скважины закладываются для уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности района. Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисковоразведочному бурению Поисковые скважины бурят с целью открытия новых залежей. Разведочные скважины бурятся для изучения размеров и строения залежи, для подсчёта запасов нефти и газа и проектирования её разработки. Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей. 4. СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ Принципиально существует два способа добычи нефти: фонтанный и механизированный (рис. 4.1). Рис. 4.1. Способы добычи нефти 27 Фонтанный способ самый дешёвый и наименее трудоёмкий. Применяется он в начальный период разработки месторождений, когда нефть поднимается до устья скважины за счёт потенциальной энергии пласта. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину. Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Для добычи нефти фонтанным способом внутрь эксплуатационной колонны опускают ещё одну колонну насосно-компрессорных труб (НКТ). Внутренний диаметр НКТ составляет 40…100 мм и подбирается опытным путём в зависимости от ожидаемого дебита и глубины скважины, пластового давления и условий эксплуатации. НКТ предохраняют обсадные эксплуатационные трубы от эрозии, выноса твёрдых частиц с забоя, обеспечивают возможность использования межтрубного пространства для различных технологических операций (введение ингибиторов коррозии, поверхностно-активных веществ, глушение скважины и т.д.). Нефть из пласта через перфорированные отверстия в стенке эксплуатационных труб поступает внутрь скважины. Затем через башмак, который находится на нижнем конце НКТ, нефть поступает внутрь насосно-компрессорных труб и далее по ним поднимается к устью скважины (рис. 4.2). Рис. 4.2. Схема поступления нефти из пласта в насосно-компрессорные трубы: 1 – эксплуатационные трубы; 2 – цементное кольцо; 3 – нефтяной пласт; 4 – подошва пласта; 5 – насосно-компрессорные трубы (НКТ); 6 – башмак 28 Верхний конец НКТ соединяется с оборудованием устья скважины, которое предназначено для герметизации межтрубного пространства, отвода продукции скважины, проведения различных технологических операций, ремонтных и других работ. При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном способах добычи нефти устье скважины оборудуется колонной головкой и фонтанной арматурой. Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной ёлки (рис. 4.3). Рис. 4.3. Схема оборудования устья скважины: I – колонная головка; II – трубная головка; III – фонтанная ёлка; 1 – кондуктор; 2 – эксплуатационная колонна; 3 – насосно-компрессорные трубы; 4 – коренная задвижка; 5 – задвижка с пневмоприводом; 6 – рабочая задвижка; 7 – резервная задвижка; 8 – буферная задвижка; 9 – манометр Колонная головка предназначена для соединения верхних концов всех обсадных колонн, кроме эксплуатационной (кондуктора, промежуточной колонны), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Трубная головка служит для обвязки насосно-компрессорных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и НКТ, для проведения различных технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной 29 подвеской. Боковые отводы предназначены для замера давления, отбора газа, закачки в межтрубное пространство воды, ингибиторов коррозии и гидратообразования, глинистого раствора при глушении скважины. Монтируется трубная головка на колонной головке. Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. На рис. 4.3 приведена схема крестовой ёлки. Фонтанная ёлка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, для установки манометров, термометров и других приспособлений, служащих для спуска и подъёма глубинных приборов. Ёлка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают две задвижки: рабочую 6 и резервную (ближайшую к стволу) 7. На стволе устанавливается коренная (главная, центральная) задвижка 4 и буферная задвижка 8. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров. Один боковой отвод является рабочим, второй – резервным. Фонтанная арматура изготавливается на рабочее давление в пределах 7…105 МПа с диаметром проходного сечения ствола от 50 до 150 мм. Тройниковая ёлка имеет также два отвода, но расположенных по высоте ствола один над другим. Верхний отвод является рабочим, нижний резервным. Такое расположение связано с тем, что тройниковая ёлка применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. При абразивном разрушении верхнего тройника скважина переводится на работу через нижний отвод, а верхний отвод подвергается ремонту. Крестовая ёлка компактнее, имеет меньшую высоту, её проще обслуживать. Продукция скважины по рабочему отводу фонтанной ёлки поступает далее в манифольд, который представляет собой систему труб и отводов с задвижками или кранами (на рис. 4.3 не показано). Манифольд служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ). Манифольд имеет штуцер регулирования расхода продукции скважины, вентили для отбора проб жидкости и газа, устройство для сброса продукции на факел, предохранительный клапан. Аналогичный манифольд имеется и у резервного отвода фонтанной ёлки. Постепенно, по мере эксплуатации месторождения, пластовое давление снижается и наступает момент, когда потенциальной энергии пласта становится недостаточно для подъёма нефти на поверхность. В этом случае применяют механизированные способы добычи нефти. В зависимости от вида затрачиваемой внешней энергии механизированный способ нефти делится на насосный и добычу с помощью энергии сжатого газа. Добыча нефти с помощью энергии сжатого газа заключается в искусственном уменьшении веса столба нефти, заполняющей скважину, за счёт смешения нефти с газом, подаваемым извне под давлением. В 30 результате значительного снижения гидростатического давления столба нефти происходит её подъём на поверхность за счёт оставшейся потенциальной энергии пласта. Этот способ делится на компрессорный и бескомпрессорный. Компрессорный способ заключается в сжатии газа на специальной компрессорной стации последующим его нагнетании в скважину, где он смешивается с нефтью, уменьшая её плотность. Самый простой путь для этого – подача сжатого (до 5 МПа) газа в кольцевое пространство между эксплуатационными и насосно-компрессорными трубами. По современной технологии в скважину внутрь эксплуатационных труб опускают две соосные трубы. Внутренняя труба, по которой нефтегазовая смесь поднимается наверх, называется подъёмной, а внешняя – воздушной. Подъёмная труба короче воздушной, газ подается в кольцевое пространство между этими трубами (рис. 4.4). Рис. 4.4. Схема добычи нефти с помощью энергии сжатого газа: I – сжатый газ; II – газонефтяная смесь; 1 – подъёмная труба; 2 – воздушная труба; 3 – эксплуатационная труба 31 При закачке газа нефть сначала полностью вытесняется из кольцевого пространства в подъёмную трубу, затем в эту трубу проникает закачиваемый газ и смешивается с нефтью. Плотность смеси в подъёмной трубе становится значительно меньше плотности нефти. Чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 2 и 3, столб смеси в трубе 1 удлиняется и достигает поверхности земли. В зависимости от того, какой газ под давлением закачивается в скважину, различают два способа компрессорной добычи нефти. Если закачивают попутный нефтяной или природный газ – это газлифт. Если закачивают воздух – эрлифт. Эрлифт применяют редко, так как при контакте с воздухом нефть окисляется и осмоляется. Для закачки газа строят специальные газлифтные компрессорные станции. Если в скважину подают газ без дополнительного сжатия (при наличии на месторождении газовых пластов высокого давления), такой способ называется бескомпрессорным лифтом. При большом падении давления в пласте извлечь нефть невозможно с помощью энергии сжатого газа. В этом случае применяют насосный способ. Все применяемые насосы можно разделить на две группы: штанговые и бесштанговые. Штанговый насос – плунжерный насос, привод которого осуществляется станком-качалкой с поверхности с помощью штанги (рис. 4.5). В нижней части имеется всасывающий клапан 1. Плунжер насоса, снабженный нагнетательным клапаном 2, подвешивается на насосной штанге 3. Станок-качалка сообщает возвратно-поступательное движение штанге. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан 2 закрывается, так как на него действует давление вышележащего столба жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая нефть на поверхность. Одновременно открывается всасывающий клапан 1 и нефть поступает в цилиндр насоса 4. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, нагнетательный клапан открывается и через полый плунжер нефть выдавливается из цилиндра насоса в насосную трубу 5. При непрерывной работе насоса в результате подкачки нефти её уровень поднимается до устья скважины. В настоящее время около 75% действующих скважин в мире эксплуатируются с помощью штанговых насосов. Недостатками этих насосов являются громоздкость, возможный обрыв штанг, ограниченность применения в наклонных и сильнообводнённых скважинах, недостаточно высокая производительность (до 500 м3 в сутки), небольшие глубины эксплуатации (до 2,5 км). В связи с этим, все шире применяют добычу нефти с помощью бесштанговых насосов, в качестве которых можно использовать погружные электроцентробежные, винтовые, диафрагменные, гидропоршневые, струйные насосы. 32 Рис. 4.5. Схема добычи нефти штанговым насосом: 1 – всасывающий клапан; 2 – нагнетательный клапан; 3 – штанга; 4 – цилиндр насоса; 5 – насосная труба Недостатками электроцентробежных насосов являются низкая эффективность в малодебитных скважинах, падение подачи, напора и КПД для вязких нефтей и при увеличении содержания газа на приёме насоса. При добыче высоковязких нефтей эффективны погружные винтовые насосы. 33 5. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ Для повышения эффективности естественных режимов работы залежей применяются различные искусственные методы воздействия на нефтяные пласты и призабойную зону. 5.1. Методы поддержания пластового давления Методы поддержания пластового давления позволяют сократить сроки разработки залежей за счёт более интенсивных темпов отбора нефти и газа. К этим методам относятся заводнение пласта и закачка газа в газовую шапку. Заводнение пласта может быть законтурным, приконтурным и внутриконтурным. Метод законтурного заводнения применяют при разработке небольших залежей и заключается в закачке в пласт воды под давлением до 20 МПа через нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности залежи на расстоянии 100 метров и более (рис. 5.1). Эксплуатационные скважины располагают внутри внешнего контура нефтеносности и параллельно ему. В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление в залежи поддерживается на высоком уровне. По мере разработки залежи внешний контур нефтеносности сжимается, эксплуатационные скважины переходят в режим работы нагнетательных. Метод приконтурного заводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в местах, заполненных водой. Нагнетательные скважины располагают либо вблизи внешнего контура нефтеносности, либо непосредственно на нём. Рис. 5.1. Схема законтурного заводнения пласта: 1 – нагнетательные скважины; 2 – эксплуатационные скважины; 3 – внешний контур нефтеносности пласта 34 Метод внутриконтурного заводнения применяют для больших залежей, занимающих значительную площадь. Месторождение искусственно разделяется на участки, которые законтурно заводняются. Рис. 5.2. Схема внутриконтурного заводнения пласта: 1 – нагнетательные скважины; 2 – эксплуатационные скважины; 3 – внешний контур нефтеносности пласта Методами заводнения искусственно создаётся жёстководонапорный режим работы залежи. Метод закачки газа в газовую шапку пласта. В этих целях применяют попутный нефтяной газ, отделённый при подготовке нефти. В результате увеличивается давление на поверхность газонефтяного контакта и повышается дебит скважин. В качестве нагнетательных используют отработавшие нефтяные скважины, вскрывшие верхнюю часть пласта или бурят специальные скважины (рис. 5.3). Газ вводят при давлениях выше пластового на 10…20%. При закачке газа искусственно создаётся газонапорный режим работы залежи. Применяют этот метод редко в связи с дороговизной процесса. Рис. 5.3. Схема закачки газа в газовую шапку пласта: 1 – нагнетательные скважины; 2 – эксплуатационные скважины; 3 – внешний контур нефтеносности пласта; 4 – внешний контур газоносности пласта 35 5.2. Методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны Эти методы также позволяют сократить сроки разработки залежей за счёт более интенсивного отбора нефти. По мере разработки залежи происходит засорение призабойной зоны – заполнение пор твердыми и разбухшими частицами породы, асфальтосмолистыми веществами, кристаллами неорганических солей, твёрдыми парафинами. Для повышения проницаемости пор пласта применяют механические, химические и физические методы. 1. Механические методы – это гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация и торпедирование скважин. Гидроразрыв пласта – это закачка в него под давлением до 60 МПа нефти, воды, нефтепродуктов и других жидкостей. В результате в породе образуются новые и расширяются уже существующие трещины. Чтобы трещины в дальнейшем не закрылись, в жидкость добавляют песок, стеклянные и пластмассовые шарики. Этот метод наиболее эффективен при низкой проницаемости пласта и дает увеличение дебита скважин в 2…3 раза. Гидропескоструйная перфорация – процесс создания отверстий в стенке эксплуатационной колонны, цементной оболочке и породе за счет энергии песчано-жидкостной струи, истекающей из насадок перфоратора. Рабочая жидкость с содержанием песка 50…200 г/л закачивается в скважину с расходом 3…4 л/с. На выходе из насадок перфоратора ее скорость составляет 200…260 м/с, а перепад давления 18…22 МПа. При таких условиях скорость перфорации составляет 0,6…0,9 мм/с. Торпедирование скважин – это воздействие на призабойную зону пласта взрывом. Для этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают взрывчатку и подрывают её. Ударная волна вызывает растрескивание отложений и вынос осадков из каналов пор породы. 2. Химические методы – это обработка призабойной зоны кислотами, растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ), органическими растворителями и другими химическими реагентами. Кислотная отработка призабойной зоны производится соляной, плавиковой, уксусной, серной или угольной кислотами. Соляная кислота НСl, используемая в виде 8…15%-го раствора, растворяет карбонатные породы (известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесённые в пласт загрязняющие частицы. При этом протекают следующие реакции: CaCO3 + 2HCl = CaCl2+ H2O + CO2 MgCO3 + 2HCl = MgCl2 + H2O + CO2 36 Полученные в результате хлориды кальция и магния растворяются в воде и удаляются с продукцией скважин, образуя новые пустоты и каналы. Плавиковая кислота НF в смеси с соляной кислотой предназначена для воздействия на песчаники, а также для удаления глинистого раствора, попавшего в поры во время бурения или глушения скважины. Уксусная кислота СН3СООН добавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной породы. Благодаря этому активный раствор соляной кислоты глубже проникает в поры породы. Кроме этого, уксусная кислота предотвращает выпадение в осадок гидрооксида железа Fe(OH)3. Серную кислоту Н2SО4 используют в концентрированном виде (98%). Во-первых, при её смешении с пластовой водой происходит выделение тепла, что приводит к снижению вязкости нефти и увеличению дебита скважин. Во-вторых, при химическом взаимодействии серной кислоты с алкилароматическими углеводородами образуются поверхностно-активные вещества (алкилбензолсульфонаты), которые облегчают проницаемость нефти по порам пласта. Концентрированная серная кислота не разрушает металл скважины. Коррозия начинается при разбавлении кислоты водой. Применять серную кислоту можно только для нефтяных пластов, образованных песчаниками. А в известняках и доломитах образуется нерастворимый сульфат кальция СаSO4, забивающий поры пласта и ухудшающий проницаемость призабойной зоны. Угольная кислота применяется для пород, содержащих в порах пласта карбонаты кальция и магния и асфальто-смолистые отложения. Обработка призабойной зоны растворами ПАВ предназначена для очистки каналов пор от воды и разбухших частиц. Дело в том, что вода, попадая на забой скважины, закупоривает часть пор, препятствуя притоку нефти и газа. Кроме того, вода вызывает разбухание и разрушение глинистых частиц породы, которые также забивают каналы пор. ПАВ снижают поверхностное натяжение на границе воды с нефтью, газом и породой. При этом размер капель воды в порах уменьшается в несколько раз и облегчается их вынос. Некоторые ПАВ делает поверхность пор несмачиваемой для воды, но смачиваемой для нефти, что также улучшает фильтрацию последней. Обработка призабойной зоны органическими растворителями и химическими реагентами предназначена для очистки каналов пор от асфальто-смолистых и парафиновых отложений. Для этих целей применяют газовый конденсат, газовый бензин, толуол, реагент СНПХ и др. 37 3. Физические методы – это тепловая обработка и вибровоздействия. Тепловая обработка призабойной зоны предназначена для удаления из каналов пор пласта парафиновых и асфальто-смолистых отложений. Для этого применяют горячую нефть, водяной пар, электронагрев, термоакустическое и высокочастотное электромагнитоакустическое воздействие. Вибровоздействия на призабойную зону – это обработка пульсирующим давлением. Благодаря наличию жидкости в порах пласта, по нему распространяются как искусственно создаваемые колебания, так и отражённые волны. Путём подбора частоты колебания можно добиться резонанса обоих видов волн, в результате чего возникнут растрескивания отложений в порах и увеличится проницаемость пласта. 5.3. Методы повышения нефтеотдачи пластов Эти методы предназначены для наиболее полного извлечения нефти из залежи. Для повышения нефтеотдачи применяют закачку в пласт водного раствора ПАВ, растворов полимеров, углекислоты, теплоносителя, растворителей, а также внутрипластовое горение. Закачка в пласт водного раствора ПАВ, концентрация которого составляет до 0,05%. Это приводит к снижению поверхностного натяжения на границе нефть-вода, образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», которая легче перемещается в порах. Кроме этого, снижается поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор породы. При заводнении пластов нередко имеет место опережающее продвижение воды по локальным зонам пласта вследствие разной вязкости и разной проницаемости жидкостей. Это приводит к недостаточно полному вытеснению нефти. Закачка в пласт растворов полимеров, которые обладают повышенной вязкостью, приводит к более равномерному продвижению водонефтяного контакта и повышению конечной нефтеотдачи пласта. Широко применяется 0,01…0,05% раствор полиакриламида и другие водорастворимые полимеры. Для этих целей можно использовать пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0,2…1,0% пенообразователя. Вязкость пены в 5…10 раз больше вязкости воды. При закачке в пласт углекислоты происходит её растворение в нефти и снижение вязкости последней. Это приводит к увеличению скорости фильтрации. К такому же результату приводит закачка в пласт растворителей, в качестве которых можно использовать сжиженный пропан, бутан или их смесь. 38 Нагнетание в пласт теплоносителей (горячей воды или водяного пара с температурой до 400оС) способствует растворению в нефти асфальто-смолистых веществ и твёрдых парафинов, которые забивают поры пласта. Это явление наблюдается для высоковязких нефтей. В результате снижается вязкость нефти и увеличивается её фильтрация по порам. Метод внутрипластового горения заключается в воспламенении нефти внутри пласта с помощью специальной нагнетательной или зажигательной скважины. В результате создаётся движущийся очаг горения за счёт постоянного нагнетания в пласт воздуха или воздуха с газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются на поверхность. 6. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТОВАРНОЙ НЕФТИ Нефть, выходя из скважины, содержит пластовую воду, попутный нефтяной газ, механические примеси, различные соли. Данная так называемая пластовая жидкость не является товарным продуктом и поэтому подвергается подготовке на промысле перед подачей нефти в магистральный нефтепровод. По магистральному нефтепроводу товарная нефть поступает на нефтеперерабатывающий завод. Товарная нефть с промыслов должна соответствовать ГОСТ Р 51858. В соответствии с данным стандартом в зависимости от физико-химических свойств и степени подготовки нефти подразделяются на классы, типы, группы и виды. В зависимости от содержания серы нефть подразделяется на классы (табл. 6.1). Таблица 6.1 Классы нефти Класс нефти 1 2 3 4 Содержание серы, % масс не более 0,6 0,61 - 1,8 1,81 - 3,5 более 3,5 Название нефти малосернистая сернистая высокосернистая особо высокосернистая В зависимости от плотности, содержания светлых фракций и твёрдых парафинов нефть подразделяется на типы (табл. 6.2). 39 Таблица 6.2 Типы нефти Тип нефти Выход фракций, Содержание % масс., твёрдых не менее парафинов, % масс., Н.К.Н.К.о о не более 200 С 300 С Плотность нефти при 20оС, кг/м3 Плотность нефти при 15оС, кг/м3 Название нефти 1 2 3 не более 830 830,1-850 850,1-870 870,1-895 не более 833,7 833,8-853,6 853,7-873,5 873,6-898,4 4 более 895 более 898,4 особо лёгкая лёгкая средняя тяжёлая битуминозная 0 30 52 6 27 21 - 47 42 - 6 6 - - - - Если нефть не поставляется на экспорт, то достаточно для определения её типа определить только плотность. При поставке нефти на экспорт необходимо определение выхода светлых фракций и твёрдых парафинов. Нефти типов 3 и 4 при приёме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт должны также содержать твёрдых парафинов не более 6 % масс. Если нефть по одному из показателей (плотности или выходу фракций) относится к типу с меньшим номером, а по другому – к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером. В зависимости от степени подготовки на промыслах нефть подразделяется на группы (табл. 6.3). Таблица 6.3 Группы нефти Группа нефти Содержание воды, % масс., не более Содержание хлористых солей, мг/дм3, не более Содержание механических примесей, % масс., не более 1 2 3 0,5 0,5 1,0 100 300 900 0,05 Давление Содержание насыщен- органических ных паров хлоридов во фракции, нефти, выкипающей кПа (мм до 204оС, рт. ст.), млн-1, не более не более 66,7 (500) 10 В зависимости от содержания сероводорода и лёгких меркаптанов нефть подразделяется на два вида (табл. 6.4). 40 Таблица 6.4 Виды нефти Вид нефти 1 2 Содержание сероводорода, млн-1, не более 20 100 Содержание метил- и этилмеркаптанов, млн-1, не более 40 100 Условное обозначение товарной нефти состоит из четырёх цифр (класс, тип, группа, вид) и номера ГОСТа. Например: «Нефть 1.2.1.2 ГОСТ Р 51858». При поставке на экспорт к цифре типа добавляется нижний индекс «э», например: «Нефть 1.2Э.1.2 ГОСТ Р 51858». Нефть при приёме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт должна соответствовать первой группе и первому или второму виду. Качество подготовки нефти на промыслах (номер группы) зависит от степени обезвоживания и разгазирования нефти, удаления механических примесей и хлористых солей. Необходимость обезвоживания нефти объясняется следующими причинами. 1. Вода является балластом, содержание которого может доходить до 90% и более на завершающих стадиях разработки месторождений. Это приводит к увеличению затрат на транспорт нефти. 2. Вода с нефтью образует эмульсию, вязкость которой обычно выше вязкости чистой нефти. Так, увеличение содержания воды в нефти с 5 до 20% приводит к повышению вязкости эмульсии почти два раза. Это также приводит к увеличению энергозатрат на транспорт более вязкой нефти. В среднем, увеличение содержания воды на 1% приводит к повышению транспортных расходов на 3…5%. 3. Вода может явиться причиной повышенной коррозии нефтетранспортной системы. При низких температурах и высоком содержании воды в трубопроводах могут образоваться ледяные пробки, осложняющие транспорт нефти. Необходимость обессоливания нефти связана с двумя причинами. 1. Соли способствуют стабилизации водонефтяных эмульсий, а чем устойчивее эмульсия, тем больше затраты на обессоливание и обезвоживание нефти. 2. Хлориды щелочноземельных металлов являются причиной высокой кислотной коррозии оборудования, механизм которой заключается в следующем. В любой нефти есть какое-то количество сероводорода Н2S, но значительно больше его образуется при нагреве (особенно сернистой 41 нефти) за счёт разложения меркаптанов и сульфидов. Нагрев нефти – одна из обычных стадий технологии подготовки нефти. Сероводород вступает в реакцию взаимодействия с поверхностным слоем железа нефтепромыслового оборудования: H 2 S Fe FeS H 2 Если хлористых солей в нефти мало или совсем нет, то коррозия на этом останавливается, так как сульфид железа FeS – нерастворимая в промысловой воде соль и образует защитную плёнку на поверхности металла, предохраняя оборудование от более глубокого взаимодействия со средой. Но в любой нефти имеются хлориды металлов, которые подвергаются гидролизу с образованием хлорида водорода НСl. Хлорид кальция СаCl2 может гидролизоваться до 10%, хлорид магния МgCl2 гидролизуется на 90% даже при низких температурах: MgCl 2 H 2O MgOHCl HCl При нагреве нефти процесс гидролиза ускоряется. Хлорид водорода далее взаимодействует с сульфидом железа с образованием растворимой соли хлорида железа: FeS 2 HCl FeCl 2 H 2 S Хлорид железа растворяется в пластовой воде, оголяя новый поверхностный слой металла для взаимодействия с сероводородом. Так происходит цепная реакция кислотной коррозии оборудования. Перед началом переработки нефти на НПЗ нефть ещё раз подвергают более глубокому обессоливанию и обезвоживанию до содержания хлористых солей не более 3…5 мг/л и воды не более 0,1% масс. Это связано с тем, что на НПЗ применяется более сложное и дорогостоящее оборудование, чем на промыслах, и оно должно быть максимально защищено от кислотной коррозии. Необходимость удаления механических примесей при подготовке нефти объясняется следующим. 1. Механические примеси (частицы песка, глины, известняка, другой породы) способствуют стабилизации водонефтяных эмульсий, что затрудняет обезвоживание нефти. 2. Механические примеси при транспорте нефти оказывают абразивное воздействие на внутренние стенки труб, что приводит к преждевременному их износу. Особенно высоким абразивным воздействием обладают частицы песка, в состав которого входит оксид кремния SiO2. Одна из основных технологических стадий при промысловой подготовке нефти – это отделение попутного газа. Процесс разгазирования 42 нефти называется сепарацией. Глубина разгазирования определяется давлением насыщенных паров (ДНП) нефти. Нефть, имеющая ДНП не более 66,7 кПа (500 мм рт.ст.), называется стабильной. Необходимость стабилизации нефти связана со следующими причинами. 1. При транспорте нестабильной нефти происходит образование газовых пробок (или газовых мешков) в нефтепроводе. Это приводит к разрыву сплошности потока, неравномерной подаче, пульсирующей работе нефтепровода. Для передавливания газового мешка приходится создавать дополнительное давление, которое может привести к разрыву трубопровода из-за вибрации, нарушению режима работы контрольноизмерительных приборов, временному прекращению фонтанирования скважин. Кроме этого, попадание газовых пробок на всас центробежных насосов вызывает их кавитацию и возможный выход из строя. 2. При хранении нестабильных нефтей происходит самопроизвольное выделение газов из резервуаров. Испаряясь, эти газы захватывают с собой лёгкие углеводороды бензиновых фракций, что приводит к потерям бензина до 5%. Кроме этого, возникает высокая загазованность, повышенная пожаро- и взрывоопасность товарных парков. 7. СИСТЕМА ПРОМЫСЛОВОГО СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ Система промыслового сбора и подготовки нефти – это сложная, разветвленная сеть трубопроводов и разнообразного технологического оборудования, предназначенная для сбора, замера продукции скважин и подготовки товарной нефти к транспорту по магистральному нефтепроводу потребителям. Технологическое оборудование на промысле, предназначенное для выполнения какой-то одной задачи, называется технологической установкой. Технологическая установка – комплекс автоматизированного оборудования и аппаратов, в которых последовательно и непрерывно происходят процессы подготовки нефти, газа и воды (обезвоживания, обессоливания, сепарации нефти, очистки пластовой воды и т.д.). На промыслах применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), установки предварительного сброса воды (УПСВ), установки подготовки нефти (УПН), установки подготовки воды (УПВ), установки подготовки газа (УПГ), установки измерения количества и качества нефти и др. Кроме этого, нефтепромысловое оборудование объединяется в такие объекты, как дожимная насосная станция (ДНС), кустовая насосная станция (КНС), компрессорная станция (КС), центральный пункт подготовки нефти (ЦППН), товарный парк и др. 43 Первые построенные системы промыслового сбора нефти были негерметизированными, двухтрубными, в большинстве случаев самотечными. Двухтрубной системой она называется потому, что нефть и газ после разделения на устьях скважин или на сборных пунктах транспортируются отдельно каждый по своему трубопроводу до центрального пункта сбора (ЦПС). Самотечной эта система называется потому, что движение нефти осуществляется за счет разности геодезических отметок. Единственным преимуществом самотечной системы является сравнительно точное измерение по каждой скважине расхода нефти и газа. Недостатки самотечной системы следующие: 1. Трудности с обеспечением разности геодезических отметок в холмистой или гористой местности. 2. Из-за невысокого давления в нефтепроводе высока вероятность образования газовых мешков. 3. Самотечные линии имеют ограниченную пропускную способность и не приспособлены к увеличению дебитов скважин и изменению вязкости водонефтяной эмульсии. 4. В самотечных системах скорость потока низкая, что способствует отложениям на внутренних стенках труб механических примесей, солей, твёрдых парафинов. Это приводит к снижению пропускной способности нефтепроводов. 5. Из-за негерметичности системы потери нефти от испарения достигают 3%. 6. Эти системы плохо автоматизируются и требуют больше обслуживающего персонала. Поэтому самотечные негерметизированные системы больше не проектируют и не строят. Современные системы промыслового сбора и подготовки нефти – это герметизированные, напорные, автоматизированные системы. Они зависят от формы и площади месторождения, рельефа местности, физикохимических свойств нефти, климатических условий данного региона. Система сбора и подготовки нефти должна обеспечить оптимальную централизацию объектов технологического комплекса в районе наиболее крупного месторождения нефтедобывающего района. Месторождения по площади могут быть большими (30х60 км), средними (10х20 км.) и малыми (до 10 км2). По форме месторождения бывают вытянутые, круглые и эллиптические. На рис. 7.1 приведена схема герметизированной высоконапорной системы промыслового сбора и подготовки нефти для большого по площади месторождения. Эксплуатационные скважины 1 располагают кустами вблизи внешнего контура нефтеносности и параллельно ему. На рис. 7.1 показана только часть эксплуатационных скважин залежи. 44 Рис. 7.1. Схема герметизированной высоконапорной системы промыслового сбора и подготовки нефти: I – выкидная линия от скважины; II – сборный коллектор для продукции куста скважин; III – попутный нефтяной газ с ДНС; IV – нефть с ДНС; V – пластовая вода с УПСВ; VI – попутный нефтяной газ на ГПЗ; VII – пластовая вода с УПН; VIII – вода с УПВ; IX – вода с КНС; X – нефть с УПН; XI – некондиционная нефть; XII – товарная нефть; 1 – эксплуатационные скважины; 2 – автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ); 3 – дожимная насосная станция (ДНС) и установка предварительного сброса воды (УПСВ); 4 – насос; 5 – установка подготовки нефти (УПН); 6 – резервуары; 7 – насос; 8 – автоматизированная установка измерения количества и качества нефти; 9 – товарные резервуары; 10 – насос; 11 – установка подготовки воды (УПВ); 12 – насос; 13 – кустовая насосная станция (КНС); 14 – нагнетательные скважины; 15 – компрессорная станция (КС); 16 – внешний контур нефтеносности Куст скважин – это специальная площадка территории месторождения с расположенными на ней устьями скважин. Количество скважин в кусте не должно превышать 24. Кусты должны быть удалены друг от друга на расстояние не менее 50 м. Суммарный дебит одного куста скважин должен быть не более 4 тыс. м3 в сутки по нефти, а газовый фактор – не более 200 м3/м3. Устья скважин в кусте должны располагаться на одной прямой на расстоянии не менее 5 м друг от друга. В Западной Сибири допускается размещение скважин отдельными группами с числом скважин в одной группе не более четырёх. Расстояние между группами скважин должно быть не менее 15 м. Продукция скважин под устьевым давлением направляется в выкидные линии I диаметром 100…150 мм и длиной 0,8…3,0 км. Из 45 выкидных линий продукция скважин поступает на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) 2 типа «Спутник», «Биус» или других модификаций. На АГЗУ производится отделение попутного нефтяного газа от жидкости и автоматическое поочерёдное измерение количества продукции каждой скважины отдельно по газу и отдельно по жидкости (нефти с водой). К АГЗУ можно подключить до 24 скважин. После АГЗУ продукция всех подключенных скважин снова смешивается и единым потоком (газ, нефть, вода) по сборному коллектору II диаметром от 200 до 500 мм и длиной до 8 км под собственным давлением поступает на дожимную насосную стацию (ДНС) 3. Таким образом, давление на устье скважин должно обеспечить однотрубный герметизированный транспорт нефти через АГЗУ до ДНС. На месторождении строят несколько ДНС, на рис. 7.1 показана только одна. На ДНС производится первая ступень сепарации нефти, как правило, при давлении 0,6 МПа. Отделившийся попутный нефтяной газ III под собственным давлением транспортируется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). При отсутствии условий подачи газа на ГПЗ он может использоваться как сырьё газотурбинных электростанций или, в худшем случае, сжигаться в факелах высокого давления (ФВД). Когда обводнённость пластовой нефти достигает 15…20% масс., на ДНС устанавливают установки предварительного сброса воды (УПСВ). Это связано, во-первых, с необходимостью снижения энергозатрат на транспорт балластной воды вместе с нефтью до центрального пункта подготовки нефти (ЦППН), расстояние до которого может составлять несколько десятков километров. И, во-вторых, с целью снижения расходов на транспорт пластовой воды в обратном направлении от ЦППН до нагнетательных скважин. Содержание воды в нефти после УПСВ не должно превышать 5…10% масс. Технология отделения пластовой воды на УПСВ должна предусматривать возможность закачки воды в нагнетательные скважины без дополнительной её очистки. Вода V с УПСВ должна под собственным давлением поступать на кустовую насосную станцию (КНС) 13 или на установку подготовки воды (УПВ) 11. Производительность ДНС по выходу нефти после УПСВ не должна превышать 3 млн. т в год. Частично дегазированная нефть далее насосами 4 подаётся по коллектору IV на расстояние до нескольких десятков километров на ЦППН (или ЦПС – центральный пункт сбора). На ЦППН собирается нефть со всех ДНС, расположенных на месторождении. ЦППН размещают на базовом месторождении, добыча которого составляет 40% и более от общей добычи района. Если в районе нет базового месторождения, то ЦППН размещают на ближайшем к начальной точке магистрального нефтепровода месторождении. 46 На ЦППН также может подаваться нефть с АГЗУ ближайших эксплуатационных скважин, минуя ДНС. Для небольших месторождений, по форме приближающихся к кругу, ДНС обычно не строят, так как нефть способна под собственным устьевым давлением дойти по трубопроводу до ЦППН. На ЦППН производится окончательная подготовка нефти, приём и учёт товарной нефти, подача товарной нефти на сооружения магистрального транспорта, подготовка и утилизация пластовой воды, подготовка попутного газа к транспорту. Основное звено ЦППН – установка подготовки нефти (УПН), на которой и производится глубокое обезвоживание нефти, обессоливание и стабилизация. Мощность одной УПН не должна превышать 3 млн. т в год по товарной нефти, поэтому на ЦППН может быть несколько параллельно работающих УПН. Для нефтей с высоким содержанием С1–С5 может быть предусмотрена установка стабилизации ректификацией. Кроме УПН, в структуре ЦППН находятся: установка подготовки воды (УПВ), установка учёта количества и качества нефти, товарный (иногда и сырьевой) парк, компрессорная станция (КС), реагентное хозяйство, факельное хозяйство и др. Если попутный газ не направляется на ГПЗ, а подготавливается до требований стандарта на ЦППН, предусматривают установку подготовки газа (УПГ). В Западной Сибири, как правило, весь попутный газ с месторождений подаётся на ГПЗ. Нефть с ДНС 3 поступает на УПН 5. Отделившийся на УПН попутный нефтяной газ имеет невысокое давление, поэтому он поступает на компрессорную станцию (КС) 15, где он сжимается и вместе с газом с ДНС подаётся на ГПЗ. Часть попутного газа используется на ЦППН для собственных нужд в качестве топлива. При отсутствии возможности собственной подготовки газа или подачи его на ГПЗ газ сжигают в факелах высокого и низкого давления. Отделившаяся после обезвоживания и обессоливания вода VII с УПН подаётся на УПВ 11. Очистка пластовой воды необходима для сохранения «чистоты» призабойной зоны, сохранения приёмистости нагнетательных скважин; для предотвращения коррозии в напорных трубопроводах и в эксплуатационных колоннах нагнетательных скважин. С УПВ насосами 12 очищенная подготовленная вода VIII подаётся на кустовую насосную станцию (КНС) 13. С КНС насосами высокого давления вода под давлением 15…20 МПа подаётся в нагнетательные скважины 14 для поддержания пластового давления. Таким образом, вода, поступившая вместе с нефтью из пласта, снова закачивается в пласт. Так происходит замкнутый цикл её движения. Нефть с УПН 5 поступает далее в два попеременно работающих герметизированных резервуара 6 типа РВС (резервуар вертикальный 47 стальной), где нефть дополнительно отстаивается. Затем насосом 7 нефть X подаётся на автоматизированную установку замера количества и качества нефти 8 типа «Рубин». Если качество нефти не соответствует требованиям ГОСТ, то такая некондиционная нефть XI возвращается на УПН для повторной подготовки. Если нефть соответствует требованиям ГОСТ, она поступает в резервуары 9 товарного парка, откуда насосами 10 товарная нефть XII подаётся в магистральный нефтепровод. Преимущества герметизированных напорных систем сбора и подготовки нефти следующие. 1. Устранение потерь лёгких фракций. 2. Значительное уменьшение возможности отложений механических примесей, солей, твёрдых парафинов на внутренних стенках труб. 3. Возможность полной автоматизации системы. 4. Возможность транспортирования нефти за счёт давления на устье скважины. 5. Снижение мощностей насосов ДНС, так как нефть транспортируется в газонасыщенном состоянии с меньшей плотностью (удаляется только часть газа на первой ступени сепарации). 6. Более низкие металлоёмкость и эксплуатационные расходы. К недостаткам этих систем относятся: 1. Преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержании высокого давления на устье. Это ведёт к более раннему переходу на механизированную добычу и к увеличению необходимой мощности глубинных насосов. 2. При поддержании более высокого устьевого давления приходится увеличивать подачу газа (бескомпрессорный и компрессорный способ добычи) для подъёма одного и того же количества нефти. 8. СЕПАРАЦИЯ НЕФТИ ОТ ГАЗА В процессе подъема нефти из пласта и транспорта ее до ЦППН постепенно снижается давление, и газ выделяется из нефти. Объем газа по мере снижения давления увеличивается, и поток нефти будет двухфазным или нефтегазовым. В случае расслоения воды и нефти поток может быть трёхфазным. Объём газа при нормальных условиях обычно в несколько десятков раз больше объёма жидкости, поэтому совместный транспорт нефти и газа осуществляют под давлением на экономически целесообразные расстояния (до ДНС), а затем выделившийся при данных условиях газ отделяют и транспортируют отдельно. 48 Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором это происходит, называется нефтегазовым сепаратором, или двухфазным сепаратором. Если в сепараторе производится ещё и отделение пластовой воды – это трёхфазный сепаратор. Все групповые замерные установки (ГЗУ) оснащены нефтегазовыми сепараторами с целью раздельного измерения дебита по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются в один поток и под собственным давлением поступают на ДНС. Отвод отсепарированного газа осуществляется на ДНС и УПН ступенчато, постепенно, с понижением давления. Ступеней сепарации может быть несколько, и окончательное отделение газа происходит в концевых сепараторах или резервуарах при давлении, близким к атмосферному. Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Но при этом увеличиваются капитальные затраты. Первую ступень сепарации осуществляют на ДНС при давлении 0,6 МПа. Сепараторы на первой ступени называются сепараторами высокого давления. В них отделяется в основном метан и этан – это так называемый сухой газ. Он может транспортироваться на ГПЗ под собственным давлением без дополнительного сжатия компрессорами. Следующие ступени сепарации осуществляются на УПН в сепараторах среднего и низкого давления. Обычно достаточно трёх ступеней сепарации. Количество ступеней и давление сепарации определяется с учётом энергии пласта, физико-химических свойств нефти и схемы подготовки нефти. В общем случае, необходимый диаметр и объём сепаратора с уменьшением давления увеличиваются, так как при этом увеличивается объём газа. Конструктивно сепараторы бывают вертикальные и горизонтальные. Все сепараторы состоят условно из четырёх секций: 1. Основная сепарационная секция – это зона, куда непосредственно поступает нефть из узла ввода сырья. Здесь происходит отделение основной массы газа от нефти. В этой секции необходимо быстро отделить газ, удалить основную массу жидкости и извлечь крупные капли из газового потока. На это влияет способ ввода сырья (радиальный; тангенциальный) и использование насадок – диспергаторов. 2. Осадительная секция, предназначенная для дополнительного отделения пузырьков газа из нефти. Для этого нефть направляют тонким слоем по наклонным плоскостям с большой площадью поверхности испарения. 3. Секция сбора дегазированной нефти. Обычно располагается в нижней части аппарата. 49 4. Каплеуловительная секция, служащая для улавливания мельчайших капелек нефти, уносимых потоком газа. Располагается в верхней части аппарата. 8.1. Вертикальные сепараторы Вертикальные сепараторы (старое название трапы) имеют меньшую производительность по газу и жидкости, но позволяют проще удалять из аппарата механические примеси. В них легче осуществляется регулирование уровня жидкости, очистка от отложений твёрдого парафина. Вертикальные сепараторы занимают меньшую площадь, обеспечивают более высокую точность замеров расхода жидкости в широком диапазоне нагрузок. На рис. 8.1 приведена принципиальная схема вертикального сепаратора. Рис. 8.1. Схема вертикального сепаратора: I – нефтегазовая смесь; II – дегазированная нефть; III – газ; IV – механические примеси; 1 – штуцер ввода сырья; 2 – распределительный коллектор; 3 – наклонные полки; 4 – секция сбора нефти; 5 – штуцер вывода нефти; 6 – штуцер вывода мехпримесей; 7 – жалюзийный каплеуловитель; 8 – дренажная труба; 9 – штуцер вывода газа 50 Сепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат диаметром 1,6 м. Нефтегазовая смесь (рис. 8.1) под давлением поступает через штуцер 1 к раздаточному коллектору 2, из которого смесь попадает на наклонные полки 3, увеличивающие время стекания нефти и создающие большую площадь выделения пузырьков газа. Дегазированная нефть стекает в секцию 4, где происходит отделение механических примесей. Нефть выводится через штуцер 5, механические примеси (песок, грязь и т.д.) – через штуцер 6. Основной поток газа вместе с мельчайшими капельками нефти поднимается вверх и поступает в жалюзийный каплеуловитель 7, в котором происходит «захват» (прилипание) капелек жидкости. Уловленная жидкость затем стекает плёнкой по дренажной трубе 8 в секцию 4. Газ через штуцер 9 выводится из сепаратора. На рис. 8.2 показана схема ввода сырья в сепаратор. Нефтегазовая смесь через штуцер 1 поступает в раздаточный коллектор 2 в виде горизонтальной глухой трубы со щелевым выходом внизу. Через эту щель смесь поступает на наклонную полку по всей её ширине. Рис. 8.2. Схема узла ввода сырья в сепаратор: I – нефтегазовая смесь; 1 – штуцер ввода сырья; 2 – раздаточный коллектор; 3 – щель для выхода нефтегазовой смеси; 4 – корпус сепаратора Недостатками вертикальных сепараторов являются меньшая производительность по сравнению с горизонтальными сепараторами при одном и том же диаметре, более низкая эффективность сепарации и меньшая устойчивость процесса сепарации для пульсирующих потоков. 8.2. Горизонтальные сепараторы Горизонтальные сепараторы получили наибольшее распространение, так как по сравнению с вертикальными имеют более высокую производительность при одном и том же объёме аппарата, лучшее качество сепарации, простоту обслуживания и ремонта. 51 По конструкции горизонтальные сепараторы могут быть одноёмкостные и двухёмкостные. Одноёмкостные широко применяются на ДНС и УПН на всех ступенях сепарации. Двухёмкостные применяются в основном на автоматизированных групповых замерных установках (АГЗУ). Трёхфазные сепараторы также являются горизонтальными и, в основном, одноёмкостными. На рис. 8.3 приведена принципиальная схема горизонтального одноёмкостного сепаратора. Рис. 8.3. Схема горизонтального сепаратора: 1 – штуцер ввода сырья; 2 – распределительное устройство; 3 – наклонные полки; 4 – устройство для предотвращения образования воронки; 5 – штуцер для вывода нефти; 6 – пеногаситель; 7 – каплеуловитель; 8 – штуцер для выхода газа; 9 – люк-лаз Газонефтяная смесь (см. рис. 8.3) поступает через штуцер 1 и распределительное устройство 2 на наклонные полки 3, снабжённые порогами. Стекая по этим полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Дегазированная нефть накапливается в нижней части сепаратора и выводится из аппарата через устройство для предотвращения образования воронки 4 и штуцер 5. Газ, выделившейся из нефти, проходит пеногаситель 6, где разрушается пена, каплеуловитель 7, и через штуцер 8 отводится из аппарата. В табл. 8.1 приведены основные технические характеристики сепараторов типа НГС, где V – объём аппарата, DВ – внутренний диаметр, L – длина сепаратора, вычисленная исходя из его объёма и диаметра. Пример условного обозначения сепаратора: НГС-0,6-3400, где НГС – нефтегазовый сепаратор; 0,6 – расчётное давление, МПа; 3400 – внутренний диаметр аппарата, мм. 52 Таблица 8.1 Техническая характеристика нефтегазовых сепараторов типа НГС Шифр аппарата НГС-0,6-1200 НГС-1,0-1200 НГС-1,6-1200 НГС-2,5-1200 НГС-4,0-1200 НГС-6,3-1200 НГС-0,6-1600 НГС-1,0-1600 НГС-1,6-1600 НГС-2,5-1600 НГС-4,0-1600 НГС-6,3-1600 НГС-0,6-2000 НГС-1,0-2000 НГС-1,6-2000 НГС-2,5-2000 НГС-4,0-2000 НГС-6,3-2000 НГС-0,6-2400 НГС-1,0-2400 НГС-1,6-2400 НГС-2,5-2400 НГС-4,0-2400 НГС-0,6-3000 НГС-1,0-3000 НГС-1,6-3000 НГС-2,5-3000 НГС-4,0-3000 НГС-0,6-3400 НГС-1,0-3400 НГС-1,6-3400 НГС-2,5-3400 НГС-4,0-3400 V, м3 DВ, м L, м 6,3 1,2 5,57 12,5 1,6 6,22 25 2,0 7,96 50 2,4 11,06 100 3,0 14,15 150 3,4 16,53 53 Производительность, м3/ч по газу по нефти (при н.у.) 20700 23300 31400 20 – 100 39000 55000 74900 41400 46700 62900 45 – 225 78000 110000 149500 62200 70000 94400 86 – 430 117200 165000 224800 82900 93500 160 – 800 125500 156300 220000 124000 140000 300 – 1500 188000 134000 330000 165000 187000 450 – 2250 251000 312000 440000 8.3. Показатели работы сепараторов Работа сепаратора любого типа характеризуется тремя показателями. 1. Степень разгазирования нефти или её усадка. Кроме формулы для расчёта усадки нефти, приведённой в разделе 1.4, степень разгазирования нефти определяется двумя показателями: GНнач GНкон ЭН 100 % GНнач ЭГ G Гкон G Гнач 100 % G Гкон где GНнач и GНкон - соответственно массовый расход нефти до и после сепаратора; G Гнач и G Гкон - соответственно массовый расход газа до и после сепаратора. В герметизированных системах при любых режимах работы сепаратора выполняется условие: ЭН Э Г const 2. Степень уноса жидкости (нефти) с уходящим газом из сепаратора: KЖ VЖ VГ где VЖ – объёмный расход жидкости, уносимой потоком газа из сепаратора; VГ – объёмный расход газа на выходе из сепаратора при рабочих условиях. 3. Степень уноса газа с уходящей жидкостью (нефтью) из сепаратора: KГ VГ VЖ где VГ – объёмный расход газа, уносимый с нефтью из сепаратора при рабочих условиях; VЖ – объёмный расход жидкости на выходе из сепаратора. 54 Чем меньше значение КЖ и КГ, тем эффективнее работа сепаратора. Кроме этого, технически совершенным будет тот сепаратор, который имеет большую производительность с минимально необходимыми затратами металла на его изготовление. Степень технического совершенства сепаратора характеризуется тремя показателями: 1. Минимальный диаметр капель жидкости, задерживаемых в сепараторе; 2. Максимально допустимая величина средней скорости газового потока в сепараторе; 3. Время пребывания жидкости в сепараторе, за которое происходит необходимое разделение свободного газа от жидкости. При расчётах и проектировании газонефтяных сепараторов рекомендуется принимать КЖ ≤ 10-8 и КГ ≤ 0,2. Это значит, что унос жидкости не должен превышать 10 мл на 1000 м3 газа, а унос газа – не более 200 л на 1 м3 жидкости. Величина КГ зависит от многих факторов, главными из которых являются: вязкость и плотность нефти, способность нефти к вспениванию, время задержки жидкости в сепараторе. Для невспенивающихся и маловязких нефтей время пребывания их в сепараторе рекомендуется принимать равным от 2 до 3 мин, для вспенивающихся и вязких нефтей – от 5 до 20 мин. Маловязкими считаются нефти с вязкостью около 5∙10-3 Па∙с (5 сП), а вязкими – свыше 15∙10-3 Па∙с (15 сП). Самым эффективным и технически совершенным сепаратором является такой, из которого не выносится капельная жидкость и пузырьки газа, при этом время задержки нефти в сепараторе и расход металла на его изготовление должны быть минимальными. Кроме этого, в таком сепараторе должно устанавливаться фазовое равновесие между газом и нефтью. При разделении нефти и газа в сепараторе следует стремиться к тому, чтобы создавать большую поверхность контакта между фазами, так как это существенно сокращает время для достижения равновесного состояния системы при данных температуре и давлении. 8.4. Технологический расчёт сепаратора Технологический расчёт сепаратора при выполнении курсового или дипломного проектирования состоит из двух стадий: расчёт материального баланса процесса сепарации, выбор типа сепаратора и расчёт необходимого их количества. 55 8.4.1. Материальный баланс процесса сепарации Материальный баланс процесса сепарации основан на том, что расчёт разгазирования нефти при небольших давлениях (0,4…0,9 МПа) с достаточной для практических целей точностью можно производить по известному закону Рауля-Дальтона: P yi Pi xi где Р – абсолютное давлении в сепараторе; Рi – давление насыщенных паров i-го компонента над жидкостью в чистом виде; y i - мольная доля i-го компонента в газовой фазе после сепарации; x i - мольная доля i-го компонента в нефти после сепарации. Это уравнение можно представить следующим образом: yi K i xi где Кi – константа фазового равновесия i-го компонента при температуре и давлении сепарации. Ki Pi P Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой фазы в результате сепарации используется уравнение: yi zi K i 1 eK i 1 где z i - мольная доля i-го компонента в нефти на входе в сепаратор; e - мольная доля отгона – это отношение количества молей образовавшейся газовой фазы в сепараторе к количеству молей нефти на входе в сепаратор. При заданном составе исходной смеси z i , давлении и температуре сепарации расчёт состава газовой фазы ведётся методом последовательного приближения путём подбора такого значения мольной доли отгона e , при котором сумма мольных долей y i будет равна единице: yi 1 56 Константы фазового равновесия Кi определяются по специальным таблицам или графикам или рассчитываются через давления насыщенных паров соответствующих компонентов. Состав жидкой нефти после сепарации рассчитывается по уравнению: xi yi Ki При верном решении выполняется условие: xi 1 Массовая доля отгона – отношение массы образовавшихся паров к массе исходной нефти – рассчитывается следующим образом: e e My Mz где е – массовая доля отгона; Мy – средняя молекулярная масса газовой фазы; Мz – молекулярная масса нефти на входе в сепаратор. M y yi M i где Mi – молекулярная масса i-го компонента. 8.4.2. Пропускная способность сепаратора по газу Для определения необходимого количества сепараторов необходимо рассчитать пропускную способность выбранного типа сепаратора по газу и по жидкости (нефти с водой). Сепараторы, в которых осаждение капелек жидкости в потоке газа происходит за счёт силы тяжести, а подъём пузырьков газа – на основании закона Архимеда, называются гравитационными сепараторами. К ним относятся рассмотренные ранее вертикальный и горизонтальный сепараторы. Пропускную способность гравитационных сепараторов определяют в зависимости от допустимой скорости движения газа. При выборе оптимальной скорости исходят из практических данных. Практикой установлено, что существует некоторая оптимальная скорость газа, при которой эффективность сепарации составляет 75…85%. Дальнейшее уменьшение скорости газа в гравитационных сепараторах не создаёт для 57 частиц размером 100 мкм заметного увеличения эффективности сепарации, но вместе с тем приводит к необходимости существенно увеличивать площадь сепараторов, а следовательно, и их массу. Практика эксплуатации гравитационных сепараторов показала, что оптимальной скоростью газа при давлении 6 МПа является 0,1 м/с. Зависимость оптимальной скорости газа vопт от рабочего давления в сепараторе Р (МПа) выражается следующим образом: vопт vo Po P При vo=0,1 м/с и Рo=6 МПа это выражение можно преобразовать: vопт 0,1 6 0,245 P P Пропускную способность сепаратора по газу можно определить по известному уравнению расхода: VГ vопт S где VГ – пропуская способность сепаратора по газу, м3/с; vопт – оптимальная скорость газа, м/с; S – площадь поперечного сечения в сепараторе для потока газа,м2. Так как условия в сепараторе отличаются от нормальных, то VГ 0,245 S P To Po T P Так как То=273 К и Ро=0,1013 МПа, итоговое уравнение для расчёта максимальной пропускной способности сепаратора по газу в м3/с: V Г 660 S P T где Т – рабочая температура в сепараторе, К; Р – рабочее давление в сепараторе, МПа. Максимальная пропускная способность сепаратора по газу в м3/сутки: V Г 660 S P S P 3600 24 57,05 10 6 T T 58 8.4.3. Пропускная способность сепаратора по нефти Для расчёта пропускной способности сепаратора по жидкости используется взаимосвязь количества газа и количества нефти через газовый фактор Го: Го VГ VН В данном случае Го – это отношение объёма газа, выделившегося из нефти при давлении и температуре в сепараторе к объёму нефти (объём газа приведён к нормальным условиям). Если в нефти есть пластовая вода, объёмный расход нефти можно выразить через объёмный расход жидкости (нефть с водой): VН V Ж 1 В где В – доля обводнённости нефти. Тогда максимальная пропускная способность сепаратора по безводной нефти в м3/с: VН VГ S P 660 Го Го Т Максимальная пропускная способность сепаратора по безводной нефти в м3/сутки: VН 57,05 10 6 S P Го Т Максимальная пропускная способность сепаратора по жидкости (нефть с водой) в м3/с: VЖ VН VГ S P 660 1 В Г о 1 В Г о 1 В Т Максимальная пропускная способность сепаратора по жидкости (нефть с водой) в м3/сутки: S P VЖ 57,05 10 6 Г о 1 В Т 59 Из последних уравнений выразим минимальную необходимую площадь поперечного сечения сепаратора S (м2) для прохода газа (чтобы скорость потока газа была не выше vопт). При расходе жидкости в м3/с: S V Ж Г о 1 В Т 660 Р При расходе жидкости в м3/сутки: S V Ж Г о 1 В Т 57,05 10 6 Р где VЖ – расход в м3/сутки. При заданном диаметре сепаратора D минимально необходимая доля сечения аппарата, занятая потоком газа: fГ S S сеп где Sсеп – площадь поперечного сечения сепаратора, м2. S сеп D2 4 При расходе жидкости в м3/с: fГ S V Ж Г о 1 В Т 4 V Ж Г о 1 В Т S сеп 660 Р D 2 165 Р D 2 При расходе жидкости в м3/сутки: V Ж Г о 1 В Т 4 V Ж Г о 1 В Т 10 6 S fГ S сеп 57,05 10 6 Р D 2 44,8 Р D 2 Очевидно, что для вертикальных сепараторов fГ=1, для горизонтальных 0<fГ<1. Пропускную способность сепаратора по жидкости можно также определить другим путём. Контроль пропускной способности по жидкости вызван необходимостью существенного уменьшения или сведения к нулю степени уноса газа КГ. Количество увлекаемых пузырьков газа зависит от трёх факторов: вязкости нефти, давления в сепараторе и скорости подъёма 60 уровня нефти в сепараторе, иными словами, от времени пребывания этой нефти в сепараторе. При одновременном увеличении вязкости нефти, поступающей в сепаратор, скорости её подъёма и давления в сепараторе, число уносимых пузырьков газа из сепаратора будет увеличиваться. Всплывание пузырьков газа из нефти в сепараторе в основном происходит за счёт разницы в плотностях этих фаз и определяется формулой Стокса: d 2 H Г g vГ 18 Н где vГ – скорость всплывания окклюдитированных пузырьков газа, м/с; d – диаметр пузырьков газа, м; ρН и ρГ – соответственно плотность нефти и плотность газа при рабочих условиях в сепараторе, кг/м3; μН – динамическая вязкость нефти, Па∙с. В технологических расчётах диаметр пузырьков газа принимают d = 1,55∙10-3 м. Для гравитационных сепараторов необходимым условием эффективного отделения нефти от газа в секции сбора нефти является следующее соотношение: vН<vГ где vН – скорость подъёма уровня нефти в пределах секции сбора, м/с. Из уравнения расхода можно выразить: vН VН F где F – площадь зеркала нефти, м2. Используя уравнение Стокса, соотношение vН<vГ можно представить следующим образом: VН d 2 H Г g F 18 Н Отсюда пропускная способность сепаратора по нефти в м3/с должна быть не более: 61 F d 2 H Г g VН 18 Н Пропускная способность сепаратора по нефти в м3/сутки: F d 2 H Г g F d 2 H Г g VН 3600 24 86400 18 Н 18 Н Для горизонтальных сепараторов площадь зеркала нефти зависит от уровня жидкости в сепараторе и определяется математическим путём. В общем случае, максимальная пропускная способность горизонтального сепаратора по нефти в м3/сутки определяется по формуле: V гор Н F d 2 H Г 9,8 F d 2 H Г 86400 47000 18 Н Н В большинстве случаев в сепаратор поступает не чистая нефть, а эмульсия нефти с водой. Поэтому в последнем уравнении в этом случае необходимо использовать плотность и вязкость эмульсии: V гор Ж 47000 F d 2 ЭМ Г ЭМ где ρЭМ – плотность эмульсии при рабочих условиях в сепараторе, кг/м ; μЭМ – динамическая вязкость эмульсии при рабочих условиях, Па∙с. Для вертикальных сепараторов площадь зеркала нефти зависит только от диаметра сепаратора, поэтому максимальная пропускная способность вертикального сепаратора по входящей эмульсии в м3/с: 3 D2 2 d ЭМ Г g D 2 d 2 ЭМ Г 4 верт VН 18 ЭМ 72 ЭМ Максимальная пропускная способность вертикального сепаратора по эмульсии в м3/сутки: D2 2 d ЭМ Г g D 2 d 2 ЭИ Г 4 верт VН 86400 36900 18 ЭМ ЭМ 62 8.5. Гидроциклонные сепараторы Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства. Гидроциклонные сепараторы могут быть одноёмкостные и двухъёмкостные. Одноёмкостные гидроциклонные сепараторы могут применять на первой ступени сепарации, а для нефтей с большими газовыми факторами – на второй и третьей ступени. Сепаратор состоит из одной или нескольких гидроциклонных головок и технологической ёмкости (рис. 8.4). Рис. 8.4. Схема гидроциклонного одноёмкостного сепаратора: 1 – штуцер ввода сырья; 2 – корпус гидроциклона; 3 – направляющий патрубок; 4 – корпус сепаратора; 5 – распределительные решётки; 6 – каплеотбойники; 7 – штуцер вывода газа; 8 – сливные полки; 9 – штуцер вывода нефти; 10 – люк-лаз Газонефтяной поток (см. рис. 8.4) входит тангенциально через штуцер 1 в корпус гидроциклона 2, диаметр которого 250 мм. Благодаря такому способу ввода смесь приобретает вращательное движение вокруг патрубка 3, образуя нисходящий вихрь. Более тяжёлая нефть прижимается к стенкам гидроциклона 2, а газовый вихрь, вращаясь, движется в центре. Под действием центробежной силы газ выделяется из стекающей пленки. В нижней части циклона предусмотрены устройства для предотвращения смешения газа с нефтью (на схеме не показаны). 63 Далее газовый и нефтяной потоки раздельно поступают в корпус сепаратора 4. Более лёгкий газ направляется вверх, проходит распределительные решетки 5, каплеотбойники 6 и выходит из сепаратора через штуцер 7. Решетки 5 нужны для выравнивания скорости газового потока путем распределения его по всему сечению аппарата и вместе с каплеотбойниками 6 улавливают капли жидкости. Более тяжёлая нефть поступает на сливные полки 8, стекает тонким слоем и освобождается от пузырьков газа. Кроме этого, полки обеспечивают равномерное поступление нефти в нижнюю часть ёмкости и уменьшают пенообразование. Разгазированная нефть выводится из сепаратора через штуцер 9. Гидроциклонных головок в сепараторе может быть несколько, схема такого аппарата приведена на рис. 8.5. Рис. 8.5. Схема одноёмкостного гидроциклонного сепаратора с несколькими гидроциклонами: I – газонефтяная смесь; II – газ; III - нефть Число гидроциклонов может быть 4, 6 или 8. Условное обозначение таких сепараторов следующее: например, ГС-4-1600-0,6, где ГС – гидроциклонный сепаратор, 4 – число гидроциклонных головок, 1600 – внутренний диаметр корпуса сепаратора в мм, 0,6 – рабочее давление в МПа. Гидроциклонные двухъёмкостные сепараторы применяются на автоматизированных замерных установках типа «Спутник», после которых нефть и газ снова смешиваются и транспортируются на ДНС или УПН. Схема такого сепаратора приведена на рис. 8.6. 64 Нефтегазовый поток, разделенный в гидроциклоне 1, поступает в верхнюю ёмкость сепаратора. Нефть по сливной полке 2 попадает на разбрызгиватель 3, где поток разбивается на отдельные струйки. Отбойники 4 изолируют зону разбрызгивателя от зоны движения газового потока. Далее нефть через сливной патрубок 5 попадает в нижнюю ёмкость сепаратора. Там по сливной полке 6 нефть сначала поступает в отсек 7, где улавливается грязь и механические примеси, а затем через перегородку 8 нефть поступает в отсек сбора 9 и выходится через штуцер 10. Рис. 8.6. Схема гидроциклонного двухъёмкостного сепаратора: I – нефтегазовая смесь; II – газ; III – нефть; 1 – гидроциклон; 2 – сливная полка; 3 – разбрызгиватель; 4 – каплеотбойники; 5 – сливной патрубок; 6 – сливная полка; 7 – отсек для улавливания мехпримесей; 8 – перегородка; 9 – отсек для сбора нефти; 10 – штуцер для вывода разгазированной нефти; 11 – штуцер для сброса грязи и мехпримесей; 12 и 15 – дренажные патрубки; 13 – перфорированные сетки; 14 – жалюзийная насадка; 16 – штуцер для отвода газа; 17– люк-лаз Газ на выходе из гидроциклона проходит три зоны. Сначала в зоне грубой очистки (до сеток 13) за счет резкого снижения скорости крупные капли нефти осаждаются под действием гравитационных сил и стекают через патрубок 12 в нижнюю ёмкость. Во второй зоне газ очищается от мелких капель, проходя через перфорированные сетки 13. В третьей зоне 65 газ проходит жалюзийную насадку 14, где задерживаются более мелкие капли. Уловленные таким образом во второй и третьей зонах капли нефти стекают через патрубок 15 в нижнюю ёмкость. Газ выходит из сепаратора через штуцер 16. Сепараторы такого типа могут иметь следующие обозначения, например: СУ-2-3000-2,5, где СУ – сепарационная установка, 2 – двухъёмкостная, 3000 – производительность в м3/сутки, 2,5 – рабочее давление в МПа. На ДНС применяют, например, СУН-2-1500-0,6, где СУН – сепарационная установка с насосной откачкой, остальные обозначения аналогичные. Разработаны и другие модификации гидроциклонных сепараторов. 8.6. Сепараторы с предварительным отбором газа При совместном движении нефти и газа в трубопроводах протяжённостью несколько километров в результате падения давления происходит медленная, но равновесная сепарация нефти от газа. Так, при движении нефтегазовой смеси в трубе со скоростью до 5 м/с, наблюдается почти полное разделение потока на жидкую и газовую фазу. Это явление и используется в сепараторах с предварительным отбором газа. Для этого предусматривают подводящую трубу необходимого диаметра, обеспечивающую разделение фаз и устройство для отбора газа из трубы (см. рис. 8.7). Нефтегазовая смесь подводится к корпусу сепаратора по наклонному трубопроводу 1, наклон которого к горизонту может колебаться в пределах 3…4о. К нему вертикально приварена газоотводная вилка 2 – компенсатордепульсатор. В наклонном трубопроводе нефть и газ ещё больше разделяются, нефть по продолжению трубопровода вводится в корпус сепаратора, а газ по вилке поступает в каплеуловитель 3, который фактически работает как сепаратор газа от капель нефти, поэтому его ещё называют газосепаратор. Унесённые потоком газа капли нефти задерживаются в жалюзийных насадках 4 и стекают через патрубок 5 в сепаратор. Нефть с остатками газа поступает в корпус сепаратора и попадает сначала в плоский диффузор (на схеме не показан). В диффузоре постепенно происходит снижение скорости нефтегазового потока. Из диффузора нефть поступает с малой скоростью на наклонные полки 6, где происходит интенсивное отделение оставшихся пузырьков газа от нефти. Полки находятся под углом 5…7о, они имеют поперечные планки-пороги 7 высотой 20…25 см через 50…70 см – для турбулизации потока. По ходу движения нефти предусмотрены пеногасители 8. 66 Рис. 8.7. Схема сепаратора с предварительным отбором газа: I – нефтегазовая смесь; II – газ; III – нефть; 1 – наклонная подводящая труба; 2 – газоотводная вилка (компенсатор-депульсатор); 3 – каплеуловитель (сепаратор газа); 4 – жалюзийные насадки; 5 – дренажный патрубок; 6 – наклонные полки; 7 – поперечные планки-пороги; 8 – пеногасители; 9 – отсек для улавливания мехпримесей; 10 – перегородка; 11 – отсек для сбора разгазированной нефти; 12 – штуцер для отвода нефти; 13 – патрубок для отвода газа; 14 – штуцер для отвода мехпримесей Отделившийся в корпусе сепаратора газ поступает через патрубок 13 в каплеуловитель 3. Нефть поступает сначала в отсек 9 для улавливания грязи и механических примесей, затем через перегородку 10 – в отсек 11 и через штуцер 12 отводится из сепаратора. Такой способ сепарации позволяет значительно ускорить отделение газа от нефти. Газ внутри сепаратора не соприкасается с потоком жидкости, что уменьшает унос капелек нефти, так как газ имеет большую скорость. Кроме этого, в сепараторах с предварительным отбором газа меньше объём пены. В гидроциклонных сепараторах из-за активного перемешивания фаз в нефти остаётся примерно в четыре раза больше пузырьков газа диаметром 2…3 мкм, чем в сепараторах с предварительным отбором газа. Поэтому унос газа с нефтью в гидроциклонных сепараторах больше, так как эти пузырьки не успевают полностью выделиться из нефти. 67 8.7. Трёхфазные сепараторы По мере разработки месторождения растет обводнённость нефти. Основную массу пластовой воды лучше отделить от нефти как можно раньше – до поступления нефти на ЦППН, так как нагрев нефти с балластной водой приводит к большим затратам энергии. Предварительный сброс пластовой воды осуществляется в трёхфазных сепараторах. Горизонтальные трехфазные сепараторы применяются на ДНС и УПН до нагрева нефти. На рис. 8.8 приведена схема трехфазного сепаратора типа БАС-1-100, где БАС – блочная автоматизированная сепарационная установка, 1 – номер модификации, 100 – объём сепаратора в м3. Рис. 8.8. Схема трёхфазного сепаратора: I – смесь нефти, газа и воды; II – газ; III – нефть; IV – вода; 1 – штуцер ввода сырья; 2 – распределительный коллектор; 3 – сепарационный отсек; 4 и 9 – перегородки; 5 – водяной отсек; 6 – штуцер отвода пластовой воды; 7 – газоотводная линия; 8 – штуцер отвода газа; 10 – нефтяной отсек; 11 – штуцер отвода нефти Предварительно смешанная с деэмульгатором продукция скважин поступает (см. рис. 8.8) через штуцер 1 и коллектор 2 в сепарационный отсек 3, где происходит гравитационное разделение нефти, газа и воды. Более тяжёлая вода собирается на дне отсека 3, из которого она перетекает под перегородкой 4 в отсек 5 и отводится через штуцер 6. Газ поднимается в верхнюю часть сепаратора и отводится по газоотводной линии 7 через штуцер 8. Более лёгкая нефть собирается в верхнем слое жидкой фазы отсека 3, из которого через перегородку 9 нефть поступает в отсек 10 и через штуцер 11 отводится из аппарата. Производительность такого сепаратора 2500 м3 в сутки по жидкости. Разработаны и другие конструкции трёхфазных сепараторов. 68 9. ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТИ 9.1. Нефтяные эмульсии Обезвоживание нефтей на промыслах связано с разрушением образующихся эмульсий. Эмульсия в широком понимании – это дисперсная система, состоящая из двух взаимонерастворимых или малорастворимых жидкостей, одна из которых распределена в другой в виде капель. Под нефтяными эмульсиями понимают мелкодисперсную механическую смесь нефти и воды. Образование эмульсий может происходить в призабойной зоне, в стволе скважины, в наземном оборудовании – в результате взаимного перемешивания нефти и воды, дробления фаз и диспергирования. Вообще эмульсии делятся на лиофильные – термодинамически устойчивые и лиофобные – термодинамически неустойчивые. К последним относятся и нефтяные эмульсии. Жидкость, которая находится в нефтяной эмульсии в диспергированном виде, то есть в виде капель, называется дисперсной или внутренней фазой. Жидкость, в объёме которой содержатся капельки другой жидкости, называется дисперсионной средой или внешней фазой. По полярности дисперсной фазы и дисперсионной среды нефтяные эмульсии классифицируют на два вида. Эмульсии типа нефть в воде (Н/В), в которых дисперсной фазой является неполярная жидкость – нефть, а дисперсионной средой является полярная жидкость – вода, называются эмульсиями первого рода или прямыми. Эмульсии типа вода в нефти (В/Н), то есть эмульсии неполярной жидкости в полярной, называются эмульсиями второго рода или обратными. В прямых эмульсиях (Н/В) внешней фазой является вода, поэтому они смешиваются с водой в любых отношениях и обладают высокой электропроводностью. Обратные эмульсии (В/Н) смешиваются только с углеводородной жидкостью и не обладают заметной электропроводностью. Тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объёмов нефти и воды, дисперсионной средой обычно стремится та жидкость, объём которой больше. Нефтяные эмульсии классифицируют также по концентрации дисперсной фазы в дисперсионной среде на три типа. 1. Разбавленные эмульсии, содержащие до 0,2% об. дисперсной фазы. Диаметр капелек дисперсной фазы составляет около 10-5 см, на капельках имеются электрические заряды, вероятность столкновения капелек низкая и эти эмульсии весьма стойкие. 2. Концентрированные эмульсии, содержащие до 74% об. дисперсной фазы. Капельки в таких эмульсиях могут осаждаться (седиментировать). 69 3. Высококонцентрированные эмульсии, содержащие более 74% об. дисперсной фазы. Капельки дисперсной фазы не способны к седиментации. В процессе образования эмульсий существенную роль играет не суммарная поверхность капель дисперсной фазы, а удельная поверхность дисперсной фазы Sуд: SУД S d2 6 3 V d3 d r 6 где S – площадь поверхности капель дисперсной фазы, м2; V – объём капель дисперсной фазы, м3; d – диаметр капель, м; r – радиус капель, м. На рис. 9.1 приведена зависимость удельной поверхности дисперсной фазы от радиуса капель. Рис. 9.1. Зависимость удельной поверхности дисперсной фазы SУД от радиуса капель r: I – молекулярно-дисперсная система; II – коллоидная система; III – микрогетерогенная система; IV – грубодисперсная система Дробление капель дисперсной фазы на более мелкие, то есть увеличение удельной поверхности дисперсной фазы, сопровождается затратой определённой энергии, которая концентрируется на поверхности раздела фаз в виде свободной поверхностной энергии. Свободная поверхностная энергия единицы площади на границе жидкость-жидкость называется поверхностным, или межфазным натяжением σ (Н/м). При любом способе выражения величина σ определяется работой, произведённой против силы молекулярного взаимодействия. Поэтому 70 жидкости с более интенсивным полем молекулярных сил, то есть более полярные, характеризуются высокими значениями σ. Так, для сильно полярной воды σ = 72,5∙10-3 Н/м при 20оС, для слабо полярного гексана σ = 18,4∙10-3 Н/м. Поверхностное натяжение уменьшается с ростом температуры вследствие ослабления сил молекулярного притяжения, обусловленного увеличением среднего расстояния между молекулами. Чем больше взаиморастворимы жидкости, тем меньше поверхностное натяжение. Дисперсные системы, состоящие из капелек одного и того же диаметра, называются монодисперсными, а дисперсные системы, состоящие из капель различного диаметра – полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся, как правило, к полидисперсным системам. Если капельки дисперсной фазы не видны в микроскоп, то такие системы называются ультрамикрогетерогенными (системы I и II на рис. 9.1), если капельки видны в микроскоп – это микрогетерогенные системы. В нефтяных эмульсиях размеры капелек могут быть в пределах от 0,1 до 300 мкм (от 10-7 до 3∙10-4 м). В зависимости от диаметра капель различают три вида эмульсий. 1. Мелкодисперсные эмульсии, в которых диаметр капель не более 20 мкм. 2. Среднедисперсные эмульсии, имеющие диаметр капель в пределах 20…50 мкм. 3. Грубодисперсные эмульсии, имеющие диаметр капель более 50 мкм. 9.2. Природные эмульгаторы В нефти и в пластовой воде всегда имеются вещества, которые способствуют образованию и стойкости нефтяных эмульсий. Такие вещества называются эмульгаторами. К ним относятся смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты, нафтеновые кислоты, жирные кислоты, соли этих кислот и др. Эти эмульгаторы являются природными поверхностно-активными веществами (ПАВ). Поверхностно-активными называются вещества, понижающие поверхностное натяжение системы на границе раздела фаз. Природные ПАВ адсорбируются на поверхности капель дисперсной фазы, то есть сосредоточиваются там в большей концентрации, чем в объёме дисперсионной среды. Понижение поверхностного натяжения обусловлено тем, что притяжение растворённых молекул ПАВ к молекулам растворителя меньше, чем взаимное притяжение самих молекул растворителя. При таком соотношении молекулярных сил молекулы ПАВ выталкиваются из объёма на поверхность капель дисперсной фазы, то есть 71 происходит адсорбция, что вызывает понижение свободной поверхностной энергии или поверхностного натяжения. Природные эмульгаторы могут быть ионогенные (способные диссоциировать в водных растворах на ионы) и неионогенные (не диссоциирующие в водных растворах на ионы). Молекула любого ПАВ, природного или синтезированного, ионогенного или неионогенного, по строению состоит из двух частей – короткой полярной группы и длинного неполярного углеводородного радикала (рис. 9.2). Рис. 9.2. Условное строение молекулы ПАВ: 1 – полярная часть; 2 – неполярная часть Полярная часть молекулы ПАВ содержит атомы кислорода, серы, азота и представляет собой карбоксильные, карбонильные, эфирные и другие группы. Полярная часть обладает значительным дипольным моментом, хорошо растворяется в воде и плохо в нефти, то есть является гидрофильной частью молекулы. Неполярная часть хорошо растворяется в нефти и плохо в воде, поэтому является гидрофобной частью молекулы. Эта особенность молекул ПАВ называется дифильностью. Адсорбируясь на границе раздела фаз, молекулы эмульгаторов ориентируются таким образом, что гидрофильная часть молекул будет находится в воде, полярной среде, а гидрофобная часть – в нефти, неполярной среде. Таким образом, молекулы эмульгаторов растворяются в воде частично, только своей гидрофильной частью. На рис. 9.3 показано образование прямых и обратных эмульсий в присутствии эмульгаторов. а б Рис. 9.3. Адсорбция молекул эмульгаторов на поверхности капель дисперсной фазы: а – прямая эмульсия, типа нефть в воде (Н/В); б – обратная эмульсия, типа вода в нефти (В/Н) Эмульгирующие свойства природных ПАВ зависят от их химического строения. Чем лучше сбалансированы по действию полярные и неполярные части молекул, тем лучше эмульгирующее действие ПАВ. При этом условии молекулы эмульгатора не будут растворяться 72 преимущественно в какой-нибудь одной из фаз и будут находиться на межфазной поверхности. Эмульгаторы, у которых действие полярной части преобладает над неполярной и которые лучше растворяются в воде, чем в нефти, способствуют образованию прямых эмульсий (типа нефть в воде). Молекулы таких эмульгаторов имеют, как правило, короткую неполярную часть. Эмульгаторы, у которых действие неполярной части преобладает над полярной, способствуют образованию обратных эмульсий (типа вода в нефти). Наиболее высокими эмульгирующими свойствами обладают нафтеновые кислоты и асфальто-смолистые вещества. Натриевые соли нафтеновых кислот плохо растворимы в нефтях, но хорошо растворимы в воде, обладают большой поверхностной активностью и существенно снижают поверхностное натяжение воды на границе с нефтью. Щелочная вода легко образует эмульсии с нефтью, содержащей нафтеновые кислоты. Однако адсорбционный слой, образуемый нафтеновыми кислотами, непрочен, и вследствие этого образующиеся эмульсии агрегативно неустойчивы. Асфальтены имеют высокую молекулярную массу, нерастворимы в воде, но хорошо растворимы в нефтях. При образовании эмульсий в нефтях, содержащих асфальтены, на поверхности капелек воды возникает прочный адсорбционный слой, придающий этим эмульсиям высокую степень агрегативной устойчивости. В пластовой нефти и воде могут содержаться также твёрдые вещества (глина, гипс, песок, кварц, гидрат окиси железа Fe(OH)3 и др.), способные смачиваться как полярной, так и неполярной жидкостями. Если твёрдый эмульгатор лучше смачивается водой, то он способствует образованию прямой эмульсии, типа нефть в воде. Если твёрдый эмульгатор лучше смачивается нефтью, то он способствует образованию обратной эмульсии, типа вода в нефти (рис. 9.4). а б Рис. 9.4. Расположение частиц твёрдого эмульгатора на поверхности капель дисперсной фазы: a – прямая эмульсия с гидрофильным эмульгатором; б – обратная эмульсия с гидрофобным эмульгатором 73 Если частицы твёрдых эмульгаторов располагаются у межфазной поверхности с внутренней стороны капелек дисперсной фазы, то образуются неустойчивые эмульсии. 9.3. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий 1. Дисперсность эмульсии. Дисперсность эмульсии – это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность характеризуется тремя величинами: диаметром капелек d, удельной поверхностью дисперсной фазы SУД и обратной величиной диаметра капельки, называемой обычно дисперсностью D: D 1 d Все эти три величины взаимосвязаны. Дисперсность эмульсий можно определять различными методами. Наиболее простой и надёжный – седиментационный метод, основанный на зависимости скорости оседания частиц от их величины (уравнение Стокса). Основными параметрами, определяющими степень дисперсности эмульсии или размер капелек воды в нефти, является скорость потока, величина поверхностного натяжения на границе раздела фаз, величина и амплитуда пульсаций. 2. Вязкость эмульсий. Динамическая вязкость нефтяных эмульсий неаддитивное свойство, т.е. Э Н В , где μН и μВ – вязкости соответственно нефти и воды. Динамическая вязкость эмульсии зависит от следующих факторов: вязкости самой нефти, температуры образования эмульсии, содержания воды в нефти, степени дисперсности или диаметра капель воды (для эмульсий типа вода в нефти). Нефтяные эмульсии (как и некоторые парафинистые нефти) не подчиняются закону Ньютона о вязкостном трении, поэтому они называются неньютоновскими или аномальными. Вязкость неньютоновких жидкостей зависит не только от температуры, но и от градиента скорости, от времени нахождения жидкости в покое. Поэтому вязкость μ таких жидкостей называют кажущейся (эффективной) вязкостью. Кажущаяся вязкость нефтяных эмульсий в значительной мере зависит от содержания воды в нефти (рис. 9.5). 74 Рис. 9.5. График зависимости кажущейся вязкости нефтяной эмульсии μ от содержания воды W и температуры смешения t Увеличение содержания воды в нефтяной эмульсии до определённого предела приводит к увеличению вязкости эмульсии, и к соответствующему увеличению энергетических затрат на её перекачку. При содержании воды в нефти более 20% вязкость эмульсии резко возрастает (см. рис. 9.5). Максимум вязкости наблюдается при критической концентрации воды WКР. При дальнейшем увеличении содержания воды вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое значение WКР называется точкой инверсии, в которой происходит обращение фаз, т.е. переход эмульсии типа вода в нефти в эмульсию типа нефть в воде (из обратной в прямую). Критическое значение WКР для нефтей разных месторождений может колебаться в пределах 50…90%, но в большинстве случаев оно равно 71%. Для расчёта вязкости нефтяных эмульсий предложено несколько уравнений. А.Эйнштейн предложил следующую формулу: Э Н 1 2,5 B , где В – доля обводнённости нефти, т.е. отношение массы воды к массе нефтяной эмульсии. Но эта формула справедлива при обводнённости нефти до 15%. Монсон получил формулу, пригодную для эмульсий с обводнённостью до 50%: Э Н (1 2,5 B 2,19 B 2 27,45 B 3 ) 75 В инженерных проектных расчётах для расчёта вязкости эмульсий применяется следующая формула: Э Н (1 B) 2,5 3. Плотность. Плотность нефтяных эмульсий определяют по уравнению аддитивности: Э Н (1 В) В В , где ρЭ, ρН и ρВ – плотность соответственно эмульсии, нефти и пластовой воды, кг/м3. 4. Электрические свойства. Нефть и вода в чистом виде – хорошие диэлектрики. Электропроводность нефти колеблется в пределах 10-15…10-10 (Ом∙см)-1, а воды 10-8…10-7 (Ом∙см)-1. Но наличие в пластовой воде растворённых солей и кислот увеличивает её электропроводимость в десятки раз. Поэтому электропроводимость нефтяных эмульсий обуславливается не только содержанием воды и её дисперсностью, но и количеством растворённых в этой воде солей и кислот. При наложении электрического поля на нефтяную эмульсию капельки воды располагаются вдоль его силовых линий, что приводит к резкому увеличению электропроводимости этих эмульсий. Это явление объясняется тем, что капельки воды имеют приблизительно в 40 раз большую диэлектрическую проницаемость, чем капельки нефти. Данное свойство эмульсий и используется для их разрушения в электрическом поле. 5. Устойчивость эмульсий и их старение. Основной показатель для нефтяных эмульсий – это их устойчивость (стабильность), т.е. способность в течение определённого времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду. Устойчивость эмульсии определяется временем её существования и выражается формулой: H , v где τ – время существования эмульсии, с; Н – высота столба эмульсии, см; v – скорость расслоения эмульсии, см/с. 76 Мерой устойчивости эмульсии может служить также изменение её плотности в определённом слое за промежуток времени или количество выделившейся воды при отстое. На устойчивость нефтяных эмульсий оказывают влияние следующие факторы: дисперсность, наличие природных эмульгаторов, наличие на капельках дисперсной фазы двойного электрического слоя, температура, кислотность пластовой воды (или величина рН). Чем выше дисперсность эмульсии, тем она устойчивее при прочих равных условиях. Природные эмульгаторы, образующие на поверхности капель дисперсной фазы адсорбционный слой, препятствуют слиянию капель и способствуют стабилизации эмульсий. Двойной электрический слой на поверхности капель дисперсной фазы также препятствует их слиянию и повышает устойчивость эмульсий. Происхождение двойного электрического слоя можно объяснить следующим образом. Водная фаза нефтяной эмульсии – это хороший электролит, диссоциированный на положительные Н+ и отрицательные ОН¯ ионы. Природные эмульгаторы, адсорбированные на поверхности капель воды, также могут диссоциировать на анионы и катионы. Ионы воды Н+ и ОН¯ под действием сил электростатического притяжения остаются вблизи соответствующих ионов эмульгаторов, адсорбированных на поверхности капель воды. В результате образуется двойной электрический слой (см. рис. 9.6). При повышении температуры устойчивость эмульсий снижается, так как уменьшается прочность адсорбционного слоя эмульгаторов, снижается вязкость нефти, повышается растворимость эмульгаторов в нефти. В результате капли воды быстрее сливаются и эмульсия разрушается. При понижении температуры механическая прочность адсорбционного слоя эмульгаторов увеличивается и повышается стойкость эмульсий. Рис. 9.6. Образование двойного электрического слоя на поверхности капель воды в нефтяных эмульсиях С увеличением щёлочности пластовой воды (при высоких значениях рН) снижаются реологические свойства поверхностных слоёв на границе раздела фаз, что влечёт расслоение эмульсии. Этого можно достичь введением в эмульсию щёлочи, которая снижает механическую прочность адсорбционного слоя эмульгаторов. 77 Старение эмульсии – это формирование во времени адсорбционного слоя эмульгаторов на поверхности капель воды, увеличение толщины и прочности этого слоя. Эмульсия становится более устойчивой. В начальный период старение происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и примерно через сутки прекращается. 9.4. Деэмульгаторы Деэмульгаторы – это искусственно синтезированные поверхностноактивные вещества, способные разрушать нефтяные эмульсии. Разрушение нефтяных эмульсий как первого, так и второго рода можно достичь введением с систему такого поверхностно-активного вещества, которое способно вытеснить из адсорбционного слоя природный эмульгатор и не способного стабилизировать вновь эмульсию любого типа. Для успешного разрушения стабилизированной эмульсии синтетический деэмульгатор по эффективности всегда должен быть намного выше, чем природный эмульгатор. 9.4.1. Поверхностная активность деэмульгаторов Для интерпретации явлений адсорбции ПАВ на границе жидкостьжидкость определяют зависимость между избытком или недостатком адсорбированного вещества в поверхностном слое (Г), концентрацией ПАВ в растворе (с) и поверхностным натяжением (σ) на этой границе. Эта зависимость даётся известным уравнением адсорбции Гиббса: Г с d RT dc где R – универсальная газовая постоянная, Дж/(кмоль·К); с – концентрация ПАВ в растворе, %; σ – поверхностное натяжение системы жидкость-жидкость, Н/м; dσ/dc – величина, характеризующая способность понижать поверхностное натяжение раствора и называемая поверхностной активностью. d В честь Гиббса величину обозначают через G и называют dc Гиббсом, размерность G - Дж·м/кмоль. G d Г RT dc c 78 Тогда уравнение адсорбции будет иметь простую форму: Г G c R T Из уравнения Гиббса следуют три вывода: 1) если поверхностное натяжение увеличивается с увеличением концентрации с , т.е. если d 0 , то Г 0 , иначе говоря, концентрация dc ПАВ в поверхностном слое меньше, чем в объёме раствора. Такое состояние системы называется отрицательной адсорбцией; 2) если поверхностное натяжение уменьшается с увеличением концентрации с , т.е. если d 0 , то Г 0 . Концентрация ПАВ в dc поверхностном слое больше, чем в объёме раствора. Такое состояние системы называется положительной адсорбцией; 3) если не зависит от с , то концентрация ПАВ в поверхностном слое и в объёме раствора одинакова. Такое состояние системы называется равновесным. Зависимость количества адсорбированного ПАВ от его концентрации при постоянной температуре называется изотермой адсорбции. Вид обычной изотермы адсорбции Г и изотермы поверхностного натяжения показан на рис. 9.7. Рис. 9.7. Зависимости количества адсорбированного ПАВ (кр. 1) и величины поверхностного натяжения (кр. 2) от концентрации ПАВ при постоянной температуре Из рис. 9.7 следует, что величина поверхностной активности G очень быстро изменяется в зависимости от концентрации ПАВ. В начале поверхностное натяжение падает быстро, но по мере заполнения 79 поверхностного слоя молекулами ПАВ изменение σ происходит всё медленнее и медленнее и практически прекращается, когда адсорбция достигает равновесного состояния, т.е. полного насыщения поверхностного слоя ПАВ. Поэтому поверхностную активность ПАВ обычно оценивают следующей величиной: d G0 , dc C 0 т.е. начальным значением поверхностной активности при концентрации ПАВ, стремящейся к нулю. Чем эффективнее деэмульгатор, тем меньше его требуется для разрушения эмульсии. 9.4.2. Химическое строение деэмульгаторов Все ПАВ делятся на две группы: ионогенные и неоиногенные. Ионогенные в водных растворах образуют ионы. В зависимости от того, какой ион обладает поверхностной активностью, ионогенные ПАВ могут быть анионактивными или катионактивными. Неионогенные ПАВ в водных растворах не распадаются на ионы. Одним из первых промышленных деэмульгаторов был НЧК – нейтрализованный чёрный контакт, получаемый сульфированием нефтяных фракций с повышенным содержанием алкилароматических углеводородов. Этот анионактивный деэмульгатор имеет ряд существенных недостатков: 1) содержание активного компонента в НЧК (солей сульфокислот) составляет лишь 40…60%; 2) высокий расход НЧК – 0,5…3 кг на тонну нефти; 3) с пластовыми водами НЧК образует нерастворимые твёрдые осадки на внутренней поверхности труб и аппаратов; 4) НЧК плохо биоразлагается в сточных водах, что приводит к загрязнению водоёмов. 5) неприятный запах и цвет. Поэтому такой малоэффективный деэмульгатор был снят с производства. Наибольшее распространение получили неионогенные деэмульгаторы, которые не имеют указанных выше недостатков. Производство неионогенных ПАВ началось с 30-х годов XX века. Самый простой способ их получения заключается в присоединении нескольких молекул окиси этилена (полиоксиэтилирование) к органическим веществам, имеющим подвижный атом водорода (высшие жирные кислоты, высшие жирные спирты, алкилфенолы, высшие амиды и амины). 80 Если обозначить органическое вещество, содержащее функциональную группу с подвижным атомом водорода как RH , то реакцию полиоксиэтилирования можно в общем случае представить так: RH nC 2 H 4 O RC 2 H 4 O n H Эта реакция легко протекает при 140…200оС в присутствии небольшого количества щелочного катализатора. Растворимость неоногенного ПАВ в водных растворах обуславливается образованием водородных связей между атомами кислорода полиоксиэтилированной цепи и атомами водорода молекул воды. Поэтому большое значение имеет число введённых молекул окиси этилена n . Если n 3...4 ,то такое соединение не будет растворятся в воде. Для придания водорастворимых свойств необходимо ввести не менее 7…8 молекул окиси этилена. В общем случае, удлинение полиоксиэтилированной цепи (гидрофильной части) повышает растворимость ПАВ в воде. Растворимость неионогенного ПАВ в нефти обуславливается наличием гидрофобной части - длинного алифатического радикала R . Если этот радикал короткий R C1 C3 , то это соединение не растворяется в нефти и не обладает поверхностно-активными свойствами. Поэтому длина алифатического радикала должна быть не менее 9…10 атомов углерода Rmin C9 C10 . Изменяя соотношение длины гидрофильной и гидрофобной части, можно регулировать поверхностно-активные свойства деэмульгатора. Оксиэтилированные жирные кислоты (ОЖК-20) получают из синтетических жирных кислот фракции от С20 и выше R C 20 путём присоединения 14…25 молекул окиси этилена: Чем выше n , тем вязкость и температура застывания ниже, а плотность и деэмульгирующая способность выше. Оксиэтилированные алкилфенолы (ОП-7, ОП-10) получают из моноили диалкилфенолов ( R C9 C10 ) . Цифра указывает на число введённых оксиэтильных групп: 81 Деэмульгатор ОП-10 уступает по универсальности деэмульгатору ОЖК-20. Продукты полиоксиэтилирования высших спиртов и высших амидов: Высокоэффективные современные полимерные неионогенные деэмульгаторы получают путём присоединения к базовому соединению не только окиси этилена, но и окиси пропилена. В данном случае полиоксипропиленовая цепочка выполняет роль гидрофобной части ПАВ, поэтому можно отказаться от обязательного наличия алифатического радикала в базовом соединении. Изменяя при синтезе число молекул окиси этилена и окиси пропилена, можно регулировать соотношение гидрофильной и гидрофобной частей деэмульгатора, то есть менять его свойства. Таким путём получают деэмульгаторы Проксанол, Реапон, Дипроксамин. Проксанол 186 получают при последовательном взаимодействии пропиленгликоля сначала с оксидом пропилена, затем с оксидом этилена (m=14,8…15,0; n= 30,5…31,0): Средняя молекулярная масса Проксанола 186 составляет 1800. Подобное строение имеет деэмульгатор Реапон-4В, но отличается от Проксанола 186 соотношением оксипропиленовых и оксиэтиленовых фрагментов (m=24,0…7,5; n= 13,5…15,5). Кроме того, для синтеза этого деэмульгатора вместо пропиленгликоля также используют этиленгликоль. Средняя молекулярная масса Реапона-4В составляет 3000. 82 Дипроксамин 157-65М представляет собой продукт последовательного оксипропилирования, оксиэтилирования и опять оксипропилирования этилендиамина (уравнение реакции приведено ниже). Продукт представляет собой, таким образом, тройной блоксополимер с молекулярной массой до 5000. Товарная форма этих деэмульгатором представляет собой 50…65%ный раствор сополимера в водном метаноле. Добавление в продукт метанола и воды необходимо для снижения температуры застывания. Деэмульгатор Проксамин синтезируется на основе этилендиамина, но путём присоединения сначала окиси пропилена, а затем окиси этилена. Последовательность присоединения молекул окиси этилена и окиси пропилена влияет на деэмульгирующую активность и физико-химические свойства ПАВ. Так, расположение молекул окиси пропилена на концах молекулы делает деэмульгатор более гидрофобным, с более низкой температурой застывания по сравнению с деэмульгатором такого же состава и молекулярной массы, но с расположением молекул окиси пропилена ближе к центру молекулы. 83 С применением окисей этилена и пропилена и синтезированы и другие деэмульгаторы на основе органических кислот, спиртов, сложных эфиров, аминов и амидов кислот. В общем случае, такие деэмульгаторы являются наиболее эффективными и универсальными. Высокая деэмульгирующая способность обуславливается тем, что гидрофобная часть (оксипропиленовая цепочка) направлена не вглубь нефтяной фазы, как у обычных ПАВ, а частично располагается на межфазной поверхности. Этим объясняется очень малый расход таких деэмульгаторов (10…30 г/т). К деэмульгаторам такого типа относятся также Диссольван, Сепарол, Бескол, Прохалит и др. Неоногенные деэмульгаторы обладают следующими преимуществами: 1) небольшой расход по сравнению с ионогенными ПАВ; 2) не реагируют с солями и кислотами и не образуют нерастворимых осадков на внутренних стенках труб и аппаратов; 3) не способствуют образованию эмульсии типа нефть в воде в отличие от ионогенных деэмульгаторов, которые могут превращать эмульсию вода в нефти в эмульсию нефть в воде, что приводит к повышению содержания нефти в сточных водах. Деэмульгаторы для разрушения эмульсий типа вода в нефти должны удовлетворять основным требованиям: 1) обеспечивать высокую степень обезвоживания нефти при минимальном расходе, минимальной температуре нагрева эмульсии и минимальной продолжительности отстоя; 2) хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии; 3) не допускать стабилизации эмульсии противоположного типа; 4) иметь высокую поверхностную активность для вытеснения с поверхности капель воды природных эмульгаторов; 5) образовывать на поверхности капель воды адсорбционный гидрофильный слой, не препятствующий слиянию капель; 6) максимально снижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз при минимальном расходе деэмульгатора; 7) не коагулировать в пластовых водах; 8) не вызывать коррозии труб и оборудования; 9) быть недорогими, универсальными, транспортабельными, не изменять своих свойств от перепадов температур, не ухудшать качество нефти. Неионогенные деэмульгаторы удовлетворяют большинству предъявляемых требований, но, обладая ещё и хорошими моющими свойствами, эти ПАВ смывают со стенок труб и оборудования нефтяные плёнки и обнажают поверхность металла для контакта с корродирующими веществами. 84 9.4.3. Оценка эффективности деэмульгаторов При оценке эффективности деэмульгаторов наиболее важными параметрами являются: 1) расход деэмульгатора на 1 тонну эмульсии; 2) время отстоя эмульсии, т.е. время разрушения или расслоения эмульсии; 3) количество оставшейся воды и солей в нефти после отстоя; 4) температура отстоя и её влияние на скорость разрушения эмульсии. Эффективность деэмульгаторов определяют седиментационным анализом, сущность которого сводится к следующему. В стабилизированную нефтяную эмульсию добавляют деэмульгатор и тщательно перемешивают. Капельки воды, потерявшие поверхностный слой эмульгаторов, начинают оседать вниз. Скорость оседания капелек воды зависит от их размера, разницы плотностей нефти и воды, вязкости нефти и определяется известной формулой Стокса: d 2 В Н g v 18 Н где – скорость оседания капелек воды, м/с; d – диаметр капелек воды, м; ρВ и ρН – соответственно плотность воды и плотность нефти при рабочих условиях в отстойнике, кг/м3; μН – динамическая вязкость нефти, Па∙с. Из данной формулы можно определить радиус капельки воды, учитывая, что d 2 r : r 9 H v 2 B H g С другой стороны, скорость оседания капель воды для монодисперсных эмульсий одинакова и отстой происходит равномерно, т.е. высота слоя воды Н в отстойнике будет пропорциональна времени оседания : Н С учётом последнего выражения формулу для определения радиуса капель можно представить следующим образом: 85 rk H где k - коэффициент, постоянный для данной нефти: k 9 H 2 B H g При отстаивании полидисперсной эмульсии, какой обычно является нефтяная эмульсия, граница воды оказывается размытой, так как капельки воды, имеющие разные диаметры, проходят за одно и тоже время различные пути. Поэтому седиментационный анализ полидисперсных эмульсий сводится к определению скорости накопления высоты столба воды. По дифференциальным кривым распределения (рис.9.8) можно судить как об эффективности воздействия того или иного деэмульгатора на нефтяную эмульсию, так и о конструктивных особенностях отстойников. Для этого на оси ординат откладывают функцию распределения, т.е. изменение массы капель воды от их радиуса m / r , а по оси абсцисс – значения эквивалентных радиусов, определённых по вышеприведённым формулам. Рис. 9.8. Зависимости функции распределения m / r от эквивалентного радиуса капелек воды r в эмульсии: 1 – эмульсия, приближающаяся к монодисперсной; 2 – полидисперсная эмульсия; 3 – эмульсия, содержащая преимущественно мелкие капельки 86 Из рис. 9.8 следует, что чем меньше интервал радиусов кривой распределения и выше её максимум, тем нефтяная эмульсия ближе к монодисперсной (кривая 1). При более растянутой кривой и меньшем максимуме дисперсная фаза эмульсии более полидисперсна. Наиболее простой способ определения эффективности деэмульгаторов заключается в следующем. Приготавливают образцы эмульсий из безводной нефти и пластовой воды одного и того же месторождения. Затем задаются, например, температурой отстоя и количеством деэмульгатора и определяют зависимость обводнённости нефти от времени отстоя (рис. 9.9). Как следует из рис. 9.9, деэмульгатор 3 оказался наиболее эффективным при данных условиях. Рис. 9.9. Зависимость обводнённости нефти W от времени отстоя τ при постоянных температуре и расходе деэмульгатора для разных образцов деэмульгаторов (кр. 1, кр. 2, кр. 3) Более полную картину об эффективности разных деэмульгаторов можно получить, построив зависимости при разных температурах и расходах деэмульгаторов. На рис. 9.10 представлена зависимость конечного (остаточного) содержания воды в нефти после отстоя от расхода деэмульгатора при разных температурах. По кривым на рис. 9.10 определяют необходимую температуру и расход деэмульгатора для обеспечения заданного качества товарной нефти. 87 Рис. 9.10. Зависимость конечного содержания воды в нефти WК после отстоя от расхода деэмульгатора С при разных температурах: кр.1 – 20оС, кр.2 – 30оС, кр.3 – 40оС, кр.4 – 50оС Стойкость или стабильность эмульсий к разрушению её деэмульгаторами оценивают по степени обезвоживания нефти Е по формуле: Е WH WK 100% WH где WH и WK – соответственно начальное (до отстоя) и конечное (после отстоя) содержание воды в нефти, % масс. Чем ближе значение значение Е к 100%, тем эффективнее деэмульгатор. 9.5. Методы разрушения нефтяных эмульсий Существует несколько методов деэмульгирования (разрушения) нефтяных эмульсий типа вода в нефти. К основным относятся: 1) внутритрубная деэмульсация; 2) гравитационный метод или холодный отстой; 3) термохимический метод; 4) термоэлектрохимический метод; 5) фильтрация; 6) центрифугирование Внутритрубная деэмульсация нефти. Этот метод получил широкое распространение в связи с синтезом высокоэффективных неионогенных 88 деэмульгаторов. Непосредственно в трубопровод с потоком нефтяной эмульсии вводят деэмульгатор, который, перемешиваясь при движении с эмульсией, разрушает её. Это приводит к увеличению производительности установок подготовки нефти, улучшению качества её подготовки, повышению пропускной способности системы промыслового сбора. Эффективность внутритрубной деэмульсации зависит от типа деэмульгатора, интенсивности и длительности перемешивания эмульсии с ПАВ, обводнённости эмульсии и степени её дисперсности, температуры, физико-химических свойств нефти. Так, при небольшой обводнённости (2…3%) лёгкой нефти устойчивость эмульсии повышается, поэтому интенсивность и длительность перемешивания таких эмульсий должна быть увеличенной. Рекомендуется поддерживать режим течения потока, при котором критерий Рейнольдса составляет Re = 6000…10000, расход деэмульгатора 20 г/т, время перемешивания 40…60 мин. При обводнённости легкой нефти до 50% рекомендуется поддерживать значения Rе = 3000…4000, расход деэмульгатора 15…20 г/т, продолжительность перемешивания не более 30 мин. При этих условиях эмульсия получается грубодисперсной и нестабильной. При более же высоких значениях критерия Рейнольдса (Rе=20000…30000) дисперсность внутренней фазы и устойчивость эмульсии повышаются. При обводнённости легкой нефти более 50% в присутствии деэмульгатора и при режиме течения вплоть до Rе = 40000 происходит, как правило, инверсия эмульсии из обратной в прямую (т.е. в эмульсию типа нефть в воде). При этом снижается вязкость эмульсии и сокращаются затраты на её транспорт. Для тяжёлых нефтей с плотностью 880 кг/м3 и выше расход деэмульгатора и время перемешивания увеличиваются в среднем на 20…25% по сравнению с вышеприведёнными рекомендациями. Температура эмульсии и темп её падения в трубопроводе оказывает большое влияние на образование и стабильность нефтяной эмульсии. Сохранение температуры эмульсии, выходящей из скважины, или повышение её тем или иным способом приводит к уменьшению прочности адсорбционной оболочки на капельках дисперсной фазы и способствует в присутствии деэмульгатора быстрому разрушению эмульсии. Однако практически сохранять температуру эмульсии или повышать её экономически невыгодно, так как в этом случае требуется монтаж теплоизоляции трубопроводов или установка трубчатых печей. Тем не менее, при подготовке высоковязких или высокопарафинистых нефтей установка печей и теплоизоляция просто необходимы, иначе транспортирование будет сопряжено с большими энергетическими затратами. 89 Деэмульгатор целесообразнее всего вводить в межтрубное пространство скважины, в результате получаются быстро разрушающиеся, нестойкие эмульсии при подъёме их на поверхность. Но для этого необходимо устанавливать на каждом устье скважины дозировочный насос или специальную линию для подачи деэмульгатора от ДНС или ЦППН, что экономически не всегда оправдано. Поэтому деэмульгатор обычно вводят в трубопровод перед ДНС или перед УПН Гравитационный метод или холодный отстой. Разрушенную внутритрубной деэмульсацией нефтяную эмульсию подают в отстойники, трёхфазные сепараторы или в резервуары, где происходит расслоение эмульсии без предварительного подогрева. Процесс отстоя определяется скоростью коалесценции (слияния) капелек воды, на которую влияют следующие факторы. 1) Дисперсность водной фазы. Чем ниже дисперсность эмульсии (т.е. чем больше диаметр капелек воды), тем меньше время коалесценции и тем меньше время отстоя. 2) Высота падения капелек. Чем она больше, тем больше время отстоя. 3) Разность плотностей фаз. Чем она больше, как это следует из уравнения Стокса, тем больше скорость осаждения. 4) Вязкость нефти. Чем меньше вязкость нефти (для эмульсий типа вода в нефти), тем меньше время отстоя. 5) Температура. С увеличением температуры уменьшаются вязкость и плотность нефти и, следовательно, время отстоя. 6) Наличие двойного электрического слоя на поверхности капелек дисперсной фазы замедляет коалесценцию и увеличивает время отстоя. Термохимический метод. Этот способ применяется для большинства нефтей, так как внутритрубной деэмульсацией и холодным отстоем не удаётся достигнуть требуемого качества нефти по содержанию воды и солей, особенно для тяжёлых, парафино-смолистых и вязких нефтей. Поэтому для повышения эффективности разрушения эмульсии её предварительно нагревают в присутствии деэмульгатора и только затем подвергают отстою. Нагрев эмульсии, конечно, сопряжен с дополнительными энергозатратами. Кроме этого, требуется установка дополнительного оборудования – нагревательных печей типа ПТБ-10 или таких аппаратов, в которых одновременно производится нагрев эмульсии и отстой – подогревателей-деэмульсаторов типа Тайфун, УДО (установка деэмульсационная огневая) или НГВРП (нефтегазоводоразделитель с прямым подогревом). Термоэлектрохимический метод. Этот способ применяется для разрушения наиболее стойких эмульсий тяжелых (880…940 кг/м3) и вязких (25…50 сП) нефтей. Кроме этого, этот метод применяют для глубокого 90 обезвоживания нефтей (до содержания воды менее 0,1 % масс.) на всех нефтеперерабатывающих заводах перед атмосферной перегонкой. Суть метода заключается в следующем. Эмульсия после предварительного обезвоживания холодным отстоем или термохимическим методом нагревается и подается с электродегидратор, в котором она подвергается воздействию переменного электрического поля высокого напряжения. В результате индукции капельки воды поляризуются и вытягиваются в эллипсы вдоль силовых линий поля с образованием в вершинах капель воды электрических зарядов, противоположных по знаку зарядам на электродах (рис. 9.11). Рис. 9.11. Капельки воды эмульсии в электрическом поле Под действием электрического поля происходит сначала упорядоченное движение, а затем столкновение капель, обусловленное силой притяжения F: k E2 r6 F L2 где k – коэффициент пропорциональности; Е – напряжённость электрического поля (отношение напряжения, подаваемого на электроды к расстоянию между ними), кВ/м; r – радиус капельки воды, м; L – расстояние между центрами капель, м. Из приведённой формулы видно, что если расстояние между каплями незначительно, а размеры капель велики, то сила притяжения становится настолько большой, что адсорбционные плёнки на поверхности капель сдавливаются и разрушаются, в результате чего капли сливаются. Эффективность разрушения эмульсии в поле переменного тока значительно выше, чем в поле постоянного тока. В поле переменного тока происходит циклическое изменение движение тока и напряжённости, в результате чего капли воды изменяют направление своего движения синхронно основному полю и поэтому всё время находятся в состоянии 91 колебания. При этом форма капель постоянно меняется, и капли воды испытывают непрерывную деформацию, что способствует разрушению адсорбированных оболочек на каплях воды и их слиянию. Процесс проводят при обычной промышленной частоте переменного тока 50 Гц. Напряжение, подаваемое на электроды, не должно превышать 44 кВ, так как при этом происходит настолько сильная поляризация капель воды и их растягивание вдоль линий поля, что происходит их разрыв на более мелкие капельки. Это приводит, наоборот, к увеличению дисперсности эмульсии. Фильтрация. Нестойкие и средней стойкости нефтяные эмульсии типа вода в нефти успешно разрушаются при прохождении через фильтрующий слой, которым может служить гравий, битое стекло, полимерные шарики, древесные и металлические стружки, стекловата и др. Деэмульсация нефтей при помощи твёрдых поверхностей основана на явлении селективного смачивания, сущность которого та же, что и явлений, сопровождающих адсорбцию. Если взаимодействие молекул жидкости с молекулами твёрдого вещества сильнее, чем между собою, то жидкость растекается по поверхности, т.е. смачивает её. Растекание происходит до тех пор, пока жидкость не покроет всю поверхность твёрдого тела. Такой случай называется полным смачиванием. Если молекулы жидкости взаимодействуют между собой значительно сильнее, чем с молекулами твёрдого вещества, то растекания в этом случае не только не происходит, а наоборот, жидкость соберётся на поверхности в каплю почти сферической формы. Между этими крайними случаями возможны переходные случаи неполного смачивания, когда капля образует с поверхностью твёрдого тела определённый равновесный угол, называемый краевым углом или углом смачивания (рис. 9.12). Рис.9.12. Различные случаи смачивания жидкостью твёрдой поверхности: 1 – жидкость; 2 – твёрдая поверхность; 3 – воздух; а – угол смачивания α<90o; б – α>90o; в – α=90o 92 Угол смачивания α откладывается всегда со стороны жидкости. Когда угол смачивания α<90o, то твёрдая поверхность называется гидрофильной, когда α>90o, то твёрдая поверхность называется гидрофобной и в случае α=90o избирательное смачивание отсутствует. Жидкость тем лучше смачивает твёрдое тело, чем меньше взаимодействие между её молекулами. Неполярные жидкости (нефть) с малым поверхностным натяжением (0,02…0,03 Н/м) обычно хорошо смачивают твёрдую поверхность. Вода с более высоким поверхностным натяжением (0,073 Н/м при 20оС) обычно плохо смачивает твёрдые тела, за некоторым исключением (стекло, кварц). Фильтрующее твёрдое вещество для разрушения эмульсий должно удовлетворять основным требованиям: 1) иметь хорошую смачиваемость, благодаря которой происходит сцепление капель воды с фильтрующим веществом и разрыв адсорбционных плёнок эмульсии, способствующий коалесценции капель воды; 2) быть достаточно прочными, обеспечивая длительную эксплуатацию без замены. Конструктивно фильтры выполняют в виде колонн, размеры их зависят от объёма прокачиваемой эмульсии, вязкости её и скорости движения. В зависимости от вида фильтра используют насыпные и набивные фильтры. Насыпные фильтры состоят из слоёв мелкозернистых материалов (гравий, битое стекло). Эти фильтры по эффективности считаются одними из лучших, однако обладают большим сопротивлением. Набивные фильтры состоят из нескольких слоёв волокнистых материалов (стеклоткани, стекловаты). При прохождении эмульсии через аппарат укрупнившиеся капли воды стекают вниз, а нефть, свободно пройдя фильтр, выходит из аппарата. Особенно успешно в качестве фильтрующего вещества применяется стекловата, обладающая хорошей смачиваемостью водой и несмачиваемостью нефтью, большой устойчивостью и долговечностью. Деэмульсацию нефтей фильтрацией как самостоятельный процесс на промыслах не применяют вследствие громоздкости оборудования, малой производительности и необходимости часто заменять фильтры. Центрифугирование. Сущность этого способа заключается в следующем. Нефтяная эмульсия подаётся в центрифугу, в которой размещается быстро вращающийся аппарат, придающий её определённое направление движения. Благодаря центробежной силе вода, как более тяжёлая, приобретает большую скорость и стремится выйти из связанного состояния, концентрируясь и укрупняясь вдоль стенок аппарата и стекая вниз. Обезвоженная вода и нефть отводятся по самостоятельным трубам. Основной частью аппарата является вращающийся барабан, снабжённый пакетом с большим числом конических перегородок (тарелок) 93 из тонкого листового металла. Эти конические тарелки собраны таким образом, что имеющиеся в них отверстия совпадают и образуют сквозные каналы, в которые поступает эмульсия из центрального патрубка. Сначала эмульсия поступает в нижнюю полость (дно) барабана, затем распределяется между перегородками и поднимается вверх. При перемещении эмульсии снизу вверх под действием центробежной силы происходит разделение её на нефть и воду. Этот метод ввиду большой стоимости, сложности и очень низкой производительности центрифуг на промыслах практически не применяется 9.6. Аппараты для обезвоживания нефти Для осуществления процесса обезвоживания нефти на промыслах применяют резервуары, отстойники, трёхфазные сепараторы, подогреватели-деэмульсаторы, электродегидраторы. Эти аппараты должны иметь такую конструкцию, чтобы осуществить качественное разделение нефти и воды, т.е. нефть на выходе из аппарата должна содержать минимальное количество воды и солей, а в отделившейся воде, подлежащей закачке снова в пласт, не должно содержаться эмульгированных капелек нефти и механических примесей. Доминирующим при разделении нефти и воды в отстойниках является гидродинамический эффект, обусловленный гравитационными силами, т.е. разностью плотностей фаз и скоростью потока. 9.6.1. Резервуары-отстойники На промыслах для приёма, хранения и отпуска сырой и товарной нефти применяют резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). Резервуары-отстойники для обезвоживания нефти производят на базе типовых вертикальных резервуаров РВС. Они должны работать с постоянным уровнем нефти (чтобы исключить большие «дыхания») и оборудоваться специальным распределительным устройством, обеспечивающим равномерность подъёма нефтеводяной смеси по всему сечению аппарата. На рис. 9.13 приведена схема одного из вариантов резервуара-отстойника. Резервуар имеет так называемый «жидкостный гидрофильный фильтр». Для более эффективного сочетания процессов обезвоживания нефти и очистки пластовой воды в нефтяную эмульсию до подачи её в резервуар можно добавить горячую дренажную воду из отстойников (или электродегидраторов) окончательного обезвоживания. Место ввода горячей дренажной воды и диаметр подводящего трубопровода должны быть такими, чтобы обеспечить необходимое время перемешивания с достаточной степенью турбулентности (Re~8000). 94 Рис. 9.13. Схема резервуара-отстойника: I – нефтяная эмульсия; II – отстоявшаяся нефть; III – пластовая вода; 1 – подводящий трубопровод; 2 – лучевые отводы с отверстиями; 3 – общая ёмкость; 4 – цилиндрическая ёмкость для сбора и вывода нефти; 5 – трубопровод для вывода нефти; 6 – водосборная труба; 7 – восходящая труба гидрозатвора; 8 – нисходящая труба гидрозатвора; 9 – регулирующий шток; 10 – подвижный цилиндр (местное сопротивление); 11 – уровень воды; 12 – уровень нефти; 13 – задвижка для опорожнения резервуара Нефтяная эмульсия поступает по трубопроводу 1 в ёмкость 2, выполненную в виде барабана с эллиптической крышкой. К ёмкости 3 для равномерного распределения эмульсии по сечению резервуара подсоединены веером шестнадцать лучевых отводов 2 с отверстиями (на рис. 9.13 показаны только два лучевых отвода). Отводы имеют с нижней части отверстия с постепенным увеличением их диаметра от центра к периферии. Нефтяная эмульсия через отверстия в отводах поступает равномерно под слой дренажной воды, служащей своеобразным «гидрофильным фильтром», где происходят процессы дополнительной деэмульсации и очистка отделившейся от нефти воды. Более лёгкая нефть поднимается наверх, стекает в ёмкость 4 и по трубе 5 отводится из резервуара. Пластовая вода через трубу 6 поднимается по восходящей трубе гидрозатвора 7, затем проходит кольцевое пространство между цилиндром 10 и внутренней стенкой 95 восходящей трубы, испытывая местное гидравлическое сопротивление. Далее вода переливается в нисходящую трубу гидрозатвора 8 и отводится из аппарата. С помощью гидрозатвора регулируется уровень воды 11 путём изменения величины местного гидравлического сопротивления перемещением вверх или вниз цилиндра 10 с помощью штока 9. Таблица 9.1 Показатели работы резервуаров-отстойников Показатели Производительность по эмульсии, тыс. м3/сут Содержание воды в эмульсии, % масс. Содержание воды в нефти после отстойника с предварительной внутритрубной деэмульсацией, % масс. Содержание воды в нефти после отстойника без предварительной внутритрубной деэмульсацией, % масс. Содержание нефти в отходящей пластовой воде, мг/л Высота уровня воды, м Высота наполнения отстойника, м Температура отстоя, оС Отстойник на базе резервуара РВСРВСРВС1000 2000 5000 3 6 11 40 40 40 2 2 2 12 12 12 100 100 100 4,5 8,5 20 5,0 10,0 20 5,0 10,0 20 В табл. 9.1 приведены показатели работы резервуаров-отстойников для обезвоживания нефтяной эмульсии с содержанием воды 40% масс. с применением и без применения процесса внутритрубной деэмульсации до отстоя. 9.6.2. Отстойники В отстойники, как правило, поступает разрушенная внутритрубной деэмульсацией смесь нефти и воды. Конструкции отстойников должны обеспечить равномерность выхода струй жидкости из распределителя потока (маточника) по всему сечению аппарата. Форма маточника и характер ввода эмульсии могут отличаться для разных отстойников. На рис. 9.14 приведена схема отстойника типа ОГ (отстойник горизонтальный). Разрушенная нефтяная эмульсия поступает по вертикальному стояку 1 в распределительный коллектор 2, к которому приварены перпендикулярно к оси аппарата отводы 3 с отверстиями, из которых эмульсия выходит равномерными струями по всему сечению отстойника. 96 При выходе струй из отводов режим движения их должен быть ламинарным, чтобы предотвратить возможное образование стойких эмульсий в объёме самого отстойника. Затем нефть поднимается вверх через водяную подушку и через перфорированный коллектор 4 отводится из аппарата. Вода оседает в дренаж и по перфорированной трубе 5 перетекает в чистый водяной отсек, из которого она отводится. Механические примеси, грязь (шлам) отводятся по мере накопления через нижний штуцер. Рис. 9.14. Схема отстойника: 1 – стояк для ввода эмульсии; 2 – коллектор; 3 – отводы с отверстиями; 4 – перфорированный сборный коллектор для нефти; 5 – перфорированная труба; 6 – перегородка На рис. 9.15 «Курганхиммаш». приведена схема отстойника типа ОГ Рис. 9.15. Схема отстойника: 1 – коллектор для ввода эмульсии; 2 – сборный коллектор для нефти; 3 – коллектор для сбора воды 97 ОАО В табл. 9.2 приведены технические характеристики отстойников типа ОГ ОАО «Курганхиммаш». Подобную конструкцию и аналогичные технические характеристики имеют отстойники типа ОН-100 и ОН-200 (ОН – отстойник нефтяной) ОАО «Курганхиммаш». Отличие заключается в том, что эмульсия в аппарат вводится в коллектор 1 сбоку и перпендикулярно ему. Таблица 9.2 Характеристика отстойников типа ОГ Показатель Объём, м3 Внутренний диаметр, м Длина с люками-лазами, м Производительность по эмульсии, тыс. м3/сут Рабочее давление, не более, МПа Отстойник типа ОГ-100 ОГ-200 100 200 3,4 3,4 13,58 23,8 5-6 10 - 12 0,8 0,8 В отстойнике другой конструкции (рис. 9.16) предварительно разрушенная эмульсия входит перпендикулярно оси аппарата по патрубку 1 и через прорези коллектора 2 вытекает равномерно по направлению к стенкам аппарата. Рис. 9.16. Схема отстойника: 1 – патрубок ввода эмульсии; 2 – коллектор ввода эмульсии; 3 – патрубок вывода нефти; 4 – коллектор для сбора нефти; 5 – коллектор для сбора воды Далее эмульсия постепенно перемещается вдоль оси аппарата справа налево, при этом происходит её расслаивание, вода собирается в нижней части и удаляется через коллектор 5, а нефть забирается коллектором 4 и отводится через стояк 3. Длина отстойника должна быть такой, чтобы обеспечить полное расслоение эмульсии за время её пребывания в аппарате при оптимальной скорости движения потока. 98 9.6.3. Подогреватели-деэмульсаторы Эти аппараты предназначены для осуществления предварительного обезвоживания нефти термохимическим способом. Нефтяная эмульсия поступает в эти аппараты после сепараторов первой ступени, либо они оснащаются дополнительными сепараторами. В подогревателях-деэмульсаторах совмещён процесс нагрева нефтяной эмульсии с последующим отстоем. Конструктивно эти аппараты бывают вертикальные и горизонтальные. Вертикальные аппараты (типа СП) имеют в несколько раз меньшую производительность и тепловую мощность по сравнению с горизонтальными. Разработано несколько моделей горизонтальных подогревателейдеэмульсаторов: Тайфун 1-400, Тайфун 1-1000 , УДО-2М, УДО-3 (УДО установка деэмульсационная огневая), НГВРП-1,0-115 (нефтегазоводоразделитель с прямым подогревом) и др. НГВРП-1,0-115 производится на ОАО «Курганхиммаш» и представляет собой аналог аппаратов типа «Heater-Treater» фирмы «Sivalls» (США) и FWKO фирмы «Maloney Industries» (Канада). Принципиальная схема аппарата представлена на рис. 9.17. Рис. 9.17. Схема подогревателя-деэмульсатора: 1 – штуцер входа эмульсии; 2 – распределительный коллектор эмульсии; 3 – жаровые трубы; 4 – газовая горелка; 5 – дымовая труба; 6 – перегородка; 7 – коалесцирующие пластины; 8 – штуцер вывода нефти; 9 – штуцер вывода воды; 10 – штуцер вывода газа Нефтегазоводоразделитель представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами. Нефтяная эмульсия поступает через входной штуцер 1 в секцию подогрева. В этой секции расположены две U-образные жаровые трубы 3 с газовыми горелками 4 и дымовыми трубами 5 (на рис. 9.17 показана одна U-образная труба). 99 Жаровые трубы располагаются в слое горячей пластовой воды, которая нагревается за счёт сжигания газа в горелках 4. Нефтяная эмульсия из штуцера 1 попадает в специальный узел (на схеме не показан), где происходит первичное разделение газа и жидкости, вода при этом направляется вниз в водную фазу. Это предохраняет жаровые трубы от попадания холодной воды непосредственно на них. На рис. 9.17 узел ввода показан упрощённо в виде коллектора 2. Эмульсия попадает в слой горячей воды, промывается и разрушается. Вода опускается в нижнюю часть секции подогрева, нефть поднимается вверх и перетекает через перегородку 6 в секцию коалесценции, где происходит дополнительное разделение на нефть и воду. В секции коалесценции нефть проходит через набор рифлёных полипропиленовых пластин 7, установленных вертикально вдоль оси аппарата. Пластины расположены близко друг к другу и создают большую коагуляционную поверхность. Укрупнённые капли нефти поднимаются вверх, а вода под действием гравитации оседает в нижней части аппарата. Выход нефти из секции коалесценции осуществляется через перегородку в сборник, откуда нефть отводится через штуцер 8. Вода из секции подогрева соединяется с водой из секции коалесценции и выводится через штуцер 9. Отделившийся газ собирается в верхней части аппарата и отводится через каплеуловитель (на рис. 9.17 не показан) и штуцер 10 из аппарата. Часть газа используется для сжигания в горелках 4. В нижней части секции подогрева расположена система очистки от механических примесей (на рис. 9.17 не показана), которая включает в себя коллекторы промывочной воды с инжекционными соплами для размыва мехпримесей, расположенные по всей длине аппарата. Удаление шлама производится через штуцер 11. Технические параметры работы аппарата представлены в табл. 9.3. Таблица 9.3 Техническая характеристика нефтегазоводоразделителя НГВРП-1,0-115 Показатель Объём, м , не более Диаметр, м Полная длина, м Температура в секции подогрева, оС, не более Содержание воды в эмульсии, % масс. Содержание воды в нефти на выходе из аппарата, % масс. Производительность по эмульсии, тыс. т/сутки, не более Производительность по нефти, тыс. т/сутки, не более Производительность по воде, тыс. т/сутки, не более Производительность по газу, тыс. м3/сутки (при н.у.) Рабочее давление, МПа Высота дымовой трубы, м 3 100 Значение 115 3,4 22,5 45 20 – 90 5 – 10 10 1–3 7–9 50,4 – 150 0,3 – 0,8 6,7 Подогреватель-деэмульсатор Тайфун 1-400 также имеет две Uобразные жаровые трубы, но снабжается вертикальным гидроциклонным сепаратором, которым устанавливается над основным аппаратом. Тайфун 1-1000 имеет два нагревательных отсека, в каждом отсеке – по две U-образные жаровые трубы. Нагревательные отсеки расположены в противоположных концах аппарата, а отстойный отсек – в центре аппарата. Нефтяная эмульсия проходит последовательно первый нагревательный отсек, затем второй. В подогревателе-деэмульсаторе УДО-2М эмульсия трижды последовательно промывается горячей водой в двух нагревательных отсеках (в первом две, во втором одна жаровая труба) и в отстойном отсеке, что позволяет разрушать самые стойкие нефтяные эмульсии. 9.6.4. Электродегидраторы Электродегидраторы предназначены для глубокого обезвоживания и обессоливания нефти термоэлектрохимическим методом. Применяют их как на промыслах, так и на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). На промыслах электродегидраторы позволяют разрушить самые стойкие эмульсии из тяжёлых и вязких нефтей, на НПЗ – довести содержание воды в нефти до значений менее 0,1% масс. и хлористых солей – до 3…5 мг/л. Электродегидраторы бывают вертикальные и горизонтальные. Горизонтальные применяются чаще, так как более эффективны и экономичны, имеют большую площадь электродов и большую производительность. На рис. 9.18 представлена схема горизонтального аппарата типа ЭГ (ЭГ – электродегидратор горизонтальный). Рис. 9.18. Схема электродегидратора типа ЭГ: 1 – штуцер ввода эмульсии; 2 – коллектор ввода эмульсии; 3 – электроды; 4 – коллектор сбора нефти; 5 – штуцер вывода нефти; 6 – коллектор сбора воды; 7 – штуцер вывода воды; 8 – штуцер вывода шлама 101 Эмульсия подаётся в электродегидратор через штуцер 1 в коллектор 2, обеспечивающий равномерное поступление её по всему горизонтальному сечению аппарата. Для этого в коллекторе предусмотрены отводы с отверсиями. Эмульсия последовательно проходит три зоны обработки. Выходя из отверстий коллектора 2, эмульсия попадает в водяную подушку, уровень которой поддерживается автоматически на 20…30 см выше коллектора 2 (но ниже нижнего электрода). В этой зоне эмульсия подвергается водной промывке, в результате которой она теряет основную массу пластовой воды. Затем эмульсия поднимается вверх с небольшой скоростью и поступает во вторую зону – между уровнем отстоявшейся воды и нижним электродом 3, где эмульсия обрабатывается электрическим полем слабой напряжённости. В этой зоне коагулируют наиболее крупные глобулы воды. После чего в третьей зоне – между двумя электродами 3 эмульсия испытывает воздействие электрического поля высокой напряжённости. В результате даже самые мелкие капельки воды быстро коалесцируют и оседают в нижнюю часть аппарата, откуда вода забирается коллектором 6 и отводится через штуцер 7. Обезвоженная и обессоленная нефть поднимается в верхнюю часть электродегидратора, собирается коллектором 4 и отводится через штуцер 5. Шлам по мере накопления удаляется через штуцеры 8. Равномерность поступления эмульсии по всему горизонтальному сечению аппарата при движении потока вертикально вверх и ступенчатое повышение напряжённости между электродами позволяют эффективно разрушать любые эмульсии. При этом не создаётся опасения электрического пробоя и достигается высокая степень обезвоживания и обессоливания нефти. Электроды подвешиваются на изоляторах горизонтально друг над другом на расстоянии 25…40 см, имеют форму прямоугольных рам, занимающих всё продольное сечение аппарата. Питание электродов осуществляется от повышающего трансформатора, который монтируется сверху на корпусе аппарата. Напряжение, подаваемое на электроды, составляет 22…44 кВ. При этом напряжённость электрического поля между электродами составляет 1,0…1,5 кВ/см. Ввод эмульсии в аппарат может осуществляться или сверху (как на рис. 9.18) или сбоку, перпендикулярно оси коллектора 2. В табл. 9.4 приведены основные характеристики наиболее часто применяемых горизонтальных электродегидраторов. Электродегидраторы устанавливают после стадии нагрева эмульсии (в печах типа ПТБ-10 или других нагревателей) и после стадии предварительного обезвоживания нефти (в отстойниках или подогревателях-деэмульсаторах). 102 Таблица 9.4 Характеристика горизонтальных электродегидраторов Тип аппарата Объём, м3 Внутренний диаметр, мм 2ЭГ-50-2 2ЭГ-160 2ЭГ-160-2М 2ЭГ-160/3 2ЭГ-200-2Р 50 160 160 160 200 3400 3000 3400 3400 3400 Производительность по эмульсии, м3/ч 130 350 450 320 550 Длина аппарата , мм 8240 18650 18650 18650 23450 Количество оставшихся в нефти солей зависит как от содержания остаточной воды, так и от её засоленности. С целью достижения глубокого обессоливания нефти перед электродегидратором производят промывку нефти горячей пресной водой. Расход пресной воды составляет 5…10% масс. на нефть. Для снижения расхода пресной воды и большого объёма образующихся сточных вод применяют двухступенчатые противоточные схемы обезвоживания и обессоливания нефти (рис. 9.19). Рис. 9.19. Двухступенчатая противоточная схема обезвоживания и обессоливания нефти Двухступенчатый процесс осуществляют в двух электродегидраторах. Перед первым аппаратом эмульсия промывается солёной водой, отходящей из второго электродегидратора. Основная масса солей вместе с водой удаляются на первой ступени. Затем перед второй ступенью нефть промывается от остатков солей уже пресной водой, расход которой значительно меньше, чем при одноступенчатой схеме. В общем случае, серийно выпускаемые горизонтальные электродегидраторы позволяют обеспечить производительность по эмульсии равной 2,0…2,5 объёма аппарата в час. 103 9.7. Технологический расчёт отстойника Целью расчёта является определение основных размеров отстойника и необходимого количества аппаратов для обеспечения заданной производительности и степени разделения эмульсии на нефть и воду. 9.7.1. Диаметр отстойника Эффективное разделение фаз в гравитационном отстойнике происходит при условии соблюдения в зоне отстоя ламинарного режима течения эмульсии, т.е. при Re ≤ 2300. Следовательно, wВХ DЭКВ ЭМ ЭМ 2300 где wвх – скорость движения эмульсии на входе в отстойник, м/с; Dэкв – эквивалентный гидравлический диаметр поперечного сечения потока эмульсии в отстойнике на входе в зону отстоя, м; ρэм – плотность эмульсии, кг/м3; µэм – динамическая вязкость эмульсии, Па·с. Скорость эмульсии от входа до выхода в отстойнике непрерывно уменьшается за счёт потери воды, поэтому в расчёте используется максимальное значение скорости эмульсии на входе в аппарат. Часть поперечного сечения отстойника постоянно занята слоем воды (водяной подушкой) и для прохода эмульсии используется только часть поперечного сечения аппарата. Поэтому в расчёте необходимо использовать эквивалентный диаметр Dэкв. Из уравнения расхода можно определить скорость эмульсии на входе: wВХ VВХ S где Vвх – объёмный расход эмульсии на входе в аппарат, м3/с; S – площадь поперечного сечения отстойника для прохода эмульсии, м2. Так как S 2 DЭКВ 4 Тогда wВХ 4 VВХ 2 DЭКВ 104 Подставим это выражение в первое уравнение: 4 VВХ DЭКВ ЭМ 2 DЭКВ ЭМ 2300 Из данного уравнения выразим значение эквивалентного диаметра для прохода эмульсии: DЭКВ минимального 4 VВХ ЭМ 2300 ЭМ Установлено, что эквивалентный диаметр связан с диаметром отстойника D следующим выражением: D DЭКВ f где f(ε) – функция относительной высоты водяной подушки в зоне отстоя: f 0,5 1 2 arcsin 1 где ε – относительная высота водяной подушки в отстойнике: hВ R где hв – высота водяной подушки, м; R – радиус отстойника, м. Тогда минимальный ламинарного режима): D диаметр отстойника 4 VВХ ЭМ 2300 ЭМ (для обеспечения f Установлено, что пропускная способность отстойника максимальна при относительной высоте водяной подушки ε = 0,46. В этом случае: 105 f 0,5 3,14 1 0,46 0,46 2 0,46 arcsin 1 0,46 2,596 DЭКВ 1,1 f D DЭКВ Итоговое уравнение для расчёта минимально необходимого диаметра отстойника: D 4 VВХ ЭМ 2300 ЭМ 4 VВХ ЭМ V 3,14 0,61 10 3 ВХ ЭМ f 2300 3,14 ЭМ 2,596 ЭМ Максимальный диаметр стандартного отстойника составляет D = 3,4 м. Если по расчётам минимальный диаметр получился более 3,4 м, следовательно, один отстойник не сможет обеспечить ламинарный режим движения эмульсии. В таком случае необходимо снизить нагрузку на один аппарат Vвх, т.е. установить два отстойника или более, соединённых параллельно. 9.7.2. Длина отстойника Необходимую длину отстойника определяют из условия, что время пребывания эмульсии в аппарате τ должно быть не меньше времени осаждения капель воды τос : ОС Время пребывания эмульсии в аппарате: L wСР где L – длина зоны отстоя в аппарате, м; wср – средняя горизонтальная скорость движения эмульсии в аппарате, м/с. Средняя скорость эмульсии определяется как среднее арифметическое между скоростями эмульсии на входе в отстойник и на выходе из него: wСР wВХ wВЫХ 2 106 wВХ VВХ S wВЫХ VВЫХ S где Vвх и Vвых – объёмный расход эмульсии на входе и выходе, м3/с. S 2 DЭКВ 4 Ранее было показано, что DЭКВ D 1,1 где D – принятый стандартный диаметр аппарата, м. Необходимое время осаждения капель воды в отстойнике: ОС hОС wОС где hос – высота зоны осаждения или зоны отстоя, м; wос – скорость стеснённого осаждения капель воды в зоне отстоя, м/с. Скорость стеснённого осаждения капель воды рассчитывается по формуле: wОС w0 1 B 4, 7 где В – доля обводнённости эмульсии; wо – скорость свободного осаждения капель воды, м/с. Определяется по уравнению Стокса: w0 d 2 g В Н 18 Н где d – средний диаметр капель воды в эмульсии, м. Экспериментально установлено, что в эмульсии, предварительно обработанной деэмульгатором, диаметр капель воды составляет 300…350 мкм или d = (300 – 350)·10-6 м; ρв и ρн – плотность воды и нефти соответственно, кг/м3; µн – динамическая вязкость нефти, Па·с. 107 Высота зоны отстоя или зоны осаждения: hОС D hВ Минимальная длина отстойника находится из выражения: ОС Или h L ОС wСР wОС Тогда L hОС wСР wОС Преобразуем это выражение для случая, когда диаметр отстойника D = 3,4 м, диаметр капель воды 300 мкм. Тогда высота водяной подушки при ε = 0,46: hB R D 3,4 0,46 0,782 м 2 2 Высота зоны отстоя: hОС D hВ 3,4 0,782 2,618 2,62 м Эквивалентный диаметр для прохода эмульсии: DЭКВ D 3,4 3,09 м 1,1 1,1 Средняя горизонтальная скорость движения эмульсии в аппарате, м/с: wСР wВХ wВЫХ 4 VВХ VВЫХ 4 VВХ VВЫХ 0,0667 VВХ VВЫХ 2 2 DЭКВ 2 3,14 3,09 2 2 Время осаждения капель воды, с: 108 wОС d 2 g В Н 1 В 4,7 300 10 6 18 Н 2 9,81 В Н 1 В 4,7 18 Н 4,905 10 8 В Н 1 В 4,7 Н Тогда минимальная длина (м) отстойника для необходимого времени осаждения капель воды будет равна: L обеспечения hОС wСР VВХ VВЫХ Н 2,62 0,0667 VВХ VВЫХ Н 6 3 , 563 10 4, 7 wОС В Н 1 В 4,7 4,905 10 8 В Н 1 В Данная формула позволяет рассчитать длину зоны отстоя. Полная же длина отстойника Lобщ определяется как сумма длины зоны отстоя L и конструктивной длины секций ввода и вывода эмульсии Lк : LОБЩ L LK Полученную расчётом длину отстойника сравнивают с длиной стандартного аппарата. Если расчётная величина больше, то условия осаждения капель воды не будут обеспечены. В этом случае необходимо принять к установке два отстойника или более, соединённых параллельно. 9.7.3. Пропускная способность отстойника После расчёта минимального диаметра и длины аппарата и определения необходимого количества параллельно работающих стандартных отстойников, производится проверка пропускной способности одного аппарата. Отстойник должен обеспечить ламинарный режим движения эмульсии на входе в аппарат: wВХ DЭКВ ЭМ ЭМ 2300 Так как wВХ S VВХ S 2 DЭКВ 4 109 Тогда максимальный допустимый объёмный расход эмульсии на входе в отстойник (м3/с): VВХ 2300 DЭКВ ЭМ 4 ЭМ Для стандартного аппарата диаметром D = 3,4 м эквивалентный диаметр равен Dэкв = 3,09 м. В этом случае допустимый расход эмульсии на входе в отстойник составляет (м3/с): VВХ 2300 DЭКВ ЭМ 2300 3,09 3,14 ЭМ 5579 ЭМ 4 ЭМ 4 ЭМ ЭМ Полученное значение должно быть не больше нагрузки на один аппарат, исходя из принятого количества отстойников. 9.8. Технологический расчёт электродегидратора Целью расчёта является определение количества электродегидраторов выбранного типа для обеспечения процесса окончательного обезвоживания эмульсии. Скорость свободного осаждения капель воды при ламинарном режиме движения этих капель рассчитывается по уравнению Стокса (м/с): w0 d 2 g В Н 18 Н где ρв и ρн – соответственно плотность воды и нефти, кг/м3; µн – динамическая вязкость нефти, Па·с. Диаметр капель воды принимается равным d = 300 мкм. Проверяется режим движения капель: Re w0 d Н Н Определяющий размер в критерии Рейнольдса в данном случае – это диаметр капель воды d. Если критерий Re < 2, то движение капель воды происходит в ламинарном режиме, т.е. в области действия уравнения Стокса. 110 Эмульсия движется в электродегидраторе снизу вверх, поэтому для гарантированного осаждения капель воды линейная скорость движения эмульсии должна быть меньше скорости свободного осаждения этих капель. В расчётах линейную скорость подъёма эмульсии wэм в аппарате принимается минимум в два раза меньше скорости свободного осаждения капель воды wо (м/с): wЭМ w0 2 Тогда фактическая скорость осаждения поднимающемся потоке эмульсии (м/с): капель воды wос в wОС w0 wЭМ Время, необходимое для осаждения капель воды в аппарате (с): ОС hЭМ wОС где hэм – высота слоя эмульсии в электродегидраторе, м. Высота слоя эмульсии определяется из выражения: hЭМ R hВ где R – радиус электродегидратора, м; hв – высота водяной подушки, м. В электродегидраторах ЭГ-160 и ЭГ-200 диаметр составляет D = 3,4 м (радиус R = 1,7 м), высота водяной подушки hв = 1 м. Время пребывания эмульсии в аппарате (с): hЭМ wЭМ Для эффективного расслоения эмульсии в электродегидраторе должно соблюдаться условие: ОС Максимальная производительность электродегидратора по эмульсии (м /с): 3 111 VЭЛ wЭМ S ЭЛ где Sэл – площадь поперечного сечения электродегидратора, м2. S ЭЛ D L где D и L – соответственно диаметр и длина электродегидратора, м. Эти конструктивные размеры зависят от типа выбранного стандартного аппарата. Необходимое количество электродегидраторов: n VОБЩ VЭЛ где Vобщ – общий объёмный расход эмульсии, поступающей на стадию электрообезвоживания, м3/с. Полученное значение n округляется в большую сторону до целого числа. Это и будет рабочее число аппаратов. 10. ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОБЪЕКТОВ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ 10.1. Общие положения При проектировании систем промыслового сбора и подготовки нефти необходимо придерживаться следующих основных требований. 1. Система сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды должна обеспечивать оптимальную централизацию объектов технологического комплекса на территории или в районе наиболее крупного месторождения. 2. При обустройстве крупных месторождений и группы месторождений небольших по площади и рассредоточенных по территории нефтяного района допускается децентрализованное размещение технологических объектов и сооружений (УПСВ, сепарационных установок, ДНС, КС). Оптимальность принятых решений должна быть подтверждена технико-экономическим сопоставлением вариантов обустройства. 3. Технологический комплекс сбора, подготовки нефти, газа и пластовой воды включает в себя технологические процессы получения товарной продукции заданного качества и транспорта нефти от скважин до сооружений магистрального транспорта или до нефтеперерабатывающего 112 завода, транспорта газа от пунктов сепарации до сооружений магистрального транспорта газа или до газоперерабатывающего завода; транспорта пластовой воды от пунктов отделения воды от нефти до пунктов её использования. 4. Применение герметизированных систем сбора, подготовки, транспорта, учёта нефти, попутного газа и пластовых вод на всём пути движения от скважины до потребителей. 5. Однотрубный герметизированный сбор нефти и попутного газа до пунктов первой ступени сепарации нефти. 6. Подогрев продукции скважин при невозможности её сбора и транспорта при обычных температурах. 7. Максимальное применение бескомпрессорного транспорта попутного газа первой ступени сепарации до ГПЗ или головных компрессорных станций. 8. Транспорт нефти до центрального пункта от скважин или от ДНС в газонасыщенном состоянии. 9. Проектирование центральных пунктов сбора и подготовки нефти с компоновкой оборудования в едином технологическом блоке с этажным расположением технологического оборудования. 10. Обезвоживание и обессоливание предварительно обезвоженной нефти на центральном пункте в газонасыщенном состоянии с последующей сепарацией (при необходимости термической) на концевых ступенях. 11. Технология проведения отдельных процессов, основные технологические параметры подготовки нефти (время, температура, расход деэмульгатора и др.), газа и воды, материал труб, оборудования должны приниматься по данным научно-исследовательских институтов. Эти материалы должны представляться до начала проектирования проектным организациям. 12. Комплексная автоматизация и телемеханизация всех технологических процессов. 13. Режим работы систем сбора и транспорта продукции скважин непрерывный, круглосуточный, с расчётной продолжительностью технологического процесса 365 суток. 10.2. Сепарационные установки 1. Предназначены для отделения попутного газа от нефти как без предварительного обезвоживания, так и с ним. 2. В конечных участках трубопроводов перед сепарационными установками должно предусматриваться расслоение структуры течения. 3. Необходимо обеспечить оптимальные условия ввода продукции в сепараторы с учётом структуры течения потока. 113 4. Необходимо предусматривать отделение газа от капельной жидкости в отдельных каплеуловителях или газосепараторах. 5. Количество ступеней и давление сепарации определяется с учётом энергии пласта, свойств нефти, схемы последующей подготовки нефти. 6. Сепарационные установки одной ступени сепарации должны иметь однотипные аппараты. 7. В составе сепарационных установок должны предусматриваться: а) узел распределения потока по сепараторам; б) блок сепараторов; в) узел предварительного отбора газа (компенсатор-депульсатор); г) выносной каплеуловитель (газосепаратор); д) факел для аварийного сжигания газа; е) ёмкость-сборник. 10.3. Дожимные насосные станции Технологический комплекс сооружений ДНС должен обеспечивать: 1) первую ступень сепарации нефти; 2) предварительное обезвоживание нефти при необходимости; 3) нагрев при необходимости продукции скважин; 4) транспорт газонасыщенной нефти до центрального пункта; 5) бескомпрессорный транспорт газа первой ступени сепарации; 6) транспорт подготовленной воды в систему поддержания пластового давления (при наличии процесса предварительного сброса воды); 7) закачку ингибиторов коррозии и деэмульгаторов. В состав ДНС должны входить: 1) блок предварительного отбора газа; 2) блок сепарации нефти; 3) блок насосной (с буферной ёмкостью); 4) блок предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды; 5) блок аварийных ёмкостей; 6) блок замера нефти, газа и воды; 7) блок компрессорной воздуха для питания приборов контроля и автоматики; 8) блок нагрева продукции скважин (при необходимости); 9) блок реагентного хозяйства для закачки деэмульгатора перед первой ступенью сепарации; 10) блок закачки ингибиторов в нефтепроводы и газопроводы; 11) ёмкость дренажная подземная. При проектировании ДНС необходимо предусматривать следующие требования. 1. Одна технологическая линия. 2. Мощность ДНС рассчитывается по году максимальной добычи нефти. 114 3. Производительность ДНС по выходу жидкости после предварительного сброса воды не должна превышать 3 млн. т в год. 4. Компоновка оборудования для основных технологических операций в едином технологическом блоке с этажным расположением оборудования. 5. Сепарация нефти с предварительным отбором газа. 6. Предварительное обезвоживание и очистка пластовой воды в герметизированных аппаратах при давлении первой ступени сепарации и по возможности при температуре поступающего сырья. 7. Для Западной Сибири допускается наличие аварийных горизонтальных ёмкостей с объёмом до 8-12-часового поступления сырья. При количестве более шести горизонтальных ёмкостей с объёмом 200 м3 каждая в качестве аварийных использовать резервуары типа РВС с объёмом не более 3000 м3 каждый. 8. Концевая сепарационная установка с горизонтальным сепаратором на постаменте для самотечного слива в РВС. 9. При числе рабочих насосов до пяти иметь один резервный, а при числе рабочих насосов более пяти – два резервных насоса. 10.4. Центральный пункт подготовки нефти Центральный пункт подготовки нефти должен обеспечить следующие технологические операции. 1. Приём и предварительное разделение поступающей продукции. 2. Приём и учёт продукции от ближайших скважин. 3. Подготовку нефти. 4. Подготовку и утилизацию пластовой воды. 5. Приём и учёт товарной нефти. 6. Подачу товарной нефти на сооружения магистрального транспорта. 7. Приём и подготовку газа к транспорту. При проектировании центрального пункта необходимо соблюдать следующие требования. 1. При мощности ЦППН 6 млн. т в год и более по товарной нефти предусматриваются самостоятельные технологические линии по 3 млн. т в год товарной нефти. При этом объекты подсобно-вспомогательного назначения проектируются общими на суммарную мощность. 2. Технологические расчёты и выбор оборудования одной установки подготовки нефти должны производиться на основе данных материального баланса с учётом резерва мощности установки до 20%, включая резерв мощности для повторной подготовки некондиционной нефти. 3. Общая мощность всех технологических линий должна обеспечить 70% расчётной мощности ЦППН при аварийной остановке одной 115 технологической линии с учётом резерва мощности для повторной подготовки некондиционной нефти. 4. При трёх технологических линиях и более коэффициент 0,7 в расчётах не учитывается, а ёмкостная аппаратура устанавливается без резерва. 5. ЦППН и УПН проектируются из расчёта работы 350 суток (8400 часов) в году. 6. Мощность ЦППН или УПН определяется по товарной нефти. 7. Поступающая продукция должна подаваться через все аппараты за счёт максимального использования энергетических возможностей пласта или насосов механизированной добычи, ДНС. 8. Оборудование должно располагаться в едином технологическом узле с этажной компоновкой аппаратов. 9. Выбирать аппараты, в которых производится совместная подготовка нефти и воды. 10. Выбирать ёмкостную аппаратуру с большой единичной мощностью. 11. Теплообменная аппаратура установок подготовки нефти должна иметь резерв на случай отключения одного из аппаратов в связи с текущим ремонтом. 12. Допускается принимать вместо одной печи две, но суммарная их мощность не должна превышать в 1,5 раза расчётную мощность. 13. При количестве печей три и более необходимо предусматривать резерв мощности на случай выхода из стоя одной из печи. 14. При числе рабочих насосов (компрессоров) от одного до пяти предусматривать один резервный насос (компрессор). 15. Для насосов (компрессоров), работающих периодически, резерв не предусматривается. 16. Объём аварийной (дренажной) ёмкости должен составлять не менее 30% от суммарного объёма продукта, находящегося в оборудовании, но не менее объёма наибольшего аппарата. 17. Сброс некондиционной нефти с УПН следует предусматривать в сырьевые резервуары. 18. Запас сырья в резервуарном парке и объём товарной нефти в товарном парке должен быть суточный. 19. Высота факельного ствола должна быть не менее 20 метров, а если газы содержат сероводород – не менее 30 метров. 10.5. Установки предварительного сброса воды Установки УПСВ могут быть в составе ДНС или ЦППН и предусматриваются при обводнённости нефти не менее 15…20% масс. При проектировании УПСВ необходимо учитывать следующие требования. 116 1. Содержание воды в нефти после УПСВ должно быть не более 5…10% масс. 2. До поступления эмульсии в отстойники предусматривать внутритрубную деэмульсацию. 3. Сепарация газа от жидкости должна производиться с предварительным отбором газа. 4. Вводить деэмульгатор необходимо перед первой ступенью сепарации. 5. В случае необходимости перед первой ступенью сепарации предусматривать возможность подачи воды для растворения солей. 6. Процесс должен осуществляться по возможности без дополнительного нагрева, с применением деэмульгаторов, которые эффективны при умеренных и низких температурах. 7. Процесс должен осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. Сбрасываемая вода должна по возможности иметь качество, позволяющее её закачку в пласт без дополнительной очистки (предусматривать только дегазацию воды). 8. Пластовая вода должна под собственным давлением поступать с УПСВ на приём КНС или на очистные сооружения. 9. Для уменьшения потерь тепла необходимо предусматривать теплоизоляцию аппаратов и трубопроводов. 10.6. Установки подготовки нефти Установки подготовки нефти должны обеспечивать следующие технологические операции: 1) глубокое обезвоживание нефти; 2) обессоливание нефти; 3) снижение ДНП нефти; 4) приём некондиционной нефти и подачу её на повторную подготовку. При проектировании УПН на основании технико-экономических расчётов выбирается один из двух вариантов: 1) подготовка нефти в газонасыщенном состоянии за счёт энергии пласта, насосов ДНС или насосов механизированной добычи через все аппараты УПН; 2) подготовка разгазированной нефти путём подачи её сырьевыми насосами через все аппараты УПН. Для снижения энергозатрат необходимо предусматривать теплоизоляцию аппаратов и трубопроводов, проводить обезвоживание по возможности без дополнительного нагрева в присутствии деэмульгаторов, работающих эффективно при низких температурах. Для нефтей с высоким содержанием углеводородных газов необходимо предусматривать стабилизацию нефти. 117 11. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ НЕФТИ 11.1. Технологическая схема установки предварительного сброса воды (УПСВ) Установка предварительного сброса воды (УПСВ) размещается на дожимной насосной станции (ДНС). На рис. 11.1 приведён один из вариантов принципиальной технологической схемы установки УПСВ. Рис. 11.1. Принципиальная технологическая схема установки предварительного сброса воды (УПСВ): I – пластовая нефть; II – деэмульгатор; III – попутный нефтяной газ; IV – нефть после первой ступени сепарации; V – пластовая вода; VI – уловленная нефть из отстойника воды; VII – механические примеси, шлам; VIII – очищенная от механических примесей и нефти пластовая вода; IX – нефть на ЦППН; X – газ на факел; XI – вода на кустовую насосную станцию; 1 – сепаратор первой ступени сепарации; 2 – компенсатор-депульсатор; 3 – каплеуловитель (газосепаратор); 4 – трубчая печь; 5 – сепаратор; 6 – отстойник для обезвоживания нефти; 7 – буферная ёмкость; 8 – отстойник пластовой воды; 9 – дегазатор; 10, 11 – насосы; 12 – узел учёта попутного нефтяного газа; 13 – узел учёта нефти; 14 – узел учёта пластовой воды Нефть на УПСВ поступает с автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ), смешивается с деэмульгатором и поступает в сепаратор 1, где производится первая ступень сепарации нефти. Как правило, на первой ступени устанавливается сепаратор с предварительным отбором газа, он имеет компенсатор-депульсатор 2 и выносной каплеуловитель (газосепаратор) 3. 118 Далее нефть поступает сразу в отстойник 6 для обезвоживания. Для тяжёлых и вязких парафинистых нефтей перед отстойником 6 может быть предусмотрен нагрев в печи 4 с дополнительной сепарацией (или без неё) в сепараторе 5. При необходимости перед печью 4 может быть установлен насос (на схеме не показан). В отстойнике 6 производится обезвоживание нефти. Нефть из отстойника 6 поступает в буферную ёмкость 7 насоса 10, который через узел учёта нефти 13 подаёт её на ЦППН. Если отделившаяся в отстойнике 6 пластовая вода не удовлетворяет требованиям для закачки её в пласт, воду подвергают очистке. Для этого сначала в отстойнике 8 пластовая вода освобождается от механических примесей, шлама и от унесённых капелек нефти. Уловленная нефть из отстойника 8 смешивается с основным потоком нефти перед ёмкостью 7. Далее пластовая вода поступает в дегазатор 9 для удаления сероводорода и остатков углеводородных газов, которые сбрасываются на факел. Подготовленная пластовая вода далее насосом 11 подаётся через узел учёта воды 14 на кустовую насосную станцию (КНС) для закачки в пласт. При высокой производительности установки УПСВ может быть предусмотрена очистка воды в резервуарах типа РВС. В некоторых случаях дегазатор размещают в составе КНС. В схеме УПСВ могут использоваться аппараты типа НГВРП, HeaterTreater фирмы Sivalls (США) и др. 11.2. Технологическая схема установки подготовки нефти (УПН) Установку подготовки нефти размещают на ЦППН. В зависимости от физико-химических свойств нефти, обводнённости нефти, удалённости ЦППН от месторождений, наличия или отсутствия предварительной подготовки на ДНС, схемы УПН могут существенно отличаться друг от друга. Так, если нефть не подвергалась предварительному обезвоживанию на ДНС и её обводнённость составляет не менее 20…30%, то в схеме УПН необходимо предусматривать блок предварительного обезвоживания. На рис. 11.2 приведена принципиальная схема установки УПН, включающая в себя разные возможные варианты подготовки. Рассмотрим вариант схемы УПН с блоком предварительного обезвоживания (верхний ряд аппаратов). Блок предварительного обезвоживания. Нефть смешивается с деэмульгатором, ингибитором коррозии и поступает в сепаратор 1 первой ступени сепарации с предварительным отбором газа, имеющим компенсатор-депульсатор 2 и выносной каплеуловитель (газосепаратор) 3. При высокой засолённости в нефть перед сепаратором 1 может подаваться вода из аппаратов 12, 13 или 14 для промывки нефти и растворения кристаллов солей. Далее нефть поступает в отстойник 6 для 119 предварительного обезвоживания. Для тяжёлых и вязких парафинистых нефтей перед отстойником 6 может быть предусмотрен нагрев в печи 4 с дополнительной сепарацией (или без неё) в сепараторе 5. Рис.11.2. Принципиальная схема установки подготовки нефти (УПН): I – нефть с ДНС или с АГЗУ; II – деэмульгатор; III – попутный нефтяной газ; IV – нефть после первой ступени сепарации; V – пластовая вода; VI – нефть с блока предварительного обезвоживания; VII – вода со второй ступени электродегидратации; VIII – товарная нефть; 1 – сепаратор; 2 – компенсатордепульсатор; 3 – выносной каплеуловитель (газосепаратор); 4,10 – трубчатые печи; 5,11,15 – сепараторы; 6,7,12 – отстойники; 8 – буферная ёмкость; 9,17 – насосы; 13,14 – электродегидраторы; 16 – резервуар; 18 – узел учёта количества и качества нефти Высокообводнённые (с содержанием воды 70% и выше) тяжёлые и высоковязкие нефти должны проходить предварительное обезвоживание в две ступени – в отстойниках 6 и 7. При этом первую ступень обезвоживания в отстойнике 6 лучше производить при естественной температуре без нагрева, чтобы сбросить основную массу воды. На второй ступени обезвоживания в отстойнике 7 возможно использование подогрева в печи (на схеме не показано) или применение вместо отстойника аппаратов типа НГВРП или Heater-Treater. Вместо отстойников 6 и 7 для тяжёлых нефтей можно использовать также резервуары типа РВС. Качество сбрасываемой воды из отстойников 6 и 7 должно соответствовать требованиям для закачки в пласт. Процесс предварительного обезвоживания нефти предназначен для существенного снижения энергозатрат при нагреве пластовой воды в блоке подготовки нефти (в печи 10). 120 Блок подготовки нефти. В этот блок (нижний ряд аппаратов) нефть может поступать либо из блока предварительного обезвоживания нефти, либо с УПСВ, либо непосредственно с АГЗУ (при низкой обводнённости). Подготовка нефти может производиться в двух вариантах: с сырьевым насосом и без него. Если давление нефти на входе в блок составляет не менее 0,6 МПа, то насос 9 можно не устанавливать (и буферную ёмкость 8 тоже). Без насоса 9 давление насыщенных паров (ДНП) товарной нефти всегда ниже, чем в схеме с насосом, но в этом случае в составе попутного нефтяного газа будет больше тяжёлых углеводородов (от пропана и выше). Нефть насосом 9 (или под собственным давлением) поступает для нагрева в печь 10, затем в сепаратор 11, отстойник 12, электродегидратор 13 (или два электродегидратора 13 и 14) и конечный сепаратор 15 (КСУ). Затем товарная нефть поступает в резервуар 16, откуда она насосом 17 подаётся в узел учёта количества и качества нефти 18. Если электрообезвоживание производится в одну ступень в электродегидраторе 13, то перед ним необходимо подавать деаэрированную воду для промывки нефти в количестве 3…5% на нефть и при необходимости деэмульгатор (на схеме не показано). Если применяется две ступени электрообезвоживания, то воду со второй ступени (из аппарата 14) необходимо подавать для промывки нефти перед первой ступенью (перед аппаратом 13). Если нефть слабо минерализована, то пресную воду можно не применять. Для слабоминерализованных пластовых вод и низкоэмульсионных нефтей в блоке подготовки нефти может быть реализован один из четырёх вариантов минимального набора аппаратов схемы: 1) печь 10 – отстойник 12 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17; 2) печь 10 – сепаратор 11 – отстойник 12 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17; 3) печь 10 – сепаратор 11 – электродегидратор 13 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17; 4) печь 10 – электродегидратор 13 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17. Для высокоэмульсионных нефтей средней и высокой плотности необходимы следующая последовательность аппаратов: печь 10 – отстойник 12 – электродегидратор 13 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17. Первая ступень обезвоживания в этом случае должна быть термохимической, вторая – электрической. Для тяжёлых и очень тяжёлых нефтей подготовка должна происходить в две электрических ступени: печь 10 – электродегидратор 13 – электродегидратор 14 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17. 121 11.3. Технологическая схема установки стабилизации нефти Нефти с высоким содержанием углеводородных газов могут подвергаться стабилизации на установке, принципиальная схема которой приведена на рис. 11.3. Рис. 11.3. Принципиальная технологическая схема установки стабилизации нефти: I – нестабильная нефть; II – сухой газ; III – сжиженный газ; IV – стабильный бензин; 4, 14 – ректификационные колонны; 6 – трубчатая печь; 2, 13 – теплообменники; 3 – паровой подогреватель; 5, 15 – конденсаторыхолодильники; 19 – паровой подогреватель; 20 – водяной холодильник; 9 – аппарат воздушного охлаждения; 10 – газоводоотделитель; 11, 17 – дроссели; 16 – сепаратор; 1, 8, 9, 12, 18 – насосы Нестабильная нефть насосом 1 прокачивается через теплообменник 2, затем паровой подогреватель 3 и при температуре около 60°С подаётся под верхнюю тарелку первой стабилизационной ректификационной колонны 4. В этой колонне 16…26 желобчатых тарелок, давление 0,3…0,5 МПа. Повышенное давление необходимое для того, чтобы в качестве хладагента в конденсаторе-холодильнике 5 можно было использовать воду. Нефть, переливаясь с тарелки на тарелку сверху вниз, встречает более нагретые пары и освобождается от лёгких фракций. Температура низа колонны 4 составляет 130…150°С и поддерживается за счёт циркуляции стабильной нефти через печь 6 насосом 7. Стабильная нефть с низа колонны 4 насосом 8 прокачивается сначала через теплообменник 2, где отдаёт своё тепло нестабильной нефти, затем через аппарат воздушного охлаждения 9 уходит с установки. Смесь газов и паров, выходящая с верха колонны 4, охлаждается в конденсаторе-холодильнике 5 и поступает в газоводоотделитель 10. 122 Несконденсировавшиеся метан и этан с верха аппарата 10 выводятся с установки через дроссель 11 как сухой газ. Вода отводится с низа аппарата 10, а верхний углеводородный слой забирается насосом 12, прокачивается через теплообменник 13, где нагревается до 70°С и поступает во вторую стабилизационную ректификационную колонну 14. В колонне 30…32 желобчатых тарелки, давление 1,3…1,5 МПа. Газ с верха колонны 14 поступает в водяной конденсатор-холодильник 15, где конденсируются в основном пропан и бутаны с последующим отделением конденсата в сепараторе 16 от метана и этана, которые отводятся с установки через дроссель 17 как сухой газ. Часть сжиженного газа из сепаратора 16 подаётся как орошение в колонну 14 насосом 18 для поддержания температуры верха колонны в пределах 40…50°С. Остальное количество в виде сжиженного газа уходит с установки. Температура низа колонны 14 составляет 120…130°С и поддерживается циркуляцией стабильного бензина через паровой подогреватель 19. Стабильный бензин отдаёт своё тепло в теплообменнике 13, затем охлаждается в водяном холодильнике 20 и отводится с установки. Если в нефти менее 1,5% растворённых газов, на установке достаточно одной стабилизационной колонны. 12. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ 12.1. Исходные данные В таблицах 12.1 и 12.2 приведены исходные данные для расчёта. Таблица 12.1 Мольный состав пластовой нефти Компонент N2 СО2 СН4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 С6Н14 и выше Содержание компонента, % мольн. 0,30 0,51 23,48 4,32 6,62 1,05 3,81 1,27 2,14 56,5 123 Таблица 12.2 Исходные данные для расчёта Параметр Расчётная производительность установки по товарной нефти Содержание воды в пластовой нефти Содержание воды в товарной нефти, не более Молекулярная масса пластовой нефти Молекулярная масса товарной нефти Плотность товарной нефти при 20оС Плотность пластовой воды при 20оС Кинематическая вязкость товарной нефти: при 20оС при 50оС Единица измерения Значение параметра млн т/год 3 % масс. % масс. кг/кмоль кг/кмоль кг/м3 кг/м3 30 0,2 142 205 869 1004 мм2/с мм2/с 15 5 В расчёте предусмотрим следующую последовательность стадий подготовки нефти: 1. Первая ступень сепарации нефти при температуре 25оС и давлении 0,6 МПа. 2. Предварительное обезвоживание нефти в отстойнике. 3. Нагрев нефти в печи до температуры 50оС. 4. Вторая ступень сепарации нефти при давлении 0,3 МПа. 5. Глубокое обезвоживание нефти в электродегидраторе. 6. Конечная сепарация нефти. 12.2. Материальный баланс первой ступени сепарации нефти На данном этапе невозможно рассчитать необходимое количество пластовой нефти, чтобы на выходе с установки получить товарной нефти точно 3 млн т в год. Поэтому предварительно производим расчёт материальных балансов всей стадий, например, на 1 млн т в год по пластовой нефти. Затем производим корректировку материальных балансов всех стадий на 3 млн т в год по товарной нефти и составляем общий материальный баланс всей установки. Для расчёта материального баланса первой ступени сепарации необходимо определить долю образовавшейся газовой фазы при принятых условиях сепарации (или долю отгона), а также состав газовой и жидкой фазы. 124 Мольная доля отгона e| определяется методом последовательного приближения путём подбора такого значения, при котором будет выполняться условие (см. п. 8.4.1): Z i| K i 1 e| ( K 1) 1 i где Z i| - мольная доля компонента в пластовой нефти; K i - константа фазового равновесия данного компонента при температуре и давлении на данной ступени сепарации. Значения констант фазового равновесия компонентов при разных температурах и давлениях приводятся в справочной литературе. В табл. 12.3 приведены справочные значения констант при температуре 25оС и давлениях 0,5 и 1,0 МПа. Константу для компонента «С6Н14 и выше» точно определить невозможно, так как этот компонент представляет собой всю нефть, включая самые тяжёлые углеводороды. Чем тяжелее углеводород, чем ниже его константа. Например, при 25оС и 0,5 МПа значения констант для С6Н14, С8Н18, С10Н22 соответственно составляют 0,0505; 0,0059; 0,0007. Поэтому компонент «С6Н14 и выше» самый тяжёлый в исходной смеси и будет в основном оставаться в жидкой фазе. Без ущерба для результатов технологических расчётов условно примем значение константы фазового равновесия этого компонента равное 0,0001. Таблица 12.3 Значение констант фазового равновесия компонентов Компонент N2 СО2 СН4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 С6Н14 и выше Значение константы фазового равновесия при 25оС и 0,5 МПа при 25оС и 1,0 МПа 149,00 78,25 15,4 7,75 36,50 18,65 6,50 3,25 1,85 1,00 0,70 0,40 0,53 0,29 0,20 0,12 0,17 0,09 - Путём интерполяции определяем значения констант при рабочих условиях сепарации (табл. 12.4). 125 Таблица 12.4 Значение констант фазового равновесия компонентов при рабочих условиях первой ступени сепарации Значение константы фазового равновесия при 25оС и 0,6 МПа 134,85 13,87 32,93 5,85 1,68 0,64 0,48 0,18 0,15 0,0001 Компонент N2 СО2 СН4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 С6Н14 и выше Расчёт путём последовательного приближения показывает, что мольная доля отгона равна: e|=0,295 Примем следующие условные обозначения: Мi – молекулярная масса компонента, кг/кмоль; zi| - мольная доля компонента в нефти; yi| - мольная доля компонента в газовой фазе; xi| - мольная доля компонента в жидкой фазе; yi - массовая доля компонента в газовой фазе; xi - массовая доля компонента в жидкой фазе. Определяем мольный состав газовой и жидкой фазы (табл. 12.5). Таблица 12.5 Мольный состав фаз первой ступени сепарации Компонент Mi z N2 CO2 CH4 C2H6 C3H8 28 44 16 30 44 0,0030 0,0051 0,2348 0,0432 0,0662 | i Ki 134,8500 13,8700 32,9300 5,8500 1,6800 126 yi| zi| K i 1 e| ( K i 1) 0,0100 0,0148 0,7421 0,1040 0,0926 yi| Ki 7,4·10-5 0,0011 0,0225 0,0178 0,0551 xi| Окончание табл. 12.5 Компонент Mi z i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 С6 и выше Сумма 58 58 72 72 227 - 0,0105 0,0381 0,0127 0,0214 0,5650 1,0000 | i Ki 0,6400 0,4800 0,1800 0,1500 0,0001 - zi| K i y 1 e| ( K i 1) 0,0075 0,0216 0,0030 0,0043 8,014·10-5 1,0000 yi| x Ki 0,0117 0,0450 0,0168 0,0286 0,8014 1,0000 | i | i Молекулярную массу компонента «С6 и выше» находим из уравнения аддитивности, зная молекулярную массу пластовой нефти Мпл: ∑( zi| M i ) M пл 142 0,003·28 + 0,0051·44 + 0,2348·16 + 0,0432·30 + 0,0662·44 + 0,0105·58 + + 0,0381·58 + 0,0127·72 + 0,0214·72 + 0,5650· M C6 = 142 M C 6 = 227 Рассчитываем массовый состав газовой и жидкой фазы (табл.12.6 и 12.7). Таблица 12.6 Массовый состав газовой фазы первой ступени сепарации Компонент Mi y N2 CO2 CH4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 С6 и выше Сумма: 28 44 16 30 44 58 58 72 72 227 - 0,0100 0,0148 0,7421 0,1040 0,0926 0,0075 0,0216 0,0030 0,0043 | i 8,014·10-5 1,0000 y Mi | i 0,2798 0,6489 11,8732 3,1190 4,0759 0,4361 1,2529 0,2171 0,3085 0,0182 22,2296 127 yi yi| M i Mi ) 0,0126 0,0292 0,5341 0,1403 0,1834 0,0196 0,0564 0,0100 0,0139 0,0008 1,0000 ( yi| yi·100, % масс. 1,2586 2,9190 53,4119 14,0310 18,3354 1,9617 5,6362 0,9767 1,3877 0,0820 100,0000 Массовая доля отгона: ee | M гср 0,295 M пл 22,2296 0,04618 142 где М гср ( yi| M i ) - средняя молекулярная масса газовой фазы, кг/кмоль. Расчёт приведён в табл. 12.6. Плотность газа при нормальных условиях: ну г М срг 22,4 22,2296 0,9924 кг/м3 22,4 Плотность газа при рабочих условиях первой ступени сепарации: г гну To P 273 0,6 0,9924 5,55 кг/м3 T Po (273 25) 0,1 Таблица 12.7 Массовый состав жидкой фазы первой ступени сепарации Компонент Mi x x Mi N2 CO2 CH4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 С6 и выше Сумма: 28 44 16 30 44 58 58 72 72 227 - 0,0001 0,0011 0,0225 0,0178 0,0551 0,0117 0,0450 0,0168 0,0286 0,8014 1,0000 0,0021 0,0468 0,3606 0,5332 2,4261 0,6814 2,6102 1,2062 2,0565 182,1938 192,1167 | i | i xi xi| M i ( xi| M i ) 0,00001 0,0002 0,0019 0,0028 0,0126 0,0035 0,0136 0,0063 0,0107 0,9483 1,0000 xi·100, % масс. 0,0011 0,0244 0,1877 0,2775 1,2628 0,3547 1,3587 0,6278 1,0704 94,8350 100,0000 Составляем материальный баланс первой ступени сепарации на 1 млн т в год по пластовой нефти, которая имеет обводнённость 30% масс. Примем 350 рабочих дней в году, или 8400 часов. Тогда массовый расход пластовой нефти на входе составит: G = 1000·106 / 8400 = 119047,62 кг/ч 128 Количество безводной нефти на входе: Gн(вх) = 0,7·G = 0,7·119047,62 = 83333,33 кг/ч Газ отделяется в сепараторе от нефти с производительностью: Gг = e·Gн = 0,04618·83333,33 = 3848,43 кг/ч Из сепаратора выходит поток жидкости с производительностью по чистой нефти Gн(вых) и по эмульсии Gэм соответственно: Gн(вых) = Gн(вх) - Gг = 83333,33 - 3848,43 = 79484,90 кг/ч Gэм = Gн(вых) + G·0,3 = 79484,90 + 119047,62·0,3 = 115199,19 кг/ч Правильность расчёта выполнением условия: материального баланса определяется G = Gэм + Gг 119047,62 = 115199,19 + 3848,43 кг/ч Условие выполняется. Составляем материальный (табл. 12.8). баланс первой ступени сепарации Таблица 12.8 Материальный баланс первой ступени сепарации на 1 млн т в год по пластовой нефти Приход Расход Поток Пласт. жидкость в том числе: - нефть - вода % масс. кг/ч тыс. т/г Поток % масс. кг/ч тыс. т/г 100,00 119047,62 1000,00 Эмульсия 96,77 115199,19 967,67 70,00 30,00 83333,33 35714,29 700,00 300,00 Итого 100,00 119047,62 1000,00 в том числе: - нефть - вода Газ Итого 69,00 31,00 3,23 100,00 79484,90 35714,29 3848,43 119047,62 667,67 300,00 32,33 1000,00 129 12.3. Материальный баланс предварительного обезвоживания нефти Эмульсия из сепаратора первой ступени поступает в отстойник, где разделяется на два потока – нефть (эмульсию с меньшим содержанием воды) и пластовую воду. Основные исходные данные для расчёта получены в материальном балансе первой ступени сепарации. Введём обозначения (рис. 12.1): Gэм = 115199,19 кг/ч – массовый расход эмульсии на входе в отстойник; X нэм = 0,69 – массовая доля нефти в поступающей эмульсии; X вэм = 0,31 – массовая доля воды в поступающей эмульсии; Gн – массовый расход нефти на выходе из отстойника, кг/ч; X нн – массовая доля чистой нефти в потоке нефти на выходе из отстойника; X вн – массовая доля воды в нефтяном потоке на выходе из отстойника; Gв – массовый расход пластовой воды на выходе из отстойника, кг/ч; X нв – массовая доля чистой нефти в пластовой воде на выходе из отстойника; X вв – массовая доля чистой воды в потоке пластовой воды на выходе из отстойника. Рис. 12.1. Схема потоков в отстойнике 130 Составляем систему уравнений: Gэм· X нэм = Gн∙ X нн + Gв∙ X нв Gэм∙ X вэм = GН∙ X вн + Gв∙ X вв Решая эту систему уравнений, выражаем массовые расходы потоков на выходе из отстойника: Х нв X вэм Х нв X вн эм GН Gэм ХН Х нн GВ Х вв Х вв Gэм X вэм GН X вн Х вв Для дальнейшего расчёта необходимо определить долю воды в нефти и долю нефти в воде на выходе из отстойника. Так как эти данные могут быть получены только экспериментальным путём, примем на основании производственных данных: X вн = 0,05 X нв = 0,001 Тогда: X нн = 1 – 0,05 = 0,95 X вв = 1 – 0,001 = 0,999 Массовый расход нефти на выходе из отстойника: 0,001 0,31 0,999 G Н 115199,19 83635,09 кг/ч 0,001 0,05 0,95 0,999 0,69 Массовый расход пластовой воды на выходе из отстойника: GВ 115199,19 0,31 83635,09 0,05 31564,10 кг/ч 0,999 131 При верном расчёте выполняется условие: GН GВ Gэм 83635,09 + 31564,1 = 115199,19 кг/ч Условие выполняется. Для составления материального баланса определяем составы потоков на выходе из отстойника: Количество чистой нефти в нефтяном потоке из отстойника: GН Х нн 83635,09 0,95 79453,34 кг/ч Количество воды в нефтяном потоке из отстойника: GН Х вн 83635,09 0,05 4181,75 кг/ч Количество чистой нефти в пластовой воде из отстойника: GВ Х нв 31564,10 0,001 31,56 кг/ч Количество чистой воды в пластовой воде из отстойника: GВ Х вв 31564,10 0,999 31532,53 кг/ч Составляем материальный баланс обезвоживания нефти (табл. 12.9). процесса предварительного Таблица 12.9 Материальный баланс предварительного обезвоживания нефти на 1 млн т в год по пластовой нефти Приход Поток Эмульсия в том числе: - нефть - вода Расход % масс. 100,00 кг/ч тыс. т/г 115199,19 967,67 69,00 31,00 79484,90 35714,29 667,67 300,00 Поток Эмульсия в том числе: - нефть - вода Пластовая вода Итого 100,00 115199,19 967,67 в том числе: - вода - нефть Итого 132 % масс. 72,60 кг/ч тыс. т/г 83635,09 702,53 95,00 5,00 79453,34 4181,75 667,41 35,13 27,40 31564,1 265,14 99,90 0,10 100,00 31532,53 31,56 115199,19 264,87 0,27 967,67 12.4. Материальный баланс второй ступени сепарации нефти В соответствии с принятой последовательностью стадий подготовки нефти, вторая ступень сепарации производится при давлении 0,3 МПа и температуре 50оС (после нагрева нефти в печи). Расчёт производим по такой же методике, что и для первой ступени сепарации. Для расчёта материального баланса необходимо определить долю образовавшейся газовой фазы при принятых условиях сепарации (или долю отгона), а также состав газовой и жидкой фазы. Мольная доля отгона e| определяется также методом последовательного приближения путём подбора такого значения, при котором будет выполняться условие (см. п. 8.4.1): Z i| K i 1 e| ( K i 1) 1 где Z i| - мольная доля компонента в поступающей нефти; K i - константа фазового равновесия данного компонента при температуре и давлении на второй ступени сепарации. В табл. 12.10 приведены справочные значения констант фазового равновесия компонентов при давлении 0,3 МПа температурах 40оС и 60оС. Таблица 12.10 Значение констант фазового равновесия компонентов Компонент N2 СО2 СН4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 С6Н14 и выше Значение константы фазового равновесия при 40оС и 0,3 МПа при 60оС и 0,3 МПа 256,00 249,00 29,00 34,00 64,00 70,00 13,50 17,00 4,10 5,80 1,70 2,70 1,25 2,10 0,52 0,87 0,43 0,74 - Путём интерполяции определяем значения констант при рабочих условиях сепарации (табл. 12.11). 133 Таблица 12.11 Значение констант фазового равновесия компонентов при рабочих условиях второй ступени сепарации Значение константы фазового равновесия при 50оС и 0,3 МПа 252,50 31,50 67,00 15,25 4,95 2,20 1,675 0,695 0,585 0,0001 Компонент N2 СО2 СН4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 С6Н14 и выше Для компонента «С6Н14 и выше» значение константы фазового равновесия также условно примем равным 0,0001. Мольный состав нефти, поступающей на вторую ступень сепарации, соответствует составу жидкой фазы после первой ступени сепарации (см. табл. 12.5). Расчёт путём последовательного приближения показывает, что мольная доля отгона составляет: e|=0,0369 Определяем мольный состав газовой и жидкой фазы (табл. 12.12). Таблица 12.12 Мольный состав фаз второй ступени сепарации Компонент Mi z N2 CO2 CH4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 С6 и выше Сумма 28 44 16 30 44 58 58 72 72 227 - 7,4·10-5 0,0011 0,0225 0,0178 0,0551 0,0117 0,0450 0,0168 0,0286 0,8014 1,0000 | i Ki 252,50 31,50 67,00 15,25 4,95 2,20 1,675 0,695 0,585 0,0001 134 yi| zi| K i 1 e| ( K i 1) 0,0018 0,0158 0,4395 0,1776 0,2382 0,0247 0,0735 0,0118 0,0170 8,321·10-5 1,0000 yi| x Ki | i 7,2·10-6 0,0005 0,0066 0,0116 0,0481 0,0112 0,0439 0,0169 0,0290 0,8321 1,0000 Рассчитываем массовый состав газовой и жидкой фазы (табл.12.13 и табл. 12.14). Таблица 12.13 Массовый состав газовой фазы второй ступени сепарации Компонент Mi y i| yi| N2 CO2 CH4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 С6 и выше Сумма: 28 44 16 30 44 58 58 72 72 227 - 0,0018 0,0158 0,4395 0,1776 0,2382 0,0247 0,0735 0,0118 0,0170 8,321·10-5 1,0000 Mi 0,0510 0,6933 7,0319 5,3288 10,4816 1,4354 4,2658 0,8478 1,2217 0,0189 31,3764 yi| M i ( yi| M i ) yi·100, % масс. 0,0016 0,0221 0,2241 0,1698 0,3341 0,0457 0,1360 0,0270 0,0389 0,0006 1,0000 0,1624 2,2097 22,4116 16,9835 33,4059 4,5749 13,5957 2,7021 3,8938 0,0603 100,0000 yi Таблица 12.14 Массовый состав жидкой фазы второй ступени сепарации Компонент N2 CO2 CH4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 С6 и выше Сумма: Mi xi| 28 44 16 30 44 58 58 72 72 227 - 7,2·10-6 0,0005 0,0066 0,0116 0,0481 0,0112 0,0439 0,0169 0,0290 0,8321 1,0000 xi| Mi 0,0002 0,0220 0,1050 0,3494 2,1175 0,6525 2,5468 1,2199 2,0884 189,1736 198,2753 xi xi| M i Mi ) 0,000001 0,0001 0,0005 0,0018 0,0107 0,0033 0,0128 0,0062 0,0105 0,9541 1,0000 ( xi| Массовая доля отгона: ee | M гср Mн 0,0369 135 31,3764 0,006026 192 xi·100, % масс. 0,0001 0,0111 0,0529 0,1762 1,0680 0,3291 1,2845 0,6153 1,0533 95,4096 100,0000 где М гср ( yi| M i ) - средняя молекулярная масса газовой фазы, кг/кмоль (см. табл. 12.13); М н ( хi| M i ) = 192 - средняя молекулярная масса нефти, поступающей на вторую ступень сепарации, т.е. жидкой фазы после первой ступени сепарации (см. табл. 12.7). Плотность газа при нормальных условиях: ну г М срг 22,4 31,3764 1,40 кг/м3 22,4 Плотность газа при рабочих условиях второй ступени сепарации: г гну To P 273 0,3 1,40 3,55 кг/м3 T Po (273 50) 0,1 Составляем материальный баланс второй ступени сепарации. Из материального баланса предварительного обезвоживания (см. табл. 12.9) следует, что на вторую ступень сепарации поступает эмульсия в количестве: G = 83635,09 кг/ч Количество безводной нефти на входе: Gн(вх) = 79453,34 кг/ч Газ отделяется в сепараторе от нефти с производительностью: Gг = e·Gн = 0,006026·79453,34 = 478,82 кг/ч Из сепаратора выходит поток жидкости с производительностью по чистой нефти Gн(вых) и по эмульсии Gэм соответственно: Gн(вых) = Gн(вх) - Gг = 79453,34 - 478,82 = 78974,52кг/ч Gэм = Gн(вых) + Gв = 78974,52 + 4181,75 = 83156,27 кг/ч где Gв – количество воды на выходе из сепаратора. Так как количество воды на входе и выходе из сепаратора не изменяется, поэтому Gв = 4181,75 кг/ч (см. табл. 12.9). 136 Правильность расчёта выполнением условия: материального баланса определяется G = Gэм + Gг 83635,09 = 83156,27 + 478,82 кг/ч Условие выполняется. Материальный сепарации сводим в табл. 12.15. баланс второй ступени Таблица 12.15 Материальный баланс второй ступени сепарации на 1 млн т в год по пластовой нефти Приход Расход Поток Эмульсия в том числе: - нефть - вода % масс. 100,00 кг/ч тыс. т/г 83635,09 702,53 95,00 5,00 79453,34 4181,75 667,41 35,13 Итого 100,00 83635,09 702,53 Поток Эмульсия в том числе: - нефть - вода Газ Итого % масс. 99,43 кг/ч тыс. т/г 83156,27 698,51 94,97 5,03 0,57 100,00 78974,52 4181,75 478,82 83635,09 663,38 35,13 4,02 702,53 12.5. Материальный баланс глубокого обезвоживания нефти Глубокое обезвоживание нефти производится в электродегидраторе. Эмульсия из сепаратора второй ступени поступает в электродегидратор, где разделяется на два потока – обезвоженную нефть и пластовую воду. Основные исходные данные для расчёта получены в материальном балансе второй ступени сепарации. Введём обозначения (рис. 12.2): Gэм = 83156,27 – массовый расход эмульсии на входе в электродегидратор; X нэм = 0,9497 – массовая доля нефти в поступающей эмульсии; X вэм = 0,0503 – массовая доля воды в поступающей эмульсии; Gн – массовый расход нефти на выходе из электродегидратора, кг/ч; X нн – массовая доля чистой нефти в потоке нефти на выходе из электродегидратора; X вн – массовая доля воды в нефтяном потоке на выходе из электродегидратора; Gв – массовый расход пластовой воды на выходе из электродегидратора, кг/ч; 137 X нв – массовая доля чистой нефти в пластовой воде на выходе из электродегидратора; X вв – массовая доля чистой воды в потоке пластовой воды на выходе из электродегидратора. Рис. 12.2. Схема потоков в электродегидраторе После электродегидратора остаточная доля воды в обезвоженной нефти, согласно исходным данным, должна составлять: X вэм = 0,002 Поэтому доля электродегидратора: чистой нефти в нефтяном потоке из X нн = 1 – 0,002 = 0,998 Примем на основании производственных данных долю нефти в пластовой воде на выходе из электродегидратора: X нв = 0,001 Тогда доля чистой воды в потоке пластовой воды составит: X вв =1 – 0,001 = 0,999 138 Составляем систему уравнений: Gэм∙ X нэм = Gн ∙ Xнн + Gв ∙ X нв Gэм∙ X вэм = Gн ∙ X вн + Gв ∙ X вв При решении системы уравнений определяем массовый расход обезвоженной нефти на выходе из электродегидратора: Х нв X вэм 0,001 0,0503 Х 0,9497 в Хв 0,999 G Н Gэм 83156 , 27 79128,75 кг/ч в н 0 , 001 0 , 002 Х X 0,998 Х нн н в в 0,999 Хв эм н Массовый расход пластовой воды на выходе из электродегидратора: Gэм X вэм GН X вн 83156 ,27 0,0503 79128,75 0,002 GВ 4027 ,52 кг/ч Х вв 0,999 При верном расчёте должно выполняться условие: G Н G В G эм 79128,75 +4027,52 = 83156,27 кг/ч Условие выполняется. Для составления материального баланса определяем составы потоков на выходе из электродегидратора. Количество чистой нефти в нефтяном потоке из электродегидратора: GН Х нн 79128,75 0,998 78970,49 кг/ч Количество воды в нефтяном потоке из электродегидратора: GН Х вн 79128,75 0,002 158,26 кг/ч Количество чистой нефти в пластовой воде из электродегидратора: G В Х нв 4027,52 0,001 4,02 кг/ч 139 Количество чистой воды в пластовой воде из электродегидратора: GВ Х вв 4027,52 0,999 4023,5 кг/ч Составляем таблицу материального баланса (табл. 12.16): Таблица 12.16 Материальный баланс глубокого обезвоживания нефти на 1 млн т в год по пластовой нефти Приход Поток Эмульсия в том числе: - нефть - вода Расход % масс. 100 кг/ч тыс. т/г 83156,27 698,51 94,97 5,03 78974,52 4181,75 663,38 35,13 Поток Нефть в том числе: - нефть - вода Пластовая вода Итого 100 83156,27 698,51 в том числе: - вода - нефть Итого % масс. 95,16 кг/ч тыс. т/г 79128,75 664,68 99,80 0,20 78970,49 158,26 663,35 1,33 4,84 4027,52 33,83 99,90 0,10 100,00 4023,5 4,02 83156,27 33,80 0,03 698,51 12.6. Материальный баланс конечной ступени сепарации нефти Конечная сепарация нефти предназначена для окончательной стабилизации товарной нефти до такого состояния, при котором будут соблюдаться условия ГОСТ Р 51858 , т.е. давление насыщенных паров нефти при температуре 38оС должно составлять не более 66,7 кПа. Этого можно добиться путём разгазирования нефти при температуре 38оС и абсолютном давлении Р: Р = 101,3 + 66,7 = 168 кПа = 0,168 МПа Таким образом, расчёт конечной ступени сепарации нефти производится при температуре 38оС и давлении 0,168 МПа. Расчёт производится по такой же методике, что и для первой и для второй ступеней сепарации. Для расчёта материального баланса необходимо определить долю образовавшейся газовой фазы при принятых условиях сепарации (или долю отгона), а также состав газовой и жидкой фазы. 140 Мольная доля отгона e| определяется методом последовательного приближения путём подбора такого значения, при котором будет выполняться условие (см. п. 8.4.1): Z i| K i 1 e| ( K 1) 1 i где Z i| - мольная доля компонента в поступающей нефти; K i - константа фазового равновесия данного компонента при температуре и давлении на конечной ступени сепарации. В табл. 12.17 приведены значения констант фазового равновесия компонентов при температуре 38оС давлениях 0,1 МПа и 0,2 МПа. Таблица 12.17 Значение констант фазового равновесия компонентов Компонент N2 СО2 СН4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 С6Н14 и выше Значение константы фазового равновесия при 38оС и 0,1 МПа при 38оС и 0,2 МПа 709,80 370,80 85,60 43,0 188,8 94,0 39,00 19,40 12,00 5,78 4,76 2,40 3,16 1,72 1,34 0,66 1,09 0,57 - Путём интерполяции определяем значения констант при рабочих условиях сепарации (табл. 12.18). Для компонента «С6Н14 и выше» значение константы фазового равновесия условно примем равным 0,0001. Мольный состав нефти, поступающей на конечную ступень сепарации, соответствует составу жидкой фазы после второй ступени сепарации (см. табл. 12.12). Расчёт показал, что мольная доля отгона равна: e|=0,01635 141 Таблица 12.18 Значение констант фазового равновесия компонентов при рабочих условиях конечной ступени сепарации Значение константы фазового равновесия при 38оС и 0,168 МПа 479,28 56,63 124,34 25,67 7,77 3,16 2,18 0,88 0,74 0,0001 Компонент N2 СО2 СН4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 С6Н14 и выше Определяем мольный состав газовой и жидкой фазы (табл. 12.19). Таблица 12.19 Мольный состав фаз конечной ступени сепарации Компонент Mi N2 CO2 CH4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 С6 и выше Сумма 28 44 16 30 44 58 58 72 72 227 - z | i Ki 7,2·10-6 479,2800 0,0005 56,6300 0,0066 124,3400 0,0116 25,6700 0,0481 7,7700 0,0112 3,1600 0,0439 2,1800 0,0169 0,8800 0,0290 0,7400 0,8321 0,0001 1,0000 - yi| zi| K i 1 e| ( K i 1) 0,0004 0,0148 0,2704 0,2131 0,3367 0,0343 0,0939 0,0149 0,0215 8,459·10-5 1,0000 yi| Ki 8,2·10-7 0,00026 0,0022 0,0083 0,0433 0,0109 0,0431 0,0170 0,0291 0,8459 1,0000 xi| Рассчитываем массовый состав газовой и жидкой фазы (табл.12.20 и табл. 12.21). 142 Таблица 12.20 Массовый состав газовой фазы конечной ступени сепарации Компонент Mi y i| yi| N2 CO2 CH4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 С6 и выше Сумма: 28 44 16 30 44 58 58 72 72 227 - 0,0004 0,0148 0,2704 0,2131 0,3367 0,0343 0,0939 0,0149 0,0215 8,459·10-5 1,0000 Mi 0,0110 0,6528 4,3260 6,3921 14,8139 1,9886 5,4488 1,0727 1,5446 0,0192 36,2696 yi yi| M i Mi ) 0,0003 0,0180 0,1193 0,1762 0,4084 0,0548 0,1502 0,0296 0,0426 0,0005 1,0000 ( yi| yi·100, % масс. 0,0302 1,7998 11,9274 17,6238 40,8437 5,4828 15,0230 2,9577 4,2586 0,0530 100,0000 Таблица 12.21 Массовый состав жидкой фазы конечной ступени сепарации Компонент N2 CO2 CH4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 С6 и выше Сумма: xi| Mi 28 44 16 30 44 58 58 72 72 227 - xi| -7 8,2·10 0,0003 0,0022 0,0083 0,0433 0,0109 0,0431 0,0170 0,0291 0,8459 1,0000 Mi 2,3·10 0,0115 0,0348 0,2490 1,9064 0,6303 2,4985 1,2223 2,0975 192,3177 200,9681 -5 xi xi| M i ( xi| Mi ) 1,1·10 0,0001 0,0002 0,0012 0,0095 0,0031 0,0124 0,0061 0,0104 0,9570 1,0000 -7 xi·100, % масс. 1,1·10-5 0,0057 0,0173 0,1239 0,9486 0,3136 1,2432 0,6082 1,0437 95,6956 100,0000 Массовая доля отгона: ee | M гср Mн 0,01635 36,27 0,003 198 где М гср ( yi| M i ) - средняя молекулярная масса газовой фазы, кг/кмоль (см. табл. 12.20); 143 М н ( хi| M i ) = 198 - средняя молекулярная масса нефти, поступающей на конечную ступень сепарации, т.е. жидкой фазы после второй ступени сепарации (см. табл. 12.14). Плотность газа при нормальных условиях: ну г М срг 22,4 36,27 1,62 кг/м3 22,4 Плотность газа при рабочих условиях конечной ступени сепарации: г гну To P 273 0,168 1,62 2,539 кг/м3 T Po (273 38) 0,1 Составляем материальный баланс конечной ступени сепарации. Из материального баланса глубокого обезвоживания (см. табл. 12.16) следует, что на сепарацию поступает нестабильная нефть в количестве: G = 79128,75 кг/ч Количество безводной нефти на входе: Gн(вх) = 78970,49 кг/ч Газ отделяется в сепараторе от нефти с производительностью: Gг = e·Gн = 0,003·78970,49 = 236,19 кг/ч Из сепаратора выходит товарная нефть с производительностью Gтов, в которой будет чистой нефти Gн(вых): Gн(вых) = Gн(вх) - Gг = 78970,49 - 236,19 = 78734,3 кг/ч Gтов = Gн(вых) + Gв = 78734,3 + 158,26 = 78892,56 кг/ч где Gв – количество воды в товарной нефти на выходе из сепаратора. Так как количество воды на входе и выходе из сепаратора не изменяется, поэтому Gв = 158,26 кг/ч (см. табл. 12.16). Правильность расчёта материального баланса определяется выполнением условия: G = Gтов + Gг 79128,75 = 78892,56 + 236,19 кг/ч Условие выполняется. 144 Материальный баланс конечной ступени сепарации сводим в табл. 12.22. Таблица 12.22 Материальный баланс конечной ступени сепарации на 1 млн т в год по пластовой нефти Приход Расход Поток Нестаб. нефть в том числе: - нефть - вода % масс. кг/ч тыс. т/г 100 79128,75 664,68 99,80 0,20 78970,49 158,26 663,35 1,33 Итого 100,00 79128,75 664,68 Поток Товарная нефть в том числе: - нефть - вода Газ Итого % масс. кг/ч тыс. т/г 99,70 78892,56 662,70 99,80 0,20 0,30 100,00 78734,30 158,26 236,19 79128,75 661,37 1,33 1,98 664,68 12.7. Материальный баланс установки подготовки нефти Производим корректировку материальных балансов всех стадий на заданную расчётную производительность 3 млн т в год по товарной нефти. Так как товарная нефть выходит с конечной ступени сепарации, поэтому корректировку производим в обратной последовательности. Составляем материальный баланс конечной ступени сепарации на 3 млн т в год по товарной нефти (табл. 12.23). Корректировку баланса производим следующим образом. Задаёмся расходом товарной нефти – 3 млн т в год, или 3000 тыс т в год. Производим пересчёт расхода в кг/ч: 3000·106/8400 = 357142,86 кг/ч Массовое соотношение товарной нефти и газа на выходе из сепаратора известно: 99,7% масс. и 0,3 % масс. соответственно (табл. 12.22). Определяем по пропорции количество газа, которое образуется при заданном расходе товарной нефти: 0,3 357142,86 1074,65 кг/ч 99,70 Из массового соотношения в товарной нефти чистой нефти и воды (99,8% масс. и 0,2 % масс.), по пропорции рассчитываем расходы чистой нефти и воды. В этом случае расход товарной нефти принимаем за 100 % масс. Количество чистой нефти: 145 99,8 357142 ,86 356428 ,57 кг/ч 100,00 Количество воды: 0,2 357142 ,86 714,29 кг/ч 100,00 Общий расход товарной нефти и газа: 357142,86 + 1074,65 = 358217,51 кг/ч Полученный расход должен быть равен расходу поступающей нестабильной нефти, т.е. приходу. Количество воды на входе в сепаратор и на выходе из него не меняется и составляет 714,29 кг/ч. Тогда количество чистой нефти на входе в сепаратор будет составлять: 358217,51 – 714,29 = 357503,22 кг/ч Сводим материальный баланс в таблицу 12.23. Таблица 12.23 Материальный баланс конечной ступени сепарации на 3 млн т в год по товарной нефти Приход Расход Поток Нестаб. нефть в том числе: - нефть - вода % масс. кг/ч тыс. т/г 100,00 358217,51 3009,03 99,80 0,20 357503,22 714,29 3003,03 6,00 Итого 100,00 358217,51 3009,03 Поток Товарная нефть в том числе: - нефть - вода Газ Итого % масс. кг/ч тыс. т/г 99,70 357142,86 3000,00 99,80 0,20 0,30 100,00 356428,57 714,29 1074,65 358217,51 2994,00 6,00 9,03 3009,03 Производим пересчёт всех статей прихода и расхода из кг/ч в тыс. т/год. Например, расход газа составляет: 1074 ,65 8400 9,03 тыс т/г 1000000 Далее производим корректировку материального баланса стадии глубокого обезвоживания нефти на 3 млн т в год по товарной нефти. 146 Количество нестабильной нефти, поступающей на конечную сепарацию, должно быть равно количеству нефти, уходящей со стадии глубокого обезвоживания. Поэтому эти данные (358217,51 кг/ч, 357503,22 кг/ч и 714,29 кг/ч и) вносим в соответствующие статьи расхода (см. табл. 12.24). Процентный массовый состав потоков материального баланса остаётся неизменным (см. табл. 12.16). Расход пластовой воды: 4,84 358217 ,51 18219 ,55 кг/ч 95,16 Количество чистой воды и нефти в потоке пластовой воды, соответственно: 99,9 18219 ,55 18201,33 кг/ч 100,00 0,1 18219 ,55 18,22 кг/ч 100,00 Общий расход нефти и пластовой воды из электродегидратора: 358217,51 + 18219,55 = 376437,06 кг/ч Этот расход должен быть равен расходу входящей эмульсии. Количество чистой воды на входе и выходе не изменяется. Поэтому на входе в электродегидратор поступает вода в количестве: 714,29 + 18201,33 = 18915,62 кг/ч Количество чистой нефти на входе будет составлять: 376437,06 – 18915,62 = 357521,44 кг/ч При верном расчёте количество чистой нефти на входе должно быть равно суммарному количеству чистой нефти в нефтяном и водном потоке на выходе (кг/ч): 357521,44 = 357503,22 + 18,22 Условие материального баланса выполняется. Полученные результаты сводим в таблицу 12.24. 147 Таблица 12.24 Материальный баланс глубокого обезвоживания нефти на 3 млн т в год по товарной нефти Приход Поток Эмульсия в том числе: - нефть - вода Расход % масс. кг/ч тыс. т/г 100,00 376437,06 3162,07 94,97 5,03 357521,44 18915,62 3003,18 158,89 Поток Нефть в том числе: - нефть - вода Пластовая вода Итого 100,00 376437,06 в том числе: - вода - нефть 3162,07 Итого % масс. кг/ч тыс. т/г 95,16 358217,51 3009,03 99,80 0,20 357503,22 714,29 3003,03 6,00 4,84 18219,55 153,04 99,90 0,10 100,00 18201,33 18,22 376437,06 152,89 0,15 3162,07 Проверяем соотношение нефти и воды на входе в электродегидратор: 357521,44 100 94,97 % масс. 376437 ,06 18915,62 100 5,03 % масс. 376437 ,06 Полученные значения соответствуют данным табл. 12.16. Производим пересчёт всех статей прихода и расхода из кг/ч в тыс. т/г. Например, расход чистой нефти на входе: 357521,44 8400 3003,18 тыс т/г 1000000 Корректируем материальный баланс второй ступени сепарации. Количество и состав эмульсии на входе в электродегидратор (табл. 12.24) должно быть равно количеству и составу эмульсии на выходе из сепаратора второй ступени. Поэтому соответствующие статьи прихода из электродегидратора (357521,44 кг/ч и 18915,62 кг/ч) вносим в соответствующие статьи расхода материального баланса второй ступени сепарации (табл. 12.25). 148 Таблица 12.25 Материальный баланс второй ступени сепарации на 3 млн т в год по товарной нефти Приход Расход Поток Эмульсия в том числе: - нефть - вода % масс. 100,00 кг/ч тыс. т/г 378595,05 3180,20 95,00 5,00 359679,43 18915,62 3021,31 158,89 Итого 100,00 378595,05 3180,20 Поток Эмульсия в том числе: - нефть - вода Газ Итого % масс. 99,43 кг/ч тыс. т/г 376437,06 3162,07 94,97 5,03 0,57 100,00 357521,44 18915,62 2157,99 378595,05 3003,18 158,89 18,13 3180,20 Из табл. 12.15 следует, что на выходе из сепаратора соотношение эмульсии и газа составляет соответственно 99,43% масс. и 0,57% масс. Поэтому расход газа будет составлять: 0,57 376437 ,06 2157 ,99 тыс т/г 99,43 Суммарный расход эмульсии и газа на выходе: 376437,06 + 2157,99 = 378595,05 кг/ч Это количество должно быть равно количеству эмульсии на входе в сепаратор. Количество воды на входе и выходе не меняется. Тогда количество чистой нефти на входе будет составлять: 378595,05 – 18915,62 = 359679,43 кг/ч Проверяем соотношение нефти и воды в эмульсии на входе в сепаратор: 359679 ,43 100 95 % масс. 378595 ,05 18915,62 100 5 % масс. 378595 ,05 Полученные значения соответствуют данным табл. 12.15. Производим пересчёт всех статей расхода в тыс. т/год. Корректируем материальный баланс предварительного обезвоживания нефти. Статьи прихода из материального баланса второй 149 ступени сепарации (количество эмульсии 378595,05 кг/ч, содержание в ней нефти и воды – 359679,43 кг/ч и 18915,62 кг/ч соответственно) переносим в соответствующие статьи расхода (табл. 12.26). Таблица 12.26 Материальный баланс предварительного обезвоживания нефти на 3 млн т в год по товарной нефти Приход Поток Эмульсия в том числе: - нефть - вода Итого Расход % масс. 100,00 кг/ч 521480,79 тыс. т/г 4380,44 69,00 31,00 359822,32 161658,47 3022,51 1357,93 100,00 521480,79 4380,44 Поток Эмульсия в том числе: - нефть - вода Пластовая вода в том числе: - вода - нефть Итого % масс. 72,60 кг/ч 378595,05 тыс. т/г 3180,20 95,00 5,00 359679,43 18915,62 3021,31 158,89 27,40 142885,74 1200,24 99,90 0,10 100,00 142742,85 142,89 521480,79 1199,04 1,20 4380,44 Соотношение эмульсии и пластовой воды (72,6% масс. и 27,4% масс.) на выходе из отстойника остаётся неизменным (см. табл. 12.9). Поэтому расход пластовой воды будет составлять: 27,4 378595 ,05 142885 ,74 кг/ч 72,6 Количество чистой воды в этом потоке: 99,9 142885 ,74 142742 ,85 кг/ч 100 Количество нефти в пластовой воде: 0,1 142885 ,74 142,89 кг/ч 100 Общий расход эмульсии и пластовой воды на выходе из отстойника: 378595,05 + 142885,74 = 521480,79 кг/ч 150 Это количество должно быть равно количеству эмульсии на входе в отстойник. Расход чистой воды на входе и выходе не изменяется, поэтому находим количество воды в эмульсии на входе: 18915,62 + 142742,85 = 161658,47 кг/ч Количество чистой нефти на входе: 521480,79 – 161658,47 = 359822,32 кг/ч Находим массовое соотношение этих потоков: 161658 ,47 100 31 % масс. 521480 ,79 359822 ,32 100 69 % масс. 521480 ,79 Полученные результаты соответствуют данным табл. 12.9. Переводим все статьи баланса в тыс. т/г. Далее корректируем материальный баланс первой ступени сепарации. Переносим соответствующие статьи прихода из табл. 12.26 (521480,79 кг/ч, 359822,32 кг/ч и 161658,47 кг/ч) в табл. 12.27. Таблица 12.27 Материальный баланс первой ступени сепарации на 3 млн т в год по товарной нефти Приход Расход Поток Пластовая нефть в том числе: - нефть - вода % масс. Поток % масс. кг/ч тыс. т/г кг/ч тыс. т/г 100,00 538886,83 4526,65 Эмульсия 96,77 521480,79 4380,44 377228,36 161658,47 3168,72 1357,93 538886,83 4526,65 в том числе: - нефть - вода Газ Итого 70,00 30,00 69,00 31,00 3,23 100,00 359822,32 161658,47 17406,04 538886,83 3022,51 1357,93 146,21 4526,65 Итого 100,00 Расход газа составит: 3,23 521480 ,79 17406 ,04 кг/ч 96,77 151 Общий расход эмульсии и газа на выходе из сепаратора: 521480,79 + 17406,04 = 538886,83 кг/ч Это количество равно расходу пластовой нефти на входе. Так как количество воды на входе и выходе не изменяется, находим расход чистой нефти на входе: 538886,83 – 161658,47 = 377228,36 кг/ч Массовое соотношение нефти и воды на входе соответственно: 377228,36 100 70 % масс. 538886,83 161658,47 100 30 % масс. 538886,83 Полученные результаты соответствуют данным табл. 12.8. По данным материальных балансов всех стадий составляем суммарный материальный баланс всей установки подготовки нефти на 3 млн т в год по товарной нефти. Общее количество попутного газа, отделяемого на трёх ступенях сепарации: Gг = 17406,04 + 2157,99 + 1074,65 = 20638,68 кг/ч; Общее количество пластовой воды, предварительного и глубокого обезвоживания: удаляемой на стадиях Gп.в. = 142885,74 + 18219,55 = 161105,29 кг/ч; В этой пластовой воде количество чистой воды будет составлять: Gв = 142742,85 + 18201,33 = 160944,18 кг/ч; Количество чистой нефти в пластовой воде: Gн = 142,89 + 18,22= 161,11 кг/ч; Таким образом, с установки подготовки нефти будут уходить следующие потоки: - товарная нефть Gтов = 357142,86 кг/ч; - попутный газ Gг = 20638,68 кг/ч; - пластовая вода Gп.в. = 161105,29 кг/ч. 152 Суммарный расход этих потоков: Gтов + Gг + Gп.в. = 357142,86 + 20638,68 + 161105,29 = 538886,83 кг/ч Из материального баланса первой ступени сепарации (табл. 12.27) следует, что количество поступающей пластовой нефти составляет: G = 538886,83 кг/ч. При верном расчёте должно выполняться условие: G = Gтов + Gг + Gп.в. Условие выполняется. Составляем материальный баланс установки (табл. 12.28). Таблица 12.28 Материальный баланс установки подготовки нефти на 3 млн т в год по товарной нефти Приход Поток % масс. кг/ч Пластовая нефть 100,00 538886,83 70,00 30,00 377228,36 161658,47 в том числе: - нефть - вода Расход тыс. т/г Поток Товарная 4526,65 нефть в том числе: 3168,72 - нефть 1357,93 - вода Газ Пластовая вода Итого 100,00 538886,83 в том числе: - вода - нефть 4526,65 Итого % масс. кг/ч тыс. т/г 66,27 357142,86 3000,00 99,80 0,20 3,83 356428,57 714,29 20638,68 2994,00 6,00 173,36 29,90 161105,29 1353,28 99,90 0,10 100,00 160944,18 161,11 53886,83 1351,93 1,35 452,65 Проверяем баланс по воде: 714,29 + 160944,18 = 161658,47 кг/ч При верном расчёте полученный расход должен соответствовать количеству воды в пластовой нефти (табл. 12.27). Условие выполняется. Проверяем баланс по нефти: 356428,57 + 20638,68 + 161,11 = 377228,36 кг/ч 153 При верном расчёте полученный расход должен быть равен количеству чистой нефти в потоке пластовой нефти на входе в сепаратор первой ступени (табл. 12.27). Условие выполняется. Процентное соотношение уходящих с установки потоков определяем по их массовому расходу. Выход товарной нефти составит: 357142,86 100 66,27 % масс. 538886,83 Выход попутного газа: 20638,68 100 3,83 % масс. 538886,83 Выход пластовой воды: 161105,29 100 29,90 % масс. 538886,83 Полученные значения заносим в табл. 12.28. По результатам материальных балансов всех стадий составим схему материальных потоков установки подготовки нефти (рис. 12.3). Рис. 12.3. Схема материальных потоков установки подготовки нефти 154 12.8. Технологический расчёт основного оборудования 12.8.1. Расчёт сепаратора первой ступени сепарации Из материального баланса первой ступени сепарации следует, что в сепаратор поступает пластовая нефть в количестве: Gж 538886,83 кг/ч, из сепаратора выходит газ в количестве: Gг 17406,04 кг/ч. Для предварительного выбора сепаратора необходимо определить объёмный расход жидкости и газа в сепараторе. Объёмный расход жидкости: Vж Gж 25 эм 25 где эм - плотность поступающей пластовой нефти (эмульсии) при 25оС, рабочей температуре в сепараторе, кг/м3. Предварительно рассчитаем плотность эмульсии при 20оС по уравнению аддитивности, зная соотношение нефти и воды: 20 эм 1 0,7 н20 0,3 в20 1 0,7 0,3 869 1004 905,53 кг/м3 где н20 = 869 кг/м3 – плотность нефти при 20оС; в20 = 1004 кг/м3 – плотность пластовой воды при 20оС. Относительную плотность эмульсии при 25оС определим по уравнению: 4t 420 (t 20) 0,001838 0,00132 420 В нашем случае: 0,001838 0,00132 0,90553 0,00064 Относительная плотность эмульсии при рабочей температуре: 425 0,90553 0,00064 (25 20) 0,9023 Абсолютная плотность эмульсии: 25 эм 425 1000 902,3 кг/м3 155 Объёмный расход жидкости: Vж Gж 25 эм 538886,83 597,22 м3/ч 902,3 Для выбора сепаратора объёмный определить при нормальных условиях: Vг Gг ну г расход газа необходимо 17406,04 17539,34 м3/ч 0,9924 где гну = 0,9924 кг/м3 – плотность газа при нормальных условиях (см. п. 12.2). Из таблицы 8.1 выбираем сепаратор, который обеспечит необходимую производительность по жидкости и газу. Принимаем к установке горизонтальный сепаратор типа НГС–0,6–2400, со следующими характеристиками: - объём V = 50 м3; - внутренний диаметр Dв = 2,4 м; - длина L = 11,06 м; - производительность по жидкости 160 – 800 м3/ч; - производительность по газу 82900 м3/ч. Определяем максимальную пропускную способность этого сепаратора по пластовой нефти (эмульсии): max ж V F d 2 ( эм г ) g 3600 , м3/ч 18 эм где F – площадь зеркала нефти, м2. Обычно уровень жидкости в сепараторе находится несколько выше осевой линии. Для упрощения расчётов можно с достаточной точностью принять площадь зеркала нефти равной 95% от максимального значения: F 0,95 Dв L 0,95 2,4 11,06 25,22 м2 d – диаметр пузырьков газа, который не должен превышать 1…2 мм. Примем d = 1,55·10-3 м. эм плотность эмульсии при рабочих условиях в сепараторе, кг/м3. г = 5,55 кг/м3 – плотность газа при рабочих условиях в сепараторе (см. п. 12.2). 156 эм динамическая вязкость эмульсии при 25оС, Па∙с. Для её расчёта необходимо предварительно определить динамическую вязкость нефти при 25оС. Для расчёта последней предварительно находим динамическую вязкость нефти при 20оС и 50оС. Из условия известно, что кинематическая вязкость нефти при 20оС и 50оС составляет соответственно (см. п. 12.1): 20 15 сСт 15 10 6 м2/с 50 5 сСт 5 10 6 м2/с Динамическая вязкость нефти при 20оС: 20 20 20 15 10 6 869 13,04 10 3 Па с 13,04 мПа с Для определения динамической вязкости нефти при 50оС находим сначала относительную плотность нефти при 50оС: 0,001838 0,00132 0,869 0,000691 450 0,869 0,000691 (50 20) 0,8483 Абсолютная плотность нефти при 50оС составляет 50 848,3 кг / м3 . Динамическая вязкость нефти при 50оС: 50 50 50 5 106 848,3 4,241103 Па с 4,241 мПа с Динамическую вязкость нефти при 25оС определяем из уравнения: lg 50 lg 25 lg 20 lg 20 lg 4,241 lg 25 lg 13,04 lg 13,04 25 20 30 0 ,166 1,0137 25 10,32 мПа с 10,32 10 3 Па с 157 Динамическую вязкость эмульсии определим по формуле: эм 25 (1 B) 2,5 10,32 10 3 25,17 10 3 Па с 2,5 (1 0,3) где B = 0,3 – доля воды в эмульсии. Максимальная пропускная способность сепаратора по жидкости: V max ж 25,22 (1,55 10 3 ) 2 (902,3 5,55) 9,81 3600 4235,2 м 3 / ч 3 18 25,17 10 Таким образом, расчёт показывает, что максимальная пропускная способность выбранного сепаратора по жидкости превышает реальный расход пластовой нефти на входе: 4235,2 м3/ч > 597,22 м3/ч Следовательно, выбранный сепаратор обеспечит необходимые условия первой ступени сепарации нефти. 12.8.2. Расчёт отстойника Для расчёта необходимого количества отстойников необходимо определить минимальный диаметр аппарата и минимальную длину зоны отстоя. Минимальный диаметр отстойника для обеспечения ламинарного течения эмульсии ( Re 2300 ) определяется по формуле: Dmin 4 Vвх эм 2300 эм , м f ( ) где Vвх – объемный расход эмульсии на входе в отстойник, м3/с; эм плотность эмульсии, кг/м3; эм динамическая вязкость эмульсии, Па∙с; f ( ) функция относительной высоты водяной подушки в зоне отстоя: f ( ) 0,5 (1 ) (2 ) arcsin(1 ) , hв относительная высота водяной подушки, м; R hв высота водяной подушки, м; R радиус отстойника, м. где 158 Установлено, что пропускная способность отстойника максимальна при 0,46 . Тогда f ( ) 2,596 . Из материального баланса стадии предварительного обезвоживания нефти следует, что в аппарат поступает эмульсия в количестве Gж 521480,79 кг / ч . Плотность эмульсии эм 902,3 кг / м 3 (см. п. 12.8.1). Объёмный расход эмульсии: Vвх 521480 ,79 577,95 м 3 / ч 0,161 м 3 / с 902,3 Вязкость эмульсии эм 25,17 10 3 Па с (см. п. 12.8.1). Минимальный диаметр отстойника будет составлять: Dmin 4 0,161 902,3 2300 3,14 25,17 103 3,14 3,52 м 2,596 Расчёт показал, что для обеспечения ламинарного движения эмульсии необходим минимальный диаметр отстойника 3,52 м. Но максимальный диаметр стандартного отстойника составляет только 3,4 м, поэтому для обеспечения ламинарного режима необходимо разделить входящий поток на два параллельных потока. Тогда расход эмульсии для одного потока будет составлять: Vв1х 0,161 0,0805 м 3 / с 2 Минимальная длина зоны отстоя для обеспечения необходимого времени осаждения капель воды определяется по формуле: L hoc cp oc ,м где hoc – высота зоны отстоя, м; cp средняя горизонтальная скорость движения эмульсии в аппарате, м/с; oc скорость стеснённого осаждения капель воды, м/с. Высота зоны отстоя hoc определяется следующим образом. Ранее было установлено, что: 159 hв 0,46 R При стандартном диаметре отстойника D = 3,4 м его радиус составит: R 3,4 м 2 Высота водяной подушки: hв R 0,46 3,4 0,782 м 2 Высота зоны отстоя: hос D hв 3,4 0,782 2,62 м Средняя горизонтальная скорость движения эмульсии определяется как среднее арифметическое скоростей на входе и выходе: ср вх вых 2 Vвх1 вх S вых 1 Vвых S 1 где Vвх1 и Vвых - объёмный расход эмульсии на входе в аппарат и на выходе из него, м3/с; S – площадь поперечного сечения для прохода эмульсии в аппарате, 2 м. 1 3 В нашем случае Vвых 0,0805 м / с . Из материального баланса стадии предварительного обезвоживания следует, что суммарный массовый расход эмульсии на выходе составляет Gвых = 378595,05 кг/ч. Для одного параллельного потока: 1 Gвых Gвых 378595,05 189297,5 кг / ч 2 2 160 Для определения объёмного расхода эмульсии определяем плотность эмульсии на выходе, состоящей из 95% нефти и 5% воды: 20 эм 1 0,95 0,05 869 1004 875 кг / м 3 0,001838 0,00132 0,875 0,000683 425 0,875 0,000683 (25 20) 0,8715 Таким образом, абсолютная плотность эмульсии на выходе при 25оС 25 871,5 кг / м 3 . Объёмный расход эмульсии для одного составляет эм потока на выходе: 1 Vвых 189297,5 217,21 м 3 / ч 0,0603 м 3 / с 871,5 Площадь поперечного сечения для прохода эмульсии: S 2 Dэкв 4 где Dэкв эквивалентный диаметр поперечного сечения для прохода эмульсии, м. Диаметр отстойника D и эквивалентный диаметр Dэкв связаны соотношением: D Dэкв f ( ) При f ( ) 2,596 и D = 3,4 м: Dэкв S D f ( ) 3,4 3,09 м 3,14 2,596 3,14 3,09 2 4 161 7,5 м 2 вх вых ср 0,0805 0,01 м / с 7,5 0,0603 0,008 м / с 7,5 0,01 0,008 0,009 м / с 2 Скорость стеснённого осаждения капель воды рассчитывается на основе уравнения Стокса: ос d 2 g ( в н ) (1 B) 4,7 18 Н где (1 B ) 4,7 – коэффициент, учитывающий стеснённость осаждения капель воды; В – массовая доля воды в эмульсии; d – диаметр капель воды, м; в и н плотность воды и нефти соответственно, кг/м3; н динамическая вязкость нефти, Па∙с. Установлено, что диаметр капель воды в эмульсиях, предварительно обработанных деэмульгатором, составляет (300–350)∙10-6 м. Примем d = 300∙10-6 м. Содержание воды в эмульсии на входе в отстойник составляет 31% масс., на выходе 5% масс. Среднее значение содержания воды в эмульсии в аппарате будет составлять: Wср 31 5 18 % масс. 2 Или средняя доля воды В = 0,18 Определяем относительную плотность нефти при 25оС: 0,001838 0,00132 0,869 0,000691 425 0,869 0,000691 (25 20) 0,8655 Абсолютная плотность нефти н 865,5 кг / м 3 . Динамическая вязкость нефти при 25оС (см. п. 12.8.1) и составляет н 10,32 10 3 Па с . 162 рассчитана ранее Скорость осаждения капель воды: ос (300 106 ) 2 9,81 (1004 865,5) (1 0,18) 4,7 0,000259 м / с 18 10,32 103 Минимальная длина зоны отстоя: L 2,62 0,009 91,04 м 0,000259 Примем к установке отстойник типа ОГ-200 с характеристиками: - объём V = 200 м3; - внутренний диаметр Dв. = 3,4 м; - внутренняя длина Lотс = 22,04 м. Необходимое число аппаратов для обеспечения минимальной длины зоны отстоя: L 91,04 n 4,13 Lот с 22,04 Так как предварительно поток эмульсии был разбит на два, то общее количество необходимых отстойников составит: n 4,13 2 8,3 9 штук При параллельном подключении всех девяти отстойников в каждый будет поступать следующее количество эмульсии: Vот с Vвх 0,161 0,0179 м 3 / с n 9 Проверяем максимально возможную пропускную способность одного отстойника для обеспечения ламинарного режима: 2300 Dэкв эм 2300 3,09 3,14 25,17 10 3 V мах 0,156 м 3 / с 4 эм 4 902,3 Так как 0,0179 м3/с < 0,156 м3/с, т.е. Vотс < Vмах , следовательно, ламинарный режим движения эмульсии в отстойниках обеспечен. 163 12.8.3. Расчёт сепаратора второй ступени сепарации Методика расчёта аналогична сепаратору первой ступени. Из материального баланса второй ступени сепарации следует, что в сепаратор поступает эмульсия в количестве Gж 378595,05 кг / ч . Из сепаратора отходит попутный газ в количестве Gг 2157,99 кг / ч . Для выбора сепаратора необходимо рассчитать объёмный расход жидкости и газа. Рабочая температура в сепараторе 50оС. Плотность нефти при 50оС составляет 50 848,3 кг/м3 (см. п. 12.8.1). В сепаратор поступает эмульсия с содержанием воды 5% масс. Находим плотность эмульсии на входе в сепаратор (незначительным изменением плотности пластовой воды можно пренебречь): 50 эм 1 0,95 0,05 848,3 1004 854,9 кг / м 3 Объёмный расход эмульсии: Vж Gж 50 эм 378595,05 442,85 м 3 / ч 854,9 Объёмный расход газа при нормальных условиях: Vг Gг гну 2157,99 1541,4 м 3 / ч 1,40 где гну = 1,40 кг/м3 – плотность газа второй ступени при нормальных условиях (см. п. 12.4). По объёмным расходам жидкости и газа выбираем сепаратор НГС–0,6–2400 с характеристиками: - объем V = 50 м3; - внутренний диаметр Dв. = 2,4 м; - длина L = 11,06 м; - производительность по жидкости 160-800 м3/ч; - производительность по газу 82900 м3/ч. Определяем максимальную пропускную способность выбранного сепаратора по эмульсии. Площадь зеркала нефти: F 0,95 Dв L 0,95 2,4 11,06 25,22 м2 164 Плотность газа при рабочих условиях в сепараторе (0,3 МПа и 50 оС) известна (см. п. 12.4): г 3,55 кг / м 3 Динамическая вязкость нефти при 50оС (см. п. 12.8.1): 50 4,241103 Па с Динамическая вязкость эмульсии: эм 50 (1 B) 2,5 4,241 10 3 4,822 10 3 Па с 2,5 (1 0,05) где B = 0,05 – доля воды в эмульсии. Максимальная пропускная способность сепаратора по эмульсии будет составлять: Vжmax F d 2 ( эм г ) g 3600 18 эм 25,22 (1,55 10 3 ) 2 (854,9 3,55) 9,81 3600 20988 м 3 / ч 3 18 4,822 10 Расчёт показал, что максимальная пропускная способность выбранного сепаратора превосходит реальный расход эмульсии: 20988 м3/ч > 442,85 м3/ч Следовательно, выбранный сепаратор обеспечит необходимые условия второй ступени сепарации нефти. 12.8.4. Расчёт электродегидратора Из материального баланса стадии глубокого обезвоживания нефти следует, что в электродегидратор поступает эмульсия в количестве Gж 376437,06 кг / ч . Пренебрегая небольшим снижением температуры эмульсии при её переходе от сепаратора второй ступени к электродегидратору, находим объёмный расход эмульсии: Vж Gж 50 эм 376437,06 440,33 м 3 / ч 854,9 165 Примем к установке электродегидратор типа характеристиками: - внутренний объём аппарата V = 160 м3; - внутренний диаметр Dв = 3,4 м; - производительность по эмульсии – до 450 м3/ч. Из объёма аппарата определяем полезную длину: L V 0,785 Dв2 160 0,785 3,4 2 ЭГ-160 с 17,63 м Скорость свободного осаждения капель воды в электродегидраторе рассчитываем по уравнению Стокса: o d 2 g ( в н ) 18 н где d – диаметр капель воды (примем d = 300·10-6 м); н = 50 848,3 кг/м3 – плотность нефти; н = 50 4,24110 3 Па с – динамическая вязкость нефти; в = 1004 кг/м3 – плотность воды. o (300 106 ) 2 9,81 (1004 848,3) 0,0018 м / с 18 4,241103 Проверяем режим движения капель воды: Re о d н 1,8 10 3 300 10 6 848,3 0,11 н 4,241 10 3 Так как Re < 2, это значит, что движение капель происходит в ламинарном режиме, т.е. в области действия уравнения Стокса. Скорость подъёма эмульсии в электродегидраторе в расчётах принимается минимум в два раза меньше скорости свободного осаждения капель воды. Примем скорость подъёма в 2,5 раза меньше: эм o 2,5 0,0018 0,00072 м / с 2,5 Фактическая скорость осаждения капель воды в поднимающемся вверх потоке эмульсии: ос о эм 0,0018 0,00072 0,00108 м / с 166 Время, необходимое для осаждения капель воды: ос hэм ос где hэм – высота слоя эмульсии в аппарате, м hэм R hв где hв – высота водяной подушки, м; R – радиус электродегидратора, м. R Dв 3,4 1,7 м 2 2 Высота водяной подушки в электродегидраторах ЭГ-160 и ЭГ-200 составляет hв = 1 м. Тогда: hэм 1,7 1 0,7; ос 0,7 648 с 11 мин 0,00108 Время пребывания эмульсии в аппарате: hэм эм 0,7 972 с 16 мин 0,00072 Для эффективного расслоения эмульсии должно соблюдаться условие: ос В нашем случае 16 мин > 11 мин, следовательно, условие выполняется. Находим максимальную производительность электродегидратора по эмульсии: Vэл эм S эм где Sэм – максимальная площадь зеркала эмульсии в аппарате, м2. 167 S эм Dв L 3,4 17,63 59,94 м2 Vэл 0,00072 59,94 0,043 м 3 / с 154,8 м 3 / ч Необходимое количество аппаратов составляет: n Vж 440,33 2,84 3 Vэл 154,8 Таким образом, для обеспечения процесса глубокого обезвоживания необходимо установить три электродегидратора типа ЭГ-160. 12.8.5. Расчёт сепаратора конечной ступени сепарации Из материального баланса конечной ступени сепарации следует, что в сепаратор поступает нестабильная нефть в количестве Gж 358217,51 кг / ч , из сепаратора отходит газ в количестве Gг 1074,65 кг / ч . Рабочая температура в сепараторе 38оС. Рассчитаем плотность нефти при этой температуре: 0,001838 0,00132 420 0,001838 0,00132 0,869 0,000691 438 420 (t 20) 0,869 0,000691 (38 20) 0,8566 Таким образом, абсолютная плотность безводной нефти при температуре 38оС 38 856,6 кг / м 3 . В нефти, поступающей в сепаратор, содержится 0,2 % масс. воды. С учётом этого, плотность нефти составляет: н 1 0,998 0,002 856,6 1004 856,9 кг / м 3 Объёмный расход нефти на входе в сепаратор: Vж Gж н 358217,51 418 м 3 / ч 856,9 Объёмный расход газа (при нормальных условиях): 168 Gг Vг гну 1074,65 663,4 м 3 / ч 1,62 где гну = 1,62 кг/м3 – плотность газа конечной ступени сепарации при нормальных условиях (см. п. 12.6). По объёмным расходам жидкости и газа выбираем сепаратор типа НГС – 0,6 – 2000, со следующими характеристиками: - объем V = 25 м3; - внутренний диаметр Dв. = 2 м; - длина L = 7,96 м; - производительность по жидкости 86–430 м3/ч; - производительность по газу 62200 м3/ч. Площадь зеркала нефти в сепараторе: F 0,95 DВ L 0,95 2 7,96 15,124 м 2 Плотность газа при рабочих условиях в сепараторе (см. п.14.6): г 2,54 кг / м 3 Динамическую вязкость нефти при 38оС определяем из выражения: 38 20 30 lg 50 lg 38 lg 20 lg 20 lg 38 lg 4,241 lg13,04 lg 13 , 04 0, 6 0,79 38 6,16 мПа с 6,16 103 Па с Динамическая вязкость нефти с содержанием 0,2% масс. воды: н 38 (1 0,002) 2,5 6,19 10 3 Па с Максимальная пропускная способность сепаратора по жидкости: 169 Vжмах F d 2 ( эм г ) g 3600 18 эм 15,124 (1,55 10 3 ) 2 (856,9 2,54) 9,81 3600 9839,64 м 3 / ч 3 18 6,19 10 Таким образом, расчёт показал, что максимальная пропускная способность выбранного сепаратора по жидкости превосходит реальный расход нефти: 9839,64 м3/ч > 418 м3/ч Следовательно, выбранный сепаратор обеспечит необходимые условия конечной ступени сепарации нефти. 12.9. Расчёт вспомогательного оборудования 12.9.1. Расчёт трубчатой печи В трубчатую печь поступает эмульсия из отстойников, где нагревается от 25оС до 50оС. Из материального баланса процесса предварительного обезвоживания нефти следует, что массовый расход эмульсии составляет Gэм 378595,05 кг / ч . Примем для установки печь типа ПТБ-10, техническая характеристика которой приведена в табл. 12.29. Необходимая площадь поверхности нагрева поступающей эмульсии: F Q , м2 K t ср. где Q – количество тепла, которое необходимое передать потоку эмульсии для её нагрева, Вт; Вт К – коэффициент теплопередачи, 2 ; м град t ср средний температурный напор, град. Количество передаваемого тепла эмульсии рассчитывается по уравнению: Q Gэм ( J кон J нач ) где Gэм – массовый расход эмульсии, кг/с; J кон и J нач конечная и начальная энтальпии эмульсии, Дж/кг. 170 Таблица 12.29 Техническая характеристика печи ПТБ-10 Параметр Площадь поверхности нагрева Коэффициент теплопередачи Дина труб Диаметр труб Число труб Число ходов Максимальная производительность по сырью Максимальное абсолютное давление жидкости на входе Максимальная температура нагрева Температура отходящих дымовых газов, не более Коэффициент полезного действия, не ниже Номинальная теплотворная способность Gэм Единица Значения измерения параметра м2 1150 2 Вт/(м ·гр) 20 м 18 мм 152×8 10 4 3 м /ч 800 МПа о С С % МВт о 1,0 50 600 75 11,7 378595,05 105,17 кг / с 3600 Энтальпию нефтяной эмульсии можно рассчитать по формуле: J эм 1 15 15 (0,0017 T 2 0,762 T 334,25), кДж / кг 15 относительная плотность нефтяной эмульсии; где 15 Т – температура эмульсии, К Абсолютная плотность эмульсии при 20оС составляет 875 кг / м 3 (см. п. 12.8.2). Относительная плотность эмульсии 420 0,875 . 0,000683 15 15 420 5 0,875 5 0,000683 0,8784 Энтальпия эмульсии на входе в печь: 171 J нач 1 0,0017 (25 273) 2 0,762 (25 273) 334,25 0,8784 46,73 кДж / кг 46730 Дж / кг Энтальпия эмульсии на выходе из печи: J кон 1 0,0017 (50 273) 2 0,762 (50 273) 334,25 0,8784 95,22 кДж / кг 95220 Дж / кг Полезная тепловая нагрузка печи: Q 105,17 (95220 46730) 5099693,3 Вт 5099,7 кВт Коэффициент теплопередачи известен из характеристики печи: К 20 Вт м град 2 Средний температурный напор упрощённо можно рассчитать как разность между средней температурой дымовых газов и средней температурой эмульсии: г эм t ср t ср t ср За среднюю температуру дымовых газов можно принять 600оС – температуру уходящих газов (из характеристики печи). 25 50 tср 600 562,5 С 2 Тогда необходимая площадь поверхности нагрева составит: F 5099693,3 453,3 м 2 562,5 20 Сравниваем полученное значение с площадью поверхности стандартной печи. Так как 453,3 м2 < 1150 м2, следовательно, для нагрева эмульсии достаточно одной печи типа ПТБ-10. 172 12.9.2. Расчёт резервуара для товарной нефти Из материального баланса установки следует, что в резервуар поступает товарная нефть в количестве Gн 357142 ,86 кг / ч . Плотность товарной нефти н 869 кг / м 3 . Объёмный расход товарной нефти: Vн Gн н 357142 ,86 411 м3/ч 869 Согласно нормам технологического проектирования, запас нефти в товарном парке должен быть суточный: Vтов = 411∙ 24 = 9864 м3 Примем к установке резервуар типа РВС-5000, который выпускается в двух вариантах (табл.12.30): Таблица 12.30 Техническая характеристика резервуара РВС-5000 Параметр Внутренний диаметр, Dв, м Расчетная высота налива, H, м Вариант 1 20,92 15,0 Вариант 2 22,8 12,0 Выбираем вариант 1 и определяем эффективный объём одного резервуара: Vэф S H Dв2 4 3,14 20,92 2 H 15 5153,3 м 3 4 Необходимое количество резервуаров: n Vтов 9864 1,91 2 Vэф 5153,3 Таким образом, для товарной нефти необходимо установить два резервуара типа РВС-5000. 12.9.3. Расчёт насоса для товарной нефти Исходные данные: - давление на всасе Pвх 0,15 МПа 0,15 10 6 Па (принимаем); - давление на выкиде Pвых 1,7 МПа 1,7 10 6 Па (принимаем); 173 - производительность Vн 411 м 3 / ч 0,114 м 3 / с (см. п. 12.9.2); - плотность товарной нефти н 869 кг / м 3 . Полный напор насоса: Pвых Рвх 1,7 106 0,15 106 H 181,82 м g 869 9,81 Полезная мощность насоса: N пол Vн g H 0,114 869 9,81 181,82 176699,49 Вт 176,7 кВт Мощность на валу насоса: NL N пол н 176,7 252,4 кВт 0,7 где н к.п.д. насоса. Примем н 0,7 . Мощность, потребляемая электродвигателем насоса: N дв NL 252,4 280,4 кВт пер дв 0,9 где пер к.п.д. передачи от электродвигателя; дв к.п.д. двигателя. Примем пер дв 0,9 . Установочная мощность двигателя: N уст. N дв где коэффициент запаса мощности. Для Nдв > 50 кВт 1,1 . N уст 1,1 280,4 308,44 кВт Для установки принимаем насос типа ЦНСн – центробежный многоступенчатый секционный насос. Такие насосы предназначены для перекачки обводнённой газонасыщенной и товарной нефти в системах внутрипромыслового сбора, подготовки и транспорта нефти. 174 Таблица 12.31 Техническая характеристика насосов типа ЦНСн Тип насоса Подача, м /ч Напор, м ЦНСн 105-98 ЦНСн 105-147 ЦНСн 105-196 ЦНСн 105-245 ЦНСн 105-294 ЦНСн 105-343 ЦНСн 105-392 ЦНСн 105-441 ЦНСн 105-490 ЦНСн 180-85 ЦНСн 180-128 ЦНСн 180-170 ЦНСн 180-212 ЦНСн 180-255 ЦНСн 180-297 ЦНСн 180-340 ЦНСн 180-383 ЦНСн 180-425 ЦНСн 300-120 ЦНСн 300-180 ЦНСн 300-240 ЦНСн 300-300 ЦНСн 300-360 ЦНСн 300-420 ЦНСн 300-480 ЦНСн 300-540 ЦНСн 300-600 105 105 105 105 105 105 105 105 105 180 180 180 180 180 180 180 180 180 300 300 300 300 300 300 300 300 300 98 147 196 245 294 343 392 441 490 85 128 170 212 255 297 340 383 425 120 180 240 300 360 420 480 540 600 3 Электродвигатель Мощность, Тип кВт 2В 250S2 75 2В 280S2 110 ВАО2-280S2 132 ВАО2-280М2 160 ВАО2-450S2 200 ВАО2-450М2 250 ВАО2-450М2 250 ВАО2-450LA2 315 ВАО2-450LA2 315 2В 250S4 75 ВАО2-280S4 132 ВАО2-280М4 160 ВАО2-450S4 200 ВАО2-450М4 250 ВАО2-450LA4 315 ВАО2-450LA4 315 ВАО2-450LA4 315 ВАО2-450LВ4 400 ВАО2-450S4 200 ВАО2-450М4 250 ВАО2-450LA4 315 ВАО2-450LВ4 400 ВАО2-560S4 500 ВАО2-560М4 630 ВАО2-560М4 630 ВАО2-560LA4 800 ВАО2-560LВ4 1000 Выбираем насос ЦНСн 180-212 (см. табл. 12.31) со следующими характеристиками: - номинальная производительность 180 м3/ч; - номинальный напор 212 м; - электродвигатель ВАО2-450S4; - мощность электродвигателя 200 кВт; - к.п.д. насоса – не менее 70%. 175 Для обеспечения необходимой производительности необходимо установить следующее количество параллельно работающих насосов: n 411 2,3 3 180 Таким образом, требуется три рабочих насоса плюс один резервный. 12.9.4. Расчёт насоса для откачки пластовой воды Исходные данные: - давление на всасе Pвх 0,1 МПа 0,1 10 6 Па (принимаем); - давление на выкиде Pвых 1,0 МПа 1 10 6 Па (принимаем); - производительность Gв 161105,29 кг/ч (из материального баланса установки); - плотность воды в 1004 кг / м 3 . Объёмная производительность насоса: Vв Gв в 161105,29 160,46 м3/ч = 0,0446 м3/с 1004 Полный напор насоса: Pвых Рвх 110 6 0,110 6 H 91,4 м g 1004 9,81 Полезная мощность насоса: N пол Vв g H 0,0446 1004 9,81 91,4 40149,84 Вт 40,2 кВт Мощность на валу насоса: NL N пол н 40,2 57,4 кВт 0,7 Мощность, потребляемая электродвигателем насоса: N дв NL 57,4 63,8 кВт , пер дв 0,9 176 Установочная мощность двигателя: N уст 1,1 63,8 70,18 кВт Для установки примем центробежный насос марки ЦНСн (см. табл. 12.31). Такие насосы могут применяться для перекачки воды с водородным показателем рН = 7,0–8,5, с содержанием механических примесей не более 0,2% масс. с размером твёрдых частиц не более 0,2 мм, температурой перекачиваемой воды до +105оС. Выбираем насос ЦНСн 180-128 со следующими характеристиками: - номинальная производительность 180 м3/ч; - номинальный напор 128 м; - электродвигатель ВАО2-280S4; - мощность электродвигателя 132 кВт; - к.п.д. насоса – не менее 70%. Для обеспечения необходимой производительности необходимо установить следующее количество параллельно работающих насосов: n 160,46 0,89 1 180 Таким образом, требуется один рабочий насос ЦНСн 180-128 плюс один резервный. 177 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ Основная 1. Лутошкин, Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды [Текст] : учебник для вузов / Г.С. Лутошкин. – Изд. 3-е, стереотипное. Перепечатка со второго издания 1979 г. – М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. – 319 с. 2. Лутошкин, Г.С., Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах [Текст] : учебное пособие для вузов / Г.С. Лутошкин, И.И. Дунюшкин. – М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. – 135 с. 3. Коршак, А.А. Основы нефтегазового дела [Текст] : учебник для вузов / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. – Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005. – 528 с. 4. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии [Текст]: учебник для вузов / А.И.Скобло [и др.]. – Изд. 3-е, перераб. и доп. – М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2000. – 677 с. Дополнительная 1. Байков, Н.М. Сбор, транспорт и подготовка нефти [Текст] / Н.М., Байков, Б.В. Колесников, П.И. Челпанов. – М.: Недра, 1975. – 317 с. 2. Каспарьянц, К.С. Промысловая подготовка нефти и газа [Текст] / К.С. Каспарьянц. – М.: Недра, 1973. – 376 с. 3. Байков, Н.М. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды [Текст] / Н.М Байков, Г.Н. Позднышев, Р.И Мансуров. – М.: Недра, 1981. – 261 с. 4. Тронов, В.П. Разрушение эмульсий при добыче нефти [Текст] / В.П. Тронов. – М.: Недра, 1974. – 272 с. 5. Эмирджанов, Р.Т. Основы технологических расчётов в нефтепереработке и нефтехимии [Текст] : учебное пособие для вузов / Р.Т. Эмирджанов, Р.А.Лемберанский. – М.: Химия, 1989. – 192 с. 6. Сарданашвили, А.Г. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа [Текст] / А.Г. Сарданашвили, А.И. Львова. Изд 2-е, перераб. и доп. – М.: Химия, 1980. – 256 с. 7. Рудин, М.Г. Карманный справочник нефтепереработчика [Текст] / М.Г. Рудин. – Л.: Химия, 1989. – 464 с. 178 Для заметок 179 Учебное издание Савченков Андрей Леонидович ХИМИЧЕСКАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ В авторской редакции Подписано в печать 03.03.2011. Формат 60х90 1/16. Усл. печ. л. 11,25. Тираж 150 экз. Заказ № 38. Библиотечно-издательский комплекс государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет». 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38. Типография библиотечно-издательского комплекса. 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52. 180
