Технология первичной подготовки нефти и газа

1.

Технология первичной подготовки нефти и газа
1

2. Технология первичной подготовки нефти и газа

Нефть – сложная смесь углеводородов (УВ) и углеродистых
соединений
Состоит из следующих основных элементов:
углерод (84-87%)
водород (12-14%)
кислород, азот, сера (1-2%).
Содержание серы может доходить до 3-5%
2

3.

В начале разработки новой скважины нефть безводная
или малообводненная.
По мере разработки месторождения обводненность
возрастает и в конечном итоге достигает 90-95%
I
III
II
IV
1
2
0
2
4
3
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24 Время, год
Рис.2– Динамика показателей разработки месторождения
1 – добыча нефти, 2 – стабильная добыча нефти, 3 – снижение добычи нефти и
увеличение обводненность, 4 - большие объемамы добычи пластовой воды малые
объемамы добычи нефти
3

4.

Механические примеси (песок, глина, известняк,
взвешенные мелкодисперсные частицы) адсорбируясь на
поверхности глобул воды способствуют стабилизации
нефтяных эмульсий.
! образование устойчивых эмульсий приведет к увеличению затрат на
обезвоживание и обессоливание нефти
При большом содержании механических примесей
усиливается износ трубопроводов, отложения на стенках
оборудования, снижение коэффициента теплопередачи,
снижение производительности установок.
4

5.

Технологический процесс сбора и обработки нефти и газа
заключается в последующем изменении состояния
продукции нефтяной скважины и
состоит из нескольких этапов:
Сбор нефти и газа
Доведение нефти и газа
до нормированных свойств
5

6.

Назначение технологической схемы и системы сбора и
подготовки нефти определяется условиями:
1.
2.
3.
4.
Показатели
I
II
III
Содержание
Н2О, %масс
0,5
1,0
1,0
Содержание
хлористых
солей, мг/л
<100
100-130
300-900
Мех.
примеси, %
масс
<0,5
<0,5
<0,5
Доведение нефти и газа до норм товарной продукции
Сохранение для дальнейшей переработки легких углеводородов, добытых
из скважин
Обеспечение контроля производительности каждый скважины по нефти,
газу и воде
Учет сырья и товарной продукции по всем её видам
6

7.

Схема сбора, транспорта и подготовки нефти
на промысле
7

8.

Исходные данные для разработки технологической
схемы промысловой подготовки нефти и газа
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
динамика добычи нефти, газа и пластовой воды по годам до
конца разработки нефтяного месторождения
динамика пластовых давления и температуры в течении
переработки/разработки
состав пластовой нефти, ее плотность и вязкость, содержание
парафинов, смол, асфальтеновых, температура застаивания,
температура вспышки, кислотность
данные исследования многоступенчатой сепарации (3 ступени)
зависимость вязкости нефтяных эмульсий от температуры при
различном содержании воды, ионный состав пластовой воды,
плотность и щелочность
климатические условия в данном месторождении
план местности с контуром нефтеносности и расположения
скважин
источники электроэнергии, воды и транспорт
8

9. Сепарация газа

Сепарация газа от нефти – процесс
отделения легких углеводородов и
сопутствующих газов, происходит
при снижении давления и
повышении температуры, а так же
вследствие молекулярной
диффузии, содержащихся в нефти
веществ в пространстве с их
меньшей концентрацией над
нефтью
Рис.3
9

10. Сепаратор

11.

Сепарация происходит на всем пути движения нефти:
при подъеме нефти в скважине
в трубопроводах
в сепараторах
в резервуарах
Вывод отсепарированного газа осуществляется в
газосепараторах, сырьевых резервуарах,
технологических резервуарах.
Каждый пункт отвода отсепарированного газа
называется ступенью сепарации.
11

12.

Обычно, предусматривается несколько ступеней
сепарации, выбор числа которых зависит от
следующих факторов:
от максимального использования энергии фонтанных
скважин для перемещения отсепарированного газа к
пункту его обработки
от степени герметизации схемы (мерники и резервуары)
от обеспеченности отбора продуктов испарения нефти на
пути ее движения
от газового фактора (ГФ).
Газовый фактор может изменяться в широком интервале от
20 м3/т до 100м3/т нефти и более
12

13.

Сепараторы классифицируются по ряду признаков:
1.
по назначению:
замерные
сепарирующие
2.
по положению в пространстве:
вертикальные
горизонтальные
Наклонные
3. по форме:
цилиндрические
сферические
4. по характеру действующих сил
-гравитационные
-инерционные
-ультразвуковые
13

14.

5. по технологическому назначению:
одной ступени (максимальное давление и содержание
воды).
УПСВ – предварительный сброс воды:
двухфазные
трехфазные
концевые сепарационные установки
6. по рабочему давлению:
высокого давления >4МПа
среднего давления 2,5÷4МПа
низкого давления <2,5 МПа
14

15.

15

16. Расчет процесса сепарации

Если процесс сепарации равновесный, то :
F= G+L, L=F-G
где F, G, L – расход сырья, газа и жидкости
F u i G yi L x i 0
F u i G y i (F G ) x i
ui,yi,xi– концентрация компонентов в сырье, газе, и жидкости
Если
G - доля отгона, то уравнение (2), (3) можно
e
F преобразовать:
u i e y i (1 e) x i
С учетом закона Рауля-Дальтона:
y i K фр, i x i
K фр, i – константа фазового равновесия i-го
компонента получим
16

17.

ui
xi
1 e K фр, i 1
В решении уравнения присутствуют две неизвестных величины
– концентрация вещества (xi) и доля отгона е.
Поэтому для расчетов состава фаз обычно применяют метод
последовательных приближений (итераций), варьируя долю
отгона от 0 до 1, пока не выполнится следующее условие:
xi 1
xi 1
Таким образом процесс сепарации зависит от состава сырья и
термобарических условий проведения процесса
17

18. Основы процессов каплеобразования

Вода и нефть при интенсивном перемещении образует водяные
дисперсные системы - эмульсии
Прямого типа (вода в нефти)
Эмульсии
Обратного типа (нефть в воде)
Одной из важных характеристик эмульсий является
дисперсность частиц:
- микродисперсная эмульсия (коллоидная)
• 20÷50мкм – среднедисперсная
• > 50мкм – грубодисперсная
• 0,1÷20мкм
18

19.

Кинетическая (седиментационная) устойчивость –
способность системы противостоять оседанию
(всплыванию) под действием Архимедовых сил
Ky=1/wос
эта устойчивость пропорциональна вязкостным
характеристикам нефти, обратно
пропорциональна разности плотностей воды и
нефти и квадрату радиуса этих частиц.
19

20.

!
Агрегативная устойчивость – способность глобул
дисперсной фазы при их столкновении друг с
другом сохранять их первоначальный размер
Коалесценция – процесс слияния глобул при
столкновении друг с другом
Флокуляция – слипание глобул с образованием
агрегата
20

21.

К факторам, определяющим устойчивость эмульсии относятся:
Средний диаметр частиц воды. Чем меньше диаметр, тем медленнее она будет
оседать в массе нефти, тем устойчивее эмульсия, следовательно, для снижения
устойчивости эмульсий необходимо создать условия для эффективной
коалесценции.
Время жизни эмульсии. Чем больше проходит времени с момента образования
эмульсии, тем толще сольватная оболочка вокруг капель воды, что препятствует
коалесценции капель.
Гидродинамическое воздействие на поток нефти. Чем больше нефть
подвергается таким воздействиям, ем устойчивее эмульсия. Например, число
насосов, задвижек, длина и профиль трубопровода и т.д.
Физико-химические свойства нефти и состав эмульгированной воды.
Имеется ввиду плотность, вязкость и состав эмульгаторов. Следует учитывать, что
разность плотности воды и нефти возрастает с увеличением температуры, т.к.
плотность нефти изменяется значительно сильнее, чем плотность воды.
Температура эмульсии. С повышением температуры изменяется состав и толщина
сольватного слоя вокруг капель воды и за счет этого устойчивость эмульсий
снижается.
21

22.

Существует несколько способов разрушения водонефтяных
эмульсий:
Механический:
а) отстаивание, которое достаточно эффективно протекает в свежих
эмульсиях вследствие разности плотностей. При этом температуру
целесообразно увеличивать. #Т=40-60 оС;Р=0,8-0,2 МПа.Процесс не
должен занимать много времени (2-3ч).
б) центрифугирование: наиболее эффективно, но на промыслах это мало
возможно.
Химический способ (термохимический):
Разрушение эмульсий путем применения ПАВ – деэмульгаторов.
Разрушение достигается адсорбционным вытеснением эмульгатора
веществом с большей поверхностной активностью, разрушающей
адсорбционный слой в результате ее взаимодействия с деэмульгатором.
Метод применяется одновременно с подогревом эмульсии.
Электрохимический способ:
При попадании нефтяной эмульсии в электрическом поле частицы воды
поляризуются и начинают двигаться в определенном направлении,
сталкиваясь друг с другом, укрупняясь.
22

23. Гидродинамические каплеобразователи (коалесценторы)

Рис.4 Объемный каплеобразователь
Рис.5 Основные типы трубчатого отстойника
23

24.

Достоинства объемных аппаратов:
высокая производительность;
сравнительно небольшие размеры;
низкая металлоемкость;
возможность их использования как автономных
аппаратов, а также как встроенных в отстойник
элементов;
возможность их использования на технологических
площадках в стесненных условиях.
Достоинства трубчатых аппаратов:
возможность использования как коалесцирующих
аппаратов, так и в качестве коммуникационных линий
между теплообменной и отстойной аппаратурой,
между отстойниками первой и последующих ступеней,
между отстойниками и резервуарами товарных парков
и т.д.
24

25. Методики расчетов процессов разрушения водонефтяных эмульсий

Вероятность коалесценции или долю столкновений
можно рассчитать:
N Nр
N
где N – общее число слияний (число капель);
Nр – число капель (слияний) с раствором
деэмульгатора.
Скорость процесса доведения реагента до капель воды:
dNp
dt
к N p
N Np
N
где к – часть от общего числа, столкновений капель
заканчивающихся коалесценцией;
– общее число столкновений.
25

26.

к K c
Kc – константа коалесценции.
Чем раньше в поток вводится деэмульгатор, тем выше значение Kc (#Kc=1∙104).
dNp
Np
(3)
k N p 1
N
Целью расчетов процессов разрушения эмульсии является
определение конечной обводненности. Уравнение, описывающее
изменение обводненности эмульсии записывается аналогично
уравнению (3).
dt
Wp
k Wp 1
dt
W
dWp
(4)
где W – объемная доля пластовой воды в нефти;
Wp – объемная доля пластовой воды в нефти с реагентом.
26

27.

Уравнение 4 имеет аналитическое решение следующего
вида:
1 W
1
1
Wp
p0
Wp 0
e t
k
Частота
столкновения
капель
под
воздействием
турбулентной
пульсации
может
быть
рассчитана
следующим образом:
1
2 2
4 n d
– усредненная турбулентная скорость пульсаций;
n – число капель в единице объема;
d – средний диаметр капель.
27

28.

Если число капель выразить через концентрацию
диспергированной фазы (W) и средний диаметр
капель (d), то для расчета частоты столкновения
капель под воздействием турбулентных пульсаций
получается следующая формула:
1
2 2
24 W
2
d
28

29.

Неустойчивая эмульсия – двухфазная дисперсная система,
состоящая из двух взаимно нерастворимых жидкостей так, что
одна из них распределена в виде капелек, на поверхности
которых отсутствуют прочие стабилизирующие оболочки.
Такая эмульсия образуется при турбулентном перемещении
жидкости и может существовать лишь в турбулентном
потоке.
При установившемся движении неустойчивых эмульсий
достигается динамическое равновесие между процессами
коалесценции и дробления, которому будет соответствовать
определенный средний диаметр капель.
29

30.

Эффективность процесса деэмульгации зависит от:
температуры нефтяной эмульсии;
времени отстаивания;
физико-химические свойства эмульсии;
содержание в нефти природных стабилизаторов.
Оценку действия деэмульгаторов
выполняют
обычно
экспериментальным
путем
на
основе
сравнения
кривых
обезвоживания, т.е. зависимости
остаточной обезвоженности от
расхода реагента-деэмульгатора.
Рис.7
30

31.

!
В настоящее время выпускается большее количество марок
деэмульгатора.
Наиболее распространенные деэмульгатры:
Сепарол
2. Диссольван
3. Кемеликс
4. СНПХ (г.Казань)
5. Сондем (г.Уфа)
6. Проксанол
1.
Пример:
Диссольван-4411 имеет плотность 1050 кг/м3, вязкость 1158 мм3/с,
растовряется в воде и в Ar-УВ, но не в керосине.
Сепарол WF-25 имеет плотность 1000-1050 кг/м3, вязкость 300 мм3/с,
температура вспышки 23оС, температура застывания минус 50оС,
растворяется во всем.
31

32. Процессы отстаивания

Отстаивание водонефтяной эмульсии – технологическая
операция, используемая для разделения фаз, т.е. осаждения
воды в водонефтяной эмульсии.
Эта операция является основным этапом процесса
разрушения нефтяных эмульсий (ей предшествуют
процессы обработки эмульсии деэмульгатором и подготовки
ее к разделению).
Требования ГОСТ к качеству нефти после отстаивания и
обессоливания:
содержание влаги < 0,5%(ГОСТ 2477);
содержание солей < 100 мг/л (ГОСТ 1534).
32

33.

Отстойники аппараты – емкостного типа, обычно
цилиндрической формы с различными встроенными
элементами (распределители входных потоков,
переливные перегородки, насадки и уловители на
выходных потоках).
Рис.9 – Отстойник нефти ОГ200П и ОГ100
33

34.

Совершенствование
отстойников развивается
по следующим основным
направлениям:
улучшение гидродинамики
внутри аппаратов для более
полного использования
полезного объема
интенсификация процессов
коалесценции глобул
пластовой воды и отделение
ее от нефти
34

35. Расчет процесса отстаивания

Скорость осаждения выражение (закон Стокса)
если 10-4≤Re<2
d 2 в н g
ос
18
Если 2≤R≤500 , используют формулу Алена:
ос
0,153d
1,14
в н
0 , 71
g 0, 71
н0,43 н0, 71
Если Re>500, используют формулу Ньютона-Риттингера:
ос 1,74
d в н g
н
35

36.

В реальных условиях при достаточно больших значениях
обводненности скорость осаждения частиц дисперсной фазы
описывается уже не скоростью свободного осаждения
частицы, а скоростью стесненного осаждения
од ос 1 n
– объемная доля воды в нефти;
n – показатель степени (n=4,7)
Остаточную
обводненность
следующим образом:
можно
од 18 1 B 2
2
B
d 2max в н g 1 B 2 1
рассчитать
1 4,7
B – остаточная обводненность;
– начальная обводненность
36

37. Малогабаритные трубчатые отстойники

Данные аппараты можно изготовить из труб
нефтяного сортамента. Такие аппараты работают
при более высоких скоростях потока, чем это
характерно для стандартных отстойников. Для того
чтобы применить такой трубный отстойник перед
ним применялся секционный каплеобразователь.
Характеристики каплеобразователя:
секция массообмена: t=3,3мин, l=4 м, d=250мм,
Re=50 000;
коалесцирующая секция: t=1,5мин, l=1,5 м, d=300мм,
Re=44 000.
37

38.

При испытании данного аппарата, обводненность менялась от 2 до
20%, а температура в интервале от 40 до 500С. При этом
использовался деэмульгатор сепарол (20г/т).
Производительность
м3/ч
T,0C
8
40
80
50
50
40÷45
Высота слоя
подушки
0,1
0,15
0,4
Содержание воды
на входе на выходе
10
2
10
0÷0,03
0,1
!Было установлено, что оптимальный уровень водяной
подушки не должен быть больше 0,2 м.
38

39. Электродегидратор

40. Отстойник

41.

Достоинствами являются:
Низкая металлоемкость
Компактность
Простота обслуживания
Возможность доставки в любые труднодоступные места.
Следовательно, проведение укрупнения капель до
соответствующих размеров в каплеобразователе позволяет
использовать малогабаритные трубчатые отстойники,
снабженные торцевыми распределительными
устройствами.
! Блок из 9 трубных отстойников занимает меньшую
площадь, чем один объемный отстойник (объемом 200м3) и
может обеспечить нормальную работу объекта
производительность 6 млн.т/год.
41

42. Основные параметры, определяющие технологические решения при разработке объектов:

Физико-химические свойства сырья
Количество полученных продуктов
(производительность и сортамент)
Способы добычи, сбор и подготовка нефти
Конструктивная и технологическая база объектов
Типовые режимы работы объектов
42

43.

Унифицированные схемы промысловой
подготовки нефти
43

44. Установка комплексной подготовки нефти

45. 6. Технология подготовки газов и газовых конденсатов

Блок НТС
В основном используется низкотемпературная сепарация (НТС).
НТС заключается в конденсации влаги и углеводородов путем
охлаждения поступающего на установку газа и последующем
отделении образовавшейся жидкой фазы. Охлаждение газа
обычно осуществляется в результате его дросселирования
(эффект Джоуля-Томпсона).
45

46. Недостатки низкотемпературной сепарации

1.
Несовершенство термодинамического процесса однократной
конденсации.
2.
При эксплуатации месторождения происходит уменьшение
пластового давления, при этом понижается свободный
перепад давления на дросселе, что влечет увеличение
температуры процесса сепарации.
46

47.

Pис. 10 - Cхема децентрализованного сбора и подготовки природного газа и
газового конденсата
47

48.

Рис. 11 - Схема централизованного сбора и подготовки природного газа и газового
конденсата: 1 - установка первичной подготовки природного газа; 2 - головные
сооружения
48

49.

1,4 – сепаратор; 2,6 – теплообменник; 3 – эжектор; 5,7 – разделитель; 8 – подогреватель
Принципиальная технологическая схема низкотемпературной сепарации
49

50.

Таблица - Сопоставление источников холода по эффективности
Показатели
Дроссель
ПКХМ
ТДА
Термодинамическая эффективность источника
холода
0.025
0.093
0.094
Термодинамическая эффективность установки
НТС
0.019
0.028
0.038
Удельный расход топлива,
М3/1000 М3газа
6.2
4.1
2.9
50

51.

Таблица - Физико-химические показатели природных газов, поставляемых и транспортируемых
в магистральные газопроводы
Показатели
Умеренный
лето
зима
-3
-5
0
0
Холодный
лето
зима
-10
-20
-5
-10
оксида
0,5
0,5
1
1
Теплота сгорания, МДЖ/м2
(при 200С; 0,1МПа)
32,5
32,5
32,5
32,5
Точка росы по воды, 0С
Точка
росы
по
углеводородам
Концентрация
углерода, % об.
51