Физико-химические свойства нефти и газа

Нефти и газа

 

Учебное пособие

для студентов специальности 13.05.01 «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

 

Тюмень 2006

УДК 622.275(075.3)2

 

Земенков Ю. Д., Земенкова М. Ю., Маркова Л. М. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа: Учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. – 82 с.

 

Предназначено 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.

Пособие предназначено упорядочить изучение материала и углубить его усвоение; рекомендуется для студентов всех форм обучения.

Илл. 13, табл. 2, библ. 13 назв.

 

Рецензенты:

Н. А. Малюшин – доктор технических наук, профессор, президент ОАО «Институт «Нефтегазпроект»

С. Ю. Торопов – кандидат технических наук, доцент кафедры «Сооружение и ремонт нефтегазовых объевтов», ТюмГНГУ

 

 

ISBN

©

Государственное образовательное учреж-дение высшего профессионального обра-зования «Тюменский государственный нефтегазовый университет», 2006

СОДЕРЖАНИЕ

Введение.. 5

1. Цель и задачи подготовки углеводородного сырья.. 6

2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ГАЗА.. 8

2.1. Химический состав нефти. 8

2.2. Физические свойства нефти. 9

2.3. Состав и физические свойства природных газов. 11

3. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ.. 14

3.1. Общие положения. 14

3.2. Системы сбора и подготовки нефти. 15

3.3. Замерно-сепарационные установки. 18

4. СЕПАРАЦИЯ НЕФТИ.. 21

4.1. Принципы работы нефтяного сепаратора. 21

4.2. Выбор оптимального числа ступеней сепарации. 23

5. ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТЕЙ.. 26

5.1. Нефтяные эмульсии. 26

5.2. Холодный отстой и центрифугирование. 27

5.3. Термохимичекое обезвоживание. 28

5.4. Электрическое обезвоживание и обессоливание. 31

6. СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ.. 33

6.1. Необходимость утилизации легких углеводородов. 33

6.2. Фракционированная конденсация газообразных фракций. 34

7. ОТЛОЖЕНИЯ ПАРАФИНОВ И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НИМИ.. 37

8. НЕФТЯНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ... 39

9. ПУТИ СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ УГЛЕВОДОРОДОВ ОТ ИСПАРЕНИЯ 40

10. СБОР И ПОДГОТОВКА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ.. 43

10.1. Системы сбора и транспортирования продукции газовых скважин 43

10.2. Требования к качеству товарного газа. 45

10.3. Условия образования гидратов. 48

10.4. Ингибиторы гидратообразования и их свойства. 49

11. МЕТОДЫ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА.. 51

11.1. Основные процессы подготовки. 51

11.2. Принцип работы сепараторов газа. 55

11.3. Очистка газов от механических примесей. 57

11.4. Установки низкотемпературной сепарации. 59

12. ОБУСТРОЙСТВО СЕРОВОДОРОДНЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.. 60

13. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ СИСТЕМ СБОРА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ... 64

14. ТИПОВЫЕ РАСЧЕТЫ СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА.. 65

14.1. Расчеты нефтегазовых сепараторов на пропускную способность по газу и жидкости. 65

14.2. Расчет вертикального гравитационного сепаратора по газу. 66

14.3. Расчет вертикального гравитационного сепаратора по жидкости 67

14.4. Расчет количества газа, выделившегося на каждой ступени сепарации, с учетом коэффициента растворимости. 68

14.5. Расчеты отстойников. 69

14.6. Механический расчет сепараторов. 72

14.7. Расчет нефтеловушки. 74

14.8. Расчет сепаратора природного газа на пропускную способность по газу 76

14.9. Гидравлический расчет трубопроводов при движении в них нефтегазовых смесей. 78

Литература.. 81

 

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.

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 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.

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 C_nH_2n+2), ароматического (C_nH_2n-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, выделившийся из нефти при добыче, принято называть попутным или нефтяным.

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 содержат парафина до 20 %.

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).

Физические свойства нефти

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 меньшую 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 m, 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.

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  характеризует термодинамическое равновесие газа с пластовой нефтью. Нефть, находящуюся в пласте при давлении выше давления насыщения, обычно называют недонасыщенной. Давление  зависит как от углеводородных газов, так и неуглеводородных, например азота, обладающего наиболее низкой растворимостью в нефти. В случае, когда давление в пласте ниже , 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.

СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ

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;

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 поверхность 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).

 

 

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 измерение 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 системами-процессами, 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.

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.

СЕПАРАЦИЯ НЕФТИ

Нефтяные эмульсии

На разных стадиях разработки нефтяных месторождений содержание воды в нефти может быть различным: в начальной стадии может добываться практически безводная нефть, затем количество воды постепенно увеличивается и может достигать 90%. При движении нефти и пластовой воды по стволу скважин и нефтесборным трубопроводам происходит их взаимное перемешивание, а в результате перемешивания – дробление. Процесс дробления одной жидкости в другой принято называть диспергированием. В результате такого перемешивания происходит образование эмульсий.

Под эмульсией понимают смесь двух взаимно нерастворимых жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капелек (глобул). Нефтяные эмульсии бывают двух типов: «вода в нефти» и «нефть в воде». Эмульсии первого типа в нефтепромысловой практике встречаются значительно чаще, причем содержание воды колеблется в пределах от десятых долей до 90 % и более. Эмульсии второго типа содержат менее 1 % нефти.

В зависимости от размера капелек воды и степени устойчивости нефтяные эмульсии делят на легкорасслаивающиеся, средней стойкости и стойкие. На стойкость эмульсий влияет размер глобул (с их увеличением стойкость уменьшается), температура, содержание парафина, условия образования эмульсии, турбулизация потока, продолжительность существования эмульсии (со временем стойкость эмульсий повышается).

Основной причиной обезвоживания нефтей в районах ее добычи является высокая стоимость транспорта балласта – пластовой воды. Транспорт обводненной нефти дорожает не только в результате перекачки дополнительных объемов содержащейся в нефти пластовой воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии выше вязкости чистой нефти. При увеличении содержания воды в нефти на 1 % транспортные расходы возрастают в среднем на 5 %. В товарной нефти содержание воды не должно быть более 0,5 %. Но эта норма не остается неизменной, и имеется тенденция к ее снижению, что экологически и технологически целесообразно.

Из пластовых вод некоторых нефтяных месторождений осаждаются соленые осадки на внутреннюю поверхность элементов нефтесборной системы: выкидные трубы, замерно-сепарационные установки, нефтесборные трубы и даже резервуары. Осадки уменьшают живое сечение труб, сокращают их пропускную способность или вызывают дополнительный расход энергии на перемещение продукции скважин по нефтесборной системе. Они представляют плотную сцементированную массу, в большинстве случаев трудно отделяемую от поверхности трубы. Состав этой массы определяется составом пластовой воды.

Одна из основных причин отложения солей в нефтесборной системе – нарушение углекислого равновесия в пластовой воде в результате выделения свободной углекислоты.

Удаление осадков с внутренней поверхности труб осуществляют вручную, работа чрезвычайно трудоемкая, с применением соляной кислоты, специальных машин. Рабочим инструментом служат щетки и сверла, пикообразные долотья и другие.

Соли, растворенные в воде, и механические примеси, являющиеся причиной коррозии и загрязнения оборудования и трубопроводов, удаляются при обезвоживании.

Из существующих способов обезвоживания и обессоливания следует отметить холодный отстой, центрифугирование, фильтрацию, теплохимические и электрические способы.

СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ

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.

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.

 

Таблица 8.1

 

Характеристики нефтяных резервуаров

 

Резервуар	Диаметр, мм	Высота, мм	Общая масса, т
РВС-100	5’330	5’510	4,98
РВС-200	6’670	6’870	7,51
РВС-300	8’000	6’870	9,93
РВС-400	8’000	8’240	11,05
РВС-700	10’670	8’240	16,87
РВС-1000	12’000	9’600	21,57
РВС-2000	14’670	12’320	36,07
РВС-3000	18’680	12’320	54,54
РВС-5000	22’680	12’270	78,37
РВС-10000	33’350	12’270	174,44
РВС-20000	46’660	11’860	275,00

 

СБОР И ПОДГОТОВКА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

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;

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), сероу