Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды

Подождите немного. Документ загружается.

Н.М. БАЙКОВ,

Г.Н.ПОЗДНЫШЕВ,

Р. И. МАНСУРОВ

Сбор

и промысловая

подготовка

нефти, газа

и воды

МОСКВА «НЕДРА:

1981

УДК 622.691.12 H- 622,276.8

Байков Н. М., Позднышев Г. H., Мансуров Р. И. Сбор и

промысловая подготовка нефти, газа и воды. М., Недра, 1981,

261 с.

Содержатся основные сведения о физико-химических свойст

вах многокомпонентных смесей, об изменении этих свойств в про

цессе эксплуатации нефтяных месторождений. Даны рекоменда

ции по борьбе с пульсацией давления и пенообразованием неф

тей. Описаны принципиальные технологические схемы сбора и

подготовки нефти, газа и воды. Изложены основные особенности

сбора нефти и газа на морских месторождениях. Рассмотрены

материалы по разработке, совершенствованию и эксплуатации

высокопроизводительного блочного автоматизированного обору

дования для подготовки нефти и воды.

Для инженерно-технических работников нефтяной и газовой

промышленности. Будет полезна студентам нефтяных вузов и

факультетов.

Рецензенты:

д-р техн. наук В. П. Тронов

(ТатНИПИнефть) „

канд. техн. наук Г. С. Лутошкин

(МИНХ и ГП им. И. М. Губкина)

Предисловие

В условиях быстрого развития нефтяной промышленности

проблемы дальнейшего совершенствования систем промыслового

сбора, процессов и аппаратов подготовки нефти, газа и воды

весьма актуальны.

Современная мировая практика освоения нефтяных место

рождений в осложненных условиях характеризуется использо

ванием широкого набора различных технических и технологиче

ских решений и средств добычи, сбора, подготовки нефти, газа

и воды на промыслах. При этом во многих технологических

процессах широко применяют высокопроизводительное автома

тизированное оборудование, работающее на месторождениях

без постоянного присутствия обслуживающего персонала, все

возможные химические реагенты и т. д. Разработаны и успешно

внедряются унифицированные технологические комплексы сбора

и подготовки продукции нефтяных скважин. Широкое распро

странение получили индустриальные методы строительства неф

тепромысловых объектов с использованием блочного автомати

зированного оборудования.

Организациями Миннефтепрома, Минхиммаша и Минпри-

бора в основном закончена разработка базового оборудования

и аппаратов для подготовки нефти и воды. Часть этого обору

дования успешно внедряется на промыслах.

Вместе с тем целый ряд проблем в рассматриваемой области

еще ждет своего решения. К ним относятся: разработка эффек

тивных способов и оборудования для глубокого обезвоживания

тяжелых и высоковязких нефтей; подготовка нефтей, содержа

щих механические примеси; повышение эффективности и на

дежности блочных аппаратов; разрушение ловушечных эмуль

сий; прогнозирование технологических параметров подготовки

нефтей и вод в зависимости от их физико-химических свойств

и т. д.

Авторы убеждены, что только в результате детального учета

физико-химических свойств и специфических особенностей слож

ных гетерогенных дисперсных систем — водонефтяных эмульсий

и пен — возможно дальнейшее совершенствование технологии и

техники подготовки нефти, газа и воды. Именно с этих позиций

рассмотрены теоретические основы процессов сепарации нефти

и газа; разрушения водонефтяных эмульсий; работа блочного

автоматизированного оборудования; построение технологических

схем подготовки продукции нефтяных скважин. При обустрой

стве морских месторождений особенно важны вопросы совер

шенствования оборудования, повышения эффективности и на

дежности малогабаритных блочных аппаратов. Разрабатывае

мые новые процессы и аппараты должны быть рассчитаны на

возможность их скорейшего внедрения на осваиваемых нефтя

ных месторождениях в крайне неблагоприятных климатических

и орографических условиях.

Многообразие явлений, процессов и проблем в области про

мыслового сбора и подготовки продукции нефтяных скважин,

естественно, не позволяют достаточно полно и глубоко рассмот

реть все основные вопросы в рамках одной монографии. Поэтому

авторы будут весьма признательны читателям за критические

замечания и оценку данной книги.

В написании глав V и XI принимали участие В. А. Крюков

и Ю. X. Лукманов, за что авторы приносят им глубокую благо

дарность. .

Главы I—IV, VI—IX написаны Г. Н. Позднышевым и

Р. И. Мансуровым, глава V — Н. М. Байковым и Поздныше

вым Г. H., глава X — Н. М. Байковым, глава XI —Г. Н. Позд

нышевым.

Глава I

Общие сведения о компонентном составе

продукции нефтяных скважин

Нефть, газ и вода — основные компоненты продукции неф

тяных скважин. Относительное содержание этих компонентов

в разные периоды разработки и эксплуатации нефтяных место

рождений может колебаться в довольно широких пределах: от

долей процента до 90 % и более.

В начальный — безводный период эксплуатации месторожде

ний продукция скважин представлена, в основном, нефтью и

газом. Главные проблемы, возникающие в этот период при

сборе и подготовке извлекаемых из недр флюидов, связаны с ре

шением вопросов сепарации нефти и газа и гашением пульса

ций потоков при совместном транспортировании нефтегазовых

смесей.

Переходный период, предшествующий повышению общей

обводненности продукции нефтяных скважин по всему место

рождению, выдвигает на первый план решение технологиче

ских вопросов, связанных с предотвращением образования стой

ких водонефтяных эмульсий, выбором и применением эффек

тивных методов очистки нефти от воды и солей. При решении

этих вопросов определяют и необходимые требования к техно

логии и технике подготовки нефти в течение всего периода раз

работки нефтяного месторождения.

Дальнейшее увеличение обводненности приводит к повыше

нию вязкости водонефтяных эмульсий, что на некоторых место

рождениях вызывает серьезные осложнения в системах сбора

в связи с увеличением в них давлений перекачки. Этот период

характеризуется также введением в эксплуатацию дополнитель

ного оборудования для предварительного сброса воды и увели

чением нагрузок на установки подготовки нефти.

На поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения,

когда общая обводненность нефтяных скважин превышает 50 %,

а количество нефтяного газа уменьшается, возникают проблемы

нехватки газа для подогрева сырых нефтей и перевода нагре

вателей с газообразного топлива на жидкое (нефть).

Специфические проблемы возникают при содержании в про

дукции скважин сероводорода, углекислого газа, при добыче

парафинистых, высокозастывающих нефтей; при смешении про

дукции из разных нефтеносных горизонтов и т. д.

КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ

Нефть представляет собой сложную природную смесь угле

водородов. Основными химическими элементами, входящими

в состав нефти, являются: углерод 82—87 мае. %, водород 11 —

15 мае. %, сера 0,1—7,0 мае. %, азот до 2,2 мае. % и кислород

до 1,5 мае. %. В нефтяной золе найдены многие элементы таб

лицы Д. И. Менделеева.

Большая часть (до 95%) соединений, содержащих гетеро

атомы, находится в наиболее высокомолекулярной части неф

тей— в асфальто-смолистых веществах, которые в зависимости

от углеводородного состава нефти, количества растворенного

газа и температуры могут быть в молекулярно-растворенном

или коллоидно-диспергированном состоянии. Высокоплавкие

парафиновые углеводороды, в зависимости от условий, пред

ставляют собой истинный раствор в нефти или грубую диспер

сию кристаллических частиц. Поэтому в зависимости от темпе

ратуры, давления, степени разгазирования и т. д. нефть может

быть гомогенным раствором либо сложной дисперсной системой.

От того, в каком состоянии находится нефть, зависят ее реоло

гические параметры, склонность к пено- и эмульсообразованию,

стойкость эмульсий и т. д. При переработке нефти определяют

ее фракционный и групповой составы, полученные при разгонке

нефти в стандартных условиях (ГОСТ 2177—66).

Вопрос о научной классификации нефтей до сих пор яв

ляется предметом дискуссии.

В некоторых работах предложена химическая классификация нефтей по

показателям, которые позволяют с тем или иным приближением оценить наи

более рациональный путь их переработки для получения продуктов заданного

свойства.

В основу химической классификации, разработанной акад. С. С. Намет

киным, положено содержание в нефти углеводородного компонента, соста

вляющего не менее 50%. Соответственно выделяются три типа нефтей: мета

новые (M), нафтеновые (H), ароматические (А). По содержанию дополни

тельного компонента (составляющего не менее 25 %) выделяют еще четыре

типа нефтей (в названии основной компонент занимает первое место): мета-

но-нафтеновые (MH), нафтено-метановые (НМ), ароматико-нафтеновые (АН),

нафтено-ароматические (НА), когда все три основных компонента представ

лены приблизительно в равных количествах,— метано-нафтено-ароматические

(MHA).

Такая схема классификации нефтей условна, так как нефти с преобла

дающим содержанием углеводородов какого-либо одного класса встречаются

довольно редко. Большей частью нефти представляют собой разнообразные

смеси различных углеводородов.

А. Ф. Добрянским (1948 г.) была предложена генетическая схема клас

сификации нефтей. По ней можно проследить достаточно четкую связь

между общими характеристиками нефти (плотностью и вязкостью) и химиче

ской структурой нефти (элементарным и групповым составом, суммарным

содержанием всех полярных и асфальто-смолистых веществ, объединенным

в общую фракцию акцизных смол, а также выходом светлых продуктов:

бензина, керосина, масел).

В зависимости от содержания парафина, асфальтенов, смол и серы нефти

классифицируются на: парафинистые (более 20% твердого парафина); мало-

парафинистые (менее 2 % парафина); малосмолистые (суммарное содержа

ние асфальтенов и смол менее 6 %); смолистые (10—25% смол и асфальте

нов) и асфальтеновые (более 25 % смол и асфальтенов), бессернистые (менее

0,5 % серы); сернистые (от 0,5 до 2%) и высокосернистые (более 2%).

Рассмотренные схемы классификации нефтей позволяют избежать неже

лательных последствий при смешении нефтей в процессах их внутрипромыс-

лового сбора и подготовки.

Для нефтепереработки, например, нежелательно смешивать нефти с вы

сокооктановыми фракциями бензина с другими сортами нефтей, так же как

малосернистые маслянистые нефти с низким содержанием парафина смеши

вать с тяжелыми асфальто-смолистыми или парафинистыми нефтями.

Метановые углеводороды (алканы). Углеводороды ряда

СпН2п+2, часто называемые по названию первого члена этого

ряда метана (CH4) метановыми, присутствуют во всех нефтях

и являются одной из основных составных частей. Алканы во

фракциях распределены неравномерно, концентрируются, глав

ным образом, в нефтяных газах и бензино-керосиновых фрак

циях, Для некоторых нефтей Характерно почти полное отсутствие

парафинов и высококипящих фракциях. Метановые угле

водороды представлены в нефти во всех трех агрегатных со

стояниях: газообразные (Cl—C4), жидкие (Cs—Cis) и твердые

(Ci6 и выше) (табл. I).

Известно, что около половины парафиновых углеводородов

нефти имеет нормальное строение, а остальная часть представ

лена разветвленной структурой. Изоалканы—ценные компо

ненты бензинов и масел, улучшающие их эксплуатационные

свойства. Разветвление молекул алканов, особенно при переме

щении боковой цепи к центру, а также при увеличении числа

заместителей и удлинении цепи значительно снижает темпера

туру плавления изомеров по сравнению с углеводородом нор

мального строения. Это видно из следующих примеров:

С20Н42

.............................................. * . ♦ T ПЛ»

°С С26^54 ................................... Гпл, 0C

Эйкозан .............................. 36,7 Гексакозен........................... 56,4

2-Метилнонандекан .... 18,3 13-Метилпентакозан . . . 29,0

9, 10-Демитилоктадекан . . 5,5 11-Амилпенэйкозан 9,1

Твердые метановые углеводороды, парафины, присутствуют

практически во всех нефтях, оказывая иногда решающее влия

ние на технологию и технику добычи, сбора, транспортирования,

подготовки и переработки нефти. Содержание парафина в нефти

может колебаться от следов до 20—28 %.

Состояние парафинов в нефти зависит от температуры и

давления. Они хорошо растворяются в нефти только при повы

шенных (40 0C и выше) температурах. Так как пластовая тем

пература нефтяной залежи в большинстве случаев выше 40 °С,

то можно принять, что парафины в пластовых условиях

Таблица I

Физические свойства некоторых. метановых углеводородов

Углеводород

Формула

Молекулярная

масса

Плотность,

г/см 5

Показатель

преломления

Температура, 0C

Растворимость

в воде *

застывания

кипения

Метан

CH4

16,04

0,3000

—

— .

—161

9,0

Этан

C2He

30,07

0,4570

—

—88

4,7

Пропан

C3H8

44,09

0,5077

—

— -4 2

6,5

Бутан

C4H10

58,12

0,5845

—

-0 ,5

15,0

Пентан C5H12

72,15

0,6312

1,3575

— +36,0

0,036

Г ексан

C6H14

86,17

0,6640

1,3748

—

68,7

0,014

Гептан

C7Hle

100,20 0,6882 1,3876

-9 0,6 98,5

0,005

Октан

^eHi8

114,22

0,7069

1,3974 —56,8 125,7 0,001

Нонан CgH2O

128,25

0,7217

I,4054

—53

150,8 —

Декан

С10Н22

142,28

0,7341

1,4119 —30

174

—

Ундекан CnH24

156,30 0,6442

1,4172

—26,5 196

—

Додекан

С12Н26

170,33

0,7526

1,4216

—12

216

—

Тридекан

С13Н28

184,35

0,7607

1,4256

—6,2

325

—

Тетрадекан

С14Н30

198,38

0,7677

1,4289 +6,5

253

—

Пентадекан

Ci6H32

212,41

0,7721

1,4319

+10

271

—

Гексадекан

CuH34

226,43

0,7773

1,4345

+18,0

287

—

* Растворимость (количество веществ, насыщающих 100 г воды) для Cj—С4 приведена в кубических сантиметрах,

для Cs и выше в граммах.

образуют в нефти гомогенный раствор. При извлечении нефти

температура и давление снижаются, что приводит к выделению

парафина из нефти.

Вследствие этого изменяются реологические свойства неф

тей (вплоть до образования структуры с потерей текучести

нефти), осложняются добыча и транспортирование продукции

скважин из-за парафиновых отложений. Микрокристаллы твер

дых парафинов, попадая на границу раздела, вызывают стаби

лизацию водонефтяных эмульсий. Установлено, [53], что для

разрушения эмульсий с парафиновым типом стабилизатора тре

буются повышенная температура и добавление деэмульгатора.

Наряду с твердыми углеводородами метанового ряда в нефтях

могут находиться вещества, способные к кристаллизации, имею

щие одновременно с нормальными и изопарафиновыми цепями

и циклические структуры. Эти углеводороды входят в состав

церезинов.

Церезины — это высокоплавкие углеводороды, по составу и

свойствам значительно отличаются от парафинов. Температура

плавления парафинов 45—54 °С, церезинов 65—88 °С. Парафины

легко кристаллизуются в виде пластинок и пластинчатых лент;

церезины имеют мелкоигольчатую структуру и кристаллизуются

с трудом, температура кипения парафинов не более 550 °С, цере

зинов— выше 600 0C и т. д. Церезины обладают большей хими

ческой активностью. Они бурно реагируют с серной и хлорсуль-

фоновой кислотами.

При анализах нефтей обычно оценивают общее содержание

твердых парафиновых углеводородов, не разделяя их на пара

фины и церезины. Однако, если сопоставить (табл. 2) свойства

(^itji °С) твердых углеводородов, выделенных из нефтей и при

родных стабилизаторов водонефтяных эмульсий, то оказывается,

что в состав защитных оболочек входят более высокоплавкие

компоненты нефти.

Нафтеновые углеводороды (циклоалканы). Циклические по-

лиметиленовые углеводороды, называемые нафтеновыми (или

циклоалканами) углеводородами, были открыты русскими хи

миками В. В. Марковниковым и В. Н. Оглобиным. Содержание

нафтенов во многих нефтях растет по мере утяжеления фрак

ций. Только в наиболее высококипящих масляных фракциях их

количество снижается и увеличивается количество ароматиче

ских углеводородов.

К нефтям, богатым нафтеновыми углеводородами (40—

60%), относятся бакинские и эмбенские нефти. Нефти восточ

ных районов содержат их меньше.

Простейшие циклоалканы: циклопропан, циклобутан и их го

мологи, а также углеводороды, имеющие в цикле семь и более

атомов углерода, в нефтях не обнаружены.

Моноциклические нафтены ряда СпН2п (табл. 3) широко

представлены в нефтях циклопентановыми и циклогексановыми

Таблица 2

Содержание и характеристика парафинов, выделенных из нефтей

и природных стабилизаторов нефтяных эмульсий

Парафины, выделенные из

Нефть

нефти

стабилизатора

содержание,

мае. %

(на нефть)

'и,' °С

содержание,

% (на стаби

лизатор)

t 0C

пл» ^

Бузовнпнская (Азербайд

жан)

0,3

55,0

51,3 77,0

Мухановская (Куйбы

шевская обл.)

5,5

57,0

65,8

84,0

Кулешовская обл.

3,8

59,0

45,3

82,0

Радаевская обл.

5,7

56,0

25,6

101,0

Бариновская обл. 5,4

58,0

23,5 86,0

Узеньская (п-ов Южный

Мангышлак) 20,0

55,0

74,5

85,0

Ромашкинская (Татария)

3,6 55,0

65,4

Арланская (Башкирия)

рия)

4,1 58,0 28,7

Сергеевская (Башкирия) 5,5

56,0

85,0

Правдинская (Западная

Сибирь)

4,3

57,0

43,2

углеводородами. В бензиновых фракциях различных нефтей

обнаружено более 50 индивидуальных представителей этого

класса углеводородов. Установлено, что в бензинах и частично

в керосинах присутствуют в основном моноциклические нафтены

рядов циклопентана и циклогексана с короткими боковыми

алифатическими цепями.

Строение нафтенов, находящихся во фракциях выше 200 °С,

изучено недостаточно. Наряду с моноциклическими нафтенами

(CnH2n) в нефтях присутствуют и полициклические (CnH2n-^,

СпН2п- 4 и т. д.). Нафтеновые углеводороды — важнейшая сос

тавная часть моторных топлив и смазочных масел. Первым они

придают высокие эксплуатационные свойства. Вторым, являясь

их главной составной частью, обеспечивают малое изменение

вязкости с изменением температуры, что является одним из ос

новных требований к смазочным материалам.

По химическим свойствам нафтеновые углеводороды близки

к парафиновым углеводородам. Однако асфальтены и смолы

они растворяют лучше.

Ароматические углеводороды. Ароматические углеводороды

относятся к циклическим непредельным углеводородам бензоль

ного ряда (по названию первого представителя — бензола)

(табл. 4). Плотность, химическая стабильность, токсичность и

другие характеристики нефти зависят от содержания и состава

ароматических углеводородов.