Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор исследований подготовки нефти легкими углеводородами и композициями, существующих технологических схем и устройств 15
1.1. Подготовка нефти с использованием различных поверхностно-активных веществ (ПАВ) и композиций 16
1.2. Современные способы извлечения легких углеводородов из нефти 21
1.3. Принцип действия гидроциклона 32
1.4. Основные конструктивные особенности сепараторов с гидроциклонами 34
1.5. Существующие методы расчета дегазации нефти с помощью поля центробежных сил 41
1.6. Выводы и постановка задачи исследований 45
2. Исследование процессов выделения газовых включений в закрученном потоке жидкости с осевым парогазовым шнуром 48
2.1. Движение газового пузырька в закрученном потоке жидкости 48
2.2. Распределение газовых включений по размерам 63
2.3. Экспериментальные исследования движения легких частиц в гидроциклоне 67
2.4. Математическая модель, описывающая движение пузырька в закрученном потоке жидкости 70
Выводы 79
3. Расчет констант фазового равновесия нефтегазовой смеси 81
Выводы 92
4. Исследование влияния конструктивных параметров гидроциклона на извлечение легких углеводородов 94
4.1. Образование и размеры парогазового шнура 95
4.2.Конструктивные зависимости работы гидроциклона 97
Выводы 108
5. Разработка и промышленная эксплуатация новых систем и устройств извлечения легких углеводородов в промысловых условиях 111
5.1. Способ извлечения легких углевдородов 111
5.2. Установка подготовки нефти 115
5.3. Лабораторные исследования по растворению и разрушению АСПО легкими сконденсированными углеводородами, извлеченными при гидроциклонировании нефти 119
5.4. Результаты предварительных испытаний технологии подготовки нефти легкими углеводородами 128
5.5. Отличительная особенность систем подготовки нефти 141
5.6. Промышленная эксплуатация технологии извлечения легких углеводородов 150
5.7. Анализ процесса получения легких углеводородов из нефти как объекта управления 153
5.8. Структура комплексной подготовки нефти в промысловых условиях 157
Выводы 159
6. Внедрение и эксплуатация результатов исследований 160
6.1. Герметизированная система комплексной подготовки нефти 160
6.2. Способ обезвоживания тяжелой нефти 165
6.3. Способ получения реагента для удаления асфальто-смолопарафиновых отложений 168
6.5. Оценка экономической эффективности процесса гидроцик-лонирования нефти 171
Выводы 174
Заключение 175
Литература 177
Приложения 200
- Современные способы извлечения легких углеводородов из нефти
- Распределение газовых включений по размерам
- Расчет констант фазового равновесия нефтегазовой смеси
- Лабораторные исследования по растворению и разрушению АСПО легкими сконденсированными углеводородами, извлеченными при гидроциклонировании нефти
Введение к работе
При комплексной подготовке нефти получают лёгкие углеводороды непосредственно на промыслах. Эти углеводороды используют для внутренних нужд предприятий: в качестве растворителя цементирующей основы асфаль-тосмолопарафиновых отложений и, тем самым, для промывки оборудования и скважин. В процессах обессоливания и обезвоживания, в деэмульсаторах, в отстойниках и в других аппаратах установок подготовки нефти (УПН) на границе раздела фаз "нефть-вода" образуется промежуточный слой, представляющий собой множественную эмульсию ссютоящую, в основном, из ас-фальтосмолопарафиновых включений и механических примесей, который время от времени сбрасывается с этих аппаратов и резервуаров в амбары вследствие того, что повышенное количество этого слоя приводит к выводу этих аппаратов из рабочего режима эксплуатации. Во многих нефтедобывающих регионах эти слои являются источниками неблагоприятного тех-
7 ногенного воздействия на окружающей среду. Поэтому актуальной проблемой являются:
создание таких аппаратов, технологических приемов при подготовке нефти, которые исключили бы образование промежуточных слоев или уменьшали бы их количество;
уменьшение техногенного воздействия на окружающую среду при подготовке нефти.
Кроме того, в процессах подготовки нефти предусматриваются значительные затраты электроэнергии, тепла, пресной воды, реагента - деэмульга-тора. В создавшихся рыночных отношениях даже небольшое сокращение товаропроизводящих ресурсов может привести к заметному улучшению экономических показателей. Поэтому вызывают повышенный интерес те технологические приемы, которые направлены на использование внутренних резервов производства.
Для решения поставленных задач наиболее перспективными, по-нашему мнению, являются аппараты для подготовки нефти с применением поля центробежных сил. Этот технологический прием - гадрощшюнирова-ние нефти - позволяет решить ряд крупных народнохозяйственных задач:
получение товарной нефти, соответствующей ГОСТ 9965-76;
выделение и использование легких углеводородов и их композиций в качестве внутреннего резерва для подготовки нефти, в том числе ловушеч-ной или промежуточных слоев;
использование полученных легких углеводородов в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений и осуществить, тем самым, промывку оборудования и скважин.
Однако, отсутствие научно обоснованных разработок в области создания малогабаритных высокопроизводительных аппаратов, использующих поле центробежных сил, методик расчета гидроциклонных аппаратов для подготовки нефти и технологий выделения легких углеводородов в промысловых условиях, исследований по растворяющей способности асфальтосмо-
8 лопарафиновых отложений легкими углеводородами, полученными при гид-роциклонировании нефти, и их композициями с ПАВ, а также их взаимного влияния на процессы подготовки нефти, по расчету и созданию новых технологий с применением гидроциклонирования, а следовательно, и значительного сокращения на этой основе металлоемкости аппаратов и энергоресурсов для осуществления этих технологий, не позволяет в полной мере решать поставленные задачи.
Поэтому, исследование режимных и конструктивных параметров гидроциклонов для гидроциклонирования нефти и создание на этой основе новых, научно обоснованных блочных, малогабаритных аппаратов и технологий комплексной подготовки нефти с получением лёгких углеводородов, изучение их свойств как реагентов при подготовке нефти, растворителя ас-фальтосмолопарафиновых отложений являются актуальными, направлены на решение важной народнохозяйственной задачи и представляют практический и научный интерес.
Исследования, представленные в работе, вьтолнялись в соответствии с: Научно-технической программой Миннефтепрома и Академии наук Российской Федерации 0.02.ОТ "Создать технологии и технические средства по добыче нефти, обеспечивающие высокую степень извлечения углеводородов из недр, подготовку и транспорт нефти и попутного газа (интенсификация добычи нефти); подпрограммой 06.09.Т " Разработать и внедрить технологический процесс извлечения широкой фракции легких углеводородов при использовании блочно-комплектных автоматизированных концевых установок"; Постановлением ГКНГпри СМ СССР №555 от 30.10.85 г. (программа 0.02.003) и планом Миннефтепрома на 1985-1988г.г.; Программой научных исследований и разработок по комплексному использованию природных ресурсов и развитию сил Сибири АН СССР, а также координационным планом РАН по проблеме " Теоретические основы химической технологии" (п. 2.27.1.3.2).
Цель работы. Исследование и разработка режимов эксплуатации
9 гидроциклонных аппаратов и технологий на основе воздействия интенсивного поля центробежных сил, приводящих к гидропиклонированию сырья для создания нового аппарата и на его основе установки комплексной подготовки нефти в блочно-комплектном ис полнении с получением лёгких углеводородов в промысловых условиях, разработка на этой базе новых средств для подготовки нефти, а также методики расчёта аппаратов и технологий с использованием гидроциклонирования
Исследование влияния новых композиций из смеси алкилсульфатов с лёгкими углеводородами на процесс разрушения бронирующих оболочек капель воды нефтяных эмульсий и асфальтосмолопарафиновых отложений и создание на этой основе новых процессов и технологий подготовки нефти с повышенным содержанием механических примесей, что способствует ликвидации старых нефтяных амбаров.
Основные задачи исследований: Изучение влияния конструктивных параметров гидроциклонов и режимных условий их эксплуатации с целью создания малогабаритных высокопроизводительньгх аппаратов, обеспечивающих наиболее полную стабилизацию нефти при максимальном получении легких углеводородов; исследование влияния этих углеводородов на разрушение агрегатного состояния асфальтосмолопарафиновых отложений, возникающих на оборудовании и аппаратах, путем растворения смол - цементирующей основы этих отложений; разработка ресурсосберегающих технологий комплексной подготовки нефти в промысловых условиях путем использования легких углеводородов как растворителя при подготовке нефти и одной из составляющих композиции, применяемой не только для подготовки нефти, но и для промывки скважин.
Методы исследований. Структурно работа базируется на методах системного анализа при исследовании сложных технологических процессов.
Для получения и обработки лабораторных, стендовых и промысловых данных применялись современные контрольно-измерительные приборы, программное обеспечение и вычислительная техника.
Научная новизна. Впервые обнаружено, что при обработке жидкости в поле центробежных сил при скоростях, достаточных для образования парогазового шнура, происходит отделение газов: растворённого кислорода из воды, лёгких углеводородов из нефти в виде парогазовой смеси. Этот процесс определён нами как гидроциклонирование жидкости.
Разработана математическая модель процесса сепарации пузырьков газа из закрученного потока жидкости в парогазовый шнур. Совместные численные и экспериментальные исследования явлений, сопровождающих работу аппарата на модельных жидкостях и в условиях реального производства комплексной подготовки нефти, подтвердили правильность сделанных допущений и работоспособность всей модели.
Показано, что наряду с широко известной теорией проникновения и расклинивающего действия блок сополимеров окисей этилена на бронирующую оболочку капель воды нефтяных эмульсий, применима теория разрушения этих оболочек растворением цементирующей основы сложных агрегатов бронирующих оболочек и пептизацией механических примесей с поверхности нефтяных капель.
Доказано, что составы бронирующих оболочек и асфальтосмолопарафиновых отложений одинаковы. Показано влияние смеси алкилсульфатов на пептизирующие свойства механических примесей бронирующих оболочек.
Экспериментально обоснована и в промышленных условиях подтверждена схема комплексной подготовки нефти в промысловых условиях с получением лёгких углеводородов гидроциклонированием. Показана возможность применения этих углеводородов в качестве реагентов для промывки скважин и систем сбора и подготовки нефти. Показано, что композиции из лёгких углеводородов, полученных гидроциклонированием нефти, с поверхностно-активными веществами успешно применяются для подготовки любых сортов нефти.
11
Экспериментально подтверждена возможность получения в
промысловых условиях бензиновых фракций гидроциклонированием
нагретой нефти. Разработана и внедрена новая конструкция
мультигидроциклона для дегазации и стабилизации нефти.
Практическая ценность и реализация работы в промышленности. Разработанные рекомендации по совершенствованию отдельных элементов гидроциклона переданы в конструкторское бюро центральной базы производственного обслуживания АНК "Башнефть" (г. Октябрьский), учтены в рабочей документации гидроциклонной установки глубокой дегазации нефти и в рабочей документации Сызранского завода "Нефтемашремонт".
Разработан руководящий документ по технологии подготовки нефти с
использованием легких углеводородов, отбираемых при
гидроциклонировании нефти, в котором учтены основные выводы и рекомендации по совершенствованию технологии подготовки нефти для транспорта и дальнейшей ее переработки.
Методы исследований. Структурно работа базируется на методах
системного анализа сложных технологических процессов.
Для получения и обработки лабораторных, стендовых и промысловых данных применялись современные контрольно-измерительные приборы, соответствующее программное обеспечение и вычислительная техника.
При проведении аналитических и экспериментальных исследований использовались методы математической статистики и классические положения современной гидродинамики, описывающие физические процессы истечения струй жидкости, позволяющие осуществить поиск оптимальных решений.
Основные защищаемые положения:
-теоретические и экспериментальные основы интенсификации процесса выделения лёгких углеводородов гидроциклонированием,
-теоретические и экспериментальные основы интенсификации процесса подготовки нефти разрушением агрегатного состояния бронирующих
оболочек капель воды нефтяных эмульсий диспергированием;
-непрерывный процесс комплексной подготовки нефти в промысловых
условиях с получением лёгких углеводородов,
Апробация работы. Научные положения, выводы и рекомендации, сформулированные в диссертационной работе, доложены и обсуждены, и получили одобрение:
на научно-технических конференциях (г. Уфа, 1981-1998, г. Горький, 1982; г. Новополоцк, 1989, Белоруссия; г. Ашхабад, 1989, Туркмения; г. Ивано-Франковск, 1982, Украина);
на научно-технических конференциях профессорско-преподавательского состава и аспирантов Казанского химико-технологического университета, г. Казань 1985,1987, 1989, 1991, 1993, 1995, Татарстан); школах-семинарах, проводимых Академией наук Республики Башкортостан (V,VII,XIV,XVII) и Минтопэнерго (г. Москва 1993-1995), а также на кафедрах "Водоснабжение и канализация " (ННИСА им. Чкалова), "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" (УГНТУ), "Процессы и аппараты химической технологии" (КГХТУ им. С. М. Кирова).
Технология подготовки нефти с получением ЛУ при
гидроциклонировании нефти экспонировалась на ВДНХ СССР и была
удостоена Большой серебряной медали (1991 г.), а гидроциклонный аппарат,
реализующий эту технологию, удостоен бронзовой медали (1990 г.).
Структура и объем работы. Работа состоит из введения, шести глав,
заключения, списка использованной литературы и приложений; содержит 200
страниц машинописного текста, 34 рисунка, 15 таблиц, 245 наименований
литературы 54 страниц приложений.
Первая глава посвящена анализу основных теоретических и экспериментальных исследований протекания процесса выделения легких углеводородов в поле центробежных сил закрученного потока жидкости в гидроциклоне. Дается обзор существующих технологических схем, способов и устройств выделения легких углеводородов из нефти и методов его интенсификации. Приведены конструктивные особенности гидроциклонных
интенсификаторов. На основе выполненного обзора существующих схем, способов и устройств выделения легких углеводородов, а также расчетов центробежных аппаратов сделаны выводы и сформулирована постановка задач дальнейших исследований.
Во второй главе рассматриваются вопросы выделения газовых включений в закрученном потоке жидкости с осевым парогазовым шнуром. При анализе движения газового пузырька в закрученном потоке жидкости для математического описания принят ряд допущений, позволяющих принять приемлемую схему решения уравнений, описывающую закономерности движения газовых пузырьков в известном поле скоростей и давлений несущей жидкости.
Проведен анализ значимости каждого из членов приведенных уравнений, который позволил существенно облегчить решение уравнений путем исключения малозначимых членов. Показано, что полученная система уравнений является неэллиптической. Это позволяет построить алгоритм численного решения данной системы уравнений. Получена максимально возможная высота аппарата, рассчитаны размеры парогазового шнура для всей области аппарата. Приведены результаты экспериментальных исследований движения легких частиц в гидроциклоне, подробно описана пилотная гидроциклонная установка, в качестве основного фиксирующего элемента в которой использована скоростная кинокамера.
На базе этих исследований получена математическая модель, описывающая движение пузырька в закрученном потоке. В результаты анализа значимости каждого члена уравнения, различных допущений определена длина цилиндрической части аппарата.
Выводом по этой главе можно считать приведеный алгоритм расчета траектории пузырька.
В третьей главе анализируются технологические параметры подготовки нефти. Вопросу интенсификации отделения легких углеводородов посвящен и "Расчет констант фазового равновесия нефтегазовой смеси", в котором впервые показано, что на основе общих теоретических положений и экспериментальных исследований получена совокупность уравнений, позволяющих рассчитывать константы фазового равновесия компонентов в
нефтегазовых смесях.
Основным выводом по этой главе является алгоритм решения уравнений нефтегазовой смеси.
В четвертой главе приведены результаты анализа и расчетных теоретических положений, явившихся основой нового способа получения стабильной широкой фракции легких углеводородов, новой установки обессоливания и обезвоживания нефти. Основным технологическим принципом при создании новых систем, способов и устройств является гидроциклонирование продукции. Как отмечается в разделе 2.5, этот технологический принцип позволяет изменять коэффициент фазового равновесия системы "газ (пар) - жидкость" в сторону высоких температур и низкого давления.
В пятой главе приведены результаты промышленных испытаний технологии получения легких углеводородов в промысловых условиях. После обработки полученных результатов испытаний была разработана математическая модель процесса, позволяющая автоматизировать этот процесс.
Эффективность данной технологии определяется разностью концентраций легких углеводородов в сырой и товарной нефти.
Приведена оценка экономической эффективности в натуральных единицах, т.к. фактор цен является весьма неустойчивым показателем.
В шестой главе приведены результаты внедрения и эксплуатации проведенных теоретических и экспериментальных исследований процессов гидроциклонирования.
В частности, рассмотрена и разработана герметизированная система сбора и транспорта продукции нефтяных скважин, которая защищена патентом Российской Федерации.
В заключении раскрыты пути реализации поставленных задач.
1. ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
ЛЕГКИМИ УГЛЕВОДОРОДАМИ И КОМПОЗИЦИЯМИ СУЩЕСТВУЩИХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ И УСТРОЙСТВ
На поздней стадии разработки нефтяных и газовых месторождений процесс разгазирования обводненной продукции скважин и сравнительно длительное нахождение ее в трубопроводах внутрипромысловых систем сбора и сырьевых резервуарах нефтесборных пунктов неизбежно приводит к повышению устойчивости водонефтяной эмульсии, поступающей на установку подготовки нефти (УПН). Это явление, широко известное на практике под названием "старение эмульсии", объясняется тем, что при разгазировании и снижении температуры в объеме нефти происходят сложные изменения коллоидно-дисперсного состояния основных природных стабилизаторов эмульсий типа "вода — масло" (в/м): высокоплавких парафиновых углеводородов, парафиновых комплексов, асфальто — смолистых веществ и прочих полярных компонентов нефти. Это находит отражение в изменении общей величины адсорбции природных стабилизаторов на бронирующих оболочках глобул эмульгированной воды в нефти и, в первую очередь, в повышении относительной доли в межфазном (промежуточном) слое парафиновых компонентов [11, 50, 51, 57, 87, 153,155,157,158,178,179,198, 204,206 ].
Перевод высокомолекулярных компонентов нефти из коллоидно-дисперсного в состояние, близкое к молекулярному, снижает способность нефти к образованию устойчивой водонефтяной эмульсии.
Из существующих физических факторов, влияющих на изменение коллоидно-дисперсного состояния основных стабилизаторов нефтяных эмульсий, являются: -температурное воздействие на нефть, т.е. термообработка нефти, -введение в нефть определенного количества легкокипящего углеводорода, например ксилольной фракции, ароматизированного бензина, бензола и т.п.
1.1. ПОДГОТОВКА НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ РАЗЛИЧНЫХ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ (ПАВ) И
КОМПОЗИЦИЙ
В последнее время опубликовано достаточно много работ, посвященных обезвоживанию нефти с использованием легкокипящих углеводородов. Так, в [7, 15, 42, 43, 84, 86, 235 ] предлагается вводить сжиженные углеводороды — этан, пропан, бутан, этилен, пропилен, бутилен и другие углеводородные газы с атомом углерода в молекуле менее пяти. Процесс осуществляется при давлениях сжижения используемых углеводородов. В работе [11, 72, 102, ПО, 119. 176] предлагается вводить 10 - 20 % смеси керосина и дизельного топлива в межтрубное пространство скважины или в трубопровод перед сепаратором.
Отмечается, что наиболее эффективными разбавителями являются углеводороды С5, Сб [7, 42, 58, 84, 175, 196, 198 ]. Углеводородные газы, отделяющиеся в результате снижения давления, снова сжимаются компрессором и возвращаются в поток сырой нефти. При этом преследуются две цели - использование тепла сжатых углеводородов и снижение вязкости обрабатываемой нефти.
Для эффективного разрушения эмульсии предложен способ обработки эмульсии 0,001 - 0,02 % неионогенным полиоксиэтиленом с молекулярной массой 10-710 сдобавлением 30 - 50% об. углеводородных разбавителей типа толуола, дизельного топлива или ко тельного топлива, керосина. Систему нагревают до 323 - 373 К (50 - 100 С), добавляют 0,05 - 0,08 % гидроокиси щелочного металла (для удаления глин), выдерживают смесь 2-6 часов при рН = 7 - 8.
В работах [46, 194] для разрушения водонефтяных эмульсий рекомендуется добавлять 50 - 200 мг/л алкидной смолы, содержащей 50 - 80% водорастворимого полиоксиалкилен - гликоля. Смолу добавляют в эмульсию в виде раствора, например в углеводородах.
Авторами работы [44] предложен состав для обезвоживания и обессоливания нефти, включающий неионогенный деэмульгатор типа блоксополимеров окисей алкиленов и растворитель. Растворителем является легкая пиролизная смола - отход производства этилена, содержащая фракцию ароматических углеводородов, Сб - Ci5, кубовые остатки производства бутанола оксосинтезом, алифатические спирты С4 - Сю и их эфиры в соотношении (0,5-3): (0,2-0,8) После обработки водонефтяной эмульсии описанным выше составом достигаются следующие показатели качества нефти: остаточное содержание воды-следы, остаточное содержание хлористых солей — 30,2 - 32,5%.
В НПО "Союзнефтехимпром" для обезвоживания и
обессоливания нефти разработан состав, содержащий неионогенный
деэмульгатор типа блок-силоксидов алкиленов, кубовые остатки
производства бутанола оксосинтезом, спирты Сі - С4 и их эфиры,
фракцию ароматических углеводородов. Фракция ароматических
углеводородов - это бутилбензольная фракция (отход производства
изопропилбензола), содержащая изопропилбутил- и
полиалкилбензолы с температурой кипения 453 - 483 К (150 - 210
С). Соотношение компонентов в композиции: неионогенный деэмульгатор 0,7 - 1,5, кубовые остатки 0,2-0,8, бутилбензольная фракция с температурой кипения 423 -483 К (150 - 210 С) 0,2 - 0,8 [46,122,157,231].
В работе [233] предлагается состав % масс: неионогенный деэмульгатор - 0,03-0,07, алифатические углеводороды С5-С7 - 5-22, бензол - 12-27, толуол - 20-27, ксилол-3-10, дициклопентадиен - 1-5, пропилбензол - 2-6, бутилбензол -6-10, метилбензол - 4-8, триметилбензол -1-5, стирол -1-5, этилбензол - 4-Ю.
Авторы работ [42] утверждают, что для улучшения деэмульгирующего действия композиция для обезвоживания и обессоливания нефти должна представлять смесь неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ), прямогонной нефтяной фракции - нестабильного бензина с температурой кипения 298 - 363
К (25 - 90 С) или н. гексан, воду, прямогонную нефтяную фракцию с температурой кипения 368 - 453 К (95 - 180 С) при следующем соотношении компонентов, масс. %: неионогенное ПАВ — 0,13 -0,6, прямогонная нефтяная фракция с температурой кипения 308 -453 К (95-180 С)-до 100.
Для интенсификации процесса композицию, содержащую неионогенное ПАВ, фракцию нестабильного бензина с температурой кипения 298 - 363 К (25 - 90 С) или н. гексан и воду, вводят в виде эмульсии фракции нестабильного бензина в воде, стабилизированной неионогенными ПАВ. Эти же авторы [43] для интенсификации процесса обезвоживания и обессоливания нефти рекомендуют добавлять в композицию ароматические углеводороды.
С целью повышения качества нефти, снижения расхода тепла и деэмульгатора промывочную воду перед подачей в нефть диспергируют в легком углеводородном разбавителе [86].
Из представленных материалов видно, что введение в обрабатываемую эмульсию до ее нагревания небольшого количества легкокипящих углеводородов, например, н.гексана нестабильного бензина, интенсифицирует процесс обезвоживания и обессоливания нефти и улучшает качество товарной нефти. Ввод легких углеводородов в нефтяной поток может быть осуществлен как в чистом виде, так и в смеси с ПАВ.
Авторы работ [124, 157, 196] эффект улучшения очистки
нефти от воды, солей и механических примесей объясняют
исключительно снижением вязкостных характеристик
обрабатываемой продукции, исходя из того, что иногда рекомендуемое количество вводимых легкокипящих углеводородов (или сжиженных газов) составляло 30-40 % общего объема обрабатываемой нефти.
Наиболее удачной технологией по-нашему мнению является способ подготовки нефти с рециркуляцией части легких углеводородов на начало процесса обезвоживания и обессоливания
нефти. Сравнение результатов трехмесячного опытно-промышленного испытания, проведенного на установке комплексной подготовки нефти (УКПН) №4 НГДУ "Туймазанефть" АНК "Башнефть", показало, что внедрение способа рециркуляции части нестабильного бензина (3 - 5% вес.) на ступень обессоливания при относительной неизменности других режимных показателей работы установки позволило снизить расход деэмульгатора с 35 - 40 г/т до 18 - 20 г/т нефти, значительно ускорить процессы коалесценции и отстоя воды [84].
Недостатком этого способа является то, что он может быть реализован только на УКПН, где имеются стабилизационные колонны и получают нестабильный бензин.
На наш взгляд, наиболее обоснованным является объяснение влияния легких углеводородов на устойчивость нефтяной эмульсии авторов работ [42,43,46,124].
В результате экспериментов, приведенных в [58], выяснено, что время "жизни" капли нефти, содержащей н-пентан, в 25 раз меньше, чем время "жизни" капли "застаревшей" нефти.
Легкие углеводороды воздействуют на коллоидно-дисперсное состояние природных стабилизаторов в объеме нефти и на граница раздела фаз.
Ввод в поток разгазированной нефти определенного количества легкокипящих углеводородов, например, части нестабильного бензина, способствует не только равномерному распределению (растворению) этих углеводородов в объеме, но и взаимодействию с высокомолекулярными компонентами нефти. Нагрев такой системы приводит к расплавлению микрокристаллов парафина и деструктурированию (пептизации) агрегатов асфальто-смолистых компонентов нефти в результате испарения и удаления из нефти легких углеводородов метанового ряда.
Поскольку при нагревании нефти процесс испарения газообразных продуктов (основной части нестабильного бензина) протекает весьма интенсивно, то по своей физической сущности и
воздействию на нефтяные эмульсии он аналогичен процессу
разгазирования нефти на ступени сепарации. Если при этом до
нагревания в систему вводилось некоторое количество
деэмульгатора, то такой способ разрушения водонефтяных эмульсий
имеет все положительные стороны способа "холодной
деэмульсации", интенсифицированной дополнительным
воздействием тепла и некоторых снижением вязкости и плотности нефти.
Таким образом, применение способов подготовки нефти с вводом легких углеводородов (нестабильного бензина, индивидуальных углеводородов) создают условия, позволяющие снизить отрицательные последствия, связанные со старением водонефтяных эмульсий, и существенно интенсифицировать процессы обезвоживания и обессоливания нефти.
Наиболее перспективным, на наш взгляд, является способ подготовки нефти с использованием легких углеводородов, отделяемых с помощью центробежного поля гидроциклона. Однако в литературе не обнаружены данные по упомянутой технологии. Основным преимуществом данного способа является то, что он может быть реализован на любой установке путем монтажа несложного, малогабаритного, высокопроизводительного блочного оборудования.
1.2. СОВРЕМЕННЫЕ СПОСОБЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ НЕФТИ
Основной задачей любого способа подготовки нефти к транспорту и углубленной ее переработки является снижение давления насыщенных паров (ДНП) до величины, при которой потери легких фракций при товарно-транспортных операциях сводились бы к минимуму. Сущность такой подготовки нефти заключается в отборе из нее наиболее легких углеводородов, а также удаление сероводорода, углекислого газа и азота, что сокращает потери ценнейшего сырья нефтехимии — легких углеводородов, позволяет улучшить качество вырабатываемых бензинов, снизить коррозионные процессы.
Все возрастающие потребности мировой экономики в нефти выдвинули в число наиболее острых проблему улавливания паров углеводородов. В 1920 году за рубежом потери углеводородов достигали 10 % от количества добытой нефти, в 1933 году - 6 %, в 1962 году - 3 %. В настоящее время основной проблемой является требование - сокращение этих потерь до минимума. До недавнего времени только в США стоимость теряемых легких фракций достигала 35 млн. долларов [204].
Получить абсолютно стабильную нефть, то есть нефть совершенно не способную испаряться в атмосферу, практически невозможно. Даже при снижении ДНП ниже давления, на которое рассчитаны современные резервуары, происходило бы испарение нефти при больших и малых "дыханиях". Поэтому понятие о стабильности нефти условно и зависит от многих обстоятельств: экономической целесообразности стабилизации, состава нефти, возможности реализации продуктов стабилизации, схемы сбора и транспортировки нефти [65, 99, 124, 125, 194].
Выделение легких углеводородов осуществляется с помощью различных технологических процессов: горячей и вакуумной сепарации, ректификации, отдувки нефти сухим газом и т.д.
Термическую сепарацию углеводородов из нефти на промыслах осуществляют после обезвоживания и обессоливания на установке комплексной подготовки нефти (УКПН). При установлении глубины подготовки нефти принимают во внимание углеводородный состав, свойства, ДНП нефти. В пределах температур, имеющих место при сборе и транспорте нефти, испаряются углеводороды С2-С4, а вместе с ними, но в меньшей степени и более тяжелые компоненты. Содержание пропана и бутанов в пластовой нефти различное. Если в нефти, поступающей на нефтесборный пункт, имеются пропан и бутаны, то, учитывая величину потерь углеводородов в резервуарном парке и при последующей транспортировке, устанавливается целесообразность применения УКПН. Одни нефти достаточно дебутанизировать, другие - депропанизировать, а третьи - совсем не подвергать комплексной подготовке на промысле или подвергать сепарации при температуре обезвоживания.
На нефтяных промыслах США извлечение из нефти легких углеводородных фракций с целью снижения потерь нефти от испарения, в основном, не производится вследствие полной герметизации системы сбора [193, 204]. Кроме того, в США, как и во многих других странах, нефть измеряется и продается в объемных единицах, поэтому предприниматели стремятся к максимальному сохранению в нефти пропан-бутановых фракций, увеличивающих ее объем. На отдельных промыслах в сдаваемую нефть даже добавляют пропан-бутановые фракции, извлекаемые на газобензиновых заводах. Сохранение в нефти легких фракций в процессе ее дегазации достигается, в основном, многоступенчатой сепарацией.
Стабилизация нефти в Канаде и ряде других стран осуществляется в блочных подогревателях - деэмульсаторах и герметизированных резервуарах, встроенных в технологическую схему сбора и транспорта нефти и газа. На этих объектах производится комплекс операций по приему продукции скважин, сепарации газа высокого и низкого давления, горячей сепарации,
осушке газа и отбору пропан-бутановых фракций, их откачке или возврату в нефть, сбросу пластовой воды [192-194].
На наиболее крупных узлах стабилизация нефти осуществляется с помощью технологической пары: нагреватель -резервуар (Канада, Венесуэла, США, Иран, ФРГ, Нигерия, Франция} [193]. Технологические резервуары оборудованы газовой обвязкой системы улавливания легких фракций [49, 214] и снабжены малогабаритными сепараторами.
Нефти месторождений Ближнего и Среднего Востока являются легкими и содержат значительное количество пропан-бутановых фракций. Так как основная часть нефти указанного района транспортируется морским путем на большие расстояния, то без стабилизации, значительная часть легких фракций была бы потеряна. Поэтому на большинстве промыслов нефть подвергается сепарации в четыре-семь ступеней. Исследования показали, что для снижения потерь нефти при ее транспортировке достаточно ограничиться полным удалением из нее метана и этана и лишь частичным удалением пропан-бутановых фракций. Осуществлять на промыслах Среднего Востока более глубокую дегазацию нефти с полным отбором из нее бутановых и частичным отбором пентановых фракций нецелесообразно в связи с отсутствием вблизи промыслов нефтехимических заводов и трудностями транспорта легких фракций на мировые рынки.
На месторождении Эпофиск, разрабатываемом в Северном море с платформы, нефть после первичной сепарации газа до ДНП в 4,5 МПа поступает на береговой пункт. Здесь в шести стабилизационных колоннах осуществляется стабилизация нефти, снижение ДНП с 4,5 до 0,1 МПа, фракционирование отобранных легких углеводородов и загрузка нефти в танкеры [122, 204].
На комбинированной установке по очистке и стабилизации нефти [192], применяемой в ФРГ, одновременно обрабатывают нефть с получением газобензина и сжиженного газа. Сухой газ используют для закачки в пласт газлифта.
В России впервые комплексная подготовка нефти была предпринята на Новогрозненских промыслах в тридцатые годы. Однако строительство установки не было закончено. Первая УКПН в нашей стране была введена в эксплуатацию на Нарышевском нефтесборном пункте НГДУ "Туймазанефть" в 1959 году [5], затем был построен еще ряд установок. Эти установки по технологическому оформлению не однотипны [1, 98, 104, 116]. Проектными организациями разработано значительное количество проектов промысловых стабилизационных установок, которые в основном предусматривают дебутанизацию нефти методом четкой ректификации при сравнительно высоких давлениях (0,75 - 1,3 МПа). Однако проекты выполнены без достаточных исследовательских и опытных данных и действующие установки работают не на проектных режимах [1, 98,104].
Технология извлечения легких углеводородов на УКПН, в основном, сводится к следующему (в качестве примера рассмотрим УКПН в НГДУ "Туймазанефть" [98]. Сырая нефть (рис. 1.1) насосом 1 прокачивается через теплообменник 2, в котором за счет тепла стабильной нефти подогревается до 333 К, и поступает в отстойник блока обезвоживания - обессоливания 3. Обессоленная нефть II после подогрева в теплообменнике 4 до 423 К делится на два потока. Один поток поступает в ректификационную колонну 5, а второй -дополнительно нагревается в печи 6 до температуры 523 К и также поступает в колонну, оборудованную желобчатыми тарелками. Газобензиновая смесь Ш с верха колонны поступает в конденсатор -холодильник 7 и после охлаждения - в газосепаратор 8, откуда не сконденсировавшийся газ IV поступает в топку или на факел. Легкие углеводороды в виде нестабильного бензина V насосом 9 частично подаются в колонну на орошение, а балансовое количество откачивается на газобензиновый завод (ГБЗ). Стабильная нефть VI с низа колонны откачивается насосом 10, охлаждается в теплообменниках 2 и 4 и поступает в резервуары товарной нефти. Необходимое дополнительное количество тепла вносится в
стабилизатор горячей струей. Для этого часть стабильной нефти с низа колонны дополнительно нагревается в печи П и с температурой 573 К возвращается в аппарат.
Для всех существующих УКПН характерно, что в отличие от проектной схемы, стабилизация проводится в ректификационной колонне без подвода тепла в нижнюю часть. Переход на работу по упрощенной схеме продиктован сложностью эксплуатации системы горячей циркуляции [56]. На этих установках фактически имеет место стабилизация нефти с отбором нестабильного бензина -широкой фракции легких углеводородов, а не дебутанизация как предусматривалось в проектах. Обеспечивается отбор пропана на 60 -70 % от потенциального его содержания в нефти, а бутанов - лишь на 40 - 60 %, при отборе пентанов на 35 - 60 %, что указывает на неудовлетворительную степень стабилизации [1, 56, 97]. Причиной недостаточного извлечения пропана и бутанов является низкая температура нефти, поступающей в колонну, отсутствие или недостаточная эффективность применения горячей струи.
По мнению авторов [56], наилучший режим УКПН тот, который обеспечивал бы отбор из нефти бутанов. Извлечение более тяжелых углеводородов целесообразней производить на нефтеперерабатывающих заводах. В этом случае ликвидируются затраты на перекачку бензина с установки до ГБЗ, его хранение и транспортировку от ГБЗ до потребителя, в результате чего высвобождаются мощности по фракционированию. В этом случае также уменьшается вязкость стабильной нефти, что положительно сказывается на ее ректификации газовой фазы сепаратора обеспечивает максимальное использование транспортировке по нефтепроводам. Таким образом, минимальное извлечение легких углеводородов из нефти на УКПН с народнохозяйственной точки зрения является экономически эффективным. Чем больше отбирается бензина, тем менее эффективных является режим стабилизации [56].
Рисунок 1.1 1,9,10 - насосы, 2, 4 - теплообменники, 3 -отстойник, 5 - стабилизационная колонна, 6,11 - печь, 7 -конденсатор-холодильник, 8 - газосепаратор: I - обводненная нефть, II - обессоленная нефть, Ш - парогазовая смесь, IV - газ, IV -нестабильный бензин, VI - стабильная нефть
Исследования [91] показывают, что для работы УКПН целесообразно комбинирование ректификационного метода извлечения легких углеводородов с горячей сепарацией. Достаточно глубокое извлечение легких углеводородов обеспечивается при температуре нижней части колонны 473 К. Нефти, имеющие в своем составе термонеустойчивые сернистые соединения, не могут быть нагреты до такой температуры, что приводит к резкому снижению отбора целевых компонентов. Решение проблемы увеличения выхода легких углеводородов из этой нефти возможно в комплексных схемах, сочетающих процессы сепарации при пониженном давлении и ректификации продуктов стабилизации. Такая схема (рис. 1.2) предусматривает сепарацию нестабильной нефти в емкости при температуре, не превышающей 423 К, и при давлении 0,1 - 0,2 МПа. Газовая фаза компрессором направляется на ректификацию, жидкая фаза из емкости совместно с кубовых остатком колонны отводится в качестве стабильной нефти. В представленной схеме величину отбора легких углеводородов определяет температура в емкости испарения. Зависимость выхода газовой фазы и отбора целевых компонентов от температуры в емкости испарения [90] показывает, что отбор пентанов при температуре 373 К превышает 50 % масс. По традиционной схеме указанный отбор возможен при температуре нагрева нефти выше 453 К, то есть комбинирование процесса сепарации при низком давлении и энергии системы и, в конечном счете, снижение затрат на производство легких углеводородов.
Принципиальная технологическая схема подготовки
нефти
^-^#С^'
Рисунок 1.2. 1,3 - теплообменники, 2 - блок обезвоживания и обессоливания, 4 — емкость испарения, 5, 8 - холодильники, 6 -емкость конденсата, 7 - компрессор, 9 - сепаратор, 10, 14, 16 -насосы, 11 - кипятильник, 12 - ректификационная колонна, 13 -теплообменник, 16 - печь.
I - нестабильная нефть, II - стабильная нефть, Ш -газоконденсат,
IV - конденсат, V - газ, VI - сухой газ, VII - ШФЛУ
Для уменьшения температуры нагрева нефти на некоторых
нефтестабилизационных установках производственного
объединения "Татнефть", работающих по упрощенной схеме (тепло не подводится в нижнюю часть колонны), в нефть подкачивают 0,3-0,5 % воды [126]. Вода, испаряясь, снижает парциальное давление паров индивидуальных углеводородов, что позволяет при более низкой температуре нагрева нефти достичь аналогичной эффективности стабилизации. Как показали исследования [126] подача воды в сырье полной колонны стабилизации нефти выравнивает нагрузки по пару и жидкости по высоте аппарата и уменьшает температуру нижней части колонны почти на 70С, что позволяет избежать разложения сероорганических соединений нефти и в 3 - 4 раза снизить количество тепла, подводимого в нижнюю часть колонны. Для снижения потерь легких фракций на некоторых нефтепромыслах предусматривается частичная дегазация нефти простейшим методом - однократным испарением. На рис. 1.3 представлена схема подготовки нефти по этому способу [98]. Обезвоженная и обессоленная нефть после нагрева в печи 6 подается в испаренительное пространство трапа -стабилизатора 7 с температурой 373 - 383 К, где происходит разделение нефти и образовавшейся (при понижении давления до 0,15 - 0,25 МПа) углеводородной фракции. Нефть стекает в нижнюю часть аппарата (сборник), а отделившиеся пары и газы противотоком поступают в парциальный конденсатор, где происходит фракционированная конденсация. Образующийся газовый остаток имеет сравнительно небольшое количество высококипящих компонентов, а конденсат -минимальное содержание низкокипящих компонентов. Конденсат собирается в нижней части аппарата и вместе с нефтью забирается насосом 12 и через теплообменники 2 отводится в товарный резервуар. Газ компримируется, охлаждается в конденсаторе-холодильнике 9 и подается в сепаратор 10. Жидкая фаза легких углеводородов насосом II откачивается на газоперерабатывающий завод, сухой газ, выводимый из верхней части сепаратора,
Принципиальная технологическая схема установки подготовки нефти
о
Рисунок 1.3 1,5, 11, 12 - насосы, 2 - теплообменник:, 3,4 - отстойник, 6 - печь, 7 - трап-стабилизатор, 8 -компрессор, 9 - холодильник,: 10 - бензосепаратор, I - сырье, II - обессоленная нефть, III - стабильная нефть, IV - газ, V - нестабильный бензин.
используется для производственных нужд. Большое распространение в нашей стране получили установки горячей сепарации нефти [48, 127, 130 ], работающие при температуре 333 -353 К и давлении, близком к атмосферному. Установки горячей сепарации по эффективности извлечения углеводородов не уступают УКПН, имеют больший экономический эффект по сравнению с последними, но полностью заменить УКПН не могут.
Установки горячевакуумной стабилизации нефти предназначаются для окончательной сепарации ее перед сдачей в магистральный трубопровод по закрытой схеме. Вакуумную сепарацию углеводородов из нефти осуществляют в емкостях-стабилизаторах. В стабилизаторах поддерживается давление до 0,06 МПа [102,203]. Газ из аппарата транспортируется в конденсатор при помощи компрессоров. Стабилизатор представляет собой горизонтальную емкость, установленную на опорах. Нижний по ходу потока нефти детектор установлен таким образом, что часть его в процессе работы постоянно погружена в слой нефти для уменьшения ценообразования. Газонефтяная смесь поступает через входной патрубок сверху вакуумного сепаратора на дефлекторы, далее нефть движется по аппарату, занимая примерно половину емкости. При движении в аппарате из нефти выделяется газ, не успевший выделиться на дефлекторах. Газ поступает на прием вакуум-компрессоров, а нефть самотеком поступает в резервуары товарного парка. Количество легких углеводородов, получаемых при вакуумной стабилизации, зависит от величины вакуума, состава легких углеводородов, содержащихся в нефти, от температуры нефти и т.д. [116].
В штате Техас [204] при добыче нефти с платформы в шельфовой зоне США и в других местах [137] применяются промысловые вакуумные установки стабилизации нефти. Установки размещаются между подогревательными очистительными устройствами и товарными резервуарами.
На месторождении Вест-Дельта [204] отбор газа
осуществляется из герметичного резервуара, служащего второй ступенью сепарации, с помощью системы улавливания легких фракций под вакуумом. Вакуумные газосепараторы могут быть использованы, если имеется возможность передать продукты испарения на установки по переработке газа.
В рассмотренных схемах и способах стабилизации нефти применяются крупногабаритное металлоемкое оборудование, высокая температура нагрева нефти, требующие значительных эксплуатационных расходов. Сооружение стабилизационных установок является чрезвычайно дорогостоящей, а зачастую, в условиях низкой несущей способности грунтов во вновь осваиваемых труднодоступных районах Сибири и Крайнего Севера, и весьма сложной проблемой. Разработка нового вида блочного оборудования, обеспечивающего комплексную подготовку нефти при минимальных материальных и энергетических затратах, является важной народнохозяйственной задачей. Одним из наиболее оптимальных блочных аппаратов для выделения легких углеводородов из нефти с использованием поля центробежных сил является гидроциклон, принцип действия которого рассматривается в следующем разделе.
1.3. ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ПЇДРОЦИКЛОНА
Гидроциклон состоит из двух частей: цилиндрической и примыкающей к ней широким основанием конической (рис. 1.4). В цилиндрическую часть нестабильная нефть 1 подается тангенциально под давлением. Через разгрузочное отверстие 2 из нижней конической части гидроциклона выводится дегазированная нефть П, а из центра вращения потока через сливную камеру 3 -легкие углеводороды ПІ в виде парогазовой смеси. Промысловые исследования [8, 13, 14, 16. 17, 74, 104, 128, 129, 135. 136, 154] показали, что в результате тангенциального ввода нефти в гидроциклоне возникает интенсивное вихревое движение. Внутри
аппарата во вращающемся потоке возникает центробежное силовое поле, под действием которого тяжелые компоненты отбрасываются к стенкам, а легкие компоненты и газ - концентрируются вокруг оси вращения потока. То есть, если в гидроциклон вводится полидисперсная гетерогенная система, в центробежном поле происходит перераспределение континуума по плотности вдоль сечения аппарата: на периферийном участке поперечного сечения гидроциклона находится жидкость большей плотности, а в центре вращения потока создается разрежение, куда устремляются наиболее легкие углеводороды и газ. Движение винтового закрученного потока в гидроциклоне подчиняется закону динамического вращения и, согласно [128], выражается уравнением:
VcpxR11^ const, (1.4)
где R- расстояние от оси вращения,
п - показатель степени,
V
Схема гидроциклона
Ш
\( 3
/
/7 /\
Рис. 1.4. 1-нестабильная нефть, II- стабилизированная нефть, III -
газоконденсат;!-ввод нефти,2 - разгрузочное отверстие, 3 - сливная камера
При этом частицы, удаленные на бесконечно большое расстояние (т.е. R -> <х>), движутся со скоростью Уф -» 0. На самой же оси вращения R= 0 и, согласно уравнению Д.Бернулли, скорость V9 ->оо. Эти значения лишены физического смысла, поэтому при рассмотрении динамического вращения потока жидкости принимаются два случая [197, 217]: потенциальное (n = 1) и квазитвердое вращение жидкости (п =-1). Между этими видами вращения существует разрыв сплошности потока, чем объясняется образование газопарового столба в центре гидроциклона.
Исследованиями [104, 128] установлено, что максимальное избыточное давление внутри гидроциклона достигается у внутренней поверхности стенки и с уменьшением радиуса вращения уменьшается, достигая нуля на границе газопарового столба. Зоны одинакового давления располагаются на концентрических коаксиальных поверхностях вокруг газопарового столба. Растворенный и окклюдированный газ в результате радиального градиента давления устремляется к центру вращения потока. Содержание легких углеводородов в закрученном потоке растет пропорционально уменьшению радиуса вращения. Применяя сливную камеру с наконечниками, обеспечивающими максимальную степень отбора выделившегося в гидроциклоне газа и легких углеводородов при оптимальных геометрических параметрах, для дегазации жидкости можно использовать силовое поле центробежных сил, создаваемое в гидропиклонном аппарате. Для этих целей существует большое количество сепараторов, конструкции которых рассматриваются в следующей главе.
1.4. ОСНОВНЫЕ КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ СЕПАРАТОРОВ С ГИДРОЦИКЛОНАМИ
В [9, 104] были представлены результаты исследований, направленных на изучение процесса сепарации нефти в поле
центробежных сил и разработку мероприятий по его интенсификации. На основании экспериментов, проведенных на гидроциклонных сепараторах, был сделан вывод, что для сепарации нефти невозможно применять только гидроциклоны, они могут лишь интенсифицировать процесс дегазации нефти в гравитационном сепараторе. Последний обеспечивает нормальную сепарацию в условиях пульсирующих нагрузок и необходимую степень очистки газа от жидкости.
Рассмотрим подробнее некоторые виды гидроциклонных
сепараторов. На рис. 1.5 приведен один из первых образцов
гидроциклонных сепараторов 1-1, разработанный институтом
Типровостокнефть". Сепаратор выполнен путем совмещения
вертикального сепаратора 1 диаметром 200 мм с тангенциальным
вводом продукции и горизонтальной емкости 2 диаметром 500 мм.
Внутри гидроциклона смонтированы направляющий патрубок 3 и
патрубок выхода газа 4. Нефтегазовая смесь поступает в
гидроциклон по патрубку 5 с линейной скоростью около 20 м/сек.
Резкое увеличение скорости на входе приводит к интенсивному
вспениванию всей массы и созданию очень подвижной
нестабильной пены. В гидроциклоне вспененная масса приобретает
вращательное движение вокруг патрубка 3 и осевое движение вниз.
Под действием центробежных сил происходит дифференциация
компонентов газожидкостной смеси по плотности,
сопровождающаяся разрушением пены и отбрасыванием нефти к
стенкам. Газ из гидроциклона удаляется через патрубок 4, а нефть
стекает в горизонтальную емкость. Создание
высокотурбулизированной пенной массы увеличивает поверхность контакта фаз «нефть-газ» и создает благоприятные условия для перехода растворенного газа в пузырьки окклюдированного газа, которые с помощью центробежных сил отделяются от нефти.
В результате исследований определено, что если в промышленном сепараторе рабочий газовый фактор равнялся 105 нм /м , то в гидроциклонном сепараторе он увеличился до 108
Виды гидроциклониых сепараторов
Рисунок 1.5 1 - вертикальный сепаратор, 2 - горизонтальная емкость, 3 - направляющий патрубок, 4 - патрубок выхода газа с отстойником, 5 - патрубок выходной, 6 - патрубок, 7 - отбойник горизонтальный, 8 -угольник.
нм3/м3 при одновременном увеличении удельной нагрузки на единицу объема емкости в 20 раз и при уменьшении времени пребывания нефти в сепараторе в 35 раз. Однако способ противопоточного отделения газовой фазы от нефти в гидроциклоне не обеспечивал необходимую степень очистки газа от нефти.
Унос нефти с газом в гидроциклоне был в 100 -200 раз больше, чем в промышленном. В гидроциклонном сепараторе Г-П (рис. 1.5 -2) с целью уменьшения уноса нефти с газом отбор газа осуществляется без противотока по ходу движения потоков нефти и газа вниз, газ отбирается через патрубок 4, установленный соосно корпусу гидроциклона. В этой конструкции унос нефти с газом уменьшился в 2 - 4 раза, рабочий газовый фактор увеличился до ПО нм /м . Однако и в этой конструкции не удалось добиться требуемой степени очистки газа от нефти и полного выделения газа в объеме сепаратора. В конструкции гидроциклонного сепаратора Г-Ш (рис. 1.5 - 3) предусмотрена возможность удаления газа из емкости через патрубок 6, отбор газа из емкости обеспечивает более глубокую дегезацию нефти. Свободное падение потока из гидроциклона на поверхность нефти способствует ее пенообразованию и разбрызгиванию. Поток газа, движущийся в этой зоне, насыщается нефтью, что способствует уносу нефти вместе с газом. В гидроциклонном сепараторе типа ОГ (рис. 1.5-4) имеется секция перетока. Секция установлена в нижней части гидроциклона и состоит из вертикального 5, горизонтального 7 отбойников и угольника 8. Вращающийся внутри по стенкам гидроциклона поток нефти попадает на отбойник и перетекает по нему в нижнюю часть угольника. Угольник предотвращает попадание нефти в поток газа, поступающего внутрь отбойника 5.
В отличие от сепараторов отечественных конструкций, в зарубежных сепараторах элементы предварительной сепарации расположены только внутри аппаратов. В горизонтальных газонефтяных сепараторах BS&B (США) для потоков нефти с газовых фактором 1030 м /м при низком давлении сепарации
(рис. 1.5 - 5) и для потоков нефти с высоким содержанием газа в
виде капель или пробок (рис. 1.5 - 6) гидроциклонный ввод,
обеспечивает высокую эффективность разделения жидкости и газа
[67, 101, 200, 204, 226, 227, 234, 237, 238 ]. Газонефтяная смесь
подается в гидроциклонную головку 1, расположенную в
гравитационном сепараторе. Отделившийся газ выходит через
отверстия в дефлекторе циклонной головки в верхнюю часть
сепаратора и, пройдя очистку от капельной жидкости в
каплеуловителях и каплеотбойниках, выводится из сепаратора. Для
подготовки нефти на английских морских платформах в Северном
море используются высокопроизводительные нефтегазовые
гидроциклонные сепараторы (рис. 1.6). Сравнение
эксплуатационных характеристик показывает, что при использовании гидроциклонных сепараторов время сепарации сокращается в 5 - 6 раз, а вес установки и производственная площадь снижаются более чем в 4 раза по сравнению с традиционными гравитационными сепараторами [226]. На рис. 1.7 приведен сепаратор фирмы Порто-ТЭСТ с циркуляцией газа в условиях сильной пульсации потока [204].
Проведенные эксперименты на нефтепромыслах Куйбышевской области на месторождениях объединения Трознефть" [67, 101], а также промышленное использование гидроциклонных сепараторов свидетельствуют о том, что процесс отделения газа от нефти происходит в основном не в гидроциклонной головке, а в технологической емкости - сепараторе. Роль гидроциклонных головок свелась к равномерному распределению газонефтяной смеси по всей площади технологической емкости.
Отсутствие на входе гидроциклона устройства, обеспечивающего пленочный режим течения потока, приводит к тому, что вращательное движение в аппарате получают только слои, находящиеся непосредственно около стенки. Слои потока, расположенного ближе к центру гидроциклона, имеют
прямолинейное движение и соударяются с вращающимися слоями, что приводит к дроблению потока. В существующих в настоящее время конструкциях гидроциклонов для дегазации нефти отделение свободного газа происходит в основном за счет сил гравитации, а центробежные силы используются не достаточно эффективно. Для эффективного применения центробежных сил в процессах сепарации нефти в гидроциклоне необходимо глубокое изучение гидродинамических закономерностей несущего потока. Новая конструкция гидроциклонного аппарата должна обеспечивать глубокую дегазацию нефти. На этой основе должна быть создана принципиально новая технология получения легких углеводородов на стадии подготовки нефти к глубокой ее переработке.
Нефтегазовый гидроциклонный сепаратор (Англия)
Рис. 1.6 1 - корпус аппарата, 2 - вход газонефтяной смеси, 3 - выход нефти, 4 - выход газа, 5 - выход воды Рецикуляционный сепаратор фирмы Порто - ТЭСТ
Рис. 1.7. 1 - отсос пленки жидкости со стенки через разрыв и
рециркуляция, 2 - впуск через тангенциальное сопло, 3 - смещение жидкости по стенке, 4 - отброс жидкости к стенке, 5 - взвешенная жидкость отбрасывается к стенке высокой скоростью вихря, 6 - центр вихря, создающего эффект подсоса через отверстие.
'"Я
1.5. СУЩЕСТВУЮЩИЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА ДЕГАЗАЦИИ НЕФТИ С ПОМОЩЬЮ ПОЛЯ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ СИЛ
Расчет гидроциклонов, применяемых для интенсификации процесса дегазации нефти в сепараторах, включает в себя определение производительности и оптимальных соотношений конструктивных элементов. Производительность гидроциклона зависит от целого ряда факторов технологического и конструктивного характера. Изменение же картины движения потоков сплошной фазы, интенсивность вращательного движения и форма зависят от производительности аппарата и конструктивных размеров его элементов.
Имеющиеся сведения о характере движения среды и экспериментальные данные о влиянии различных факторов на процесс разделения в гидроциклона позволяют сделать лишь приближенный расчет показателей работы аппарата. Теоретические исследования вопроса о производительности гидроциклона, его расходных характеристиках показывают, что невозможно чисто аналитически установить математическую зависимость между многочисленными параметрами, характеризующими работу аппарата. В большинстве случаев формулу производительности получают эмпирически или на основании обработки экспериментальных данных.
Наибольшее количество формул для определения производительности гидроциклона получено для процесса очистки воды от механических примесей, как наиболее изученного процесса Вен многообразие эмпирических зависимостей, определяющих расход жидкости, можно разбить на четыре основные классификационные группы [128].
Q = K1dn2VP; (1.5)
Q = K2dndcVP; (1.6)
Q = K3^ VF; (1.7)
Q = K4Ddcdn л/Р; (1.8)
Q = f(D,dn,dc,dp,P,T,ak,p,FB03.), (1.9)
где: Ki, Кг, K3, K4- коэффициенты пропорциональности;
dn - диаметр патрубка;
dc - диаметр разгрузочного патрубка;
D - диаметр гидроциклона;
Р - давление на входе в гидроциклон;
Современные способы извлечения легких углеводородов из нефти
Основной задачей любого способа подготовки нефти к транспорту и углубленной ее переработки является снижение давления насыщенных паров (ДНП) до величины, при которой потери легких фракций при товарно-транспортных операциях сводились бы к минимуму. Сущность такой подготовки нефти заключается в отборе из нее наиболее легких углеводородов, а также удаление сероводорода, углекислого газа и азота, что сокращает потери ценнейшего сырья нефтехимии — легких углеводородов, позволяет улучшить качество вырабатываемых бензинов, снизить коррозионные процессы.
Все возрастающие потребности мировой экономики в нефти выдвинули в число наиболее острых проблему улавливания паров углеводородов. В 1920 году за рубежом потери углеводородов достигали 10 % от количества добытой нефти, в 1933 году - 6 %, в 1962 году - 3 %. В настоящее время основной проблемой является требование - сокращение этих потерь до минимума. До недавнего времени только в США стоимость теряемых легких фракций достигала 35 млн. долларов [204].
Получить абсолютно стабильную нефть, то есть нефть совершенно не способную испаряться в атмосферу, практически невозможно. Даже при снижении ДНП ниже давления, на которое рассчитаны современные резервуары, происходило бы испарение нефти при больших и малых "дыханиях". Поэтому понятие о стабильности нефти условно и зависит от многих обстоятельств: экономической целесообразности стабилизации, состава нефти, возможности реализации продуктов стабилизации, схемы сбора и транспортировки нефти [65, 99, 124, 125, 194].
Выделение легких углеводородов осуществляется с помощью различных технологических процессов: горячей и вакуумной сепарации, ректификации, отдувки нефти сухим газом и т.д.
Термическую сепарацию углеводородов из нефти на промыслах осуществляют после обезвоживания и обессоливания на установке комплексной подготовки нефти (УКПН). При установлении глубины подготовки нефти принимают во внимание углеводородный состав, свойства, ДНП нефти. В пределах температур, имеющих место при сборе и транспорте нефти, испаряются углеводороды С2-С4, а вместе с ними, но в меньшей степени и более тяжелые компоненты. Содержание пропана и бутанов в пластовой нефти различное. Если в нефти, поступающей на нефтесборный пункт, имеются пропан и бутаны, то, учитывая величину потерь углеводородов в резервуарном парке и при последующей транспортировке, устанавливается целесообразность применения УКПН. Одни нефти достаточно дебутанизировать, другие - депропанизировать, а третьи - совсем не подвергать комплексной подготовке на промысле или подвергать сепарации при температуре обезвоживания.
На нефтяных промыслах США извлечение из нефти легких углеводородных фракций с целью снижения потерь нефти от испарения, в основном, не производится вследствие полной герметизации системы сбора [193, 204]. Кроме того, в США, как и во многих других странах, нефть измеряется и продается в объемных единицах, поэтому предприниматели стремятся к максимальному сохранению в нефти пропан-бутановых фракций, увеличивающих ее объем. На отдельных промыслах в сдаваемую нефть даже добавляют пропан-бутановые фракции, извлекаемые на газобензиновых заводах. Сохранение в нефти легких фракций в процессе ее дегазации достигается, в основном, многоступенчатой сепарацией.
Стабилизация нефти в Канаде и ряде других стран осуществляется в блочных подогревателях - деэмульсаторах и герметизированных резервуарах, встроенных в технологическую схему сбора и транспорта нефти и газа. На этих объектах производится комплекс операций по приему продукции скважин, сепарации газа высокого и низкого давления, горячей сепарации, осушке газа и отбору пропан-бутановых фракций, их откачке или возврату в нефть, сбросу пластовой воды [192-194].
На наиболее крупных узлах стабилизация нефти осуществляется с помощью технологической пары: нагреватель -резервуар (Канада, Венесуэла, США, Иран, ФРГ, Нигерия, Франция} [193]. Технологические резервуары оборудованы газовой обвязкой системы улавливания легких фракций [49, 214] и снабжены малогабаритными сепараторами.
Нефти месторождений Ближнего и Среднего Востока являются легкими и содержат значительное количество пропан-бутановых фракций. Так как основная часть нефти указанного района транспортируется морским путем на большие расстояния, то без стабилизации, значительная часть легких фракций была бы потеряна. Поэтому на большинстве промыслов нефть подвергается сепарации в четыре-семь ступеней. Исследования показали, что для снижения потерь нефти при ее транспортировке достаточно ограничиться полным удалением из нее метана и этана и лишь частичным удалением пропан-бутановых фракций. Осуществлять на промыслах Среднего Востока более глубокую дегазацию нефти с полным отбором из нее бутановых и частичным отбором пентановых фракций нецелесообразно в связи с отсутствием вблизи промыслов нефтехимических заводов и трудностями транспорта легких фракций на мировые рынки.
На месторождении Эпофиск, разрабатываемом в Северном море с платформы, нефть после первичной сепарации газа до ДНП в 4,5 МПа поступает на береговой пункт. Здесь в шести стабилизационных колоннах осуществляется стабилизация нефти, снижение ДНП с 4,5 до 0,1 МПа, фракционирование отобранных легких углеводородов и загрузка нефти в танкеры [122, 204].
На комбинированной установке по очистке и стабилизации нефти [192], применяемой в ФРГ, одновременно обрабатывают нефть с получением газобензина и сжиженного газа. Сухой газ используют для закачки в пласт газлифта.
Распределение газовых включений по размерам
Двухфазный поток характеризуется большим спектром размеров отдельных пузырьков, минимальная величина которых определяется условиями их образования, а максимальная -условиями дробления. В конкретном случае, для определения закона распределения размеров пузырьков газовой фазы должны быть проанализированы не только эти условия, но и особенности течения и взаимодействия фаз. Выбор конкретной модели зависит от ряда факторов, определяющих характер рассматриваемого явления, и проверяется с помощью экспериментальных данных. Из публикаций [56,228] можно заключить, что для пузырьковых потоков чаще применяют нормально-логарифмический закон распределения газовых включений [202,213]: Анализ и обобщение имеющихся экспериментальных данных, приведённый в этих же работах, позволяет сделать вывод о том, что с достаточной вероятностью (равной по экспериментальным данным 99%) распределение газовых пузырьков совпадает с нормально-логарифмическим законом распределения. Однако знание закона распределения пузырьков по размерам не даёт возможность получить практически полезные результаты, если не известны такие параметры этого распределения, как положение центра рассеивания М и мера рассеивания случайной величины а.
Поэтому в практических приложениях чаще пользуются заменой переменных в уравнении (2.30) в безразмерном виде: Благодаря этому начало координат переносится в центр рассеивания и выражение (2.30) принимает вид: Функция плотности вероятности не зависит от конкретных значений параметров М и а, что делает её универсальной и удобной для табулирования. К тому же можно легко получить выражение для соответствующей интегральной функции нормального распределения: Применительно к пузырьковому потоку это даёт возможность получить конкретный вид распределения, если известен какой-либо размер пузырька, который с известной долей вероятности превосходит размеры всех остальных пузырьков в потоке, а также есть возможность оценить средний размер пузырьков. Минимальный размер пузырьков определяется условиями их образования. В[56,140] отмечается, что зародыши могут образовываться с помощью двух механизмов: гомогенного зародышеобразования, характеризующегося образованием зародышей за счёт термофлуктуационных процессов в несущей жидкости, гетерогенное зародышеобразование за счёт парообразования на частицах примеси, содержащихся в жидкости, а также на микронеровностях твёрдых стенок канала или аппарата.
Следует отметить, что образование зародышей паровой фазы возможно только на "жизнеспособных" [но] пузырьках, размер которых превышает определённый критический радиус: Для определения R p в [l40] предложена зависимость Р„ - давление насыщения газа при данной температуре; рги- плотность газа при той же температуре. Максимальный размер пузырька в спектре определяется эффектами дробления, слияния и сегрегации. Несмотря на множество публикаций посвященных исследованиям этих явлений[62,115,138 -140,148,156,226,] нет единого чёткого представления о механизме дробления газовых пузырьков. В данный момент рассматривают два подхода к механизму дробления. Первый основан на гипотезе В.ГЛЛевича [і 15], согласно которой дробление пузырька газа происходит под действием динамического напора газа, возникающего при движении газа внутри пузырька. Для критического радиуса, при котором наступает разрушение пузырька, им предложена зависимость: Другой подход основан на гипотезе волнового механизма дробления газовых пузырьков [ш-140] .Предполагается, что на поверхности пузырька, находящегося в жидкости развиваются свободные колебания.
Такие колебания могут быть вызваны турбулентными пульсациями жидкости, частота которых совпадает с частотой собственных колебаний поверхности пузырька. Условие совпадения частот колебаний приводит к резонансу колебаний поверхности и к последующему дроблению пузырька газа. Размер образующихся пузырьков связан с длиной волны возмущения поверхности раздела фаз, а тем самым и с размером исходного пузырька и с длинами волн возмущений, меньшими длины волны, ответственной за дробление пузырька. Обе гипотезы получили в дальнейшем развитие в ряде последующих работ. В [228] приводятся формулы для максимального стабильного размера пузырька, выведенные на основе теории В.Г.Левича применительно к движению газожидкостного потока в горизонтальной цилиндрической трубе
Расчет констант фазового равновесия нефтегазовой смеси
При расчете фазовых превращений нефтегазовой смеси наиболее трудным является выбор констант фазового равновесия компонентов, являющихся функцией давления, температуры смеси, компонентного состава. Определение констант фазового равновесия аналитическими методами, основанными на использовании уравнений состояния, является трудоемким и требует детального изучения тяжелой части нефтегазовой смеси в каждом конкретном случае. Эмпирические методы получения констант равновесия более просты и в большинстве случаев ориентированы на использование графических данных типа [228] или их математических аппроксимаций [71] При расчетах фазовых превращений газоконденсатных систем выбор констант равновесия основывается на графических данных, полученных для смесей индивидуальных углеводородов [5, 57, 63, 64, 142, 227]. При расчете и выборке констант равновесия нефтегазовых смесей этот прием приводит к заметным отклонениям фактического распределения компонентов между фазами от расчетных значений.
Анализ задач, решаемых при проектировании и эксплуатации систем сбора, подготовки и транспорта нефти, показывает, что большинство технологических процессов осуществляется при давлениях 0,1 - 10 МПа. Этому же диапазону соответствует область двухфазного состояния большинства нефтегазовых смесей месторождений Севера.
В основу разработки метода расчета констант фазового равновесия принята зависимость, предложенная Гоффманом, Крампом и Хеккстом для описания фазового состояния узких
В области температур, далеких от критических, насыщенный пар можно считать идеальным газом. В этом случае объемом углеводородов в жидкой фазе можно пренебречь по сравнению с объемом такого же количества углеводородов в газовой фазе: и уравнение Клаузиуса-Клайперона для расчета теплоты фазового
Как видно, уравнения (3.1) и (3.6) идентичны. Из анализа применимости уравнения Стендинга [232] следует, что расчетные значения Kj заметно отличаются от литературных [228, 231, 233] и от экспериментальных [218] данных.
Взаимосвязь характеристических параметров компонентов (3.1) обладает рядом преимуществ перед другими известными в инженерной практике аналитическими и графическими способами определения констант равновесия, она имеет определенный физический смысл, - единый для всех компонентов алгоритм расчета с использованием минимального количества доступных исходных данных. Поэтому в основу разработанного способа расчета констант равновесия принято уравнение (3.1), в котором конкретная функциональная связь величин выявлена по результатам экспериментального изучения фазовых превращений нефтегазовых смесей месторождений Севера. Для определения характера изменения величин КІ от давления и температуры были выполнены экспериментальные исследования нефтегазовых смесей месторождений Севера, изменение компонентного состава которых представлено в таблице 3.1. Экспериментальное определение констант фазового равновесия заключается в размещении исследуемой смеси в рабочем объеме термостатируемой установки при постоянных давлении и объеме (PVT установка) и приведении смеси в двухфазное состояние при заданных значениях давления и температуры. После установления термодинамического равновесия из рабочего объема отбирались пробы равновесных газовой и жидкой фаз и определялся их компонентный состав с помощью хроматографа ЛХМ-8Д6 по ГОСТ 13379-77. По значениям молярных концентраций компонентов в газовой и жидкой фазах рассчитывались константы равновесия по формулам 3.6.
Лабораторные исследования по растворению и разрушению АСПО легкими сконденсированными углеводородами, извлеченными при гидроциклонировании нефти
Основой для проведения указанных исследований служит то, что углеводородный растворитель (каковыми являются легкие углеводороды, получаемые с помощью гидроциклона) хорошо смачивая отложения парафина, частично растворяют их. Для снижения поверхностного натяжения раствора и диспергирования кристаллов парафина в состав легких углеводородов вводится также ПАВ, например, "дипроксамин 157М". Общеизвестно, что решающим звеном в росте кристаллообразования является появление центров кристаллизации. Поэтому для ингибирования этого процесса используют вещества - депрессаторы, видоизменяющие и диспергирующие кристаллы парафина, замедляющие процесс кристаллизации парафина. Для предотвращения парафинизации на центрах кристаллизации и улучшения процесса отмывки их исследовалось влияние добавки депрессатора ЕСА 4242. Для проведения лабораторных исследований растворения парафиновых отложений в легких углеводородах пользовались не чистым парафином, а АСП, отобранными в различных регионах страны.
В частности: - парафиновые отложения, отобранные со стенок НКТ Самотлорского месторождения (цех добычи № 7, куст 1551, скважина № 15955, пласт АБі), - парафиновые отложения Туймазинского месторождения НГДУ «Октябрьскнефть» (скважина № 25, пласт Ді), - парафиновые отложения месторождения «Северный Варьеган» НГДУ "Варьеганнефть". Характеристика этих отложений приведена в табл. 5.1.
Как видно из табл. 5,1 первые два отложения имеют относительно большое количество твердых парафинов с высокой температурой плавления. Как известно тугоплавкие парафины очень трудно растворяются в растворителях - легких углеводородов и требуют повышения температуры этих растворителей. В отложениях Самотлорсного и Туймазинского месторождений содержится большое количество асфальтенов, что осложняет растворение парафина, т.к. необходима их первоначальная отмывка. Для лабораторных исследований использовались легкие углеводороды, отобранные при гидроциклонировании нефти на УКПН-2 и характеризовались углеводородным составом: С\- О, С2-0,95, Сз-10,15, iC4-4,73, nC4-19,8, iCs-15,22, nCs-10,38, С6 - 38,07. Результаты наблюдений по растворимости и отмывке парафиновых отложений, отобранных со стенок НКТ Самотлорского месторождения, проведенных согласно методике, описанной в [52, 82] приведены в табл. 5.2. Туймазинского месторождения отмываются и растворяются легче, чем отложения Самотлорского месторождения. Увеличение температуры обработки до 323 К не сильно влияет на растворимость парафинов (Опыт 1-8). Поэтому температура обработки должна быть близкой к температуре плавления парафинов. Была сделана попытка оценить толщину поверхностного слоя бронирующих оболочек. В табл. 5.4. приведён состав природных стабилизаторов исследуемых нефтей [146, 149, 193, 219]. Кроме основных стабилизаторов эмульсий - асфальтенов и смол - в состав бронирующих оболочек капель воды входят кристаллы парафинов и различные неорганические вещества - механические примеси. Согласно[149, 203] стабилизаторы нефтяных эмульсий могут быть подразделены на три типа
