1 / 64

Основы технологии подготовки нефти, газа и газового конденсата на промыслах

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, 201 3. План занятий :.

slone
Download Presentation

Основы технологии подготовки нефти, газа и газового конденсата на промыслах

An Image/Link below is provided (as is) to download presentation Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author. Content is provided to you AS IS for your information and personal use only. Download presentation by click this link. While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server. During download, if you can't get a presentation, the file might be deleted by the publisher.

E N D

Presentation Transcript


  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

  46. 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.

More Related