Техника и технологии сбора и подготовки нефти и газа

Ю. Д. Земенков, Л. М. Маркова, Прохоров А.Д., Дудин С.М. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА Учебник для студентов специальности 13.05.01 «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» Москва 2015г 4 УДК 622.69(075.8) Предназначен для расширения профессионального кругозора специалистов, подготавливаемых по профилю «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов газохранилищ и нефтебаз», с целью возможности последующего использования полученных знаний на предприятиях, занятых проектированием и эксплуатацией промысловых объектов. Изучение данной дисциплины углубляет знания студентов специальности по основным профилирующим предметам, поскольку объекты транспорта и хранения нефти и газа является технологическим продолжением объектов сбора и подготовки нефти и газа на промысле. Учебник рекомендуется для студентов всех форм обучения. Илл. 13, табл. 2, библ. 13 назв. ISBN © 5 ВВЕДЕНИЕ .......................................................................................................... 9 1. ЦЕЛЬ И ЗАДАЧИ ПОДГОТОВКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ..... 10 2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ГАЗА ...................... 12 2.1. ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ НЕФТИ ................................................................... 12 2.2. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ В ПЛАСТОВЫХ И ПОВЕРХНОСТНЫХ УСЛОВИЯХ ......................................................................................................... 13 2.3. СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ В ПЛАСТОВЫХ И ПОВЕРХНОСТНЫХ УСЛОВИЯХ ........................................................................... 15 3. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ ................................................................ 19 3.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ .................................................................................. 19 3.2. СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ ................................................... 20 4. СЕПАРАЦИЯ НЕФТИ .................................................................................. 30 4.1. ПРИНЦИПЫ РАБОТЫ НЕФТЯНОГО СЕПАРАТОРА ......................................... 30 4.2. ЗАМЕРНО - СЕПАРАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ ................................................ 33 4.2. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ЧИСЛА СТУПЕНЕЙ СЕПАРАЦИИ ........................... 35 5. ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТЕЙ ............................ 37 5. ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТЕЙ ............................................ 37 5.1. НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ............................................................................... 37 5.3. ХОЛОДНЫЙ ОТСТОЙ И ЦЕНТРИФУГИРОВАНИЕ ........................................... 47 5.4. ТЕРМОХИМИЧЕКОЕ ОБЕЗВОЖИВАНИЕ ....................................................... 48 5.5. ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ ............................ 51 6. СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ .......................................................................... 53 6.1. НЕОБХОДИМОСТЬ УТИЛИЗАЦИИ ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ...................... 53 6.2. ФРАКЦИОНИРОВАННАЯ КОНДЕНСАЦИЯ ГАЗООБРАЗНЫХ ФРАКЦИЙ .......... 54 7. ОТЛОЖЕНИЯ ПАРАФИНОВ И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НИМИ ............. 56 8. НЕФТЯНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ ........................................................................ 58 9. ПУТИ СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ УГЛЕВОДОРОДОВ ОТ ИСПАРЕНИЯ ............................................................................................................................. 59 10. СБОР И ПОДГОТОВКА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ..................................... 62 10.1. СИСТЕМЫ СБОРА И ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ ПРОДУКЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН .......................................................................................................... 62 10.2. ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ ТОВАРНОГО ГАЗА ........................................... 65 10.3. УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ ........................................................ 67 10.4. ИНГИБИТОРЫ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ И ИХ СВОЙСТВА .......................... 69 11. МЕТОДЫ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА .................................. 71 11.1. ОСНОВНЫЕ ПРОЦЕССЫ ПОДГОТОВКИ ...................................................... 71 6 11.2. АБСОРБЦИОННЫЙ СПОСОБ ОСУШКИ И ОТБЕНЗИНИВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ ...................................................................... 71 11.3 АБСОРБЦИОННЫЙ СПОСОБ ОТБЕНЗИНИВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ......................................................................... 78 11.4. АППАРАТЫ АБСОРБЦИОННЫХ УСТАНОВОК И ИХ РАСЧЕТ . 80 11.3. ОЧИСТКА ГАЗОВ ОТ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ .................................... 88 11.4. УСТАНОВКИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ .................................. 90 12. ОБУСТРОЙСТВО СЕРОВОДОРОДНЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ........................................................................................ 91 13. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ СИСТЕМ СБОРА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ .................................................................... 95 14. ПРОТИВОКОРРОЗИОННАЯ ЗАЩИТА ПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ ........................................................................................................ 96 14.1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ 95 14.2. ФИЗИКО - ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ КОРРОЗИИ МЕТАЛЛОВ 96 14.3. ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЕРЕХОДА ИОНОВ В РАСТВОРАХ ПРИ ВЗАИМОДЕЙСТВИИ МЕТАЛЛОВ С ЭЛЕКТРОЛИТАМИ 102 14.4. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКИЙ (ЭЛЕКТРОДНЫЙ) ПОТЕНЦИАЛ 105 14.5. ЭЛЕКТРОЛИЗ. ХИМИЧЕСКОЕ ДЕЙСТВИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ТОКА 108 14.6 ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ СТАЛИ И ПОЧВЕННОГО ЭЛЕКТРОЛИТА 110 14.7 СПОСОБЫ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ 113 15. ПРОТЕКТОРНАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ И РЕЗЕРВУАРОВ 113 15.1. ПРОТЕКТОРНАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ 114 15.2. ПРОТЕКТОРНАЯ ЗАЩИТА РЕЗЕРВУАРОВ ОТ ПОЧВЕННОЙ КОРРОЗИИ 116 15.3. РАСЧЕТ ПРОТЕКТОРНОЙ ЗАЩИТЫ С ПОМОЩЬЮ ГРУППОВЫХ УСТАНОВОК 119 16. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ЗАЩИТЕ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ 16.1. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ЗАЩИТЕ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ВНЕШНЕЙ КОРРО- ЗИИ 124 16.2. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ЗАЩИТЕ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ВНУТРЕННЕЙ КОР- РОЗИИ 126 7 16.3. КОНТРОЛЬ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЗАЩИТЫ ТРУБОПРОВОДОВ 128 17. ПРОТИВОКОРРОЗИОННАЯ ЗАЩИТА СЕПАРАТОРОВ И РВС 17.1. ВЫБОР СПОСОБА ЗАЩИТЫ 17.2. НАНЕСЕНИЕ ЛАКОКРАСОЧНОГО ПОКРЫТИЯ 133 17.3.УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОКРЫТИЯ СЕПАРАТОРОВ И РЕЗЕРВУАРОВ 138 17.4. КОНТРОЛЬ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ 138 17.5. ОБОСНОВАНИЕ ПРОТЕКТОРНОЙ ЗАЩИТЫ РЕЗЕРВУАРОВ ТИПА РВС 139 17.6. ВЫБОР МАТЕРИАЛА ПРОТЕКТОРА 142 17.7. РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ПРОТЕКТОРОВ 144 18.1. РАСЧЕТЫ НЕФТЕГАЗОВЫХ СЕПАРАТОРОВ НА ПРОПУСКНУЮ СПОСОБНОСТЬ ПО ГАЗУ И ЖИДКОСТИ ............... 160 1 8.2. РАСЧЕТ ВЕРТИКАЛЬНОГО ГРАВИТАЦИОННОГО СЕПАРАТОРА ПО ГАЗУ . 161 18.3. РАСЧЕТ ВЕРТИКАЛЬНОГО ГРАВИТАЦИОННОГО СЕПАРАТОРА ПО ЖИДКОСТИ ...................................................................................................... 162 18.4. РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ГАЗА, ВЫДЕЛИВШЕГОСЯ НА КАЖДОЙ СТУПЕНИ СЕПАРАЦИИ, С УЧЕТОМ КОЭФФИЦИЕНТА РАСТВОРИМОСТИ........................... 163 18.5. РАСЧЕТЫ ОТСТОЙНИКОВ ....................................................................... 164 18.6. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕПАРАТОРОВ ............................................... 167 18.7. РАСЧЕТ НЕФТЕЛОВУШКИ ....................................................................... 169 18.8. РАСЧЕТ СЕПАРАТОРА ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ПРОПУСКНУЮ ................. 171 18.9. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ ДВИЖЕНИИ В НИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ СМЕСЕЙ ................................................................................. 173 ЛИТЕРАТУРА ................................................................................................. 177 8 ВВЕДЕНИЕ Нефть и газ являются основными видами энергетических ресурсов. В последние годы наблюдается тенденция снижения объемов добычи и транспорта нефти и газа и, как следствие, увеличение удельных энергетических и экономических расходов. Обустройство промыслов и их реконструкцию в настоящее время необходимо проводить с учетом максимального снижения экономических затрат и эксплуатационных расходов, так как в общем объеме капитальных вложений на разработку, эксплуатацию, транспортировку и переработку нефти и газа значительная доля приходится на обустройство промыслов, создание систем сбора и транспорта нефти и газа от скважин к пунктам сбора. При проектировании и строительстве систем нефтегазосбора необходимо учитывать последние достижения науки и техники с целью сокращения потерь нефтяного газа и нефти. Необходимо внедрять прогрессивные системы отделения нефти от воды, так как наблюдается значительное обводнение пластов. В последние годы разрабатываются новые системы сбора и транспорта нефти и газа на месторождениях с учетом специфики разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Разработаны и используются герметизированные системы сбора нефти и газа, когда осуществляется совместный транспорт нефти и газа в двухфазных и однофазных состояниях на относительно большие расстояния. 9 1. ЦЕЛЬ И ЗАДАЧИ ПОДГОТОВКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ Нефть поступает из недр земли по специально пробуренным до нефтяных продуктивных пластов эксплуатационным скважинам. В процессе добычи вместе с нефтью поднимаются на поверхность различные механические примеси (частицы породы, цемента, который попадает в скважину из-за трубного пространства), вода и минеральные соли в виде кристаллов в нефти и раствора в воде. Примерно 60-75 % всей нефти добывается в обводненном состоянии. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей (нефти и воды). Содержание в нефти воды приводит к увеличению транспортных расходов в связи с возрастающими объемами перекачиваемой жидкости. Помимо этого, увеличивается вязкость смеси, что затрудняет переработку углеводородного сырья. Присутствие в нефти даже 0,1 % воды приводит к интенсивному ее вспениванию в ректификационных колоннах, нарушая технологию переработки. Содержание в нефти водных растворов минеральных солей приводит к внутренней коррозии трубопроводов. Наличие в нефти механических примесей помимо чрезвычайного износа оборудования затрудняет переработку нефти, повышает зольность мазутов и гудронов, образует отложения в холодильных печах и теплообменниках, что приводит к быстрому выходу из строя этого оборудования вследствие снижения коэффициента теплопередачи. Механические примеси являются причинами образования трудноразделимых эмульсий. В пластовой нефти содержится большое количество легких фракций углеводородов, которые при снижении давления переходят в газовую фазу. Эту часть углеводородов называют нефтяным (попутным) газом, растворенным в нефти. Дегазация нефти при снижении давления – основная причина различия свойств нефти в поверхностных и пластовых условиях. Попутный газ – это углеводороды от этана до пентана; он является ценным сырьем, из которого получают спирты, синтетический каучук, растворители, жидкие моторные топлива, удобрения и искусственное волокно и другие продукты органического синтеза. Поэтому следует стремиться исключить потери легких фракций. Перед подачей в магистральный трубопровод следует произвести обезвоживание, обессоливание, дегазацию нефти и очистку от механических примесей. Природный газ, поступающий на поверхность, содержит в своем составе достаточно большое количество воды, жидких углеводородов (конденсата) и механических примесей. Кроме того, в газе могут присутствовать компоненты, опасные для здоровья людей или вызывающие ускоренную 10 коррозию труб и газоиспользующего оборудования, такие как сероводород и окись углерода. В природном газе содержится азот, который является балластным. Присутствие твердых частиц в газе приводит к быстрому износу соприкасающихся с газом деталей компрессоров, арматуры газопроводов, портит контрольно-измерительные приборы. Твердые частицы, скапливаясь на отдельных участках газопровода, сужают его поперечное сечение так же, как и жидкие частицы, осевшие в пониженных участках трубопровода. Примеси оказывают корродирующее воздействие на трубопровод, арматуру и приборы. Влага при определенных давлении и температуре приводит к образованию гидратов, выпадающих в газопроводе в виде твердых кристаллов. Гидратные пробки могут полностью закупорить трубопровод. Сероводород является высокотоксичным и корродирующим компонентом. При промышленном использовании газа содержащийся в нем сероводород отрицательно сказывается на качестве выпускаемой продукции. Углекислый газ снижает теплоту сгорания газа. Перед подачей в магистральный трубопровод следует произвести осушку газа, очистку от механических и вредных примесей. 11 2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ГАЗА 2.1. Химический состав нефти Нефть представляет собой маслянистую горючую жидкость обычно темно-коричневого цвета с зеленоватым оттенком. В природе встречаются нефти и более светлой окраски – светло-коричневые, красноватые и даже бесцветные. Объяснение такому многообразию нефтей можно найти в их исключительно сложном составе, хотя по элементарному составу все они довольно близки. Нефть является смесью большого числа различных углеводородов парафинового (молекулярная формула CnH2n+2), ароматического (CnH2n-2,-4,-6) и нафтенового рядов. Содержание углерода колеблется в пределах 82-87 %, водорода 11-14 %. На долю этих двух компонентов приходится до 99 % всего состава. Из углеводородов различного строения обычно преобладают углеводороды метанового (парафинового) ряда, реже нафтенового. Углеводороды от метана до бутана (СН4 – С4Н10) парафинового ряда при нормальных условиях, т.е. при давлении P=0,1 МПа и температуре 0 °С (273 К), находятся в газообразном состоянии. Углеводороды, содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (С5Н12 – С17Н36), при нормальных условиях – жидкие вещества. Углеводороды, в молекуле которых имеется свыше 17 атомов углерода – твердые вещества. К ним относятся парафин и церезин. В пластовых условиях нефть состоит из трех частей. На поверхности она теряет газ и, частично, парафин. Газ, который извлекается из недр, принято называть попутным. Газ, выделяющийся в промысловых системах, называю нефтяным газом. Количественно содержание газа в нефти характеризуется так называемым газовым фактором. Иногда в нефти растворяется до 1000 м3 газа на 1м3 нефти. В зависимости от состава газ подразделяют на сухой (легкий) и жирный (тяжелый). Сухой газ состоит преимущественно из легких углеводородов метана и этана. В жирном газе содержание фракций пропана, бутана и выше достигают таких величин, что из него можно получать сжиженные газы, газовый бензин или конденсаты. Нефть, содержащую газ, принято называть газонасыщенной нефтью. В зависимости от состава и некоторых свойств проводится классификация нефтей, что облегчает сортировку их по качеству и выбор той или иной технологической схемы сбора. По содержанию парафина нефти подразделяют на малопарафиновые (<= 1,5 %), парафиновые (от 1,5 до 6 %) и высокопарафиновые (> 6 %).Нефти северных месторождений Тюменской области могут содержать парафина до 20 %. Большое содержание в нефти парафинов, смол и асфальтенов повышает ее вязкость, особенно при пониженных температурах. 12 Во многих нефтях Западной Сибири (Усть-Балыкская, западносургутская и самотлорская и др.) содержание парафина не превышает 4%. Наблюдаются зависимость – чем больше в нефти парафина, тем меньше в ее составе смол и асфальтенов; чем больше геологический возраст нефти, тем больше в ее составе парафина. Высокопарафиновые нефти характеризуются наименьшим содержанием серы, ванадия и никеля. Высокое содержание парафина в нефти существенно осложняет и удорожает процессы ее добычи, транспортировки и переработки. При добыче высокопарафинистых нефтей снижается и даже полностью прекращается дебит скважин из-за закупорки их, так называемыми асфальто-парафиновыми отложениями (АСПО). АСПО из скважин приходится удалять механическим путем, тепловой обработкой, промывкой растворителями. По содержанию серы нефти делятся на три класса: малосернистые (с содержанием серы до 0,5 %), сернистые (от 0,5 до 2,0 %) и высокосернистые (более 2 %). Сера может находиться в нефти и в свободном состоянии, и в виде органических соединений (сульфиды, меркаптан и др.). Кислород чаще присутствует в виде нафтеновых и жирных кислот, а также асфальтенов. Кроме этих соединений, в нефти в очень небольших количествах содержатся хлор, йод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, азот и многие другие элементы таблицы Д.И. Менделеева, а также пластовая вода. Известно, что чистые углеводороды – без цвета и без запаха. Цвет нефти, как считает часть специалистов, придает смола. Достаточно 0,1 % ее, чтобы придать чистым углеводородам соломенно-желтый оттенок. В то же время очищенные от смол могут иметь такой же оттенок. Специфический запах нефти чаще всего придает сероводород (H2S). 2.2. Физические свойства нефти в пластовых и поверхностных условиях Физические свойства нефтей и нефтяных газов, а также их качественная характеристика зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или их различных групп (фракций). Нефти, содержащие значительное количество тяжелых углеводородов, дают меньшие выходы бензиновых фракций и имеют большую плотность. Под плотностью принято понимать отношение массы вещества к занимаемому объему. В системе СИ плотность измеряется в кг/м3. На практике также пользуются относительной плотностью, которая численно равна отношению плотности нефти к плотности дистиллированной воды при температуре 4 °С. Обычно нефть легче воды, плотность ее составляет от 750 до 950 кг/м3. Нефти плотностью менее 900 кг/м3 принято называть легкими, а более 900 кг/м3 – тяжелыми. Следует отметить, что плотность нефти уменьшается с повышением температуры и увеличением содержания в ней газа. Таким образом, газонасыщенная пластовая нефть всегда имеет мень13 шую плотность, чем дегазированная, и разница тем больше, чем больше извлечено газа. Для определения плотности используются ареометры (денсиметры), пикнометры и специальные приборы (весы Вестфаля и др.). Одним из основных физических свойств нефти, имеющим большое значение при проектировании и эксплуатации транспортных систем, является вязкость. Под вязкостью принято понимать свойство нефти оказывать сопротивление перемещению частиц относительно друг друга, то есть характеризует подвижность жидкости. Различают вязкость динамическую , измеряемую в [Па·с ], и вязкость кинематическую  , единица измерения которой [м2/с]. Вязкость нефти обычно ниже 1 Па·с, поэтому в практике часто пользуются дробными единицами, например мПа·с, или внесистемной единицей вязкости, называемой Стоксом: 1Ст = 10-4 м2/с. Кинематическую вязкость можно определить через отношение динамической вязкости нефти к ее плотности, то есть   ,  (2.1) С повышением температуры вязкость нефти уменьшается, а с повышением давления, наоборот, увеличивается. Высокомолекулярные углеводороды повышают значение вязкости, поэтому вязкость легких нефтей меньше, чем тяжелых. Вязкость пластовой нефти может быть существенно меньше вязкости дегазированной. Для измерения вязкости нефти применяют специальные приборы – вискозиметры капиллярного и ротационного типов. В первом случае вязкость определяется как отношение времени истечения через калибровочные отверстия исследуемой нефти ко времени истечения воды. Висказиметры ротационных типов основаны на измерении сопротивления при относительном вращении двух коаксиальных цилиндров, зазор между которыми заполняется исследуемой нефтью. В пластовых условиях в нефти всегда растворено какое-то количество газа, иногда даже до 1000 м3/т (в среднем около 100 м3/т). Способность газа растворяться в нефти характеризуется величиной коэффициента растворимости или газовым фактором, под которым понимают количество газа (растворенное или выделенное), приведенное к атмосферному давлению, приходящееся на 1 т нефти. Компоненты нефтяного газа обладают различной растворимостью нефти. С увеличением молекулярного веса коэффициент растворимости газов растет. Так, растворимость этана почти в 5 раз больше, чем метана, а пропана – более чем в 20 раз. С повышением температуры растворимость уменьшается. 14 На практике чаще сталкиваются не с растворимостью газов, а с обратным явлением – выделением газа из нефти. Давление, при котором начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения. Давление насыщения Pн характеризует термодинамическое равновесие газа с пластовой нефтью. Нефть, находящуюся в пласте при давлении выше давления насыщения, обычно называют недонасыщенной. Давление Pн зависит как от углеводородных газов, так и неуглеводородных, например азота, обладающего наиболее низкой растворимостью в нефти. В случае, когда давление в пласте ниже Pн , не весь газ будет растворен в нефти и часть его займет возвышенные участки пласта, образуя газовую шапку. Выделение растворенного газа из нефти происходит также при движении ее по стволу скважины в нефтегазосборных трубопроводах и окончательно завершается на концевых ступенях сепарации после подготовки товарной нефти. Давление насыщения не следует отождествлять с давлением насыщенных паров товарной нефти, при котором газовая и жидкая фазы нефти находятся в термодинамическом равновесии при фиксированном отношении фаз. Обычно это давление не превышает 500 мм рт. ст. Электрические свойства нефтей в основном зависят от наличия в них воды и степени ее минерализации, так как чистые углеводороды являются диэлектриками, то есть обладают высоким удельным сопротивлением. Способность нефти накапливать электрический заряд предопределяет необходимость заземлять токопроводящие элементы оборудования, тем более что могут возникать заряды статистического электричества с потенциалом в несколько десятков киловольт. 2.3. Состав и физические свойства природных газов в пластовых и поверхностных условиях Месторождения природного газа в зависимости от состава пластовой продукции условно делятся на газовые и газоконденсатные. Газовые – это месторождения, продукция которых не нуждается в дополнительной обработке перед подачей в магистральные газопроводы. Подготовка в этом случае заключается только в извлечении влаги из газа, а в случае необходимости – и кислых компонентов. Газоконденсатные – это такие месторождения, продукция которых должна подвергаться обработке для извлечения из них пентана и высших углеводородов. Это влияет как на схему обработки пластовой продукции, так и на технико-экономические показатели эксплуатации месторождения. Основной компонент природных газов – метан (до 98 %). В составе природных газов в значительном количестве содержатся также этан, пропан, бутан, пентан и более тяжелые углеводороды. В состав газов всегда входят водяные пары и довольно часто такие компоненты, как азот, сероводород, двуокись углерода и гелий. 15 В составе природных газов и конденсата (газового) наряду с сероводородом встречаются и другие сернистые соединения, которые разделяются на две группы – активные и неактивные. К активным сернистым соединениям относятся сероводород, элементарная сера, сернистый ангидрид, меркаптаны и т. п. К неактивным соединениям – сульфиды, дисульфиды, тиофен и тиофаны. Из сернистых соединений газа наиболее активен сероводород, он вызывает коррозию металлов с образованием сульфидов. Наличие влаги в газе резко усиливает коррозийное действие сероводорода и других кислых компонентов. Свойства газов определяются свойствами отдельных компонентов, входящих в его состав. Метан при обычных условиях, при атмосферном давлении и 20 °С, ведет себя как реальный газ. Этан находится на грани газа и пара. Пропан и бутан при обычных условиях являются газами, так как их критические параметры весьма высоки. Углеводороды, начиная с изопентана и выше, при нормальных условиях (0,1 МПа и 0 °С) находятся в жидком состоянии, а в составе газа – в капельном виде. В составе газов чисто газовых месторождений метана содержится значительно больше, чем в составе нефтяных газов. В зависимости от преобладания легких (СН4, С2Н6) или тяжелых (С3Н8+В) компонентов газы разделяются соответственно на две группы: сухие и жирные. В сухом газе содержание тяжелых углеводородов незначительное или они отсутствуют, в то время как в жирном газе их количество может достигать таких величин, что из него можно получать сжиженные газы или конденсат (газовый бензин). На практике принято считать сухим газ, содержащий в 1 м3 менее 60 г. газового бензина, а жирным – более 60-70 г. бензина. Наличие воды в углеводородном газе связано с его контактированием с ней в пласте. Количество воды в добываемом газе зависит от давления и температуры пласта, а также от состава газа и минерализации воды. Различают равновесную и относительную влагоемкость газа. Максимальное количество влаги, которое может находиться в паровой фазе определенного состава газа, соответствует равновесной влагоемкости газа, характеризующейся понятием «точка росы», т.е. температурой, при которой газ становится насыщенным влагой при заданном давлении. Относительной влагоемкостью называют отношение количества водяных паров, фактически содержащихся в единице объема газа к значению равновесной влагоемкости газа при тех же условиях. Большое научно-практическое значение имеет точность определения воды в газе, так как оно оказывает существенное влияние на техникоэкономические показатели установок подготовки газа к транспорту. Кроме того, присутствие в составе транспортируемого газа воды только в паровой 16 фазе является одним из важнейших условий нормального функционирования газотранспортных систем. Из физических свойств газов можно отметить их относительную плотность, под которой понимается величина, показывающая, во сколько раз масса данного газа больше или меньше массы сухого воздуха при нормальных условиях. Плотность многих углеводородных газов больше плотности воздуха, поэтому они накапливаются в насосных помещениях, в колодцах и так далее. Это необходимо учитывать при обустройстве систем промыслового хозяйства. Углеводороды при определенных соотношениях с воздухом образуют гремучую смесь, способную взрываться при соприкосновении с огнем. Сила взрыва имеет наибольшее значение тогда, когда содержание кислорода в смеси приближается к количеству, необходимому для полного сгорания углеводородов. Существуют нижний и верхний пределы взрываемости, которые соответствуют минимальной и максимальной концентрации углеводородов в смеси с воздухом. Повышение давления практически мало влияет на нижний предел воспламеняемости, но увеличивает верхний. Пределы воспламеняемости с увеличением концентрации инертных газов в системе возрастают. Природный и нефтяной газы, являющиеся смесью различных веществ, в той или иной степени отклоняются от законов изменения состояния, выведенных для идеальных газов. Для определения степени отклонения сжимаемости пользуются коэффициентом сжимаемости Z и обобщенным газовым законом в виде уравнения Клайперона: P V  Z  M  R  T , где (2.2) – давление; – объем газа; – газовая постоянная; – температура; – масса газа. Для нефтяных газов значение Z изменяется в пределах от 0,3 до 1 и определяется по определенным формулам. С помощью коэффициента Z определяют объемы газа в различных условиях P V R T M V  V0ZT 1  , 273 P (2.3) – объем газа в нормальных условиях, м3. Теплотой сгорания Q газа называется количество тепла, выделяемого при полном сгорании 1 кг топлива. У нефтяных газов теплота сгорания колеблется в значительных пределах – от 12106 до 48106 Дж/кг. где V0 17 Кроме рассмотренных свойств, природные газы и нефти обладают еще рядом теплофизических свойств, например теплоемкостью, электризацией и другими, которые подробно изучаются в курсах физики и теплотехники. 18 3. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ 3.1. Общие положения Промысловый сбор и подготовка нефти и газа заключаются в последовательном изменении состояния продукции нефтяной скважины и отдельных ее составляющих (нефти и газа), завершающемся получением товарной продукции. Таким образом, технологический процесс после разделения продукции скважин состоит из двух материальных потоков: нефтяного и газового. Технология сбора, очистки и использования пластовой воды является особым процессом, который обычно рассматривается отдельно. Он состоит из трех последовательных этапов: 1) разделение; 2) сбор; 3) доведение нефти и газа до нормированных свойств, устанавливаемых для товарной продукции. На третьем этапе нефтяной поток очищается от пластовой воды и минеральных солей, из него извлекаются углеводороды (стабилизация) для того, чтобы придать нефти стабильность, позволяющую уменьшить потери углеводородов на всем пути ее движения к пункту переработки. На этом этапе из газового потока извлекаются углеводороды (отбензинивание) с целью получения товарного газа и сжиженных углеводородов. Следовательно, третий этап является завершающим этапом сбора нефти и газа, его часто называют обработкой нефти и газа. При переработке нефти и газа происходят глубокие изменения их химического состава и физических свойств. Поэтому нельзя путать понятия «обработка» и «переработка». Перемещение нефти и газа от замерных установок к пунктам их обработки ( нефтесборному пункту, ГПЗ или газобензиновой установке ) называют сбором нефти или сбором газа, в отличие от перемещения товарной продукции за пределами промысла, который называют транспортом нефти и газа. Под технологической схемой сбора и обработки нефти и газа понимается графическое изображение процесса разделения и последовательного непрерывного изменения состояния нефтяного и газового материальных потоков, завершающегося получением товарной нефти. Система сбора и обработки нефти и газа представляет собой комплекс последовательных и взаимосвязанных аппаратов, механизмов, машин и сооружений, обеспечивающих выполнение условий, предусмотренных в технологической схеме. Назначение технологической схемы и системы сбора и обработки нефти и газа определяется следующими условиями: а) сохранение с целью использования в народном хозяйстве газа и готовых углеводородов нефти, поднятых на поверхность; б) доведение нефти и газа до норм товарной продукции; 19 в) обеспечение контроля производительности каждой скважины; г) учет сырья и товарной продукции по ее видам, получаемым при обработке нефти, газа и др. При выполнении этих условий в одинаковой степени на одном и том же месторождении предпочтение отдается той технологической схеме или системе сбора и обработки нефти и газа, технико-экономические показатели которой выше. К основным технико-экономическим показателям могут быть причислены: а) удельная себестоимость сбора и обработки нефти и газа; б) степень автоматизации системы; в) удельный расход металла; г) количество обслуживающего персонала; д) удельный расход электроэнергии и др. 3.2. Системы сбора и подготовки нефти Сбор нефти на промысле осуществляют по системе, в общем случае состоящей из мерника, насоса, труб и сырьевых резервуаров нефтесборного пункта. Однако перечисленные элементы не всегда являются обязательными, состав их может быть меньшим, например, могут отсутствовать насос, сырьевые резервуары, а мерник представлять элемент так называемой индивидуальной или групповой установки, в которой, кроме определения производительности скважины, осуществляется также и сепарация газа [5]. Систему, в которой имеются индивидуальные установки, называют системой сбора нефти с индивидуальными установками, а систему, в которой имеются групповые установки, называют системой сбора нефти с групповыми установками. Если вместе с нефтью по одной трубе собирают газ, то такую систему называют системой совместного сбора нефти и газа или однотрубной, в отличие от системы, в которой нефть собирается по одной трубе, а газ – по другой. Наименование системы происходит от среды, перемещаемой по ней, а не от элемента, составляющего систему. Система сбора нефти, в зависимости от требований нефтепереработки, может быть для каждого ее типа самостоятельной, исключающей смешение нефтей различных типов, добываемых на промысле. Иногда бывает целесообразно иметь на промысле отдельную систему для сбора необводненной нефти, что позволяет такую нефть, называемую чистой, сдать непосредственно нефтепроводному управлению, минуя процесс ее обезвоживания на нефтесборном пункте. В зависимости от степени заполнения трубы нефтью системы разделяются на самотечные и напорные. В самотечных системах движение нефти происходит под влиянием гравитационных сил, определяемых разностью вертикальных отметок в начале и конце системы. Если при этом в трубе имеется свободная поверх20 ность нефти, то есть нефть движется неполным сечением, то такие системы называются свободносамотечными, а при отсутствии свободной поверхности – напорносамотечными. Чаще встречаются самотечные системы, в которых одни участки являются свободносамотечными, а другие – напорносамотечными. Самотечные системы применяются там, где рельеф местности позволяет обеспечить перемещение нефти под влиянием геометрической разности высот начального и конечного пунктов ее сбора, без применения насосов. Свободносамотечные участки труб являются наиболее маневренными в отношении их пропускной способности. В напорных системах сбора нефти ее перемещение осуществляется принудительно под влиянием напора, развиваемого поршневым или центробежным насосами. К напорным системам могут быть причислены системы, в которых движение нефти происходит под влиянием напора, создаваемого пластовой энергией, определяемой давлением в головке фонтанной скважины или в газосепараторе. На старых месторождениях широко применяются негерметизированные двухтрубные самотечные системы сбора. Характерной особенностью самотечной системы является то, что жидкость после замерной установки движется за счет разности геодезических отметок начала и конца трубопровода, направляясь в промежуточные резервуары, что приводит к высоким потерям нефти от испарения (до 3-5 %). Все новые месторождения обустраивают герметизированными системами сбора, подготовки и транспорта продукции скважин, позволяющими полностью исключить потери легких фракций нефти (рис. 3.1). 4 ГПЗ АЗГУ 1 АЗГУ АЗГУ 3 ДНС УКПН 5 2 РП 6 УПВ Рис. 3.1. Схема сбора и транспорта нефти: 1 – скважины, 2 – выкидные линии, 3 – сборный коллектор, 4 – газосборный коллектор, 5 – нефтесборный коллектор, 6 – водопровод Продукция скважин по выкидным линиям поступает в автоматические групповые замерные установки (АЗГУ), где производится поочередное из21 мерение количества добываемых из каждой скважины нефти, газа и воды. Затем по сборному коллектору 3 совместно продукция скважин направляется в дожимную насосную станцию (ДНС). На этом этапе давление нефти снижается от 1,0-1,5 МПа на устье скважин до 0,7 МПа на входе в ДНС. На ДНС производится первая ступень сепарации до 0,3 МПа. Отсепарированный газ под собственным давлением направляется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а газонасыщенная нефть и вода по сборному коллектору 5 насосами перекачиваются на центральный пункт сбора (ЦПС). Здесь в установках комплексной подготовки нефти (УКПН) происходит окончательная стабилизация нефти и ее обезвоживание и обессоливание Товарная нефть собирается в товарном резервуарном парке (РП). Вода, пройдя установку подготовки воды (УПВ), закачивается в пласт для поддержания в нем давления. Газ поступает на ГПЗ, где из него выделяются тяжелые углеводороды и «сухой» газ. Газ компрессорами подается в магистральный газопровод. Жидкая часть разделяется на сжиженный углеводородный газ (СУГ) и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), которые по магистральным нефтепродуктопроводам или по железной дороге направляются потребителям. К современным системам сбора, транспорта и подготовки нефти должны предъявляться основные требования: высокая экономичность системы в части ее металлоемкости, стоимости капитальных вложений и эксплуатационных расходов; полная герметизация системы сбора нефти и газа по всему пути движения от скважины до пунктов их подготовки; ввод в эксплуатацию участков промысла до окончания строительства всего комплекса сооружений; малообъектность и надежность в эксплуатации; возможность автоматизации и телемеханизации объектов; возможность снижения протяженности автомобильных дорог, уменьшение расхода служебного транспорта; сокращение эксплуатационного персонала; возможность более полного использования ресурсов нефтяных газов, извлекаемых с нефтью и др. На основании этих требований промысловые системы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и пластовой воды должны рассматриваться как единая технологическая система со взаимосвязанными системамипроцессами, охватывающая не только отдельный промысел, но и целый нефтедобывающий район. На промыслах должно быть минимальное число объектов, при концентрации всех основных из них на пункте сбора. При решении этих задач необходимо соблюдение следующих условий. 1. Максимальное использование избытка пластовой энергии либо напора, создаваемого глубинными насосами, достаточного для транспорта продукции скважин до центральных пунктов сбора, либо дожимных насосно-сепарационных установок. 2. Применение однотрубного транспорта нефти и газа от скважин до сепарационных установок либо центральных пунктов сбора. 22 3. Применение многоступенчатой сепарации нефти с последующим бескомпрессорным транспортом газа первой ступени сепарации и транспорта газонасыщенной нефти до пунктов сбора и подготовки, позволяющее полностью исключить из нефтепромыслового хозяйства компрессорные станции, мелкие пункты сбора и ряд других технологических объектов. 4. Размещение концевых сепарационных установок на центральном пункте сбора в непосредственной близости от объектов подготовки нефти, газобензиновых заводов и районных компрессорных станций, позволяющее более полно и рационально использовать наиболее ценную часть ресурсов попутных газов и более квалифицированно осуществить подготовку нефти. 3.3. Требования к качеству товарной нефти С развитием техники повышаются требования к ассортименту и качеству нефтей и нефтепродуктов, что, в свою очередь, требует совершенствования процессов их производства. Поэтому качества, как товарной нефти, так и продуктов ее переработки, подлежат обязательному контролю. Организацию контроля качества невозможно осуществлять без стандартов на нефтепродукты и методов их испытания. Задачи стандартизации многообразны. Это и удовлетворение более высоких требований к выпускаемой продукции технологии транспорта, защита интересов потребителя, также и интересов изготовителя – от необоснованных претензий. Государственная система стандартизации предусматривает следующие категории стандартов: государственные на нефтепродукты (ГОСТ), отраслевые (ОСТ), республиканские (РСТ), стандарты предприятий (ГТП), технические условия (ТУ). Соблюдение государственных стандартов обязательно для всех предприятий и организаций, причастных к транспорту и хранению нефтей и нефтепродуктов, тогда как другие имеют ограниченную сферу влияния. В этих документах устанавливается перечень формулируемых физикохимических, наиболее важных эксплуатационных свойств, допустимые значения ряда констант, имеющих специфическое назначение и условие использования. Под качеством нефти и нефтепродуктов понимают совокупность свойств, обеспечивающих их пригодность для использования по назначению. Свойства принято разделять на две основные группы: физикохимические и эксплуатационные (технологические). К физико-химическим относятся свойства, характеризующие состояние нефти и нефтепродуктов и их состав (например, плотность, вязкость, фракционный состав). Эксплуатационные свойства характеризуют полезный эффект от использования нефтепродукта по назначению, определяют область его применения. Некоторые эксплуатационные свойства 39 23 нефтепродуктов оценивают с помощью нескольких более простых физикохимических свойств. В свою очередь, перечисленные физико-химические свойства можно определить через ряд более простых свойств веществ. Часто на практике нефтепродукты и нефти характеризуются уровнем качества. Оптимальным уровнем считается такой, при котором достигается наиболее полное удовлетворение требований потребителя. Уровень качества зависит от уровня каждого свойства и значимости этого свойства. Количественную характеристику одного или нескольких свойств продукции, составляющих его качество, следует называть показателем качества. Относительную характеристику качества, основанную на сравнении значений показателей качества оцениваемой продукции с базовыми значениями, называют уровнем качества. Например, качество нефти, удовлетворяющее требованиям НПЗ, должно соответствовать ГОСТ 51858-2002. Некоторые показатели качества приведены в табл. 2.1. Большинство методов оценки и анализа свойств и качества стандартизовано и по назначению. Они подразделяются на приемосдаточные, контрольные, полные, арбитражные и специальные. Приемосдаточный анализ проводят для установления соответствия произведенного, поступившего или отгруженного нефтепродукта показателям качества. Таблица 3.1 Показатели качества товарной нефти Показатель Содержание воды, %, не более Содержание хлористых солей, мг/л, не более Содержание мех. примесей, %, не более Давление насыщенных паров, Па, не более Группа нефти I II III 0,5 1 1 100 300 800 0,05 0,05 0,05 66650 66650 66650 Контрольный анализ проводят в процессе приготовления или хранения нефтепродукта. Полный анализ позволяет дать оценку качества по основным эксплуатационным свойствам для партии продукта, отгружаемой с завода, или перед «закладкой» продукта на длительное хранение. Арбитражный анализ выполняют на главном предприятии отрасли по данному виду продукции или в нейтральной компетентной лаборатории в случае возникновения разногласия между поставщиком и потребителем. Число контролируемых показателей при этом может быть различным. Специальный анализ проводится по узкой группе нефтепродуктов. Например, определение фракционного состава нефтей, стабильность масел. 24 Тот или иной метод анализа дает надежные результаты только тогда, когда его проводят в установленных стандартами условиях. Всякое отступление от стандартных методов не допускается, т.к. даже одно и то же свойство для различных нефтепродуктов определяется различными методами. Свойства нефтей и нефтепродуктов многообразны, способны оказывать взаимное влияние и требуют всестороннего изучения. 3.4. Технологические процессы подготовки нефти, газа и воды на промысле Технологическая модель системы сбора промысловой продукции, сепарации, транспорта и подготовки нефти и воды с использованием современных технологий состоит из семи элементов; составные части элементов приведены на рисунке 3.2. 10 12 ГСС ЦПС 11 9 6 ГЗУ Товарная нефть 13 Подготовка воды ДНС 5 14 УПС В КНС 7 8 КНС 4 15 16 3 2 7 17 18 1 Рис 3.1 Система сбора и подготовки скважинной продукции 1- продуктивный пласт, 2-погружной насос, 3- насосно-компрессорные трубы, 4-обсадная колонна, 5-устье добывающей скважины, 6-групповая замерная установка, 7- кустовая насосная станция, 8-установка предварительного сброса воды, 9-дожимная насосная станция, 25 10- газосборная сеть, 11-магистральный трубопровод, 12-центральный пункт сбора продукции, 13-узел подготовки воды, 14-нагнетательный трубопровод, 15-обсадная колонна нагнетательной скважины, 16-насосно-компресорные трубы, 17-пакер, 18-пласт. Элемент 1 – участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), в котором по отдельному трубопроводу продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) происходит узел первичного замера и учета продукции на месторождении. Элемент 2 - Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазу (первая ступень сепарации). На данном участке как правило образуется достаточно диспергированная стойкая водогазонефтяная эмульсия с высокой вязкостью жидкой фазы. Элемент 3 - ДНС—газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ в бутилах (емкостях) являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации. Элемент 4 - ДНС—УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называется «центральный пункт сбора продукции» ЦПС. Элемент 5 - ДНС—установка предварительного сброса воды Элемент 6 - УПСВ—КНС. Отделившаяся водная фаза необходимого качества и количества из РВС насосами подается на КНС для нагнетания в пласт. Элемент 7 - КНС—пласт. Попутная очищенная от механических примесей и нефтепродуктов на этом участке водная фаза с помощью насосов КНС закачивается через систему трубопроводов в нагнетательную скважину и далее в пласт. Важной технологической характеристикой эмульсий является вязкость. Вязкость эмульсий определяется физики-химическими свойствами безводных нефтей (содержание смол, асфальтенов, плотность, вязкость), их дисперсностью, температурой и содержанием воды. С ростом обводнённости вязкость эмульсий закономерно возрастает. При достижении обводнённости выше 70 – 75 % эмульсии становятся агрегативно неустойчивыми и может иметь место обращение фаз. Это приводит к расслоению эмульсий на водную фазу и эмульсию с более низким содержанием воды (30 – 60 %) и как следствие, снижению их вязко сти. Снижению вязкости способствует достаточно высокая естественная 26 температура эмульсий, которая находится в пределах от 298 до 308К. При добыче и сборе обводнённых нефтей постоянно протекают процессы образования эмульсий, свойства которых во времени непрерывно изменяются. Необходимые параметры подготовки нефти до товарной кондиции всецело зависят от стойкости водонефтяных эмульсий поступающих на ЦПС. Устойчивость эмульсий определяется многими факторами: физико – химическими свойствами нефти и попутно добываемой воды, количеством и характеристикой содержащихся в нефти природных стабилизаторов эмульсий, коллоидно-дисперсным состоянием асфальтосмолистых компонентов нефти, являющихся основными стабилизаторами эмульсий. Последние в свою очередь, зависят от температуры, давления, степени разгазирования, соотношения парафиновых и ароматических углеводородов нефти и их состава. Предварительный сброс воды на месторождении является важным технологическим приёмом, обеспечивающим сокращение затрат на перекачку жидкости, снижение аварийности работы нефтепроводов и сокращение затрат на подготовку нефти на ЦПС. При большой удалённости месторождения от ЦПС с ростом обводнённости добываемой нефти и увеличением объёма транспортируемой жидкости гидравлический режим работы трубопровода будет усложняться. При обводнённости выше 70 %, вся вода не может находиться в эмульгированном состоянии и по коммуникационным системам сбора движется трёхфазный газожидкостный поток, в котором жидкая фаза представлена концентрированной нефтяной эмульсией и свободной (неэмульгированной) водой. Транспортировка таких эмульсий приводит к коррозии нефтепровода. На ДНС осуществляется одно - или двухступенчатое разгазирование нефти. Рассмотрим детально системы сбора газа, воды и нефти на нефтяных месторождениях . 3.4.1. Система сбора газа Нефтяной содержат влагу, конденсирующиеся углеводороды, агрессивные, отравляющие компоненты (меркаптаны, сероводород), механические частицы (песок, выносимый из пласта, продукты коррозии металлов и т.д.). Эти компоненты и примеси при определённых условиях могут привести к закупорке и разрушению коммуникаций, оборудования, приборов и отравлению людей. В связи с этим газ на промыслах специально подготавливают, т.е. приводят его качество в соответствие с требованиями, при соблюдении которых обеспечиваются нормальное транспортирование и использование его потребителями без осложнений, нарушение санитарных норм и условий безопасности. 27 Подготовка газа охватывает следующие основные технологические процессы: • Осушка газа – удаление из газа капельной влаги и уменьшение содержания в нём водяных паров для предотвращения образования кристаллогидратов и ледяных пробок в газопроводах при транспортировании газа; • Очистка газа от сероводорода и двуокиси углерода - удаление из газа указанных компонентов с целью предотвращения их корродирующего воздействия на оборудование и трубопроводы и приведения содержания их в газе в соответствие с требованиями санитарных норм; • Отбензинивание газа - удаление из газа (полное или частичное) пропан-бутановых и более тяжёлых (бензиновых) углеводородных компонентов для предотвращения образования в газопроводах жидкостных пробок. На установке осушки газа (УОГ) в основном производят осушку газа с целью предотвращения образования в нём гидратов. Гидратами называют физико-химические соединения углеводородов с водой, по внешнему виду напоминающие спрессованный снег или лёд. Гидраты могут накапливаться в газопроводах и аппаратах, приводя к уменьшению пропускной способности и полной закупорке. Необходимое условие образования гидратов наличие в газе воды в жидкой фазе. Если вода присутствует в газе в виде паров, гидраты образоваться не могут. Осушка происходит следующим образом. Попутный нефтяной газ с ДНС поступает в блок предварительной сепарации, в котором свободная капельная жидкость, находящаяся в газовом потоке, отделяется, собирается в зумфе и автоматически, при помощи регулятора уровня, выводится периодически в дренажную ёмкость. Осушка газа происходит в распылительном участке абсорбера. Абсорбер состоит из двух частей. В первой, сепарационной части, удаляются наиболее мелкие капли жидкости из газового потока, которые собираются в зумфе и периодически выводятся через регулятор уровня в дренажную ёмкость. Во второй части распылительного участка (абсорбционная часть) газ подвергается обработке триэтиленгликолем высокой концентрации в трёх распределительных ступенях и при этом осушается. Распылительные ступени расположены последовательно газовому потоку и параллельно по отношению к гликольному. В промежуточном отделении основная масса ТЭГа, введённая в каждую ступень, отделяется и собирается во втором гликольном зумфе. Путём этой промежуточной сепарации в каждом распылительном участке достигается максимальная разность пропорциальных давлений. Таким образом, достигается максимальное занижение точки росы, даже при особо неблагоприятных условиях. Сепарация остаточной части ТЭГа происходит в адсорбере в части полной сепарации, находящимся за распылительными участками. Из абсорбционного блока осушительной сепарации газ идёт на отделение ТЭГ от аэрозоля и дальше к потребителю. Дополнительный сепаратор служит для сбора утечек ТЭГ в аварийной си28 туации, а так - же для улавливания ТЭГ в форме аэрозоля. Насыщенный водой ТЭГ собирается в зумфе дополнительного сепаратора и отводится на регенерацию. Регенерация происходит за счёт дистилляции абсорбированной влаги из ТЭГ. Насыщенный водой ТЭГ, нагревается в теплообменнике теплом регенерированного ТЭГ, а затем уже подаётся в дистилляционную колонну. Регенерация происходит в кубе, расположенном в нижней части дистилляционной колонны, за счёт нагрева. Регенерированный ТЭГ из теплообменного сосуда подаётся вновь в процессе осушки. Компенсация потерь ТЭГ осуществляется из резервной ёмкости подпиточными насосами и осушенный газ с УОГ под собственным давлением подаётся потребителям. 3.4.2. Предварительный сброс пластовой воды из скважинной продукции Особенности систем сбора нефти и газа в условиях Западной Сибири во многом связаны с кустовым размещением устьев скважин и сравнительно небольшим запасом энергии фонтанирования. Это обусловило применение на большинстве месторождений участковых систем, при которых продукция группы скважин (кустов) по одному трубопроводу поступает на первичный сборный пункт (ДНС) в сепараторы, откуда после разгазирования нефть с помощью насосов направляется на центральный сборный пункт (ЦСП), а газ - потребителю. Нефтегазовые сепараторы служат для отделения газа от жидкой продукции скважин, но не для отделения воды из скваженной продукции. Поэтому на нефтяных месторождениях наиболее распространены установки предварительного сброса воды (УПСВ), на которых применяются горизонтальные сепараторы, которые имеют ряд преимуществ по сравнению с вертикальными (повышенная пропускная способность при одном и том же объеме аппарата, лучшее качество сепарации, простота обслуживания и осмотра). В настоящее время широко применяются горизонтальные отстойники типа ОГ – 200. Они широко применяются при обустройстве нефтяных месторождений и предназначаются для отделения воды от продукции нефтяных скважин в промежутке между первой и последней ступенях сепарации нефти, включая горячую сепарацию на последней ступени. Перед закачкой в пласт подтоварная вода проходит предварительную подготовку, цель которой заключается в достижении необходимых эксплуатационных свойств до распределения в систему ППД. Для отстаивания пластовой воды применяется фильтрование, а также применяется следую29 щее оборудование: отстойники пластовой воды, резервуары отстойники, нефтеловушки, пескоотделители, и пруды отстойники. Продукция скважин имеет высокую обводнённость (70 – 88 %), и высокую естественную температуру (30 – 42 0С). Сочетание этих двух благоприятных факторов позволяет организовать достаточно глубокий (до 10 - 15 %) предварительный сброс воды на месторождении без дополнительного нагрева продукции скважин, при естественной температуре, при невысоком расходе деэмульгатора и с минимальным объёмом отстойного оборудования. Требования предъявляемые к нагнетаемой в продуктивный пласт воде формируется следующим образом:  невысоким содержанием механических примесей и железа (до 20мг/л);  незначительным содержанием мг/л); эмульгированной нефти (до 35  коррозионная инертность по отношению к напорным и распределительным трубопроводам, насосам, скважинному оборудованию нагнетательных скважин;  отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей и микроорганизмов. 4. СЕПАРАЦИЯ НЕФТИ 4.1. Принципы работы нефтяного сепаратора В зависимости от качества, схемы и технологии сбора и сепарации, расстояния и условия транспорта и хранения нефти потери легких фракций будут различными. С повышением давления на ступенях сепарации нефти уменьшается количество выделяющегося газа, а в его составе – содержание более тяжелых компонентов. Сепарацией газа от нефти называют процесс отделения головных углеводородов и сопутствующих газов. Он происходит при снижении давления и повышении температуры нефти, а также вследствие молекулярных диффузий углеводородных и других компонентов, содержащихся в нефти, в пространство с меньшей концентрацией их, находящееся над нефтью. Процесс сепарации нефти имеет место на всем пути ее движения: в скважине, в шлейфе, в сепараторе, в нефтесборном коллекторе и в резервуарах на промысле и за его пределами, а также при ее транспорте водным или железнодорожным путем. Процессы сепарации углеводородов и сопутствующих газов при атмосферных условиях назовем испарением нефти. 30 Сепараторы, применяемые на нефтяных промыслах, условно подразделяются на следующие категории: 1) по назначению – замерносепарирующие и сепарирующие; 2) по геометрической форме и положению в пространстве – цилиндрические, сферические, вертикальные, горизонтальные и наклонные; 3) по принципу действия – гравитационные, инерционные (жалюзийные) и центробежные (гидроциклонные); 4) по рабочему давлению – высокого (6,4 МПа), среднего (2,5 МПа), низкого (0,6 МПа) давления и вакуумные; 5) по числу ступеней сепарации – первой, второй, третьей и т. д.; 6) по разделению фаз – двухфазный (нефть + газ), трехфазный (нефть + газ + вода). В нефтяных сепараторах любого типа различают четыре секции (рис.4.1). 1. Основная сепарационная служит для основного разделения продукции скважины на газ и жидкость. Ввод продукции скважины в секцию осуществляется тангенциально или нормально, но с применением специальных конструкций газоотборника (дефлектора). Газ, выделившийся из продукции скважины из подвода, а также дополнительно под влиянием центробежной силы и в результате изменения потока жидкости поднимается вверх и выводится из газосепаратора, а жидкость опускается вниз. 2. Осадительная. В ней дополнительно выделяются пузырьки газа, содержащиеся в нефти в состоянии окклюзии, то есть поглощенные ею или не успевшие из нее выделиться. В осадительной секции происходит выделение газа из нефти, которое усиливается, если нефть стекает по одной или нескольким дефлекторам и плавно, без брызг сливается в слой, расположенный в нижней части газосепаратора. 3. Секция сбора жидкости служит для сбора жидкости, из которой почти полностью выделился газ при давлении и температуре, поддерживаемых в газосепараторе. Эта секция может быть подразделена на две: одна, верхняя, служит для нефти; другая, нижняя, для воды, и имеет самостоятельные выводы из сепаратора. Слой жидкости, устанавливаемый в секции, поддерживается уровнедержателем. 4. Влагоуловительная. Она расположена в верхней части газосепаратора. Ее назначение – улавливать частицы жидкости, увлекаемые потоком газа. 31 Рис. 4.1. Вертикальный сепаратор: а – выход продукции скважины в сепаратор; б – газоотделитель для пенной нефти; 1 – регулятор давления; 2 – вывод газа; 3 – насадка для пле-ночной сепарации; 4 – ввод продукции скважины; 5 – отбойник газа; 6 – конструктивный узел отбойника газа; 7 – регулятор уровня нефти; 8 – диа-фрагменный исполнительный клапан; 9 – нефть; 10 – дефлекторы для улучшения отделения газа Для сепарации нефти от газа на первой ступени положительно зарекомендовал себя горизонтальный сепаратор (рис.4.2). Имеются конструкции вертикальных сепараторов, в которых наряду с сепарцией нефти осуществляются сепарация и замер газа и воды, поэтому их называют мерными, или мерниками. Отличие их от сепараторов, в которых происходит только отделение воды от нефти, заключается в том, что в секции сбора жидкости вмонтированы соответствующие счетчики с интеграторами. В мерниках и нефтегазоводосепараторах иногда предусмотрен подогрев жидкости для ускорения ее разделения, уменьшения высоты пены. Подогрев осуществляется в печи, вмонтированной в газосепаратор, топливом для которой служит газ. 32 Рис 4.2. Горизонтальный газосепаратор: 1 – регулятор давления газа; 2 – поплавок; 3 – вывод газа; 4 – поверхность пленочной сепарации лопастного типа; 5 – ввод продукции скважины; 6 – регулятор уровня; 7 – диафрагменный исполнительный клапан; 8 – вывод нефти; 9 – отбойник газа; 10 – поплавок 4.2. Замерно - сепарационные установки Замерно - сепарационными называют установки, в которых происходит замер продукции скважины и сепарация газа, иногда нефти и пластовой воды, с твердыми механическими примесями (песок и прочее). Они являются одним из основных элементов системы сбора нефти. Если замерно – сепарационная установка обслуживает одну скважину, ее называют индивидуальной, более – групповой замерно – сепарационной установкой. Индивидуальная установка может состоять из мерника и газосепаратора, иногда мерник размещен в газосепараторе. Групповая установка состоит из распределительной батареи, к которой подключаются скважины, обслуживаемые ею, газосепаратора, мерника, а иногда и подогревателя, в котором осуществляется отделение газа и воды от нефти [5]. На рис.4.3 показана совмещенная вертикальная индивидуальная замерно - сепарационная установка, в которой осуществляется замер нефти и воды. Известно несколько конструкций замерно - сепарационных установок индивидуальных и групповых. К преимуществам индивидуальных замерно-сепарационных установок относится возможность более точного замера продукции скважины, так как при этом исключается влияние других скважин при негерметической запорной арматуре групповых установок. К недостаткам следует отнести повышенный удельный расход металла, то есть расход металла, приходящийся на одну обслуживаемую скважину, и территориальную трудность обслуживания их. При применении автоматиче33 ского учета продукции или счетчиков нефти, газа и воды территориальная трудность обслуживания значительно уменьшается. Преимущества групповых замерно-сепарационных установок перед индивидуальными следующие: 1. значительно сокращается удельный расход металла, приходящийся на одну скважину, обслуживаемую установкой; 2. сокращается штат обслуживающего персонала; 3. система сбора нефти более компактна. Рис. 4.3. Совмещенная вертикальная индивидуальная замерно-сепарационная установка: 1 – вывод газа; 2 – насадка; 3, 15 – трубка для газа; 4 – ввод продукции скважины; 5 – дефлектор; 6 – регулятор уровня с поплавком, плавающим на водоразделе; 7 – вывод воды; 8 – секция для замера воды; 9 – сервоклапан; 10 – вывод замера воды; 11 – счетчик; 12 – привод счетчика; 13 – секция для воды калиброванная; 14 – поплавок; 16 – секция для газа; 17 – отбойник газа; 18 – вывод нефти; 19 – водораздел; 20 – секция для замера нефти; 21 – секция для нефти калиброванная; 22 – вывод замеренного объема нефти 34 Недостатки у групповых замерно-сепарационных установок следующие: 1. дополнительное образование нефтяной эмульсии при совместном движении нефти и газа в значительно большом объеме по более длинному участку трубы, чем при индивидуальных установках, соединяющих скважины с установкой ( это имеет особенное значение при фонтанном и компрессорном способах добычи нефти ); 2. дополнительное диспергирование воды в нефти при прохождении продукции скважин через запорную арматуру и в местах резких поворотов в распределительной батарее установки; 3. при несвоевременном обнаружении негерметичности закрытия запорной арматуры в распределительной батарее установки жидкость, прошедшая через неплотности, может попасть в мерник, что приведет к неверным результатам замера производительности скважины, продукция которой направлена в мерник. 4.2. Выбор оптимального числа ступеней сепарации Выбор оптимального числа ступеней сепарации связан, вообще говоря, с довольно сложными расчетами при использовании констант равновесия, и поэтому здесь он не приводится. Однако, чтобы иметь представление о выборе оптимального числа ступеней сепарации, необходимо рассмотреть два способа разгазирования нефти в бомбе PVT (давление, объем, температура) – дифференциальный и контактный – и показать, каким из них лучше всего пользоваться при решении этого вопроса. На рис. 4.4, а приведена схема многоступенчатой сепарации с условным выделением и отводом за пределы сепаратора смеси отдельных компонентов газа на каждой ступени, т. е. показано дифференциальное разгазирование нефти, характеризующееся постепенным снижением давления ( P1 , P2 , ..., Pn ), начиная от давления насыщения Pн , когда весь газ в нефти растворен, а на рис. 4.4, б – одноступенчатое (контактное) разгазирование нефти, при котором происходит резкое понижение давления от Pн до Pn и одноразовый отвод из сепаратора всего выделившегося из нефти газа. Условно показано также количество поступающей нефти на первую ступень сепарации ( G м ) и количество выходящей нефти G м на последней ступени сепаратора при дифференциальном и контактном разгазировании. Количество нефти, перешедшей на каждой ступени в газовую фазу, на схемах показано штриховкой. Анализ рисунков показывает, что при дифференциальном (многоступенчатом) разгазировании получается больше нефти ( G м = 98 т), чем при контактном (одноступенчатом) ( G м = 95 т), а газа, наоборот, при дифференциальном меньше (кривая 2 ) , чем при контактном (кривая 1), см. рис. 4.4., в. 35 Рис. 4.4. Схемы многоступенчатой (дифференциальной) (а); одноступенчатой (контактной) (б); сепарации газа от нефти и количество газа, выделившегося при этих способах разгазирования (в): 1 – контактное; 2 – дифференциальное разгазирование нефти Объясняется это тем, что при дифференциальном разгазировании понижение давления в каждой ступени сепаратора происходит на незначительную величину, что влечет за собой плавное выделение небольших количеств сначала легких, а затем средних и тяжелых углеводородных газов и отвод смеси этих газов из каждой ступени за пределы сепаратора. При этом практически все ступени сепараторов работают при равновесных условиях, характеризующихся равенством каждого легкого компонента углеводородного газа, находящегося в нефти и газовой фазе. При контактном разгазировании нефти в сепараторе происходит, наоборот, резкое снижение давления, в результате чего нефть «кипит», при этом бурно выделяются легкие углеводороды в газовую фазу, увлекая за собой большую массу тяжелых, которые при нормальных условиях ( P = 0,101 МПа и t  0 °С) являются жидкостями. Из этого следует такой вывод: если скважины фонтанируют и на их устьях поддерживаются давление насыщения Pн или высокие давления (3-4 МПа), то целесообразно применять здесь многоступенчатую сепарацию (6-8 ступеней), обеспечивая больший конечный выход нефти, поступающей в парк товарных резервуаров. Во всех других случаях рекомендуется применять трехступенчатую сепарацию нефти от газа с давлениями: 36 на первой ступени – 0,6 МПа, на второй – 0,15-0,25 МПа и на третьей –0,02 МПа, а иногда даже вакуум. Третья ступень сепаратора – концевая является исключительно важной и ответственной, поскольку из нее нефть поступает в парк товарных резервуаров. 5. ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТЕЙ 5. Обезвоживание и обессоливание нефтей 5.1. Нефтяные эмульсии На каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью извлекается пластовая вода. По мере эксплуатации месторождения содержание воды в нефти постепенно возрастает. Извлеченная вместе с нефтью на поверхность пластовая вода является вредной примесью, которую необходимо удалять из нефти. Пластовая вода образует с нефтью эмульсии различной степени стойкости, и со временем стойкость эмульсии повышается. Это является одной из причин того, что необходимо обезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения. Наиболее целесообразно проводить обезвоживание нефти на месторождениях. Второй наиболее важной причиной обезвоживания нефти в районах его добычи является высокая стоимость транспорта балласта - пластовой воды. Транспорт обводненной нефти удорожается не только в результате перекачки дополнительных объемов содержащейся в нефти пластовой воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа вода в нефти выше, чем чистой нефти. При увеличении содержания воды в нефти на 15 транспортные расходы возрастают в среднем на 3-5% при каждой перекачке В связи с изложенным, возникает необходимость отделения от нефти пластовой воды и солей в промысловых условиях. Вместе с водой при обезвоживании из нефти удаляются соли, растворенные в воде, и механические примеси, которые являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов и аппаратов. При обезвоживании нефти на месторождениях из нее удаляется основная масса воды, солей и механических примесей, и нефтепроводным управлениям нефть сдается с содержанием воды, как правило, не выше 1-2 %. Но эта норма не остается неизменной и имеется тенденция к ее снижению до 0,5 % , что экономически и технологически более целесообразно. При обезвоживании нефти на месторождениях – лишь первый этап ее подготовки к переработке. Более глубокая очистка нефти от пластовой воды, солей и механических примесей осуществляется в процессе обессоливания. С этой целью обезвоженную нефть интенсивно перемешивают с пресной водой, а образовавшуюся эмульсию разрушают. 37 При извлечении нефти и пластовой воды на поверхность они неизбежно перемешиваются, образуя при этом эмульсию. Свойства нефтяных эмульсий, их стойкость в значительной мере зависят от способа добычи нефти и условий эксплуатации нефтяного месторождения. Содержание воды, солей и механических примесей в нефти важно знать также для определения количества чистой нефти при передачи ее товаро-транспортным организациям. 5.1.1. Образование эмульсий и их классификация Вода в нефти появляется в результате поступления к скважине пластовой воды или воды, закачиваемой в пласт с целью поддержания давления. При движении нефти и пластовой воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам происходит их взаимное перемешивание и дробление. Процесс дробления одной жидкости в другой называют диспергированием. В результате диспергирования одной жидкости в другой образуются эмульсии. Эмульсии представляют собой дисперсные системы двух жидкостей, не растворимых или малорастворимых друг в друге, находящихся во взвешенном состоянии в виде мелких капель (глобул). Жидкость, в которой распределены глобулы, называются дисперсной средой, а вторая жидкость, распределенная в дисперсной среде, - дисперсной фазой. При образовании эмульсии увеличивается поверхность дисперсной фазы, поэтому для осуществления процесса эмульгирования должна быть затрачена определенная работа, которая концентрируется на поверхности раздела фаз в виде свободной поверхностной энергии. Энергия, затраченная на образование единицы межфазной поверхности, называется поверхностным (межфазным) натяжением. Глобулы дисперсной фазы имеют сферическую форму, т.к. такая форма имеет наименьшую поверхность и наименьшую свободную энергию для данного объема. Форму шара можно исказить лишь сила тяжести или сила электрического поля. Свободная энергия капель дисперсной фазы способствует их слиянию (коалесценции), но помехой этому в устойчивых эмульсиях являются стабилизаторы эмульсии. Растворимые в воде (гидрофильные), эмульгаторы способствуют образованию эмульсий - вода в нефти. Последний тип, чаще всего встречается в промысловой практике. К гидрофильным относятся такие поверхностно-активные вещества, как щелочные мыла, желатин, белковые вещества. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах смолы, известковые мыла, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, песка, окислов металлов, легче смачиваемые нефтью, чем водой. Введение в эмульсию данного типа эмульгатора, способствующего образованию 38 эмульсии противоположного типа, облегчает её расслоение. От концентрации эмульгаторов-стабилизаторов эмульсии в нефти и их состава главным образом зависит устойчивость образующихся нефтяных эмульсий. Установлено, что устойчивость, возрастает с увеличением концентрации стабилизаторов до насыщения адсорбционного слоя или, до достижения оптимальных структурно-механических свойств слоя. Стабилизаторы входят в контакт друг с другом и с нефтяной и водной фазами, образуют механически прочные защитные плёнки, препятствующие процессу коалесценции капель воды в нефти. Состав весьма разнообразен. Сюда входят асфальтены, смолы нафтеновых кислот и тяжелых металлов, парафины, церезины, тонкодисперсные неорганические вещества, состоящие из глины, песка и горных пород. По характеру дисперсной фазы и дисперсной среды различают эмульсии двух типов: первые эмульсии прямого типа - неполярная жидкость в полярной, когда нефть размещается в виде мелких капель в воде – нефтеводяная (Н/В); и вторые обратного типа - эмульсии полярной жидкости в неполярной, когда вода размещается в виде мелких капелек в нефти – водонефтяная (В/Н). В эмульсиях типа Н/В внешней фазой является вода, и поэтому они смешиваются с водой в любых отношениях и обладают высокой электропроводностью, а эмульсии типа В/Н смешиваются только с углеводородной жидкостью и имеют низкую электропроводность. 5.1.2. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий Для правильного выбора метода разрушения нефтяных эмульсий важно знание их основных физико-химических свойств. Дисперсность эмульсий - это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсной среде. Дисперсность является основной характеристикой эмульсий определяющей их свойства. Размеры капелек дисперсной фазы в эмульсиях изменяются от 0,1 до 100 мкм (10-5 -10-2 см). Дисперсные системы, состоящие из капелек одного и того же диаметра, называются монодисперсными, а дисперсные системы, состоящие из капелек различного диаметра, - полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, т.е. к системам, содержащим частицы различных размеров. Размер капель воды в эмульсии обычно обратно пропорционален количеству затраченной энергии, и чем больше этой энергии, тем меньше диаметр капель, следовательно, больше их суммарная удельная поверхность. Вязкость эмульсии зависит от вязкости самой нефти, температуры, при которой получается эмульсия, количества воды, содержащейся в нефти, степени дисперсности, присутствия механических примесей. Вязкость нефтяных эмульсий не обладает аддитивным свойством, т.е. вязкость эмульсии не равна сумме вязкости воды и нефти. 39 С увеличением обводнённости до определённого значения вязкость эмульсии возрастает и достигает максимума при критической обводнённости, характерной для данного месторождения. При дальнейшем увеличении обводнённости вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое значение коэффициента обводнения называется точкой инверсии, при которой происходит обращение фаз, т.е. эмульсия типа В/Н превращается в эмульсию типа Н/В. Значение точки инверсии для разных месторождений колеблется от 0,5 до 0,95 г. Плотность эмульсии можно рассчитать, если известны плотность нефти и воды и их содержание в эмульсии, по следующей формуле: ρэ = ρн(1-W) + ρвW, (5.1) где, ρн - плотность нефти, кг/м3; ρв - плотность воды, кг/м3; W - содержание воды в объёмных долях. Нефть и вода, взятые в чистом виде, хорошие диэлектрики. Электропроводность нефти колеблется от 0,5 10-6 до 0,5 10-7 Ом м-1, пластовой воды – от 10-1 до 10 Ом м-1. Даже при незначительном содержании в воде растворенных солей или кислот электропроводность увеличивается в десятки раз. Поэтому электропроводность нефтяной эмульсии обусловливается не только количеством содержащейся воды и степенью её дисперсности, но и количеством растворенных в этой воде солей и кислот. В нефтяных эмульсиях, помещённых в электрическое поле, капельки воды располагаются вдоль его силовых линий, что приводит к резкому увеличению электропроводности этих эмульсий. Это объясняется тем, что капельки чистой воды имеют приблизительно в 40 раз большую диэлектрическую проницаемость, чем капельки нефти. Свойства капелек воды располагаться в эмульсиях вдоль силовых линий электрического поля и послужило основной причиной использования этого метода для разрушения нефтяных эмульсий. Температура эмульсии влияет на её вязкость. Чем меньше вязкость нефти, тем менее устойчива эмульсия. Это особенно заметно для парафинистых нефтей. С понижением температуры частицы парафина выделяются, легко адсорбируясь на поверхности водяных капель, стойкость эмульсии повышается. Этим объясняется резкое увеличение устойчивости эмульсии на многих нефтяных месторождениях зимой. Устойчивость нефтяных эмульсий и их «старение», т.е. способность в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду является важным показателем для нефтяных эмульсий На устойчивость нефтяных эмульсий влияют: дисперсность системы, физико-химические свойства эмульгаторов, образующих на поверхности раздела фаз адсорбционные защитные оболочки, наличие на капельках дисперсной фазы двойного электрического заряда, температура и время существования эмульсии. 40 По дисперсности нефтяные эмульсии делятся на мелкодисперсные с раз-мером капель воды от 0,2 до 20 мкм, среднедисперсные, содержащие капли размером от 20 до 50мкм; грубодисперсные - с каплями воды размером от 50 до 100 мкм. Труднее поддаются разрушению мелкодисперсные эмульсии. На устойчивость эмульсий значительное влияние оказывают стабилизирующие вещества, называемые эмульгаторами. Устойчивость зависит также от заряда на поверхности капель воды, образующего за счёт их движения двойной электрический слой, защищающий эти капли от слипания подобно адсорбционным оболочками. Капли, имеющие на своей поверхности одинаковые заряды, будут взаимно отталкиваться. Чем выше температура, тем менее устойчива нефтяная эмульсия. Эмульсии способны "стареть", т.е. повышать свою устойчивость со временем. Процесс «старения» нефтяных эмульсий в начальный период происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и часто уже через сутки прекращается. Свежие эмульсии легче поддаются разрушению и поэтому обезвоживание и обессоливание нефтей необходимо проводить на промыслах. 5.1.3. Теоретические основы обезвоживания нефти Электронно-ионные технологии применяются при обезвоживании сырой нефти и нефтепродуктов. Вода в нефть попадает при добыче нефти из нефтяных скважин, а также в ходе технологических процессов переработки нефти в нефтепродукты. Для обеспечения высокого качества нефтепродуктов необходимо в ходе технологического процесса обезвоживания вывести в максимально доступном количестве соли и воду из нефти. Удаление воды из нефти может происходить в результате организации направленного движения капель воды из объема нефти. Первым направлением является использование седиментации капель воды. Иными словами, в процессе отстоя капли воды под действием силы тяжести осаждаются на дно резервуара. Второе направление - зарядка и организация движения частиц воды в электрическом поле таким образом, чтобы капли воды ушли за пределы объема нефти. Капельки воды могут под действием сил электрического поля собираться на электродах или специальных пористых перегородках и стекать на дно сосудов. Удаление воды со дна резервуара производится путем слива. Удаление воды из нефти основано на том, что вода имеет большую плотность, чем нефть, и в процессе отстоя капли воды падают на дно резервуара. Нефть всплывает и остается в верхней части резервуара. Эффек41 тивность процесса удаления воды из объема нефти зависит от вязкости нефти. Вязкость определяется температурой, и, чем выше температура, тем меньше вязкость и больше скорость седиментации. Также скорость процесса зависит в значительной мере от размера капель воды: чем больше радиус капли, тем выше скорость оседания капель. Для предотвращения образования, а так же для разрушения уже образовавшихся нефтяных эмульсий широко применяются деэмульгаторы – поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые в отличие от природных эмульгаторов способствуют значительному снижению стойкости нефтяных эмульсий. Воздействие деэмульгатора на нефтяную эмульсию основано на том, что деэмульгатор, адсорбируясь на поверхности раздела фаз нефть – вода, вытесняет и замещает менее активные поверхностноактивные природные эмульгаторы. Природные эмульгаторы – естественные поверхностно-активные вещества, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафины) и в пластовой воде. Деэмульгаторы должны обладать большей активностью, чем эмульгаторы. Пленка, образуемая деэмульгатором, менее прочна. По мере накопления деэмульгатора на поверхности капелек воды между последними возникают силы взаимного притяжения. В результате этого мелкие диспергированные капельки воды образуют большие капли (хлопья), в которых пленки вокруг глобул воды обычно меняются. Процесс образования больших хлопьев из мелкодиспергированных капелек воды в результате воздействия деэмульгатора называется флоккуляцией (хлопьеобразованием). В процессе флоккуляции поверхностная пленка глобул воды становится достаточно ослабленной, происходит ее разрушение и слияние глобул воды. Процесс слияния капелек воды называется коалесценцией. Хорошие деэмульгаторы должны обеспечивать не только сближение диспергированных капелек воды в эмульсии, но также и разрушать окружающие их пленки и способствовать коалесценции. В большинстве нефтей присутствуют механические примеси (сульфид железа, ил, частицы глины и т. Д.), частички которых собираются на поверхности раздела и способствуют упрочнению пленки, обволакивающей глобулы воды. Часто эти механические примеси являются основными веществами, составляющими материал пленки, и удаление их вместе с водой также является важной задачей при обезвоживании нефти. Деэмульгаторы обволакивают частицы механических примесей тонкой пленкой, хорошо смачиваемой водой, и такие частицы выделяются из нефти и удаляются вместе с водой. Таким образом, реагенты, применяемые в качестве деэмульгаторов для разрушения нефтяных эмульсий, должны обладать следующими свойствами: • способностью проникать на поверхность раздела фаз нефть— вода, 42 • вызывать флоккуляцию и коалесценцию глобул воды, • хорошо смачивать поверхность механических примесей. Такими универсальными свойствами обладает ограниченное число деэмульгаторов. Для разрушения нефтяных эмульсий предложено множество реагентов, которые имеют те или иные необходимые свойства. Деэмульгаторы обычно подразделяются на две группы: ионогенные(образующие ионы в водных растворах) и неионогенные (не образующие ионы в водных растворах). Ионогенные, в свою очередь, могут быть подразделены на анионактивные и катионактивные в зависимости от того, какие поверхностноактивные группы они содержат – анионы или катионы. На месторождениях и нефтеперерабатывающих заводах из ионогенных деэмульгаторов для обезвоживания и обессоливания нефтей в течение длительного времени применялся нейтрализованный черный контакт (НЧК). Однако он имеет ряд недостатков: низкое содержание поверхностно-активного вещества (в лучших сортах около 40—60% солей сульфокислот), что приводит к дорогостоящим перевозкам балласта; высокий удельный расход (0,5—3 кг/т, иногда и более); при взаимодействии НЧК с пластовой водой могут образоваться твердые осадки (гипс, гидрат окиси железа и др.)» очистка от которых аппаратов и трубопроводов связана со значительными затратами. Ионогенные деэмульгаторы способствуют также образованию эмульсий типа нефть в воде, что приводит к значительному содержанию нефти в дренажной воде. В связи с этим в настоящее время малоэффективные деэмульгаторы: НЧК (нейтрализо-ванный черный контакт) и НКГ (нейтрализованный кислый гудрон), которые в настоящее время для деэмульсации нефти не применяются. Катионактивные деэмульгаторы не нашли достаточного применения из-за их низкой активности. Наибольшее распространение в настоящее время получили неионогенные деэмульгаторы, т. Е. Такие, которые в водных растворах не диссоциируют на ионы. Обычно деэмульгаторы этого типа получаются присоединением окиси этилена или окиси пропилена к органическим веществам с подвижным атомом водорода. Исходным сырьем для такого синтеза могут служить органические кислоты, спирты, фенолы и др., а также окись этилена и окись пропилена. Изменяя число присоединяемых молекул окиси этилена или пропилена, т. е. длину полиоксиэтиленовой или полиоксипропиленовой цепи, можно регулировать деэмульгирующую способность неионогенных деэмульгаторов. При удлинении оксиэтиленовой или оксипропиленовой цепи растворимость поверхностно активного вещества в воде повышается за счет увеличения гидрофильной (водорастворимой) части молекулы. Неионогенные ПАВ в настоящее время находят самое широкое применение в процессах обезвоживания и обессоливания нефти в силу целого ряда преимуществ по сравнению с ионогенными ПАВ. 43 Их расход исчисляется граммами – от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Это значительно снижает стоимость транспортировки деэмульгатора и общую стоимость процессов обезвоживания и обессоливания. Неионогенные ПАВ не реагируют с солями, содержащимися в пластовой воде, и не вызывают образования осадков. При использовании неионогенных ПАВ содержание нефти в дренажной воде значительно ниже, так как эти ПАВ не способствует образованию эмульсии типа нефть в воде. Преимущества перед ионогенными: незначительный удельный расход; хорошо растворяются как в воде, так и в нефти; не реагируют с солями и кислотами, содержащимися в пластовой воде и нефти, и не дают осадков в трубах и аппаратах. Наиболее эффективными и универсальными отечественными деэмульгаторами нефтяных эмульсий являются проксанолы 146, 186, 305, проксамин 385 и дипроксамин 157. Проксанолы 146 и 186 при обычной температуре светло-желтые пасты, при легком нагревании переходят в вязкие жидкости, растворимые в воде, применяются в виде 2-3%-ных водных растворов. Проксанол 305 – маслянистая жидкость светло-коричневого цвета, плот-ностью 1,036г/см3, слаборастворимая в воде, керосине, хорошо растворимая в спирте, толуоле и др. органических растворителях. Дипроксамин 157 – продукт последовательного оксиэтилирования, затем оксипропилирования этилендиамина. Плотность реагента 1,0286 г/см3. Он плохо растворяется в воде, хорошо растворим в ароматических углеводородах и в нефти, имеет низкую темпера-туру застывания (-38°С). Обычно для применения на обезвоживающих и обессоливающих установ-ках готовят 1 – 2%-ный раствор деэмульгатора. В зависимости от условий применения, особенно для разрушения высокообводнённых эмульсий, можно применять растворы других концентраций или 100%-ные деэмульгаторы. Деэмульгаторы должны удовлетворять следующим основным требованиям: хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии; иметь достаточную поверхностную активность, чтобы вытеснить с границы раздела «нефтьвода» естественные эмульгаторы, образующие защитную пленку на капельках воды; обеспечивать достаточное снижение межфазного натяжения на границе фаз «нефть-вода» при малых расходах реагента; не коагулировать в пластовых водах; быть инертными по отношению к металлам. Одновременно с этим деэмульгаторы должны быть дешевыми, транспортабельными, не должны изменять своих свойств, при изменении температуры, ухудшать качество нефти после обработки и обладать определенной универсальностью, т.е. разрушать эмульсии различных нефтей и вод. 44 Из импортных реагентов для обезвоживания и обессоливания нефтей применяются: прогалит (Германия), дисолван 4411, сепарол 25 с ингибитором коррозии (Германия), R-11 и Х-2647 (Япония), L-1632 (США), оксайд-А (Анг-лия) и серво- 5348 (Голландия), Кемеликс 3448 (Великобритания) и др. /6,7/ В данном проекте применяют отечественный деэмульгатор « Рекорд-118 » и другие реагенты. Деэмульгатор «Рекорд-118» Продукт представляет собой раствор неионогенного ПАВ (с массовой до-лей (50±5)% в сольвенте нефтяном тяжелом (Нефрас А 120/200). Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76 – 3-й, ПДК в воздухе рабочей зоны – 300,0 мг/м3. Температура самовоспламенения – 400оС (по метанолу); Температура вспышки – 15оС; Пределы взрываемости: нижний – 5,5 об. %; верхний – 36,6 об. %. Плотность реагента (при 20оС) – 940-980 кг/м3. -60 мм2/с Температура застывания – минус 50°С. Внешний вид – однородная жидкость от бесцветного до светло- коричне-вого цвета. 5.2. Деэмульгирование нефтяных эмульсий Деэмульгирование нефтяных эмульсий лежит в основе обоих процессов подготовки нефти к переработке – её обезвоживания и обессоливания. При обезвоживании деэмульгированию подвергают исходную эмульсионную нефть, при обессоливании – искусственную эмульсию, создаваемую при перемешивании нефти с промывной водой. Механизм разрушения нефтяных эмульсий можно разбить на три элементарных стадии: столкновение глобул воды; слияние их в более крупные капли; выпадение капель или выделение в виде сплошной водной фазы. Чтобы обеспечить максимальную возможность столкновения глобул воды, увеличивают скорость их движения в нефти различными способами: перемешиванием в смесителях, мешалках, при помощи подогрева, электрического поля, центробежных сил и др. Однако для слияния капель воды одного столкновения недостаточно, нужно при помощи деэмульгаторов или другим способом ослабить структурно-механическую прочность слоев, создать наилучшие условия для быстрого и полного отстоя крупных капель воды от нефти. Согласно закону Стокса, скорость движения выпадающих частиц прямо пропорциональна квадрату их радиуса, разности плотностей диспергированных частиц и среды, ускорению силы тяжести и обратно пропор45 циональна вязкости среды, окружающей частицы. Следовательно, ускорить выпадение капелек воды можно, увеличив их размер, разность воды и нефти и уменьшив вязкость нефти. Разность плотностей можно увеличить, повысив температуру, так как ко-эффициент расширения воды при температуре примерно до 100°С меньше ко-эффициента расширения нефти. Вязкость нефти с повышением температуры уменьшается. Способы деэмульгирования нефтяных эмульсий условно можно разделить на следующие группы: • механические – фильтрация, центрифугирование, обработка ультразвуком и др. • термические – подогрев и отстаивание при атмосферном давлении и под избыточном давлением; промывка нефти горячей водой • электрические – обработка в электрическом поле переменного или по-стоянного тока • химические – обработка эмульсий различными реагентами – деэмуль-гаторами. В промышленности наибольшее применение нашли комбинированные способы разрушения нефтяных эмульсий. Основным современным способом деэмульгирования и обезвоживания нефти на промыслах является термохимический отстой под давлением до 15 атм. С применением эффективных реагентов – деэмульгаторов. Для обессоливания нефти, главным образом на нефтеперабатывающих заводах, применяют способ, сочетающий термохимический отстой под избыточным давлением с обработкой эмульсии в электрическом поле высокой напряженности. Широко применяется на промыслах электрический способ обезвоживания и обессоливания. Электрический способ обессоливания включает две операции: 1) введение в частично обезвоженную нефть горячей воды для растворения солей и превращения нефти в эмульсию (расход воды на промывку эмульсии 10-15% от объёма нефти); 2) разрушение образовавшейся эмульсии в электрическом поле. При этом вода, выделяющаяся из эмульсии, уносит с собой соли. Обычно при использовании этого способа остаточное содержание воды в нефти 0-2,5%; количество удаляемых из неё солей – 95% и более. Выделение воды из эмульсии подчиняется закону Стокса. Однако основ-ную роль в разрушении эмульсии играет не скорость выпадающих капель диспергированной фазы, а разрушение защитных плёнок глобул и соединение их в крупные капли, которые выпадают с линейной скоростью, определяемой законом Стокса. На этом основании электрический метод – разрушение эмульсии в электрическом силовом поле между электродами. Гидрофобные эмульсии, состоящие из глобул воды в нефтяной среде, разлагаются электрическим током достаточно эффективно. Это обусловлено значительно более высокой электрической проводимостью воды (да ещё 46 содержащей соли) по сравнению с проводимостью нефти (проводимость чистой воды 4*10-8, проводимость нефти 3*10-13). В электрическом поле постоянного напряжения все глобулы эмульсии стремятся расположиться вдоль силовых линий поля, так как вода имеет большую диэлектрическую постоянную, чем нефть (для нефти она равна примерно 2, для воды – около 80). Элементарные глобулы образуют между электродами водяные нити-цепочки, что вызывает увеличение проводимости эмульсии и увеличение протекающего через неё тока. Между цепочками глобул возникают свои электрические поля, ведущие к пробою и разрыву оболочек и к слиянию глобул в капли, которые начинают быстрее оседать. При помещении эмульсии в электрическое поле, созданное переменным током, скорость слияния глобул и расслоения эмульсии в 5 раз больше. Это объясняется большей вероятностью столкновения глобул при наличии переменного тока. При этом разрыв оболочек адсорбированного на глобулах эмульгатора облегчается возникающим в них натяжением и перенапряжением. Для обезвоживания малоустойчивых нефтяных эмульсий на нефтепромыслах применяют обычный способ отстаивания воды в резервуарах после смешения с деэмульгатором без подогрева или при подогреве до 3050°С. Большой эффект даёт также в сочетании с отстаиванием промывка нефтяной эмульсии пластовой водой с деэмульгатором. В зависимости от устойчивости эмульсии опытным путём устанавливается технологический режим (температура, время отстаивания, расход деэмульгатора и др.) обработки полученных на промыслах нефтяных эмульсий. Более быстрое разделение фаз нефтяной эмульсии достигается центрифугированием, при котором силы гравитационного поля заменены в десятки тысяч раз большими центробежными силами. Основным недостатком центрифугирования является относительно низкая производительность сложного аппарата, требующего высококвалифицированного обслуживания. 5.3. Холодный отстой и центрифугирование Холодный отстой нефтяной эмульсии смеси нефти и воды осуществляется под давлением с обращением фаз и с предварительной обработкой деэмульгатором. Этим способом можно успешно отделять основную массу пластовой воды от нефти. Время обработки эмульсии в зависимости от характера нефти сокращается до 1 часа. Холодный отстой может быть использован не только тогда, когда имеется высокообводненная эмульсия, но и в целях упрощения последующих процессов подготовки нефти, улучшения их параметров и техникоэкономических показателей. Это может быть достигнуто за счет значительного повышения активности вводимых деэмульгаторов, особенно в га47 зонасыщенные нефти. Процесс обезвоживания протекает без нагревания эмульсии либо с незначительным ее подогревом. Успешное обезвоживание нефтяной эмульсии обработкой деэмульгатором в газонасыщенном состоянии объясняется следующим образом. Газонасыщенная водонефтяная эмульсия при ее движении по трубопроводу не может быть окончательно стабилизирована. Большая турбулентность потока, в котором происходит процесс разгазирования как нефти, так и пластовой воды, сопровождается непрерывным дроблением и слиянием капель воды. Это приводит к постоянному обновлению их поверхностей, что препятствует образованию и упрочнению защитных слоев на каплях эмульгированной воды. Введение деэмульгатора в газонасыщенную нефть с последующим ее введением на конечной или промежуточной ступенях сепарации, сопровождающихся интенсивным дроблением и слиянием капель, а также перемешиванием, обеспечивает в короткий промежуток времени доведение его до каждой капли эмульгированной воды. Деэмульгатор, как более поверхностно-активное вещество, заняв место на каплях эмульгированной воды, препятствует образованию защитных слоев из природных эмульгаторов. В результате капли могут свободно сливаться и выделяться из нефти в виде свободной воды при создании соответствующих условий. Обработка эмульсии этим способом значительно повышает активность деэмульгаторов, снижает температуру обезвоживания, сокращает его расходы и общее время разрушения и отстаивания. Сущность центрифугирования заключается в следующем. Нефтяная эмульсия подается в центрифугу, в которой размещается быстро вращающийся аппарат, придающий ей определенное направление движения. Благодаря центробежной силе вода, как более тяжелая, приобретает большую скорость и стремится выйти из связанного состояния, концентрируясь и укрупняясь вдоль стенок аппарата и стекая вниз. Обезвоженная нефть и вода отводятся по отдельным трубам. 5.4. Термохимичекое обезвоживание На промыслах наиболее распространено разрушение эмульсий термохимическими способами. Широкое распространение они получили благодаря таким преимуществам, как возможность менять деэмульгатор без изменения оборудования и аппаратуры, предельная простота, нечувствительность режима к любым колебаниям содержания воды. Однако термохимический способ имеет и ряд существенных недостатков, к числу которых следует отнести большие затраты на деэмульгаторы, чрезмерно большие потери легких фракций нефти от испарения при отстаивании подогретой эмульсии в обычных негерметизированных резервуарах, повышенный расход тепла, обусловленный большими потерями его в окружающую среду и с отделившейся водой. 48 К термохимическим способам относятся установки, работающие под атмосферным и избыточным давлением. Работающие под атмосферным давлением установки являются самыми распространенными в нефтяной промышленности. Освобожденная от газа нефтяная эмульсия с промысла по сборным коллекторам поступает в приемные резервуары, откуда насосами подается через паровые подогреватели, а затем в отстойные резервуары (рис. 5.1). Перед поступлением на нагреватели в эмульсию вводится деэмульгатор, а иногда и рециркулируемая отстойная вода. Деэмульгатор подается дозированным насосом, допускающим регулирование и обеспечивающим равномерную подачу его в нефть. Дозирование и учет деэмульгатора осуществляется при помощи мерников, однако в последнее время мерники все чаще заменяются приборами автоматического регулирования расходов. Дозирование и смешение деэмульгатора с нефтяной эмульсией, от которых во многом зависит успех деэмульсии, необходимо регулировать, поскольку для каждой нефти в зависимости от характера образующейся эмульсии на смесителях нужно поддерживать определенный перепад давления. Рис. 5.1. Принципиальная технологическая схема термохимической установки (без давления): 1 – сырьевой резервуар; 2 – насос; 3 – паровой подогреватель; 4 – товарный резервуар 49 Для сокращения расходов топлива на подогрев нефтяных эмульсий, повышение температур ведения процессов обезвоживания и обессоливания и сокращение потерь легких фракций при отстое в резервуарах необходимо проводить указанные процессы под повышенным давлением. При обезвоживании и обессоливании под давлением в герметизированных емкостях повышаются эксплуатационные качества этих установок. Преимущества установок следующие. 1. Отстой подогретой нефтяной эмульсии в герметизированных емкостях под давлением до 10 кгс/см2, а иногда и выше (в зависимости от характеристики нефтей), позволяет почти полностью ликвидировать потери легких фракций. 2. Повышение температуры обрабатываемых эмульсий до 1500С резко снижает их вязкость, что позволяет сократить время отстоя до 1 – 3 часов, уменьшить прочность защитных слоев глобул эмульгированной воды, способствуя этим проникновению к ним вводимых химических веществ (деэмульгаторов), а также снижая при этом расход последних. 3. Снижение расходуемого тепла на подогрев эмульсии за счет регенерации основной части тепла потоков нефти. 4. Повышение устойчивости и надежности ведения процессов, возможность широко регулировать режим при различной обводненностистойкости эмульсий. Следует отметить чрезвычайную простоту технологической схемы и аппаратурного оформления, удобства обслуживания с применением необходимых средств автоматизации. Принципиальная схема технологической установки, работающей под давлением, представлена на рис. 5.2. 50 Рис.5.2. Принципиальная технологическая схема теплохимической установки (под давлением ): 1 – сырьевойрезервуар;2 – насос;3 – теплообменник;4 – пароподогрева-тель; 5 – отстойник; 6 – холодильник; 7 – товарный резервуар; I – сырая нефть; II – обезвоженная нефть; III – пластовая вода; IV – водяной пар Нефть с промысла поступает в резервуар 1, откуда насосами 2 подается в группу теплообменников 3. Нефть может также поступать на прием сырьевых насосов. В теплообменниках за счет тепла отходящей товарной нефти вновь поступающая подогревается, охлаждая при этом первую до 45-40 °С. Подогретая до 35-65 °С нефть подается затем в паровые подогреватели 4, в которых температура повышается до необходимой по условиям технологического процесса (70-150 °С ). Перед подачей в теплообменники, как и на термохимических установках с отстоем при атмосферном давлении, в нефть вводится деэмульгатор, а иногда и рециркулирующая отстойная вода. Если установка работает в две ступени на режиме обессоливания, кроме деэмульгатора, перед отстоем в нефть вводится подогретая пресная вода, для чего на установке предусматривается специальный узел подогрева и подачи воды в цикл. Нефть, подогретая до требуемой температуры и обработанная деэмульгатором, поступает в отстойные емкости 5 (горизонтальные, вертикальные или сферические), в которых в течение 1-3 часов от нее отделяется пластовая вода. Последняя отводится снизу отстойника. Обезвоженная нефть подается в сырьевую группу теплообменников, в которых, отдав свое тепло поступающей нефти, выдается на установки в емкости товарного парка. Если температура нефти выше нормы, тово избежание потерь легких фракций в товарных резервуарах после теплообменников она охлаждается в специальной группе водяных холодильников 6. Термохимические процессы обессоливания как самостоятельные широкого распространения в практике добычи нефти и переработки не получили. Однако в сочетании с электрическим способом перед окончательным обессоливанием их осуществляют почти на всех заводских электрообессоливающих установках. 5.5. Электрическое обезвоживание и обессоливание Электрический способ деэмульсации нефти эффективен и широко распространен в промысловой и особенно в заводской практике. Правильно подобранные режимы оказывают положительное воздействие на любую эмульсию. Как уже отмечалось, эмульсия, то есть вся дисперсная система, электрически находится в уравновешенном состоянии, и взаимодействующие положительные заряды капель воды стремятся воспрепятствовать сближению их и агрегированию, передавая таким образом дополнитель51 ную стабильность. При относительном перемещении фаз эмульсии под действием внешних сил дисперсная система становится не нейтральной, так как часть отрицательных зарядов, находящихся на удалении от капель, уносится от них. Начинает превалировать положительный заряд капель воды, которые становятся по отношению к системе электрически заряженным положительным зарядом определенного потенциала. Однако заряд капель может быть не только положительным, но и отрицательным в зависимости от кислотности нефтяной среды. Наиболее эффективно электрическому воздействию поддаются эмульсии (вода в нефти), так как проводимость воды, да еще соленой, повышает проводимость нефти. Электрические способы характеризуются конструктивной особенностью применяемой аппаратуры и электрическим полем. По характеру электрического поля способы разделяют по переменному и постоянному напряжению промышленной и высокой частоты. При прохождении эмульсии через электрическое поле, созданного током постоянного напряжения, капли воды стремятся располагаться вдоль силовых линий поля. Это объясняется тем, что аналогично железным опилкам в магнитном поле капли воды имеют большую диэлектрическую постоянную, чем нефть. С образованием водяных цепочек резко увеличиваются проводимость эмульсии и количество перетекающего тока, в электрическом поле наблюдаются явления и катафореза, и электрофореза, когда диспергированные капли воды, имеющие положительный заряд, устремляются к отрицательному электроду, скапливаясь вокруг него, и наоборот. Это сопровождается разрушением адсорбированного слоя на поверхности капель и их слияния. Под воздействием взаимного притяжения форма капель изменяется с увеличением этой силы, и ослабляется таким образом поверхностное натяжение. Под действием приведенных факторов капли беспрерывно сливаются, причем подчиняясь закону Стокса, оседают – начинается интенсивное расслаивание эмульсии. Следует заметить, что по закону Стокса с укрупнением капель скорость движения возрастает и условия для их сталкивания и агрегирования становятся все более благоприятными. Для разработки схемы деэмульсационной установки с использованием электрического поля необходимо знать основные факторы, повышающие эффективность процесса: дисперсность, содержание воды в эмульсии, плотность и вязкость нефти (существенно влияющие на сроки отстаивания), электропроводность эмульсии, прочность поверхностных слоев капель воды. Влияние каждого из перечисленных факторов можно в той или иной степени изменить подогревом эмульсии до соответствующей температуры, введением химических реагентов и деэмульгаторов, ускоряющих процессы электродеэмульсации. Но основным фактором, способствующим протеканию рассматриваемого процесса, остается напряженность электрического поля. 52 6. СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ 6.1. Необходимость утилизации легких углеводородов С тех пор, как началось эффективное использование легких углеводородов нефти, устранение потерь этих фракций постоянно привлекает внимание работников нефтяной промышленности, особенно в последнее десятилетие, в связи с успешным решением ряда научных и практических задач по синтезу углеводородов и получению на основе данного процесса широкой гаммы весьма ценных синтетических материалов (спиртов, каучуков, пластмасс). В связи с ускоренным развитием нефтехимической промышленности в нашей стране и необходимостью создания прочной экономической сырьевой базы для этой отрасли ликвидация потерь легких углеводородов нефти и газа имеет важное общехозяйственное значение. Прежде всего, необходимо рассмотреть экономическую сущность народнохозяйственных потерь. Относительная величина потерь без учета технических возможностей их предотвращения и экономических результатов их в народном хозяйстве еще не может служить критерием экономической эффективности данного процесса. При технически совершенных и экономичных методах предотвращения потерь процесс может оказываться эффективным и при малых величинах потерь. Понятие о производственных потерях и отходах изменяется по мере развития техники и роста производительности труда. Отходы в прежнем понимании с развитием техники и технологии становятся побочными или целевыми продуктами, поскольку они сокращают издержки на сырой материал. С того момента, как отходы становятся полезными продуктами, они приобретают стоимость, и поэтому на соответствующую величину уменьшаются общественные издержки производства. До появления промышленности органического синтеза выделяющиеся при переработке из нефти и газа легкие углеводороды считались ненужными, побочными продуктами и уничтожались, как бесполезные отбросы. С развитием промышленности эти «отбросы» стали ценным сырьем для получения целевых продуктов и в значительной мере сократили общественные издержки производства. От экономии на использовании отходов производства необходимо отличать экономию при получении самих отходов, то есть доведение отбросов производства до минимума. Исходя из этих положений, следует оценивать потери легких углеводородов, происходящие при испарении нефти. Если имеющиеся технические средства и методы извлечения легких углеводородов не позволяют сэкономить общественный труд, то данный процесс оказывается неэффективным и «потери» являются побочными отходами производства. Сокращение народнохозяйственных потерь и более полное использование сырья могут обеспечить повышение производительности труда 53 только на основе применения совершенной техники и технологии производства. В настоящее время, вследствие недостаточных мер по герметизации и несовершенстве технического оснащения объектов сбора, транспорта и хранения, а иногда промысловой и нефтезаводской подготовки нефтей, потери легких углеводородов из них по пути движения от мест добычи до переработки, продолжают оставаться недопустимо большими основные потери, обусловленные испарением нефтей в местах замера, на которых обычно установлены негерметичные мерники (при самоточной системе сбора нефтей), при наливе, хранении в резервуарах сборных пунктов, товарных парков нефтепромыслов, товарно-транспортных управлений и нефтеперерабатывающих заводов. Потери можно рассматривать как устранимые и неустранимые. Неустранимые находятся в полной зависимости от технического оснащения нефтепромысловых предприятий, их можно сократить до минимума при совершенствовании техники и технологии процессов нефтедобычи (герметизация пути движения нефти с переходом на напорные и высоконапорные системы сбора нефти, мероприятия по полной герметизации в резервуарах парков улавливанием из них выбрасываемых в атмосферу углеводородов, сокращение количества перевалок нефти и др.). Устранимые потери свидетельствуют о бесхозяйственности, неумелом использовании техники, нарушении элементарных правил эксплуатации и поддержания в должном состоянии промыслового оборудования, то есть эти потери могут быть ликвидированы проведением обычных организационно-технических мероприятий. Ликвидировать потери легких фракций можно в основном внедрением наиболее рациональных схем сбора нефти и газа, а также использованием объектов по стабилизации нефтей для их хранения и транспортировки. 6.2. Фракционированная конденсация газообразных фракций Процесс стабилизации может быть реализован на стабилизационных установках (рис. 6.1). Обезвоженная и обессоленная нефть поступает в теплообменную аппаратуру 2, где подогревается за счет тепла отходящего потока стабильной нефти, а затем в подогреватели 3, в которых температура ее повышается до 80-125 °С. Затем горячая нефть направляется в трапы – стабилизаторы 4, в которых при давлении 1,5 – 2,5 кгс/см2 происходит отделение от выделившейся широкой фракции. Отделившаяся от газовой фракции нефть собирается в нижней части аппарата, откуда насосом 11 через группу теплообменников, в которых отдает свое тепло, охлаждаясь до 40-45 градусов, направляется в товарные емкости. Широкая фракция поступает в зону охлаждения фракционированного конденсатора. Последний представляет собой вертикальный или горизонтальный теплообменный аппарат, в 54 межтрубном пространстве которого противотоком проходит газообразная широкая фракция, в трубном – охлаждающая вода. При движении снизу вверх на отдельных участках в результате охлаждения газообразной фракции образуется конденсат, который сразу же стекает вниз и выходит из соприкосновения в данном сечении конденсатора с восходящим потоком газа. Стекающий вниз по стенкам труб конденсат встречается с движущимися ему навстречу парами, в результате чего происходит частичный обмен фаз между ними, подобный тому, который происходит при ректификации. Рис. 6.1. Принципиальная технологическая схема установки по подготовке нефти при стабилизации однократным испарением и фракционированной конденсацией: 1, 11, 12 – насосы; 2 – теплообменники; 3 – подогреватели; 4 – трапы – стабилизаторы, фракционированный конденсатор; 5 – газосепаратор; 6 – компрессор; 7 – маслоотделители; 8 – конденсаторы-холодильники; 9 – бензосепараторы; 10 – емкость бензина; 13 – блок обезвоживания и обессоливания; 14 – товарные резервуары; I – сырая нефть; II – стабильная нефть; III – парогазовая смесь; IV – газ; V – нестабильный бензин; VI – вода Вследствие стремления соприкасающихся фаз в каждом сечении сохранить состояние равновесия, жидкая фаза обогащается высококипящими компонентами по мере движения ее вниз и газообразными фракциями низкокипящими компонентами по мере восхождения в парциальном конденсаторе. Таким образом, в результате этого процесса образуется газовый остаток с минимальным количеством высококипящих компонентов и конденсат с минимальным содержанием низкокипящих компонентов. Конденсат спускается в сборник нефти, смешивается с последней, восполняя, таким образом, утраченный ею в эвапорационном пространстве бензиновый потенциал. Газ отводится из колонны и через сепарационные устройства 5, 55 предотвращающие унос жидких включений, подается на прием компрессоров 6 с соответствующим числом ступеней сжатия в зависимости от удаленности объектов газопотребления или газобензиновых заводов. Скомпримированный до соответствующего давления газ охлаждается до 30 °С в конденсаторах – холодильниках 8, при этом из него в бензосепараторах 9 выделяются наиболее тяжелые углеводороды в виде жидких нестабильных фракций, которые отводятся из бензосепараторов в емкость 10, откуда насосами 12 по специальному бензопроводу подаются для последующей их переработки на ЦГФУ или ГБЗ. Основной аппаратурой узла стабилизации являются теплообменники, подогреватели, трап – стабилизатор, газосепараторы, бензосепараторы, кондиционеры – холодильники и др. Из перечисленной аппаратуры особенно следует остановиться на трапе – стабилизаторе. Этот аппарат состоит из эвапорационной части, фракционирующего конденсатора и сборника нефти, то есть аппарат представляет собой сочетание трапа – сепаратора и фракционирующего конденсатора. На практике процесс фракционированной конденсации осуществляется в виде прямоточной или противоточной конденсации. 7. ОТЛОЖЕНИЯ ПАРАФИНОВ И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НИМИ Большие затруднения и потери происходят от осаждения в порах нефтеносных пород, в скважинах, в подъемных трубах, а также и в системе сбора нефти мазеобразной или твердой массы темного цвета, под названием парафин. При нагревании парафины в атмосферных условиях плавятся при температуре 28 – 74,7 °С. Асфальтены при нагревании не плавятся, а свыше 3000 разлагаются на кокс и газы. При повышении давления температура плавления чистых веществ уменьшается. Механизм образования отложений парафина на поверхностях нефтесодержащих пород, труб, арматуры и других фаз, отличных от нефти, чрезвычайно сложен в связи с тем, что он появляется под влиянием ряда одновременно действующих переменных по величине факторов. Парафин, отложившийся на поверхности подъемных труб в скважине и в системе сбора нефти, представляет смесь веществ с различными физическими свойствами, и, как каждая смесь, он приобретает физические свойства, определяемые его составом и структурой. Интенсивность отложения парафина зависит от содержания его компонентов, от пластовых давлений и температуры, от содержания легких углеводородов в нефти, от режима движения нефти по трубе, от содержания воды и степени ее дисперсности и др. Отсюда выявляются пути предупреждения отложений парафина. 56 Первый – предупредить переход компонентов парафина из растворенного в коллоидное состояние. Это может быть осуществлено вводом в нефть веществ, связывающих компоненты парафина в истинном растворе и препятствующих переходу их в коллоидное состояние при снижении давления и температуры. Таких веществ пока не найдено. Второй заключается в том, чтобы найти вещество, которое тормозило и прекращало бы рост образовавшихся кристалликов парафина (например, гелеобразный полиэтилен). Кристаллики с такой броней находились бы в потоке жидкости, не осаждаясь на внутренних поверхностях труб и арматуры. Третий – не допустить отложение кристалликов парафина, содержащихся в нефти, на внутреннюю поверхность трубы. Это можно достичь покрытием поверхности труб веществом, имеющим очень низкую шероховатость, высокую полярность и низкую теплопроводность. К числу их могут быть отнесены диэлектрики: стекло, фарфор, эбонит и другие. Если профилактические меры не дают положительных результатов, то удаление парафина, осевшего на внутренней поверхности труб, осуществляют: а) химическими веществами, которые при взаимодействии с пластовой водой выделяют тепло, расплавляющее осевший парафин; б) теплоносителями разного рода и особенно водяным паром, горячей нефтью и водой; в) растворителями, растворяющими парафин, например бутан, газовый конденсат, легкая нефть и другие. Однако при применении их следует иметь в виду, что при атмосферных условиях растворимость парафина незначительна, она увеличивается при повышении давления; г) электронагревателями; д) скребками разной конструкции и др. Применяют также комбинации перечисленных способов. Наибольшее распространение на промыслах получил способ оплавления парафина с внутренней поверхности труб водяным паром, получаемым от ППУ (передвижная паровая установка). 57 8. НЕФТЯНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ Нефтяные резервуары по назначению подразделяются на сырьевые, технологические и товарные. Сырьевые резервуары служат для приема обводненной нефти. Технологическими считаются резервуары для предварительного сбора воды, а также резервуары, используемые как отстойники. Резервуары, в которые поступает обезвоженная или обессоленная нефть для последующей сдачи в магистральный нефтепровод, называются товарными. Резервуарный парк – это группа сырьевых и технологических резервуаров, сосредоточенных в одном месте. Если в составе этой группы имеются товарные резервуары, то ее называют товарным парком. Таблица 8.1 Характеристики нефтяных резервуаров Резервуар РВС-100 РВС-200 РВС-300 РВС-400 РВС-700 РВС-1000 РВС-2000 РВС-3000 РВС-5000 РВС-10000 РВС-20000 Диаметр, мм 5’330 6’670 8’000 8’000 10’670 12’000 14’670 18’680 22’680 33’350 46’660 Высота, мм 5’510 6’870 6’870 8’240 8’240 9’600 12’320 12’320 12’270 12’270 11’860 Общая масса, т 4,98 7,51 9,93 11,05 16,87 21,57 36,07 54,54 78,37 174,44 275,00 Различают наземные, полуподземные и подземные резервуары. На нефтяных месторождениях наибольшее распространение получили цилиндрические стальные наземные резервуары, реже применяют полузаглубленные или заглубленные железобетонные резервуары. Вертикальные стальные резервуары (РВС) стандартизованы и различаются номинальными объемами. Так, резервуар РВС – 1000 имеет номинальный объем 1000 м3, РВС – 3000 – объем 3000 м3. Характеристика резервуаров типа РВС приведена в табл. 8.1. Изотермические резервуары служат для хранения различных нефтепродуктов при постоянной пониженной или отрицательной температуре, проектирование и сооружение которых является новым направле58 нием в резервуаростроении. Разработаны различные типы конструкций для хранения нефтепродуктов при температуре выше 196°С. Наиболее распространены двухслойные конструкции изотермических резервуаров с зазорами между стенками, крышками и днищами . Величины зазоров определяют технологические институты и выдают в техническом задании (ТЗ) на проектирование. Задания включают исходные данные для проектирования резервуаров: объем; название и температуру хранимого сжиженного газa, марки сталей для внутреннего и наружного резервуаров; величину избыточного и гидростатического давления; район строительства; величину снеговой и ветровой нагрузок; сейсмичность района строительства; наименование теплоизоляционных материалов, сварочные материалы для сварки сталей специальных марок и другие данные. Если температура хранения не ниже -65°С, то при проектировании резервуаров применяются строительные стали. При более низких температурах должны применять стали специальных марок: никельсодержащие; нержавеющие стали; алюминиевые сплавы. Проектирование и сооружение изотермических резервуаров во многом аналогично проектированию и сооружению вертикальных цилиндрических резервуаров низкого и повышенного давления. Также аналогичны методики инженерных расчетов, что дает возможность использовать многолетний опыт их проектирования. Новым, с чем столкнулись при проектировании и расчете несущих элементов изотермических резервуаров, явились нагрузки от теплоизоляционных материалов. При расчете стенки пустого внутреннего резервуара на устойчивость – собственный вес изоляции, находящейся между крышами и вызывающей осевое сжатие стенки. Изоляция, находящаяся в межстенном пространстве, вызывает боковое давление на стенки внутреннего и наружного резервуаров. Кроме того, за счет трения о стенки она вызывает также вертикальное усилие. . 9. ПУТИ СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ УГЛЕВОДОРОДОВ ОТ ИСПАРЕНИЯ Нефть, вышедшая из последнего газосепаратора, подвергается испарению в системе сбора и ее обработки вследствие уменьшения давления, или повышения температуры, или недонасыщенности парового пространства, находящегося над ней. Скорость испарения нефти при одинаковых условиях зависит от содержания в ней легких углеводородов, которое, в свою очередь, зависит от содержания их в пластовой нефти, а для одной и той же нефти – и от режима сепарации газа. Способов устранения и снижения потерь углеводородов нефти из резервуаров существует несколько. Все они могут быть разделены на три ос- 59 новные группы: 1) предупреждение испарения нефти; 2) уменьшение испарения нефти; 3) сбор продуктов испарения нефти (утилизация). Предупреждение испарения нефти наиболее активный метод, основанный на обеспечении фазового равновесия в газовом пространстве емкостей. В общем случае величина потерь зависит от объема паровоздушной среды, концентрации паров нефти, ее температуры, давления насыщенных паров и содержания растворенного в нефти газа. Уменьшение значений всех перечисленных параметров приводит к сокращению потерь. Источником существенных температурных изменений, происходящих в емкостях в условиях интенсификации технологических процессов, является как повышенная температура закачиваемого продукта, так и солнечная радиация, оказывающая влияние на колебания температуры окружающего воздуха и стенки резервуара. Уменьшение суточных колебаний температуры газового пространства резервуара и поверхности нефти, а также связанных с ними изменений парциального давления паров нефти достигается покрытием внешней поверхности резервуара лучеотражающими красками, корпуса резервуара – теплоизоляцией, лучеотражающими экранами с промежутком и без него между экраном и наружной поверхностью резервуара, орошением водой поверхности резервуара, применением резервуаров из неметаллических материалов, заглубленных в землю. Наиболее распространен метод окраски резервуаров в такие цвета, как зеркальный, белый, серый блестящий, алюминиевый, серый. Окраска наружной поверхности резервуара предохраняет ее также и от коррозии. Особенно важно, чтобы краска отражала тепловые лучи (инфракрасную часть спектра). Эффективность одновременной окраски наружной и внутренней поверхности резервуара может достигать 65 %. Для предупреждения испарения нефти в нефтепромысловом оборудовании можно поддерживать в нем избыточное давление, превышающее давление насыщенных паров нефти на всем пути ее следования. Повысить избыточное давление в резервуаре можно с помощью клапанного устройства, которое представляет собой дыхательный и предохранительный клапаны. Дыхательный клапан, изготовляемый для нефтедобывающих промыслов, состоит из корпуса, внутри которого расположены седла и тарелки клапанов давления и вакуума. При повышении давления в резервуаре сверх установленного открывается клапан давления и продукты испарения выходят из резервуара, при понижении же в нем открывается клапан вакуума, давая доступ воздуху в резервуар. Тарелки клапана перемещаются по направляющим на определенное ограниченное расстояние. Вес их можно увеличить добавлением металлических шайб. Для уменьшения коррозии и предупреждения искры при ударе тарелки и седла изготовляют из цветного металла. В северных райо60 нах страны металлический клапан давления спаивается с тарелкой замерзающей водой, образовавшейся в результате конденсации проходящих через клапан водяных паров, содержащихся в продуктах испарения нефти. Имеется конструкция дыхательных клапанов, в которых металлические тарелки и седло изготовлены из пластмассы. Входное и выходное отверстия закрывают сетками с целью предохранения клапана от засорения и проникновения искр внутрь резервуара. Необходимо, особенно в зимнее время, следить за ними, не допуская засорения или обмерзания. Осмотр клапана рекомендуется производить не реже одного раза в смену. Клапан устанавливают на резервуаре в строго вертикальном положении. Несоблюдение этого приводит к неправильной работе клапана вследствие затруднения перемещения направляющих стержней. Точность притирки клапанных тарелок к седлу подлежит периодической проверке. Во время заполнения герметичной емкости нефтью, при повышении температуры и давления в ней выше расчетного, паровоздушная смесь вытесняется в атмосферу, как правило, через дыхательный и реже через предохранительный клапан; происходит так называемое «большое дыхание» резервуара – вытеснение паровоздушной смеси поступающей нефтью. Испарения имеют место и при «малых дыханиях», вследствие суточных колебаний температуры; «обратном выдохе» – при повышении общего давления в газовом пространстве из-за насыщения парами нефтепродукта, вошедшего при опорожнении емкости. При наличии в емкостях минимум двух отверстий происходит выдувание паровоздушной смеси в атмосферу – так называемые потери от вентиляции. Необходимо иметь в виду, что такого рода потери возникают исключительно из-за нарушения правил технической эксплуатации. Для уменьшения испарения нефти, находящейся в резервуаре, применяются экраны из пластмассовых шариков или из сплошной пластмассовой пленки. Пластмассовые шарики изготавливаются из фенольных, формальдегидных и карбомидных смол, затем заполняются азотом. Для создания экрана из пластмассовых шариков, имеющих вид сухого порошка, их насыпают в резервуар на поверхность нефти через верхний люк или вводят вместе с нефтью. Наличие такого экрана позволяет уменьшить испарение нефти в 5-6 раз, а при соответствующей обработке, после которой они становятся несмачиваемыми, испарение нефти еще больше уменьшается. Понтоны – эффективное средство сокращения потерь нефти от различного рода «дыханий», эффективность их в ряде случаев достигает 96%. Различают понтоны металлические и синтетические. Синтетические понтоны практически непотопляемы, обладают хорошей гибкостью, проще в монтаже. Пеноуретановые понтоны, по мнению специалистов, способны сократить потери на 96 %. 61 Для сокращения потерь легких фракций нефти от испарения применяют также резервуары с плавающими крышами. Плавающая крыша полностью закрывает зеркало нефти ( плавает на ней ) и снабжена уплотнительным затвором для герметизации щели между крышей и корпусом резервуара. Плавающая крыша особенно эффективна при большом числе наполнений и опорожнений резервуара в течение года. Одним из экономичных способов сокращения потерь от испарения является газоуравнительная система резервуаров (ГСР), которая образует газовое пространство переменного объема путем применения резервуаров с дышащим и или подъемными крышами или отдельных газосборников различных конструкций. Обычно резервуар с подъемной или дышащей крышей или отдельный газосборник соединяется трубопроводами с ГП группы резервуаров. Эти резервуары вместе с объединяющими их трубопроводами составляют газоуравнительную систему. Опыт эксплуатации газоуравнительных систем показывает их достаточно высокую эффективность. Так, исследованиями работоспособности и эффективности ГУС на ряде перекачивающих станций подтверждено, что газоуравнительные системы, даже без газосборников, значительно сокращают потери нефти. В целом применение газоуравнительных систем снижает потери углеводородов от испарения в резервуарах, а срок окупаемости этих систем равен нескольким месяцам. Существует еще целый ряд достаточно эффективных средств и методов сокращения потерь от испарения (использование диска отражателя и другие), однако для правильного их выбора, расчета предельно допустимых выбросов углеводородов, планирования природоохранительных мероприятий необходимы сведения о фактических величинах выбросов углеводородов. Методики расчета потерь подробно рассматриваются в специальной литературе. 10. СБОР И ПОДГОТОВКА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ 10.1. Системы сбора и транспортирования продукции газовых скважин Сбор, транспортирование и подготовка газа и конденсата на газовых месторождениях существенно отличается от сбора, транспортирования и подготовки нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях. Основное отличие, прежде всего, сводится к тому, что на нефтяных месторождениях мы имеем дело с добычей и транспортированием вязких нефтяных эмульсий по трубопроводам, а на газовых месторождениях – с добычей и транспортированием маловязких «чистых» газов и газоконденсатных смесей . Газ на газовом месторождении собирается для подачи на головную компрессорную станцию, которая транспортирует его по магистральному 62 газопроводу к потребителям с возможно меньшими гидравлическими потерями, капитальными и эксплуатационными расходами. Элементы сборной сети являются общими для разных месторождений и состоят обычно из фонтанных елок, газоотводящих линий (манифольдов, шлейфов), отключающих задвижек газосборных коллекторов, конденсатопроводов, промысловых газосборных пунктов (ПГСП) (рис. 10.1, а, б, в, г). Рис. 10.1 Схемы сбора газа на газовом промысле: а – линейная; б – лучевая; в – кольцевая: г – групповой метод сбора и переработки газа с линейными коллекторами; 1 – скважины; 2 – шлейфы; 3 – линейный газосборный коллектор; 4 – контур газоносности; 5 – кольцевой газосборный коллектор; ГСП – групповой сборный пункт; МГ – магистральныйгазопровод Форма газосборных коллекторов зависит, прежде всего, от конфигурации площади месторождения (вытянутая, круглая), от размещения скважин на ней, от числа и характеристики продуктивных горизонтов и принятой схемы осушки, очистки и учета газа по скважинам. Название газосборной системы определяется обычно формой газосборного коллектора. Если газосборный коллектор представляет собой одну линию, схема сбора называется линейной (рис.10.1, а). Когда газосборные коллекторы сходятся в виде лучей к центральному сборному пункту, схема называется лучевой системой (рис. 10.1, б). При кольцевой системе газосборный коллектор огибает площадь газоносного месторождения (рис. 10.1, в). Групповая система сбора применяется при наличии на промысле групповых пунктов сепарации газа (рис. 10.1, г). Система сбора выбирается исходя из необходимости обеспечения бесперебойной подачи газа потребителям, маневренности, удобства обслужи63 вания газосборной сети и минимальных расходов на ее сооружение и эксплуатацию. Кольцевая система сбора газа более маневренная, так как при аварии на каком-нибудь участке этой системы перекрытием отключающих задвижек можно обеспечить бесперебойную работу всей газосборной сети. Другие системы сбора этому условию не удовлетворяют. Однако с точки зрения удобства обслуживания скважин, сепараторов и применения средств автоматики групповая система сбора более предпочтительна. При этом применяют шлейфы высокого давления и сравнительно малого диаметра (100-150 мм). При малом числе скважин на месторождении при групповой системе сбора газа коллектор отсутствует. Для многопластовых месторождений с различными пластовыми давлениями часто применяют раздельный сбор газа по разным газосборным сетям. Разные газосборные сети строят также в том случае, если газ одного из продуктивных горизонтов содержит большое количество конденсата, сероводорода или углекислого газа. При составлении схемы подготовки газа к транспорту учитывают также наличие поблизости месторождения действующих УКПГ, дожимных компрессорных станций (ДКС), газоперерабатывающих заводов и установок и степень загрузки их мощностей, характеристику выпускаемого промышленностью оборудования, возможность обеспечения объектов водой, теплом, химическими реагентами и так далее. Проектирование систем сбора продукции скважин включает в себя в первую очередь определение производительности и диаметра указанных газопроводов, гидравлический расчет и мероприятия по предупреждению гидратообразования и коррозии. Один из основных вопросов систем сбора газа – это выбор шлейфов – трубопроводов, предназначенных для подачи газа от устья скважин до установок комплексной подготовки газа. Шлейфовые газопроводы характеризуются диаметром, пропускной способностью, температурным режимом, перепадом давления в них и так далее. Наибольшее применение на газовых и газоконденсатных месторождениях получила централизованная система сбора. Газ и газовый конденсат от группы скважин по индивидуальным газопроводам – шлейфам поступают на УКПГ и затем после подготовки на каждой УКПГ – в газосборный коллектор и на головные сооружения (ГС). Следует отметить, что на первых стадиях разработки газовых месторождений широко применяли индивидуальные схемы сбора газа, когда на каждую скважину устанавливали свой комплекс оборудования для подготовки газа. Эта схема сбора газа отличалась высокой степенью надежности, так как выход из строя одной индивидуальной установки не прекращает работы всей системы. Однако изза ряда крупных недостатков: большой металлоемкости и рассредоточенности объектов, повышенной численности обслуживающего персонала, 64 сложной системы водо- и теплоснабжения – эта система в настоящее время не применяется. На современных газовых месторождениях система сбора и подготовки газа включает следующие сооружения: установку предварительной подготовки газа (УППГ), УКПГ и ГС. Это общая схема, так как в зависимости от характера месторождения (чисто газовое или газоконденсатное) и других факторов процессы подготовки газа могут в основном сосредотачиваться на УППГ, УКПГ или на УКПГ и ГС. Например, если месторождение чисто газовое, то вся подготовка газа сосредотачивается на УКПГ, а на УППГ выполняют только замер объемов продукции, поступившей от каждой газовой скважины. На газоконденсатных месторождениях на УППГ выполняют не только замер объема продукции каждой скважины, но и частичное отделение влаги и конденсата. 10.2. Требования к качеству товарного газа Вследствие того, что природный газ транспортируют на большие расстояния от мест добычи до потребителя по магистральным газопроводам, пересекающим различные климатические зоны, особое значение приобретает вопрос качественной его обработки и осушки до точки росы, исключающей конденсацию воды из газа. Наличие в газе влаги, жидких углеводородов, агрессивных и механических примесей снижает пропускную способность газопроводов, повышает расход ингибиторов, усиливает коррозию, увеличивает потребную мощность компрессорных агрегатов, способствует забиванию линий контрольно – измерительных и регулирующих приборов. Все это снижает надежность работы технологических систем, увеличивает вероятность аварийных ситуаций на компрессорных станциях и газопроводах. Кроме того, пыль и механические примеси способствуют истиранию металла и, осаждаясь на поверхностях теплообменных аппаратов, ухудшают их тепловые характеристики. Если при транспортировании газа падает давление, то повышается равновесная влагоемкость, тем самым делая газ менее насыщенным. При постоянной температуре не произойдет выделения капельной влаги из такого газа. Если при танспортировании газа понижается его температура, то при постоянном давлении уменьшается равновесная влагоемкость такого газа: газ станет перенасыщенным. В этом случае часть капельной влаги конденсируется и выпадает в трубе. Показатели качества товарного газа основаны на следующих требованиях: а) газ при транспортировке не должен вызывать коррозию трубопровода, арматуры, приборов и так далее; 65 б) качество газа должно обеспечить его транспортировку в однофазном состоянии, то есть не должно произойти образования и выпадения в газопроводе углеводородной жидкости, водяного конденсата и газовых гидратов; в) товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителя при его использовании. Для того чтобы газ отвечал указанным требованиям, необходимо определять точку росы по воде, содержание углеводорода, содержание в газе сернистых соединений, механических примесей и кислорода. Важный показатель качества товарного газа – содержание в нем кислорода. Значение этого показателя – не более 1 %. При большем содержании кислорода газ становится взрывоопасным. Кроме того, кислород способствует усилению коррозии в системе. Отраслевой стандарт не устанавливает конкретное содержание отдельных углеводородов в товарном газе. Это связано с разнообразием составов сырьевого газа. В стандартвведен новый показатель, ограничивающий содержание меркаптановой серы в товарном газе не более 36 мг/м3. В газе могут содержаться также сероокись углерода (СОS), сероуглерод (СS2) и др. В стандарте содержание этих компонентов не указаны. Следовало бы установить общее количество всех сернистых соединений в газе. Несомненно, обеспечение надежности транспортировки, хранения и использования продукции газовой промышленности должно отвечать определенным требованиям, изложенным в соответствующих стандартах и технических условиях. Однако на практике бывают ситуации, когда экономически нецелесообразно производство продукции, отвечающей всем требованиям регламентирующих документов. Например, на заключительном этапе разработки газоконденсатных месторождений для получения товарного газа, отвечающего требованиям отраслевого стандарта, необходимо вводить установки искусственного холода (УИХ). Затраты на строительство и эксплуатацию УИХ значительно превышают прибыль от выхода дополнительной продукции УКПГ. Для поддержания высокой эффективности работы газотранспортных систем предложен комплексный подход к определению показателей качества газа. Суть предложения сводится к тому, чтобы не внедрять ОСТ на каждом месторождении, связанном с одним магистральным трубопроводом, а на основном месторождении установить более высокие показатели качества газа, чем по стандарту. За основное можно принимать наиболее крупное месторождение из рассматриваемой группы с тем, чтобы на нем было экономически выгодно применять сложную технологию, позволяющую на всех 66 этапах разработки осуществлять осушку газа по влаге и извлечению тяжелых углеводородов. Базовыми могут служить месторождения, в газе которых содержится сероводород, так как на газоперерабатывающих заводах после сероочистки необходимо проводить осушку на гликолевых установках или охлаждать весь объем газа с использованием искусственного холода. Практически без больших дополнительных затрат на базовых месторождениях или на газоперерабатывающих заводах можно готовить газ с точкой росы по влаге и углеводородам ниже, чем регламентировано стандартом. Это позволит подавать в магистральный газопровод газ, добываемый на небольших месторождениях, находящийся вдоль трассы, без организации сложных систем промысловой подготовки газа, осуществляя только отделение жидкой фазы. Применение такой системы промысловой подготовки газа дает возможность сконцентрировать сложное промысловое оборудование на одном базовом месторождении, мелкие месторождения обустраивать по упрощенным схемам. Основные требования к технологическим процессам промысловой и заводской обработки природных и нефтяных газов – это обеспечение показателей качества товарного газа и другой продукции газовой промышленности. Следует отметить, что в настоящее время единых международных норм по допустимым содержаниям сероводорода, углекислоты, сероорганических соединений, азота, воды, механических примесей и так далее не существует. 10.3. Условия образования гидратов Содержание в газе паров воды в капельном состоянии приводит к неприятным последствиям при сборе и транспортировании этого газа. При контакте газа, имеющего высокое давление, с водным конденсатом образуются гидраты, которые, отлагаясь на стенках газопровода, уменьшают его пропускную способность, а в некоторых случаях приводят к полному прекращению подачи газа. Гидраты природных газов образуются только при наличии в этих газах паров воды. Пары воды могут насыщать газ до определенного давления, равного давлению насыщенного водяного пара при данной температуре. Это предельное содержание водяных паров при данной температуре называется точкой росы. Если содержание водяных паров превышает этот предел, то начинается их конденсация, то есть переход в жидкое состояние. Принято различать абсолютную и относительную влажность газа. Под абсолютной влажностью понимают массовое количество водяных паров, содержащихся в 1 м3 газа при нормальных условиях. Массовое количество 67 водяного пара в газе выражается в г/м3 или в кг на 1000 м3 газа. Под относительной влажностью понимается отношение фактически содержащегося в газе водяного пара к максимально возможному при данных температуре и давлении. Газовые гидраты представляют собой кристаллические соединения, образуемые ассоциированными молекулами углеводородов и воды. Они внешне напоминают снег или лед. По структуре газовые гидраты – это клатраты, которые образуются при внедрении молекул газа в пустоты кристаллических структур, составленных из молекул воды. Различают два типа кристаллической решетки гидратов: структура 1 построена из 46 молекул воды и имеет 8 полостей; структура 2 построена из 136 молекул воды, имеет 16 малых и 8 больших полостей, рис.10.2. Рисунок 10.2. Структуры образования гидратов: а - структура 1; б – структура 2. Метан, этан, двуокись углерода образуют гидраты первой структуры. При этом идеальная формула гидрата будет 8М46 Н2О (М – молекула гидратообразователя ). Метан образует гидрат, имеющий формулу СН46Н2О. Массовое содержание метана в составе гидрата составляет 12,9 %. Для связывания 1 кг метана в гидрат, соответствующий указанной формуле, требуется 6,75 кг воды. При добыче и обработке газов образуются смешанные типы гидратов. Установлено, что пропан и изобутан наиболее склонны к гидратообразованию. Для образования гидратов необходимы наличие капельной воды и определенный термодинамический режим в системе. Наличие воды в жидкой фазе хотя и является обязательным условием, но недостаточно для образования гидратов. Образование гидратов происходит при определенных температурах и давлениях и зависит от состава газа. Для предупреждения гидратообразования необходимо снизить давление газа или повысить его температуру. 68 При снижении давления влагоемкость газа повышается, и он становится недонасыщенным при заданной температуре. Поэтому не происходит конденсации водяных паров и выпадения капельной влаги. Ликвидация гидратов снижением давления связана с выбросом газа в атмосферу или снижением пропускной способности газопровода. Поэтому применение этого способа ограничено. Его нельзя использовать при температурах ниже 00С, так как вода, образовавшаяся в результате разложения гидратов, может замерзать и образовывать ледяные пробки. Разложение гидратов подогревом системы применяют для обеспечения работы дроссельных устройств, теплообменников и коротких участков газопроводов. Наиболее распространенный способ ликвидации гидратных пробок – это подача в систему соответствующих ингибиторов. Пары ингибитора насыщают газовую фазу и снижают парциальное давление паров воды над гидратом, что приводит к его разрушению. 10.4. Ингибиторы гидратообразования и их свойства Для предотвращения гидратообразования широко применяют ингибирование газа специальными реагентами подачей их в поток. В качестве ингибиторов можно использовать водные растворы метанола, гликолей, гликолевых эфиров, некоторых солей. Водные растворы ди- и триэтиленгликолей в качестве ингибитора предпочтительно применять до температур –10 °С. При низких температурах разделение гликолевого раствора и углеводородного конденсата происходит очень трудно. Водные растворы этиленгликоля (ЭГ) можно использовать при температуре –35 °С. При более низких температурах он становится трудно перекачиваемым, часть раствора постепенно накапливается в трубопроводах, что увеличивает потери давления на установке. При температурах ниже –40°С в качестве ингибитора для предупреждения гидратообразования рекомендуется применять метанол. Иногда возможно также применение комбинированных ингибиторов, состоящих из нескольких веществ. К ним можно отнести смеси гликоля с метанолом и бутиллактоном (БЛО), метилпирролидоном и так далее. Для борьбы с гидратообразованием используют этилкарбитол, являющийся побочным продуктом производства эфиров гликолей. Этилкарбитол в основном состоит из моноэтилового эфира диэтиленгликоля и этиленгликоля (около 95%), в состав раствора входят также ДЭГ (1%), этилцеллозоли, пропиленгликоль и вода. Этилкарбитол – прозрачная, бесцветная жидкость с температурой замерзания -600С и кипения 2020С. Плотность при 200С составляет 0,99 кг/л и вязкость – 4,5 МПас. При проектировании систем добычи, сбора и обработки газов необходимо принять во внимание следующее: 69 а) ввиду большой вязкости и плотности, гликоли склонны к скоплению в отдельных неровных участках шлейфовых газопроводов, образуя так называемые «застойные зоны», что приводит к уменьшению свободного сечения газопроводов и, следовательно, к увеличению их гидравлических потерь; при использовании водных растворов метанола вероятность образования «застойных зон» мала, поэтому в скважины и шлейфы чаще всего подают водные растворы метанола; б) метанол более летуч, ввиду чего его потери в газовой фазе на два порядка больше, чем потери гликолей; в) из-за низкой температуры застывания метанола и его растворов хранение их в условиях Крайнего Севера требует меньше эксплуатационных затрат, чем хранение ДЭГа и его растворов; кроме того, метанол в 7 – 8 раз дешевле, чем гликоли. На практике для борьбы с гидратообразованием в стволах скважин и шлейфах газопроводов используют водные растворы метанола. Растворы гликолей применяют для обеспечения безгидратной работы установок низкотемпературной сепарации (НТС). Метанол представляет собой бесцветную прозрачную жидкость плотностью 0,81 и молекулярной массы 32,04. С водой смешивается в любых отношениях. Упругость паров метанола при температуре 20 °С составляет 11864 Па. Температура кипения при атмосферном давлении равна 64,7 °С, а температура замерзания –97,1 °С. 70 11. МЕТОДЫ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА 11.1. Основные процессы подготовки Физические методы переработки продукции месторождений основаны на процессах следующих трех групп. 1. Газогидромеханические процессы, скорость протекания которых определяется законами газогидродинамики (сепарация, центрифугирование, фильтрация и тому подобное). 2. Тепловые процессы, скорость протекания которых определяется законами теплопередачи (охлаждение, нагревание и конденсация). 3. Массообменные (диффузионные) процессы, скорость которых определяется законами массопередачи. Промысловая подготовка газа – это разделение многокомпонентных газообразных или жидких смесей с использованием сепарации, фильтрации, абсорбции, адсорбции, ректификации и экстракции. Сепарационные процессы – отделение жидких или твердых частиц газа, наиболее распространены при подготовке в заводских условиях. Технологические схемы практически всех промысловых установок и дожимных компрессорных станций (ДКС) включают в себя те или иные сепарационные процессы, которые служат для разделения жидких и газовых фаз, образовавшихся при изменении температуры и давления смеси, а также для отделения механических примесей из газов и жидкостей. Установки подготовки газа к транспорту, включающие в себя только сепарационные процессы, на практике принято называть установками низкотемпературной сепарации (НТС). При больших объемах транспортируемого газа его осушка является наиболее эффективным и экономичным способом предупреждения образования кристаллогидратов в магистральном газопроводе. В результате осушки газа точка росы паров воды должна быть снижена ниже минимальной температуры при транспортировке газа. Газ осушают на специальных установках жидкими или твердыми веществами. 11.2. АБСОРБЦИОННЫЙ СПОСОБ ОСУШКИ И ОТБЕНЗИНИВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ В газовой промышленности абсорбционный процесс широко применяют для осушки газа и извлечения из него тяжелых углеводородов. Абсорбция – избирательное поглощение газов или паров жидкими поглотителями-абсорбентами. В этом процессе происходит переход вещества или группы веществ из газовой или паровой фазы в жидкую. Абсорбция – избирательный и обратимый процесс. Переход вещества из жидкой фазы в 71 паровую или газовую называется десорбцией. Обычно оба процесса объединяются в один производственный цикл. При десорбции, которую проводят после абсорбции, целевой компонент выделяется из жидкого поглотителя. Очевидно, что условия проведения абсорбции и десорбции прямо противоположны. В первом случае происходит растворение газа в жидкости, этому способствуют повышение давления и понижение температуры. Абсорбент, поглотивший в процессе абсорбции целевые компоненты, называется насыщенным или отработанным. Абсорбент, освобожденный в процессе десорбции от целевых компонентов, называется регенерированным и после охлаждения насосом может быть снова возвращен на абсорбцию. Таким образом, получается замкнутая абсорбционно-десорбционная система. Примером абсорбционного процесса может служить гликолевая осушка природного газа. В процессе абсорбции гликоль (ДЭГ, ТЭГ) поглощает пары воды из природного газа. Регенерированный раствор снова возвращается в абсорбер. По технологической схеме установки осушки газа (рис. 11.1) влажный газ поступает в нижнюю скрубберную секцию абсорбера 1, где отделяется от капельной жидкости, и далее поступает в контактор. В контакторе газ, двигаясь снизу вверх навстречу абсорбенту, осушается, а затем проходит в верхнюю секцию, где отделяется от капель абсорбента высокой концентрации, уносимого с верхней тарелки контактора. Осушенный газ из абсорбера поступает в магистральный газопровод. Насыщенный раствор абсорбента из контактора сначала проходит теплообменник 9, выветриватель 3, фильтр 4, затем паровой подогреватель (ребойлер), установленный в нижней части десорбера 5, где нагревается до установленной температуры. После нагревания в ребойлере раствор поступает в выпарную колонну (десорбер) 5. Водяной пар, отделяющийся из раствора, поступает в холодильник 6, где основная часть его конденсируется, а затем в сборник конденсата 8. Часть воды из этого сборника направляется обратно в верхнюю часть колонны, чтобы понизить температуру. В результате подымающиеся пары абсорбента конденсируются и сливаются вниз, что сокращает потерю абсорбента. Раствор абсорбента, регенерированный до заданной концентрации, сначала проходит через теплообменник 9, где охлаждается насыщенным раствором, затем дополнительно охлаждается водой в теплообменнике 10 и поступает в контактор для орошения. В качестве абсорбента для осушки природного газа широко применяют гликоли, причем преимущественно диэтиленгликоль и триэтиленгликоль. Если требуется осушка природного газа, в котором содержатся углеводородный конденсат с значительным количеством ароматических углеводородов, то при выборе абсорбента предпочтение отдается этиленгликолю. В 72 этих условиях этиленгликоль может оказаться экономически эффективнее диэтиленгликоля и триэтиленгликоля, так как он менее растворим Рисунок 11.1. Принципиальная схема установки осушки газа гликолями. 1 - поступающий газ; II - осушенный газ; III - концентрированный гликоль; IV - охлаждающая вода; V - разбавленный гликоль; VI - поток орошения в колонну; VII - водяной пар; 1 - входной сепаратор; 2 - абсорбер; 3 - каплеуловитель; 4 - регулятор уровня; 5 - выветриватель; 6 - фильтр; 7 - регенератор; 8 - сборник конденсата; 9 - паровой эжектор. в углеводородном конденсате, содержащем ароматические углеводороды. Широкое применение гликолей для осушки природного газа обусловлено их высокой гигроскопичностью, стойкостью к нагреву и химическому разложению, низким давлением пара и доступностью при сравнительно невысокой стоимости. Этиленгликоль или, как принято называть, гликоль (СН2— ОН==СН2—ОН)— простейший двухатомный спирт. Бесцветная густоватая жидкость сладкого вкуса, без запаха. Молекулярная масса его 62,07, плот- 73 ность ρ = 1,115 г/см3, температура кипения при атмосферном давлении 197,5°С, удельная теплоемкость 0,55 ккал/кг. Этиленгликоль смешивается с водой в любых отношениях. Водные его растворы имеют низкую температуру замерзания и широко применяются в качестве незамерзающей жидкости для охлаждения двигателей автомашин в зимнее время. Температура замерзания водных растворов гликолей показана на рис. 11.2. Рисунок 11.2. Зависимость температуры замерзания водных растворов от состава. 1 — этиленгликоль; 2 — диэтилен-гликоль; 3 — триэтиленгликоль Диэтиленгликоль (СН2ОН—СН2—О—CH2—СН2ОН) представляет собой неполный эфир этиленгликоля. Бесцветная жидкость. Молекулярная масса его 106,12, плотность ρ == 1,117 г/см3, температура кипения при атмосферном давлении 244,5° С. Диэтиленгликоль также смешивается с водой в любых отношениях н гигроскопичнее этиленгликоля. Из гликолей наиболее эффективным абсорбентом является триэтиленгликоль (CH2OH-CH2-O-CH2-CH2-O-CH2-CH2OH).Молекулярная масса его 150,17, плотность ρ = 1,1254 г/см3, температура кипения при атмосферном давлении 287,4° С. Упругость паров его несколько меньше, чем у диэтиленгликоля. Для триэтиленгликоля существенным недостатком является то, что его концентрированные растворы способны поглощать в небольшом количестве тяжелые углеводороды. Поэтому при осушке газов со значительным 74 содержанием тяжелых углеводородов применяют растворы пониженной концентрации. Поскольку осушка используется для предотвращения конденсации воды из газов при их охлаждении, показатель точки росы является более удобным критерием эффективности осушки, чем абсолютное влагосодержание. Так как зависимость давления водяного пара над абсорбентами от температуры изменяется приблизительно по такому же закону, что и над чистой водой, то эффективность любого абсорбента можно оценивать по разности между точкой росы осушенного газа и температурой контактирования. Эту величину обычно называют «депрессией точки росы». Использование диаграмм значений точки росы газов, находящихся в равновесии с диэтиленгликолем и триэтиленгликолем, при различных температурах контакта и концентрациях абсорбента (рис.11.3 и 11.4) значительно упрощает расчет абсорберов (осушительных колонн). По этим диаграммам можно непосредственно определить требуемую концентрацию поглотителя и температуру контакта, при которых достигается заданная степень осушки газа. При проектировании абсорберов для осушки природного газа необходимо учитывать, что такие диаграммы отражают условия, которые на практике не достигаются. Это объясняется тем, что гликоль, стекая по колонне, разбавляется, а число фактических тарелок, на которых происходит контакт между газом и абсорбентом высокой концентрации, недостаточно для установления равновесия. Рисунок 11.3 Равновесные точки газов при контактировании с растворами ДЭГ Рисунок 11.4 Равновесные точки росы газов при контактировании с раствора75 ми ТЭГ Большой опыт эксплуатации установок осушки природного газа позволил установить следующие эмпирические правила для расчетов и проектирования абсорберов: а) в системе должно циркулировать не менее 25 л гликоля на 1 кг абсорбируемой воды; б) в абсорбере должно быть не менее четырех фактических тарелок. Из графика депрессии точки росы, достигаемой на промышленных установках, запроектированных с учетом указанных эмпирических правил и теоретической депрессии (рис. 11.5), видно, что между фактическими показателями и теоретическим максимумом имеется значительный разрыв. Однако достигаемая депрессия точки росы во всех случаях превышает 33° С, что вполне достаточно для большинства газопроводов подземной прокладки. Поэтому на большинстве установок осушки природного газа гликолями применяют абсорберы с четырьмя тарелками, к. п. д. которых обычно лежит в пределах 25—40%. Производительность такой колонны приблизительно эквивалентна производительности одной равновесной ступени контактирования. РИСУНОК 11.5 ГРАФИК ДЕПРЕССИИ ТОЧКИ РОСЫ Если на установках осушки природного газа необходима более глубокая осушка, то она может быть достигнута путем увеличения количества циркулирующего абсорбента на 1 кг воды. 76 Рисунок 11.6 График влияния концентрации гликоля на депрессию точки росы, достигаемую в промышленных абсорберах: содержание (в %): 1 — 99,5; 2 — 99; 3— 98; 4 — 96 на 1 кг воды. Из графика (рис. 11.6) видно, что с увеличением количества циркулирующего абсорбента более чем 75 л/кг воды депрессия точки росы не повышается. Одним из основных критериев, определяющих экономичность работы установки осушки газа, являются потери гликоля, вызываемые, главным образом, механическим уносом. Небольшие количества гликоля неизбежно теряются в результате испарения и утечек. Возможны также потери при регенерации, т. е. потери с парами, выделяющимися в десорбере. Если установка осушки работает в отлаженном режиме, то потери гликоля обычно не превышают 8 мг/м3 осушенного газа. Однако иногда допускаются большие потери, когда в осушаемом газе содержится углеводородный конденсат, в составе которого имеются ароматические углеводороды или другие компоненты, способные растворять гликоли и т. д. Чрезмерный унос обычно является результатом вспенивания гликоля в абсорбере. Пенообразование может быть вызвано загрязнением гликоля тяжелыми углеводородами, тонкодисперсными твердыми взвесями или соленой водой, поступающей в систему. Поэтому перед подачей газа в гликолевый абсорбер следует пропустить его через эффективно работающий сепаратор. Пенообразование обычно удается уменьшить добавкой противопенных веществ. Для этой цели применяют триоктилфосфат-2; добавка его в количестве 0,05% снижает потери гликоля с 240 до 8 мг/м3 и менее. 77 Для уменьшения потерь за счет механического уноса нередко после абсорбера устанавливают отбойники для улавливания уносимого гликоля. На установках осушки газа гликолями серьезные осложнения вызывает коррозия. Гликоли в чистом виде не вызывают коррозию углеродистых сталей, однако продукты их разложения или окисления, а также посторонние вещества, приносимые с газами, являются источником коррозии. Для предотвращения коррозии устанавливают аппаратуру в антикоррозионном исполнении, не допускают высоких скоростей движения растворов, применяют ингибиторы коррозии, не допускают разложения гликолей. При окислении гликоли образуют промежуточные продукты, органические перекиси, которые затем превращаются в муравьиную кислоту и формальдегид. Интенсивность окисления зависит от повышения температуры парциального давления кислорода и присутствия кислот. При вакуумной регенерации раствора возможно попадание кислорода в систему десорбции. Поэтому на таких установках необходимо систематически контролировать рН раствора. Повышение этого показателя характеризует агрессивность раствора. 11.3 АБСОРБЦИОННЫЙ СПОСОБ ОТБЕНЗИНИВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ Один из вариантов технологической схемы отбензинивания углеводородных газов абсорбцией показан на рис.11.7. Рисунок 11.7 Технологическая схема абсорбционных газобензиновых установок I — газ сырой; II — газ сухой; III — вода; IV — пар. 78 Сырой газ поступает в нижнюю часть абсорбера 1. Двигаясь снизу вверх, газ барботирует через абсорбент, стекающий сверху вниз и образующий на тарелках гидравлический затвор. Из абсорбера отбензиненный газ поступает в сепаратор 2, где очищается от капель сорбента. Далее он направляется в газопровод через регулятор давления, поддерживающий постоянное давление в абсорбере. Насыщенный абсорбент из абсорбера стекает в емкость 3. Во избежание прорыва газа в емкость 3 в нижней части абсорбера с помощью регулятора уровня поддерживается постоянный уровень насыщенного абсорбента. В емкости 3 насыщенный абсорбент частично освобождается от летучих углеводородов за счет снижения давления. Из емкости 3 насыщенный абсорбент поступает в теплообменник 4, где за счет теплообмена с регенерируемым абсорбентом нагревается и направляется в подогреватель 5. Нагретый до температуры выпарки насыщенный абсорбент из подогревателя 5 направляется в десорбер 6. Десорбция абсорбента протекает по принципу ректификации. В верхнюю часть десорбера вводятся жидкие углеводороды, получаемые из отгоняемых паров, а в нижнюю часть поступает водяной пар. Пары углеводородов и воды, отгоняемые из десорбера, направляются в холодильник 7, где охлаждаются, превращаясь в жидкую фазу. Из холодильника 7 жидкость поступает в разделительную емкость 8, где происходит отделение газового бензина от воды. Вода из емкости удаляется, а газовый бензин поступает в конденсатосборник 9. Часть газового бензина с помощью наcoca 10 подается в верх десорбера для орошения. Восстановленный абсорбент из нижней части десорбера направляется через теплообменник 4 в масляный холодильник 11 и далее в емкость 12, из которой с помощью насоса подается в абсорбер. Свежий абсорбент в случае необходимости добавляется из емкости 14. Для смены отработанного абсорбента, которая производится через определенный промежуток времени, на трубопроводе от десорбера предусматривается отвод к емкости. Если абсорбент меняется без остановки процесса, то по этому отводу отрегенерированный абсорбент сливают в емкость 13, а в абсорбер из емкости 14 насосом подается свежий абсорбент. Установка может быть полностью автоматизирована. Уровень жидкости в абсорбере, десорбере и во всех емкостях поддерживается регуляторами уровня. Поддержание постоянного давления на выходе паров или газов из емкостей осуществляется с помощью регулятора противодавления РПД. Подача пара в подогреватель и холодного орошения в десорбер регулируется терморегуляторами, которые поддерживают заданную температуру. Автоматически поддерживаются также соотношение между абсорбентом и газом. 79 В качестве абсорбента используются стабильный углеводородный конденсат, керосин, солярка, лигроин и другие фракции тяжелых углеводородов. 11.4. АППАРАТЫ АБСОРБЦИОННЫХ УСТАНОВОК И ИХ РАСЧЕТ Основными аппаратами абсорбционных установок по извлечению любых компонентов из газа являются колонные аппараты — абсорберы и десорберы. Рисунок 11. 8 Схема абсорбера: 1 — жалюзийная насадка; 2 — люк; 3 — для регулятора уровня; 4 — для указателя уровня; 5 — дренаж; 6 — вход газа; 7 — выход гликоля; 8 — вход гликоля; 9 – выход газа. 80 Абсорбер оборудован тарелками с круглыми или желобчатыми колпачками (рис.11.8). В нижней его части размещен капле-отделитель с глухой тарелкой или нижняя скрубберная секция. Каплеотделитель представляет собой вертикальный жалюзийный сепаратор. В средней части абсорбера над глухой тарелкой размещены колпачковые тарелки, над которыми установлена верхняя скрубберная секция. В нижней скрубберной секции улавливаются масло, вода, углеводородный конденсат, увлекаемые газовым потоком из промысловых газопроводов или компрессорных станций. В верхней скрубберной секции улавливаются капельки концентрированного раствора абсорбента (гликоля), уносимого очищенным газом. Иногда перед верхней скрубберной секцией устанавливают сетчатые или уголковые отбойники. Во избежание больших потерь абсорбента скорость газа в абсорбере определяют по эмпирической формуле V=k/ρ½ , (11.1) где ρ — плотность газа в рабочих условиях; k — эмпирический коэффициент, зависящий от плотности. Пропускная способность абсорбера по газу определяется по формуле Q = kπρ∂2T03600 (11.2) Здесь К = 0,818; р — избыточное давление в абсорбере в кгс/см2; d — диаметр абсорбера в м; Т0 — 273 К; Тср = Т0 + t (t — температура контакта) в К; ρ— плотность в рабочих условиях в кг/м3. 81 Рис. 11.9 Схема десорбера: 1— выход гликоля; 2 — выход гликоля из испарителя;3 — для термометра сопротивления; 4 — вход гликоля в испаритель; 5 — дренаж; 6 — выход гликоля. 7 — на орошение; 8 — выход паров воды; 9 — люк Из схемы десорбера, оборудованного тарелками (рис. 11.9), видим, что нагретый насыщенный ДЭГ поступает на среднюю тарелку или на 2— 4 тарелки выше от нее. Исследования показали, что в десорберах, имеющих 14—18 тарелок, концентрация раствора повышается на 2,8—3,5%. При наличии шести тарелок концентрация раствора возрастает всего на 0,6%. Поэтому было предложено число тарелок в десорберах принимать не менее 14. При этом скорость паров 0,1— 0,12м/с обеспечивает удовлетворительную отпарку раствора. На установках осушки газа теплообменники применяют для нагревания насыщенного раствора концентрированным и для охлаждения концентрированного раствора водой. На установках сравнительно небольшой производительности (до 1,5 млн. м3 газа в сутки) применяются теплообменники типа «труба в трубе». На установках большой производительности, как правило, применяются кожухотрубчатые теплообменники. 82 Для создания нормального перетока жидкости из абсорбера в десорбер между секциями теплообменников устанавливают выветриватель. В последнем насыщенный раствор дегазируется, и тем самым исключается возможность образования газовых пробок в коммуникациях. Вакуум-насос, необходимый для понижения концентрации ДЭГ выше 98%, устанавливается после десорбера на сборнике конденсата. При расчете производительности вакуум-насоса необходимо учитывать наличие газа в парах воды. Расчет абсорбера. Расчет абсорбера можно рассмотреть на простейшей абсорбционной установке — установке гликолевой осушки газа. Технологический расчет абсорбционной установки осушки газа заключается в определении числа тарелок, количества сорбента, его исходной и конечной концентрации, диаметра аппарата. Для расчета этих параметров необходимо знать степень осушки газа, температуру и давление процесса, которые определяются исходя из условий работы магистрального газопровода. Для расчета важно знать изменение температуры абсорбции. В практике принимают, что температура абсорбции остается постоянной по высоте колонны и равной температуре газа на входе, так как теплосодержание газа, подаваемого в абсорбер, во много раз больше теплосодержания раствора. Количество концентрированного раствора, необходимое для осушки газа до определенной точки росы, (11.3) где W — количество извлекаемой влаги в кг/ч; х1 и х2 — весовая концентрация абсорбента (ДЭГ, ТЭГ) соответственно в свежем и насыщенном растворах. Число тарелок в абсорбере определяют построением ступенчатой линии между оперативной линией и кривой равновесия. Оперативную линию строят на основе уравнения материального баланса абсорбера (11.4) где V — число молей сухого газа; L — число молей абсорбента; Y1 и Y2 — число молей воды на 1 моль сухого газа на входе и выходе из абсорбера; x1 и x2 — число молей воды на 1 моль абсорбента на входе и выходе из абсорбера. Так как оперативная линия является прямой, то для ее построения достаточно определить координаты двух точек (у1 х2 и y2x1 ). Для построения кривой равновесия берут ряд растворов различной концентрации и определяют координаты точек х и у. Для этого сначала определяют парциальное давление воды в растворе в зависимости от его концентрации по графикам, приведенным на рис.11.10 Затем по условию равновесия двухфазной системы находят равновесную концентрацию водяного пара в газе: 83 (11.5) где р — парциальное давление воды в растворе, определяемое по графикам на pиc.11.11; Р—общее давление в колонне; РИС. 11.10 Зависимость парциального давления воды от температуры. Цифры на кривых — содержание воды в % у — молярная концентрация водяного пара в газе, принимаемая как число молей воды на 1 моль газа, что не вносит заметной погрешности вследствие небольшого количества влаги по сравнению с массой газа. Число молей воды на 1 моль абсорбента (ДЭГ, ТЭГ) определяют по формуле (11.6) где Х —весовая концентрация воды в растворе; 1—Х — весовая концентрация абсорбента в растворе; Мв и Мабс — молекулярные массы воды и абсорбента. По найденным координатам x и y строят кривую равновесия. Между точками х1 у1 и х2 у2 проводят ломаную линию, число ступеней которой соответствует числу теоретических тарелок Nт . Рабочее число тарелок (11.7) 84 где η— к. п. д. тарелок, равный 25—40%. Высота абсорбера определяется по типу рабочих тарелок и их числу. Диаметр абсорбера определяется по допустимой скорости паров в свободном сечении колонны и уточняется по расчету тарелки, в которой проверяется подпор Δh, скорость жидкости в сливном пространстве и скорость газа в прорезях тарелки. Допустимая скорость паров w (в кг/м2) в свободном сечении (11.8) где С — коэффициент, зависящий от расстояния между тарелками в поверхностного натяжения абсорбента; ρп и ρж — плотность паров и абсорбента в кг/м3. Площадь сечения колонны (в м2) где Q — количество паров (газа) в кг/ч. Диаметр колонны (в м) Рис. 11.11 Изобары для построения кривой равновесия: а — ДЭГ — вода; б — ТЭД — вода; давление (в мм рт. ст.): 1 — 600; 2 — 300; 3 — 100. Подпор (высота слоя жидкости на тарелке) Δh Здесь q — количество жидкости, стекающей с тарелки, в м3/ч; l — периметр слива тарелки в м. 85 Подпор Δh должен находиться в пределах 20—30 мм. Расчет десорбера. Десорбер рассчитывают также графическим методом по аналогии с расчетом абсорбера. Кривую равновесия (водяной пар — раствор ДЭГ или ТЭГ) можно построить по изобарам, приведенным на рис. 11.11, или рассчитать по закону Рауля и Дальтона. На установках сравнительно малой производительности регенерационную колонну часто монтируют непосредственно на нагревателе и заполняют кольцами Рашига. Высота слоя 1,8—4,6 м. В десорберах большого диаметра (610 мм и более) часто применяются колпачковые тарелки. Число фактических тарелок в регенераторах промышленных установок изменяется в пределах 10—20; раствор обычно подают в середину колонны. 11.2. Принцип работы сепараторов газа На промысловых установках по подготовке газа к транспорту с использованием любых методов извлечения воды и жидких компонентов из газа применяют сепараторные конструкции, принцип действия которых основан на различии физических свойств компонентов смеси. Наиболее широко используют гравитационный и инерционный принципы отделения газа от капельной жидкости и механических примесей. По конструктивному оформлению сепараторы, использующие инерционный принцип, подразделяются на два типа: 1) жалюзийные, в которых жидкость от газа отделяется за счет многократного изменения направления движения потока газа; 2) циклонные, в которых сепарация осуществляется созданием закрученного потока газа. Имеются также сепараторы, в которых использованы оба указанных принципа. По геометрическим формам сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и сферические (сферическая форма в отечественной газопромысловой практике не нашла широкого распространения). Каждая из конструкций аппаратов имеет определенные достоинства и недостатки. Так, вертикальный сепаратор хорошо работает при пульсации потока и легко очищается. Меньшая площадь зеркала жидкости, чем в других типах сепараторов резко снижает обратное испарение жидкости. Преимущество вертикальных сепараторов – надежность работы регулятора уровня при отводе жидкой фазы. Горизонтальный сепаратор более транспортабелен, экономичен при обработке больших объемов газа. При одинаковой пропускной способности диаметр горизонтального сепаратора обычно меньше диаметра вертикального. Сепараторы, независимо от типа, имеют сепарационную, коагуляционную и сборную секции. Сепарационную секцию условно можно разделить 86 на первичную и вторичную. Первичная служит для отделения основной крупнодисперсной массы жидкости от газового потока. Для увеличения эффективности работы ее входной патрубок располагают тангенциально, а при прямом вводе газового потока перед ним устанавливают отражающую перегородку. Жидкость отделяется от газа в результате действия центробежной силы при тангенциальном вводе или в результате изменения направления потока при прямом. Вторичная сепарационная, или осадительная, секция предназначена для удаления среднедисперсной части жидкости. Основной принцип сепарации в ней – гравитационное осаждение, которое проявляется при малых скоростях газа. Главное требование гравитационного осаждения – уменьшение турбулентности, поэтому в некоторых конструкциях сепараторов предусматривают специальные приспособления, выпрямляющие поток. Коагуляционная секция (экстрактор тумана) служит для удержания мелких капель жидкости, не осевших в осадительной секции. Для коагуляции и улавливания мелких капель употребляют различного вида жалюзийные насадки, в которых используют инерционные силы и большую поверхность контакта с сепарируемой средой. Капельки малых размеров (диаметром менее 100 мкм) уносятся с жалюзийной насадки и улавливаются в экстракторе тумана, состоящем из набора проволочных сеток (капилляров). Секция сбора служит для накопления и удаления отсепарированной жидкости. Она должна иметь достаточный объем и располагаться так, чтобы сепаратор нормально работал при неравномерном потоке, а отсепарированная жидкость не мешала течению газа. Процесс коагуляции капель нестационарный, и для его стабилизации необходимо определенное время. При размерах капель до 10 -6 см преобладает броуновское движение, а выше – турбулентное. Ввиду того, что плотность газа значительно ниже плотности жидкости, в турбулентном потоке газа при размерах капель более 10-4 см большое влияние оказывают инерционные силы, и укрепление капель идет в основном в результате турбулентной коагуляции. Рост капель происходит до тех пор, пока не начинается их дробление турбулентными пульсациями. С этого момента в потоке газа устанавливается равновесие между укрупнением и дроблением капель. Из общей теории устойчивости течения газожидкостных систем известно, что максимальное значение скорости газа, при которой капли жидкости срываются с поверхности текущей пленки, происходит при совместном движении газа и жидкости в горизонтальных трубах. Одновременно можно сделать вывод о том, что лучший тип газожидкостного сепаратора – отрезок горизонтальной трубы, на входе которой установлено устройство, обеспечивающее перевод капельной взвеси в пленочное состояние. Такого 87 типа устройствами могут быть различные завихрители, крыльчатки, шнеки и т.д. 11.3. Очистка газов от механических примесей Нормальная работа технологического оборудования и качество выпускаемой продукции во многом зависят от содержания в газе не только влаги и кислых компонентов, но и механических примесей. Наличие механических примесей способствует истиранию металла, вызывает его износ, приводит к выводу из строя уплотнительных колец, клапанов и гильз цилиндров поршневых компрессоров, снижает их КПД. Механические примеси отлагаются также на поверхности труб холодильников и резко снижают их коэффициент теплопередачи. Источники механических примесей в газе – это остатки строительного мусора, продукты коррозии внутренних поверхностей труб, арматуры и аппаратов; грунт, попавший в газопроводы при проведении ремонтных работ; частицы керна и так далее. Наиболее крупные частицы примеси содержатся в газопроводах в начальных периодах эксплуатации, когда газовым потоком из труб выносятся остатки строительного мусора. Через один – два года эксплуатации размер твердых частиц уменьшается. Для обеспечения нормальной работы оборудования газ необходимо очистить от механических примесей. Этот процесс осуществляется с применением специальных пылеуловителей и в комбинации при разделении газожидкостных потоков в обычных сепараторах. По принципу работы аппараты для очистки газа от механических примесей подразделяются на следующие:  работающие по принципу «сухого» отделения пыли; в таких аппаратах отделение пыли происходит в основном с использованием сил гравитации и инерции; к ним относятся циклонные пылеуловители, гравитационные сепараторы, различные фильтры (керамические, тканевые, металлокерамические и другие);  работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли; в этом случае удаляемая из газа взвесь смачивается промывочной жидкостью, которая отделяется от газового потока, выводится из аппарата для регенерации и очистки и затем возвращается в аппарат; к ним относятся вертикальные и горизонтальные масляные пылеуловители и другие;  использующие принцип электроосаждения; данные аппараты почти не применяют для очистки природного газа. Выбор типа пылеуловителя зависит от размера частиц и требуемой степени очистки. Частицы размером от 100 до 500 мкм улавливаются в осадительных расширительных камерах, дрипах и циклонах. Объемные сепараторы практически отделяют только крупнодисперсную пыль размерами частиц 50-100 мкм. 88 Для улавливания частиц от 1 до 100 мкм используют циклоны, мокрые пылеуловители, керамические и металлокерамические фильтры. Частицы размером менее 1 мкм находятся в броуновском движении и не осаждаются под действием сил тяжести. Такая взвесь может быть уловлена в электрофильтрах и мокрых пылеуловителях. В последних в качестве орошения должна использоваться жидкость с хорошей смачивающей способностью. Промысловые очистные аппараты работают в основном по принципу выпадения взвеси под действием силы тяжести при уменьшении скорости потока газа или по принципу использования действия центробежных сил при специальной закрутке потока. Принцип работы масляных пылеуловителей основан на поглощении механических примесей и капельной углеводородной жидкости при прохождении газа через слой масла. Через период, определяемый в основном количеством механических примесей в газе, происходит насыщение масла. После чего требуется замена поглотительной жидкости. Для повышения эффективности выделения примесей широкое применение нашли также фильтры – сепараторы. Эти аппараты представляют собой обычные сепараторы с осадочными элементами, которые способствуют укрупнению капель при прохождении через них продукции. Одной из наиболее эффективных конструкций считаются аппараты фирмы «Пико», которые обеспечивают удаление из газа не менее 98 % всех капель жидкости и твердых частиц размерами более 1 мкм. Общий коэффициент извлечения из газа примесей составляет не менее 99,9 %. Загрязненный газ обычно не поступает непосредственно на элементы фильтра, а проходит предварительно через стояк. Это исключает эрозию фильтрующих элементов. Одновременно стояк служит как распределитель потока и отделитель крупных частиц, которые собираются в жидкостном отстойнике первой ступени. После стояка газ проходит через фильтрующие элементы, где отделяются как твердые частицы, так и крупные капли жидкости, а мелкие капли жидкости соединяются в крупные. Газ с капельками жидкости поступает во вторую ступень фильтра и затем – во влагоотделитель, где крупные капли жидкости отделяются и жидкость отводится в отстойник второй ступени. Газовые фильтры и фильтры-сепараторы фирмы «Пико» сконструированы с открытым концом, что обеспечивает безопасный подход к ним при их замене. Твердые и жидкие частицы размером более 15 мкм собираются на внешней поверхности фильтрующего элемента (мелкие твердые частицы размером менее 1 мкм улавливаются в толще фильтруемой среды). Фильтры – сепараторы изготавливаются как в вертикальном, так и в горизонтальном исполнении, с широким набором фильтрующих материалов. 89 11.4. Установки низкотемпературной сепарации На первых газовых промыслах для подготовки газа к транспорту применяли установки простой сепарации. Такие установки включают в себя первичный сепаратор высокого давления для удаления капельной жидкости и механических примесей, вторичный сепаратор для разделения газожидкостной смеси и устройство для отвода газового конденсата и регулирования процесса дросселирования газа. Установка снабжена несколькими регуляторами уровня и главным дроссельным клапаном; регуляторы служат для спуска воды и вывода газового конденсата из сепаратора. Установки такого типа обычно монтируют при скважинах с небольшим дебетом. При наличии в газе конденсата, наряду с абсорбционной и адсорбционной сушкой, особенно в условиях северных газоконденсатных месторождений, широко применяют низкотемпературную сепарацию (НТС), а при содержании конденсата более 100 см3 в 1 м3 газа применяют также и низкотемпературную абсорбцию (НТА). Для охлаждения газа и газового конденсата при НТС используют два метода: дросселирование газа и применение специальных холодильных машин. Метод дросселирования основан на «дроссель-эффекте», или на эффекте Джоуля – Томсона. Суть этого эффекта заключается в изменении температуры газа при снижении давления на дросселе, то есть на местном препятствии потоку газа. Возможны модификации описанной схемы в соответствии с конкретными условиями. Эффективность работы НТС любого типа существенно зависит от технологического режима эксплуатации скважины. В проектах разработки за оптимальное давление сепарации на газоконденсатных месторождениях принимается давление максимальной конденсации, которое для каждого состава газа определяется экспериментальным путем. Для обеспечения однофазного движения газа по магистральным трубопроводам температура сепарации выбирается с учетом теплового режима работы газопровода. 90 12. ОБУСТРОЙСТВО СЕРОВОДОРОДНЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В зависимости от концентрации сернистых соединений в газах предлагается их условно классифицировать на слабосернистые, малосернистые и высокосернистые. Слабосернистые – это те газы, в которых концентрация сероводорода и меркаптановой серы не превышает 20 и 36 мг/м3, то есть ниже допустимых норм по отраслевому стандарту. Перед подачей в магистральные газопроводы такие газы обрабатывают для доведения их точки росы по воде и углеводородам до норм стандарта. Их не очищают от сернистых соединений. Малосернистые – это газы, при переработке которых строительство установок производства серы на основе регенерации газов экономически нецелесообразно. Цель обработки газов – доведение в них содержания сернистых соединений, тяжелых углеводородов и воды до норм стандарта. Кислые газы, получаемые при регенерации поглотителей на этих установках, как правило, сжигаются на факелах. Сернистые газы – это газы, при переработке которых для утилизации газов регенерации строительство установок производства серы экономически целесообразно. К месторождениям с высоким содержанием сернистых соединений следует отнести те, эксплуатация которых только с целью производства газовой серы экономически целесообразна. Приведенная классификация газов носит условный характер, и по мере развития техники, технологии и изменения конъюнктуры газ из одной категории кислотности может перейти в другую. Анализ отечественных и зарубежных технологических схем обустройства сероводородосодержащих месторождений и переработки газа по характеру взаиморасположения заводской (ГПЗ) и промысловой (УКПГ) частей действующих газохимических комплексов позволяет выделить три группы (рис. 12.1) систем подготовки и переработки газа: 1. Централизованная – на одной площадке совмещены промысловая и заводская части комплекса. 2. Децентрализованная, при которой из газа удаляют влагу и конденсат и по газопроводам подают на газоперерабатывающий завод; разновидностью этой системы может быть упрощенная схема сепарации газа на УКПГ с подогревом газа для доведения его в недонасыщенное состояние: затем газ транспортируется на ГПЗ для дальнейшей переработки. 3. Смешанная система – одна или две УКПГ совмещаются с заводской частью, а на других газ готовят по децентрализованной системе. В зависимости от выбранной схемы подготовки газа на УКПГ и его переработки на ГЗП три перечисленные системы имеют свои особенности. 91 Рис. 12.1. Классификация схем сбора и обработки сернистых газов. I – централизованная; II – децентрализованная; III – смешанная Выбор технологической схемы обустройства сероводородосодержащих месторождений зависит от:  термодинамических параметров добываемой продукции – давления, температуры;  дебитов скважин;  состава добываемой продукции – наличия конденсата Н2СО2 и других газов;  возможности образования и осаждения элементарной серы;  конфигурации месторождения;  возможности применения мероприятий по защите окружающей среды;  близости крупных химических предприятий, транспортных узлов и внешнихкоммуникаций (электроэнергии, воды, пароснабжения и др.);  наличия площадки, пригодной для строительства газохимического комплекса и т. д. Экономически предпочтительнее применение централизованной системы обустройства, так как при этом снижается объем строительства установки комплексной подготовки газа и газопроводов, транспортирующих осушенный сероводородосодержащий газ на ГПЗ. Затраты на эти объекты сосатвляют около 30% общей стоимости комплекса. Однако применение этой схемы возможно только при наличии крупных запасов сероводородосодержащего газа в газоносном пласте большой толщины и сравнительно малой площади. 92 В большинстве случаев на завершающем этапе разработки к газохимическому комплексу подключают новые месторождения и, тем самым, переходят на смешанную систему обустройства. Смешанная система обустройства находит применение при разработке группы сероводородосодержащих месторождений с ГПЗ на одном из них. При эксплуатации газоконденсатных месторождений возможен также комбинированный вариант обработки, когда холодильные установки строят на промыслах. Такой вариант обустройства сравним с системой, в которой холодильные установки монтируют на ГПЗ после установок сероочистки (базовый вариант). При эксплуатации газоконденсатных месторождений по базовому варианту в период наличия избыточного давления газ охлаждается на промысловых установках до минус 10-20 °С. Длительность поддержания указанной изотермы зависит в основном от темпов отбора газа и устьевых параметров скважин. Этот период иногда составляет до 10 лет. В течение указанного периода газ после заводских установок (по извлечению из газа кислых компонентов тяжелых углеводородов) также подвергается охлаждению до низких температур с применением искусственного холода. При этом часто газ охлаждается до тех же температур, что и на промысловых УКПГ. В данных условиях из него практически не выделяются тяжелые углеводороды. Только для получения точки росы газа по воде минус 10-20 °С приходится использовать дорогостоящий искусственный холод, хотя такую точку росы можно получить на простых абсорбционных установках осушки газа. Со временем при эксплуатации месторождения происходит снижение значения избыточного давления и, следовательно, повышение температуры сепарации. В результате на заводские установки сероочистки поступают значительные количества тяжелых углеводородов. Это вызывает вспенивание в аминовых абсорберах и связанные с этим осложнения в работе установок очистки газа. Кроме того, повышается расход холода на установке низкотемпературной сепарации, смонтированной после установок сероочистки. По базовому варианту после исчерпания дроссель-эффекта для защиты продуктопроводов от коррозии на промысле необходимы установки осушки или дополнительная система ингибирования с подогревом газа. При этом извлечение тяжелых углеводородов из газа резко снижается. Это приведет к недонагрузке конденсатопроводов. В то же время в холодное время года в результате охлаждения газа в газопроводе УКПГ – ГПЗ происходит конденсация части тяжелых углеводородов и воды, что увеличивает гидравлические потери в газопроводе. Таким образом, базовый вариант обработки газа не считается оптимальным, так как: 93 а) при избыточном давлении он предусматривает охлаждение газа до низких температур дважды: на промысловых УКПГ и на ГПЗ после установки сероочистки; б) при исчерпании дроссель-эффекта на установку сероочистки поступает много тяжелых углеводородов. В комбинированном варианте промысловой и заводской обработки добываемый газ на промысловых УКПГ подвергается низкотемпературной обработке весь период эксплуатации месторождения – сначала за счет дроссель – эффекта (как это происходит по принятой схеме) и затем – при использовании искусственного холода. При этом на ГПЗ после установок сероочистки не устанавливают НТС. Для получения товарного газа достаточна только его абсорбционная осушка. Это исключит двукратное охлаждение газа до низких температур и попадания тяжелых углеводородов в жидком виде в абсорберы установок очистки. Применение такого варианта обустройства газоконденсатного комплекса позволило бы при избыточном давлении в 2-3 МПа эксплуатировать комплекс без применения искусственного холода. Предлагаемый вариант обустройства газоконденсатного месторождения имеет и другие преимущества: а) на установку сероочистки поступает газ, содержащий тяжелые углеводороды только в газовой сфере, причем он недонасыщен тяжелыми углеводородами, поэтому не потребуется подогрев газа перед установками сероочистки; б) с газом на установки сероочистки будет поступать меньше примесей ингибиторов коррозии и гидратообразования, что, в свою очередь, уменьшит вероятность вспенивания аминового раствора; в) при отсутствии тяжелых углеводородов в газе и его низкой точке росы процесс сероочистки можно вести при температуре 15-20 °С, что позволяет повысить абсорбционную емкость раствора амина; за счет снижения температуры возможно также снизить унос абсорбента с очищенным газом; г) ввиду низкой точки росы газа отпадает необходимость в ингибировании газопровода «промысел – ГПЗ». Следует отметить, что такая схема подготовки сернистых газов к транспорту может быть особенно эффективной при добыче газов, не содержащих меркаптаны. При наличии в газе меркаптанов схему промысловой обработки газа следует выбрать с учетом технологии переработки газа на ГПЗ. 94 13. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ СИСТЕМ СБОРА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ В настоящее время промысловое обустройство представляет собой герметизированную, как правило, высоконапорную систему сбора, транспортирования и подготовки нефти, газа и воды с полной автоматизацией всех технологических процессов. К числу основных требований, предъявляемых при проектировании систем сбора, транспортирования и подготовки нефти, газа и воды, входящих составной частью в комплексный проект разработки, относятся: 1) точный замер нефти, газа и воды по каждой скважине для выбора необходимого оборудования контроля и регулирования разработкой месторождения; 2) обеспечение герметизированного сбора нефти, газа и воды на всем пути движения от скважин до магистрального нефтепровода с целью уменьшения потерь нефтяного газа и потерь легких фракций нефти; 3) доведение нефти и газа на технологических установках до норм товарной продукции; учет этой продукции и передача ее транспортным организациям; 4) обеспечение высоких экономических показателей по капитальным затратам, снижению металлоемкости и эксплуатационных расходов; 5) возможность ввода в эксплуатацию части месторождения с полной утилизацией нефтяного газа до окончания строительства всего комплекса сооружений; 6) надежность в эксплуатации технологических установок и возможность полной их автоматизации; 7) изготовление основных узлов и оборудования индустриальным способом в блочном и мобильном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса; 8) универсальность системы сбора нефти, газа и воды и технологических установок. Нефтегазовые месторождения в нашей стране расположены в различных климатических зонах, имеют различные глубины скважин и различные физические свойства нефти, газа и воды, что обуславливает индивидуальный подход при разработке проектов обустройства. 95 14. ПРОТИВОКОРРОЗИОННАЯ ЗАЩИТА ПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ 14.1. Особенности эксплуатации промысловых объектов Металлоконструкции и оборудование нефтегазового комплекса эксплуатируются в сложных условиях, характеризующихся высокой коррозионно-эрозионной агрессивностью рабочих сред (нефти, пластовой воды, промышленной атмосферы и т.д.). При этом к техническому состоянию оборудования предъявляются высокие требования. От надежности защитного покрытия зависит многое: целостность и работоспособность оборудования, качество продукции, а также безопасность обслуживающего персонала и экологическая безопасность функционирования производственных объектов. В последние годы в России совместно с нефтью добывается большое количество агрессивной минерализованной воды, содержащей H2S и СО2. В связи с ростом объема добычи обводненной нефти наряду с технологическими трудностями возникает и проблема защиты нефтепромыслового оборудования и коммуникаций от коррозии. При закачке неподготовленной воды, содержащей богатую микрофлору (в т.ч. СВБ), происходит заражение продуктивных пластов сульфатвосстанавливающими и другими бактериями и, следовательно, появляются в продукции скважин сероводород и другие агрессивные компоненты. Это создает дополнительные трудности в проблеме защиты оборудования и системы сбора и подготовки обводненной нефти. В интенсификации коррозионных процессов выявлена большая роль плотных осадков, состоящих из песка, скоплений отложений, сульфидов железа и других продуктов коррозии. Кроме того большое количество коррозионных разрушений сконцентрировано в районе приемо-раздаточного патрубка резервуара и сепаратора. Это связано с абразивно-ударным действием струи жидкости, вытекающей из раздаточных патрубков, поскольку имеющееся внутреннее оборудование, позволяет распределять поступление жидкости, почти повсеместно ликвидируется, и продукция поступает в РВС локально. Из многих факторов, оказывающих влияние на коррозию внутренней поверхности труб системы сбора и объектов подготовки обводненной нефти, важнейшим является соотношение воды и нефти. В зависимости от гидродинамических режимов течения жидкости и соотношения фаз нефть: вода внутренняя поверхность труб может находиться в условиях постоянного контакта с водой, в условиях попеременного смачивания нефтью и водой и в постоянном контакте с равномерной эмульсией. Выяснение при- 96 чин, изучение характера коррозии и выбора методов защиты оборудования в этих условиях является сложной и не решенной проблемой. На промыслах Тюменской области для защиты технологического оборудования (отстойников, сепараторов, дренажных емкостией) применяются следующие методы: - защита с помощью лакокрасочных покрытий; - протекторная защита; - комплексная защита; - ингибиторная защита. Одним из ведущих направлений борьбы с внутренней коррозией резервуаров является применение комплексной защиты (нанесение лакокрасоч-ных покрытий совместно с протекторной защитой). В настоящее время существует различное множество систем лакокрасочных покрытий зарубежных фирм и отечественных производителей. Все их достижения построены на защите от коррозии со сроком не менее 10 лет и способностью наносить при отрицательных температурах (до -10 ºС) при относительной влажности до 80%. Возможность нанесения таких лакокрасочных покрытий позволит отказаться от дорогостоящих работ по утеплению резервуаров, увеличить временной интервал производства антикоррозионных работ и получить значительных экономический эффект. Для борьбы с внутренней коррозией промысловых трубопроводов широкое применение получила ингибиторная защита по средством периодического дозирования или ударными дозировками в трубопровод. Выбор ингибитора должен основываться на основе анализа водной среды: минерализации, содержание сероводорода, кислорода, углекислого газа, а также гидродинамических условий потока. Универсальных способов защиты нефтепромыслового оборудования и сооружений от коррозии не существует. Поэтому для каждой системы приходится разрабатывать и подбирать их отдельно с учетом всех факторов, влияющих на коррозию. 14.2. Физико-химические основы коррозии металлов Под коррозией (от позднелат. corrosio - разъедание) металла понимают процесс самопроизвольного окисления, приводящий к разрушению металла под воздействием окружающей среды. Коррозионный процесс - гетерогенный (неоднородный), протекающий на границе раздела «металл - агрессивная среда», имеет сложный механизм. При этом процессе атомы металла окисляются, то есть теряют валентные электроны, переходят через границу раздела во внешнюю среду, взаимодействуют с ее компонентами и образуют продукты коррозии. В большинстве случаев коррозия металлов происходит неравномерно по по97 верхности, имеются участки, на которых возникают локальные повреждения. Некоторые продукты коррозии, образуя поверхностные пленки, сообщают металлу коррозионную стойкость. Иногда могут возникать рыхлые продукты коррозии, имеющие слабое сцепление с металлом. Разрушение таких пленок вызывает интенсивную коррозию обнажающегося металла, при которой происходит не только потеря массы металла, но и снижение его механической прочности. Основной причиной коррозии металлов является их термодинамическая неустойчивость в обычных условиях. Металлы в естественных условиях (за исключением благородных) находятся в виде окислов, то есть в земной коре металлы входят в состав химических соединений (руд). Возможность коррозии и стремление металла к самопроизвольному окислению зависят от степени его термодинамической неустойчивости в конкретных условиях, то есть от величины изменения термодинамического (изобарночина - мера превращения потенциальной химической энергии в полезную работу данного химического процесса (например, в гальванических источниках тока ьствует о том, что от значения величины G в конечном (окисленном) состоянии отнимается зна-чение ее в начальном состоянии. Если при протекании химической или электрохимической реакции термодинамический потенциал возрастает При не ема находится в равновесии. Это означает, что в процессе самопроизвольного окисления металла (коррозии) скорости реакции окисления и восстановле-ния металла равны. Какое число атомов металла за единицу времени окис-лилось (потеряло валентные электроны и перешло в виде положительно заряженных катионов в электролит), такое же число ионов металла восста-новилось из электролита в кристаллическую решетку металла, получив не-достающие электроны от электрода (металла). Существующие виды коррозии металлов представлены на рис.14.1. По механизму взаимодействия с агрессивной средой различают химическую и электрохимическую коррозию. Химическая коррозия представляет собой процесс разрушения металла при взаимодействии с сухими газами (газовая коррозия) или жидкими неэлектролитами (коррозия в неэлектролитах) по законам химических реакций и не сопровождается возникновением электрического тока. Продукты коррозии в этом случае образуются непосредственно на всем участке контакта металла с агрессивной средой. 98 Коррозия В электролитах Почвенная Электрокоррозия Биокоррозионная Атмосферная Газовая Контактная Электрохимическая В неэлектролитах Химическая В морской воде В речной воде В растворах кислот В растворах солей В растворах щелочей Рис. 14.1. Виды коррозии металлов Кинетика химических реакций при окислении металлов выглядит следующим образом: nMe  Z 2 O2  MenOz , (14.1) где n – число атомов в металле; 2 – валентность металла. С таким механизмом протекают коррозионные процессы в газовой среде при высоких температурах и в неэлектролитах. 99 Трубопроводы и сооружения, предназначенные для добычи, транспорта и хранения углеводородного сырья подвержены в основном электрохимической коррозии. Электрохимическая коррозия является гетерогенной электрохимической реакцией. Она подразделяется на коррозию в электролитах, почвенную, электрокоррозию, атмосферную, биокоррозию, контактную (рис. 14.1). Во всех случаях окисление металлов происходит за счет возникновения электрического тока, протекают анодные и катодные процессы на различных участках поверхности и продукты коррозии образуются на анодных участках. При электрохимической коррозии одновременно протекают два процесса - окислительный (анодный), вызывающий растворение металла на одном участке, и восстановительный (катодный), связанный с выделением катиона из раствора, восстановлением кислорода и других окислителей на другом. В результате возникают микрогальванические элементы, и появляется электрический ток, обусловленный электронной проводимостью металла и ионной проводимостью электролитов, которые представляет собой водные растворы кислот, солей и щелочей или расплавы этих веществ. Согласно современным представлениям переносчиками тока в электролитах являются заряженные частицы - ионы. Ионами называются молекулы или атомы вещества, утратившие электрическую нейтральность вследствие потери или приобретения дополнительных электронов. Заряд иона всегда равен или кратен элементарному заряду электрона. Число элементарных зарядов определяет валентность иона и обозначается соответствующим количеством плюсов или минусов (в зависимости от полярности заряда) над символом иона, например: H+, Cu2+, Fе2+, ОН-, SO42-. 100 Положительно заряженные ионы принято называть катионами, а отрицательно заряженные - анионами. Следовательно, под действием приложенного электрического поля (рис. 14.2) анионы и катионы начнут двигаться к соответствующим контактам внешней цепи, обеспечивая тем самым протекание тока в электролите. Анод A Катод В eЭлектролит 2- Cu 2+ SO4 2- 2- Cu Cu 2- Cu 2- Cu 2+ SO4 2- 2- Cu 2- Cu Cu Рис. 14.2. Взаимодействие металла и электролита Таким образом, в отличие от электронных проводников - проводников первого рода, переносчиками тока в которых электроны, электролиты являются проводниками второго рода, переносчиками тока в которых ионы. Явление распада электрически нейтральных молекул растворенного вещества на ионы получило название электролитической диссоциации. Многочисленные опыты позволили установить, что электролитическая 101 диссоциация происходит независимо от того, пропускается через раствор электрический ток или нет. Ниже приводятся примеры записей реакций диссоциации кислот, щелочей, солей и воды: HCl  H   Cl  NaOH  Na   OH  NaCl  Na   Cl  (14.2) H 2O  H   OH . Противоположно направленная стрелка () указывает на обратимость реакции, то есть возможность протекания реакции в обоих направлениях. При составлении таких реакций всегда следует исходить из принципа электронейтральности, заключающегося в том, что сумма зарядов отрицательных ионов должна быть равна сумме зарядов положительных ионов. Этот закон применим как ко всему раствору, так и к отдельно взятой молекуле. Из практики известно, что различные электролиты одинаковой концентрации по-разному проводят электрический ток. Современная теория объясняет это явление различной степенью диссоциации электролитов. Под степенью диссоциации понимают отношение числа диссоциированных молекул вещества к общему числу молекул вещества в растворе: α количество диссоцииро ванных молекул. общее количество молекул В самом деле, если все молекулы вещества в растворе диссоциированы, то такой раствор будет обладать высокой электропроводностью. И наоборот, если в растворе мало диссоциированных молекул, то электропроводность раствора будет невелика. Растворы, имеющие степень диссоциации 0,6 ... 1, называются сильными электролитами и обладают вы102 сокой электропроводимостью. Растворы, имеющие степень диссоциации 0,1 ... 0,6, называются средними электролитами и обладают средней электропроводимостью. Растворы, имеющие степень диссоциации менее 0,1, называются слабыми электролитами и обладают очень низкой электропроводимостью. Растворы, имеющие степень диссоциации  = 0 (неэлектролиты), электрический ток не проводят. Анодные и катодные процессы локализуются на тех участках, где их протекание облегчено. Причины, вызывающие электрохимическую неоднородность поверхности, весьма многочисленны: макро- и микронеоднородности металла; фазовая и структурная неоднородность сплавов; неоднородность и несплошность поверхностных пленок; неоднородность деформаций и напряжений. 14.3. Энергетическая характеристика перехода ионов в растворах при взаимодействии металла с электролитами При взаимодействии металла с водой происходит его растворение или разрушение, так как атомы кислорода и водорода воды образуют полярные молекулы с двумя полюсами («+» и «-»), что приводит к возникновению силового электрического поля в воде. Молекулы воды внедряются в кристаллическую решетку металла, на его поверхности происходит гидратация, и переходя в воду с образованием ион-атома, несущего положительный заряд. При этом оставшиеся в металле электроны носят отрицательный заряд. Ион-атом окружается молекулами воды, происходит образование, у поверхности металла, двойного электрического слоя и возникает разность потенциалов между поверхностью металла и слоями раствора, прилегающими к нему. 103 Диссоциация молекул вещества под действием дипольных молекул воды называется гидратацией, а перешедшие в раствор ионы вещества, окруженные молекулами воды (рис. 14.3), называются гидрат-ионами. Рис. 14.3. Гидратация растворенных в воде ионов поваренной соли (NаСl) В момент погружения металла в электролит начинается реакция растворения (ионизации), связанная с гидратирующим действием молекул воды: Me  Men   mH2O  nе, (14.3) где n - валентность атомов металла, е - отдаваемый электрон. При ионизации нейтрального атома металла на поверхности металла (после ухода в раствор иона Меn+) остается n зарядов, е отрицательной полярности, а электролит соответственно приобретает n зарядов, е положительной полярности. По мере ухода ионов в раствор отрицательный заряд поверхности металла будет возрастать. Приграничные слои раствора, насыщаясь ионами металла, начнут приобретать все более положительный заряд. При этом возникнет разность потенциалов между металлом и раствором, ве- 104 дущая к возникновению реакции восстановления (кристаллизации) металла и препятствующая дальнейшему растворению металла: Men   mH2O  ne  Me. (14.4) Наконец, может наступить момент, когда скорости растворения и восстановления металла сравняются - наступит состояние динамического равновесия, т.е. количество ионов металла в растворе и соответственно электронов в металле будет оставаться постоянным: Me  Me n   mH 2O  ne. (14.5) Таким образом, граница раздела «металл - раствор» будет представлять собой своеобразный конденсатор (рис. 1.4), называемый двойным электрическим слоем. Рис. 14.4. Двойной электрический слой на границе «металл - электролит»: «+» - положительно заряженные ионы металла, «» - отрицательно заряженные электроны Образование двойного электрического слоя происходит почти мгновенно. Однако установление динамического равновесия не означает, что процессы растворения и восстановления металла прекратились. Состояние равновесия представляет собой такое состояние, когда скорости ре- 105 акций ионизации и кристаллизации равны – то есть число атомов металла, превратившихся в ионы, в течение определенного промежутка времени равно числу ионов, кристаллизующихся на металле за такой же промежуток времени. В этом случае устанавливается равновесие между разностью потенциалов в слое и разностью между свободными энергиями ионов металла в металле и в растворе. Это состояние соответствует равновесному электродному потенциалу и зависит от свойств ионов и их концентрации в растворе. 14. 4. Электрохимический (электродный) потенциал Присутствие свободных зарядов на поверхности металла с одной стороны и заряженных ионов в растворе с другой стороны приводит к возникновению разности потенциалов на границе «металл - раствор». Такая разность потенциалов между металлом и электролитом называется электрохимическим или электродным потенциалом металла. Потенциалы являются отрицательными, если сами металлы заряжены отрицательно по отношению к раствору, и положительными, если металлы заряжены положительно. Значение электродного потенциала зависит от концентрации и вида ионов в растворе, температуры и ряда других факторов. Поэтому для сравнительной оценки электролитической стойкости металлов пользуются стандартными электродными потенциалами. Стандартный или нормальный электродный потенциал - это разность потенциалов между металлом, погруженным в раствор его соли, содержащей 1 г-ион металла в 1 л, и электродом сравнения, измеренная в нормальных условиях. В 106 качестве электрода сравнения, как правило, используют нормальный водородный электрод, потенциал которого принимается равным нулю. Нормальный водородный электрод представляет собой платиновый электрод, покрытый тонко измельченной платиной, погруженный в раствор HCl, и омывается пузырьками газообразного водорода, продуваемого через раствор (рис. 14.5). Платиновый электрод адсорбирует на своей поверхности водород, образуя водородный мешочек. Электролит водородного электрода в расчете на 1000 г воды содержит 43,18 г соляной кислоты, а обтекающий его поток водорода имеет давление 1 кгс/см2. Потенциал нормального водородного электрода принимается равным нулю. Рис. 14.5. Нормальный водородный электрод Равновесные потенциалы различных электродов в растворах собственных солей, в которых концентрация равна единице, измеренные относи107 тельно нормального водородного электрода, называются нормальными потенциалами. Они образуют нормальный электрохимический ряд напряжений, по которому можно определить, какой из пары взятых металлов будет разрушаться (служить анодом) и степень опасности коррозийного процесса. Электрохимический ряд напряжений представлен в виде табл. 14.1. Электрохимические потенциалы являются мерой, позволяющей оценить способность металла к переходу в раствор в виде ионов. Чем отрицательнее потенциал металла, тем менее прочно он удерживает свои ионы и тем более склонен к коррозии. Положительные значения потенциалов указывают на коррозионную стойкость металлов (благородность). Металлы, стоящие в таблице выше водорода, положительны по отношению к раствору и принимают из раствора положительные ионы. Таблица 14. 1 Стандартные электродные потенциалы металлов Металл Литий Калий Барий Стронций Кальций Натрий Магний Алюминий Марганец Хром Цинк Железо Марганец Никель Олово Свинец Ионы Li+ K+ Ba+ Sr+ Са2+ Nа2+ Мg2+ Al3+ Мn2+ Сr3+ Zn2+ Fe2+ Мn3+ Ni2+ Sn2+ Pb2+ Потенциал, В - 3,045 - 2,925 - 2,900 - 2,890 - 2,800 - 2,714 - 2,370 - 1,660 - 1,180 - 0,913 - 0,762 - 0,440 - 0,283 - 0,250 - 0,140 - 0,130 108 Металл Железо Водород Олово Сурьма Мышьяк Висмут Медь Кобальт Медь Таллий Ртуть Палладий Иридий Платина Золото Золото Ионы Fe3+ Н+ Sn4+ Sb3+ Аs3+ Вi3+ Сu2+ Со3+ Сu+ Тl3+ Hg2+ Рd2+ Ir3+ Pt2+ Аu3+ Au+ Потенциал, В - 0,036 0,000 + 0,050 + 0,200 + 0,280 + 0,300 + 0,337 + 0,400 + 0,521 + 0,720 + 0,854 + 0,987 + 1,000 + 1,190 + 1,500 + 1,680 14.5. Электролиз. Химическое действие электрического тока Проведем небольшой опыт. В сосуд, содержащий раствор медного купороса (СuSO4), поместим два медных электрода и соединим их с источником постоянного электрического тока так, как показано на рис. 1.6. При этом, вокруг каждого электрода образуется двойной электрический слой: металл приобретет некоторый отрицательный, а раствор - соответственно положительный заряд. При замыкании выключателя между электродами А и В возникнет электрическое поле, под воздействием которого катионы Сu2+ начнут концентрироваться вокруг электрода В, а анионы SO42- - вокруг электрода А. Следовательно, потенциал электрода А, относительно раствора, станет более положительным, а электрода В - более отрицательным. При таком нарушении состояния динамического равновесия на электроде А преобладающей станет реакция ионизации (разрушение металла переход ионов металла в раствор), а на электроде В - реакция кристаллизации (восстановление металла - отбор ионов металла из раствора досаждение их на электроде), т.е. на электроде А: Сu  Сu2+ + 2e, на электроде В: Сu2+ + 2e  Сu. Причем электроны, образующиеся на электроде А, будут стекать к положительному полюсу источника тока, а электроны, расходующиеся на электроде В, будут пополняться за счет перетекания от отрицательного полюса источника тока. 109 Рис. 14.6. Схема проведения опыта Таким образом, между положительным и отрицательным полюсами источника тока возникнет электрический ток, сопровождающийся разрушением меди на электроде А и одновременным ее восстановлением из раствора на электроде В. Подобное прохождение электрического тока от внешнего источника через растворы и сопровождающиеся протеканием электрохимических реакций на электродах принято называть электролизом. Количество металла, перенесенного с одного электрода на другой, можно определить по формуле Фарадея для электролиза G  k  q T (14.6) где G - количество металла, г; q - электрохимический эквивалент металла, г/(Ачас); T - время прохождения тока, час. 110 Электрохимический эквивалент металла показывает, какое количество металла должно раствориться (или восстановиться) для поддержания в процессе электролиза определенной силы тока в течение определенного промежутка времени. Электрохимические эквиваленты некоторых металлов и сплавов приведены в табл. 1.2. Таблица 1.2 Электрохимические эквиваленты некоторых металлов и сплавов Металл (сплав) Электрохимический эквивалент, г/(Ачас) 1,22 1,04 0,45 0,335 0,446 Цинк Железо Магний Алюминий Сплав МЛ-4 14.6. Взаимодействие стали и почвенного электролита Согласно теории электрохимической коррозии разрушение металла обусловлено работой множества короткозамкнутых гальванических элементов, образующихся вследствие неоднородности среды и металла. При работе коррозийного элемента уменьшается разность начальных потенциалов, что сопровождается уменьшением коррозионного тока. Этот процесс называется поляризацией. Различают анодную и катодную поляризацию. При анодной поляризации, в случае усиленного растворения металла, ионы металла медленнее переходят в раствор, чем электроны отводятся в катодную область, и у поверхности электрода накапливаются положительные ионы металла, потенциал анода смещается в сторону положительных значений. Катодная поляризация сопровождается смещением потенциала электрода в отрицательную сторону и вызывается в основном малой скоростью электрохимической реакции соединения деполяризаторов с электронами. Участки, на которых растворяется металл, называются анодными, 111 на них ион-атомы железа переходят в раствор, а на катодных - ток выходит в грунт. Электрохимические процессы на аноде и катоде различны, но взаимосвязаны, и, как правило, самостоятельно не протекают. Такая связанная система называется коррозионным микроэлементом. На анодных участках осуществляется окисление с образованием ионов металла Fe2+, а на катодных - под влиянием кислорода образуется гидроокись (в результате кислородной деполяризации)   O2  2H 2O  4e  4 OH  . (14. 7) Ионы железа и гидроксила взаимодействуют и образуют нерастворимый осадок Fe(ОН)2, который разлагается на окись железа и воду: FeOH 2  Fe2O3  H 2O. (14. 8) Высвобождающиеся при окислении электроны от анодного участка по металлу изделия протекают к катоду и участвуют в реакции восстановления (рис.14.6). В некоторых случаях возможны сложные процессы коррозии при одновременном воздействии двух или более факторов. К ним относятся коррозия под напряжением, щелевая, коррозионная эрозия, коррозионная кавитация. Скорость коррозионных процессов зависит от многих факторов, связанных как со свойствами, составом и строением металлического материала, так и со свойствами среды и внешними воздействиями. Для стальных трубопроводов, уложенных в грунт, скорость разрушения зависит во многом от коррозионности грунта, в частности, от типа грунта, состава и концентрации веществ, содержания влаги, проникновения воздуха в грунт, структуры грунта, температуры и удельного сопротивления грунта, наличия в грунте бактерий, активизирующих коррозионные процессы. Оценивается коррозионная активность грунта по величине его удельного электросопротивления (чем меньше , тем выше степень коррозии). Важ- 112 ной характеристикой грунта является и водородный показатель рН среды (увеличение скорости коррозии при уменьшении рН). Fe I1 Fe +_2e H H H O O2 O Fe O2 Fe 1/2 Fe Fe Fe 1/2 Fe Fe O Fe Fe Катод Fe Грунт H Fe Fe O Fe Fe Fe Анод Fe Fe Fe Fe Fe Fe O O Fe Катод Рис. 14.7. Гальванический коррозионный элемент. Схема взаимодействия стали и почвенного электролита На интенсивность коррозии оказывает влияние неоднородность металла, механические напряжения, температуры и т.д. Неоднородность металла приводит к появлению коррозионных микроэлементов (микропар) в местах соприкосновения грунтов или в месте изменения физических свойств грунта. Коррозия может произойти и при образовании микропары из-за наличия макровключений – окалины, царапины, вмятины, наклепа, поперечных и продольных сварных швов, макроструктурной неоднородности физико-химических свойств почв (например, при неоднородном поступлении кислорода к поверхности трубопровода, расположенном под полотном дороги). Существенное влияние на скорость коррозии оказывает жизнедеятельность анаэробных бактерий, особенно в почвах, содержащих большее количество сульфатных солей. В этом случае происходит образование серной кислоты и усиление коррозионных процессов. 113 14.7. Способы защиты от коррозии Продлить срок службы трубопроводов и резервуаров можно, применяя следующие методы защиты: - изоляция поверхности металлических изделий от агрессивности среды, то есть использование пассивной защиты путем нанесения на поверхность металла слоя химически инертного относительно металла и агрессивной среды вещества с высокими диэлектрическими свойствами; - воздействие на металл с целью повышения его коррозионной устойчивости, которое может быть реализовано двумя способами - обработкой окислителями, вследствие чего на его поверхности образуется пленка из продуктов коррозии и нанесением на металлические конструкции из малостойкого металла тонкого слоя другого металла, который обладает меньшей скоростью коррозии в данной среде; - воздействие на окружающую среду с целью снижения ее агрессивности, то есть введение ингибиторов (замедлителей) коррозии; - использование электрохимической защиты (катодной, протекторной и дренажной). 15. ПРОТЕКТОРНАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ И РЕЗЕРВУАРОВ Протекторная защита (рис. 15.1) основана на использовании принципа гальванических пар. Если к стальному подземному сооружению подключить протектор из более электроотрицательного металла, чем сталь, то будет образована гальваническая пара, в которой защищаемое сооружение будет катодом, а протектор - анодом. Протекторную защиту называют катодной защитой гальваническими анодами. 114 Вследствие разности потенциалов протектор - металлическое сооружение в цепи протекторной установки возникает электрический ток, который, притекая на защищаемый объект, создает на нем потенциал более отрицательный, чем до подключения протекторной установки. Рис. 15.1. Схема протекторной защиты подземного трубопровода: 1 - трубопровод, 2 - соединительные провода, 3 - контрольноизмерительная колонка, 4 - протекторная установка При защитной разности потенциалов металлическое сооружение земля - 0,85 В по МЭС (медно-сульфатный электрод сравнения) на сооружении практически прекращаются коррозионные процессы. Протектор же под действием стекающих с него токов растворяется. 15.1. Протекторная защита трубопроводов Применение протекторов в проектах электрохимической защиты магистральных трубопроводов допускается только в групповых установках и грунтах с удельным электрическим сопротивлением не более 50 Омм. Расчет протекторной защиты трубопроводов сводится к определению длины защищаемого участка трубопровода L и срока службы протекторов Т. 115 Длину зоны действия защиты на изолированном трубопроводе можно определить с достаточной для инженерных расчетов точностью по следующей формуле L  Rиз   п  защ  1, R   min  ( 15.1) где Rиз – сопротивления изоляции трубопровода на единице длины, Омм; Rп – сопротивление растеканию тока с протектора, Ом; п – потенциал протектора до подключения его к трубопроводу, В; для магниевых протекторов п = - 1,6 В по МЭС; … - минимальный защитный потенциал. Сопротивление растеканию тока групповой протекторной установки при h >> la/4 и la >> da/2 определяется по формуле Rn  0,366   r la  N   в  2la 1 4h  la  d a   ln  ln  , ln  d a 2 4h  la  d  (15.2) где гр – удельное сопротивление грунта, окружающего протектор Омм; а – удельное сопротивление активатора, Омм; 0,2 Омм  а; da, la – соответственно диаметр и высота столба активатора, окружающего протектор; da – диаметр протектора; h – глубина установки протектора от поверхности земли до середины протектора; N – число протекторов в грунте; в – коэффициент, учитывающий взаимное экранирование вертикальных протекторов в группе. При защите трубопровода одиночными протекторами N = 1 и в = 1. Срок службы протекторной установки вычисляется по формуле Т G  u  n , q  Jn (15.3) где G – вес протекторной установки, кг.; q – теоретический электрохимический эквивалент материала протектора, кг/а год; Jп – сила тока в цепи протекторной установки, а; и – коэффициент использования протектора 116 (и = 0,95); п – КПД протектора (определяется в зависимости от анодной плотности тока). Анодная плотность тока определяется по формуле а  Jn , N   d n  ln  2  0,785  d n2   мА / дм 2 . (15.4) Здесь размеры тока протектора dп и lп подставляются в дм. Сила тока в цепи протекторной установки при подключении ее к трубопроводу определяется зависимостью Jn  защ min  ест   защ  1  min . п   Rn (15.5) Техническая характеристика протекторов, применяемых для защиты сооружения от коррозии, приведена в табл. 15.1. Таблица 15.1 Техническая характеристика комплексных протекторов ПМ-У Тип протектора ПМ-5У ПМ-10У ПМ-20У Размеры, мм Масса, кг электрода общие электрода общий условный высота высота диаметр диаметр 500 95 580 165 5 16 600 100 700 200 10 30 610 150 710 270 20 60 15.2. Протекторная защита днища стальных резервуаров от почвенной коррозии Стальные резервуары могут быть защищены как одиночными, так и групповыми протекторами (рис. 15.2). 117 Рис. 15.2. Схемы протекторной защиты: а - одиночными протекторами; б - групповыми сосредоточенными протекторами; 1 – резервуар; 2 – протекторы; 3 - контрольно-измерительные колонки; 4 - дренажный провод Одиночные протекторы применяются для резервуаров, площадь днищ которых не превышает 200 м2 (резервуары типа РВС-2000 включительно). При большей площади днища применяют групповые протекторные установки. При расчете протекторной защиты днищ РВС основной задачей является определение числа протекторов и срока их службы. В основу расчета положено достижение плотности тока в цепи «протекторрезервуар» защитной величины (табл. 15.2). При использовании табл. 15.2 нужно руководствоваться тем, что большему значению переходного сопротивления соответствует меньшее значение защитной плотности тока.Таблица 15.2 Защитная плотность тока для изолированного стального сооружения (в мА/м2) Переходное сопротивление изоляции, Омм2 более 10000 1000 - 10000 100 - 1000 10 - 100 менее 10 Удельное электросопротивление грунта, Омм 10 20 50 менее 1 менее 0,4 менее 0,2 1-2 0,4 - 1 0,2 - 0,5 2-5 1-2 0,5 - 1 5 - 15 2-5 1-2 более 15 более 5 более 2 118 Переходное сопротивление изоляции определяется по формуле R0  Rp  2  F , (15.6) где Rp-2 – переходное сопротивление «резервуар-грунт», Ом; F – площадь днища резервуара, м2. Rp  2  3  r , Д ( Д  b) (15.7) где Д – диаметр резервуара, м; b – расстояние между протектором и резервуаром, м; (b = 6  10 м). Сила тока, требующаяся для защиты днища резервуара J p  j  F. (15.8) Число протекторов N, которое необходимо для защиты днища, равно отношению силы тока Jпр, требуемой для защиты всего днища, к силе тока одного протектора N  J p / Jn. (15.9) Сила тока протектора определяется из выражения Jn   n   ест R p  2  Rn  Rnp , (15.10) где Rп – сопротивление растеканию тока с протектора, Ом; Rпр – сопротивление соединительного провода, Ом; п, ест – абсолютные значения потенциалов, В. Возможность защиты резервуаров магниевыми протекторами определяется неравенством J p  Rp  2  n  ест  1В. (15.11) При выполнении этого неравенства протекторная защита резервуара может быть осуществлена. 119 15.3. Расчет протекторной защиты с помощью групповых установок При расчете групповой протекторной установки, кроме параметров, определяемых для одиночного протектора, вычисляют также переходное сопротивление групповой протекторной установки, силу тока группы, расстояние между групповой протекторной установкой и резервуаром. Число протекторов в группе определяется методом последовательного приближения. Сначала рассчитывается приближенное число, которое затем уточняется Nn  Jr , 0,6  J n (15.12) где Jr – сила тока, которую необходимо получить от групповой протекторной установки, А; Jп – сила тока одиночного протектора, А. При защите днища резервуара одной протекторной установкой Jr = Jп. В общем случае Jr = Jр/n, где Jр – требующаяся сила тока защитного тока, а; n – число групповых протекторных установок. Сопротивление растеканию силы тока групповой протекторной установки Rn2 равно Rn 2  Rn , N n  в (15.13) где в – коэффициент экранирования. Сила тока групповой протекторной установки определяется зависимостью Jr  n  ест Rn 2  R p 2  Rnp 120 . (15.14) Число протекторов в группе Nн Nk  J  Nн . Jr (15.15) Если уточненное число протекторов в группе Nk отличается от первоначального определенного Nн более чем на 10%, то расчет Jr и Rn2 корректируется в соответствии с величиной. При расчете защиты изолированных битумным покрытием днищ резервуаров групповыми установками важно определить расстояние между протекторами и днищем у для того, чтобы на участках днища, близко расположенных к протекторам, не возникло высоких отрицательных потенциалов, которые могут вызвать отслаивание изоляции вследствие разряда ионов водорода J r  r нал 2 (max  J r  Rp 2 ) . (15.16) h у 1.0 10 l 10 l a 0.9 09 a 8 4 0.8 08 5 3 0.7 07 4 2 3 0.6 06 2 0.5 05 1 5 0.4 0.3 1.4 04 0.5 1 n 5 10 15 20 25 30 03 а – без засыпки n 5 10 15 20 25 б – в коксовой засыпке 121 30 16 09 09 a l l 10 Ql 1.5m 10 0.75 Рис. 15.3. Зависимость коэффициента экранирования вертикальных электродов от числа при различных отношениях a 10 08 08 5 4 07 07 3 4 3 06 06 2 2 05 05 1 5 04 03 n 5 10 15 20 25 а – горизонтальные электроды 1 04 1 30 03 n 5 10 15 20 25 30 б – вертикальные электроды из уголка без засыпки в коксовой засыпке Рис. 15.4. Зависимость коэффициента экранирования стальных электродов от их числа при различных отношениях 122 Таблица 15.3 Технические показатели резервуаров со стационарной крышей Номи минальный объем, м3 Полезная вместимость, м3 100 200 300 400 700 1000 2000 3000 5000 10000 15000 20000 99,7 206 336 426 764 960 2042 3200 4975 11000 15830 21540 Макси симальная высота взлива, м 5,68 5,68 7,0 7,0 10,0 11,29 11,35 11,35 14,37 17,25 17,23 17,23 Общая РасВысомасса ход та Диа- метал- стали стенки метр, локон- на 1м3 резерм струк- объевуара, ции, ма, м т кг 6,96 5,96 7,45 7,45 10,43 11,92 11,92 11,92 14,90 17,90 17,90 17,90 4,73 6,63 7,58 8,53 8,94 10,48 15,18 18,98 20,92 28,50 34,20 39,90 5,44 7,94 10,58 12,36 17,75 26,50 48,56 67,10 104,55 211,01 297,04 398,70 51,8 38,5 31,5 29,0 23,2 23,4 2,5 19,9 19,4 17,6 17,2 17,1 16. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ЗАЩИТЕ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ 16.1. Рекомендации по защите трубопроводов от внешней коррозии По результатам обследования коррозионного состояния промысловых трубопроводов на месторождениях Западной Сибири, проложенных подземно на глубинах 0,5-2,0 м, установлено, что основной причиной аварий является внутренняя коррозия (до 80 % случаев). Наружная коррозия наблюдается на оголённых участках трубопроводов, а основными причи123 нами этого являются недостаточная адгезия плёночной изоляции, наносимой в полевых условиях, и нарушение целостности изоляции в процессе укладки и эксплуатации трубопровода. Скорость коррозии на этих участках может достигать в грунтах естественной засолённости до 0,35 мм/год и выше там, где грунты заливаются минерализованной пластовой водой в результате аварий из-за внутренней коррозии . Для снижения вероятности образования таких участков с относительно высокой интенсивностью коррозионных процессов предпочтительнее применять трубы с заводской изоляцией. Защитная заводская изоляция представляет собой трехслойное покрытие, состоящее из грунтовочного слоя эпоксидной краски, адгезионного слоя термоплавкой полимерной композиции и покровного слоя из экструдированного термостабилизированного полиэтилена. Изоляционное покрытие соответствует требования. Толщина покрытия должна быть не менее 2,0 мм. Для наружной изоляции сварных стыков рекомендуется применять защитные термоусаживающиеся манжеты “ТЕРМА-СТМ” с замком ТермаЛКА согласно . Толщина покрытия должна быть не менее 2,0 мм. Нанесение изоляции должно производиться в соответствии с требованиями, на предварительно очищенную, нагретую и модифицированную поверхность труб. Для сохранения высокого начального качества наружного изоляционного покрытия трубопроводов в процессе строительства должны быть обеспечены повышенные требования к контролю всех технологических операций изоляционно-укладочных работ. Наиболее важными звеньями этого процесса является контроль адгезии и сплошности покрытия, подготовки траншеи, укладки и засыпки трубопровода, который должен выполняться в течение всего периода строительства трубопроводов. По окончании строительства каждого трубопровода рекомендуется проводить приемочный контроль состояния изоляции методом катодной поляризации. Па124 раметры этого контроля определяются исходя из требуемого электрического сопротивления изоляционного материала покрытия согласно. Для сохранения высокой эксплуатационной надежности промысловых трубопроводов в процессе эксплуатации необходимо производить: • мониторинг коррозии трубной стали; • контроль за состоянием изоляционного покрытия в процессе эксплуатации; • контроль за изменением минерализации грунтов и грунтовых вод по трассам трубопроводов, особенно на участках аварий; • контроль потенциалов труба-земля. Такой контроль состояния изоляционного покрытия, независимо от способа нанесения, будет способствовать повышению его качества и позволит обеспечить высокую обоснованность проектных решений по пассивной защите от наружной коррозии, поскольку гарантирует реальное сопротивление изоляции всей конструкции каждого технологического трубопровода, включая фитинги, переходы и т.д. 16.2. Рекомендации по защите трубопроводов от внутренней коррозии Аварии по причине внутренней коррозии могут наблюдаться на участках трубопроводов с установившимся однофазным режимом потока – агрессивная пластовая вода. Учитывая это рекомендуется предусмотреть использование для их сооружения стальных труб с повышенной коррозионной стойкостью (ПКС), например, труб Синарского трубного завода согласно из стали 20 «С». 125 Согласно требованиям ТУ изготовители труб с повышенной коррозионной стойкостью (ПКС) гарантируют скорость общей коррозии не более 0,5 мм/год и устойчивость к локальной коррозии. С учётом данных гарантий и вышеприведённой оценки агрессивности сред, срок безаварийной службы низконапорного нефтепровода с толщиной стенок 6-8 мм составит 6-8 лет. Он может оказаться и значительно меньше, так как пока нет убедительных статистических данных о коррозионной стойкости данных труб. Для увеличения срока эксплуатации трубопроводов необходимо применять ингибиторы коррозии по технологии постоянной дозировки. Выбор наиболее эффективного ингибитора коррозии производится на основе лабораторных испытаний. В настоящее время определяются антикоррозионные защитные свойства водорастворимых ингибиторов коррозии:«Сонкор 9601», «Сонкор 9701», «КорМастер 1035» и «SepacorES -3375» при их различных удельных дозировках (г/т) в соответствии Это позволяет получить более объективные данные по эффективности защиты ингибиторов коррозии, которые нашли применение на месторождениях Западной Сибири для защиты трубопроводных систем от внутренней коррозии. По результатам тестирования установлено, что опытные образцы ингибиторов коррозии «Сонкор 9601» и «Сонкор 9701» только при дозировках 50 г/т показали эффект защиты примерно 75 %. При содержании в воде растворенных О2 до 0,2 мг/л, СО2 до 100 мг/л и H2S=5 мл. показали не высокие защитные эффекты (менее 80 %) при удельных дозировках 50 г/т ингибиторы коррозии «Сонкор 9601» и «Сонкор 9701», в то время как дозировка ингибитора коррозии «Sepacor ES-3375» для более высокого уровня защитного эффекта составила 30 г/т. 126 16.3. Контроль эффективности защиты трубопроводов Методы контроля коррозии подразделяются на визуальный, гравиметрический, ультразвуковой, физико-химический (анализы перекачиваемой воды на содержание агрессивных компонентов и остаточное содержание ингибитора) и измерение поляризационного сопротивления. Визуальный контроль коррозии внутренней поверхности осуществляется при появлении перфорации, ремонтах трубопроводов или специальных проверках. Данный метод позволяет сделать заключение об общих причинах и характере коррозионного разрушения внутренней поверхности, его локализации и степени поражения трубопровода. В сочетании с измерениями фактической глубины повреждений осмотр дает наиболее объективную информацию и должен применяться при каждой возможности доступа к внутренней поверхности трубопровода. Гравиметрический контроль позволяет определять скорость общей коррозии. Для измерения ее применяются образцы свидетели, которые вводятся при помощи зонда в трубопровод без его остановки через лубрикаторное устройство, согласно [13]. Для объективной информации о скорости коррозии внутренней поверхности трубопровода целесообразно устанавливать образцы-свидетели в контрольных точках, расположенных в головной части на расстоянии от 50 до 100 м от насосов подачи воды на прогнозируемых коррозионноопасных участках линейной части трубопровода. При постоянной защите водовода по принятой технологии коррозионный контроль осуществляется один раз в 3 месяца в течение 14-28 суток. Результаты измерений скорости коррозии обрабатываются и эффективность защиты рассчитывается по [14]. Ультразвуковой контроль позволяет определять фактическую толщину стенки металла труб на специально выбранных и подготовлен127 ных для измерений коррозионноопасных (прогнозируемых) участках трубопровода. Для этих целей используются толщиномеры серии «Кварц», УТМ-20 (Япония), Д-meter ДМ-1 (Германия). Контроль поляризационного сопротивления позволяет определять скорость коррозии, исходя из величины поляризационного тока и потенциала поляризации. Технические характеристики приборов и приемы работы с ними приведены в [15]. Постоянный контроль за содержанием растворенных газов и измерения скорости коррозии позволяют достаточно точно оценить агрессивность транспортируемой среды для принятия оперативных и действенных мер по борьбе с коррозией. Пробы воды отбирать при снятии и постановке образцов-свидетелей в контрольных точках. Наиболее достоверный контроль эффективности ингибиторной защиты может быть получен в результате уменьшения числа коррозионных отказов защищаемого водовода при длительном применении ингибитора по выбранной технологии защиты. 128 17. ПРОТИВОКОРРОЗИОННАЯ ЗАЩИТА СЕПАРАТОРОВ И РВС Коррозия является одним из основных факторов, снижающих надежность и долговечность оборудования и сооружений в нефтегазовом комплексе, поэтому защита от коррозии занимает первостепенное значение. Это связано с тем, что металлические и конструкции, резервуары, емкости, эксплуатируются в условиях агрессивной промышленной среды, а так же с сокращением объемов строительства новых производственных мощностей и как следствие - необходимостью ремонта и ввода в эксплуатацию ранее действующих сооружений и оборудования, продления их срока службы. А преждевременный выход из строя по причине коррозии может сопровождаться большими экономическими и экологическими проблемами. 17.1. Выбор способа защиты Выбор способа защиты основывается на условиях эксплуатации сепараторов и резервуаров, согласно . Поверхности сепаратора контактируют: - наружная - с агрессивной газовоздушной средой, загрязненной солями, пылью, аэрозолями; - внутренняя - с водонефтяной эмульсией и нефтяным газом (верхняя часть поверхности); с минерализованной водой (нижняя часть поверхности на высоту до 1,3 м); с мехпримесями, выносимыми из пласта в виде песчаных и глинистых частиц. Поверхности резервуара контактируют: 129 - наружная - с агрессивной газовоздушной средой, загрязненной солями, пылью, аэрозолями; - внутренняя - с минерализованной пластовой водой (днище и нижний пояс), с сырой нефтью (2-7 пояса), с газовоздушной средой (верхний пояс и крыша). Таким образом наружные и внутренние поверхности сепараторов и резервуаров контактируют с сильноагрессивным воздействием среды. Существуют различные способы защиты от коррозии металлических сооружений представленных в таблице 17.1. Таблица 17.1 Защита строительных конструкций от коррозии Степень агрессивного воздействия среды на конструкции Сильноагрессивная Конструкции из углеродистой и низколегированной сталей а) термодиффузионное цинкование при толщине диффузионного слоя не менее 100 мкм с последующим окрашиванием лакокрасочными материалами группы IV* при толщине слоя t = 150 мкм (для конструкций морских сооружений в зоне периодического смачивания на 15-2 м. б) газотермическое напыление цинка или алюминия (t = 200-250 мкм) с последующим окрашиванием лакокрасочными материалами группы IV в) электрохимическая защита (протекторная) (в жидких средах) с последующим окрашиванием лакокрасочными материалами группы IV  г) окрашивание лакокрасочными материалами группы IV * К лакокрасочным материалам IV группы относятся: эпоксидные и полиуретановые лакокрасочные покрытия. 130 На сегодняшний день в нефтяной отрасли применяется устоявшийся ряд зарекомендовавших себя лакокрасочных антикоррозийных материалов. Эти материалы в основном импортного производства, и используются крупнейшими нефтяными компаниями мира. Стоимость работ по нанесению покрытий, по сравнению с традиционными схемами, практически не меняется. При этом рост общей стоимости покрытия, за счет стоимости ЛКМ, отстает от роста срока его службы. То есть высококачественные системы покрытий, срок службы которых составляет 10 – 15 лет, применять выгодно. Но реализовать эту выгоду можно только в том случае, если антикоррозийное предприятие, выполняющее защиту, строго соблюдает стандарт качества на всех этапах работ. Только тогда реальный срок службы покрытия будет не менее расчетного срока. Существующие руководящие документы позволяют осуществить выбор системы покрытия и технологической схемы антикоррозионной защиты табл. 17.2 и 17.3. Таблица 17.2 Покрытия для защиты от внутренней коррозии № п/п Материал 1 Грунт-эмаль Hempadur 15130 Грунт StelpantPU-Tank I Эмаль StelpantPU-Tank II Грунт Цинотан Эмаль Ферротан 2 3 Срок Толщина защиты, слоя, мкм лет 10 10 10 131 Колво слоев Стоимость 1 м² с НДС (руб.) 125 3 200 80 2 150 2 60 100 2 2 480 160 Фирмапроизводитель Hempel (Дания) Steelpaint GmbH (Германия) ВМП (Россия) Таблица 17.3 Покрытия для защиты от наружной коррозии № п/п 1 2 3 Материал Грунт StelpantPU-Tank I Промежуточный слой Stelpant-PUМica HS Эмаль StelpantPU-Cover UV Грунт Цинотан Промежуточный слой Политон-УР Эмаль ПолитонУР (УФ) Грунт Эпипрайм Эмаль Гамма-УР11 Срок Толщина защиты, слоя, мкм лет 80 10 10 10 Колво слоев Фирмапроизводитель 1 80 1 50 1 50 2 70 1 70 1 50 1 50 Стоимость 1 м² с НДС (руб.) 3 530 Steelpaint GmbH (Германия) 220 ВМП (Россия) 100 Гамма (Россия) Из таблиц 17.1 и 17.2 выбираем наиболее эффективный (по сроку эксплуатации и стоимости) материал: для наружной поверхности сепараторов и резервуаров: эпоксидная грунтовка Эпипрайм и эмаль Гамма-УР11; для внутренней поверхности грунтовка Цинотан и эмаль Ферротан Для защиты внутренних поверхностей днищ резервуаров, где отстаивается вода, необходимо предусматривать протекторную защиту совместно с лакокрасочными покрытиями. Протекторная защита включает в себя выбор и расстановку протекторов на окрашенную поверхность конструкции. 132 17.2. Нанесение лакокрасочного покрытия Технология нанесения лакокрасочного покрытия включает в себя выполнение следующих этапов работ: • подготовка металлической поверхности; • технология нанесения покрытия; • контроль отвержденного покрытия; • составление акта на выполненные (скрытые) работы. Подготовка поверхности под окраску Наружная поверхность металлоконструкции тщательно очищается от сварочных брызг, продуктов коррозии и окалины, т.е. при осмотре невооруженным глазом окалина и ржавчина не обнаруживаются. Очищенная поверхность обеспыливается и обезжиривается смоченной в обезжиривателе (уайт-спирит, раств. N 646, нефрас и т.п.) ветошью. Интервал между очисткой поверхности и окрашиванием в соответствии с должен составлять не более 6 ч. Шероховатость поверхности должна составлять 40-60 мкм. После осмотра подготовленной поверхности комиссией составляется акт на скрытые работы, отражающий качество подготовки поверхности к проведению работ по нанесению защитного покрытия. Композиция – грунтовка Эпипрайм и эмаль Гамма-УР-11 наносится на подготовленную поверхность в следующей последовательности: грунтовка – 1 слой, после ее высыхания наносится 3 слоя эмали. Технология нанесения и режим сушки каждого слоя определяется нормативно-технической документацией с учетом условий окружающей среды. Грунтовку и покрывные слои эмали рекомендуется наносить за один проход. 133 Температура окружающего воздуха при нанесении покрытия от 0 ºС до +35 ºС при влажности воздуха от 40% до 80 %. После отверждения покрытия производят контроль. После полного отверждения покрытия время выдержки окрашенного резервуара до ввода в эксплуатацию составляет не менее 7 суток при температуре окружающей среды 20 ºС. При более низких температурах время выдержки увеличивается и определяется нормативно-технической документацией на применяемый материал. Хранить грунтовку, промежуточное покрытие и эмаль необходимо в плотно закрытой таре, при температуре от +5 ºС до +30 ºС, исключив попадание на нее прямых солнечных лучей и влаги. Расход лакокрасочных материалов, материалов на противокоррозионную защиту всей наружной поверхности и объем основных противокоррозионных работ в резервуаре приведены в табл. 17.4, 17.5, 17.6. Схема окраски наружной поверхности: грунтовка Эпипрайм – эмаль Гамма-УР-11 – 50 мкм (1 слой); 150 мкм (3 слоя х 50 мкм) толщина всего покрытия – 200 мкм. Таблица 17.4 Расход лакокрасочных материалов Номинальная ве- Теоретический Практический расход личина толщины расход ЛКМ для ЛКМ (с суммарным ко эф. потерь К=1,3) для обеспечения Наименование ЛКМ срой пленки номинальной обеспечения номиналь(ТСП) в схеме, 2 ТСП, г/м ной ТСП, г/ме мкм. Эпипрайм 50 245 350 ГАММА-УР-11 150 364 520 134 Примечание: Суммарный коэффициент потерь К уточняется на месте проведения противокоррозионных работ. Расход материалов на защиту всей наружной поверхности в сепараторе и резервуаре приведены в таблицах 17.5, 17.6. Таблица 17.5 Расход материалов на противокоррозионную защиту наружной поверхности сепаратора V=25 м³ (площадь 85 кв.м) Наименование материалов Расход на 1 м² Расход, кг 1. Абразивный материал (купрошлак, граншлак) 35 2975 на обработку наружной поверхности 2. Обезжириватель уайт-спирит (Нефрас Сч-155/200) для обработки поверхно0,33 28 сти 3. Грунтовка Эпипрайм 0,35 30 4. Эмаль Гамма-УР-11 0,52 44 5. Ветошь 0,05 5 Таблица 17.6 Расход материалов на противокоррозионную защиту наружной поверхности резервуара V=2000 м³ (площадь 1363 кв.м) Наименование материалов 1. Абразивный материал (купрошлак, граншлак) на обработку наружной поверхности 2. Обезжириватель уайт-спирит (Нефрас Сч-155/200)для обработки поверхности 3. Грунтовка Эпипрайм 4. Эмаль Гамма-УР-11 5. Ветошь 135 Расход на 1 м² Расход, кг 35 47705 0,33 450 0,35 0,52 0,05 477 709 68 Окраска внутренней поверхности Композиция – грунтовка Цинотан и эмаль Ферротан наносится на подготовленную поверхность в следующей последовательности: грунтовка – 1 слой, после ее высыхания наносится 2 слоя эмали. Технология окраски внутренней поверхности, такая же как и для наружной поверхности. Расход лакокрасочных материалов, материалов на противокоррозионную защиту всей наружной поверхности и объем основных противокоррозионных работ в резервуаре приведены в табл. 17.7, 17.8, 17.9. Схема окраски внутренней поверхности: грунтовка Цинотан – 120 мкм (2 слоя х 60 мкм); эмаль Ферротан – 200 мкм (2 слоя х 100 мкм); толщина всего покрытия – 400 мкм. Таблица 17.7 Расход лакокрасочных материалов Номинальная ве- Теоретический Практический расход личина толщины расход ЛКМ для ЛКМ (с суммарным ко обеспечения эф. потерь К=1,3) для Наименование ЛКМ срой пленки номинальной обеспечения номиналь(ТСП) в схеме, ТСП, г/м2 ной ТСП, г/ме мкм. Цинотан 120 340 442 ФЕРРОТАН 400 430 560 Примечание: Суммарный коэффициент потерь К уточняется на месте проведения противокоррозионных работ и согласуется с Заказчиком. 136 Таблица 17.8 Расход материалов на противокоррозионную защиту внутренней поверхности сепаратора V=25 м³ (площадь 93 кв.м) Наименование материалов 1. Абразивный материал (метал. песок, дробь) на обработку наружной поверхности 2. Обезжириватель уайт-спирит (Нефрас Сч-155/200) для обработки поверхности 3. Грунтовка Цинотан 4. Эмаль Ферротан 5. Ветошь Расход на 1 м² Расход, кг 9,11 848 0,33 31 0,441 0,56 0,05 41 53 5 Таблица 17.9 Расход материалов на противокоррозионную защиту внутренней поверхности V=2000 м³ (площадь 1053 кв.м) Наименование материалов 1. Абразивный материал (метал. песок, дробь) на обработку наружной поверхности 2. Обезжириватель уайт-спирит (Нефрас Сч-155/200) для обработки поверхности 3. Грунтовка Цинотан 4. Эмаль Ферротан 5. Ветошь Расход на 1 м² Расход, кг 9,11 529 0,33 19 0,441 0,56 0,05 465 590 53 Последовательность окраски внутренней поверхности резервуара такая же, как и при пескоструйной обработке: верхняя часть, боковые поверхности, внутренние металлоконструкции, нижняя часть. Каждый последующий слой лакокрасочного материала наносится после высыхания предыдущего до состояния не прилипания пыли а на днище - до твердого состояния. 137 17.3.Условия эксплуатации покрытия сепараторов и резервуаров Для сохранения защитной стойкости покрытия заполнение после сдачи в эксплуатацию производить при температуре наружного воздуха не ниже 0 ºС. Допускается, в исключительных случаях, один-два раза за период эксплуатации с данным покрытием, заполнение производить при температуре не ниже минус 10 ºС. Температура эксплуатации покрытия, нанесенного на внутреннюю поверхность, не должна превышать +50 ºС. Во время пропарки температура поверхности не должна превышать + 60 ºС, согласно [20]. Промывку производить водой с температурой не выше + 55 ºС. После выполнения всех работ по очистке и испытанию нарушенное покрытие восстановить. 17.4. Контроль эффективности противокоррозионной защиты Выборочное обследование производится не реже одного раза в 4 года (полное не реже одного раза в 8 лет), для оценки технического состояния коррозионных повреждений поверхностей и их влияние на прочность конструкции, полученных по результатам диагностирования. Кроме того, должно быть предусмотрено периодическое освидетельствование всей поверхности не реже одного раза в 5 лет для выявления коррозионных повреждений и участков внутренней поверхности с разрушившимися лакокрасочными покрытиями и при необходимости восстановление защитных покрытий. 138 17.5. Обоснование протекторной защиты резервуаров типа РВС Резервуары типа РВС являются металлоемкими сварными сооружениями цилиндрической формы диаметром от 5 до 50 м и высотой от 6 до 18 м с большой площадью защищаемой поверхности, достигаемой, например, в нашем случае, для днища резервуара РВС-2000 -181 м2. Резервуары изготавливаются из углеродистых или низколегированных сталей, обычно из марганцовистой стали марки 09Г2С, с толщиной стенки от 7 до 12 мм. Днище и часть боковых стенок резервуаров в процессе эксплуатации находятся в постоянном контакте с пластовой или подтоварной водой, имеющей, как правило, нейтральный характер (рНб-8). Общая минерализация пластовой и подтоварной воды может в подавляющем большинстве случаев находится в пределах 10-35 г/л. Температура пластовой и подтоварной воды также может изменяться в широком интервале от 10 до 70°С, но, как правило, в работающих резервуарах - отстойниках составляет 40-45°С. Высокое содержание хлоридов и повышенная температура пластовой и подтоварной воды, а также наличие в ней во многих случаях сероводорода, определяют ее высокую коррозионную активность. Проблема коррозии нефтегазопромыслового оборудования, в том числе внутренней поверхности резервуаров-отстойников и резервуаров для хранения товарной нефти и нефтепродуктов, обостряется с каждым годом и вызывается в первую очередь все большей степенью обводнения добываемой нефти. Изменился и минерализованный состав пластовых вод в сторону повышения их коррозионной активности. Сильным стимулятором коррозии является содержащийся в пластовой и подтоварной водах сероводорода. Образующийся в его присутствии сульфид железа является эффективным катодом, усугубляющим язвенный характер коррозии днища и боковых стенок резервуаров. 139 Эти обстоятельства в значительной степени изменили характер коррозионных разрушений резервуаров. На фоне общего коррозионного износа, который для углеродистых и низколегированных сталей составляет 0,20,3 мм/год, увеличилась доля коррозионных разрушений язвенного характера, скорость которых достигает 3-5 мм/год и более, что во многих случаях приводит к появлению сквозных разрушений уже через несколько лет эксплуатации резервуаров. Наибольшим коррозионным разрушением подвергается внутренняя поверхность днища и нижний пояс вертикальных стенок резервуаров . Такие высокие скорости коррозии вызывают преждевременный выход из строя оборудования, остановки технологического цикла очистки нефти и проведение трудоемких ремонтных работ. Межремонтный период работы незащищенных резервуаров в результате коррозии снижается до 23 лет. В результате коррозионных разрушений может происходить разлив нефти, предприятия несут убытки за экологические штрафы, за дополнительные работы по очистке загрязненной местности и т.д. Поэтому вопрос защиты от коррозии оборудования для добычи и хранения нефти стоит очень остро и требует немедленного разрешения. Одним из наиболее эффективных способов защиты металлов от коррозии в подтоварной и пластовой водах, также как и морской воде, является электрохимическая протекторная защита. Электрохимическая защита металлов от коррозии, как известно, основана на использовании замечательного явления - прекращения коррозии металлов под действием постоянного электрического тока. Поверхность любого металла, как известно, гальванически неоднородна, что и является основной причиной его коррозии в растворах электролитов, к которым относятся пластовые и подтоварные воды. При этом разрушаются только участки поверхности металла с наиболее отрицательным потенциалом (аноды), с которых ток стекает во внешнюю среду, а участки металлов с более положительным потенциалом 140 (катоды), в которые ток втекает из внешней среды, не разрушаются. 'Механизм действия электрохимической защиты заключается в превращении всей поверхности защищаемой металлической конструкции в один общий неразрушающий катод. Анодами при этом будут являться подключенные к защищаемой конструкции электроды из более электроотрицательного металла - протекторы. Поэтому такая электрохимическая защита называется протекторной. Электрический защитный ток при протекторной защите получается вследствие работы гальванической пары протектор-защищаемая конструкция. При своей работе протекторы постепенно изнашиваются (анодно растворяются), защищая при этом основной металл, поэтому за рубежом протекторы называют «жертвенными» анодами. Электрохимическая защита является единственно эффективным средством против наиболее опасных локальных видов коррозии металлов (питтинговой, язвенной, щелевой, контактной, межкристаллитной, коррозионного растрескивания) и при этом предотвращает дальнейшее развитие уже имеющихся коррозионных разрушений, т.е. она одинаково эффективна как для строящихся, так и для находящихся в эксплуатации объектов Протекторная защита часто применяется совместно с лакокрасочными покрытиями. Такое сочетание пассивной защиты, какой является покрытие, и активной защиты, к которой относится протекторная защита, позволяет уменьшить расход протекторов и тем самым увеличить срок их службы, обеспечить более равномерное распределение защитного тока по поверхности защищаемых конструкций и, наконец, компенсировать все дефекты покрытия, связанные с неизбежным его разрушением при монтаже, транспортировке и в процессе эксплуатации, в т.ч. вследствие естественного старения (набухания, вспучивания, растрескивания, отслаивания). Защитный ток от протекторов идет именно на те участки поверхности металла, где нарушена сплошность покрытия, достигая всех затененных участков, щелей и зазоров и предотвращая коррозию оголившегося 141 металла. При этом следует отметить, что на оголенной поверхности металла при его катодной поляризации в морской, пластовой и подтоварной водах выпадает катодный солевой осадок, состоящий из нерастворимых солей кальция и магния и играющий роль дополнительного покрытия. Указанные достоинства электрохимической протекторной защиты, как известно, обеспечили ее самое широкое применение для протекторной защиты от коррозии внутренней поверхности резервуаров типа РВС в пластовой и подтоварной водах. Практически же протекторы изготовляют только из материалов, удовлетворяющих следующим требованиям: • разность потенциалов материала протектора и железа (стали) должна быть как можно больше; • ток, получаемый при электрохимическом растворении едини- цы массы протектора (токо отдача), должен быть максимальным; • отношение массы протектора, израсходованной на создание защитного тока, к общей потере массы протектора (коэффициент использования) должно быть наибольшим. Данным требованиям в наибольшей степени удовлетворяют магний, цинк и алюминий [1]. 17.6. Выбор материала протектора Для защиты от коррозии в пластовой и подтоварной воде внутренней поверхности нефтяных резервуаров типа РВС наиболее целесообразно использовать протекторы на цинковой основе марки ЦП1, производство АК «Радикал» г. Челябинск. Этот протекторный сплав был разработан в ЦНИИ КМ «Прометей» и предназначался для изготовления протекторов, используемых для защиты от коррозии внутренней поверхности грузовых и грузобалластных танков 142 нефтеналивных судов, к которым предъявляются жесткие требования по взрывопожаробезопасности. Сплав марки ЦП1 был всесторонне изучен на его взрывопожаробезопасность с привлечением ряда специализированных организаций, занимающихся этими вопросами, и, в частности, Всесоюзного научноисследовательского института техники безопасности (ВНИИТБ). Было установлено, что в отличие от протекторов из магниевых и алюминиевых сплавов протекторы из цинкового сплава при ударе о стальную конструкцию не дают искры. Кроме того при анодном растворении протекторов из цинкового сплава практически не выделяется водород, который сам способен создать взрывопожароопасную среду. Одновременно было исследовано влияние протекторов из цинковых сплавов на кондиционную сохранность нефтей и нефтепродуктов. Было установлено, что при анодном растворении протекторов из цинкового сплава ЦП1 не происходит загрязнения рабочей среды и эти протекторы не влияют на кондиционную сохранность нефтей и темных нефтепродуктов, в отличии от протекторов из алюминиевых сплавов. На основании результатов проведенных исследований протекторы из цинкового сплава марки ЦП1 были допущены к применению и были включены в разработанный ЦНИИ КМ «Прометей» нормативный документ и имеют химический состав, приведенный в таблице 17.10. Таблица 17.10 Состав цинкового сплава ЦП1 Содержание элементов, % Основные компоненты Примеси, не более Алюминий Цинк Железо Медь Свинец 0,4-0,6 Остальное 0,0015 0,001 0,0054 143 17.7. Расчет количества протекторов Произведем расчет количества протекторов для неокрашенной и окрашенной внутренней поверхности РВС при различной минерализации пластовой воды. Расчет протекторной защиты, как известно, заключается в определении количества протекторов выбранного типоразмера, при работе которых на защищаемой металлической поверхности будет обеспечена требуемая величина тока катодной поляризации. Проведенные исследования ЦНИИ КМ «Прометей» было установлено, что для обеспечения электрохимической защиты от коррозии в морской и в близких по составу проводящих агрессивных средах, в том числе пластовой и подтоварной воде, плотность защитного тока для неокрашенной углеродистой и низколегированной стали должна быть не менее 0,06 А/м2, а для окрашенной стали - не менее 0,02 А/м2 . Требуемые типоразмеры протектора выбираются из условия обеспечения заданного срока службы протекторной защиты, который должен составлять 5 лет при неокрашенной внутренней поверхности резервуаров и 10 лет - при окрашенной поверхности. Срок службы протекторов определяется величиной силы тока, который стекает с протектора при его гальваническом взаимодействии с защищаемой стальной конструкцией и который, в свою очередь, зависит от удельной электропроводности пластовой и подтоварной воды. Протекторную защиту от коррозии резервуаров при общей минерализации пластовой и подтоварной воды в пределах от 10 до 35 г/л, то для проведения расчетов таких типовых систем протекторной защиты целесообразно разбить эти пределы изменения минерализации на два диапазона: первый от 10 до 20 г/л и второй от 21 до 35 г/л. Температура пластовой и подтоварной воды внутри резервуаров примем около 40°С. Эта величина температуры и была принята при установлении расчетных значений удельной электропровод144 ности пластовой воды. Исходя из этого расчетная величина удель- ной электропроводности пластовой и подтоварной воды с общей минерализацией в пределах первого диапазона (от 10 до 20 г/л) была принята равной 2,5 Ом/м,. а электропроводность воды с общей минерализации ей в пределах второго диапазона (от 21 до 35 г/л) принята равной 4 Ом/м, согласно . Эти значения удельной электропроводности были приняты при расчетах протекторной защиты боковых стенок резервуаров, которые в процессе эксплуатации контактируют в основном с пластовой и подтоварной водой. Что касается днищ резервуаров, то основное время эксплуатации они будут находиться в контакте с песчано-парафиновыми отложениями, удельная электропроводность которых, как показали проведенные исследования, приближенно может быть принята равной 1/2 от удельной электропроводности находящейся в резервуарах пластовой и подтоварной воды. Исходя из этого при расчете протекторной защиты внутренней поверхности днищ резервуаров удельная электропроводность песчанопарафиновых отложений была принятой равной 1,2 Ом/м для первого диапазона изменения общей минерализации воды (10-20) Г/JI и 2,0 Ом/м для второго диапазона (21-35) г/л. Величина удельного поверхностного сопротивления лакокрасочного покрытия для окрашенной внутренней поверхности резервуаров будет уменьшаться в процессе эксплуатации по мере разрушения покрытия и его частичного замещения катодным солевым осадком. Как показывает опыт применения протекторной защиты судовых балластных и грузобалластных танков, окрашенных с применением эпоксидных, виниловых и полиуретановых лакокрасочных материалов средняя расчетная величина удельного поверхностного сопротивления лакокрасочного покрытия за заданный 145 срок службы протекторов 10 лет может быть принята равной с некоторым запасом 10 Ом-м2. Рекомендованный для защиты РВС протектор типа П-КОЦ-18 имеет призматическую форму, скошенную кверху по краям. Габаритные размеры протектора (не считая выступающей арматуры) 500x100x60 мм. Масса протектора 18 кг. Для крепления к защищаемой металлической конструкции протектор имеет стальную оцинкованную арматуру, залитую в тело протектора при его изготовлении. Арматура выполняется в виде полосы шириной 40 мм и толщиной 10 мм, вытянутой вдоль тела протектора. Арматура выступает за края протектора на 50 мм с каждой стороны. Рассмотрим 4 случая определения количества протекторов для окрашенной и неокрашенной поверхности при минерализации 10-20 г/л и 21-35 г/л соответственно для РВС-2000 м³ с максимальным уровнем воды 2 м. 1. Случай 1. Внутренняя поверхность резервуара не окрашена. Общая минерализации пластовой (подтоварной) воды находится в диапазоне 10-20 г/л. Для рассматриваемого случая удельная катодная поляризуемость неокрашенной стальной поверхности резервуара, как указывалось выше, может быть принята равной р =2 Ом•м . Расчетная величина удельной электропроводности пластовой (подтоварной) воды для указанного диапазона ее минерализации принимается равной γ =2,5 Ом/м, a удельная электропроводность песчано-парафиновых отложений принимается равной γ = 1,2 Ом/м. При неокрашенной внутренней поверхности резервуара срок службы протекторов согласно требованию должен составлять 5 лет, исходя из чего сила тока одного протектора типа П-КОЦ-18 должна составить 146 I= G  0,8    , 8760  Т ( 17.1) где: I - сила тока протектора, А; G — масса протектора, кг; 0,8 — коэффициент использования протекторного сплава за расчетный срок службы протектора; А - удельная теоретическая токоотдача протекторного сплава, Ач/кг; η - коэффициент полезного использования протекторного сплава; 8760 - количество часов в году; Т- срок службы, лет. Подставляя в формулу ( 17.1) известные значения входящих в нее параметров (G = 18 кг; А = 820 А-ч/кг; η=0,95),находим силу тока протектора при его сроке службы 5 лет I= 18  0,8  0,95  820 = 0,256 А. 8760  5 Площадь внутренней поверхности резервуара, приходящаяся на один протектор, при котором его сила тока будет равна полученным значениям, может быть найдена с использованием известной формулы для расчета силы тока протектора, полученной из баланса напряжений электрической цепи протекторной защиты Ii = R  E ,   Si (17.2) где: Ii - сила тока одного протектора, А; Е — электродвижущая сила гальванической пары протектор - защищаемая конструкция (для протектора из цинкового сплава марки ЦП1 и стального резервуара Е = 0,35В); R - сопротивление растекания протектора, Ом; 147 р - удельная катодная поляризуемость неокрашенной внутренней поверхности резервуара Ом • м ; Si - площадь внутренней поверхности резервуара (днища или боковой стенки), защищаемая одним протектором, м2. Из формулы ( 17.2) находим площадь защищаемая одним протектором, м2 Сопротивление растекания протектора в подтоварной воде при общей минерализации 10-20 г/л составляет Rb = 0,42, а сопротивление растекания тока протектора в песчано-парафинистых отложениях,Rот = 0,88 Ом. 0,256 = 0,35 2 0,88  Si (д) , откуда Si(д) = 4,1 м². Аналогичным образом находим площадь поверхности боковой стенки на высоту 2 м, защищаемую одним протектором при его расположении на боковой стенке: 0,256 = 0,35 2 0,42  Si (б ) , откуда Si(б) = 2,1 м². . Находим количество протекторов, необходимых для защиты днища резервуара: N1 = Sд , Si (д) ( 17.3) Si(д) = π•R², ( 17.4) где: R – радиус РВС-2000 Si(д) 3,14 •7,59² = 181 м² 148 Тогда N1 = 181 = 45 шт. 4,1 Найдем количество протекторов для защиты боковой стенки на высоту 2 м.: N2 = Sб , Si (б ) ( 17.5) Si(б) = 2π•R•Н, ( 17.6) где: Н – уровень пластовой воды Si(б) = 95,33 м³ Тогда N2 = 95,33 = 46 шт. 2,1 Сделаем проверку на получаемую при таком количестве протекторов величину плотности на поверхности днища резервуара Iд = Ii , Si (д) Iд = ( 17.7) 0,256 = 0,0624 А/м² 4,1 На боковой стенке резервуара: Iд = 0,256 = 0,121 А/м² 2,1 Как видно, полученные значения плотности защитного тока превышают указанную выше минимальную величину защитной плотности тока неокрашенной стали в спокойной пластовой и подтоварной воде, состав149 ляющую 0,01 А/м², т.е. рассчитанная система протекторной защиты обеспечит эффективное предотвращение коррозии неокрашенной внутренней поверхности резервуара при срок службы протекторов 5 лет. Общее количество протекторов, необходимых для защиты от коррозии резервуара РВС-2000 с неокрашенной внутренней поверхностью при общей минерализацией пластовой или подтоварной воды в диапазоне 10-20 г/л составляет: N = N1 + N2 = 45 + 46 = 91 шт. 2. Случай 2. Внутренняя поверхность резервуара не окрашена. Общая минерализации пластовой (подтоварной) воды находится в диапазоне 21-35 г/л. Для рассматриваемого случая удельная катодная поляризуемость неокрашенной стальной поверхности резервуара, как указывалось выше, может быть принята равной р =2 Ом•м . Расчетная величина удельной электропроводности пластовой (подтоварной) воды для указанного диапазона ее минерализации принимается равной γ = 4 Ом/м, a удельная электропроводность песчано-парафиновых отложений принимается равной γ = 2 Ом/м. Сопротивление растекания протектора в подтоварной воде при общей минерализации 21-35 г/л, согласно [3] составляет Rb = 0,26, а сопротивление растекания тока протектора в песчанопарафинистых отложениях, Rот = 0,52 Ом. При неокрашенной внутренней поверхности резервуара срок службы протекторов согласно требованию должен составлять 5 лет, исходя из чего сила тока одного протектора типа П-КОЦ-18 должна составить по формуле 150 I= 18  0,8  0,95  820 = 0,256 А 8760  5 Найдем площадь формуле защищаемая одним протектором, м2 ( ), 0,35 0,256 = 0,52  2 Si (д) откуда Si(д) = 2,36 м². Аналогичным образом находим площадь поверхности боковой стенки на высоту 2 м, защищаемую одним протектором при его расположении на боковой стенке: 0,256 = 0,35 2 0,26  Si (б ) , откуда Si(б) = 1,8 м². . Находим количество протекторов, необходимых для защиты днища резервуара по формуле ( 17.2): N1 = Sд Si (д) Тогда N1 = 181 2,36 = 77 шт. Найдем количество протекторов для защиты боковой стенки на высоту 2 м по формуле N2 = Sб Si (б ) Тогда 151 N2 = 95,33 = 53 шт. 1,8 Сделаем проверку на получаемую при таком количестве протекторов величину плотности на поверхности днища резервуара по формуле (4.6). Iд = Ii 0,256 = = 0,108 А/м² 2,36 Si (д) На боковой стенке резервуара: Iд = 0,256 Ii = = 0,142 А/м² 1,8 Si (б ) Как видно, полученные значения плотности защитного тока превышают указанную выше минимальную величину защитной плотности тока неокрашенной стали в спокойной пластовой и подтоварной воде, составляющую 0,01 А/м², т.е. рассчитанная система протекторной защиты обеспечит эффективное предотвращение коррозии неокрашенной внутренней поверхности резервуара при срок службы протекторов 5 лет. Общее количество протекторов, необходимых для защиты от коррозии резервуара РВС-2000 с неокрашенной внутренней поверхностью при общей минерализацией пластовой или подтоварной воды в диапазоне 21-35 г/л составляет N = N1 + N2 = 77 + 53 = 130 шт. 3. Случай 3. Внутренняя поверхность резервуара окрашена. Общая минерализации пластовой (подтоварной) воды находится в диапазоне 1021 г/л. 152 Для рассматриваемого случая удельная катодная поляризуемость окрашенной стальной поверхности резервуара, как указывалось выше, может быть принята равной р =10 Ом•м . Расчетная величина удельной электропроводности пластовой (подтоварной) воды для указанного диапазона ее минерализации принимается равной γ = 2,5 Ом/м, a удельная электропроводность песчано-парафиновых отложений принимается равной γ = 1,2 Ом/м. Сопротивление растекания протектора в подтоварной воде при общей минерализации 10-21 г/л, согласно [3] составляет Rb = 0,42, а сопротивление растекания тока протектора в песчано-парафинистых отложениях,Rот = 0,88 Ом. При окрашенной внутренней поверхности резервуара срок службы протекторов согласно требованию должен составлять 10 лет, исходя из чего сила тока одного протектора типа П-КОЦ-18 должна составить I= 18  0,8  0,95  820 = 0,128 А 8760  10 Найдем площадь формуле защищаемая одним протектором, м2, 0,128 = 0,35 10 0,88  Si (д) откуда Si(д) = 5,4 м². Аналогичным образом находим площадь поверхности боковой стенки на высоту 2 м, защищаемую одним протектором при его расположении на боковой стенке: 153 0,128 = 0,35 , 10 0,42  Si (б ) откуда Si(б) = 4,3 м². . Находим количество протекторов, необходимых для защиты днища резервуара: Sд , Si (д) N1 = тогда N1 = 181 = 34 шт. 5,4 Найдем количество протекторов для защиты боковой стенки на высоту 2 м Sб , Si (б ) N2 = тогда N2 = 95,33 = 24 шт. 4,3 Сделаем проверку на получаемую при таком количестве протекторов величину плотности на поверхности днища резервуара Iд = Ii 0,128 = = 0,024 А/м². Si (д) 5,4 На боковой стенке резервуара: Iд = Ii 0,128 = = 0,03 А/м² Si (б ) 4,3 154 Как видно, полученные значения плотности защитного тока превышают указанную выше минимальную величину защитной плотности тока неокрашенной стали в спокойной пластовой и подтоварной воде, составляющую 0,01 А/м², т.е. рассчитанная система протекторной защиты обеспечит эффективное предотвращение коррозии окрашенной внутренней поверхности резервуара при срок службы протекторов 10 лет. Общее количество протекторов, необходимых для защиты от коррозии резервуара РВС2000 с неокрашенной внутренней поверхностью при общей минерализацией пластовой или подтоварной воды в диапазоне 10-21 г/л составляет: N = N1 + N2 = 34 + 24 = 57 шт. 4. Случай 4. Внутренняя поверхность резервуара окрашена. Общая минерализации пластовой (подтоварной) воды находится в диапазоне 2135 г/л. Для рассматриваемого случая удельная катодная поляризуемость окрашенной стальной поверхности резервуара, как указывалось выше, может быть принята равной р =10 Ом•м . Сопротивление растекания протектора в подтоварной воде при общей минерализации 10-21 г/л, согласно [3] составляет Rb = 0,26, а сопротивление растекания тока протектора в песчано-парафинистых отложениях,Rот = 0,52 Ом. При окрашенной внутренней поверхности резервуара срок службы протекторов согласно требованию должен составлять 10 лет, исходя из чего сила тока одного протектора типа П-КОЦ-18 должна составить 155 I= 18  0,8  0,95  820 = 0,128 А 8760  10 Найдем площадь формуле защищаемая одним протектором, м2 0,128 = 0,35 , 10 0,52  Si (д) откуда Si(д) = 4,5 м². Аналогичным образом находим площадь поверхности боковой стенки на высоту 2 м, защищаемую одним протектором при его расположении на боковой стенке: 0,128 = 0,35 10 0,26  Si (б ) , откуда Si(б) = 4,0 м². . Находим количество протекторов, необходимых для защиты днища резервуара по формуле: Sд Si (д) N1 = Тогда N1 = 181 = 41 шт. 4,5 Найдем количество протекторов для защиты боковой стенки на высоту 2 м по формуле (4.4): Тогда N2 = 95,33 = 24 шт. 4,0 156 Сделаем проверку на получаемую при таком количестве протекторов величину плотности на поверхности днища резервуара Iд = 0,128 Ii = = 0,028 А/м² 4,5 Si (д) На боковой стенке резервуара: Iд = Ii 0,128 = = 0,032 А/м² Si (б ) 4,0 Как видно, полученные значения плотности защитного тока превышают указанную выше минимальную величину защитной плотности тока неокрашенной стали в спокойной пластовой и подтоварной воде, составляющую 0,01 А/м², т.е. рассчитанная система протекторной защиты обеспечит эффективное предотвращение коррозии окрашенной внутренней поверхности резервуара при срок службы протекторов 10 лет. Общее количество протекторов, необходимых для защиты от коррозии резервуара РВС2000 с неокрашенной внутренней поверхностью при общей минерализацией пластовой или подтоварной воды в диапазоне 21-35 г/л составляет: N = N1 + N2 = 41 + 24 = 65 шт. Результаты расчета протекторной защиты для резервуара сырой нефти при уровне водной фазы не более 2 м представлены в таблице 17.11 и рис. 17.1. 157 Таблица 17.11 Результаты расчета протекторной защиты Количество протекторов типа П-КОЦ-18, необходимых для защиты от коррозии днища и боковых стенок резервуара Тип РВС Внутренняя поверхность резервуаров не окрашена (срок службы протекторов 5 лет) Внутренняя поверхность резервуаров окрашена (срок службы протекторов 10 лет) Содержание солей в пластовой воде, г/л Содержание солей в пластовой воде, г/л 10-20 21-35 10-20 21-35 РВС- Днище Стенка Днище Стенка Днище Стенка Днище Стенка 2000 45 46 77 53 34 24 41 24 158 Рис.17.1 . Протекторная защита внутренней поверхности РВС-2000 159 18. ТИПОВЫЕ РАСЧЕТЫ СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА 18.1. Расчеты нефтегазовых сепараторов на пропускную способность по газу и жидкости На работу любого нефтегазового сепаратора значительное влияние оказывают следующие факторы: 1. Физико-химические свойства нефти. В вязких, с большой плотностью нефтях, как и в стойких нефтяных эмульсиях, пузырьки газа отделяются от жидкости и поднимаются крайне медленно. Это значит, что пропускная способность сепаратора для таких нефтей и эмульсий будет очень низкой, то есть сепараторы будут работать с большим уносом пузырьков газа. 2. Производительность сепараторов или скорость подъема уровня нефти в сепараторе. Чем больше производительность подключенных к сепаратору скважин, тем больше скорость подъема уровня в сепараторе. Это значит, что газовые пузырьки с меньшей скоростью будут всплывать в нефти, и сепарация нефти от газа будет плохой. Пузырьки газа будут уноситься из сепаратора потоком нефти. 3. Давление в сепараторе и температура нефти. Чем выше давление в сепараторе, тем больше плотность газа при всех прочих равных условиях, а значит, меньше скорость всплытия пузырьков газа в нефти и падение капелек нефти в потоке газа. Таким образом, увеличение давления в сепараторах приводит к ухудшению их работы. Температура нефти и газа в сепараторе играет двоякую роль: увеличение ее снижает вязкость нефти, и скорость подъема пузырьков газа из нефти увеличивается, что приводит к улучшению разделения нефти от газа; с увеличением температуры газовой фазы вязкость ее также увеличивается, а это значит, что скорость оседания капелек нефти в газе будет уменьшаться, что приведет к увеличению уноса капелек нефти за пределы сепаратора. 4. Способность нефти образовывать пену и ее стойкость к разрушению. Пенообразующие нефти исключительно трудно сепарируются. Пены разрушаются в сепараторах в основном механическим способом и реже – физико-химическим. 5. Конструктивные особенности элементов внутреннего устройства сепараторов. 6. Обводненность нефти. Наличие в нефти воды ведет к возможности получения стойких вязких эмульсий, что ухудшает отделение газа. На пропускную способность по нефти и газу довольно точно можно рассчитать только вертикальный гравитационный сепаратор. 160 1 8.2. Расчет вертикального гравитационного сепаратора по газу Выпадение капелек и твердых частиц из газа в гравитационном сепараторе происходит в основном по двум причинам: вследствие резкого снижения скорости газового потока и разности плотности газовой и жидкой фазы. Для эффективной сепарации необходимо, чтобы расчетная скорость движения газового потока в сепараторе была меньше скорости осаждения жидких и твердых частиц, движущихся под действием силы тяжести во встречном потоке газа, то есть: Vг  u 4 , (18.1) Скорость подъема газа в вертикальном сепараторе с учетом рабочих условий определяется из выражения: Vг  где 4  Q0  P0 Q T T   z  5,8  10 3  02  z , [м/с], 2 86400    D  P T0 D P (18.2) – дебит газа при нормальных условиях (т. е. при P0 = 0,101 МПа и T0 = 273 К ), м3/сут; – внутренний диаметр сепаратора, м; D – давление в сепараторе, Па; P – абсолютная температура в сепараторе, К; T – коэффициент, учитывающий отклонение свойств реальных z газов от идеального при давлении в сепараторе. Скорость осаждения капельки жидкости или твердой частицы, имеющей форму шара при Re = 1 можно определять по формуле Стокса: Q0 u4  где g  d 2   н   г  g  d 2   н   г   , 18   г 18  г   г (18.3) – расчетный диаметр частицы, м; н – плотность нефти в условиях сепаратора, кг/м3; г – плотность газа в условиях сепаратора, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2; г – динамическая вязкость газа в условиях сепаратора, Па·с; г – кинематическая вязкость газа в условиях сепаратора, м2/c. Если за положительное направление принимается направление падения частицы в газовом потоке вниз, то она выпадает при скорости d Vв  u 4  Vг . 161 (18.4) На практике при расчетах принимается u 4  1,2  Vг . (18.5) Подставив в последнее уравнение значение Vг и u 4 получим: g  d 2   н   г  Q T  1,2  5,8  10 3  02 z, 18  г   г D P (1 8.6) D 2  P  d 2   н   г  , Q0  78  T  г   г  z (18. 7) или т. е. по этой формуле можно определить пропускную способность вертикального сепаратора, если задаться диаметром капелек жидкости d или диаметром сепаратора D при известных P , T ,  н ,  г , Vг в сепараторе. 18.3. Расчет вертикального гравитационного сепаратора по жидкости Этот расчет сводится к тому, чтобы получить скорость подъема уровня жидкости. Vж в нем меньше скорости всплывания газовых пузырьков, то есть Vж  Vг . (18.8) Скорость всплывания пузырьков газа Vг в жидкости обычно определяется по формуле Стокса с заменой в ней вязкости газа на вязкость жидкости  ж , т. е. 4  Qж g  d 2   ж   г  Vж   Vг  . 18   ж 86400    D 2 (18.9) Отсюда пропускная способность вертикального сепаратора по жидкости будет равна g  d 2   ж   г   18   ж  ж   г  3 Qж  86400  0,785  D 2   36964  D  d  2 2 ж 162 , [м /сут.]. (18.10) При расчетах сепараторов на пропускную способность для определения плотности газа в условиях сепаратора необходимо пользоваться формулой: г  0  где 0 P и P0 T0 и T z P  T0 1  , P0  T z (18.11) – плотность газа при нормальных условиях, кг/м3; – соответственно давление в сепараторе и давление при нормальных условиях, Па; – абсолютная температура в нормальных условиях ( T0 = 273 К ) и в сепараторе соответственно, К; – коэффициент, учитывающий отклонение реальных газов от идеального. 18.4. Расчет количества газа, выделившегося на каждой ступени сепарации, с учетом коэффициента растворимости Суммарное количество газа (свободного Г и растворенного Г р ), поступающего на первую ступень сепаратора, определяется по формуле V  (д  д0 )  М  д0  М , где – массовый расход нефти, т/сут. Если нефть поступает в сепаратор обводненной, то: M W   V  д0 1  M ,  100  где (18.12) (18.13) – обводненность нефти, %. Количество газа, оставшегося в растворенном состоянии в нефти на первой ступени (без учета обводненности ), будет равно: W V р1    P1  M . н (18.14) Количество газа, выделившегося на первой ступени сепарации, определяется как разность между поступившим и растворенным газом, то есть V1  V  Vp1  д0  М       P1  M   д0   P1   М . ’ ’   163 (18.15) Количество газа, выделившегося из нефти на второй ступени сепарации, определяется как разность величин растворенного газа на первой и второй ступени или разностью давлений на этих ступенях V2    ( P1  P2 )  М . н (18.16) Придерживаясь данной схемы расчета, для последующих ступеней можно записать: Vn    ( Pn 1  Pn )  М . н (18.17) В вышеприведенных формулах введены следующие обозначения: Г и Г р – соответственно количество выделившегося и растворенного газа, поступившего на первую ступень сепарации, м3/т; Г0 – газовый фактор при нормальных условиях, м3/т; – дебит нефти скважины, т/сут; M V1 , V2 , … Vn – количество свободного газа, отсепарированного, соответственно, в первой, второй и n -ой ступенях сепаратора, м3/сут; – коэффициент растворимости газа на различных ступенях се парации, м3/(м3 Па); н – плотность нефти, т/м. Коэффициент растворимости газа в нефти в зависимости от давления определяется опытным путем. Приведенные выше формулы недостаточно точны, так как в них не учтено изменение объемного коэффициента нефти в н при ее разгазировании. С учетом вышесказанного, количество газа, выделившегося на любой ступени сепарации, можно записать: Vn  где вн   ( Pn 1  Pn )  М  в n , н (18.18) – объемный коэффициент нефти, характеризующий отношение единицы объема нефти в пластовых условиях к единице объема этой же нефти в поверхностных условиях. 18.5. Расчеты отстойников Отстойники – это аппараты, в которых процесс разделения фаз эмульсии (воды от нефти) совершается в условиях ламинарного режима, то есть когда дисперсная фаза (капельки нефти и воды) движется в дисперсной 164 среде со скоростями, определяемыми по формулам Стокса, Алена и Ньютона–Ритингера. Формула Стокса применима, когда частицы воды или нефти движутся в режиме, число Рейнольдса для которого не превышает единицы: V0  g  d 2  (в   н ) . 18   (18.19) Для капелек (воды, нефти) диаметром от 0,3 до 0,8 мм скорость осаждения ( всплытия ) определяется формулой Алена при 2 < Re < 500 V0  0,153  d 1,14  (  в   н ) 0,71  g 0,71 .  0, 43   н0,71 (18.20) Для капелек (воды или нефти) d больше 0,8 мм скорость осаждения(подъема) можно рассчитать по формуле Ньютона-Ритингера при Re > 500 V0  1,74 g  d  (в   н ) н . (18.21) В вышеприведенных формулах введены следующие обозначения: 3  в и  н – соответственно плотности воды и нефти, кг/м ;  – динамическая вязкость дисперсной среды, Пас; – диаметр капелек осаждающейся воды или капель поднимаюd щейся нефти, м; g – ускорение свободного падения, м/с2. Отстойная аппаратура обычно рассматривается без учета влияния отдельных капелек друг на друга, то есть считается, что капли поднимаются (нефть) или опускаются (вода) в гравитационном нестесненном поле за счет только разности плотностей и архимедовых сил. При расчете скорости осаждения или подъема капель жидкости необходимо знать высоту дисперсионной среды h , в которой перемещаются капельки дисперсной фазы. Тогда, зная высоту h и скорость осаждения капель воды в нефти или подъема капель нефти в воде можно определить время полного разделения нефти от воды:  2  где Vн h , Vн (18.22) – скорость капель дисперсной фазы, определяемая по одной из выше приведенных формул, м/с. 165 Порядок расчета пропускной способности отстойников для горячей смеси (нефти с водой) с использованием известных величин  и Vн может быть различным. Если известны, например, размеры отстойника D и L (м), время отстоя  (ч), то при общей производительности установки подготовки нефти, равной QV ( м3/ч ), необходимое число отстойников будет равно: n   QV V0  4   QV ,   D2  L (18.23) – объем отстойника, м3. При последовательном соединении отстойников и вводе нефтеводяной смеси со стороны днища скорость потока (м/с) будет равна где V0 V1  4  QV . 3600    D 2 (18.24) При параллельном соединении отстойников: V2  где 4  QV , 3600    D 2  n (18.25) – число параллельно установленных сепараторов. Полученные скорости не должны превышать допустимых скоростей осаждения Vж для данной нефти при заданных условиях, которые определяются из соотношений: n Vж  где V1  h V h или Vж  2 , L L (18.26) – длина отстойника (м), обеспечивающая осаждение или всплытие капель одной жидкости в другой. Если нефтяная эмульсия вводится в отстойник через маточник, обеспечивающий равномерное поступление ее по всему горизонтальному сечению аппарата, то такие отстойники рассчитываются на пропускную способность по формуле: L QV  86400  S  V , где QV S (18.27) – количество эмульсии, проходящей через отстойник, м3/сут; – максимальная площадь горизонтального отстойника по длине, м2; 166 V – скорость всплытия или осаждения капель, м/с. 18.6. Механический расчет сепараторов Наибольшее применение в системе подготовки нефти имеют сепараторы цилиндрической формы, и исключительно редко применяются сепараторы сферической формы. При работе сепаратора стенки и днища его подвергаются действию равномерно распределенного избыточного давления Р. Силы, действующие на днище, стремятся разорвать цилиндрическую часть сепаратора по поперечному сечению (  2   2 ). Давление на боковые стенки стремится разорвать сосуд по образующим цилиндра ( ) (рис. 18.1). Рис. 18.1. Расчетная схема цилиндрического сепаратора на прочность. а – внутреннее давление на корпус сепаратора; б – тангенциальные напряжения в стенках сепаратора Обозначим соответственно диаметр, длину и толщину стенки сепаратора через Dc , l и  , определим напряжения  1 и  2 . Силы, действующие на днище и растягивающие цилиндрическую часть сепаратора вдоль образующих, равны F  P   Dc2 4 . (18.28) Площадь, воспринимающая эти силы, представляет собой кольцо толщиной  и диаметром Dc S    Dc   . (18.29) Отсюда аксиальные напряжения, действующие вдоль оси цилиндра, будут равны: 167 2  P   Dc2 F 4  P  Dc .  S   Dc   4  (18.30) Тангенциальные напряжения можно найти, разрезав сепаратор диаметральной плоскостью и отбросив верхнюю часть (рис. 14.1, б). На диаметральную плоскость в оставленной части сепаратора действует давление P . Оно уравновешивается силами N , растягивающими материал сепаратора в направлении, перпендикулярном образующим. При условии равновесия можно записать P  Dc  l  2  N . (18.31) Отсюда P  Dc  l , 2 (18.32) P  Dc N ,   l 2  (18.33) N и тангенциальное напряжение: 1  Расчет ведут по напряжению  1 , так как оно в два раза больше  2 . В практических расчетах напряжение  1 заменяют допускаемым напряжением R , вводят коэффициент запаса прочности сварных швов  и, делая прибавку C на коррозию, получают расчетные формулы для определения толщины стенки  через внутренний, наружный и средний диаметры:  P  Dвн C, 2  R   P (18.34)  P  Dн C, 2  R   P (18.35)  P  Dср 2  R  168 C. (18.36) Величина С принимается равной 2-3 мм. В практических расчетах сварных корпусов сепараторов, величину  можно принять равной 0,95, а допустимое напряжение на разрыв для сталей марки Ст3 R = 250 МПа. Толщину эллиптических днищ определяют по тем же формулам, что и толщину цилиндрической части сепаратора, с той лишь разницей, что в числители этих формул вводят коэффициент перенапряжения (фактор т. н. H (где H – высота выпуклости элD липтического днища). Коэффициент перенапряжения У Э в практических формы) У Э , зависящий от отношения расчетах принимается равным 1,06. 18.7. Расчет нефтеловушки Воды, поднимаемые на поверхность вместе с нефтью, называются пластовыми. При обезвоживании и обессоливании нефти на установке подготовки нефти, кроме пресной воды, добавляют еще различные ПАВ для разрушения эмульсий. Промысловые сточные воды, содержащие различные ПАВ, при использовании их при заводнении имеют преимущества перед пресными водами. Они обладают лучшей вытесняющей способностью нефти из продуктивных пород. Однако утилизация пластовых сточных вод связана с рядом больших затруднений: необходимостью очистки этих вод от капелек нефти и механических примесей для предотвращения засорения призабойных зон нагнетательных скважин и поддержания высокой и постоянной их приемистости. Поэтому отделившаяся на УПН отнефти свободная пластовая вода при открытой системе сбора, но содержащая еще в своем составе большое количество капелек нефти, сбрасывается в песколовку для удаления механических примесей. Из песколовок нефтяная эмульсия самотеком поступает в нефтеловушку, где при низкой скорости воды (до 0,03 м/с) из последней отделяются (всплывают) большие капли нефти (диаметром 0,5-1,0 мм), скапливаясь на поверхности воды нефтеловушки. Нефтеловушки, как правило, изготавливают из железобетона. Капельки нефти от пластовой воды в нефтеловушке отделяются неравномерно. Основная масса этих капелек всплывает в течение первых 30 минут, а затем процесс замедляется. При расчетах нефтеловушек допускается, что скорость движения воды по всему сечению нефтеловушки одинакова, а скорость всплытия капелек нефти постоянна в течение всего времени. При этих условиях для определения скорости всплытия шарообразных частиц нефти в пластовой воде используется формула Стокса: g  d 2  (в   н ) v0  , 13    в 169 (18.37) – ускорение свободного падения, м/с2; – диаметр всплывающих частиц нефти, м; d – кинематическая вязкость воды, м2/с;  3  в и  н – плотность соответственно воды и нефти, кг/м . Скорость перемещения капелек нефти представляет собой равнодействующую W вертикальной скорости всплытия капелек V0 и горизонтальной скорости движения воды вдоль нефтеловушки U (рис. 14.2). Т. е. при заданной длине нефтеловушки L и высоте слоя воды в ней H (глубине) возможность задержания капелек нефти будет зависеть от соотношения скоростей V0 и U . где g Рис. 18.2. Схема нефтеловушки Скорость движения воды в нефтеловушке принимается равной 0,01 – 0,03 м/с. Зная расчетную скорость всплытия капелек нефти и заданную производительность нефтеловушки QВ (м3/с), можно определить ее линейные размеры: глубину Н, длину L, ширину В. Для этого сначала, исходя их условия неразрывности потока, определяют живое сечение (м2) нефтеловушки S Qв V  , U  U где Qв  V  V  ; – суточный объем сточной воды, м3; – время, сут. 170 (18.38) А затем из подобия треугольников (рис. 18.2) находят соотношения между величинами V0 , U , H и L V0 H .  U L (18.39) Практикой установлено, что нефтеловушки работают более эффективно при соотношении H / L от 1/10 до 1/20. Наименьшая длина нефтеловушки, обеспечивающая задержание капелек нефти, равна L U H . V0 (18.40) Расчетная продолжительность отстаивания определяется по формуле:  H L  . v0 U (18.41) Ширина нефтеловушки определяется из выражения: Qв  S  U  U  B  H , (18.42) откуда B Qв . U H 18.8. Расчет сепаратора природного газа на пропускную способность по газу На месторождениях природного газа чаще всего используются сепараторы двух типов: вертикальные и двухъемкостные горизонтальные с жалюзийной или сетчатой насадкой. Эти сепараторы обеспечивают высокую степень очистки газа (98 %). Гидравлический расчет сепараторов по газу сводится к расчету на пропускную способность или выбору размера диаметра аппарата в зависимости от расхода газа. В основу расчета сепаратора гравитационного типа закладывается такой принцип, чтобы выбранная скорость осаждения частиц заданного размера была больше допустимой скорости газа в сепараторе. Расчетная формула при заданном поперечном сечении вертикального гравитационного сепаратора при рабочем давлении P и температуре T имеет вид 171 Qг  86400  S  Vг  P  T0 , P0  T  Z (18.43) или, подставляя значение площади сечения сепаратора Qг  67858  D 2  Vг  P  T0 , P0  T  Z (18.44) – пропускная способность сепаратора по газу, м3/сут; – давление при нормальных условиях, Па; – нормальная температура, К; – коэффициент сжимаемости газа; z Vг – допустимая скорость газа, м/с; – диаметр сепаратора, м. D Для приближенных расчетов допустимую скорость газа можно определить по эмпирической формуле: где Qг P0 T0 Vг  A1  где ч   г , г (18.45) – постоянный коэффициент, величина которого для вертикального ( h = 0,6 м) и горизонтального сепаратора ( l = 3 м ) дана в таблице 14.1 ( h – расстояние от уровня жидкости в сепараторе до патрубка ввода продукции скважин); ч – плотность частицы жидкости, кг/м3. Практикой установлено, что для вертикальных сепараторов увеличение высоты сепарационной секции более 0,6 м качества сепарации не улучшает. А1 Таблица 18.1 Значение постоянного коэффициента A1 Степень сепарации высокая средняя грубая Сепаратор вертикальный горизонтальный 0,030 0,075 0,047 0,117 0,061 0,150 172 В то же время применение вертикальных сепараторов с h < 0,6 м и горизонтальных сепараторов с l < 3 м не рекомендуется, так как в этом случае качество сепарации резко ухудшается и допустимые скорости должны быть значительно уменьшены. Пропускную способность гравитационного сепаратора горизонтального типа определяют по формуле для вертикального сепаратора, но с введением в нее коэффициента n , представляющего собой отношение длины сепаратора к его диаметру, то есть n  l / D Qг  67858  D 2  n  Vг  P  T0 . P0  T  Z (18.46) Технологический расчет насадочных сепараторов сводится к определению скорости набегания потока на насадку, при которой не происходит срыва и дробления капель жидкости, осевшей в насадке. Критическая скорость газа, характеризующая это явление, определяется эмпирической формулой: wкр  где А4   (  ч   г )  g 2 г , (18.47) – поверхностное натяжение газа и жидкости, Н/м; – параметр, величина которого зависит от типа применяемой А насадки и планируемого коэффициента уноса капельной жидкости k у . Площадь сечения насадки (м2) определяется по формуле:  S Qг  T  Z  P0 . 86400  T0  P  wкр (18.48) 18.9. Гидравлический расчет трубопроводов при движении в них нефтегазовых смесей Основная задача, возникающая при гидравлическом расчете трубопроводов, транспортирующих нефтегазовые смеси, – определение перепадов давления. Расчетное уравнение для «рельефных» нефтепроводов записывается в следующем виде: P  PТрсм  Pсм , где Pсм (18.49) – перепад давления, обусловленный весом столба газожидкостной смеси, а для горизонтального трубопровода данный 173 член отсутствует. Перепад давления, обусловленный гидравлическим сопротивлением нефтегазового потока, можно определять по формуле, подобной формуле Дарси-Вейсбаха: PТрсм  см  где 2 l vсм    см , D 2 (18.50) см – коэффициент гидравлического сопротивления, который находится следующим образом: при Reсм < 2300 64 . Re см (18.51) 1 . (1,8  l  g  Re см  1,4) 2 (18.52) см  при Reсм >2300 см  Число Рейнольдса для смеси определяется так: Re см  Vсм  D  см . (18.53) Кинематическая вязкость двухфазного потока  см определяется по формуле Манна: 1  см где    1  ,  г ж (18.54) – расходное объемное газосодержание двухфазного потока  Qг , Q г  Qн – соответственно объемный расход газа и нефти при средних давлении и температуре в трубопроводе. Плотность нефтегазовой смеси  см определяется из выражения: Qг и Qн  см   н  (1   )     г , где н и г (18.55) – соответственно плотность нефти и газа при средних давлении и температуре смеси в трубопроводе; 174  – истинное газосодержание нефти; определяется как отношение площади сечения потока, занятого газовой фазой S г , к полному поперечному сечению потока S , то есть  Sг Sг .  S Sг  Sн (18.56) Истинное газосодержание  зависит от физических свойств нефти и газа, их расхода, диаметра и наклона трубопровода. Закономерности изменения  от указанных выше параметров устанавливаются только опытным путем при помощи мгновенных отсечек потока или просвечиванием труб гамма-лучами. Истинное газосодержание меняется от 1 до 0, при  = 1, по трубопроводу течет один только газ, а при  = 0 – одна жидкость. Средняя скорость газожидкостной смеси определяется из выражения Qг  Qж , S Vсм  где (18.57) – соответственно объемные расходы газа и жидкости, отнесенные к среднему давлению и температуре в трубопроводе, м3/с. Общий перепад давления в «рельефном» трубопроводе, обусловленный гравитационными силами (геодезическими отметками) и силами трения смеси, определяется из уравнения: Qг и Qж n n 1 1 P  PТрсм   Z n   n  g   Z cn  g   cn , , где Z n и Z cn  n и  cn (18.58) – высоты отдельных восходящих (подъемов) и нисходящих (спусков) участков трубопровода; – истинная плотность смеси соответственно на подъемах и спусках, определяется из формул  n   ж (1   )   n   г ,  сn   ж (1   cn )   cn   г ; (18.59) (18.60) при восходящем потоке n   1 1 vсм 175 , (18.61) при нисходящем потоке:  cn  1  1  . 1 1 vсм 176 (18.62) ЛИТЕРАТУРА 1. Кесельман Г.С, Арский. Проблемы защиты нефтегазопромыслового оборудования и сооружений от коррозии.-Л.:1986.-183 с. 2. РД 39-0147323-339-89Р Инструкция по проектированию и эксплуатации антикоррозионной защиты трубопроводов систем нефтегазосбора на месторождениях Западной Сибири. –Тюмень: Гипротюменнефтегаз, 1989-40 с. 3. РД 39-132-94 Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов,1993 . 4. РД 05.00-45.21.30-КТН-005-1-05 Руководящий документ. Правила антикоррозионной защиты резервуаров.-М,2005 5.Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. – М.: Недра, 1985. 6. ГОСТ 26251-84 Протекторы для защиты от коррозии. Технические условия.-М,1984. 7. Смирнов А. С. Сбор и подготовка газа на промыслах. – М.: Недра, 1981. 8. Лутошкин Г. С., Дунюшкин И. И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах. – М.: Недра, 1985. 9. Бобрицкий Н. В., Юфин В. А. Основы нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1988. 10.Гриценко А. И., Александров И. А., Галанин И. А. Физические методы переработки и использования газа. Учебное пособие. – М.: Недра, 1981. 11.Алиев Р. А., Белоусов В. Д., Немудров А. Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1988. 12. ГОСТ 9.402-2004 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей к окрашиванию.-М.:2004. 177