Промысловая подготовка нефти

1 Промысловая подготовка нефти. Лекции. Лекция 1. Основные сведения о строении нефтяных пластов. Подготовка нефти........3 Общие сведения о строении и свойствах пластов .............................................................3 Типы коллекторов...................................................................................................................3 Пористость коллекторов ........................................................................................................3 Проницаемость коллекторов ................................................................................................3 Неоднородность порового пространства (микронеоднородность) ................................4 Неоднородность коллекторов (макронеоднородность). ...................................................4 Расчлененность коллекторов ................................................................................................4 Начальная нефтенасыщенность коллекторов ..................................................................5 Подготовка нефти ....................................................................................................................5 Лекция 2. Состав и физико-химические свойства нефти. Пластовые воды нефтяных месторождений. Попутные газы. ..............................................................................................6 Нефть .........................................................................................................................................6 Газосодержание нефти ............................................................................................................6 Коэффициент растворимости ................................................................................................6 Объемный коэффициент нефти ............................................................................................6 Коэффициент сжимаемости ...................................................................................................6 Плотность нефти ......................................................................................................................7 Вязкость.....................................................................................................................................7 Молекулярная масса ...............................................................................................................8 Пластовые воды нефтяных месторождений ......................................................................8 Газ, добываемый вместе с нефтью .......................................................................................9 Лекция 3. Сбор и подготовка нефти на промысле. Основные понятия, термины и определения. ...............................................................................................................................10 Основные технологические объекты добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти ........................................................................................................................................10 Технологическая схема подготовки нефти.......................................................................11 Сепараторы .............................................................................................................................13 Электродегидраторы (ЭДГ) .................................................................................................15 Лекция 4. Физико-химическая сущность процессов каплеобразования. ......................18 Классификации эмульсий ....................................................................................................18 Факторы образования и стабильности эмульсий. ..........................................................19 Разрушение эмульсий ...........................................................................................................21 Деэмульгаторы .......................................................................................................................22 Лабораторные испытания деэмульгаторов ......................................................................23 Лекция 5. Применение комплексных технологий. Хранение нефти и нефтепродуктов. .......................................................................................................................................................25 Сепараторы-подогреватели .................................................................................................25 2 Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов ......................................................26 Лекция 6. Критерии качества подготовленной нефти, газа и воды ................................27 Товарная нефть. ГОСТ Р 51858-2002. ................................................................................27 Качество подготовки газа ....................................................................................................29 Качество подготовки воды ..................................................................................................29 Литература ..................................................................................................................................30 Вопросы для экзаменационных билетов ..............................................................................31 3 Лекция 1. Основные сведения о строении нефтяных пластов. Подготовка нефти. Пласт – геологическое образование, сформированное в сходных условиях осадконакопления и обладающее схожим составом и свойствами. Пласт - это геологический слой, являющийся основной формой залегания осадочных горных пород и отражающий последовательность их отложения. Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, сверху - кровлей. Нефтегазовый коллектор – часть пласта, обладающая физическими (структурными) свойствами, позволяющими аккумулировать жидкие и газообразные углеводороды, а также фильтровать (отдавать) их при наличии перепада давления. Ловушка – часть пласта, способная удерживать скопления углеводородов, вследствие ее экранирования относительно непроницаемыми породами. Залежь – естественное скопление нефти в ловушке, образованной коллектором, целостная динамическая система. Коллектор может быть на два (и более) пласта, залежь - на два (и более) коллектора. Совокупность залежей нефти или газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое месторождение. Общие сведения о строении и свойствах пластов. Нефть неравномерно пропитывает глубокозалегающие плотные, пористые, слабопроницаемые (в большей части объема залежей) породы - песчаники, известняки или доломиты. Строение нефтяных залежей очень сложное. В залежах, по их простиранию (по площади), изменяются физические и фильтрационные свойства коллекторов. Коллекторы разделены непроницаемыми «линзами» (слоями и пропластками), вследствие чего их толщина бессистемно изменяется. Основной объект изучения и разработки - нефтеносный пласт - нельзя ни увидеть, ни измерить. Модели пластов, используемые для оценки запасов нефти и проектирования разработки, построены на основе ограниченной информации, полученной из отдельных скважин. При площади нефтяных залежей в десятки и сотни квадратных километров площадь извлеченных на поверхность образцов пород, по которым составляют представление о строении пластов при принятии решений о системе разработки, не превышает нескольких квадратных метров. Таким образом, представления о строении нефтяных залежей и запасах нефти всегда относительны, точность количественных характеристик пластов и запасов нефти, строго говоря, не известна. Поэтому системы разработки нефтяных месторождений, принятые на ранней стадии их изучения, в принципе не могут соответствовать всем особенностям строения нефтяных залежей. Они требуют непрерывного уточнения по мере разработки месторождения и получения новых данных. Типы коллекторов. Основные свойства коллектора нефти и газа – его емкостная и фильтрационная характеристики – зависят от его состава, пористости и проницаемости. Пористость коллекторов – наличие в них пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду. Коэффициент открытой пористости (пористость) – это отношение объема открытых, сообщающихся между собой, пор к объему породы. Пористость выражают в долях единицы или в процентах. Пористость коллекторов редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12 – 25%. Проницаемость коллекторов – способность пропускать сквозь себя жидкости и газы при наличии перепада давления. Проницаемость определяют при фильтрации жидкостей через керн на основе линейного закона фильтрации Анри Дарси (1856 г.) по которому скорость фильтрации в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости: 𝑄=𝐾 𝐹(𝑃1 − 𝑃2 ) 𝜂𝐿 (1) 4 где Q – расход жидкости, м3/с; K – коэффициент проницаемости (проницаемость), м2; F площадь фильтрации, м2; (P1 - Р2) – разность давлений на концах испытуемого образца, Па; L – длина образца, м;  – динамическая вязкость, Па·с. Физический смысл проницаемости: это площадь сечения каналов, по которым происходит фильтрация. Для характеристики коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы. Все коллекторы нефти и газа принято разделять на два типа - терригенные и карбонатные. Терригенные коллекторы состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Терригенные коллекторы обладают широким диапазоном фильтрационных свойств: проницаемость их изменяется от 0,0001 – 0,0010 до 3 – 5 мкм2, пористость – от 12 – 14 до 25 – 26%. По минералогическому составу терригенные коллекторы делят на кварцевые и полимиктовые. Кварцевые коллекторы имеют песчаную основу (до 95 – 98 %), как правило, обладают хорошими пористостью и проницаемостью. Начальная нефтенасыщенность достигает 80-95 %, начальная насыщенность водой – 5 – 20 %. Породы полимиктовых коллекторов имеют до 25 – 50% глинистых составляющих, начальная насыщенность водой может достигать 30 – 40%. Карбонатные коллекторы состоят, в основном, из известняков и доломитов. Начальная насыщенность водой от 5 до 50%. Неоднородность порового пространства (микронеоднородность). Пористость коллекторов зависит от фракционного состава зерен породы, плотности их расположения и типа цемента. В породах выделяют капиллярные (диаметр больше 0,001 мм) и субкапиллярные (диаметр меньше 0,001 мм) поры. Жидкость движется по капиллярным порам, в субкапиллярных порах она остается в неподвижном состоянии. Движения жидкости может не быть и в капиллярных порах, если они со всех сторон блокированы субкапиллярными порами и нет непрерывных каналов из капиллярных пор, что часто наблюдается в карбонатных коллекторах. Диаметр пор в терригенных коллекторах изменяется от 0,0001 мм в аргиллитах и алевролитах до 0,5 – 1,0 мм в слабосцементированных кварцевых песчаниках. В коллекторах со средней проницаемостью (0,4 – 0,5 мкм2) средний диаметр пор составляет 0,01 – 0,02 мм, максимальный ~0,10 – 0,15 мм. В слабопроницаемых коллекторах (0,01 – 0,02 мкм2) средний диаметр пор не превышает 0,001 – 0,002 мм, максимальный – ~0,020 – 0,025 мм. В карбонатных коллекторах диаметр пор изменятся в еще более широком диапазоне: при том же минимальном диаметре пор (0,0001 мм) максимальный диаметр пор (поры выщелачивания) может достигать размера каверн – 5 – 15 мм. Неоднородность коллекторов (макронеоднородность). Коллекторы характеризуются неоднородностью трех основных видов – расчлененностью пластов непроницаемыми пропластками и линзами, изменчивостью проницаемости по разрезу монолитных коллекторов и неравномерностью свойств коллекторов по простиранию (по площади). Эти виды неоднородности вызывают неравномерность потоков жидкости, снижающую охват коллекторов заводнением. Расчлененность коллекторов. Коллекторы представляют собой не гомогенную пористую среду, а бессистемное чередование проницаемых нефтенасыщенных и непроницаемых глинистых слоев, линз и пропластков. В разрезе одной скважины в пласте может быть обнаружено до 10 – 20 пропластков. Расчлененность характеризуют коэффициентом расчлененности, который определяют для залежи в целом – отношение числа слоев, обнаруженных во всех скважинах, к общему количеству скважин. Перемещение жидкости из слоя в слой по вертикали ухудшается так называемой анизотропией пластов, выражающейся в том, что даже в чистых песчаниках средняя 5 проницаемость по вертикали может быть в 2 – 10 раз ниже, чем по горизонтали. Это связано с уплотнением пород и наличием не фиксируемых тонких глинистых слоев. Анизотропия не может полностью воспрепятствовать межслойному перетоку, тем не менее, жидкость «вынуждена» двигаться преимущественно в горизонтальной плоскости. Начальная нефтенасыщенность коллекторов. Пористая среда коллекторов изначально насыщена нефтью совместно с остаточной связанной водой. Степень насыщенности нефтью изменяется в широком диапазоне. Высокопроницаемые терригенные коллекторы пористостью 24 – 27% начально насыщены нефтью на 90 – 92% (вода – 8 – 10%). Практически на всех месторождениях Западной Сибири полимиктовые коллекторы начально насыщены нефтью на 60-65%, водой – на 35 – 40%. Подготовка нефти. При добыче нефти (при разработке месторождений) газ, нефть и вода двигаются по пласту к скважинам за счет искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. От забоев скважин газ, нефть и вода двигаются до устьев скважин на поверхности земли – эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Далее, газ, нефть и воду, добываемые разными скважинами, собирают и разделяют: газ отделяют от нефти и воды, нефть отделяют от воды, механических примесей и солей. Газ и нефть транспортируют на газо- и нефтеперерабатывающие заводы, воду подготавливают и закачивают обратно в пласт. Отделение нефти от газа, воды, механических примесей и солей называют подготовкой нефти. При подъеме обводненной нефти от забоя скважины до ее устья и дальнейшем движении по промысловым трубопроводам происходит непрерывное перемешивание нефти с водой, сопровождаемое образованием стойких эмульсий. Стойкость эмульсии определяется размерами капель и прочностью бронирующих оболочек, возникающих на их поверхности в результате адсорбции на границе раздела фаз нефть-вода асфальтовосмолистых, поверхностно активных веществ, парафинов и др. Параметрами, определяющими размер капель в эмульсии при совместном движении воды и нефти, являются скорость потока, величина поверхностного натяжения на границе раздела фаз и масштаб пульсации. Скорость потока при движении водонефтяной смеси от забоя скважины до конечных пунктов транспортирования изменяется в широких пределах. Особенно большие ее изменения наблюдаются при прохождении смеси через штуцирующие устройства, центробежные насосы. В этих местах скорость потока и турбулентность возрастают, как правило, на 1 – 2 порядка, что, при прочих равных условиях, приводит к уменьшению диаметров капель воды в десятки и сотни раз. 6 Лекция 2. Состав и физико-химические свойства нефти. Пластовые воды нефтяных месторождений. Попутные газы. Нефть – это смесь жидких углеводородов, в которой растворены различные твердые углеводороды, смолистые-асфальтеновые вещества, гетероатомные соединения, углеводородные и неуглеводородные газы. В состав нефти входят алканы (парафиновые углеводороды), циклоалканы (нафтеновые углеводороды), арены (ароматические углеводороды) и др. Гетероатомные соединения – органические вещества, в состав которых входят, кроме атомов углерода и водорода, атомы серы, кислорода, азота и других элементов. В нефти также содержится пластовая вода, механические примеси, могут присутствовать неорганические соли. Для проектирования основного оборудования установок подготовки нефти необходимо знать физико-химические свойства нефти, попутного нефтяного газа, пластовой воды, их смесей. Знание физико-химических свойств пластовых и поверхностных жидкостей и газов необходимо для расчета фазового равновесия многокомпонентных углеводородных систем, составления материальных балансов. Для обезвоживания пластовой нефти необходимо разрушить водонефтяные эмульсий, образование которых обусловлено поверхностными явлениями в присутствии природных эмульгаторов. Газосодержание нефти (ГО, м3/м3) – отношение объема газа VГ, выделяющегося из пластовой нефти при ее однократном разгазировании до атмосферного давления при температуре 20оС, к объему оставшейся нефти V Н: 𝑉Г ГО = (2) 𝑉Н Газосодержание нефти называют также газовым фактором. 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 атм. С увеличением молекулярного веса газа коэффициент растворимости возрастает: растворимость пропана при температуре 30 оС в 21 раз больше, чем метана. С повышением температуры растворимость газа в нефти уменьшается: например, при температуре 150 оС растворимость пропана только в семь раз больше растворимости метана. В нефти растворяются также азот, углекислый газ, сероводород. Хуже растворяется азот, лучше – углекислый газ, коэффициент растворимости углекислого газа в 3,5 раза больше, чем метана. Объемный коэффициент нефти b – это отношение объема нефти в пластовых условиях (VП) к объему после разгазирования (VН): 𝑉П 𝑏= (3) 𝑉Н Удаление газа из нефти приводит к снижению объема. Обычно объемный коэффициент нефти составляет от 1,08 до 1,5, но иногда, при большом газовом факторе, может достигать 3,5 и более. Объемный коэффициент в первом приближении можно рассчитать по формуле: 𝑏 = 1 + 0,00305 ∙ ГО , ГО ≤ 400 м3 /м3 (4) Объемный коэффициент воды составляет от 0,99 до 1,06. Коэффициент сжимаемости β. Жидкие нефть и вода уменьшают свой объем под действием давления, что характеризуют коэффициентом сжимаемости, который определяют как отношение изменения объема жидкости к произведению ее первоначального объема на изменения давления: ∆𝑉 𝛽= (5) 𝑉НАЧ ∙ ∆𝑃 7 Коэффициент сжимаемости для воды составляет (4…5)∙10-5 1/МПа, для дегазированной нефти (4…7)∙10-4 1/МПа. Пластовые нефти хорошо сжимаемы, для них величина β может достигать 140∙10-4 1/МПа. Плотность нефти величина, определяемая как отношение массы вещества к занимаемому объему (кг/м3). Плотность нефти зависит от ее химического состава, температуры, давления, количества растворенных газов. Чем больше в нефти смолистоасфальтовых веществ и серы, тем выше ее плотность и тем темнее цвет. С повышением давления плотность нефти увеличивается. С повышением температуры и количества растворенных газов плотность уменьшается. Плотность дегазированной нефти при давлении 1 атм. и температуре 20 оС обычно находится в пределах 750…940 кг/м3. Западносибирская нефть (товарная марка Siberian Light) имеет плотность 830…850 кг/м3. Плотность нефти с растворенным в ней газом рассчитывают по формуле: 1 (6) 𝜌НГ = ∙ (𝜌Н + 𝜌Г ∙ ГО ) b где ρНГ – плотность нефти с растворенным газом при 20 оС, кг/м3; b – объемный коэффициент нефти; ρН – плотность дегазированной нефти при 20 оС и 1 атм., кг/м3; ρГ – плотность газа при 20 оС и 1 атм., кг/м3; ГО – газосодержание нефти, м3/м3. Плотность дегазированной нефти при температуре t рассчитывают по формуле: 𝜌Н (7) 𝜌𝑡 = 1 + 𝛼Н ∙ (𝑡 − 20) где ρt – плотность дегазированной нефти при t оС, кг/м3, ρН – плотность дегазированной нефти при 20 оС и 1 атм, кг/м3; t – температура, оС; αН – коэффициент термического расширения нефти, 1/оС: 𝛼Н = 2,638 ∙ (1,169 − 0,001 ∙ 𝜌Н ) ∙ 0,001 при 780 < 𝜌Н (кг/м3 ) < 860 (8) 𝛼Н = 1,975 ∙ (1,272 − 0,001 ∙ 𝜌Н ) ∙ 0,001 при 860 < 𝜌Н (кг/м3 ) < 960 (9) Вязкость – свойство жидкостей и газов оказывать сопротивление перемещению одной их части относительно другой (внутреннее трение) под действием внешней силы. Вязкость нефти зависит от температуры, давления, химического состава и количества растворенных газов так же, как и плотность. С увеличением температуры вязкость нефти уменьшается, с увеличением давления – увеличивается. Чем больше высокомолекулярных углеводородов, смол и асфальтенов в нефти, тем больше ее вязкость. Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. Кинематическая вязкость – мера внутреннего трения под действием силы тяжести. Когда мы смотрим на течение жидкости (например, наливаем воду или масло в стакан), то визуально оцениваем кинематическую вязкость. Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости жидкости к ее плотности. Условная вязкость – величина, характеризующая гидравлическое сопротивление течению. Измеряют время истечения определенного объема жидкости через калиброванное отверстие вискозиметра с диаметром сопла 4 мм (ГОСТ 26378.3-2015 «Нефтепродукты отработанные. Метод определения условной вязкости.»). В инженерных расчетах обычно используют динамическую и кинематическую вязкость. Единица измерения динамической вязкости η – паскаль×секунда (Па·с), (миллипаскаль×секунда (мПа·с)), внесистемная (старая) единица динамической вязкости – пуаз (П) (сантипуаз (сП)): 1 П = 0,1 Па·с; 1 П = 100 сП; 1 сП = 1 мПа·с. Единица измерения кинематической вязкости ν – м2/c, внесистемная единица – стокст (Ст), (сантистокс, (сСт)): 1 Ст = 10 -4 м2/с; 1 Ст = 100 сСт; 1 сСт = 1 мм2/с = 10-6 м2/с. Если известны значения динамической вязкости дегазированной нефти при 20 и 50 о С, то вязкость нефти при другой температуре t можно рассчитать по эмпирической формуле: lg(𝜂50 ) 𝑡−20 lg(𝜂𝑡 ) = lg( 𝜂20 ) · ( ) 50 (10) lg(𝜂20 ) 8 где ηt – динамическая вязкость нефти при t оС, мПа·с; η20 – динамическая вязкость нефти при 20 оС, мПа·с; η50 – динамическая вязкость нефти при 50 оС, мПа·с. При отсутствии экспериментальных данных динамическую вязкость при 20 оС и 1 атм. в первом приближении можно рассчитать, зная плотность дегазированной нефти при 20 оС и 1 атм. по эмпирическим формулам И.И. Дунюшкина: 𝜂 (мПа ∙ с) = (0,456 ∙ 𝜌Н2 ⁄(0,833 − 𝜌Н2 ))2 при 0,780 < 𝜌Н (г/см3 ) < 0,845 (11) 𝜂 (мПа ∙ с) = (0,658 ∙ 𝜌Н2 ⁄(0,886 − 𝜌Н2 ))2 при 0,845 ≤ 𝜌Н (г/см3 ) < 0,924 (12) В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти или нефти в поверхностных условиях, за счет растворенных в нефти газов и высокой температуры. Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен до десятых долей мПа·с (около 25% залежей), от 1 до 7 мПа·с (около 50% залежей) и от 5 до 30 мПа·с (около 25%). Известны месторождения с очень высокой вязкостью нефти в пластовых условиях: Русское месторождение (Тюменская область) ≈700-800 мПа·с, Ухтинское месторождение (Коми) ≈2300 мПа·с). Классификация нефти по вязкости в пластовых условиях: – незначительной вязкости η < 5,0 мПа·с; – маловязкая 5,1 мПа·с ≤ η ≤ 10,0 мПа·с; – повышенной вязкости 10,1 мПа·с ≤ η ≤ 30,0 мПа·с; – высоковязкая 30,1 мПа·с ≤ η ≤ 200,0 мПа·с – сверхвязкая η > 200 мПа·c. Для пересчета вязкости нефти на пластовые условия используют эмпирические формулы. Методики пересчета и примеры приведены в монографии Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа - М.: Изд-во «НЕФТЬ и ГАЗ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2008. - 296 с., ил. или Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. Учебник для нефтяных техникумов, 3-е изд., перераб. и доп., М. «Недра», 1979, 271 с. Молекулярная масса большинства нефтей оставляет 200…300 кг/кмоль. Молекулярную массу дегазированной нефти можно рассчитать по формуле: М = 0,2 ∙ 𝜌Н ∙ 𝜂0,11 (13) где М – молекулярная масса дегазированной нефти, кг/кмоль; ρ Н – плотность дегазированной нефти при 20 оС и 1 атм., кг/м3; η – динамическая вязкость дегазированной нефти при 20 оС и 1 атм., мПа·с. Пластовые воды нефтяных месторождений являются неотъемлемой частью продукции добывающих скважин. Пластовые воды содержат ионы растворимых солей: – анионы Cl-, SO42-, S2-, CO32-, HCO3- и др.; – катионы Na+, K+, Ca2+, Mg2+, Sr2+, Ba2+, Fe2+, NH4+ и др.; – микроэлементы Br, J, Mn и др.; – коллоидные частицы SiO2, Fe2O3, Al2O3, CaCO3 и др.; – растворенные газы CO2, H2S, CH4, С2H6 и др.; – ароматические соединения бензол, толуол и др.; – карбоновые кислоты (жирные и нафтеновые), соли нафтеновых и жирных кислот, фенолы и др. Количество воды в продукции скважин по мере разработки месторождений постепенно увеличивается и может доходить до 99 %. Под минерализацией пластовых вод понимают концентрацию растворенных минеральных солей. Минерализацию измеряют в г/дм3 и по ее степени пластовые воды делят на 4 группы: – пресные (до 1 г/дм3); – солоноватые (1…10 г/дм3); – соленые (10…50 г/дм3); 9 – рассолы (более 50 г/дм3). В состав солей входит в основном хлорид натрия NaCl – до 80…90% масс. от общей концентрации растворенных солей. О концентрации растворенных солей можно судить по плотности воды или по ее электрической проводимости. Плотность воды в зависимости от ее минерализации рассчитывают по формуле: 𝜌МВ = 𝜌ДВ + 0,7647 ∙ 𝑆 (14) где ρМВ – плотность минерализованной воды при 20 оС, кг/м3; ρДВ – плотность дистиллированной воды при 20 оС, кг/м3 (998,3 кг/м3); S – концентрация солей в растворе, кг/м3. Из газов лучше всего в пластовой воде растворяются H2S, CO2, CH4, С2H6. Растворимость CO2 примерно в 18 раз больше, чем углеводородов, а растворимость H2S примерно в три раза больше растворимости CO2. Газ, добываемый 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 жидких углеводородов от пентана и выше (С5+) нефтяные газы делятся на тощие и жирные. Тощий («сухой») газ содержит до 100 г/м3 С5+, жирный – более 100 г/м3. Кроме парафиновых углеводородов попутный нефтяной газ, как правило, содержит диоксид углерода CO2 (от десятых долей до нескольких процентов), 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. 10 Лекция 3. Сбор и подготовка нефти на промысле. Основные понятия, термины и определения. Технологический процесс добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды с целью получения товарной нефти, утилизации попутно добываемых газа и воды реализуют в технологической системе (комплексе) обустройства месторождения, представляющей собой совокупность технологических объектов (элементов системы). Технологические комплексы обустройства месторождений должны обеспечивать: – требуемое качество товарной продукций; – замер дебита нефти и газа по каждой скважине, измерение продукции (нефть, газ, вода) в системе нефтегазосбора по каждой производственной бригаде и предприятию в целом, учет товарной продукции; – безаварийную эксплуатацию установок и трубопроводов, их полную их герметизацию; – максимальное использование природных ресурсов; – комплексную автоматизация технологических процессов; – охрану окружающей среды. Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды приведены в РД 39-0148311-605-86 «Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов». Основные технологические объекты добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти. Добывающие, нагнетательные, поглощающие, контрольные и другие виды скважин (кусты скважин), пробуренные на те или иные горизонты в соответствии со своим функциональным назначением. Групповая замерная установка (ГЗУ) с помощью которой осуществляют замер количества добываемых нефти, газа и воды из каждой добывающей скважины. Дозировочная установка для ввода в продукцию скважин различных реагентов (деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, ингибиторов солеотложений и др.). Путевой нагреватель (нагревательная печь, трубная печь) – газовый, электрический. С его помощью нагревают продукцию скважин для снижения ее вязкости и обеспечения транспортабельности, разрушения эмульсии в процессе движения по трубопроводам, осуществления предварительного сброса воды и улучшения процесса сепарации газа (по технологическим показаниям путевые нагреватели могут быть установлены на отдельных скважинах, ГЗУ и др.). Сепаратор, двухфазный (газосепаратор) – для отделения газа, трехфазный – для разделения газа, нефти и воды. Дожимная насосная станция (ДНС) обеспечивает транспорт продукции добывающих скважин на объекты подготовки нефти при невозможности или нецелесообразности осуществления этого процесса под давлением скважин. Установка предварительного сброса воды (УПСВ) применяемая для частичного отделения попутно добываемой воды из продукции скважин и подготовки воды до требуемого содержания в ней механических примесей и нефтепродуктов. Центральный пункт сбора (ЦПС) конечной продукцией которого является товарная нефть, (обычно поставляемая в соответствии с ГОСТ Р51858-2002). Узел сепарации (УС) по функциональному назначению соответствует ДНС. Установка подготовки нефти (УПН) по функциональному назначению соответствует ЦПС. В ряде случаев под УПН понимают часть ЦПС, где реализуют процесс окончательного обезвоживания нефти. Приемо-сдаточный пункт (ПСП) предназначен для сдачи товарной нефти в систему магистрального трубопроводного или другого вида транспорта. На ПСП, располагаемом близко от точки подключения к объектам внешнего транспорта, может поступать товарная нефть от нескольких ЦПС. 11 Резервуарный парк для хранения 1) нефти, поступающей с промыслов, для стабильной работы при временных отключениях скважин на промыслах; 2) нефти, подготовленной до установленных норм (по содержанию солей, воды и механических примесей) для ее сдачи транспортным организациям и на случай выполнения аварийных работ на трубопроводах, временного неприема нефти в систему магистрального транспорта и т.д. Очистные сооружения воды предназначены для очистки до установленных норм ливневых стоков, технологических потоков воды, а также пластовой воды из технологических аппаратов всех типов (трехфазные сепараторы, электродегидраторы, резервуары и др.); Система поддержания пластового давления (ППД) включает очистные сооружения, водозаборы, насосные станции (компрессорные станции), трубопроводы, обеспечивающие доставку и закачку воды (газа) в продуктивные пласты. Технологическая схема подготовки нефти. Для конкретных условий оптимальной технологической схемой подготовки нефти является такая, которая при наименьших капитальных и эксплуатационных затратах позволяет получать нефть требуемого качества. Унифицированные технологические схемы подготовки нефти приведены в РД 390148311-605-86 «Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов». Основные принципы проектирования и компоновки сепарационных узлов, конструкции сепараторов, технологические схемы для сепарации продукции скважин с различными физико-химическими свойствами, табличные, графические и расчетные зависимости определения размеров основных элементов сепарационных узлов изложены в РД 39-0004-90 «Руководство по проектированию и эксплуатации сепарационных узлов нефтяных месторождений, выбору и компоновке сепарационного оборудования». Требования к технологическому процессу подготовки нефти, технологическим схемам и техническим средствам для реализации процесса на месторождениях Западной Сибири приведены в РД 39-0148070-320-88 «Руководство по применению технологии сепарации нефти на месторождениях с подгазовыми зонами». Большинство технологических схем подготовки нефти включают: устройство предварительного отбора газа (УПОГ), печи подогрева, двухфазные и трехфазные сепараторы, концевое сепарационное устройство (КСУ), технологические и товарные резервуары. Взаиморасположение аппаратов внутри различных ЦПС и УПН может значительно различаться. Поэтому в качестве примера на рис. 1 приведена не «универсальная», а реальная схема подготовки нефти, точнее, две схемы – первичной подготовки (УПСВ) и подготовки товарной нефти (ЦПС). 12 Рисунок 1. Принципиальная схема подготовки нефти. На стадии первичной подготовки (УПСВ) газоводонефтяная смесь из добывающих скважин поступает в двухфазный сепаратор (газосепаратор), где отделяется значительная часть газа, что облегчает последующее разделение нефти и воды. Затем эмульсию нагревают в трубной печи и подают в трехфазный сепаратор, в котором происходит выделение части содержащейся в эмульсии воды. Через буферную емкость частично подготовленную эмульсию транспортируют на ЦПС для дальнейшей подготовки. На ЦПС поступает эмульсия, как из добывающих скважин, так и от одной или нескольких УПСВ. Здесь газоводонефтяная смесь последовательно проходит газосепаратор, трубную печь, две стадии сепарации в трехфазных сепараторах, КСУ, технологический и товарные резервуары. В результате газоводонефтяная смесь превращается в эмульсию, затем - в частично подготовленную нефть и далее в нефть товарного качества, которую, через узел учета нефти, отправляют потребителю. Отличительной особенностью морской добычи нефти является ограниченное пространство нефтедобывающих платформ, не позволяющее разместить на них сепараторы и технологические аппараты больших размеров, а также технологические или товарные резервуары, в которых нефть обычно находится от нескольких часов до нескольких суток, что обеспечивает ее дополнительное обезвоживание. На морских нефтедобывающих платформах время пребывания продукции скважин в технологических аппаратах составляет минуты, а не десятки минут (часы). 13 Рисунок 2. Принципиальная схема подготовки нефти на морской платформе Пильтун-Астохская Б, Пильтун-Астохское месторождение, о. Сахалин. Сепараторы являются наиболее распространенным видом оборудования в объектах промысловой подготовки нефти и газа. Эти аппараты предназначены для отделения газа от жидкости, жидкости от газа, для разделения газа, нефти и воды (отстойники). В зависимости от места расположения и назначения сепараторы должны обеспечивать: – достижение равновесия фаз жидкость – газ; – максимальное отделение от нефти газовой фазы и механических примесей; – очистку выходящего газа от капельной жидкости; – предотвращение образования пены или разрушение ее; – снижение влияния пульсации газонефтяного потока; – четкое разделение жидких фаз – нефти и воды. На эффективность сепарации влияют физико-химические свойства обрабатываемых продуктов и параметры процесса: температура и давление газожидкостной смеси, скорость газожидкостной смеси, размер частиц капельной жидкости и концентрация их в газе, , поверхностное натяжение системы «газ – жидкость». По характеру действующих сил сепараторы делятся на: – Гравитационные, разделение фаз в которых происходит за счет разности плотностей жидкостей, газа и твердых частиц. – Насадочные, в которых фазы разделяются за счет сил тяжести и инерции. – Центробежные, разделение в которых происходит за счет центробежных и инерционных сил. По форме и положению в пространстве сепараторы делятся на цилиндрические горизонтальные с одной или двумя емкостями; цилиндрические вертикальные; сферические. 14 Рисунок 3. Трехфазный горизонтальный сепаратор. Общий объем сосуда 140 м3. Морская платформа Пильтун-Астохская Б, Пильтун-Астохское месторождение, о. Сахалин. Сепаратор рассчитан на разделение (на выходе) до 1,45×105 м3/ч газа, 488,5 м3/ч нефти и 66,2 м3/ч попутно добываемой воды (включая возвратные потоки из последующего оборудования). Существует множество сепараторов различных конструкций, но все они, как правило, состоят из следующих секций. Основная сепарационная секция. Предназначена для отделения основной части жидкости (нефти, газового конденсата, воды) от входящего газожидкостного потока. Для обеспечения эффективной 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. Осадительная секция. В этой секции происходит дополнительное выделение газа из нефти. В газовых сепараторах некоторых конструкций для снижения турбулентности применяют различные устройства – пластины, цилиндрические и полуцилиндрические поверхности, в газонефтяных сепараторах для интенсификации процесса выделения газа из нефти применяют наклонно расположенные плоскости и др. Секция сбора жидкости. Служит для сбора жидкости, из которой почти полностью выделился газ при температуре и давлении в сепараторе (однако некоторое количество газа в ней имеется). Секция каплеулавливания. Предназначена для улавливания капель жидкости в уходящем из сепаратора газе. Секция состоит из отбойных устройств различного вида лопастей, керамических колец, жалюзи, пакетов из плетеной проволочной сетки и др. Критерием эффективности отделения капельной жидкости от газа является величина удельного уноса жидкости, которая должна находиться в пределах от 10 до 50 мг/м3 газа. В установках подготовки нефти наиболее распространены горизонтальные сепараторы. Их устанавливают как на первых, так и на концевых ступенях сепарации. 15 Известно, что в газоводонефтяной смеси, поступающей на УПН и ЦПС, содержится значительное количество механических примесей. В этих условиях наиболее рационально применение вертикальных сепараторов, имеющих хороший естественный сток. Однако, горизонтальные сепараторы имеют более высокую единичную производительность. Эго преимущество оказалось решающим, и горизонтальные сепараторы применяют наиболее широко. Вертикальные сепараторы более широко применяют в установках подготовки газа. Рисунок 4. Отложения в сепараторе, показанном на рис. 3. Методики расчета и подбора сепараторов решают два типа задач: – по известным производительности сепаратора по нефти, газу и воде, физико-химическим свойствам нефти и газа, требуемому качеству сепарации определить тип и конструктивные параметры сепаратора; – по известным конструкции и размерам сепаратора, а также физико-химическим свойствам нефти и газа и требуемому качеству сепарации определить производительность сепаратора. Конструкции и расчет сепараторов описаны в монографии: Каспарьянц К. С., Кузин В. И., Григорян Л. Г. Процессы и аппараты для объектов промысловой подготовки нефти и газа. М., «Недра», 1977, 254 с. Электродегидраторы (ЭДГ) – это аппараты, в которых для обезвоживания нефти используют электрическое поле. При необходимости получения нефти с низкой остаточной концентрацией воды (0,1% масс.) и солей (до 40 мг/дм3) использование электрического поля может оказаться единственным возможным методом, так как другими способами получить такие результаты с устойчивым ведением процесса не удается. 16 Рисунок 5. Электродегидратор. Общий объем сосуда 100 м3. Морская платформа Пильтун-Астохская Б, Пильтун-Астохское месторождение, о. Сахалин. Электродегидратор рассчитан на переработку (на выходе) 556,5 м3/ч дегазированной нефти с обводненностью до 12% объемн. Электрический способ обезвоживания применяют только для разрушения эмульсий типа «вода в нефти», так как электрообработка эмульсий «нефть в воде» невозможна из-за короткого замыкания электродов через эмульсию. Механизм разрушения нефтяных эмульсий внешним электрическим полем сложен. Упрощенно его можно представить так (рис. 6). При помещении эмульсии в электрическое поле, образованное током постоянного напряжения, капли воды располагаются вдоль силовых линий поля и образуются цепочки из капель воды. При этом резко увеличиваются проводимость эмульсии и плотность тока. В результате происходит поляризация капель воды и они вытягиваются вдоль линий поля. Воздействие электрического поля приводит сначала к упорядоченному движению капель воды, а потом и к их столкновению. При определенных соотношениях размеров капель и расстояний между ними сила притяжения становится столь значительной, что оболочки, имеющиеся на поверхности глобул воды, сдавливаются и разрушаются. Происходит коалесценция (слияние) капель воды. В результате слияния капли укрупняются и оседают. При этом, согласно закону Стокса (см. след. лекцию), с укрупнением капель возрастает скорость их движения под действием силы тяжести, и условия для их слияния становятся все более благоприятными. 17 Рисунок 6. Разрушение эмульсии в электрическом поле. Обработка эмульсии в электрическом поле, создаваемом переменным током, сопровождается явлениями, отличающимися от описанных. Вследствие циклического изменения направления тока капли воды синхронно изменяют направление своего движения, в результате чего все время находятся все время в состоянии колебания. Это приводит к постоянному изменению формы капель, непрерывной их деформации, разрывам адсорбированных на глобулах воды оболочек и их последующему интенсивному слиянию капель. Установлено, что эффективность разрушения нефтяных эмульсий при применении переменного тока в несколько раз выше, чем при использовании постоянного тока. Во всех современных установках промысловой подготовки нефти для электрообработки эмульсий используют переменный ток промышленной частоты (50 Гц). На эффективность работы ЭДГ влияют свойства эмульсии и ее обводненность, однако основной фактор эффективности – напряженность электрического поля. Напряжение на электродах составляет от 1×104 до 4,5×104 В. При конструировании ЭДГ учитывают, что существует как нижний предел напряженности электрического поля, ниже которого невозможно преодолеть сопротивление адсорбированных оболочек, так и верхний предел, при превышении которого глобулы воды реэмульгируют, т.е. снова образуют эмульсию. 18 Лекция 4. Физико-химическая сущность процессов каплеобразования. Термин «эмульсия» происходит от латинского emulgeo - «доить», поскольку одной из первых изученных эмульсий было молоко, где капли животного жира распределены в объеме воды. В специальной литературе можно найти различные определения понятия эмульсии. Мы примем следующее определение: эмульсия – это гетерогенная система, состоящая из двух несмешивающихся жидкостей, одна из которых (называемая внутренней или дисперсной фазой) распределена в другой (внешней фазе или дисперсионной среде) в виде мелких капель (глобул). Линейный размер глобул может быть от 0,001 мм до 1 мм. Нефтяные эмульсии являются полидисперсными, т.е. такими, которые содержат глобулы различных размеров. Классификации эмульсий. В коллоидной химии принята следующая классификация эмульсий: – эмульсии первого рода, или прямые (их также называют эмульсиями «масло в воде»), – неполярная жидкость (например, нефть), распределенная в полярной жидкости (например, в воде); – эмульсии второго рода, или обратные (типа «вода в масле»), – полярная жидкость, распределенная в неполярной жидкости. Существует классификация эмульсий по их термодинамической устойчивости: – лиофильные эмульсии образуются самопроизвольно при температурах, близких к критической температуре смешения жидких фаз; термодинамически устойчивые обратимые системы. Размер глобул дисперсной фазы не превышает 0,001 мм, что позволяет отнести их к высокодисперсным системам; – лиофобные эмульсии возникают при принудительном, например, механическом, диспергировании. Они термодинамически нестабильны и способны существовать только в присутствии эмульгирующих веществ (эмульгаторов). Это грубодисперсные системы с размерами глобул более 0,001 мм. Эмульсии в нефтяной промышленности относятся именно к этому типу. Еще одна классификация разделяет эмульсии в зависимости от соотношения фаз. Разбавленные эмульсии – эмульсии, содержащие менее 1% объема дисперсной фазы. Концентрированные эмульсии – эмульсии, содержащие от 1 до 70% объема дисперсной фазы. Такие эмульсии наиболее характерны при добыче, транспорте и подготовке нефти. Высококонцентрированные эмульсии – эмульсии, содержащие более 70% объема дисперсной фазы. Такие эмульсии имеют свойства геля и практически не способны к самопроизвольному разрушению. Внешне эмульсии могут существенно отличаться друг от друга, но часто визуально невозможным установить, с какой эмульсией, «вода в нефти» или «нефть в воде», мы имеем дело. Существует простой прием, помогающий определить тип эмульсии: образец эмульсии нужно смешать с достаточным количеством воды (1:10). Если эмульсия «растворилась» в воде, это эмульсия «нефть в воде», если всплыла вверх - эмульсия «вода в нефти». Эмульсии «вода в нефти», характерные для нефтяной промышленности, относятся к концентрированным лиофобным эмульсиям. Они содержат частицы дисперсной фазы относительно больших размеров и могут быть как стабильными, так и нестабильными, в зависимости от присутствия стабилизирующих (эмульгирующих) веществ и других факторов. 19 Рисунок 7. Типичные эмульсии нефтяных промыслов с концентрацией дисперсной фазы около 40 % объемн. Эмульсия «а» менее стабильна при одних и тех же условиях, чем эмульсия «б» - из нее выделилось больше воды, а верхняя часть бутылки смочена более прозрачной нефтяной фазой. В эмульсии «с» присутствует редкая для российских нефтяных месторождений нефть из палеозойских отложений: вязкая нефть, которая практически не окрашена из-за отсутствия асфальтенов, но содержит до 36% парафинов. Рисунок 8. Фотография (×10) эмульсии «вода в нефти». Факторы образования и стабильности эмульсий. Основными факторами возникновения и продолжительного существования эмульсии являются: − интенсивность смешивания фаз; − вязкость внешней фазы; − плотность фаз; − дисперсность; − обводненность; − химический состав дисперсной фазы; − вид и концентрация эмульгаторов; − «возраст» эмульсии; − температура системы. 20 Перемешивание. В пластовых условиях нефть и вода находятся в неэмульгированном состоянии, т.е. нефть и вода существуют в виде отдельных не смешанных друг с другом фаз. Эмульсия возникает там, где имеет место интенсивное перемешивание нефти и воды: в стволе скважины, где интенсивность перемешивания увеличивается из-за выделения растворенных в нефти газов, на подвижных частях погружных насосов, на штуцерах и запорной арматуре, при турбулентном режиме движения газожидкостного потока в трубопроводах (при резком изменении направления или диаметра трубопровода). Вязкость эмульсий больше вязкости нефти. Вязкость эмульсии не аддитивное свойство и зависит от вязкости нефти, ее обводненности и температуры системы. Чем больше разность плотностей жидкостей, составляющих эмульсию, тем менее стабильной она будет. Поэтому легкие нефти сепарируются от воды легче тяжелых, а пресная вода выделяется из эмульсии труднее, чем минерализованная. Дисперсность глобул, т.е. степень их раздробленности в дисперсионной среде, является функцией перемешивания. Дисперсность - величина, обратная диаметру глобулы. Как указано выше, эмульсии нефтяных промыслов полидисперсные, т.е. содержат глобулы различных размеров с преобладанием малых. Дисперсность зависит от степени перемешивания фаз в системе: более интенсивное перемешивание приводит к образованию глобул меньшего размера. С дисперсностью связана еще одна характеристика эмульсии удельная межфазная поверхность, т.е. отношение суммарной поверхности глобул к их общему объему. Чем больше удельная поверхность, чем более стойкой является эмульсия. С другой стороны, большая удельная поверхность способна адсорбировать большее количество деэмульгатора. Обводненность, т.е. количество воды в эмульсии, как правило, обратно пропорциональна стабильности эмульсии: высокообводненные эмульсии являются менее стабильными, чем низко обводненные. Из этого правила есть исключения. Бывают эмульсии с обводненностью более 80% которые не разрушаются даже при нагреве до 70 °С в течение 20 ч. Неполное разделение восокообводенной эмульсии зачастую приводит к образованию стабильной эмульсии с малым содержанием воды. Химический состав воды. Известно, что минерализованная вода образует с нефтью более устойчивые и быстро стареющие эмульсии, чем пресная. Считается, что содержащиеся в пластовой воде хлориды, являющиеся сильными электролитами, способствуют быстрой коагуляции и гелеобразованию эмульгирующих веществ, присутствующих в нефти. Эмульгирующие вещества (эмульгаторы). При образовании эмульсий формируется развитая поверхность дисперсной фазы, на которой адсорбируется значительное количество веществ, стабилизирующих эмульсию. Эти вещества называются эмульгирующими веществами (эмульгаторами). Адсорбируясь на границе раздела фаз, они снижают межфазное поверхностное натяжение и создают вокруг частиц дисперсной фазы прочные бронирующие оболочки. В результате свободная энергия эмульсии уменьшается, а ее стабильность возрастает. Эмульгирующими веществами являются: − природные ПАВ (асфальтены, смолы, парафины, нафтеновые кислоты и их соли); − различные ПАВ искусственного происхождения, попадающие в нефть или воду при технологических процессах добычи нефти (например, полисахариды (крахмал и др., широко используемые при бурении и заканчивании скважин); − кристаллы минеральных солей; − механические примеси в виде мелкодисперсных частиц песка и глины; − продукты коррозии – мелкодисперсная гидроокись железа, сульфид железа. Распространенная модель «голова-хвост» (рис. 9) поясняет, каким образом эмульгаторы стабилизируют эмульсии. Органические эмульгаторы проявляют ограниченную растворимость как в нефти, так и в воде, в силу чего прочно закрепляются 21 на межфазной границе. Гидрофильный (водорастворимый) компонент - это функциональные группы -ОН, -СООН, -SOOOH, -O- и др., или их соли -ОNa, -СООNa, SOOONa и др., гидрофобный (нефтерастворимый) компонент - углеводородная часть молекулы. Водорастворимая «голова» афилирована к водной фазе Межфазная граница Нефтерастворимый «хвост» афилирован к нефтяной фазе Рисунок 9. Стабилизация эмульсии в модели «голова-хвост». Закрепление механических примесей на границе раздела фаз обусловлено избирательным смачиванием отдельных участков их поверхности. Считается, что стабильность эмульсий зависит не столько от концентрации эмульгирующих веществ и эмульгаторов в нефти, сколько от их коллоидного состояния. Возраст эмульсии. Стабильность эмульсии обычно возрастает со временем, поскольку эмульгирующие вещества, первоначально распределенные также и в объеме эмульсии (а не только на межфазной границе), со временем все больше адсорбируются на межфазной границе. Таким образом, старые эмульсии намного стабильнее свежих. В эмульсиях легких нефтей диффузия эмульгирующих веществ к межфазной границе происходит легче, поэтому такие эмульсии «стареют» быстрее. Отсюда следует простое правило – разделять эмульсию на нефть и воду следует как можно раньше после ее образования. Температура – наиболее значимый фактор снижения стабильности эмульсий. При росте температуры стабильность эмульсии снижается за счет трех эффектов: во-первых, уменьшается вязкость нефти, облегчая коалесценцию глобул воды, во-вторых, бронирующие оболочки ослабевают (вплоть до полного разрушения) за счет расширения глобул воды, в-третьих, за счет уменьшения плотности нефти возрастает разность плотностей фаз, что увеличивает скорость выделения воды. Разрушение эмульсий. Процесс разрушения водонефтяных эмульсий т.е. их разделения на нефть и воду, начинается с флокуляции. Флокуляция – это образование скоплений капель (глобул) дисперсной фазы (воды). Скопления капель, образованные в результате флокуляции, переходят из объема эмульсии к межфазной границе. Визуально, хорошую флокуляцию характеризует «прозрачная», без видимых капель воды, нефть в верхней части аппарата или бутылки. Следующий шаг разрушения эмульсии – коалесценция. Это укрупнение (слияние) флокулированных капель при их столкновении друг с другом. Далее крупные капли воды выделяются (сепарируются) из объема эмульсии под действием силы тяжести. Скорость выделения (сепарации) дисперсной фазы из эмульсии под действием силы тяжести описывается законом Стокса (Джордж Стокс, 1851): 2 𝑔𝑟 2 (𝜌Д − 𝜌В ) 𝑉𝐶 = ∙ (15) 9 𝜂 где VС – установившаяся скорость выделения дисперсной фазы, м/с; r – радиус глобулы дисперсной фазы (радиус Стокса), м; ρд – плотность дисперсной фазы, кг/м3; ρв – плотность внешней фазы, кг/м3; η – динамическая вязкость внешней фазы, Па∙с; g – ускорение свободного падения, м/с2. 22 Для полидисперсных систем, к которым относятся водонефтяные эмульсии, практически невозможно точно определить радиус Стокса. Кроме того, закон Стокса не учитывает важный фактор, влияющий на скорость разрушения эмульсии - площадь поверхности сепарации. Тем не менее закон Стокса удобен для практических целей, поскольку указывает на основные факторы, способствующие разрушению эмульсий: − разность плотности нефти и воды является движущей силой процесса разделения водонефтяных эмульсий под действием силы тяжести; − вязкость нефти – чем она ниже, тем выше скорость выделения воды; − размер глобул (капель) воды – скорость выделения капель воды возрастает пропорционально их радиусу во второй степени. Выбор способа и аппаратурного оформления процесса разрушения водонефтяной эмульсии (обезвоживания нефти, подготовки нефти) определяется количеством и свойствами эмульсии, поступающей на установку подготовки нефти (УПН), в первую очередь ее обводненностью, температурой и стабильностью (устойчивостью). При проектировании УПН и ЦПС научно-исследовательские и проектные организации выполняют исследование эмульсий и предлагают соответствующую технологию подготовки нефти. В нефтяной промышленности принято разделять технологии обезвоживания нефти на: − механические; − термические; − химические; − термохимические; − электрические. Механические технологии обезвоживания нефти – отстаивание, гидроциклонирование и фильтрация. Отстаивание, как правило, применяют для отделения свободной (легко отделяющейся) воды. Скорость разделения эмульсии здесь описывается законом Стокса. В термической технологии обезвоживания нефть нагревают. При нагреве водонефтяной эмульсии уменьшаются вязкость и плотность нефтяной фазы, а также ослабевают бронирующие оболочки вокруг глобул воды, что способствует разделению эмульсии на нефть и воду. Химические технологии обезвоживания нефти: применение специальных химических реагентов – деэмульгаторов – для разрушения эмульсий. Термохимические технологии обезвоживания нефти, как понятно из названия, являются комбинацией двух предыдущих методов. Электрические технологии обезвоживания нефти. Под действием электрического поля изначально сферическая капля воды трансформируется в диполь эллиптической формы. Наличие выраженных электрических полюсов облегчает сближение и коалесценцию капель воды. Деэмульгаторы – вещества, способствующие разрушению эмульсий. Деэмульгирующее действие поверхностно-активных веществ было эмпирически обнаружено в середине прошлого века. Исчерпывающей модели воздействия деэмульгатора на процесс разрушения эмульсии не существует, что связано с многообразием протекающих при этом процессов. В упрощенном виде современное представление о механизме действия деэмульгатора, согласно теории академика П.А. Ребиндера, сводится к следующему. Деэмульгатор обладает б´ольшей поверхностной активностью, чем природные эмульгирующие вещества. При введении в эмульсию деэмульгатор адсорбируется на поверхностном слое глобул воды и вытесняет с него эмульгирующие вещества, заменяя их адсорбционным слоем и существенно снижая поверхностное натяжение, благодаря чему они относительно легко флокулируют и коалесцируют. 23 Современный деэмульгатор представляет собой смесь специально подобранных активных основ (баз) в соответствующем растворителе. Количество баз в формуле различно, но в большинстве деэмульгаторов их от двух до четырех. В зависимости от их химической природы одни базы ускоряют выделение основной части воды, другие глубоко обезвоживают нефть, третьи являются смачивающими веществами для механических примесей и т.п. Лабораторные испытания деэмульгаторов. Стандартного метода лабораторных испытаний (выбора) деэмульгаторов (ГОСТ, ASTM и др.) не существует, как не существует и специального названия для лабораторного метода выбора деэмульгаторов. Лабораторный метод испытания (выбора) деэмульгаторов в англоязычной литературе имеет неофициальное название «ботл-тест» (bottle test), дословный перевод – бутылочный тест. Это название указывает на относительную простоту как самого метода, так и используемого оборудования. Российские авторы иногда используют термины «bottle test», «бутылочный тест», «испытания в бутылке». Рисунок 10. Алгоритм лабораторных испытаний деэмульгаторов. Пробу эмульсии разливают в специальные бутылки (наиболее удобными являются 100-мл градуированные бутылки с коническим дном и винтовой крышкой) и выдерживают около 15 минут в водяном термостате при температуре, равной средней температуре эмульсии в системе. Затем бутылки извлекают из термостата и в каждую из них дозируют заранее определенные концентрации деэмульгаторов. Бутылки с эмульсией и деэмульгаторами помещают в водяной термостат на заранее рассчитанное время tС (время сепарации), соответствующее времени нахождения эмульсии в технологических аппаратах УПН или ЦПС. tС можно по формуле: 𝜈Р ∙ 1440 𝑡𝐶 = (16) 𝑄Э где tС – время сепарации, мин; vР - рабочий объем аппарата, м3; QЭ – объем эмульсии (жидкости), поступающий на прием аппарата, м3/сут; 1440 – коэффициент перевода часов в минуты. Если эмульсия «проходит» несколько аппаратов, то общее время сепарации равно сумме времен нахождения эмульсии в каждом аппарате. В течение всего времени нахождения бутылок с эмульсией в термостате (то есть во время сепарации, или «отстоя») регистрируют, через равные промежутки времени, 24 количество выделившейся воды. Данные о динамике выделения воды являются важной информацией, на основе которой принимают решение о выборе того или иного деэмульгатора. В процессе сепарации также регистрируют цвет и «прозрачность» верхней части нефтяной фазы («верхней нефти»), толщину и внешний вид эмульсионного слоя, а также качество выделившейся воды. Это качественные показатели, имеющие вспомогательное значение при анализе результатов лабораторных испытаний. Граница раздела нефть-вода может выглядеть тонкой и четкой, тогда как на самом деле приграничная зона может быть насыщена эмульсией. По истечении tС выполняют центрифугирование верхней нефти для того, чтобы определить остаточную концентрацию воды и не разрушенной эмульсии в нефтяной фазе. 25 Лекция 5. Применение комплексных технологий. Хранение нефти и нефтепродуктов. Указанные выше (лекция 4) технологии обезвоживания нефти не применяют отдельно друг от друга, конкретная технологическая схема подготовки нефти всегда является комбинацией трех и более перечисленных методов. Следует отметить, что сегодня ни одна УПН не функционирует без применения деэмульгаторов, так как использование химической технологии обезвоживания нефти в комплексе с механической и термической технологиями обеспечивает максимальное обезвоживание нефти при приемлемых эксплуатационных затратах. Деэмульгаторы, как правило, подают на вход системы подготовки нефти. Подача деэмульгатора в систему может быть как периодической, так и непрерывной. В настоящее время почти повсеместно применяют непрерывную подачу деэмульгаторов. Приемлемыми считаются дозировки деэмульгаторов 10 – 30 г на тонну подготовленной нефти, однако для разрушения стабильных эмульсий может потребоваться до 100 – 150 г деэмульгатора на тонну подготовленной нефти. Сепараторы-подогреватели являются одним из видов термических аппаратов. Аппараты такого типа впервые были использованы на морских добывающих платформах благодаря тому, что они конструктивно (в одном сосуде, рис. 11, 12) совмещают процессы нагрева входящей жидкости, сепарации газа, обезвоживания нефти и очистки воды, т.е. заменяют несколько аппаратов. Рисунок 11. Внешний вид сепаратора-подогревателя, установленного на одном из месторождений Западной Сибири. Сепаратор-подогреватель, как правило, состоит из двух секций – секции нагрева входящей жидкости и секции коалесценции (рис. 12). В секции нагрева находится узел ввода и распределения входящей жидкости, направляющий эмульсию сверху вниз, и жаровая труба. При движении вдоль жаровой трубы эмульсия нагревается, из нее выделяется газ и свободная (легко отделяющаяся) вода. После такой предварительной подготовки эмульсия попадает в секцию коалесценции. Коалесцеры представляют собой устройства с развитой поверхностью разнообразных конструкций. Принцип работы коалесцеров – значительное увеличение площади отстаивания без увеличения размеров аппарата. Глобулы воды оседают на поверхности «начинки» коалесцеров, коалесцируют и под действием силы тяжести стекают вниз, откуда воду отводят в систему очистки. Нефть всплывает в верхнюю часть секции и отводится на следующую ступень подготовки. 26 Рисунок 12. Упрощенная схема работы сепаратора-подогревателя. Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов бывают наземные, полуподземные и подземные. Наземным называется резервуар, у которого днище находится на уровне или выше планировочной отметки прилегающей территории, а также может быть заглублено менее, чем на половину высоты резервуара. В технологических схемах подготовки нефти обычно используют наземные резервуары. Условия хранения нефти и нефтепродуктов существенно различаются друг от друга: по номенклатуре резервуары подразделяются на резервуары для хранения нефти, светлых и темных нефтепродуктов. По материалу, из которого сооружают резервуары, они подразделяются на две основные группы – металлические и неметаллические. Металлические резервуары сооружают из стали, неметаллические, в основном, из железобетона. Форма резервуара может быть цилиндрической, конической, сферической и др. Показателем экономичности формы резервуара является отношение поверхности резервуара к его объему. Этот показатель характеризует и величину эксплуатационных расходов, связанных с осмотром, ремонтом и окраской. Объем резервуаров может быть от 5 до 120000 м3. Рисунок 13. Вертикальный цилиндрический резервуар. 27 Лекция 6. Критерии качества подготовленной нефти, газа и воды Товарная нефть. ГОСТ Р 51858-2002. Качество подготовки товарной нефти регламентируется ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия.», который устанавливает классы, типы, группы и виды нефти в зависимости от концентрации серы, плотности, концентрации парафинов (при поставке на экспорт), степени подготовки (концентрации воды), концентрации хлористых солей, концентрации механических примесей, давления насыщенных паров, концентрации органических хлоридов, концентрации сероводорода и легких меркаптанов. Согласно ГОСТ Р 51858-2002, первая (высшая) группа подготовки нефти требует, чтобы концентрация воды в нефти не превышала 0,5% масс., а концентрация хлористых солей – 100 мг/дм3. Необходимость удаления воды из нефти обусловлена рядом причин. Во-первых, нефть с высокой концентрацией воды имеет более низкую рыночную стоимость, а при значительном превышении стандарта не принимается на реализацию. Вовторых, вода обусловливает коррозию внутренней поверхности трубопроводов и оборудования при транспортировке и переработке нефти. В-третьих, наличие в нефти даже следовых количеств воды приводит к интенсивному вспениванию в ректификационных колоннах нефтеперерабатывающих заводов, нарушает технологический режим и загрязняет конденсационную аппаратуру. В-четвертых, транспортировка воды в составе нефти на большие расстояния – от нефтяных промыслов до нефтеперерабатывающих заводов – экономически нецелесообразна. Присутствие воды в нефти – одно из главных условий образования водонефтяных эмульсий. Соли в нефти нормируют, в первую очередь, по требованию нефтеперерабатывающих заводов, где они вызывают засорение и коррозию аппаратов, «отравление» катализаторов. Минеральные соли – хлориды натрия, калия, магния и кальция, а также бикарбонаты некоторых металлов содержатся главным образом в воде, присутствующей в нефти. В малых количествах в воде могут присутствовать сульфиды натрия, железа, кальция, соли ванадия, мышьяка, германия и др. Общая минерализация пластовых вод нефтяных месторождений варьируется в широких пределах: от 1-5 до 100300 г/дм3. В безводной нефти обнаруживают и так называемые кристаллические соли. Их концентрация, как правило, не превышает 15 мг/дм3 нефти. Существуют две теории, объясняющие механизм попадания кристаллических солей в нефть. Согласно первой, нефть при движении по пласту контактировала с соляными отложениями, откуда микрокристаллы солей попадали в нее в виде механических примесей. Другая теория предполагает, что кристаллы образуются из минерализованной пластовой воды, содержащейся в нефти в виде мелкодисперсных капель. При выделении из нефти газа (в процессе ее добычи и транспортировки) мелкие капли испаряются (выделяющийся газ «захватывает» пары воды), что приводит к перенасыщению их растворами солей и образованию микрокристаллов. Образовавшиеся микрокристаллы адсорбируют на себе полярные компоненты нефти и закрепляются в объеме нефтяной фазы. По ГОСТ Р 51858-2002 нефть, поставляемую транспортным организациям, предприятиям Российской федерации и на экспорт, по показателям качества, подразделяют на классы, типы, группы и виды. Классы нефти. Класс 1 2 3 4 Наименование Малосернистая Сернистая Высокосернистая Особо высокосернистая Массовая доля серы, % До 0,60 включ. От  0,61 до  1,80 От 1,81 до  3,50 Более 3,50 28 По плотности, а при поставке на экспорт - дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов: 0 – особо легкая; 1 – легкая; 2 – средняя; 3 – тяжелая; 4 – битуминозная. Наименование параметра Норма для нефти типа 1 2 3 4 Плотность, кг/м3 830 (при 20°С) 833,7 (при 15°С) 830,1-850 (при 20°С) 833,8-853,6 (при 15°С) 850,1-870 (при 20°С) 853,7-873,5 (при 15°С) 870,1-895 (при 20°С) 873,6-898,4 (при 15°С) > 895 (при 20°С) > 898,4 (при 15°С) Выход фракции, % об. > 30 (до 200°С) > 52 (до 300°С) > 27 (до 200°С) > 47 (до 300°С) > 21 (до 200°С) > 42 (до 300°С) <6 <6 <6 Массовая доля парафина, % По степени подготовки нефть подразделяют на 3 группы: Наименование показателя Массовая доля воды, %, не более Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более Массовая доля механических примесей, %, не более Давление насыщенных паров, кПа, не более Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204°С, частей на миллион, не более Норма для нефти группы 1 2 3 0,5 0,5 1,0 100 300 900 0,05 0,05 0,05 66,7 66,7 66,7 10 10 10 Если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому – к группе с большим номером, то нефть признают соответствующей группе с большим номером. По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на 2 вида: Наименование показателя Массовая доля сероводорода, частей на миллион, не более Массовая доля метил- и этил-меркаптанов в сумме, частей на миллион, не более 1 20 Вид нефти 2 100 40 100 Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс «э». Нефть, поставляемая для экспорта, с массовой долей серы 1,15 % (класс 2); с плотностью при температуре 20°С 865,0 кг/м3, при температуре 15°С 868,5 кг/м3, с выходом фракций до температуры 200°С 23% об., до температуры 300°С 45% об., с массовой долей парафина 4% (тип 2э); с массовой долей воды 0,40%, с массовой 29 концентрацией хлористых солей 60 мг/дм3, с массовой долей механических примесей 0,02%, с давлением насыщенных паров 57,4 кПа (430 мм рт. ст.), с массовой долей органических хлоридов во фракции до температуры 204°С 2 млн -1 (группа 1); с массовой долей сероводорода менее 5 млн-1, легких меркаптанов 7 млн-1 (вид 1) обозначается «Нефть 2.2э.1.1 ГОСТ Р 51858». Качество подготовки газа. По РД 39-0148070-320-88 «Руководство по применению технологии сепарации нефти на месторождениях с подгазовыми зонами» основной параметр качества газа, подготовленного на УПН и ЦПС, - концентрация «капельной» нефти в газе, она не должна превышать 0,1 г/м3. ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам», который распространяется на газы нефтяных месторождений после установок промысловой подготовки, устанавливает следующие параметры качества: – точка росы газа по воде (градусы С); – точка росы газа по углеводородам (градусы С); – концентрация сероводорода; – концентрация меркаптановой серы; – объемная доля кислорода. ОСТ 51.40-93 не распространяется на газы, поставляемые с месторождений на головные сооружения или на газоперерабатывающие заводы. Качество подготовки воды. Эксплуатация нефтяных месторождений в средней и поздней стадии разработки сопровождается извлечением значительного объема попутнодобываемой воды. Эта вода, отделенная от нефти на УПН, ЦПС, загрязнена углеводородами (нефтью). Нефть диспергирована в воде, то есть загрязненная вода фактически представляет собой эмульсию «нефть в воде». Такая эмульсия обычно выглядит так, как показано на рис. 14. Пленка нефти собирается сверху через 4-20 мин. после отбора пробы. Рисунок 14. Эмульсия «нефть в воде». Концентрация нефти > 230 мг/дм3. 30 На подавляющем большинстве нефтяных месторождений добываемую вместе с нефтью воду утилизируют либо путем закачки в систему ППД, либо (реже) в поглощающие горизонты для захоронения. Присутствие нефти в закачиваемой в пласт воде нежелательно как по технологическим, так и по экономическим причинам. Во-первых, нефть и механические примеси могут снижать приемистость пласта, и для восстановления приемистости требуется проведение специальных операций. Во-вторых, уже добытую нефть, вместо реализации, вновь закачивают в пласт. Максимальная концентрация нефти в воде для заводнения нефтяных пластов нормируется отраслевым стандартом ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству.» от 5 до 50 мг/дм3, в зависимости от проницаемости и относительной трещиноватости пласта. Для большинства нефтяных месторождений Западной Сибири максимальная концентрация нефти в воде для систем ППД составляет 40 мг/дм3, для Тединского месторождения (Тимано-Печорская нефтянегазоносная провинция) – 5 мг/дм3, для Пильтун-Астохского месторождения в Охотском море (Проект «Сахалин2») - 10 мг/ дм3. Другие (кроме концентрации нефти) показатели качества воды для систем ППД по ОСТ 39-225-88: – водородный показатель (4,5 ≤ рН ≤ 8,5); – размер частиц механических примесей и эмульгированной нефти (при закачке воды в поровые коллекторы проницаемостью более 0,1 мкм2 должно быть 90% частиц не крупнее 5 мкм, при закачке воды в поровые коллекторы проницаемостью до 0,1 мкм 2 – не крупнее 1 мкм); – концентрация механических примесей (3 до 50 мг/дм3, в зависимости от проницаемости и относительной трещиноватости пласта); – концентрация растворенного кислорода (не более 0,5 мг/дм3); – концентрация растворенного сероводорода (отсутствие); – концентрация сульфатвосстанавливающих бактерий (отсутствие); – концентрация ионов трехвалентного железа; – коррозионная активность воды; – набухаемость пластовых глин (не должна превышать значения их набухаемости в воде конкретного месторождения). Литература 1. Химическая технология промысловой подготовки нефти: учебное пособие / А. Л. Савченков. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - 180 с. 2. Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа - М.: Изд-во «НЕФТЬ и ГАЗ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2008. - 296 с., ил. 3. Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. Учебник для нефтяных техникумов, 3-е изд., перераб. и доп., М. «Недра», 1979, 271 с. 4. Каспарьянц К. С., Кузин В. И., Григорян Л. Г. Процессы и аппараты для объектов промысловой подготовки нефти и газа. М., «Недра», 1977, 254 с. 5. РД 39-0148311-605-86 Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов. 6. РД 39-0004-90 Руководство по проектированию и эксплуатации сепарационных узлов нефтяных месторождений, выбору и компоновке сепарационного оборудования. 7. РД 39-0148070-320-88 «Руководство по применению технологии сепарации нефти на месторождениях с подгазовыми зонами». 8. ОСТ 51.40-93 Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. 9. ОСТ 39-225-88 Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству. 31 Вопросы для экзаменационных билетов 1. Общие сведения о строении и свойствах пластов. Типы коллекторов. 2. Пористость коллекторов. Проницаемость коллекторов. 3. Неоднородность порового пространства (микронеоднородность). 4. Неоднородность коллекторов (макронеоднородность). Расчлененность коллекторов. 5. Начальная нефтенасыщенность коллекторов. 6. Подготовка нефти. 7. Состав нефти. 8. Газосодержание нефти. 9. Коэффициент растворимости. 10. Объемный коэффициент нефти. 11. Коэффициент сжимаемости. 12. Плотность нефти. 13. Вязкость нефти. 14. Молекулярная масса нефти. 15. Характеристика пластовых вод нефтяных месторождений. 16. Газ, добываемый вместе с нефтью. 17. Основные технологические объекты добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти. 18. Технологическая схема подготовки нефти. 19. Сепараторы. 20. Электродегидраторы (ЭДГ). 21. Классификации эмульсий. 22. Факторы образования и стабильности эмульсий. 23. Разрушение эмульсий. 24. Деэмульгаторы. 25. Лабораторные испытания деэмульгаторов. 26. Сепараторы-подогреватели. 27. Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов. 28. Товарная нефть. ГОСТ Р 51858-2002. 29. Качество подготовки газа. 30. Качество подготовки воды. 32 Исходные данные для курсового проекта «Расчет пропускной способности гравитационного сепаратора первой ступени по жидкости при заданных параметрах» Параметр Расход эмульсии на входе в сепаратор Расход газа на выходе из сепаратора Концентрация воды в эмульсии Рабочая температура в сепараторе Рабочее давление в сепараторе Диаметр пузырьков газа Плотность нефти при 20 оС Плотность пластовой воды при 20 оС Плотность газа при нормальных условиях (нуг) Кинематическая вязкость нефти при 20 оС при 50 оС Единица измерения кг/ч кг/ч % масс. оС МПа м кг/м3 кг/м3 кг/м3 мм2/с мм2/с Значение 600000 20000 30 25 0,6 0,002 869 1004 0,9924 15 5 Горизонтальный сепаратор типа НГС-0,6-2400, со следующими 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. Литература Савченков А. Л. Химическая технология промысловой подготовки нефти: учебное пособие. – Тюмень : ТюмГНГУ, 2011. – 180 с. (стр. 155)