1 Основы технологии подготовки нефти, газа и газового конденсата на промыслах Tomsk, 2013 Министерство образования и науки Российской Федерации Национальный исследовательский Томский политехнический университет к.х.н., доцент каф. ХТТ Бешагина Е.В.

План занятий: 1. Общие вопросы о системе сбора, транспорта и подготовке промысловой продукции. 2. Основные требования, предъявляемые к качеству подготовки нефти и газа на промыслах. 3. Общие сведенья о нефти. 4. Основные процессы подготовки сырья: сепарация, коалесценция и отстаивание. 5. Осложнения, возникающие при подготовке «сложных» нефтей. Пути их предупреждения и решения. 6. Низкотемпературные процессы подготовки газов и газовых конденсатов/стабилизация. 7. Газовые гидраты.

3 В начале разработки новой скважины нефть безводная или малообводненная. По мере разработки месторождения обводненность возрастает и в конечном итоге достигает 80-85% Рис.2– Динамика показателей разработки месторождения 1 – добыча нефти, 2 – стабильная добыча нефти, 3 – снижение добычи нефти и увеличение обводненность, 4 - большие объемы добычи пластовой воды малые объемы добычи нефти

Задача промысловой подготовки нефти и газа – отделение от нефти основной части попутного газа, пластовой воды, солей, механических примесей, и доведение сырья, до качества соответствующего ГОСТ.

Технологический процесс сбора и обработки нефти и газа заключается в последующем изменении состояния продукции нефтяной скважины состоит из нескольких этапов: 1. Сбор нефти и газа; 2. Доведения нефти и газа до нормированных свойств. Под сбором нефти и газа понимается их перемещение от замерных установок к пунктам их подготовки. 4

Обобщенная схема сбора, транспорта и подготовки нефти на промысле

Требования к качеству нефтей по ГОСТ Показатель Группа нефти IIIIII 1. Максимальное содержание воды, %0,51,0 2. Максимальное содержание хлористых солей, мг/л Максимальное содержание механических примесей, % 0,05 4. Максимальное давление насыщенных паров (ДНИ) при температуре 37,8 °С, кПа 66,67

Требования к подготовленному к газу ОСТ Параметр Норма для климата умеренногохолодного с по с по с по с по Точка росы по влаге, не выше о С Точка росы по углеводородам, не выше, о С Масса сероводорода (г/м 3 ) не более 0, Масса меркаптановой серы ( г/м 3 ) не более 0, Объемная доля кислорода (%) не более 0,5 1,0 6. Теплота сгорания низшая МДж/м 3 при 20 °С и 101,25 кПа, не менее 32,5 7. Температура газа, о С Температура газа в самом газопроводе устанавливается проектом 8. Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей Условия оговариваются в соглашениях на поставку газа с ПХГ, ГПЗ и промыслов

С точки зрения органической химии нефть – это смесь низко- и высокомолекулярных соединений, относящихся к различным гомологическим рядам. С позиций аналитической химии нефтяные системы представляют собой смеси органических соединений сложного состава. Расшифровка проводится с помощью современных физико- химических методов анализа (масс – спектрометрии, хромато-масс-спектрометрии, ЯМР-спектроскопии и др.).

В физической химии нефти можно определить как многокомпонентную смесь сложного состава, способную в широком интервале значений термобарических параметров изменять агрегатное состояние и, соответственно, объемные свойства. До сих пор нефтяные системы рассматриваются как молекулярные растворы, а технологические расчеты производятся на основе физических законов, описывающих молекулярные растворы: законы Рауля-Дальтона, Генри, Амага, Дарси и др.

С позиций коллоидной химии нефть – это сложная многокомпонентная смесь, которая в зависимости от внешних условий проявляет свойства молекулярного раствора или дисперсной системы.

КОМПОНЕНТЫ НЕФТИ Парафиновые углеводороды Содержание парафиновых углеводородов в нефти зависит от происхождения. В нефти содержание парафинов колеблется от долей процентов до 20%. ! При осуществлении технологического процесса следует учитывать склонность их при определенных условиях к образованию ассоциатов. С понижением температуры число молекул углеводородов в парафиновом ассоциате возрастает, т.к. парафиновая цепь из зигзагообразной формы переходит в распрямленную, линейную и в этом состоянии молекулы ВМ парафинов являются склонными к межмолекулярному взаимодействию (ММВ) и образуют надмолекулярные структуры. ! Парафиновые надмолекулярные структуры могут существовать в нефтяной системе только в области низких температур и полностью дезагрегируются при повышении температуры.

Склонность к ассоциации ВМ парафиновых углеводородов определяется: длиной цепей; наличием в них разветвлений; концентрацией парафина и других ВМ углеводородов и их соотношением; растворимостью парафиновых углеводородов; температурой системы и др. факторами.

Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) Нафтеновые углеводороды в нефтях присутствуют в основном в виде углеводородов гибридного строения. Структурными звеньями гибридных углеводородов, кроме 5- и 6-членных колец, являются парафиновые цепи и ароматические циклы. Нафтены могут преобладать над другими классами углеводородов в нефти. Содержание их колеблется от 25 до 75% масс. Наибольшей устойчивостью обладают 5- и 6-членные циклы, например: циклопентан, циклогексан, метилциклогексан, этилциклогексан. ! В отличие от парафиновых углеводородов с тем же числом атомов углерода циклоалканы находятся в ассоциированном состоянии при более высокой температуре.

Ароматические углеводороды Арены представлены в нефтях различными гомологическими рядами: моноциклические углеводороды ряда бензола; бициклические – ряда нафталина; три- и тетра - циклические углеводороды. Арены, особенно полициклические, имеют повышенную склонность к ММВ. Полициклические ароматические углеводороды образуют двумерную (плоскостную) структуру и склонны к ММВ и в области высоких температур с образованием ССЕ.

Смолисто-асфальтеновые вещества Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ) – высокомолекулярные гетероциклические соединения. Их содержание в нефти может доходить до 25-50% вес. Смолы – вещества, растворимые в низкокипящих алканах, в нафтеновых и ароматических углеводородах. Асфальтены – вещества, растворимые в сероуглероде CS2 и в тетрахлоруглероде СС14, в ароматических углеводородах, но не растворимые в низкокипящих алканах.

Нефть представляет собой по отношению к асфальтенам смесь растворителей, лиофобных (метановые углеводороды и, возможно, нафтены) и лиофильных (ароматические углеводороды и, особенно, смолы). Если дисперсионная среда (нефть) содержит растворители (углеводороды) хорошо растворяющие асфальтены, то они, как правило, не образуют ассоциатов. Если же дисперсионная среда лиофобна по отношению к асфальтенам, то в таких нефтях асфальтены образуют ассоциаты, которые коагулируют и выпадают в твердую фазу, если степень ассоциации асфальтенов высока.

Нефть Содержание, % Асфальтены СмолыПарафиныСера Добытая Остаточная Состав нефти, добытой из залежи пласта и оставшейся в пласте после завершения разработки

ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ РАЗДЕЛЕНИЕ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН Сепарация нефти от газа; Сброс пластовой воды (предварительное обезвоживание).

20 Теоретические основы технологии и конструкции аппаратов Сепарацией газа от нефти называют процесс отделения от жидкой фазы (нефти) газообразной фазы. Сепарация происходит при снижении давления и повышении температуры, а также вследствие молекулярной диффузии углеводородных и других компонентов, содержащихся в нефти, в пространство с их меньшей концентрацией, находящееся над нефтью.

Отделение нефти от газа и воды в различных сепараторах производится с целью: получения нефтяного газа, который используется как химическое сырье или как топливо; уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения за счет этого гидравлических сопротивлений; уменьшения пенообразования (оно усиливается выделяющимися пузырьками газа); уменьшения пульсаций давления в трубопроводах при дальнейшем транспорте нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти (УПН).

22 по назначению: замерные и сепарирующие; по геометрической форме: цилиндрические, сферические; по положению в пространстве: вертикальные, горизонтальные и наклонные; по характеру основных действующих сил: гравитационные, инерционные, центробежные, ультразвуковые и т.д. по технологическому назначению нефтегазовые сепараторы делятся на: - двухфазные - применяются для разделения продукции скважин на жидкую и газовую фазу; - трехфазные - служат для разделения потока на нефть, газ и воду; - сепараторы первой ступени сепарации – рассчитаны на максимальное содержание газа в потоке и давление I ступени сепарации; - концевые сепараторы - применяются для окончательного отделения нефти от газа при минимальном давлении перед подачей товарной продукции в резервуары; - сепараторы-делители потока – используются, когда необходимо разделить выходящую из них продукцию на потоки одинаковой массы; Сепараторы условно можно подразделить на следующие категории:

- сепараторы с предварительным отбором газа: раздельный ввод жидкости и газа в аппарат увеличивает пропускную способность данных аппаратов по жидкости и газу; по рабочему давлению: высокого давления 6МПа; среднего давления 2,5 – 4МПа; низкого давления до 0,6МПа; вакуумные (давление ниже атмосферного).

24 Основная сепарационная секция. Предназначается для отделения основной части жидкости (нефти, газового конденсата, воды) от входящего газожидкостного потока, для обеспечения высокоэффективной предварительной сепарации и равномерного распределения потока по сечению аппарата применяют конструктивные устройства: тангенциальный ввод потока, при котором жидкость под действием центробежной силы отбрасывается к стенке сосуда и стекает по ней, а газ распределяется по сечению аппарата и выводится; отражательные устройства (пластины прямоугольной или круглой формы, полусферы), устанавливаемые на входе в сепаратор; встроенный циклон, устанавливаемый на входе в горизонтальный сепаратор; конструкции, позволяющие осуществить раздельный ввод газа и жидкости в сепаратор.

25 Осадительная секция. В этой секции в газонефтяных сепараторах происходит дополнительное выделение пузырьков газа из жидкости. В газовых сепараторах жидкость в данной секции отделяется под действием гравитационных сил, а газ движется в сосуде с относительно низкой скоростью. В газовых сепараторах некоторых конструкций для снижения турбулентности применяют различные устройства пластины, цилиндрические и полуцилиндрические поверхности.

26 Секция сбора жидкости. Служит для сбора жидкости, из которой почти полностью в предыдущих секциях выделился газ при температуре и давлении в сепараторе. Однако некоторое количество газа в ней имеется. Для сепараторов объем данной секции выбирают так, чтобы он позволил удержать отсепарированную жидкость в течение времени, необходимого для выхода пузырька газа на поверхность и вторичного попадания в газовый поток.

27 Секция каплеулавливания. Предназначена для улавливания частиц жидкости в уходящем из сепаратора газе. Секция состоит обычно из отбойных устройств (насадок) различного вида керамических колец, жалюзи, пакетов из плетеной проволочной сетки и т. д. Критерием эффективности отделения капельной жидкости от газа является величина удельного уноса жидкости, которая должна находиться в пределах от 10 до 50 мг/м 3 газа.

28 Эффективность работы отбойных насадок зависит от нескольких факторов, основными из которых являются: допустимая скорость набегания газа, определенное количество жидкости, поступающей с газом, равномерная загрузка насадки по площади ее поперечного сечения.

29 В конструкциях сепараторов должны предусматриваться элементы, предотвращающие образование пены и гасящие ее, а также снижающие вредное влияние пульсации газожидкостного потока на сепарацию жидкости и газа.

30 Рисунок 1 - Схема устройства горизонтального сепаратора

31 Внутрикорпусные устройства сепараторов Рис. 2 - Входная перегородка Рис 3 - Центробежное входное устройство Рис 4 - Лопастной каплеотбойникРис 5 - Сетчатый каплеотбойникРис 6 - Антизавихрители

32 Конструктивные особенности сепараторов российского производства конструкция входной трубы для предварительного дегазирования нефти, наличием трубы для образования капель, активизирующей их слияние до осаждения конструкцией аппаратов, препятствующих уносу газа, устанавливаемых над основным сепаратором.

33 Трехфазная сепарация Рис 7 - Модель сепарации в системе нефть/газ/вода

34 В процессе трёхфазной сепарации одновременно должны осуществляться четыре процесса: пузырьки газа поднимаются в слое воды и нефти, капли воды осаждаются в слое нефти, капли нефти поднимаются в слое воды, В дисперсной зоне происходит коалесценция капель дисперсной фазы с соответствующей непрерывной зоной.

35 Рис 8 - Устройство трехфазного сепаратора

36 Рис 9 - Устройство вертикального трехфазного сепаратора

37 Внутрикорпусные устройства трехфазных сепараторов Рис 11 – Коалисцирующее устройство

38 Материальный баланс Сепарация по своей физической сущности является сочетанием физических и массообменных процессов, протекающих между газовой и жидкой фазами, содержащими большое количество компонентов, т.е. является сложным многокомпонентным процессом. Qсырья = Qнефти + Qводы + Qгаза Рассчитаем Qводы из отношения: где w – начальная обводненность нефти, % масс.

39 Тепловой расчет Целью теплового расчета является определение толщины тепловой изоляции. где δиз – толщина тепловой изоляции; λиз – коэффициент теплопроводности материала изоляции; αн – коэффициент теплоотдачи в окружающую среду (воздух); tст,tокр, tиз – соответственно температуры наружной стенки аппарата, окружающей среды и наружной поверхности теплоизоляционного слоя. Коэффициент теплоотдачи можно рассчитать по приближенному уравнению: α н =9,74+0,07Δt = 9,74+0,0710=11,14 Вт/м2К, где Δt= t из – t окр, С. Затем выбирают изоляционный материал.

40 Аппаратурный расчет Основной целью технологического расчета является определение диаметра и высоты сепаратора. Например:Qнефти перевести из м3/сут в м3/сек. Для того чтобы рассчитать расход газа в условиях сепарации, необходимо учесть сжимаемость газа. С помощью уравнения состояния идеального газа рассчитаем плотности газа при стандартных условиях и в условиях сепарации. где - плотность, кг/м3; P – давление в сепараторе, Па;Mr – молекулярная масса, г/моль; R – универсальная газовая постоянная, Дж/моль·К; T – температура в сепараторе, K;z – коэффициент (фактор) сжимаемости газа.

41 Для того чтобы вычислить плотность газа в условиях сепарации рассчитываем z для каждого компонента смеси газа. Фактор сжимаемости является функцией приведенных параметров: где, - приведенные температура и давление, соответственно. Для того, чтобы вычислить расход газа в условиях сепарации необходимо расход газа при стандартных условиях умножить на плотность газа при стандартных условиях и поделить на плотность газа в условиях сепарации.

42 Обычно значение коэффициента уравнения Саудер-Брауна при горизонтальной ориентации сепаратора и наличии лопастного каплеотбойника принимают равным 0,12 м/с. Таким образом, зная скорость и расход газа, можем посчитать минимальную площадь сечения, необходимую для газовой фазы.

43 Расчет производительности сепараторов по нефти осуществляется на основании времени удержания газонефтяной смеси в сепараторе. Согласно рекомендациям время удержания должно быть меньше одной минуты. Задаем дополнительное условие: граница раздела фаз сепаратора проходит через его середину. Соответственно, расход нефти через сепаратор с эффективной длиной L eff и с D будет описываться следующим уравнением:

44 Отношение длины сепаратора к диаметру называется коэффициентом стройности сепаратора. Для стандартных сепараторов данное соотношение обычно остается примерно постоянным и равно 3,5. С учетом того, что эффективная длина сепаратора обычно равна ¾ от общей длины сепаратора, следующие выражение для диаметра в зависимости от времени удержания газонефтяной смеси в сепараторе может быть получено:

45 На основании полученного выражения для зависимости диаметра сепаратора от времени удержания газонефтяной смеси, могут быть получены основные геометрические характеристики сепараторов, а именно, длина и объем

46

47

48

49

50 Расчет количества газа, выделившегося по ступеням сепарации Суммарное количество газа (свободного и растворенного), содержащегося в нефти и поступающего на первую ступень сепарации, определяется по формуле: где Г - газовый фактор, м 3 / м 3 ; Q Н - дебит нефти, м 3 /сут; Количество газа, оставшегося в растворенном состоянии в нефти V Р и поступающего из первой ступени во вторую, согласно закону Генри, равно: где α- коэффициент растворимости газа в нефти при температуре и давлении в сепараторе, м2/н; Р1, Р2…- давления на первой, второй и т.д. ступенях сепарации, Па.

Дебит отсепарированного газа на первой ступени будет равен: Дебит свободного газа, отсепарированного на второй ступени, будет равен: Для точных определений необходимо иметь кривую изменения α от давления, построенную на основе анализа глубинной пробы нефти соответствующей скважины. где V Г - количество газа, поступающего из скважины, м3/сут; V 1, V 2 …- количество газа, сепарируемого соответственно при давлениях Р 1, Р 2 …, м 3 /сут;

Расчет вертикального гравитационного сепаратора по газу При расчете гравитационных сепараторов по газу принимаются следующие допущения: частица (твердая или жидкая) имеет форму шара; движение газа в сепараторе установившееся, т.е. такое, когда скорость газа в любой точке сепаратора независимо от времени остается постоянной, но по абсолютному значению может быть разной; движение частички принимается свободным, т.е. на нее не оказывают влияние другие частицы; скорость оседания частицы постоянная, это тот случай, когда сила сопротивления газовой среды становится равной массе частицы.

Исходя из принятых допущений, рассмотрим силы действующие на частицу, осаждающуюся в газовой среде: где m - масса частицы; g - ускорение силы тяжести, м/с 2 ; ρ ч - плотность частицы. Поскольку частица шарообразна, ее объем равен: Тогда:

Силу сопротивления газа R при свободном оседании частицы можно представить в следующем виде: где ξ - коэффициент сопротивления среды, являющийся функцией критерия Рейнольдса; ρ Г - плотность газа, кг/м3; W Ч - линейная скорость частицы, м/с; S Ч - площадь сечения частицы, π·d 2 /4. Исходя из 4-го допущения, в момент, когда R уравновесит силы тяжести и частица будет двигаться равномерно ускорение будет равно 0. F ТЯЖ - F А - R = 0, Т.е. исходя из равновесия сил, действующих на частицу, можно записать: Р = R. Отсюда:

Из этого уравнения можно определить коэффициент сопротивления ξ: Для ламинарного движения частиц (Rе < 2) коэффициент сопротивления рассчитывается по формуле: где ν г - кинематическая вязкость газа: т.е. сопротивление среды пропорционально вязкости; μ г - динамическая вязкость газа,, Па * с.

Уравнение для расчета скорости оседания шарообразной частицы в газовой среде (формула Стокса): где μг - динамическая вязкость газа, кг/м.с(Па·с); d - диаметр частицы, м; ρч – плотность частицы в условиях сепаратора, кг/м3; νг- кинематическая вязкость газа в условиях сепаратора, м2/с. В промысловых сепараторах Rе для частицы значительно выше, чем 2. При значениях числа Rе от 2 до 500 зависимость коэффициента сопротивления ξ представляется эмпирическим уравнением:

Для расчета используем формулу Аллена: Для турбулентного режима движения при значениях числа Rе более 500 (до 2·105), коэффициент сопротивления ξ для шарообразной частицы становится постоянным и равным 0,44. Для расчета используем уравнение Ньютона-Ритингера:

Пропускная способность вертикального сепаратора по газу определяется в зависимости от допустимой скорости движения газа: где V- пропускная способность по газу при Н.У.,т.е.:P0 = 1,033. 9,81·10 4, Па = 1,01·10 5, Па = 0,1013 МПа; Т0 = 273 К; внутренняя площадь сечения вертикального сепаратора, м2; D - внутренний диаметр сепаратора, м; Р - давление в сепараторе, Па; Т - абсолютная температура в сепараторе, К; Z - коэффициент, учитывающий отклонение реального газа от идеального при рабочих условиях в сепараторе. W Г - скорость подъема газа в вертикальном сепараторе, м/с.

Отсюда: Итак, выпадение частицы происходит при условии W Ч - W Г > 0. На практике при расчетах применяется Подставив выражения скоростей в данное уравнение, получаем: Или По этой формуле можно определить пропускную способность V верт сепаратора, если задаться dmin капелек жидкости, которые будут осаждаться при выбранных условиях (Р, Т), и диаметром сепаратора D. Обычно принимают d = м.

Расчет вертикального гравитационного сепаратора по жидкости Количество увлекаемых пузырьков газа зависит от трех факторов: 1) вязкости нефти; 2) давления в сепараторе 3) скорости подъема уровня нефти в сепараторе, т.е. от времени пребывания нефти в сепараторе. Для лучшего выделения окклюдированных пузырьков газа необходимо, чтобы: безводная нефть вводилась в сепараторы в высокодисперсном состоянии, движение ее в сепараторе происходило тонким слоем по длинному пути, скорость подъема нефти в секции сбора нефти была меньше скорости всплывания газовых пузырьков, т.е. Всплывание пузырьков газа из нефти в сепараторе происходит в основном за счет разницы в плотностях этих фаз. Поэтому скорость всплывания газового пузырька можем определить по формуле Стокса с заменой в ней вязкости газа на вязкость жидкости.

Учитывая соотношение скоростей, пропускную способность вертикального сепаратора по жидкости можно записать в следующем виде: или после подстановки в формулу и g, получим: d пузырьков 1-2 мм. Для определения плотности газа необходимо пользоваться следующей формулой: где ρ0 - плотность газа при Н. У., кг/м3; Р, Р0 - давление в сепараторе и давление при Н.У., Па; Т0, Т - абсолютная нормальная температура (Т0 = 273 К) и абсолютная температура в сепараторе (Т = 273+t, К); Z - коэффициент сверхсжимаемости.

Эффективность процесса сепарации нефти от газа Эффективность работы сепаратора оценивается двумя показателями: 1. количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции; 2. количеством газа, уносимого потоком нефти (жидкости) из секции сбора нефти. Коэффициенты уноса определяют по формулам: где q Ж – объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком нефтяного газа из сепаратора, м3/ч; q Г - объемный расход окклюдированного газа, уносимого потоком жидкости, м3/ч; Q Г - объемный расход газа на выходе из сепаратора, м3/ч; Q Ж - объемный расход жидкости на выходе из сепаратора, при рабочих температуре и давлении, м3/ч. Чем меньше величина этих показателей, тем эффективнее работа сепаратора.

По практическим данным приняты временные нормы, по которым Кж 50 см3/1000 м3 газа и КГ 0,02 м3/м3. Эффективность процесса сепарации зависит от: 1. средней скорости газа в свободном сечении сепаратора. 2. времени задержки жидкости в сепараторе τЗ: чем больше время пребывания жидкости в сепараторе, тем большее количество захваченных нефтью пузырьков газа успеют выделиться из нее в сепараторе, тем самым уменьшив КГ. 3. физико-химических свойств нефти и газа: вязкости, поверхностного натяжения, способности к пенообразованию. 4. Конструктивных особенностей сепаратора: способ ввода продукции скважин, наличие полок, каплеуловительных насадок и др. 5. Уровня жидкости в сепараторе. Слой жидкости внизу сепаратора является гидрозатвором, чтобы газ не попал в нефтесборный коллектор. 6. Расходов нефтегазовой смеси: при большом расходе увеличивается коэффициент уноса газа, т.к. весь газ не успевает выделиться. Для уменьшения КГ следует увеличить количество сепараторов.При высоком газовом факторе увеличение коэффициента уноса возможно и при небольшом расходе. 7. Давления и температуры в сепараторе.

5) Уровня жидкости в сепараторе. Слой жидкости внизу сепаратора является гидрозатвором, чтобы газ не попал в нефтесборный коллектор. 6) Расходов нефтегазовой смеси: при большом расходе увеличивается коэффициент уноса газа, т.к. весь газ не успевает выделиться. Для уменьшения КГ следует увеличить количество сепараторов. При высоком газовом факторе увеличение коэффициента уноса возможно и при небольшом расходе. 7) Давления и температуры в сепараторе.