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

Подождите немного. Документ загружается.

Оренбургская область

Покровское

0,8

16,0

0,6

Казахская CCP

Узеньское

0,13

Жетыбайское

0,7 3,0

—

Украина

Леляковское

0,8 1,3

Азербайджанская CCP

Сураханы

—

6,9

—

Туркменская CCP

Небит-Даг

—

2,0

—

Чечено-Ингушская АССР

Али-Юртовское

—

2,5 0,2

0,15

Узбекская CCP

Хаджиабадское

—

0,1

I »8

0,1

35.0

60,3

70.0

2,3

88,8

91,2

77,7

80.1

24.0

19.0

14,2

7.0

2.0

3,0

13,5

9,2

16,0

11,6

7.8

24,1

1,0

1.8

4,5

3,7

2,0

1,3

6,1

0,3

0,5

0,6

1,7

2,9

3,1

2,3

16,1

0,3

0,7

1,0

0,6

0,8

0,5

8,1

0,2

0,3

3,5

0,7

0,8

0,4

11,1

0,3

0,2

0,3

0,4

2,0

0,6

7,1

0,1

0,3

0,1

550

470

300

1600

100

240

Состав нефтяных газов некоторых месторождений

Днепровско-Донецкой впадины

Таблица 8

Месторождения нефти

Компоненты нефтяного

газа, объем. %

Гнединцев-

ское

Леляковское

Качановское

Глинско-

Розбышевское

Азот

8,2

1,3

3,9 2,3

Углекислый газ

0,2

0,8

1,7

4,2

Метан

0,5

2,3 27,5

12,5

Этан

2,8

7,0

5,7

8,2

Пропан

23,8

24,1

10,0

18,1

изо-Бутан

6,3

6,1

5,0

4,2

н-Бутан

18,0

16,1 16,0

10,8

из о-Гентан

8,0

8,1 5,2

6,5

Циклопентан

2,3

2,2

2,0

изо-Гексан

1,6

5,8

3,4

5,2

н-Гсксан

10,8

7,1

4,9 9,2

Метилциклопентан

4,0

2,1 2,7

2,3

Циклогексан

1,1

5,6

5,1

5,5

Бензол

0,2

0,6 5,0

Таблица 9

Физико-химические характеристики основных компонентов

нефтяного газа

Вещество

I Молекулярная

масса

Плотность (отно

сительно воздуха)

Температура

самовоспламене

ния, 0C (в воз

духе)

Теплота сгора

ния, ккал/м*

Растворимость при

нормальных усло

виях, M3 /M 3

в воде

в керосине

Воздух

1,0

— —

0,02

—

HoO (пар)

18,0

0,59 — —

— —

28,0

0,97

—

0,02

—

CO2

44,0

1,53

—

0,88

—

H2S

34,1

1,20

—

2 600

2,91

—

CH4

16,0

0,56

645 9000

0,03 5,0

C2H6

30,1

1,03

530 15 700

0,05

7,0

C3H3

44 Л 1,56

510 22 400 0,04

8,5

Л-С4Н10

58,1 2,10

490

29000 0,003

11,0

"-C 5H12

72,2

2,70

400

35 600 — —

W-C6H14

86,2

2,97

300 42400

— —

СбНи -|- высшие

90,0

3,00

250

45 000.

—

(по отношению к воздуху), из-за повышенного содержания N2

и CO2 могут иметь плотность, близкую к плотности высококало

рийных жирных газов.

КЛАССИФИКАЦИЯ ПЛАСТОВЫХ ВОД. ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ

Состав пластовых вод, извлекаемых вместе с нефтью, чрез

вычайно разнообразен и зависит от геологического возраста,

стратиграфии и химического состава эксплуатируемого гори

зонта, физико-химических свойств нефтей и газов, пластовой

температуры, давления и т. д. Поэтому пластовые воды, как

в пределах одной нефтяной залежи, так и особенно для разных

нефтеносных районов, имеют существенные различия в количе

ственном содержании и качественном составе растворенных

минеральных солей, газов, полярных поверхностно-активных

веществ и нейтральных углеводородных компонентов нефти.

Пластовые воды — сложные псевдостабильные системы, рав

новесное состояние которых легко нарушается с изменением

пластовых условий. Снижение давления, температуры, контакт

с другими пластовыми или пресными водами неизбежно приво

дят к нарушению ионного равновесия. При дегазации пластовых

вод может существенно измениться показатель pH, позволяющий

судить о химической реакции вод (кислой или щелочной), их

агрессивности по отношению к металлам, бетону и т. д. Напри

мер, при дегазации сероводородсодержащих вод pH среды вслед

ствие выделения H2S увеличивается. Дегазация пластовых вод,

пересыщенных ионами Ca2+, из-за улетучивания CO2 приводит

к выпадению в осадок нерастворимых солей карбоната кальция:

Ca (HCO3)2 — CaCO3 + \2С02 + H2O.

Более сложные и необратимые изменения происходят при

газировании и контакте с кислородом воздуха железосодержа

щих (девонских) вод:

Fe (HCO3)2- FeCO3 + JCO2 + H2O;

FeCO3-F eO + JCO2;

F eO -.|F e (OH)2;

4Fe (OH)2 + O2 + 2Н20 — |4Fe (OH)3.

Из приведенных уравнений следует, что при дегазации и уда

лении углекислого газа из железосодержащих вод pH системы

увеличивается, а при контакте с кислородом воздуха и гидро

лизе солей железа, наоборот, pH системы уменьшается.

Смешение угленосных сероводородсодержащих пластовых

вод с железистыми девонскими водами приводит практически

к мгновенному появлению в системе значительного количества

коллоидизированной взвеси сульфида железа:

Fe (HCO3)2 + H2S - FeS + 2Н20 + fC02.

Появление определенного количества частиц FeS и других

нерастворимых осадков (солей) в пластовых водах существен

ным образом сказывается на процессах стабилизации и разру

шения нефтяных эмульсий. При эмульгировании таких вод

нефть, флокулируя эти частицы, загрязняется механическими

примесями. Это приводит к повышению стойкости эмульсионных

смесей, что в конечном итоге отражается на технологии и тех

нике промысловой подготовки нефти и воды.

Так, при подготовке смеси девонских и угленосных нефтей

требуется большее количество деэмульгатора, подогрев до более

высокой температуры и более длительное отстаивание.

Основные характеристики пластовых вод, учитываемые в тех

нологических процессах сбора, транспортирования и подготовки

эмульсионных нефтей — это плотность, общая минерализация и

жесткость (склонность к солеотложению). Плотность и минера

лизация— взаимосвязанные характеристики пластовых вод.

Общая минерализация пластовых вод — это количество рас

творенных солей в I л воды. В основном это хлориды и сульфаты

натрия, калия, магния и др. В зависимости от общего содержа

ния солей и плотности условно выделяют (табл. 10) три основ

ные группы пластовых вод: солоноватые, соленые и рассольные

(высокоминерализованные).

Таблица 10

Классификация пластовых вод по минерализации и плотности

Группа

Общее

содержание

солей, г/л

Плотность воды,

Kr/M3

Плотность воды

(градусы Боме) Be0

Солоноватые

1—6

До 1005

До 0,7

Соленые

6—150

1005—1170

0,7—15,0

Рассольные (высокоми

нерализованные)

более 150

более 1170

более 15

Примечание. Be0== 144,3

--------

По химическому составу и типу (по Сулину) пластовые воды

нефтяных месторождений Советского Союза различны

(табл. И).

Пластовые воды могут содержать в растворенном или дис

пергированном виде различные компоненты нефтяного газа,

нефти, реагент-деэмульгатор и частицы механических примесей.

Содержание их в значительной степени зависит от принятой

технологии и техники добычи, сбора и подготовки нефти,

Таблица 11

Химический состав и тип пластовых вод некоторых нефтяных месторождений

Нефтяной район,

месторождение

И е;

S i

Химический

состав, мг/л

Тип вод (по Сулину)

S s

с *

i s

о S Ч

С11“

SO^

нсо*

Ca1+

Mg3+

(Na+ +

+ К+)

H2S

ре2+:3+

Западная Сибирь

Усть-Балыкское

Татария

1010—

1015

16—

9 600 3,7

360

220

150 5 800

1,2 6,7

Гидрокарбонат-

риевый

Ромашкинское

Башкирия

1100—

1150

160—

170

70000-

80000

130—

200

40—

140

8 000-

10 000

1800—

2500

32000—

35 000

5 0 -

6-7,5 Хлоркальциевый

Туймазинское

(девон)

1100—

1180

130—

220

70000—

100 000

80—

100

150—

300

20000—

25000

6000—

7200

20 ОСО-

25 000

—

20—

100

6 -7,5

То же

Арланское

(угленосное)

Куйбышевская

область

1150—

1170

200—

225

128000

220 60—

5500—

6000

3400—

3800

9000—

10000

0 -7

Мухановское (де

вон)

Оренбургская

область

1Ш —

1200

240—

265

148000-

150 000

OTC.

40 000

33000

44000

150—

170

6 -7,5

>»

Заглядинское

(девон)

1100—

1170

150—

200

70 000—

80 000

900—

1000

80—

100

9000—

10000

800—

1000

40000—

52000

420

—•

6,5—7,0

Заглядинское

(турней)

1100—

1105

150—

180

80000—

91 800

1000—

1460

140—

170

6500-

7100

1000—

1200

50 ОСО-

78 000

150—

200

6,5-7,0

”

Таблица 12

Количество и состав растворенных газов в пластовых водах,

поступающих на очистные сооружения [38]

Р*

Состав газа,

, мол %

Район,

месторождение

j Плотность

I пластовой

I воды

О*

Содержани

газа, л /м 3

HaS

CO,

CH4

C2H6

C3H8

C4H1O

+ выс

шие

Западная Сибирь

Трехозерное 1,005

отс.

6,7

24,3

28,5

6,7

4,8

Тетеро-Морты-

мьинское 1,008 30

от с.

3,0 3,0

94,5

0,8

0,5

Следы

Куйбышевская

обл.

Мухановское

1,140

55 84 7,6

Сле

0,2

2,5 3,2

8,5

Красноярское

1,150 50

180 90

5,3

ды

2,7

0,2 0,6

1,2

2,7

а также от общих физико-химических свойств обрабатываемой

продукции скважин.

Пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе ее де

эмульгации, и составляют основной объем так называемых неф

тепромысловых сточных вод. В зависимости от давления, тем

пературы и минерализации пластовых вод содержание в них

отдельных компонентов нефтяного газа (главные из которых

сероводород, углекислый газ, азот, метан, этан и пропан) может

колебаться в пределах 5—200 л/м3. Количество эмульгирован

ной нефти может достигать от следов до десятков процентов.

В последнем случае пластовые сточные воды следует рассмат

ривать как нефтяные эмульсии прямого типа (М/В).

Присутствие даже небольшого количества растворенных га

зов и нефтепродуктов может оказать существенное влияние на

коррозионную агрессивность пластовых вод, а при разгазиро-

вании и контакте с воздухом этих вод может ухудшиться сани

тарное состояние окружающей среды, и в определенных усло

виях не исключена возможность образования взрывоопасной

смеси. Поэтому для решения многих вопросов, связанных с ути

лизацией пластовых и нефтепромысловых вод, необходимо

иметь сведения о количестве и составе растворенных в них

газов и нефтепродуктов (табл. 12).

Глава II

Физико-химические свойства продукции скважин,

влияющие на технологию и технику

подготовки нефти, газа и очистки

нефтепромысловых сточных вод

Плотность — важнейшая характеристика нефти и пластовой

воды, во многом определяющая их качество. Чем меньше плот

ность нефти, тем выше ее стоимость на мировом рынке.

Товарные нефти различных месторождений Советского Союза

характеризуются довольно широким диапазоном плотности: от

770 до 970 кг/м3. В среднем по отрасли. плотность товарных

нефтей составляет около 870 кг/м3. Плотность нефтей колеб

лется и в пределах каждого нефтяного района, это объясняется

тем, что большинство разрабатываемых нефтяных месторожде

ний представлено многопластовыми залежами, для которых, как

правило, с увеличением глубины залегания продуктивного гори

зонта плотность нефти снижается. Плотность нефти зависит от

ее состава и общего содержания тяжелых асфальто-смолистых и

сернистых компонентов. Сравнивая плотности товарных нефтей

с примерно равным содержанием асфальтенов и смол, можно по

лучить ориентировочные представления об их углеводородном

составе. Парафиновые нефти имеют плотность в пределах 750—

800, нафтеновые 820—860 и ароматические 860—900 кг/м3.

Характер изменения плотности нефти в процессе ее добычи

сбора и подготовки зависит от температуры, содержания неф

тяного газа и эмульгированной пластовой воды. Влияние тем

пературы на изменение плотности нефти, согласно линейному

закону Д. И. Менделеева, выражается уравнением

где pt — плотность нефти при температуре испытания; P —

коэффициент (температурная поправка), значения которого мо

гут быть вычислены из уравнения

От колебания температуры зависит и изменение объема

нефти. Для характеристики этого вводят понятие термического

коэффициента объемного расширения

ПЛОТНОСТЬ НЕФТЕЙ И ПЛАСТОВЫХ ВОД

Р20 =

— P — 2 0 ),

(5)

P = 0,001828 — 0,001320р<.

(6>

(7)

где а* — величина, представляющая приращение объема тела,

отнесенного к единице объема, занимаемого телом при /= O 0C,

при изменении температуры на I 0C и p=const.

Часто для нефтей отождествляют коэффициент а (коэффи

циент термического расширения) с коэффициентом р, тогда как

<* -p /(i-p * i) (I - т - (8)

Следовательно, численные значения коэффициентов а и р сов

падают только при условии, когда /I= ^ = O 0C.

Значение коэффициента а необходимо учитывать при расче

тах заполнения резервуаров, отстойников и других емкостей

нефтью при различных температурах. При линейной зависи

мости объема нефти от температуры находим

I + 32. 1*2

°2 = vI " , I :

---

J— '

I + а2. \t\

или приближенно

V2 = Vi [I +32., (*2— fl)]. (10)

Эту формулу чаще используют на практике.

Наличие растворенного и окклюдированного нефтяного газа

оказывает на плотность нефти сложное влияние, зависящее от

давления, степени разгазирования и температуры.

Обычно плотность газонасыщенной нефти рассчитывают по

методу Стендинга и Катца [10], пользуясь для этого формулой

p ' - p f + др20 + д р£ , ( И )

с поправками:

Др™ = (1 87 ,4 -1 5 4 ,25Pf° )/>10-6, (12)

Дрр = (185,4 — 148,Зр^) (20 — t) 10-5, (13)

п20 I +

O,OQ1293

Pi 1_ ЛурО,001293 ’

Po Ткаж

где Pp — плотность газонасыщенной нефти при давлении р и

температуре t, кг/м3; рГ — плотность нефти после I ступени

сепарации (давление 0,1 МПа) при /=20°С, кг/м3; р0 — плот

ность окончательно разгазированной товарной нефти, кг/м3;

Г — газовый фактор, м3/м3; Vo — относительная плотность неф

тяного газа (по воздуху); 7каж— кажущаяся плотность нефтя

ного газа, кг/м3,

Ткаж = 0,274 + о, 2 Yo-

Для нерасслаивающихся эмульсионных нефтей с известной

обводненностью (до) и минерализацией пластовых вод плот

ность рассчитывают, исходя из правила аддитивности по фор

муле

рэ = ( ^ h Ph ^ в р в ) / ( ^ н 4 “ ^ в ) » ( 1 5 )

P3 = Ph ( I - cP ) H - P b? , (1 6 )

где ф — объемная доля дисперсной фазы ф = ув/(^н+ ^ в),

рэ, Pb» рн — соответственно плотность эмульсионной системы,

пластовой воды и безводной нефти, кг/м3.

Для газонасыщенных эмульсионных нефтей с достаточной

точностью плотность системы рассчитывают по формуле

Рем=" Рэ ( 1 - “ 0 + *Рг » ( 1 7 )

где рэ и рг — плотность эмульсионной нефти и газа при сред

них давлении и температуре смеси в трубопроводе; L — истин

ное газосодержание.

Плотность пластовых или нефтепромысловых сточных вод

определяется, главным образом, их минерализацией и в пределе

может достигать значения 1,2 г/см3 (1200 кг/м3).

С повышением температуры плотность воды уменьшается по

линейному закону, но заметно меньше, чем плотность нефти.

Это означает, что с повышением температуры увеличивается

разность плотностей минерализованной сточной воды и нефти.

Это обстоятельство следует учитывать при проектировании от

стойной аппаратуры для процессов подготовки нефти и воды.

ПЛОТНОСТЬ НЕФТЯНОГО ГАЗА

На практике чаще всего относительную плотность нефтяных

газов определяют, приняв за единицу плотность чистого сухого

воздуха при нормальных условиях (?=0°С; р= 1,0133-IO5 Па) :

Р(*,

р) ~ m (t, р )/* ^ 9

O S )

где т и то — массы газа и воздуха, заключаемых в одном и том

же объеме при давлении

и температуре

Для того, чтобы получить плотность нефтяного газа в абсо

лютных единицах, величину р(/, Р) следует умножить на плот

ность сухого воздуха при нормальных условиях (т. е. на вели

чину 0,001293 г/см3); или в единицах СИ:

р )

^ 0 » М 1 293 jQ-6

р) ^

1 »293р(^

ру

(1 9 )

Вес нефтяного газа в единице объема, рассчитывают по

формуле

р) = P(t, р)8 “ 1*293р(/>;?)9,81 = 12,684р(, р). (20)