Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 [ 68 ] 69 70

сепаратора, буфера перед насосами и отстойника. Она предназначена для осуществления I ступени сепарации, дальнейшего транспортирования нефти центробежными насосами при давлении 0,9-3,1 МПа и газа под давлением сепарации (0,5 МПа).

Аналогичны дожимные насосные станции типа ДНС с подачей 7000-20 000 м7сут при давлении нагнетания жидкости 19-28 МПа.

Эффективность работы сепаратора характеризуют коэффициентом уноса капельной жидкости потоком газа (см/ШОО м)

Kж = qJQг (11.1)

и коэффициентом уноса свободного газа потоком жидкости (103 cmVm)

Kr = <7r/Q«. (11.2)

а техническое совершенство - предельной средней скоростью газа в свободном сечении сепаратора Угтах и временем задержки жидкости в сепараторе з, где Q«, Qr - объемный расход жидкости и газа на выходе сепаратора; qm, qr - объемный расход капельной жидкости и свободного газа, уносимых потоком (расходы принимают при давлении и температуре в сепараторе). Показатели эффективности зависят от конструкции сепараторов, свойств жидкости и газа, температуры и давления Сепарации, способности жидкости к вспениванию и др. В качестве Допустимых норм рекомендуется принимать: /Сж 50 cmVIOOO м Сг20-10-з cmVm; УгшахО, 1-9,25 м/с (меньшие значения для гравитационных сепараторов, большие-для сепараторов с каплуловителями), з=1-5 мин для невспенивающихся и з = 5-20 мин для вспенивающихся нефтей. Если сепаратор обеспечивает получение допустимых норм по Km и Кг при меньших 3 и больших Угтах, ТО ОН технически более совершенен и экономичен по сравнению с однотипным в одинаковых производственных условиях.

Расчет сепарации

Расчет процесса сепарации - это расчет фазового равновесия углеводородных систем, который изучается в курсе физики пласта и описан в научной литературе. Составы жидкой и газовой фаз, их относительные количества и состав двухфазной и-ком-понентной системы связаны уравнениями фазойых содержаний компонентов смеси:

L + Ki{l-L) i + ViK{-\)

L + Ki (1 - L)

(11.3) (11.4)

(=1 i=i

L + K{(l-L)

(11.5)

1=1 1=1

n n n

1=1 1=1 1=1

ZiKi

+ Ki(\- L)

= 1;

L + Ki (1 - Z.)

(11.6)

(11.7)

Здесь Xi, Di, Zi - молярная доля t-го компонента соответственно в жидкой фазе, в газовой фазе и в двухфазной системе; L, V-молярные доли жидкой и газовой фаз в двухфазной системе; Ki - константа фазового равновесия t-ro компонента; и- число компонентов, причем

L+y = l; Zi = XiL+yiV; Kiyilxi. (11.8)

При расчете сепарации определяют относительные количества и составы фаз, на которые разделяется система при заданных давлении, температуре и общем составе. Для решения нужно знать константы равновесия, которые зависят от давления, температуры и давления схождения (давление, при котором константы равновесия всех компонентов равны единице). А давление схождения определяют по составу равновесной жидкой фазы, который сам подлежит определению. Поэтому расчёты ведут итерационным методом. Вначале задают первое приближение давления схождения, которое для нефтегазовых систем должно быть не меньше 35 МПа. Затем с помощью графиков или по уравнениям находят константы равновесия. Далее по известному составу смеси 2,- и константам Кг из любого эквивалентного уравнения (11.5), (11.6) или (11.7) вычисляют молярную долю жидкой (либо газовой) фаз в смеси L (либо V). Тогда по уравнениям (11.3) и (11.4) находят составы фаз Xi и Уг. Отметим, что константы равновесия в нефтегазовых системах при давлениях, меньших 5 МПа, практически не зависят от давления схождения. В таком случае их выбирают по графикам (таблицам), а расчет упрощают.

Анализ процесса сепарации показывает, что многоступенчатая сепарация (с отводом газа) дает увеличение выхода нефти на 2-5 % и более по сравнению с однократным разгазирова-нием. Это объясняется тем, что при однократном (контактном) разгазировании происходит резкое снижение давления, в результате чего нефть «кипит», при этом бурно выделяются легкие углеводороды, увлекая за собой большое количество тяжелых углеводородов, которые при нормальных условиях являются

жидкостями. А при многократном (дифференциальном) разга-зированин углеводороды выделяются в какой-то степени последовательно, причем на каждой ступени они отводятся из системы.

Данные уравнения используют для оптимизации многоступенчатой сепарации прн сопоставлении прибыли от увеличения выхода нефтн и капитальных вложений. Г. С. Лутошкин рекомендует ограничиться трехступенчатой сепарацией при давлениях: на I ступени - 0,6 МПа, на П ступени - 0,15-0,25 МПа и на 1П ступени - 0,02 МПа, а иногда даже вакуум.

Расчеты разгазировання нефти при небольших давлениях сепарации (0,4-0,9 МПа) можно с достаточной для практики точностью выполнить по закону Дальтона - Рауля. Количество газа, выделившееся при сепарации, можно рассчитать по коэффициенту растворимости газа в нефти с использованием лабораторных данных разгазировання или закОна Генри.

Расчеты сепараторов

Сепаратор подвергают гидравлическому и механическому (на прочность) расчетам. Гидравлический расчет сводится к расчету на пропускную способность по газу и по жидкости или к выбору (размеров) диаметра сепаратора в зависимости от расхода газа. «аж!

Расчет по газу применительно к вертикальному гравитационному сепаратору выполняют из условия, чтобы скорость Ur движения газового потока в сепараторе была меньше допустимой скорости t)r. доп, при которой происходит гравитационное осаждение жидких и твердых частиц во встречном потоке газа, т. е..

«г<иг.доп.

(11.9)

Скорость Уг.доп (в м/с) устанавливают либо из условия равенства сил, действующих на частицу, и силы сопротивления среды, возникающей при осаждении частицы (формулы Стокса, Аллена Ньютона - Ритингера и др.), иногда уменьшая ее на 15-20%, либо, исходя из практики эксплуатации сепараторов по формуле

Г.дОП -

0,245/Vp",

(11.10)

где р - давление в сепараторе, МПа.

Выражая скорость Vr через расход газа и площадь поперечного сечения (диаметр) сепаратора и используя формулу (11.9), рпределяют пропускную способность (расход газа) при заданном диаметре или наоборот.

При расчете горизонтального гравитационного сепаратора в неравенстве (11.9) «г-доп умножают на отношение длины сепаратора к его диаметру.

Гидравлический расчет гравитационного сепаратора по жидкости выполняют из условия, чтобы скорость подъема уровня жидкости в нем была меньше скорости всплывания Wj. газовых пузырьков, т. е.

VM<Wr. (11.11)

Выражая скорость y« через расход жидкости и площадь зеркала жидкости в сепараторе и скорость Wr по формуле Стокса, определяют пропускную способность (расход) по жидкости при заданных размерах сепаратора. Отметим, что для горизонтального сепаратора площадь зеркала жидкости является функцией уровня жидкости в сепараторе.

§ И.4. ДЕЭМУЛЬСАЦИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТИ, ПОДГОТОВКА СТОЧНОЙ ВОДЫ

Добыча нефти сопровождается отбором пластовой воды, что приводит в процессе движения и перемешивания фаз к образованию нефтяных эмульсий. Способность эмульсин в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на фазы называют устойчивостью или стабильностью. Она уменьшается с повышением температуры, снижением дисперсности системы (степени раздробленности дисперсной фазы), уменьшением содержания в системе стабилизирующих веществ (эмульгаторов), образующих на поверхности раздела фаз адсорбционные защитные оболочки, и др. Стабилизирующие вещества, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафин) и в пластовой воде (соли, кислоты), называют естественными эмульгаторами или естественными поверхностно-активными веществами (ПАВ). Адсорбция эмульгаторов на водонефтяном разделе и утолщение межфазного бронированного слоя протекают во времени, поэтому эмульсия обратного типа В/Н (вода в нефтн) со временем становится более устойчивой, т. е. происходит ее старение». Отсюда следует, что све-.-жие эмульсии разрушаются значительно легче и быстрее. В течение суток «старение» практически затухает.

Для разрушения нефтяных эмульсий путем вытеснения естественных эмульгаторов с noBCjpxHOCTHoro слоя капель воды-широко применяют различные деэмульгаторы - поверхностно-активные вещества, обладающие большей активностью, чем эмульгаторы. Эффективными деэмульгаторами, применяемыми в настоящее время для разрушения эмульсий типа В/Н, являются неионогенные (не образующие ионов в водных растворах) маслорастворимые (сепарол 5084, дисолван 4490, прохинор GR,

Вискок-3) и водорастворимые (сепарол 29, R-I1, Х-2647, L-1632, Доуфакс, серво и др.) ПАВ. Большинство из них обладает токсичностью. На 1 т нефти подают 20-60 г деэмульгатора. Деэмульгатор образует гидрофильный адсорбционный слой, в результате чего капельки воды при столкновении коалесцируют (сливаются) в более крупные капли, которые уже легко оседают в нефти.

Известно много различных методов разрушения нефтяных эмульсий типа В/Н: внутритрубная (путевая) деэмульсация; гравитационный отстой; термохимическая подготовка нефти; электродегидрирование; центрифугирование, фильтрация через твердые пористые тела (слой песка) и др. Рассмотрим основные применяемые методы.

Внутритрубная деэмульсация широко применяется в сочетании с другими методами подготовки нефти. Она предусматривает ввод деэмульгатора дозировочным насосом в поток водонефтяной смеси (через затрубное пространство, на устье скважины или на ГЗУ). Исследованиями установлено, что внутритрубная деэмульсация тем эффективнее, чем больше эффективность ПАВ, длительность перемешивания, количество воды и температура эмульсии. Для каждой эмульсии существует оптимальное время и интенсивность перемешивания, в связи с чем предложено использовать трубопроводы-каплеобразователи. Внутритрубная деэмульсация позволяет организовать предварительный сброс воды (на ГЗУ, ДНС или КСП), который целесообразен при содержании воды в продукции скважин более 30%. Отбор крупных капель осуществляют в отстойниках.

Гравитационный отстой происходит за счет разности плотностей пластовой воды (1010-1200 кг/м) и нефти (790- 950 кг/мз) в герметизированных отстойниках (емкостях) и сырьевых резервуарах. После внутритрубной деэмульсации расслоение эмульсии в резервуарах без подогрева происходит в течение 2-3 ч. Содержание остаточной воды в нефти при холодном отстое составляет более 1-2 %. Эмульсия должна подаваться в резервуары равномерно по всей площади через распределительное устройство (лучи-отводы с отверстиями), которое находится под уровнем пластовой воды, что увеличивает поверхность эмульсии, контактирующей с водяной подушкой, и интенсифицирует процесс расслоения эмульсии. Время полного отделения нефти от воды определяют как отношение высоты слоя дисперсионной среды к скорости перемещения (всплывания, осаждения) капель дисперсной фазы.

В сочетании с этими методами широкое применение нашла термохимическая подготовка нефти, основанная на использовании ПАВ и теплоты. До 50 % затрат на подготовку нефти связаны с необходимостью нагрева. Для этого выпускались блочные термохимические установки в виде вертикальной (типа

УДО) или горизонтальной (типа СП) цилиндрической емкости, в которых совмещены нагрев (10-60 "С) эмульсии с помощью газовой шапки, сепарация газа, а также отстой нефтн и воды с раздельным их сбросом. Такие установки называли еще сепараторами-подогревателями или сепараторами-деэмульсаторами. В настоящее время эмульсию нагревают с помощью нагревателя (или печи), пропускают через каплеобразователь и отводят в отстойник глубокого обезвоживания (см. рис. И.З).

Нефтяные нагреватели и печи выпускают двух модификаций: нагреватели с жаровыми трубами, аналогичные совмещенным аппаратам только без отстойного отсека (типа НН-2,5 и НН-6,3);

печи трубчатые блочные (типа ПТБ-10 и БН-2М).

В нефтяных нагревателях типа НН, представляющих собой горизонтальную цилиндрическую емкость, эмульсия проходит снизу вверх через слой водяной подушки, которая омывает жаровые трубы. В блочном нагревателе типа БН и в печи трубчатой блочной типа ПТБ эмульсия движется в трубе и нагревается омывающими трубу продуктами сгорания.

Для отстоя нагретых эмульсий наибольшее распространение получили горизонтальные отстойники объемом 200 м. Отстойник типа ОГ-200С имеет два отсека: сепарациониый и отстойный. Дегазированная эмульсия из сепарационного отсека по двум коллекторам через перфорированные распределители поступает в отстойный отсек под уровень пластовой воды. Обезвоженная нефть всплывает и через перфорированный сборник выводится из аппарата. Отделившаяся пластовая вода с помощью поплавкового регулятора межфазного уровня сбрасывается в систему подготовки сточных вод. Принцип работы основан на гравитационном отстое и на эффекте промывки эмульсии как в слое дренажной воды, так и в промежуточном слое высококонцентрированной эмульсии, выполняющем роль своеобразного коалесцирующего фильтра.

Существующие методы обезвоживания нефти на промыслах не позволяют получить товарную нефть с остаточной обводненностью ниже 0,2%. При такой глубине обезвоживания остаточное содержание хлористых солей в зависимости от минерализации пластовых вод может колебаться от 20 до 1000 мг/л. Регламентируемое содержание солей для трех групп товарной нефти не должно превышать 100, 300 и 1800 мг/л (см.табл. 1.2). Поэтому при подготовке сырых нефтей с высокой минерализацией пластовых вод (плотностью 1170-1200 кг/м) после ступени глубокого обезвоживания предусматривается дополнительный процесс - обессоливание нефти. Сущность его заключается в промывке обезвоженной нефти пресной водой и последующем разделении фаз. Расход промывочной воды может колебаться от 3-5 до 10-15%. Процесс обессоливания и расход пресной