ПРИЧИНЫ ОБРАЗОВАНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

дренажной воды из электродегидратора (внутриступенчатая циркуляция воды), удается существенно увеличить вероятность коалесценции капель в коалесцере-диспергаторе и сократить число ступеней обессоливания.

Введем понятие — термин идеальное смешение капельных пластовой и промывной вод. Под этим термином будем понимать ситуацию, при которой во всех каплях воды после диспергатора-коалесцера на вхоодинакова.

Если массовая концентрация хлористых солей в капельной воде, которая останется в потоке нефти на выходе электродегидратора, обеспечивает требуемую группу качества по содержанию хлористых солей в обезвоженной нефти, то такой расход промывной воды является теоре-

тически минимально необходимым. Рассчитав его, получим асимптотическую оценку теоретически необходимого расхода промывной воды для обессоливания.

Пусть на вход ступени обессоливания поступает Qc м!/сут сырой нефти с объемной долей воды в ней (обводненностью) ф£. Массовая концентрация хлористых солей в капельной воде, содержащейся в сырой нефти, равна С*„а. Допустим, что на вход смесителя подается Qfli0 промывной воды, смешение капельных пластовой и промывной воды идеально, то есть в каждой вновь сформировавшейся капле воды после многократных актов коалесценции (слияния) и диспергирования перед входом в электродегидратор массовая кониентоашяхлористых солей одинакова. Следовательно, концентрация хлористых солей в воде на выходе из электродегидратора с потоком нефти и в дренажной воде на выходе из электродегидратора равна концентрации хлористых в капельной воде на входе в электродегидратор. Пренебрегая содержанием хлористых солей в промывной (пресной) воде, получим:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Принципиальные схемы сбора скважинной продукции на нефтяных месторождениях

Рис. 1.1. Принципиальная технологическая схема сбора и подготовки нефти, нефтяного газа и попутной воды:

I ст, II ст, III ст — первая, вторая и третья ступени разгазирования нефти; АГЗУ — автоматизированная групповая замерная установка, ДНС - дожимная насосная станция; УПН - установка подготовки нефти; УПГ - установка подготовки нефтяного газа; УУН - узел учета нефти; НВП - насосы внешней перекачки; ГПЗ - газоперерабатывающий завод; НПЗ - нефтеперерабатывающий завод; УППВ - установка подготовки пресной воды; 1 - добывающие скважины; 2 - замерная установка; 3 - блок подачи реагента; 4 - подогрев продукции; 5 - трехфазный делитель (ДНС с предварительным сбросом воды); 6 - вторая ступень разгазирования нефти; 7 - ступень глубокого обезвоживания сырой нефти; 8 - ступень обессоливания; 9 - стабилизация нефти; 10 - УПГ; 11 - УУН; 12 - НВП; 13 - водозабор; 14 - УППВ; 15 - очистные сооружения; 16 -кустовая насосная станция (КНС); 17 - нагнетательные скважины

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Принципиальная технологическая схема ДНС с предварительным сбросом воды

Технологический комплекс сооружений ДНС в зависимости от обводненности добываемой продукции включает:

1)первую ступень сепарации нефти;

2)предварительный сброс воды (при необходимости);

3)нагрев продукции скважин (при необходимости);

4)транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

5)бескомпрессорный (как правило) транспорт нефтяного газа первой ступени на ЦПС, ГПЗ и др.;

6)транспорт, при наличии предварительного сброса, подготовленной пластовой воды в систему ГТПД;

7)бригадный учет нефти, газа и подготовленной пластовой воды;

8)закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов-деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

Установки предварительного сброса пластовых вод (УПСВ)

Объекты предварительного разделения продукции скважин должны рассматриваться как составная часть технологического комплекса сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, нефтяного газа и воды.

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в «отстойные» аппараты; б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

в) предварительное обезвоживание эмульсии до содержания в ней воды не более 5-10% масс.

Размещение объектов предварительного разделения продукции скважин (на ЦПС или на месторождении) должно обосновываться техникоэкономическими расчетами.

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента-деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций - подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.

Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции со скважин не менее 15—20% об. и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением высокоэффективных деэ-мульгаторов при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы ППД или, при необходимости, на очистные сооружения (ОС) без установки дополнительных насосных.

Для аппаратуры и трубопроводов, обеспечивающих проведение процесса предварительного обезвоживания нефти, с целью сокращения потерь тепла должна предусматриваться тепловая изоляция.

При размещении УПСВ непосредственно на месторождении (в составе ДНС) защита аппаратов и оборудования от превышения давления предусматривается установкой одной системы рабочих предохранительных клапанов с направлением сброса газа, не содержащего сероводород, в атмосферу.

Если нефтяной газ содержит сероводород, то сброс с предохранительных клапанов следует направлять на факел.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Принципиальная схема сбора нефтяного газа на месторождении и пути его утилизации

Установки подготовки нефтяного газа (УПГ)

В зависимости от направления использования нефтяного газа и условий его транспорта до потребителей следует применять следующие способы подготовки газа:

а) осушку газа от влаги абсорбционным способом; б) извлечение тяжелых углеводородов с осушкой газа от влаги способом низкотемпературной конденсации (НТК).

При бескомпрессорном транспорте смеси нефтяных газов первой и концевых ступеней сепарации технологическая схема их подготовки должна предусматривать:

а) при транспорте газа в двухфазном состоянии и в условиях, приводящих к образованию кристаллогидратов, — компримирование газов концевых ступеней сепарации до давления первой ступени сепарации и совместную осушку газов первой и концевых ступеней сепарации от влаги абсорбционным способом; б) при транспорте газа в однофазном состоянии - компримирование газов

концевых ступеней сепарации до давления первой ступени сепарации, его осушку от влаги или извлечение из газа первой ступени или смеси газов первой и концевых ступеней сепарации тяжелых углеводородов способом НТК с впрыском гликоля.

Извлечение тяжелых углеводородов способом НТК из газов первой ступени или из смеси газов первой и концевых ступеней сепарации следует предусматривать лишь в тех случаях, когда подготовка газа другими способами не обеспечивает возможность транспорта газа в однофазном состоянии и подтверждается технико-экономическими расчетами. Целесообразность осушки газа от влаги определяется в каждом конкретном случае по результатам технико-экономических расчетов.

При компрессорном транспорте смеси газов первой и концевых ступеней сепарации в однофазном состоянии подготовку их следует предусматривать по схеме НТК с впрыском гликоля, а в двухфазном состоянии - только осушку от влаги.

Выделившийся при подготовке газа углеводородный конденсат следует направлять или в товарную нефть, если это не приводит к увеличению давления насыщенных паров нефти сверх нормативного, установленного ГОСТ Р 51858-2002, или в нефть перед первой ступенью сепарации.

Возможность подачи в нефть перед первой ступенью сепарации углеводородного конденсата, полученного в процессе подготовки газа при его

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

компрессорном транспорте, должна в каждом конкретном случае Определяться технико-экономическими расчетами.

Состав основных сооружений установок подготовки газа определяется условиями транспорта и направлением его использования.

При проектировании установок подготовки нефтяного газа необходимо руководствоваться следующими основными положениям:

а) установки осушки газа должны, как правило, быть в блочно-ком- плектном исполнении или комплектоваться из технологических узлов в блочном исполнении; б) при привязке блочно -комплектных установок осушки газа должны быть

выполнены поверочные, технологические расчеты процессов абсорбции и десорбции газа, расчет теплового баланса абсорбционных и десорбиионных аппаратов, расчет колонной, теплообменной и другой аппаратуры. Расчетами должны быть уточнены расходные показатели для конкретных условий привязки установки и определена возможность использования принятого в проекте оборудования.

Если температура газа, направляемого на осушку абсорбционным способом, ниже 288 К(15 'С), необходимо предусматривать подогрев газа. Потери осушителя (гликоля) не должны превышать 0,02 кг (20 г) на 1000 м3 нефтяного газа. Температура регенерации осушителя должна поддерживаться в соответствии с рекомендациями, указанными в паспорте осушителя (абсорбента).

Факельная система ЦПС

Факельная система ЦПС предусматривается для следующих видов сбросов горючих, газов и паров:

а) постоянных - от установок регенерации сорбентов, стабилизации (выветривания) углеводородных конденсатов и др.; б) периодических - при освобождении установок перед их пропаркой, продувкой, ремонтом, при пусконаладочных работах;

в) аварийных - при сбросе от предохранительных клапанов или других устройств аварийного сброса.

На ЦПС следует предусматривать следующие факельные системы:

а) низкого давлении - для принятия сбросов из аппаратов и оборудования, работающих под давлением не более 0,2 МПа; б) высокого давления - для принятия сбросов из аппаратов и оборудо-

вания, работающих под давлением более 0,2 МПа.

Потери давления в факельной системе низкого давления должны составлять не более 0,015 МПа, высокого давления - не более 0,02 МПа в границах

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

технологических сооружений (установок) и 0,08 МПа - от границы технологических сооружений до выхода из оголовка факельного ствола. Если факельная система предусматривается для отдельной установки (сооружения), потеря давления не ограничивается и определяется условием безопасной работы подключаемых к ней аппаратов и оборудования.

В состав факельной системы, как правило, должны входить: И) общий факельный коллектор; б) газопроводы от отдельных сооружений и объектов ЦПС до общего факельного коллектора; в) сепараторы; г) конденсатосборники; д) факельный ствол.

При расчете факельных газопроводов их производительность должна приниматься равной:

я) для газопроводов от отдельных технологических объектов до общего факельного коллектора - аварийному сбросу от одного или группы аппаратов с наибольшим сбросом; б) для общего факельного коллектора - аварийному сбросу с объекта ЦПС,

на котором этот сброс окажется наибольшим по сравнению с другими, с коэффициентом 1,2.

Количество факельных стволов должно соответствовать количеству факельных систем.

Высота и место установки факельных стволов должны выбираться в зависимости от топографии площадки, расположения окружающих сельскохозяйственных земель и жилых поселков, интенсивности преобладающего направления ветров, учета требований противопожарных норм и результатов расчетов по теплонапряжению у основания факела и рассеиванию в атмосфере вредных веществ, содержащихся в продуктах сгорания.

Минимальная высота факельных стволов должна приниматься равной 20 м, если сбросы не содержат сероводород.

При наличии в сбросных газах сероводорода высота факела должна быть на менее 30 м.

Максимальные тепловые напряжения от пламени факела не должны превышать:

а) у основания факельного ствола (при условии, что персонал может покинуть опасную зону в течение 20 с) - 4,8 кВт/м2 (17 МДжДм2 ч)); б) в местах пребывания персонала для обслуживания и ремонта обо-

рудования в течение неограниченного времени— 1,4 кВт/м? (5 МДж/(м2 ч». Для сжигания газа с содержанием сероводорода более 6% масс, должна предусматриваться специальная факельная система.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1. Физико-химические свойства пластовой нефти. Условные компоненты пластовой нефти. Молярный объём нефти, примеры.

Основные физико-химические свойства пластовой нефти:

1)Давление насыщения пластовой нефти газом Ps – равновесное давление, при котором пластовая нефть в процессе ее изотермического расширения (при пластовой температуре) переходит в двухфазное состояние (газ-жидкость).

2)Плотность пластовой нефти - отношение массового потока пластовой нефти к

объёмному потоку через выделенное сечение, или отношение массы выделенного объема нефти к данному объёму.

3)Температура кристаллизации парафинов – температура, при снижении которой при данном давлении начинает кристаллизоваться парафин.

4)Вязкость нефти - сопротивление течению.

5)Удельная теплоёмкость С – количество тепла нефти, выделившегося при снижении температуры на один градус одного килограмма нефти (удельная).

6)Растворимость газа в пластовой нефти – количество газа, растворённое в 1 кг нефти.

7)Температура пластовой нефти Т.

Условные компоненты пластовой нефти в отличии от индивидуальных веществ представляют собой многокомпонентные смеси (части дегазированной нефти-фракции), которые характеризуются сравнительно узким диапозоном температур кипения (10-25 С) от начала кипения до тоемпературы полного ее выкипания. Существует известный произвол в выделении условных компонентов нефти. Пример таблицы с Условными компонентами

Индивидуальные и условные компоненты нефти Унифицированные номера компонентов (по их летучести)

Тип компонента	9	10	11	12	13	14	15	16
				Компоненты
Индивидуальные	iС5РH12 nC5H12		У6	У7	У8	У9	У10	Унч
			УК С6	УК С7	УК С8	УК С9	УК С10	УК Снч
Условные	УК С5	-	УК С6	УК С7	УК С8	УК С9	УК С10	УК Снч

Уi – многокомпонентные смеси (фракции нефти) с известными (заданными) их характеристиками: -температурой начала и конца кипения фракции -молярной массой -плотностью

Молярный объём нефти (VM) – отношение объёма нефти к ее количеству

VM ≡ V/n ≡ Q/ñ, м3/моль

Для пластовой нефти в первом приближении можно принять, что VM = 100-300 см3/моль.

2. Физико-химические свойства нефтяного газа. Зависимость свойств нефтяного газа в системах сбора от состава пластовой нефти.

Нефтяной газ – смесь газа пластовой нефти, который выделился из неё при данных термобарических условиях, и паров пластовой нефти и воды.

Основные физико-химические свойства нефтяного газа:

1) Плотность газа г – отношение массы газа к его объёму

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2)Молярный объём нефтяного газа Vм – отношение объёма газа к его количеству

3)Молярная масса нефтяного газа Мг – отношение массы газа к его количеству

4)Абсолютная влажность нефтяного газа C’’в, pt – массовая концентрация паров воды в нефтяном газе при термобарических условиях PT

5)Температура нефтяного газа

6)Вязкость газа

г – сопротивление движению газа

В зависимости от компонентного состава пластовой нефти свойства нефтяного газа могут сильно изменяться. Например, при большом содержание азота или метана, газ будет лёгким, плотность и вязкость его будут небольшими. При большом содержании в нефти жирных газов, например, пропана или бутана, вязкость и плотность нефтяного газа будут больше.

3. РАСТВОРИМОСТЬ ГАЗОВ В НЕФТИ И ПЛАСТОВОЙ ВОДЕ. содержание

паров нефти и воды в нефтяном газе

От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и другие.

Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа, растворятся в нефти и воде, имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.

Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:

V P V
г	ж

или

Vг Vж

K P

,

(2.26)

где Vж – объём жидкости-растворителя;– коэффициент растворимости газа;

Vг – объем газа, растворённого при данной температуре; Р – давление газа над поверхностью жидкости

К – константа Генри (К=f( )).

Коэффициент растворимости газа ( ) показывает, какое количество газа (Vг) растворяется в единице объёма жидкости (Vж ) при данном давлении:

α Vг . (2.27)

V P

ж

Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры. Природа воды и углеводородов различна. Углеводородная составляющая нефтяного газа

растворяется хорошо в углеводородных системах, в нефти, а в воде хуже. Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, Н2S, N2 растворяются в воде лучше.

Растворимость углеводородов в нефти подчиняется закону Генри. С повышением давления растворимость углеводородного газа растёт, а с повышением температуры – падает, углеводородные газы хуже растворяются в нефти с повышением температуры.

Разные компоненты нефтяного газа обладают разной способностью растворятся в жидкостях, причём с увеличением молекулярной массы газового компонента растёт коэффициент растворимости. Степень растворения углеводородных газов не зависит от молекулярной массы растворителя, а зависит от его природы.

Растворимость углеводородов в воде не подчиняется закону Генри. Коэффициент

растворимости нефтяных газов в воде изменяется в широких пределах и достигает 4 – 5 ·10-5

м3 / (м3·Па).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Растворимость газа зависит также от минерализации воды, температуры, давления. С увеличением минерализации растворимость углеводородов в воде уменьшается. С увеличением температуры растворимость углеводородов в воде вначале уменьшается, а затем возрастает, пройдя через максимум. Причем температура минимальной растворимости различных газов возрастает с увеличением размера молекулы газа.

В зависимости от количественного содержания в газах H2S, С02 и паров воды различают нейтральные и кислые нефтяные Газы, а также сухие и влажные. Присутствие этих компонентов иногда затрудняет использование нефтяного газа в качестве топлива или сырья для нефтехимии. Из-за высокой корроз,ион-ной активности и cклонности к гидрообразовaнию такой газ без предварительной очистки нельзя транспортировать на дальние расстояния. Подготовка нефтяного газа к транспортированию включает осушку, очистку от H2S и СО2 и, в зависимости от жирности газа, выделение фракций нестабильного бензина (фракция Сз и выше).

Как правило, наиболее тяжелые газы, относительная плотность которых превышает плотность воздуха, добывают с месторождений вместе с легкой нефтью, имеющей сравнительно небольшой газовый фактор. Добыча тяжелых, вязких, асфальто-смолистых или парафиновых нефтей сопровождается получением легкого сухого газа с высоким содержанием метана и этана. Содержание водяных паров в нефтяном газе зависит от температуры и давления, а также от молекулярной массы газа и солености воды. Влагосодержание нефтяных газов уменьшается с увеличением молекулярной массы газа и солености воды.

4. Физико-химические свойства пластовой воды. Минерализация и содержание хлористых солей в пластовой воде. Ионный эквивалент.

Физико-химические свойства пластовой воды

1) Плотность воды. В первом приближении плотность пластовой воды в зависимости от массовой концентрации растворенных в ней солей (минерализации) при 20-и градусов Цельсия, плотность воды может быть рассчитана по корреляционной формуле Дунюшкина И. И.

		в	998,3 0,7647С	в
		с,20		с

,

где

	С	в
		с

- массовая концентрация растворенных солей в воде (минерализация), кг/м3, (г/л).

2) Вязкость воды. Значение вязкости пластовой воды и учет ее минерализации на вязкость, знание зависимости вязкости минерализационной воды от ее температуры имеют важное прикладное значение для нефтепромысловой практики.

Как показывает опыт обработки экспериментальных экспериментальных данных, в первом приближении, вязкость минерализованной воды может быть рассчитана следующим образом:

B	( B,t )	A	, где
c,t

соответственно.

	B	,
	c,t		B,t

- вязкость соленой и дистиллированной воды при температуре t

A 0,8831 10 3

- разность между плотностью минерализованной и плотностью дистиллированной воды при

t=20C
Минерализация воды С С	- суммарная массовая концентрация растворенных и коллоидных

веществ с растворе (пластовой воде)

			k		k
			mic		qic
С			i 1		i 1	,
	С
			Vпл B		Qпл B

где mic - масса i-ой соли, растворенной в пробе пластовой воды объёмом Vпл B ;