Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

ємності, яка виконує функції додаткового сепаратора, буфера перед

насосами та відстійника. Вона призначена для здійснення першого

ступеня сепарації, подальшого транспортування нафти відцентровими

насосами за тиску

0,9...3,1

МПа

газу - під тиском сепарації

(0,5

МПа).

Рисунок 11.8 — Схема циклонного двоємнісного сепаратора: 1 - гідроцик-

лонна головка; 2 - напрямний дашок; 3 - верхня ємність;

12 - зливні полиці; 5 - кутові краплеутворювачі;

6 - розбрискувач; 7 - жалюзна касета; 8 - заслінка; 9 - тяги;

10 - виконавчий механізм; 11 - давач рівнеміру поплавко-

вого типу; 13 - заспокоювач рівня рідини; 14 - нижня

ємність

Аналогічними є дотискні насосні станції типу ДНС із подаванням

7000...20000 м /добу за тиску нагнітання рідини 19...28 МПа.

Ефективність роботи

сепаратора

характеризується

коефіцієнтом

з з

винесення

краплинної рідини потоком газу (см /1000

)

(11.1)

661

коефіцієнтом винесення вільного газу

потоком рідини (10 см /м )

, (11.2)

а технічна

досконалість

- граничною середньою швидкістю газу у

вільному перерізі сепаратора V

щ^ і часом

затримування

рідини в

сепараторі

t^,

де Q

- об'ємні витрати відповідно рідини та газу на

виході із сепаратора; q

, q

- об'ємні витрати відповідно краплинної

рідини та вільного газу, що виносяться потоком (витрати беруть за

тиску

температури в сепараторі).

Показники ефективності залежать від конструкції сепараторів,

властивостей рідини та газу, температури та тиску сепарації, здатності

рідини до спінювання та ін. Рекомендовані допустимі норми ефек-

тивності роботи сепаратора: ,Кр<50см /1000 м ; К

<2010 см /м ;

тах=0,1 ...9,25

м/с (менші значини - для гравітаційних сепараторів,

більші - для сепараторів із краплевловлювачами),

tj,

= 1 ...5

хв для нафт,

які не спінюються, і ty=5..20 хв для нафт, які спінюються. Якщо

сепаратор забезпечує одержання допустимих норм за К

і К

, але

менших ґз і більших V

max,

то він технічно досконаліший та еконо-

мічніший порівняно з однотипним в однакових виробничих умовах.

Розрахунок

сепарації

Розрахунок процесу сепарації - це розрахунок фазової рівноваги

вуглеводневих систем, який вивчають у фізиці пласта.

Склади рідинної та газової фаз, їх відносні кількості та склад

двофазної л-компонентної системи пов'язані рівняннями фазових

вмістів компонентів суміші:

*,-= = - ; (П.З)

L +

Ki(l-L) \

V(K

-\)

662

Уі

ZiKi

=—^—; (П.4)

L +

Kiil-L) \

V{K

-\)

П П у

Тут

Xj,

y„

z\ - молярні частки /-го компонента відповідно в рідинній

фазі, газовій фазі та двофазній системі; L, V- молярні частки рідинної

та і^азової фаз у двофазній системі;

К[

- константа фазової рівноваги

/-го компонента; п - кількість компонентів, причому

V =

Zi=XiL

yiV;

Kj^yj/xf.

(11.8)

У ході розрахунку сепарації визначають відносні кількості та

склади фаз, на які поділяється система за заданих тиску, температури

та загального складу.

Для розв'язування потрібно знати константи рівноваги, які зале-

жать від тиску, температури та тиску сходження (тиск, за якого

константи рівноваги всіх компонентів дорівнюють одиниці). А тиск

сходження визначають за складом рівноважної рідинної фази, який

сам підлягає визначенню. Тому розрахунки виконують ітераційним

методом. Спочатку задають перше наближення тиску сходження,

яке для нафтогазових систем має бути не меншим за 35 МПа. Потім

за допомогою графіків або за рівняннями знаходять константи

рівноваги. Далі за відомим складом суміші z\ і константами К\ з

будь-якого еквівалентного рівняння (11.5) - (11.7) обчислюють

молярну частку рідинної (або газової) фази в суміші L (або V).

663

Тоді за рівняннями (11.3) і (11.4) знаходять склади фаз х, і у\.

Зазначимо, що константи рівноваги в нафтогазових системах за

тисків, менших за 5 МПа, практично не залежать від тиску

сходження. У такому випадку їх вибирають згідно з графіками

(таблицями), а сам розрахунок спрощується.

Аналіз процесу сепарації показує, що багатоступенева сепарація

(із відведенням газу) дає збільшення виходу нафти на 2-5% і вище

порівняно з однократним розгазуванням. Це пояснюється тим, що в

разі однократного (контактного) розгазування різко знижується тиск, у

результаті чого нафта "кипить"; при цьому бурхливо виділяються

легкі вуглеводні, які захоплюють за собою велику кількість важких

вуглеводнів, котрі за нормальних умов є рідинами. А у випадку

багатократного (диференціального) розгазування вуглеводні виді-

ляються в якійсь мірі послідовно, причому на кожному ступені вони

відводяться із системи.

Дані рівняння використовують для оптимізації багатоступеневої

сепарації, зіставляючи прибуток від збільшення виходу нафти і

капітальні вкладення. У більшості випадків можна обирати тристу-

пеневу сепарацію за тисків на ступенях: І - 0,6 МПа,

- 0,15...0,25 МПа

і Ш

- 0,02 МПа, а іноді навіть вакуум.

Розрахунки розгазування нафти за невеликих тисків сепарації

(0,4...0,9 МПа) можна з достатньою для практики точністю виконати за

законом Дальтона-Рауля. Кількість газу, що виділився внаслідок

сепарації, можна розрахувати за коефіцієнтом розчинення газу в нафті,

використовуючи лабораторні дані розгазування або закон Генрі.

664

Розрахунки

сепараторів

Сепаратор піддають гідравлічному та механічному (на міцність)

розрахункам.

Гідравлічний розрахунок зводиться до розрахунку на пропускну

здатність за газом і рідиною або до вибору (розмірів) діаметра

сепаратора залежно від витрати газу.

Розрахунок за газом стосовно вертикального гравітаційного

сепаратора виконують з умови, щоб швидкість V

руху газового

потоку в сепараторі була меншою за допустиму швидкість V

гдоп

, за

якої відбувається гравітаційне осадження рідинних і твердих частинок

у зустрічному потоці газу, тобто

rAon- (П.9)

Швидкість v гдоп (м/с) встановлюють або з умови рівності сил, що

діють на частинку, і сили опору середовища, яка виникає під час

осадження частинки (формули Стокса, Аллена, Ньютона - Рітінгера та

ін.),

іноді зменшуючи її на 15-20%, або виходячи з практики

експлуатації сепараторів - за формулою:

гдоп

0,245

lfp~, (11.10)

де/?

тиск у сепараторі, МПа.

Виражаючи швидкість V

через витрату газу і площу поперечного

перерізу (діаметр) сепаратора і використовуючи формулу (11.9),

визначають пропускну здатність (витрату газу) за заданого діаметра

або навпаки.

Для розрахунку горизонтального гравітаційного сепаратора в

нерівності (11.9) V

гдоп

множать на відношення довжини сепаратора

до його діаметра.

665

Гідравлічний розрахунок гравітаційного сепаратора за рідиною

виконують, виходячи з умови, щоб швидкість піднімання рівня рідини

V р у ньому була меншою від швидкості спливання

газових

бульбашок, тобто

<(o

. (1111)

Виражаючи швидкість V

через витрату рідини та площу дзеркала

рідини в сепараторі і швидкість ш

за формулою Стокса, визначають

пропускну здатність (витрату) за рідиною за заданих розмірів

сепаратора. Зазначимо, що для горизонтального сепаратора площа

дзеркала є функцією рівня рідини в сепараторі.

11.4

Деемульсація та знесолення нафти. Підготовка стічної води

Видобування нафти супроводжується відбиранням пластової води,

що призводить у процесі руху та перемішування фаз до утворення

водонафтових емульсій.

Деемульсація та

знесолення

нафти

Здатність емульсії протягом певного часу не руйнуватися і не

поділятися на фази називають стійкістю, або стабільністю. Вона

зменшується з підвищенням температури, зниженням дисперсності

системи (ступеня подрібненості дисперсної

фази),

зменшенням вмісту

в системі стабілізувальних речовин (емульгаторів), які утворюють на

поверхні поділу фаз адсорбційні захисні оболонки, та ін.

Стабілізувальні речовини, які містяться в нафті (асфальтени, нафтени,

смоли, парафін) і пластовій воді (солі, кислоти), називають

природними емульгаторами, або природними поверхнево-активними

речовинами (ПАР).

666

Адсорбція емульгаторів на водонафтовому розділі та потовщення

міжфазного броньованого шару протікають у часі, тому емульсія

оберненого типу В/Н (вода в нафті) з часом стає більш стійкою, тобто

відбувається "старіння"

емульсії.

Звідси випливає, що свіжі емульсії

руйнуються значно легше і швидше. Протягом доби "старіння"

практично згасає.

Для руйнування водонафтових емульсій шляхом витіснення

природних емульгаторів із поверхневого шару води широко

застосовують різні

деемульгатори

- поверхнево-активні речовини, які

є активнішими, ніж емульгатори. Ефективними деемульгаторами, які

застосовують нині для руйнування емульсій типу В/Н, є ПАР

нейоногенні (які не утворюють іонів у водних розчинах)

маслорозчинні (сепарол 5084, дисолван 4490, ирохінор GR, Віскок-3) і

водорозчинні (сепарол

29,

R-11,

Х-2647, L-1632, Доуфакс, серво та ін.).

Більшість із них є токсичними. На 1 т нафти дають 20...60 г

деемульгатора. Деемульгатор утворює гідрофільний адсорбційний

шар,

у результаті чого краплинки води під час зіткнення

коалесціюються (зливаються) у більші краплинки, які вже легко

осаджуються у нафті.

Відомо багато різних

методів руйнування водонафтових

емульсій

типу В/Н: внутрішньотрубна (шляхова) деемульсація; гравітаційне

відстоювання; термохімічна підготовка нафти; електродегідрування;

центрифугування; фільтрація через тверді пористі тіла (шар піску) та

ін.

Розглянемо основні методи.

Внутрішньотрубну деемульсацію широко застосовують у

поєднанні з іншими методами підготовки нафти. Вона передбачає

введення деемульгатора дозувальним насосом у потік водонафтової

суміші (через затрубний простір, на гирлі свердловини або на ГВУ).

667

Дослідженнями встановлено, що внутрішньотрубна деемульсація тим

ефективніша, чим більша ефективність ПАР, тривалість перемі-

шування, кількість води та температура емульсії. Для кожної емульсії

існує оптимальний час та інтенсивність перемішування, у зв'язку з

чим запропоновано використовувати трубопроводи-краплеутворю-

вачі. З допомогою внутрішньотрубної деемульсації можна

організувати попереднє скидання води (на ГВУ, ДНС або КЗП), яке

доцільне за вмісту води в продукції свердловин понад 30%. Великі

краплі відбирають у відстійниках.

Гравітаційне

відстоювання

відбувається за рахунок різниці густин

• З

пластової води (1 010...1 200 кг/м ) і нафти (790...950 кг/м ) у

герметизованих відстійниках (ємностях) і сировинних резервуарах.

Після внутрішньотрубної деемульсації розшарування емульсії в

резервуарах без підігрівання відбувається протягом 2...З год. Вміст

залишкової води в нафті у випадку холодного відстоювання

перевищує

1-2%).

Емульсія має подаватися в резервуари рівномірно по

всій площі через розподільчий пристрій (промені-відводи з отворами),

який розмішується під рівнем пластової води, що збільшує площу

поверхні емульсії, яка контактує з водяною подушкою та інтенсифікує

процес розшарування емульсії. Час повного відокремлення нафти від

води визначають як відношення висоти шару дисперсійного

середовища до швидкості переміщення (спливання, осаджування)

краплин дисперсної фази.

У поєднанні із цими методами широко використовують

термохімічну підготовку нафти, яка грунтується на використанні

ПАР і теплоти. До 50%> витрат на підготовку нафти пов'язано з

необхідністю нагрівання. Для цього випускалися блочні термохімічні

устатковання у вигляді вертикальної (типу УДО) або горизонтальної

668

(типу СП) циліндричної ємності, в яких поєднано нагрівання

(10...60 С) емульсії за допомогою газової шапки, сепарація газу, а

також відстоювання нафти і води з окремим їх скиданням. Такі

устатковання називали ще сепараторами-підігрівачами, або

сепараторами-деемульсаторами.

У наш час емульсію нагрівають за

допомогою нагрівача (або

печі),

пропускають через краплеутворювач і

відводять у відстійник глибокого зневоднення

(див.

рис.

11.3).

Нафтові нагрівачі та печі випускають двох модифікацій:

нагрівачі з жаровими трубами, аналогічні суміщеним апаратам

тільки без відстійного відсіку (типу НН-2,5

НН-6,3);

печі трубчасті блочні (типу ПТБ-10

БН-2М).

У нафтових нагрівачах типу НН, які являють собою горизонтальну

циліндричну ємність, емульсія проходить знизу вверх через шар

водяної подушки, яка омиває жарові труби. У блочному нагрівачі типу

БН і в печі трубчастій блочній типу ПТБ емульсія рухається в трубі і

нагрівається продуктами згоряння, які омивають трубу.

Для відстоювання

нагрітих

емульсій найширше використовують

горизонтальні відстійники об'ємом 200 м . Відстійник типу ВГ-200 С

має два відсіки: сепараційний і відстійний. Розгазована емульсія із

сепараційного відсіку по двох колекторах через перфоровані

розподільники надходить у відстійний відсік під рівень пластової води.

Зневоднена нафта спливає і через перфорований збірник виводиться з

апарату. Пластова вода, яка відокремилась, з допомогою поплавкового

регулятора міжфазного рівня скидається в систему підготовки епічних

вод. Принцип роботи грунтується на гравітаційному відстоюванні та

ефекті промивання емульсії як у шарі дренажної води, так і в

проміжному шарі висококонцентрованої емульсії, який виконує роль

своєрідного коалесціюючого фільтра.

669

Із застосуванням існуючих методів зневоднення нафти на

промислах неможливо одержати товарну нафту із залишковою

обводненістю нижче 0,2%. За такої глибини зневоднення залишковий

вміст хлористих солей залежно від мінералізації пластових вод може

коливатися в межах 20...1000мг/л. Регламентований вміст солей для

трьох груп товарної нафти має не перевищувати 100, 300 і 1 800 мг/л

(див.

табл. 1.2). Тому для підготовки сирих нафт із високою

мінералізацією пластових вод (густиною 1170...1200 кг/м ) після

ступеня глибокого зневоднення передбачається додатковий процес -

знесолення

нафти.

Суть його полягає в промиванні зневодненої нафти

прісною водою та в наступному поділі фаз. Витрата промивної води

може коливатися від 3-5 до 10-15%. Процес знесолення та величина

витрати прісної води залежать від обраної технології змішування.

Використання діафрагм, штуцерів, клапанів не завжди дає потрібний

ефект. Перспективним напрямком є використання розпиленого

введення прісної води, наприклад, з допомогою регульованого

гідродинамічного диспергатора. Наступний поділ фаз відбувається в

електродегідраторі, який називають ще електрознесолювальним

устаткованням (ЕЗУ). Найбільш ефективний і економічний

горизонтальний електродегідратор ЕГ-200-10 (рисі 1.9) являє собою

сталеву циліндричну ємність об'ємом 200 м , розраховану на робочмй

тиск

МПа. Пропускна здатність дорівнює 500 м /год. Як і відстійник,

він оснащений розподільником емульсії

збирачами нафти 4 і води 8,

виконаними з перфорованих труб. Додатково електродегідратор осна-

щений двома електродами - верхнім 2 і нижнім 1, які підвішені на

ізоляторах

горизонтально один

над

одним

мають форму прямокутних

рам, що займають весь повздовжній переріз електродепдратора. На

електроди подається змінний струм з максимальною напругою 44 кВ.

670