Основы технологии подготовки нефти, газа и газового конденсата на промыслах

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

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

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

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

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

6. Обобщенная схема сбора, транспорта и подготовки нефти на промысле

7. Требования к качеству нефтей по ГОСТ

8. Требования к подготовленному к газу

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

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

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

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

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

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

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

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

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

18. Состав нефти, добытой из залежи пласта и оставшейся в пласте после завершения разработки

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

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

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

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

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

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

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

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

27. Секция каплеулавливания.Предназначена для улавливания частиц жидкости в уходящем из сепаратора газе. • Секция состоит обычно из отбойных устройств (насадок) различного вида — керамических колец, жалюзи, пакетов из плетеной проволочной сетки и т. д. Критерием эффективности отделения капельной жидкости от газа является величина удельного уноса жидкости, которая должна находиться в пределах от 10 до 50 мг/м3 газа.

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

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

30. Рисунок 1 - Схема устройства горизонтального сепаратора

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

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

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

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

35. Рис 8 - Устройство трехфазного сепаратора

36. Рис 9 - Устройство вертикального трехфазного сепаратора

37. Внутрикорпусные устройства трехфазных сепараторов Рис 11 – Коалисцирующее устройство

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

39. Тепловой расчет Целью теплового расчета является определение толщины тепловой изоляции. где • δиз – толщина тепловой изоляции; • λиз – коэффициент теплопроводности материала изоляции; • αн – коэффициент теплоотдачи в окружающую среду (воздух); • tст ,tокр , tиз – соответственно температуры наружной стенки аппарата, окружающей среды и наружной поверхности теплоизоляционного слоя. Коэффициент теплоотдачи можно рассчитать по приближенному уравнению:αн =9,74+0,07∙Δt = 9,74+0,07∙10=11,14 Вт/м2∙К, где Δt= tиз – tокр,С. Затем выбирают изоляционный материал.

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

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

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

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

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

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

50. Расчет количества газа, выделившегося по ступеням сепарации Суммарное количество газа (свободного и растворенного), содержащегося в нефти и поступающего на первую ступень сепарации, определяется по формуле: где Г - газовый фактор, м3/ м3; QН - дебит нефти, м3/сут; Количество газа, оставшегося в растворенном состоянии в нефти VР и поступающего из первой ступени во вторую, согласно закону Генри, равно: где α- коэффициент растворимости газа в нефти при температуре и давлении в сепараторе, м2/н; Р1, Р2…- давления на первой, второй и т.д. ступенях сепарации, Па.