Author: Дунюшкин И.И.
Tags: отрасли горной промышленности по виду добываемых минералов, руд, нерудных ископаемых нефтегазовое производство нефтедобывающая промышленность
ISBN: 5-7246-0239-3
Year: 2006
Text
И.И. Дунюшкин
СБОР И ПОДГОТОВКА
СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Допущено Министерством образования и науки
Российской Федерации в качестве учебного пособия
для студентов высших учебных заведений, обучающихся
по специальности «Разработка нефтяных и газовых
месторождений» направления подготовки
«Нефтегазовое дело»
Издательство
ЧМВ «НЕФТЬ И ГАЗ»
РГУ нефти и газа им. И.М. ГУБКИНА
Москва
2006
УДК 622.323(075.8)
Д83
Рецензенты:
М.Г. Вятчин ин, канд. техн, наук, зам. начальника Главного Управле-
ния по обеспечению добычи нефти и газа НК «ЛУКОЙЛ»;
О.А. Гумеров, канд. техн, наук, доцент кафедры «Разработка и эксп-
луатация нефтегазовых месторождений» Уфимского государ-
ственного нефтяного технического университета (У ГНТУ);
Ю.В. Зейгман, д-р техн, наук, профессор, зав. кафедрой «Разработка
и эксплуатация нефтегазовых месторождений» УГНТУ
Дунюшкин И.И.
Д83 Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных место-
рождений: Учебное пособие. — М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ»
РГУ нефти и Газа им. И М. Губкина, 2006. — 320 с.
ISBN 5-7246-0239-3
На современном уровне, с учетом требований действующих ГОСТов,
дано теоретическое обоснование процессов разгазирования пластовой не-
фти в нефтепромысловом оборудовании нефтяных месторождений, приве-
дены соответствующие алгоритмы для их количественного расчета и мини-
мально необходимый справочный материал. Рассмотрены теоретические
основы гравитационного разделения фаз (промысловой нефти, нефтяного
газа и попутной пластовой воды), введен теоретически обоснованный ана-
лог паспортной характеристики нефтепромыслового оборудования (по Ло-
гинову В.И.) — функция передачи L .
В учебном пособии большое внимание уделено терминологии и опре-
делениям, описанию физической сущности технологических процессов,
происходящих в промысловых трубопроводах и оборудовании промысло-
вого обустройства нефтяных месторождений.
Учебное пособие предназначено для студентов и магистрантов по направ-
лению «Нефтегазовое дело».
НЕФТЯНОЙ КОМПАНИИ
ЛУКОЙЛ
РГУ нефти и газа им, И.М. Губкина и автор выража-
ют признательность и благодарность ОАО «ЛУКОЙЛ»
за поддержку и участие в издании настоящего учебного
пособия для студентов вузов нефтегазового профиля.
ISBN 5-7246-0239-3
©Дунюшкин И.И., 2006
© РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006
СОДЕРЖАНИЕ
ПРЕДИСЛОВИЕ.............................................. 7
Термины, их определения, основные обозначения..............8
Глава 1. СБОР И ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА СКВАЖИННОЙ
ПРОДУКЦИИ - ЗАВЕРШАЮЩИЙ ЭТАП ПРОЦЕССА ДОБЫЧИ
НЕФТИ ИЗ НЕДР......................................... 12
1.1. Классификация нефти в соответствии с требованиями
ГОСТ Р 51858-2002................................ 13
1.2. Принципиальная технологическая схема сбора нефти,
нефтяного газа и пластовой воды.......................19
1.3. Нормы технологического проектирования объектов сбора,
внутрипромыслового транспорта и подготовки нефти,
нефтяного газа и воды нефтяных месторождений..........22
месторождений................................ 22
1.3.2. Внутри промысловое обустройство
на месторождении................................. 27
1.4. Сооружения технологического комплекса центрального
пункта сбора (ЦПС)........................... 36
Глава 2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ МЕХАНИКА ПРОЦЕССОВ
СБОРА И ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ......................................... 54
2.1. Разгазирование пластовой нефти в добывающих
скважинах, трубопроводах системы сбора
и нефтепромысловом оборудовании .................... 55
2.2. Аналитические зависимости расчета разгазирования
пластовой нефти в системе^ сбора И подготовки нефти.64
2.3. Изменение физико-химичёскйх*свойств нефти в системе
промыслового обустройства нефтяных месторождений ...81
2.4. Качественные закономерности разгазирования
пластовой нефти на примере ее двухкомпонентного
аналога (метан + декан)............................84
2.5. Динамика изменения физико-химических свойств
нефтяного газа в процессе извлечения
и внутрипромыслового транспорта скважинной
продукции до пунктов сбора (ПС).................... 96
2.6. Пластовая, промысловая, сырая, дегазированная
и товарная нефть..................................... 98
4
2.7. Расчет физико-химических свойств промысловой
и товарной нефти.......................................99
2.7.1. Расчет температуры и плотности смеси пластовых
(промысловых) нефтей..............................108
2.7.2. Расчет плотности нефтяного газа............111
2.7.3. Способы расчета вязкости нефти в зависимости
от температуры и ее газонасыщенности..............112
2.7.4. Расчет вязкости нефти в зависимости
от газонасыщенности...............................119
2.7.5. Ионный состав пластовых вод и их
классификация [43].............................. 120
2.7.6. Физические свойства пластовых
и нефтепромысловых вод............................127
2.7.7. Физико-химические свойства водонефтяных
эмульсий..........................................134
2.7.8. Зависимость плотности водонефтяных
и водонефтегазовых смесей от обводненности
и газосодержания..................................139
2.7.9. Эффективная вязкость водонефтяных эмульсий..142
Глава 3. ДИСПЕРСНЫЙ СОСТАВ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ...............................147
3.1. Жидкая составляющая скважинной продукции
нефтяных месторождений - водонефтяная эмульсия:
обратная, прямая......................................152
3.2. Структурные формы потоков в трубопроводной системе
сбора скважинной продукции (по Гужову А.И. [28])......154
3.3. Оценка структуры газожидкостного потока
в трубопроводе........................................162
3.4. Расчет потерь давления в промысловых трубопроводах
(по Медведеву В.Ф.[31])...............................164
3.5. Распределение температуры в неизотермическом трубо-
проводе по Шухову В.Г. (поправка Лейбензона Л.С.).....178
3.6. Проектирование трубопроводов для нефтяного газа..182
Глава 4. ПРОБЛЕМЫ ФАЗОВОГО РАЗДЕЛЕНИЯ СКВАЖИННОЙ
ПРОДУКЦИИ НА ПРОМЫСЛАХ И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ ...............187
4.1. Фазовый и дисперсный состав скважинной продукции
нефтяных месторождений............................187
4.2. Применение формулы Стокса для оценки дисперсного
состава скважинной продукции..........................190
4.3. Наиболее эффективные пути разделения фаз -
снижение дисперсности скважинной продукции............199
5
4.4. Максимально возможная степень очистки
нефтепромысловых вод для возможной их утилизации
в системе ППД.......................................203
Глава 5. МЕХАНИЗМ РАЗДЕЛЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
В ГРАВИТАЦИОННЫХ ОТСТОЙНИКАХ........................209
5.1. Толщина промежуточного слоя в гравитационных
дегидраторах - индикатор эффективности их работы.210
5.2. Роль температуры и ПАВ в повышении качества
обезвоживания нефти и увеличении нагрузки
на дегидраторы при сохранении глубины
обезвоживания [37]..................................214
5.3. Применение электрических полей для увеличения
глубины обезвоживания нефти..........................216
5.4. Функция передачи гравитационных отстойников. Опыт
и перспективы........................................219
Глава 6. ПРОБЛЕМЫ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
ДО ТОВАРНЫХ КОНДИЦИЙ.................................. 228
6.1. Глубокое обезвоживание нефти при высокой
минерализации попутных пластовых вод.................229
6.2. Обессоливание промысловой нефти. Минимально
потребное количество промывной воды
для обессоливания................................232
6.3. Многоступенчатая и противоточная промывка
сырой нефти для обессоливания....................241
Глава 7. СТАБИЛИЗАЦИЯ ДОБЫВАЕМОЙ НЕФТИ.................249
7.1. Допустимое давление насыщенного пара (ДНП)
товарной нефти - обязательное требование
к товарной продукции.............................249
7.2. Принципиально возможные технологические решения
по снижению ДНП товарной нефти...................250
Глава 8. КОНТРОЛЬ ДЕБИТА ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН ...........259
Глава 9. ОЦЕНКА ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ И ТЕМПЕРАТУРЫ
СМЕСЕЙ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ,
ОБЪЕДИНЯЕМЫХ В ЕДИНУЮ СИСТЕМУ СБОРА И ПОДГОТОВКИ
СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ..................................271
9.1. Расчет компонентного состава и молярной массы смеси
пластовых нефтей.................................271
9.2. Расчет температуры и плотности смеси пластовых
(промысловых) нефтей.................................275
6
9.3. Расчет газового фактора смеси пластовых нефтей..278
9.4. Расчет плотности нефтяного газа............ 280
Глава 10. СОВРЕМЕННЫЕ ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ СИСТЕМЫ
СБОРА И СЕПАРАЦИИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ........................... 281
10.1. Устройства предварительного отбора газа (УПОГ) -
эффективный способ интенсификации сепарации
скважинной продукции..........................282
10.2. Концевые делители фаз (КДФ)....................283
Глава 11. ТРУБОПРОВОДЫ СИСТЕМ СБОРА И
ВНУТРИПРОМЫСЛОВОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ, НЕФТЯНОГО
ГАЗА И ВОДЫ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ................285
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение 1. Кинетика быстрой коагуляции по [56].
Уравнение М. Смолуховского......................292
Приложение 2. Константы распределения компонентов....297
Приложение 3. Плотность воздуха. Справочные величины.311
ЛИТЕРАТУРА.............................................314
ПРЕДИСЛОВИЕ
После последнего переиздания в 1979 году существенно переработан-
ного учебника моего учителя Г.С. Лутошкина «Сбор и подготовка нефти,
газа и воды» для вузов нефтегазового профиля, на котором сформирова-
лось не одно поколение нефтяников, прошло уже четверть века [1].
За это время достигнуты значительные успехи в разработке научных
основ сбора и подготовки нефти, нефтяного газа и воды на промыслах
[3, 4, 5, 6 и др.]. В нефтепромысловую практику внедрены высокоэф-
фективные процессы сепарации многофазных систем. Существенно из-
менились требования к качеству товарной нефти, допустимой концент-
рации механических примесей и капельной нефти в нефтепромысловой
дренажной воде, используемой для утилизации в системе поддержания
пластового давления (ППД).
Современные тенденции организации сбора и промысловой подго-
товки нефти, нефтяного газа и попутной пластовой воды существенно
повышают требования к качеству исходной информации при проекти-
ровании объектов промыслового обустройства, анализе эффективнос-
ти их эксплуатации. Отсутствие экспериментальной информации по
физико-химическим свойствам скважинной продукции в условиях нео-
пределенности состава добываемой нефти из многопластовых эксплуа-
тационных объектов определяют необходимость повсеместного исполь-
зования аналитических и корреляционных зависимостей их расчета.
В учебном пособии на современном уровне рассмотрены физико-
химические процессы сбора и сепарации скважинной продукции до
требований ГОСТ Р 51858—2002, технология и техника обессоливания
нефти, расчет физико-химических свойств нефти, нефтяного газа и
воды, смесей скважинной продукции, температуры продукции в сис-
теме сбора после смешения потоков с различной температурой.
Автор глубоко признателен заведующему кафедрой разработки и
эксплуатации нефтяных месторождений, профессору Игорю Тихоно-
вичу Мищенко за постоянное доброжелательное внимание и большую
поддержку в работе над учебным пособием, благодарен заместителю за-
ведующего кафедрой доценту М.А. Мохову за неоценимую помощь в
создании условий и возможности написания учебного пособия.
Автор благодарен своей дочери Е.И. Дунюшкиной, нашедшей, не-
смотря на занятость, возможность написать главу 6, приложения 2, 3 и
оказать существенную помощь в подготовке рукописи.
8 ------------------------------
Термины, их определения, основные
обозначения
• Пластовая нефть — находящаяся в недрах (пустотах, порах, трещинах,
кавернах горных пород) темная маслянистая природная жидкость,
представляющая собой многокомпонентную смесь жидких углеводо-
родных и гетероатомных соединений, в которой растворены много-
компонентный газ и твердые вещества (парафины, церезины и др.).
• Дегазированная нефть — нефть, оставшаяся после однократного стан-
дартного разгазирования (ОСР) пластовой нефти по ОСТ 153-39.2-
0.48-2003.
— Физико-химические свойства дегазированной нефти — характеристичес-
кие параметры залежей пластовой нефти, используемые при составле-
нии паспортов залежей нефти и приводимые в справочной литературе.
— Однократное стандартное разгазирование пластовой нефти — контакт-
ное одноступенчатое разгазирование глубинных проб пластовой нефти
при 20 °C до атмосферного давления.
• Нефтяной газ ОСРпластовой нефти — смесь газа пластовой нефти и
паров нефти, в общем случае и паров воды.
• Газовый фактор пластовой нефти, G — отношение объема нефтя-
ного газа ОСР пластовой нефти J^CP к объему оставшейся дегазиро-
ванной нефти VqCP
G - Yqcp - Qocp
V()CP Qocp
• Удельный газовый фактор пластовой нефти, Gо1 — отношение объе-
ма нефтяного газа ОСР пластовой нефти V(”CP к массе оставшейся
дегазированной нефти т'оср
V"
_ Г_ОСР _
т'
т()СР
Ооср
9оср
• Давление насыщения пластовой нефти газом, ps — равновесное давле-
ние фазового перехода пластовой нефти типа «жидкость — газ» при
пластовой температуре.
— Равновесное давление — давление в системе при ее фазовом равновесии
(равновесном сосуществовании фаз), то есть таком состоянии системы,
?- '
при котором в пластовой нефти (при пластовой температуре) возникла
газовая фаза в виде мельчайших пузырьков (=0,1 мкм), находящихся в
динамическом равновесии с жидкой фазой.
— Фазовое равновесие — состояние системы с постоянным взаимно скомпен-
сированным массообменном, иначе выражаясь: сколько и каких молекул
испаряется, в то же время столько же и таких же молекул конденсируется.
• Промысловая нефть — жидкая безводная составляющая скважинной
продукции в добывающих скважинах, промысловой системе сбора
скважинной продукции.
• . Сырая нефть — обратная водонефтяная эмульсия* в системе промыс-
лового сбора скважинной продукции с массовой долей воды в ней
более 1% масс.
• Товарная нефть — нефть нефтедобывающего предприятия, удовлет-
воряющая требованиям ГОСТ Р 51858-2002 по одной из трех групп
ее качества.
• Содержание хлористых солей в товарной нефти, С^аС1 — массовая кон-
центрация солей соляной кислоты (НС1) в товарной нефти, в пере-
счете на хлористый натрий NaCl (расчетная величина).
• Массовый дебит безводной скважины, q t — отношение массы потока
пластовой нефти, поступающей из пласта в скважину за какой-то
период времени, к продолжительности этого периода.
• Депрессия (на пласт в добывающей скважине), Лр=^рр1-рс) — раз-
ность пластового давления в зоне дренирования скважины и давле-
ния в скважине на глубине интервала перфорации.
— Пластовое давление (в зоне влияния скважины) — стационарное давле-
ние на глубине забоя рассматриваемой скважины при ее остановке (дав-
ление на забое простаивающей скважины).
• Коэффициент продуктивности скважины по нефти, К' — отношение
количества пластовой нефти, поступающей из эксплуатационного
объекта в скважину за сутки, к величине депрессии на пласт.
9 Коэффициент продуктивности скважины по воде, Кв — отношение
количества пластовой воды, поступающей из эксплуатационного
объекта в скважину за сутки, к величине депрессии на пласт.
’Обратная водонефтяная эмульсия — смесь нефти и воды, в которой дисперсион-
ной средой является нефть, а пластовая вода — дисперсная фаза (эмульсия типа
«вода в масле»).
10
• Коэффициент продуктивности скважины, Кскв — сумма величин ко-
эффициентов продуктивности скважины по пластовой нефти и пла-
стовой воде.
• Скважинное давление насыщения пластовой нефти газом, psT — равно-
весное давление фазового перехода пластовой нефти типа «жидкость —
газ» в добывающей скважине (при температуре меньше пластовой).
• Массовая обводненность скважинной продукции, Vco — массовая
доля воды в продукции на выходе из скважины
— (в продукции, поступающей из эксплуатационного объекта в скважину).
• Обводненность скважинной продукции, — объемная расходная
доля воды в жидкой составляющей скважинной продукции (водо-
нефтяной эмульсии),
— Объемная доля воды в водонефтяной эмульсии продукции скважины яв-
ляется существенной функцией термобарических условий в ней, иначе го-
воря, объемная доля воды в потоке жидкой составляющей скважинной
продукции непрерывно возрастает от глубины интервала, где давление рав-
но скважинному давлению насыщения пластовой нефти газом, до устья.
• Объемное расходное газосодержание скважинной продукции, Рскв(рТ) —
объемная расходная доля газовой фазы от объемного расхода сква-
жинной продукции (водонефтегазовой смеси) при рассматриваемых
термобарических условиях в ней (фазовая характеристика скважин-
ной продукции).
• Скважинный газовый фактор, GCK8 — отношение объемного дебита
скважины по нефтяному газу, приведенного к стандартным услови-
ям, к объемному дебиту скважины по дегазированной нефти.
— Скважинный газовый фактор — это характеристика динамики фазового
соотношения скважинной продукции при разработке залежи на режиме
растворенного газа. Скважинный газовый фактор равен газовому факто-
ру пластовой нефти при тех режимах разработки залежи, при которых
пластовое давление выше давления насыщения пластовой нефти газом
(при пластовой температуре)
• Объемное расходное газосодержание пластовой нефти, р^(рТ) —
объемная доля нефтяного газа, выделившегося из пластовой нефти
при заданных (рассматриваемых) термобарических условиях.
Объемное расходное газосодержание пластовой воды, Р^^рТ) —
объемная доля газа, выделившегося из пластовой воды при задан-
ных (рассматриваемых) термобарических условиях.
11
Список основных обозначений и их единиц измерения
и Обозначения физических величин Единицы измерения
Г Обозна- | чение Физическая величина СИ Кратные и дольные
| т Масса вещества КГ мг; г; т
1 п Количество вещества моль кмоль; Ммоль
Г v Объем вещества м^ л; мл; см3
Г у.(п Температура (обозначение оговаривается) К; (°C)
| А т Время С сут; час; мин
1 Производные единицы измерения физических величин
Я Массовый (поток) дебит скважины кг/с т/сут
п Количественный (поток) дебит скважины моль/с кмоль/сут
Q Объемный (поток) дебит скважины м3/с м3/сут
р Давление Н/м2 (Па) МПа (атм*)
И Вязкость Па*с мПа*с
ьр1 Объёмный коэффициент пластовой нефти
I Р Плотность кг/м3 т/м3; г/л; мг/л
I С частиц дисперсной фазы 1/м3 1/л
I сд Концентрация массовая кг/м3 мг/л
1 Сп молярная моль/м3 моль/л
| м Молярная масса г/моль
I Ум Молярный объем м3/моль л/моль
L Ов. Удельная изобарная теплоемкость Дж/(кг-К) кДж/(кг-К)
I Дольные единицы
| V Массовая доля % масс.
1 <р Объемная доля % об.
1 я Молярная доля % моль
1 Индексы и их значение
1 Л' « И ) s Безводная промысловая нефть (жидкая, нефтяная фаза)
Г г 1. Безводный нефтяной газ (газообразная фаза)
1 Л о ) CQ Вода (возможно, по тексту с примесями, включая капельную нефть)
Г )6 Воздух
Г )о Газ (газообразные, при стандартных условиях, компоненты)
_ )w >s Нефть (применение индекса оговаривается по тексту)
)s g Нефть, насыщенная газом (в том числе пластовая)
'ijjc _ JS Индексы (i,j,k), принимающие целочисленные значения
)p/,k Пластовая (-ый, и т.д.)
УрТ При термобарических условиях: давлении - - р, температуре - Т
[ Однократное стандартное разгазирование (ОСР) пластовой нефти
‘Абсолютная физическая атмосфера (соответствует 760 мм рт. ст.)
Глава 1
Сбор и промысловая подготовка
скважинной продукции - завершающий этап
процесса добычи нефти из недр
Стратегической целью разработки любого нефтяного месторожде-
ния является плановая динамика извлечения запасов нефти из эксплуа-
тационного объекта в соответствии с установленными проектом норма-
ми ее добычи по каждой эксплуатационной скважине.
Так как дебиты скважин на месторождении составляют десятки и бо-
лее тонн в сутки, а эксплуатационный фонд скважин исчисляется десят-
ками, сотнями и тысячами, то добыча нефти на месторождении даже при
среднем дебите 30—100 т/сут представляет собой непрерывное многотон-
нажное производство, складывающееся из взаимосвязанных этапов:
1. Выработка залежи нефти. Этот этап включает следующие процессы:
а. извлечение пластовой нефти из недр к забоям добывающих сква-
жин и подъем нефти с забоев скважин на поверхность’,
Ь. учет количества добытой пластовой нефти и воды.
2. Мероприятия по восполнению в процессе разработки месторожде-
ния извлекаемой из него пластовой энергии. Второй этап включает
следующие мероприятия:
а. компенсация добытой из недр нефти обратной закачкой в залежь
добытой воды и воды из других источников;
Ь. учет количества закачиваемой в пласт воды.
3. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторожде-
ний. Третий этап по своей сути является продолжением первого,
включая следующие технологические процессы:
а. сбор и внутрипромысловый транспорт продукции добывающих
скважин последовательно от их устьев до замерных установок (ЗУ),
дожимных насосных станций (ДНС) и центральных пунктов сбо-
ра (ЦПС);
Ь. промысловая подготовка нефти до товарных кондиций;
с. подготовка попутно добываемой воды для утилизации;
d. коммерческий учет количества товарной нефти;
е. сдача добытой нефти товаротранспортным организациям.
13
Третий этап по существу представляет собой основное содержание
дисциплины: сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных место-
рождений.
Несмотря на то, что одинаковых нефтей не бывает и нет одинаковых
систем сбора и подготовки нефти, нефтяного газа и воды, основные тех-
нологические процессы сбора и подготовки нефти отличаются только
количественными показателями отдельных этапов сбора и промысло-
вой подготовки продукции скважин. В связи с этим рассмотрим совре-
менную классификацию нефтей.
1.1. Классификация нефти в соответствии
с требованиями ГОСТ Р 51858-2002
Государственный стандарт России «Нефть. Общие технические ус-
ловия. ГОСТ Р 51858—2002» с 1 июля 2002 г. вводит два термина'.
СЫРАЯ НЕФТЬ -
жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-
химического состава, которая содержит:
• растворенный газ,
• воду, минеральные соли, механические примеси
и служит основным сырьем для производства:
• жидких энергоносителей:
- бензина, керосина, дизельного топлива, мазута;
• смазочных масел, битумов и кокса*.
ТОВАРНАЯ НЕФТЬ (НЕФТЬ) -
нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с тре-
бованиями действующих нормативных и технических документов, при-
нятых в установленном порядке**.
В соответствии с техническими требованиями ГОСТ Р 51858—2002
нефть подразделяется на классы, типы, группы качества и виды. Фактор
влияния человека в этой классификации учитывается в нормах групп
качества, определяемых качеством подготовки добываемой нефти к
* Предлагаемые в ГОСТ Р 51858—2002 термины очень актуальны для упорядочива-
ния используемой в нефтепромысловой практике терминологии. Однако их форму-
лировка нуждается в серьезном уточнении.
“ Понятие товарной нефти неразрывно связано с понятием пластовой нефти.
транспорту от добывающих предприятий до потребителей (нефтепере-
рабатывающих заводов — НПЗ).
КЛАССЫ. В зависимости от массовой доли серы в нефти выделяется
4 класса товарной нефти, табл. 1.1.
Таблица 1.1
Классы товарной нефти
Класс
Наименование нефти
Массовая доля серы,
(% масс.)
Метод
испытания
2
3
4
Малосернистая
Сернистая
Высокосернистая
Особо высокосернистая
До 0,6 включ.
От 0,6 до 1,8 включ.
От 1,8 до 3,5 включ.
Свыше 3,5
ПоГОСТ 1437
ТИПЫ. В зависимости от плотности товарной нефти и массовой доли
парафина в ней, а при поставке на экспорт — дополнительно по вы-
ходу фракций, товарная нефть подразделяется на Этапов, табл. 1.2.
ГРУППЫ. По степени подготовки добываемой из недр нефти к транс-
порту товарная нефть подразделяется на 3 группы, табл. 1.3.
Таблица 1.3
Нормы значений показателей для группы качества
подготовки товарной нефти
Показатель Группы качества товарной нефти - ‘ 1 Метод испытания
л 2 3
Массовая доля воды, %, не более 0,5 0,5 1,0 ГОСТ 2477
Концентрация хлористых солей, г/м3 (мг/л), не более 100 300 900 ГОСТ 21534
Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05 ГОСТ 6370
Давление насыщенных паров при температуре 37,8 °C в бомбе Рейда, кПа, не более 66,7 (500 мм рт. ст.) ГОСТ 1756
Содержание хлорорганических соединений, млн.-1 (ррт) Не нормируется. Определение обязательно АСТМ Д 4929-99 Стандартный метод определения органических хлоридов, содержащихся в сырой нефти
Примечание: Если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому - к группе с большим номером, то нефть признается соответствующей группе качества с большим номером (подготовлена хуже).
Нормы значений показателей для типов нефти
Таблица 1.2
Показатель Тип товарной нефти Метод испытания
0 1 2 3 4
РФ Экс. РФ Экс. РФ Экс. РФ , 1 Экс. РФ Экс.
Плотность, (кг/м3), при темпе- ратуре 20 °C Не более 830 830, 1-850 850, 1-870 870, 1-895 Более 895 ГОСТ 3900
15 °C Не более 834,5 834,6-854,4 854,5-874,4 874,5-899,3 Более 899,3 ГОСТ Р 51069 . —
-
Выход фрак- ций, % об., не менее, до темпера- туры. °C 200 30 27 —ч- 21 —* —»- ГОСТ 2177
300 52 47 42
350 62 57 53 1 мм
Массовая доля парафина, % масс, не более — б i 6 —— 6 — — ГОСТ 11851
Примечания: 1. Определение плотности при 20 °C обязательно до 1 января 2004 г.; определение плотности при 15 °C обязательно с 1 января 2004 г. 2. Если по одному из показателей (плотности или выходу фракции) нефть относится к типу с меньшим номером, а по другому - к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером.
16
ВИДЫ. По содержанию сероводорода и меркантанов товарную нефть
подразделяют на 3 вида. табл. 1.4.
Таблица 1.4
Нормы значений показателей для видов товарной нефти
Показатели Виды товарной нефти Метод испытания
2 3
Массовая доля, млн. (ррт), не более сероводорода 20 50 100 ГОСТ Р 50802
метил- и этил- меркаптанов (в сумме) 40 60 100
Примечания:
1. Нормы по показателям данной таблицы являются факультативными до 1 января
2004 г. Определение обязательно для набора данных.
2. Нефть по первому показателю данной таблицы с нормой «менее 20 млн.-1»
считается не содержащей сероводород.
В соответствии с ГОСТ Р 51858 условное обозначение товарной не-
фти (шифр) состоит из четырех цифр, разделенных точками, каждая из
которых соответствует обозначению значения показателей:
• (1) класса, (2) типа, (3) группы, (4) вида товарной нефти.
ПРИМЕР П1.1
Характеристика товарной нефти Шифр нефти
1. Поставка нефти потребителю в России. Пусть товарная нефть имеет следующие показатели: • содержание серы - 1,15% масс., (класс 2); • плотность при 20 °C - 860 кг/м3, (тип 2); • концентрация хлористых солей - 120 мг/л, обводненность - 0,4% масс., (группа 2); • сероводород отсутствует (вид 1). 2.2.2.1 ГОСТ Р 51858-2002
2. Поставка нефти на экспорт. Пусть товарная нефть имеет следующие показатели: • содержание серы - 1,15% масс., (класс 2); • плотность при 20 °C - 860 кг/м3; выход фракций при температуре перегонки до: 200 °C - 26% об.; 300 °C -46% об.; 350 °C - 55% об.; массовая доля парафина - 4,1 % (тип 2э); • концентрация хлористых солей - 90 мг/л, обводненность - 0,4% масс. (группа 1); • сероводород отсутствует, (вид 1) 2.2э.1.1 ГОСТ Р 051858-2002
-------------------------------------------------------- 17
При поставке нефти на экспорт к обозначению типа товарной не-
фти добавляется индекс «2».
Технические требования к нефти добытой нефтедобывающим
предприятием (товарной нефти) в соответствии с ГОСТ Р 51858—2002
предусматривают обязательное выполнение следующих пунктов [7]:
1. Перед сдачей транспортной организации для поставки потребите-
лям нефть подлежит промысловой подготовке согласно технологи-
ческому регламенту, утверждаемому руководством нефтедобываю-
щей организации.
2. Поставляемая транспортной организации нефть (товарная) должна
соответствовать требованиям табл. 1.3 и 1.4.
3. Товарная нефть, поставляемая на экспорт, должна соответствовать
требованиям норм для нефти группы 1 табл. 1.3.
Таким образом, нефтедобывающая организация в принципе не мо-
жет реализовать добытую нефть, если она не соответствует нормам
табл. 1.3, иначе говоря: зря добывали.
В соответствии с нормативными документами по безопасности и
разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности
технологический регламент установки подготовки нефти (УПН) нефте-
добывающего предприятия обязательно содержит помимо организаци-
онно-технических требований и положений следующие разделы [8]:
1. Общая характеристика установки подготовки нефти (УПН);
2. Характеристики сырья:
а. поступающего на УПН, используемых материалов и реагентов,
Ь. товарной нефти и
с. нефтепромысловых сточных вод для последующей утилизации.
3. Описание технологического процесса и технологической схемы ус-
тановки подготовки нефти.
4. Нормы технологического режима подготовки нефти, нефтяного газа
и очистных сооружений по подготовке попутной пластовой воды.
5. Контроль технологического режима.
6. Основные положения пуска и остановки УПН пои нормальных ус-
ловиях эксплуатации.
18 -----------------------------------------------------------
7. Безопасная эксплуатация УПН.
8. Отходы при производстве продукции и сточные воды, выбросы в ат-
мосферу, методы утилизации и (или) переработки отходов и сточ-
ных вод.
9. Краткая характеристика технологического оборудования, регулиру-
ющих и предохранительных клапанов.
10. Технологическая схема УПН (графическая часть), включая экспли-
кацию оборудования и характеристику его количества и параметров.
В общей характеристике любого производственного объекта (ПО)
помимо его наименования, назначения и даты ввода в действие указы-
вается количество технологических линий (потоков) и их назначение.
В характеристике исходного сырья, материалов, реагентов, изготов-
ляемой продукции приводятся:
1. технические наименования продуктов и
2. показатели качества в соответствии с нормативно-технической
документацией,
3. область их применения.
В показателях качества, обязательных для проверки, отражаются
показатели, регламентирующие содержание в сырье, промежуточных
продуктах и готовой продукции компонентов, вызывающих коррозию
металлов.
Описание технологического процесса в соответствии с технологи-
ческой схемой УПН производится по отдельным стадиям процесса, на-
чиная с поступления сырья и указания его основных технологических
параметров:
> температуры и давления,
> состава,
> расходных характеристик и т.д.
По ходу описания технологической схемы указываются основные
схемы автоматизации и блокировки.
В нормах технологического режима на всех стадиях процесса подго-
товки нефти в аппаратах УПН: отстойниках, электродегидраторах, ко-
лоннах, печах, реакторах, теплообменной и другой аппаратуре указыва-
ются регламентируемые показатели режима:
> температура и давление,
> время операций,
19
> количество загружаемых (подаваемых) компонентов и
> другие показатели, влияющие на качество и безопасную эксплуа-
тацию оборудования.
Все показатели режима указываются с возможными допусками или
интервалами.
Более подробно содержание перечисленных разделов представлено
в правилах [8].
1.2. Принципиальная технологическая схема
сбора нефти, нефтяного газа и пластовой воды
Принципиальная технологическая схема сбора и подготовки сква-
жинной продукции нефтяного месторождения в соответствии с требо-
ваниями ГОСТ Р 51858—2002 (см. табл. 1.3) и сложившейся практикой
промыслового обустройства нефтяных месторождений может быть пред-
ставлена в следующем виде, рис. 1.1.
Скважинная продукция из эксплуатационных скважин 1 поступает
на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) 2. Блок
дозирования химических реагентов 3 (деэмульгаторов, ингибиторов кор-
розии, солеотложения и т.д.) может быть смонтирован в любой точке
трубопроводов промысловой системы транспорта на участке от скважи-
ны до установки подготовки нефти (УПН). При сборе нефти с высокой
температурой потери текучести или высоковязкой нефти для обеспече-
ния их постоянной текучести применяются различного рода подогрева-
тели. Подогрев продукции скважин в выкидных линиях производится
устьевыми подогревателями типа УН—0,2 или ПГТ—2 [9]. Для подогре-
ва продукции скважин в нефтегазосборных трубопроводах применяют-
ся путевые подогреватели 4 типа ПП—0,63 или трубопроводные нагре-
ватели типа ПТ.
Первая ступень сепарации* нефтяного газа производится на дожим-
ных насосных станциях (ДНС) 5. Отделяемый нефтяной газ первой сту-
пени сепарации направляется на установку подготовки газа (УПГ) 10 и
далее потребителю, например, на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).
Установка подготовки нефти (УПН) представляет собой последова-
тельный комплекс технологических процессов:
> полного разгазирования нефти 6,
‘Сепарация [лат. separatio] — отделение; разделение на составные части [10].
ймк*аммнйМ11й11й1ЛШ1
17
*r Ч* \y«?
'дне
И ।
II ।
I! 1
H »
[ 4 Печь i о »
* ।
wiuilym
щцц^||дщщИЙ1*Н11НМЦ№ММЙЦйМ*йййШйШнМйШШ1ШИЙИ
Дренажная вода
Пресная вода
Н
Промысловое обустройство
и
н
и
я
я
ЦММЙЙМЙ
И
it
il
J1_ ГПЗ
;; Нефтяной
п газ
Подготовка нефти, нефтяного газа и воды
; вода
;* Сторонние
' организации
Рис. 1.1. Принципиальная технологическая схема сбора и подготовки нефти, нефтяного газа и попутной воды:
I ст, II ст, III ст — первая, вторая и третья ступени разгазирования нефти; АГЗУ — автоматизированная групповая замерная
установка, ДНС — дожимная насосная станция; УПН — установка подготовки нефти; УПГ — установка подготовки нефтя-
ного газа; УУН — узел учета нефти; НВП — насосы внешней перекачки; ГПЗ — газоперерабатывающий завод; НПЗ — нефте-
перерабатывающий завод; УППВ — установка подготовки пресной воды; 1 — добывающие скважины; 2 — замерная установ-
ка; 3 — блок подачи реагента; 4 — подогрев продукции; 5 — трехфазный делитель (ДНС с предварительным сбросом воды);
6 — вторая ступень разгазирования нефти; 7 — ступень глубокого обезвоживания сырой нефти; 8 — ступень обессоливания;
9 — стабилизация нефти; 10 — УПГ; 11 — УУН; 12 — НВП; 13 — водозабор; 14 — УППВ; 15 — очистные сооружения; 16 —
кустовая насосная станция (КНС); 17 — нагнетательные скважины
--------------------------------------------------------21
> её «глубокого» обезвоживания 7 до нормы группы качества по ГОСТ
Р 51858-2002 (табл. 1.3),
> обессоливания товарной нефти 8 до требуемой нормы группы каче-
ства по ГОСТ Р 51858-2002 (табл. 1.3),
> стабилизации товарной нефти 9, то есть снижения её давления на-
сыщенного пара (ДНП) ниже 66,7 кПа при 37,8 °C.
Отметим, что разгазирование нефти в сепараторе 6 представляет
собой вторую ступень сепарации нефтяного гоза, который, как прави-
ло, используется на собственные нужды или после компримирования*
направляется в газопровод с давлением первой ступени сепарации не-
фтяного газа для подачи стороннему потребителю. Глубокое обезвожи-
вание нефти позволяет получить товарную нефть с планируемой оста-
точной обводнённостью в соответствии с требованиями технических
условий ГОСТ Р 51858—2002. Ступень обессоливания нефти 8 необхо-
дима в случае большой концентрации ионов хлора в остаточной воде
товарной нефти, то есть ступень обессоливания позволяет уменьшить
концентрацию ионов хлора в остаточной капельной воде в составе то-
варной нефти. Ступень стабилизации товарной нефти 9 обеспечивает
давление ее насыщенных паров до 66,7 кПа при температуре 37,8 °C.
Как правило, нефтяной газ низкого давления, образующийся на этой
ступени, сжигается на факеле.
Далее товарная нефть направляется на узел контроля её качества, то
есть соответствия техническим условиям ГОСТ Р 51858—2002, и коммер-
ческого учета её количества (УУН — узел учета товарной нефти) 11. После
оформления документов (подписания акта приёма-сдачи товарной не-
фти и её характеристики) товарная нефть насосами внешней перекачки
(НВП) 12 поступает транспортной (как правило, трубопроводной) орга-
низации для её дальнейшей переработки на нефтеперерабатывающих
заводах (НПЗ).
Если скважинная продукция обводнена более чем на 20% масс. [11],
то на ДНС может быть запроектировано предварительное обезвожива-
ние (сепарация нефти и воды) скважинной продукции. При этом основ-
ное технологическое требование действующих норм заключается в том,
чтобы сбрасываемые пластовые воды имели качество, обеспечивающее
их закачку в продуктивные горизонты без допомштельной очистки (пре-
* Компримировать [лат. comprimere] — сжимать] [10].
22 ----------------------------------------------------
/(усматривается только дегазация воды) и направление их непосредствен-
но на кустовые насосные станции (КНС) 16 системы поддержания пла-
стового давления (ППД).
При глубоком обезвоживании нефти 7 дренажная вода направля-
ется на очистные сооружения (ОС) 15, где нефтепромысловые сточные
воды очищаются от остаточной капельной нефти и механических при-
месей до показателей качества воды, обеспечивающих оптимальную
закачку их в продуктивные пласты. С очистных сооружений вода на-
правляется на кустовые насосные станции (КНС) 16, откуда она по вы-
соконапорным водоводам поступает в нагнетательные скважины 17.
Дефицит воды для поддержания пластового давления восполняется
за счет внешних ресурсов (источников):
> водоемов пресной воды,
> водоносных горизонтов И Т.Д.,
откуда водозаборами 13, пресная (или минерализованная) вода посту-
пает на установку подготовки пресной (или минерализованной) воды
14, затем на КНС 16 и по высоконапорным водоводам в пласт через на-
гнетательные скважины 17.
Современные унифицированные системы сбора и подготовки нефти
отличаются от описанной принципиальной технологической схемы
только в деталях.
1.3. Нормы технологического проектирования
объектов сбора, внутри промыслового транспорта
и подготовки нефти, нефтяного газа и воды
нефтяных месторождений*
1.3.1. Общие требования к обустройству
нефтяных месторождений
В действующих к настоящему времени уже 30 лет нормах технологи-
ческого проектирования систем обустройства нефтяных месторождений
ВНТП-3-85 предусматриваются требования и положения, обязательные
при проектировании объектов, сооружений и технологических процес-
сов обустройства систем:
> сбора скважинной продукции,
• ВНТП 3-85
—------------------------------------------------- 23
> внутрипромыслового транспорта,
> подготовки:
• нефти, нефтяного газа и пластовых вод,
> заводнения нефтяных пластов,
> эксплуатации нефтяных скважин,
> водоснабжения и канализации,
> телемеханизации,
> автоматизации и механизации производственных процессов,
> электроснабжения,
> связи и сигнализации,
> теплоснабжения, отопления и вентиляции,
!
> кондиционирования воздуха,
> а также требования по охране:
• труда и технике безопасности,
• окружающей среды.
Рассмотрим более подробно общие и технологические принципы
норм ВНТП 3-85, являющихся обязательными для всех проектов обуст-
ройства нефтяных месторождений России:
> рациональное использование природных ресурсов и экономное
расходование материальных, топливно-энергетических й трудовых
ресурсов;
> широкое использование современной вычислительной техники
• для разработки вариантов обустройства месторождений и выбора
оптимального варианта, а также для оптимизации:
— кустования скважин,
— систем сбора, подготовки и транспорта нефти, нефтяного газа
и воды,
— общепромысловых инженерных коммуникаций,
— транспортных схем и
— схем организации текущих ремонтов;
> применение герметизированных систем сбора, подготовки, транс-
порта и учета нефти, нефтяного газа и пластовых вод на всем пути
движения от скважин до потребителей;
24 ----------------------------------------------------
> осуществление однотрубного герметизированного сбора нефти и
нефтяного газа до пунктов первой ступени сепарации нефтяного газа
или центральных пунктов сбора (ЦПС);
> транспорт газонасыщенной нефти от ДНС или пунктов сбора (ПС)
до ЦПС;
> обезвоживание и обессоливание нефти в газонасыщенном состоя-
нии с последующей ее сепарацией (при необходимости термичес-
кой) на концевых ступенях;
> комплексную автоматизацию и телемеханизацию технологического
процесса сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтяного газа с
безрезервуарным учетом и сдачей товарной нефти;
> максимальное применение бескомпрессорного транспорта нефтя-
ного газа первой ступени сепарации до потребителей:
• ГПЗ или головных компрессорных станций и др.;
> применение методов кустового строительства скважин при обуст-
ройстве месторождения с оснащением их комплексом блочных ус-
тановок, оборудования и сооружений для обслуживания и ремонта
скважин, замера дебита скважин, объемов закачиваемой воды, рас-
хода электроэнергии, использования автоматизированных средств
телемеханики и т.п.;
> применение высокоэффективных ингибиторов коррозии в трубо-
проводных системах при транспорте продукции скважин и реаген-
тов-деэмульгаторов при подготовке нефти;
> осуществление коридорной объединенной прокладки промысловых
коммуникаций (трубопроводов, ЛЭП, линий связи и телемеханики,
автодорог и др.) при едином конструктивном решении и коопера-
ции систем и объектов защиты трубопроводов, электро- и водоснаб-
жения и т.д.;
> применение в максимально возможных объемах блочного и блочно-
комплектного оборудования и установок основного технологичес-
кого назначения, блок-боксов и зданий станций катодной защиты
(СКЗ) для объектов производственно-вспомогательного назначения;
> использование суперблоков, проектирование центральных пунк-
тов сбора, подготовки нефти, газа и воды с компоновкой аппара-
туры и оборудования в едином технологическом блоке закрытого
--------------------------------------!-------- 25
и открытого исполнения, с этажным (ярусным) размещением тех-
нологического оборудования;
> применение блочных автоматизированных компрессорных станций
(КС) повышенной единичной мощности, наземного общестанцион-
ного технологического оборудования, в том числе установок осуш-
ки газа в блочно-комплектном исполнении;
применение индустриальных методов строительства объектов инф-
раструктуры с монтажом их из готовых объемных блоков и индуст-
риальных заготовок;
> использование неметаллических труб.
При проектировании мероприятий по защите нефтепромыслового
оборудования и трубопроводов от внутренней коррозии агрессивными
средами в первую очередь должны предусматриваться меры, направлен-
ные на снижение и предупреждение возможного усиления первоначаль-
ной агрессивности среды:
• предотвращение попадания в добываемую нефть, нефтяной газ и
сточные воды кислорода из атмосферы;
• исключение возможности-смешивания сероводородсодержащих
нефтей, нефтяного газа и сточных вод с продукцией, не содер-
жащей сероводород, до введения в практику обустройства эф-
фективной защиты внутренней поверхности труб сплошными
покрытиями, ингибиторами коррозии и расширения возможно-
сти применения коррозионно-стойких материалов;
• снижение коррозийной агрессивности среды с помощью деаэра-
торов и других средств.
В зависимости от коррозионных свойств скважинной продукции,
условий эксплуатации и коррозионной стойкости материалов рекомен-
дуется предусматривать специальные способы защиты оборудования и
трубопроводов от коррозии:
> термообработка аппаратов, труб и сварных швов;
> применение коррозионно-стойких материалов;
> химическая нейтрализация агрессивной среды;
> защита оборудования антикоррозионными покрытиями;
> применение ингибиторов коррозии.
Система сбора скважинной продукции, промыслового транспорта,
подготовки нефти, нефтяного газа и пластовой воды должна обеспечивать:
26 -----------------------------------------------------------
> оптимальную централизацию объектов технологического комплек-
са подготовки, транспорта нефти и нефтяного газа на площадке цен-
трального пункта сбора (ЦПС), на территории или
• в районе наиболее крупного месторождения и
> надежную работу всех объектов промыслового обустройства,
> возможность внедрения бригадной организации труда.
Допускается при обустройстве:
> крупных месторождений и
> группы месторождений небольших по площади и
> рассредоточенных по территории нефтяного района
децентрализованное размещение технологических объектов и сооружений
(установок предварительного сброса (УПС), сепарационных установок,
ДНС, компрессорных станций (КС) и т.д.).
Оптимальность принятых решений должна быть подтверждена пу-
тем технике-экономического сопоставления вариантов обустройства.
Соответствие основных параметров блочных и блочно-комплектных
установок конкретным условиям их работы должно определяться расче-
том с учетом физико-химических свойств продукции нефтяных скважин.
При проектировании технологических установок различного назна-
чения, компрессорных и насосных станций действующими нормами
рекомендуется предусматривать:
> применение высокоэффективных, теплоограждающих стеновых
конструкций и остекления;
> автоматическое регулирование расхода тепла с помощью средств
автоматизации для пофасадного регулирования теплопотребления;
> вторичное использование и утилизацию технологической тепловой
энергии путем внедрения противоточных процессов;
> использование тепла дымовых газов технологических печей, выхлоп-
ных газов газомоторных двигателей путем установки котлов-утили-
заторов или другого теплоулавливающего оборудования;
> использование тепла, содержащегося в выбрасываемом воздухе вен-
тиляционных систем, при температуре уходящего воздуха свыше
30 °C и объеме 50 000 м3/ч и выше.
Для технологических установок различного назначения с примене-
нием систем охлаждения рекомендуется предусматривать, по возмож-
—---------------------------------------------------------Z7
ности, безводные системы (использование воздуха или другого охлаж-
дающего агента), причем в циркуляционных системах охлаждения по-
ток должен быть непрерывным.
При реконструкции, расширении и техническом перевооружении
действующих комплексных сборных пунктов (КСП), дожимных насос-
ных станций (ДНС) производительностью более 3 млн. т/год (по нефти),
пунктов сбора (ПС) необходимо руководствоваться требованиями норм,
предъявляемыми к центральным пунктам сбора (ЦПС).
Технологические трубопроводы промышленных площадок скважин,
кусты скважин, замерные и сепарационные установки, ДНС, установки
предварительного сброса воды (УПСВ), компрессорные станции (КС),
установки подготовки газа (УПГ), блочные кустовые насосные станции
(БКНС), кустовые насосные станции (КНС), ПС, ЦПС, установки то-
варной нефти (УТН) и др. проектируются в соответствии с требования-
ми действующих норм*.
1.3.2. Внутрипромысловое обустройство
на месторождении
Объекты внутрипромыслового обустройства, размещаемые на тер-
ритории непосредственно месторождения в соответствии с ВНТП-3-85,
(рис. 1.1) должны обеспечивать:
> герметизированный сбор и внутрипромысловый транспорт продук-
ции скважин до ЦПС, включая бескомпрессорный транспорт нефтя-
ного газа первой ступени сепарации:
• доЦПС, ГПЗ,
• на собственные нужды и
• другим потребителям;
> замер продукции скважин;
> сепарацию нефтяного газа от нефти;
> учет суммарной добычи продукции скважин по бригадам и цехам;
> использование концевых участков нефтесборных трубопроводов
при подходе их к ЦПС и сепараторам для предварительной подго-
товки к разделению продукции скважин;
*ВНТП 3-85
28
> предварительное обезвоживание нефти, осуществляемое по качеству
сбрасываемой пластовой воды;
> подогрев продукции скважин при невозможности ее сбора и транс-
порта при обычных температурах.
Соответствие блочных, блочно-комплектных, типовых и повторно
применяемых проектов установок сепарации, дожимных насосных стан-
ций, установок подготовки нефти, предварительного сброса воды и др.
конкретным условиям работы при их привязке должно проверяться тех-
нологическим расчетом материального баланса по принятому режиму их
работы, по результатам которого уточняются расходные показатели и
правильность подбора каждого вида оборудования.
При проектировании трубопроводов (внеплощадочных) систем сбора
и транспорта продукции скважин необходимо предусматривать сокраще-
ние тепловых потерь путем оптимального заглубления трубопроводов и
применения эффективных теплоизоляционных материалов при назем-
ной и надземной их прокладке.
Для отработки нагнетательных скважин на нефть (предусмотренной
технологической схемой (проектом) разработки) необходимо предусмат-
ривать их подключение к замерным установкам.
Режим работы системы сбора и транспорта продукции скважин дол-
жен быть непрерывным, круглосуточным, с расчетной продолжитель-
ностью технологического процесса 365 суток.
Трубопроводы (нефтегазопроводы, нефтепроводы, газопроводы)
таких систем по возможности должны проектироваться в одну нитку с
соблюдением принципа коридорной прокладки с другими инженерны-
ми коммуникациями.
Дожимные насосные станции (ДНС) и сепарационные установки
(СУ) с насосной откачкой при числе рабочих насосов:
> до пяти, должны иметь — один резервный насос,
> более пяти — два резервных насоса.
Бригадный учет добываемых нефти, нефтяного газа и воды должен
предусматриваться, как правило, на ДНС с количеством бригад не бо-
лее четырех. Каждая бригада должна иметь самостоятельную техноло-
гическую линию по:
> сепарации нефтяного газа,
> предварительному сбросу воды, сепарации воды,
> учету и транспорту продукции скважин,
--------------------------------------------------------- 29
до создания и внедрения других методов учета продукции, не требую-
щих технологических линий для каждой бригады.
Сооружения по аварийному хранению продукции скважин (конце-
вая сепарационная установка (КСУ), аварийные емкости (АЕ)) проек-
тируются о&ццмц.
Кусты скважин
> Число скважин в кусте не должно быть более 24-х.
Суммарный свободный дебит одного куста скважин должен при-
ниматься не выше 4000 м3/сутки (по нефти), а газовый фактор — не
более 200 м3/м3.
Устья скважин в кусте должны располагаться на одной прямой с рас-
стоянием друг от друга не менее 5 м. Допускается размещение устьев сква-
жин отдельными труппами. Расстояние между труппами (в заболоченной
местности, например, для Западной Сибири,) не менее 15 м и не менее
20 м — при расположении устьев скважин на минеральных грунтах.
Количество скважин в группе не должно превышать 4-х.
В зависимости от способа эксплуатации скважин на кусте предус-
матриваются следующие технологические сооружения:
1) приустьевые площадки нефтяных и нагнетательных скважин;
2) замерные установки;
3) технологические трубопроводы;
4) блоки для подачи реагентов — деэмульгаторов, ингибиторов и др.;
5) газораспределительные блоки (гребенки);
6) площадки под ремонтный агрегат;
7) якори для крепления оттяжек ремонтного агрегата;
8) фундаменты под станки-качалки;
9) станции управления ЭЦН и ШГН;
10) трансформаторные подстанции;
11) площадки под инвентарные приемные мостки;
12) емкость-сборник;
13) блок закачки воды в нагнетательные скважины и блоки водораспре-
делительных гребенок.
Размещение сооружений на кусте скважин должно учитывать воз-
можность применения третичных методов повышения нефтеотдачи и
перевода скважин на механизированную добычу, когда такое решение
предусматривается в технологической схеме разработки. Трубопрово-
ды на кусте скважин должны проектироваться, как правило, подземно.
30 ----------------------------------------------------------
При ремонте скважин загрязненные стоки должны собираться в под-
доны и емкости.
Замерные установки
Размещение групповых замерных установок (ГЗУ) на кустах сква-
жин должно увязываться со схемой генерального плана месторождения.
В качестве замерных установок рекомендуется применять установки
типа «Спутник», «Биус» и других модификаций. Количество установок
и их размещение должно определяться технико-экономическим расче-
том. Соответствие паспортных данных замерных установок конкретным
условиям работы должно проверяться расчетом с учетом физико-хими-
ческих свойств продукции скважин. На площадках замерных установок
(ЗУ), при необходимости, должна предусматриваться установка блоков
закачки реагентов — деэмульгаторов и ингибиторов коррозии.
Сепарационные установки
Сепарационные установки (СУ) предназначены для отделения газа
от нефти, как без частичного ее обезвоживания, так и с использованием
технологии, обеспечивающей непрерывность процессов отделения не-
фтяного газа и пластовой воды от нефти.
При проектировании сепарационных установок должны учитывать-
ся следующие основные требования:
> использование трубопроводов сбора скважинной продукции для
подготовки ее к сепарации с созданием в конечных участках трубо-
проводов роседоенной cm^yKmyj^i течения;,
> обеспечение оптимальных условий ввода продукции скважин в се-
параторы с максимальным учетом структуры течения газожидкост-
ной смеси в трубопроводе;
> обеспечение благоприятных гидродинамических условий расслое-
ния (сепарации) газоводонефтяной смеси в сепараторе;
> использование технологических методов воздействия при сепара-
ции газожидкостных смесей с аномальными физико-химическими
свойствами;
> блочность, агрегирование и унификация внешних и внутренних уз-
лов сепарационных установок (СУ);
> сепарация (отделение) капельной жидкости из потока нефтяного газа.
В составе сепарационных установок, как правило, должны предус-
матриваться:
• узел распределения потока по сепараторам;
• блок сепараторов;
• узел предварительного отбора газа (УПОГ) (депульсатор);
• выносной каплеуловитель;
• факел для аварийного сжигания нефтяного газа;
• емкость-сборник.
Количество ступеней и давление сепарации нефти в них, размеще-
ние сепарационных установок должно определяться с учетом:
• энергетических возможностей нефтяной залежи,
• физико-химических характеристик свойств добываемой нефти,
• конечного целевого использования углеводородного сырья (тех-
нологической схемы последующей подготовки и транспорта не-
фти и нефтяного газа до пунктов их потребления).
Для отдельных ступеней сепарации нефти следует применять блоч-
ные автоматизированные установки.
Сепарационные установки одной ступени сепарации должны компо-
новаться, как правило, из однотипных аппаратов.
Производительность сепараторов по жидкости и нефтяному газу
должна обосновываться расчетом. При выборе сепараторов для нефтей,
склонных к пенообразованию, расчет их выполняется по рекомендаци-
ям научно-исследовательских организаций.
Производительность и давление насосов сепарационных установок
типа УБСН проверяется расчетным путем по условиям совместной ра-
боты насоса и трубопровода.
Трубопроводы нефти и газа
В систему сбора и транспорта продукции нефтяных скважин входят:
1) выкидные трубопроводы, обеспечивающие сбор продукции добы-
вающих скважин до замерных установок;
2) нефтегазосборные трубопроводы (нефтегазопроводы, нефтепрово-
ды) , обеспечивающие сбор продукции добывающих скважин от за-
мерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти
(ДНС или ЦПС);
3) нефтепроводы для транспорта обводненной или безводной нефти от
пунктов сбора нефти и ДНС до ЦПС;
32 ----------------------------------------------------------
4) нефтепроводы для транспорта товарной нефти от ЦПС до сооруже-
ний магистрального транспорта нефти;
5) газопроводы для транспорта нефтяного газа от установок сепарации
нефти до установок подготовки газа, КС, ЦПС, ГПЗ и собственных
нужд промышленных предприятий;
6) газопроводы для транспорта нефтяного газа от ЦПС до сооружений
магистрального транспорта газа.
Гидравлический расчет системы сбора продукции скважин должен
выполняться на базе данных технологической схемы (проекта) разработ-
ки месторождения и другой технологической проектной документации
на разработку месторождения, а также научных рекомендаций по рео-
логическим и физико-химическим свойствам нефти, нефтяного газа и
воды, выдаваемых проектной организации до начала проектирования.
Гидравлический расчет трубопроводов должен выполняться:
> на максимальную добычу жидкости, принимаемую по данным тех-
нологической схемы (проекта) разработки, и эффективную вяз-
кость. соответствующую обводненности скважинной продукции
на этот период;
> на максимальную эффективную динамическую вязкость и соот-
ветствующую ей добычу жидкости.
По результатам расчетов принимается ближайший в сторону увели-
чения внутренний диаметр трубы по ГОСТ или ТУ.
Гидравлический расчет трубопроводов при движении по ним жид-
кости в однофазном состоянии следует производить по формуле Дарси-
Вейсбаха.
Минимальный условный диаметр выкидного трубопровода от добы-
вающей скважины следует принимать не менее 80 шл.
Проектирование выкидных трубопроводов диаметром 100 мм и выше
должно обосновываться технико-экономическими расчетами в каждом
конкретном случае с учетом специфических условий их прокладки и
физико-химических свойств транспортируемой нефти (жидкости).
При проектировании выкидных трубопроводов для нефтей, отлагаю-
щих парафин, следует предусматривать одно из следующих мероприятий:
• покрытие внутренних поверхностей (стекло, эмаль, лаки и др.);
• механическую очистку внутренних стенок трубопроводов от па-
рафина путем запуска шаровых резиновых разделителей;
33
• ввод растворителей;
• пропарку и другие мероприятия.
Для обеспечения трубопроводного транспорта высоковязкой (700—
1000 мм2/с) нефти с температурой застывания выше минимальной тем-
пературы грунта на глубине укладки трубопровода следует предусмат-
ривать специальные инженерные решения, например:
? > путевой подогрев,
> ввод деэмульгаторов,
> смешение с маловязкими нефтями,
> газонасьпцение и т.д.
Выкидные трубопроводы от добывающих скважин должны проек-
тироваться в одну нитку с соблюдением принципов коридорной про-
кладки с другими инженерными коммуникациями.
Раздельный сбор и транспорт рд^яоеортаь^. нефтей, и. нефтяных
зов (соответственно обводненных и безводных скважин, сернистых и
бессернистых пластовых нефтей) и однотипных пластовых нефтей в каж-
дом случае должен проектироваться на основании технико-экономичес-
ких обоснований с учетом:
• целевого назначения использования нефти и нефтяного газа,
• возможности осуществления технологических процессов совме-
стной подготовки разносортных нефтей, нефтяного газа и добы-
ваемой воды,
• магистрального их транспорта до потребителей.
В любом случае испытательное давление в трубопроводе не должно
превышать заводское испытательное давление для труб и арматуры.
Для защиты трубопроводов от внутренней коррозии при транспорте
газожидкостных смесей следует предусматривать:
> формирование структуры потока, предотвращающей расслоение
фаз и выделение пластовой воды;
> ввод ингибиторов коррозии;
> внутреннее защитное покрытие труб.
Для защиты трубопроводов от почвенной коррозии должны предус-
матриваться изоляционное покрытие и электрохимическая защита.
Для сбора конденсата на газопроводах, транспортирующих нефтяной
газ, должны предусматриваться конденсато-сборники с размещением их
в наиболее низких местах рельефа местности по трассе газопровода.
34
Суммарный объем конденсато-сборников следует предусматривать
на прием конденсата, образовавшегося в т&ение оуток на ласнетном
ке его выпадения с периодическим удалением в герметичные пере-
движные емкости, а при наличии конденсатопровода или нефтесбор-
ного трубопровода — автоматизированную продувку или откачку кон-
денсата в трубопроводы.
Дожимные насосные станции
Технологический комплекс сооружений ДНС в зависимости от об-
водненности добываемой продукции включает:
1) первую ступень сепарации нефти;
2) предварительный сброс воды (при необходимости);
3) нагрев продукции скважин (при необходимости);
4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;
5) бескомпрессорный (как правило) транспорт нефтяного газа первой
ступени на ЦПС, ГПЗ и др.;
6) транспорт, при наличии предварительного сброса, подготовленной
пластовой воды в систему ППД;
7) бригадный учет нефти, газа и подготовленной пластовой воды;
8) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов-деэмульгаторов) по
рекомендациям научно-исследовательских организаций.
В общем случае в состав ДНС входят следующие основные техноло-
гические и вспомогательные блоки сооружений:
> предварительного отбора газа;
> сепарации нефти;
> насосной (с буферной емкостью — объем буферной емкости
ДНС принимается из расчета пребывания в ней жидкости до
10 минут);
> предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;
> аварийных емкостей;
> замера нефти, нефтяного газа, добываемой воды;
> компрессорная воздуха для питания приборов КиА;
> нагрева (при необходимости) продукции скважин;
> реагентного хозяйства для закачки ПАВ перед первой ступенью
сепарации;
> закачки ингибиторов в газопроводы и нефтепроводы;
> емкость дренажная подземная.
Технологические расчеты, выбор оборудования и аппаратуры дол-
жны производиться на основе данных материального баланса.
Мощность ДНС должна рассчитываться по году максимальной
добычи нефти и году максимальной добычи жидкости (по дан-
ным технологической схемы разработки) из скважин, подклю-
ченных к ДНС.
При проектировании дожимных насосных станций (ДНС) необхо-
димо предусматривать:
1) компоновку аппаратуры и оборудования для проведения основных
технологических процессов в едином технологическом блоке;
2) сепарацию нефти с предварительным отбором нефтяного газа;
3) этажное расположение оборудования;
4) учет нефти, газа и воды по бригадам;
5) технологические процессы предварительного обезвоживания и очи-
стки пластовой воды в герметизированных аппаратах при давлении
первой ступени сепарации и, как правило, осуществление процесса
при естественной температуре поступающего на ДНС сырья;
6) получение из аппаратов отделяемой воды с качеством, обеспечива-
ющим закачку ее в продуктивные пласты без дополнительной подго-
товки.
На ДНС должны предусматриваться аварийные горизонтальные тех-
нологические емкости, рассчитанные на рабочее давление сепарации.
Суммарный объем емкостей должен обеспечивать в течение двух часов
прием максимального объема жидкости, рассчитываемого по среднему
максимальному дебиту скважин, подключенных к ДНС.
При количестве на ДНС более шести горизонтальных емкостей но-
минальным единичным объемом 200 м3 в качестве аварийных следует
предусматривать резервуары типа РВС с единичным объемом каждого
не более 3000 м3. При этом необходимо предусматривать концевую се-
парационную установку с горизонтальным сепаратором, расчетная
производительность которой должна обеспечивать сепарацию макси-
мального объема жидкости, поступившей на ДНС.
Высота постамента под концевую сепарационную установку должна
обеспечивать самотечный слив разгазированной нефти в резервуары.
Проозводшпельпость проектируемых ДН£_ по выходу жидкости после
предварительного сброса воды не должна превышать 3 млн т/год.
36
При размещении ДНС на месторождениях, расположенных в забо-
лоченных и труднодоступных местах, в:
> районах вечной мерзлоты,
> пустынях,
суммарный объем аварийных резервуаров типа РВС должен принимать-
ся из расчета 8—12-часового запаса поступающей жидкости.
Количество РВС и их номинальный единичный объем определяют-
ся технико-экономическими расчетами.
Высота расположения буферной емкости насоса должна опреде-
ляться с учетом разности геодезических отметок нижней образующей
емкости и приемного патрубка насоса, потерь давления в трубопрово-
де и кавитационного запаса насоса.
Высота постамента под сепараторы первой ступени сепарации оп-
ределяется с учетом разности геодезических отметок нижних образую-
щих сепаратора и буферной емкости и потерь давления в трубопроводе.
Приёмный коллектор между буферной емкостью и насосами ДНС
следует проектировать с уклоном в сторону насосов, без изгибов трубо-
проводов в вертикальной плоскости.
Дожимные насосные станции должны проектироваться блочными,
автоматизированными, заводского изготовления, как правило, без по-
стоянного обслуживающего персонала. На площадках ДНС и сепара-
ционных установках в блочном исполнении проектируются компрессор-
ные воздуха.
Блоки узлов ввода реагента могут размещаться в одном или несколь-
ких местах технологического комплекса сбора и транспорта нефти и не-
фтяного газа (на устьях скважин, ЗУ, кустах скважин, ДНС и др.).
1.4. Сооружения технологического комплекса
центрального пункта сбора (ЦПС)
ЦПС, собирающий продукцию одного крупного или нескольких
сравнительно мелких месторождений, представляет собой технологичес-
кий комплекс сооружений, которые обеспечивают непрерывность вза-
имозависимых технологических процессов по:
> приему продукции скважин,
> подготовке продукции до товарных кондиций и
> транспорту нефти, нефтяного газа и воды.
--------------------------------------------------------- 37
Как правило, на ЦПС предусматривается использование энерге-
тических возможностей продуктивных пластов месторождения или
скважинных насосов и насосов ДНС с максимальным КПД. Целесо-
образность размещения всего комплекса сооружений по подготовке
нефти на ЦПС или части их на месторождении (сепарационные уста-
новки, установка предварительного сброса воды (УПСВ), ДНС и др.)
в каждом конкретном случае обосновывается технико-экономически-
ми расчетами.
Технологический комплекс по подготовке продукции скважин на
ЦПС должен обеспечивать:
• прием и предварительную сепарацию (разделение) поступающей
продукции скважин с промыслов;
• прием и учет продукции, поступающей от ближайших скважин;
• подготовку нефти;
• подготовку и утилизацию пластовой и производственно-дожде-
вых вод;
• прием и учет товарной нефти;
• прием и подготовку нефтяного газа к транспорту;
• перекачку товарной нефти на сооружения магистрального транс-
порта.
Основные технологические коммуникации ЦПС должны рассматри-
ваться как единая система обеспечения технологических процессов, про-
исходящих в функциональных блоках подготовки продукции скважин.
При проектировании ЦПС необходимо производить технологичес-
кий расчет материального баланса всей технологической системы для
конкретных условий с учетом качества нефти и нефтяного газа и степе-
Ни их подготовки.
Для ЦПС или УПН мощностью 6 млн тонн товарной нефти в год и
более следует предусматривать самостоятельные технологические линии
(потоки) мощностью 3 млн т/год каждой (каждого). Объекты подсобно-
вспомогательного назначения проектируются общими на суммарную
мощность ЦПС или УПН.
I Общая мощность технологических линий (потоков) должна пре-
дусматриваться из условия обеспечения О* Трасчетной. моишос^
ти ЦПС или УПН пои аварийной остановке одной технологи-
ческой линии (потока) с учетом резерва мощности для повтор-
ной подготовки некондиционной нефти.
Пои трех технологических линиях и более коэднЬиииен
0,2b рас-
и
четах не учитывается-, а емкостная аппаратура устанавливает-
ся без резерва.
Сооружения технологического комплекса ЦПС и УПН должны про-
ектироваться из расчета непрерывного круглосуточного ритма работы
оборудования в течение 350 суток (8400 часов). Мощность (производи-
тельность) ЦПС (УПН) определяется по товарной нефти.
Нормы резервирования насосно-компрессорного оборудования,
обеспечивающие непрерывность технологических процессов подготов-
ки нефти и газа, должны приниматься из расчета:
а) для компрессорных станций — один резервный компрессор при числе
рабочих компрессоров от одного до пяти и два резервных компрес-
сора при числе рабочих компрессоров более пяти;
б) для насосных — один резервный насос для группы от одного до пяти
рабочих насосов; при обосновании (перекачке агрессивных жид-
костей К др.) резерв может быть увеличен;
в) для насосно — компрессорного оборудования, работающего перио-
дически, резерв не предусматривается;
г) для компрессоров воздуха предусматривается резервный комп-
рессор при невозможности производства ремонта компрессора
без ущерба для снабжения воздухом ЦПС. При наличии резер-
вного агрегата в блоках дополнительный резерв не предусмат-
ривается.
Теплообменная аппаратура УПН должна иметь резерв на случай от-
ключения одного из аппаратов в связи с текущим ремонтом.
При количестве печей три и более следует предусматривать резерв
мощности печей для обеспечения подачи нагреваемой среды, в случае
выхода из строя одной из печей, в остальные печи.
В топливном газе для печей нагрева не должно быть капельной
жидкости.
Для объектов и установок ЦПС необходимо предусматривать еди-
ную систему воздухоснабжения. При этом на каждом отдельном объек-
те (установке), потребляющем 10 м3 воздуха в час и более, следует пре-
дусматривать ресивер сжатого воздуха с обеспечением не менее 0,5 часа
работы установки без подачи воздуха из сети, а также аварийную сиг-
нализацию, предупреждающую о недопустимом понижении давления
воздуха.
Нефтяной газ, подготовленный на ЦПС и подаваемый в единую си-
стему магистральных газопроводов, должен отвечать требованиям ОСТ
51.40-83.
Компоновка блоков УПН, а также компоновка установок в целом
должна выполняться из условия обеспечения:
а) принятого технологического режима работы установки;
б) минимального количества встречных перекачек;
в) свободного доступа к местам обслуживания оборудования, при-
борам контроля и автоматизации, а также арматуре при их обслу-
живании и ремонте;
г) возможности ведения ремонтных работ с помощью средств меха-
низации;
д) требований норм противопожарного проектирования.
Сброс некондиционной нефти с УПН следует предусматривать в
сырьевые резервуары.
Установки предварительного сброса пластовых вод (УПСВ)
Объекты предварительного разделения продукции скважин долж-
ны рассматриваться как составная часть технологического комплекса
сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, нефтяного газа
и воды.
Технологическая схема процесса должна обеспечивать:
а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлени-
ем в «отстойные» аппараты;
б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;
в) предварительное обезвоживание эмульсии до содержания в ней
воды не более 5—10% масс.
Размещение объектов предварительного разделения продукции сква-
жин (на ЦПС или на месторождении) должно обосновываться технико-
экономическими расчетами.
Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предус-
матриваться подача реагента-деэмульгатора на концевых участках неф-
тегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии
соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организа-
ций — подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.
Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусмат-
риваться при обводненности поступающей продукции со скважин не
менее 15—20% об. и осуществляться, как правило, без дополнительного
нагрева продукции скважин с применением высокоэффективных деэ-
мульгаторов при умеренных и низких температурах процесса предвари-
тельного обезвоживания нефти.
Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно
осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды.
При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как
правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без
дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).
Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания
нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспе-
чивающим подачу их на прием насосных станций системы ППД или,
при необходимости, на очистные сооружения (ОС) без установки до-
полнительных насосных.
Для аппаратуры и трубопроводов, обеспечивающих проведение про-
цесса предварительного обезвоживания нефти, с целью сокращения
потерь тепла должна предусматриваться тепловая изоляция.
При размещении УПСВ непосредственно на месторождении (в со-
ставе ДНС) защита аппаратов и оборудования от превышения давления
предусматривается установкой одной системы рабочих предохранитель-
ных клапанов с направлением сброса газа, не содержащего сероводо-
род, в атмосферу.
Если нефтяной газ содержит сероводород, то сброс с предохрани-
тельных клапанов следует направлять на факел.
Установки подготовки нефти (УПН)
Установки подготовки нефти являются составной частью единого
технологического комплекса сооружений по сбору и подготовке продук-
ции скважин и, как правило, должны располагаться на ЦПС.
Технологический комплекс сооружений по подготовке нефти должен,
как правило, обеспечивать:
а) глубокое обезвоживание нефти;
6) обессоливание;
в) снижение упругости паров товарной нефти;
г) прием некондиционной нефти и подачу ее на повторную подго-
товку;
д) повторное использование реагента и тепла дренажных вод путем
возврата их в начало процесса.
ЦТ ............. 41
Технологическая схема процесса подготовки нефти должна обеспе-
чивать:
а) полную герметизацию процесса подготовки нефти;
б) требуемое качество товарной нефти;
в) гибкость и маневренность работы установки;
г) возможность освобождения аппаратуры и трубопроводов при ре-
монтах и аварийных остановках;
Ц5 д) использование тепла продукции скважин;
е) возможность использования оборудования в блочно-комплектном
исполнении.
При проектировании УПН должны рассматриваться следующие ос-
новные технологические варианты:
а) подготовка нефти в газонасыщенном состоянии при транспор-
тировке через все сооружения УПН за счет энергии пласта, на-
сосов механизированной добычи нефти или дожимных насосных
станций;
б) подготовка разгазированной нефти при транспортировке ее сы-
рьевыми насосами через все сооружения установки подготовки
нефти.
Выбор оптимального варианта обосновывается технико-экономи-
ческими расчетами.
В технически обоснованных случаях подготовку «тяжелых нефтей»
с аномальными физико-химическими свойствами, повышенным содер-
жанием механических примесей (сульфидов железа и др.) допускается
проводить в промывных технологических резервуарах.
При проектировании УПН должны предусматриваться мероприя-
тия по сохранению тепла продукции и уменьшению его расхода.
Требования к качеству товарной нефти (остаточное содержание в ней
воды, хлористых солей, мехпримесей, давление насыщенных паров
(ДНП) и пр.) определяются ГОСТ Р 51858—2002 и, в отдельных случаях,
специальными техническими условиями.
Технологические расчеты и выбор аппаратуры и оборудования дол-
жны производиться на основе данных материального баланса УПН и
научных рекомендаций с учетом резерва мощности установки до 20%,
включая резерв мощности для повторной подготовки некондицион-
ной нефти.
Резервуарные парки
Для УПН следует предусматривать запасы сырья (продукция сква-
жин, продукция, поступающая от ДНС или УПСВ) и товарной нефти:
а) для сырья — суточный объем, поступающий на УПН;
б) для товарной нефти — объем суточной производительности УПН
по товарной нефти при трубопроводном транспорте;
в) при использовании резервуарного парка одновременно для нужд
ЦПС и головных сооружений магистрального транспорта суммар-
ный объем резервуарных емкостей (типа РВС) и их количество
должны определяться с учетом совмещенного графика их работы.
Проектирование газоуравнительной обвязки резервуаров должно
осуществляться в соответствии с действующими нормативными до-
кументами. Гидравлический расчет трубопроводов газовой обвязки
следует производить по формуле Веймаута для газопроводов низкого
давления.
В аварийных ситуациях, когда нефть поступает в вертикальные ре-
зервуары, давление сепарации в концевых сепараторах не должно пре-
вышать 0,005 МПа (0,05 кгс/см2 изб.). При этом газ должен направ-
ляться на компрессорную установку или, в обоснованных случаях,
сбрасываться на факел.
Внутренние поверхности металлических резервуаров и устройств
должны иметь противокоррозийное покрытие. Необходимость приме-
нения ингибиторов коррозии для защиты внутренних поверхностей
аппаратов или их протекторной защиты принимается в соответствии с
рекомендациями научно-исследовательских организаций.
Узлы учета нефти
Узлы учета нефти должны проектироваться в соответствии с тре-
бованиями ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из
недр нефти и нефтяного газа» (дата введения — 2006-03-01). Стандарт
устанавливает общие метрологические и технические требования к из-
мерениям количества сырой нефти и нефтяного газа, извлекаемых из
недр на территории Российской Федерации, а также нормы погреш-
ности измерений с учетом параметров (физико-химических характе-
ристик) сырой нефти и нефтяного газа, табл. 1.5.
Стандарт применяется в качестве основы для разработки методик
выполнения измерений количества извлекаемой из недр сырой нефти и
нефтяного газа и выбора конкретных средств измерений.
----- 43
Таблица L5
Классификация узлов учета нефти
(Классификация узлов 1 учета нефти . Назначение Степень подготовки нефти
1 Узел товарного учета Предназначен для сдачи товарной нефти нефтедобывающими предприятиями Главтранснефти и другим потребителям ГОСТ Р 51858-2002
Оперативные узлы промыслового (цехового) учета Предназначены для учета добычи нефти промыслом (цехом) Не нормируется
Узлы бригадного учета Предназначены для учета продукции скважин, обслуживаемых бригадой по добыче нефти Не нормируется
В соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 [12] требования к погрешности
систем измерения количества и параметров нефти сырой (СИКНС)
представлены в табл. 1.6.
Таблица 1.6
Допускаемая погрешность систем измерения количества
и параметров нефти сырой (СИКНС)
I---------------------------------
Объемная доля воды в сырой нефти
(водонефтяной эмульсии),
% об.
До 5
До Ю
До 20
До 50
До70
До 85
Пределы допускаемой основной
относительной погрешности СИКНС
(погрешности измерения массы нефти),
% масс.
± 0,35
±0,4
± 1,5
_______________±2,5__________________
±5,0
± 15,0
Примечание:
При содержании воды в сырой нефти более 85% об. рекомендуется обеспечить
предварительный сброс воды.
СИКНС — система измерений, представляющая собой совокупность
средств измерений, системы обработки информации, технологическо-
го оборудования и трубопроводной арматуры, функционирующих как
единое целое, основанная на методе динамических измерений массы
брутто сырой нефти и предназначенная для:
44
> получения информации об измеряемых параметрах сырой нефти,
> автоматической и ручной обработки результатов измерений,
> индикации и регистрации результатов измерений и их обработки.
Режим перекачки нефти через узлы учета должен быть стабильным
и не допускать отклонения от среднего значения перекачиваемого
объема (количества жидкости) более чем на ±10% — для узлов товар-
ного учета и на ±20% — для оперативных узлов промыслового и бри-
гадного учета нефти.
Предел допускаемой относительной погрешности определения мас-
сы: в узлах товарного учета нефти не должен превышать ±0,5% объема
нефти; в оперативных узлах промыслового и бригадного учета — ±4%.
При проектировании турбинных расходомеров в оперативных узлах
учета должны соблюдаться следующие условия:
а) поток жидкости через узел учета должен быть однофазным (без вы-
деления растворенного газа);
б) поток жидкости через узел учета не должен расслаиваться на нефть
(нефтяную эмульсию) и воду.
В составе узла товарного учета нефти следует предусматривать:
а) рабочие, резервные и контрольные измерительные линии с необхо-
димыми средствами измерения и вспомогательным оборудованием
(фильтрами, струе-выпрямителями, прямыми участками трубопро-
водов до и после преобразователей расхода, запорно-регулирующей
арматуры с устройством контроля протечек);
б) блок контроля качества, включающий в себя циркуляционный на-
сос, автоматические поточные анализаторы — влагомер, солемер,
автоматический поточный плотномер, автоматический пробоотбор-
ник, термометр, манометр;
в) вторичные приборы обработки, хранения, индикации и передачи
результатов измерения.
В оперативный узел промыслового и бригадного учета нефти с тур-
бинными счетчиками должны входить следующие основные элементы:
а) рабочая и резервная измерительные линии с необходимыми сред-
ствами измерения и вспомогательными устройствами (фильтрами,
струевыпрямителями, прямыми участками трубопроводов до и пос-
----------------------------------------------------------45
ле преобразователей расхода, запорно-регулирующей арматурой с
устройством контроля протечек);
6) поточный влагомер и автоматический пробоотборник (для опера-
тивного узла бригадного учета нефти влагомер, как правило, не
требуется);
4
в) вторичные приборы обработки, хранения и индикации результатов
' измерения.
Диаметр входного и выходного коллекторов узлов товарного учета
должен быть не менее диаметра магистрального нефтепровода.
Задвижки диаметром 400 мм и более должны иметь электропривод.
При узлах бригадного учета продукции скважин следует предусмат-
ривать узел замера газа.
Нефтенасосные станции
Нефтенасосные станции в зависимости от своего назначения пре-
дусматриваются:
а) для технологических перекачек на установках подготовки нефти;
б) для внутрирезервуарных перекачек продукции;
в) перекачек товарной нефти с установок подготовки нефти.
Выбор типа и числа насосов производится в зависимости от физи-
ко-химических свойств жидкости и параметров перекачки (расчетного
рабочего давления, производительности и режима перекачки).
Производительность рабочих насосных агрегатов определяется по
максимальному количеству жидкости, поступающей на насосную стан-
цию. Суммарная производительность насосов должна приниматься из
расчета их работы в течение 23 часов в сутки.
В нефтенасосных станциях внутрирезервуарной перекачки товарной
нефти количество рабочих насосов определяется в зависимости от их
производительности:
> до 1000 м3/сут — 1 агрегат;
> от 1001 м3/сут и выше — не менее 2-х агрегатов.
Производительность рабочих насосов для перекачки некондицион-
ной нефти следует принимать равной 25% от суточного объема, посту-
пающего в сырьевые резервуары УПН.
46 ---------------------------------------------------------
Определение рабочих параметров насосов (давления, производи-
тельности) должно производиться на основании графика совместной
работы насосов и трубопровода.
Установки подготовки нефтяного газа (УПГ)
В зависимости от направления использования нефтяного газа и ус-
ловий его транспорта до потребителей следует применять следующие
способы подготовки газа:
а) осушку газа от влаги абсорбционным способом;
б) извлечение тяжелых углеводородов с осушкой газа от влаги спо-
собом низкотемпературной конденсации (НТК).
При бескомпрессорном транспорте смеси нефтяных газов первой и
концевых ступеней сепарации технологическая схема их подготовки
должна предусматривать:
а) при транспорте газа в двухфазном состоянии и в условиях, приводя-
щих к образованию кристаллогидратов, — компримирование газов
концевых ступеней сепарации до давления первой ступени сепара-
ции и совместную осушку газов первой и концевых ступеней сепа-
рации от влаги абсорбционным способом;
б) при транспорте газа в однофазном состоянии — компримирование
газов концевых ступеней сепарации до давления первой ступени се-
парации, его осушку от влаги или извлечение из газа первой ступени
или смеси газов первой и концевых ступеней сепарации тяжелых уг-
леводородов способом НТК с впрыском гликоля.
Извлечение тяжелых углеводородов способом НТК из газов первой
ступени илй из смеси газов первой и концевых ступеней сепарации сле-
дует предусматривать лишь в тех случаях, когда подготовка газа други-
ми способами не обеспечивает возможность транспорта газа в однофаз-
ном состоянии и подтверждается технико-экономическими расчетами.
Целесообразность осушки газа от влаги определяется в каждом кон-
кретном случае по результатам технико-экономических расчетов.
При компрессорном транспорте смеси газов первой и концевых сту-
пеней сепарации в однофазном состоянии подготовку их следует пре-
дусматривать по схеме НТК с впрыском гликоля, а в двухфазном состо-
янии — только осушку от влаги.
Выделившийся при подготовке газа углеводородный конденсат
следует направлять или в товарную нефть, если это не приводит к уве-
47
личению давления насыщенных паров нефти сверх нормативного, ус-
тановленного ГОСТ Р 51858-2002, или в нефть перед первой ступенью
сепарации.
Возможность подачи в нефть перед первой ступенью сепарации уг-
леводородного конденсата, полученного в процессе подготовки газа при
его компрессорном транспорте, должна в каждом конкретном случае
определяться технико-экономическими расчетами.
Состав основных сооружений установок подготовки газа определя-
ется условиями транспорта и направлением его использования.
При проектировании установок подготовки нефтяного газа необхо-
димо руководствоваться следующими основными положениям:
а) установки осушки газа должны, как правило, быть в блочно-ком-
плектном исполнении или комплектоваться из технологических
узлов в блочном исполнении;
б) при привязке блочно-комплектных установок осушки газа дол-
жны быть выполнены поверочные, технологические расчеты
процессов абсорбции и десорбции газа, расчет теплового балан-
са абсорбционных и десорбционных аппаратов, расчет колон-
ной, теплообменной и другой аппаратуры.
Расчетами должны быть уточнены расходные показатели для конк-
ретных условий привязки установки и определена возможность исполь-
зования принятого в проекте оборудования.
Если температура газа, направляемого на осушку абсорбционным
способом, ниже 288 К (15 °C), необходимо предусматривать подогрев газа.
Потери осушителя (гликоля) не должны превышать 0,02 кг (20 г) на
1000 м3 нефтяного газа. Температура регенерации осушителя должна
поддерживаться в соответствии с рекомендациями, указанными в пас-
порте осушителя (абсорбента).
Технологические трубопроводы
Трубопроводы, предназначенные для транспорта нефти, нефтяного
газа, жидких углеводородов, щелочей, химреагентов и других веществ в
пределах площадки ЦПС и площадок, необходимых для ведения техно-
логического процесса, следует относить к технологическим.
Технологические трубопроводы должны проектироваться с уче-
том общих планировочных решений генплана ЦПС и взаимной увяз-
ки сетей.
48
Технологические трубопроводы, транспортирующие насыщенные
растворы моноэтаноламина (МЭА), щелочи и метанола, должны про-
ектироваться как трубопроводы первой категории.
За рабочие параметры транспортируемого вещества следует при-
нимать:
а) рабочее давление — давление, равное избыточному максимальному
давлению, развиваемому источником давления (насосом, компрес-
сором и т.п.), или давление, на которое отрегулированы предохра-
нительные устройства;
б) рабочую температуру — температуру, равную максимальной положи-
тельной или минимальной отрицательной температуре транспорти-
руемого вещества, установленной технологическим регламентом
(схемой).
Прокладку технологических трубопроводов, транспортирующих
вредные и взрывоопасные вещества, горючие газы, в том числе сжижен-
ные, легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, следует предусмат-
ривать надземной, на несгораемых опорах и эстакадах.
Для транспортировки указанных веществ применение труб из стекла
и других хрупких материалов, а также сгораемых и трудносгораемых ма-
териалов (фторпласта, полиэтилена, винипласта и др.) не допускается.
На вводах трубопроводов с горючими, взрыво- и пожароопасными
веществами перед ЦПС, УПН, УПГ, КС следует предусматривать от-
ключающую арматуру.
Диаметры трубопроводов должны определяться с учетом конкрет-
ных условий их работы (производительности технологических устано-
вок, вязкости и плотности транспортируемого продукта, напора и т.д.).
Скорости движения продуктов по трубам при определении диаметров
технологических трубопроводов рекомендуется принимать по табл. 1.7.
Выполнение гидравлического расчета технологических трубопрово-
дов обязательно:
а) при определении диаметров всасывающих и нагнетательных трубо-
проводов и межступенчатых коммуникаций компрессоров, газовых
приемных и нагнетательных коллекторов компрессорных станций
(установок);
б) при проектировании межплощадочных коммуникаций технологи-
ческих трубопроводов;
в) при проектировании гидравлических систем с замкнутым контуром
циркуляции.
----- 49
Таблица 1.7
1 Наименование продукта Скорость, м/с
11. Газ на всасывании и нагнетании поршневого компрессора До 10,0
|2. Газ на всасывании центробежного компрессора До 15,0
13. Газ на нагнетании центробежного компрессора До 18,0
В 4. Углеводородный конденсат, отводимый самотеком 0,15-0,3
|5. Сжиженные газы: 1 на всасывании насоса I на нагнетании насоса До 1,2 До 3,0
|б. Нефть, эмульсия, масло смазочное, реагенты: | на всасывании насоса I на нагнетания насоса I самотеком (между аппаратами) До 1,0 До 3,0 0,2-0,5
|7. Топливный газ к печам До 30,0
18. Пар (насыщенный водяной) До 30,0
19. Воздух при давлении до 1,2 МПа (12 кгс/см2) До 40,0
Для трубопроводов, транспортирующих высоковязкие и застываю-
щие среды, величина уклона, обеспечивающая их опорожнение, долж-
на определяться в проекте исходя из конкретных свойств среды и усло-
вий прокладки трубопроводов.
Тепловая изоляция трубопроводов, обеспечивающих технологический
процесс, предусматривается для сохранения температуры транспортиру-
емого продукта, предотвращения его застывания, конденсации, испаре-
ния, образования гидратных пробок, отложений парафина, смол и т.д.
Если тепловая изоляция не обеспечивает указанных требований,
трубопроводы должны предусматриваться с теплоспутниками в общей
изоляции.
Теплоспутники должны предусматриваться для обогрева наружных
трубопроводов, которыми обеспечивается периодическая подача кон-
денсирующихся или замерзающих продуктов, а также для всех трубо-
проводов, транспортирующих застывающие среды, независимо от ре-
жима их подачи и места расположения трубопровода.
При использовании пара для продувки трубопроводов или горячей
воды для их промывки температурная деформация должна определять-
ся с учетом температуры пара или горячей воды.
Фланцевые соединения на трубопроводах для кислот и щелочей дол-
жны быть закрыты съемными защитными кожухами.
50
Условные давления и соответствующие им наибольшие рабочие
давления по арматуре и деталям трубопроводов в зависимости от мар-
ки стали и рабочей температуры транспортируемой среды должны оп-
ределяться по ГОСТ 356-80 «Давления условные, пробные и рабочие».
Материал трубопроводов, параметры работы которых превышают
величины, установленные соответствующими нормативными доку-
ментами, должен приниматься по заключениям и рекомендациям на-
учно-исследовательских организаций по металловедению и сварке и
согласовываться с Ростехнадзором.
Стальная арматура, устанавливаемая на открытых площадках в мес-
тностях со средней температурой наиболее холодной пятидневки ниже
минус 40°С, должна иметь соответствующее материальное исполнение
или должны быть обеспечены условия ее эксплуатации.
Факельная система ЦПС
Факельная система ЦПС предусматривается для следующих видов
сбросов горючих газов и паров:
а) постоянных — от установок регенерации сорбентов, стабилизации
(выветривания) углеводородных конденсатов и др.;
б) периодических — при освобождении установок перед их пропаркой,
продувкой, ремонтом, при пусконаладочных работах;
в) аварийных — при сбросе от предохранительных клапанов или дру-
гих устройств аварийного сброса.
На ЦПС следует предусматривать следующие факельные системы:
а) низкого давлении — для принятия сбросов из аппаратов и оборудо-
вания, работающих под давлением не более 0,2 МПа;
б) высокого давления — для принятия сбросов из аппаратов и оборудо-
вания, работающих под давлением более 0,2 МПа.
Потери давления в факельной системе низкого давления должны
составлять не более 0,015 МПа, высокого давления — не более 0,02 МПа
в границах технологических сооружений (установок) и 0,08 МПа — от
границы технологических сооружений до выхода из оголовка факель-
ного ствола.
Если факельная система предусматривается для отдельной установ-
ки (сооружения), потеря давления не ограничивается и определяется
условием безопасной работы подключаемых к ней аппаратов и обору-
дования.
51
В состав факельной системы, как правило, должны входить:
а) общий факельный коллектор;
б) газопроводы от отдельных сооружений и объектов ЦПС до общего
факельного коллектора;
в) сепараторы;
г) конденсатосборники;
д) факельный ствол.
При расчете факельных газопроводов их производительность долж-
на приниматься равной:
а) для газопроводов от отдельных технологических объектов до обще-
го факельного коллектора — аварийному сбросу от одного или груп-
пы аппаратов с наибольшим сбросом;
б) для общего факельного коллектора — аварийному сбросу с объекта
ЦПС, на котором этот сброс окажется наибольшим по сравнению с
другими, с коэффициентом 1,2.
Количество факельных стволов должно соответствовать количеству
факельных систем.
Высота и место установки факельных стволов должны выбираться
в зависимости от топографии площадки, расположения окружающих
сельскохозяйственных земель и жилых поселков, интенсивности пре-
обладающего направления ветров, учета требований противопожарных
норм и результатов расчетов по тепл ©напряжению у основания факела
и рассеиванию в атмосфере вредных веществ, содержащихся в продук-
тах сгорания.
Минимальная высота факельных стволов должна приниматься рав-
ной 20 м, если сбросы не содержат сероводород.
При наличии в сбросных газах сероводорода высота факела должна
быть на менее 30 м.
Максимальные тепловые напряжения от пламени факела не долж-
ны превышать:
а) у основания факельного ствола (при условии, что персонал может
покинуть опасную зону в течение 20 с) — 4,8 кВт/м2 (17 МДж/(м2 ч));
б) в местах пребывания персонала для обслуживания и ремонта обо-
рудования в течение неограниченного времени — 1,4 кВт/м2
(5 МДж/(м2 ч)).
Для сжигания газа с содержанием сероводорода более 6% масс, дол-
жна предусматриваться специальная факельная система.
52 ------------------------------------------------------------
Диаметр факельного ствола должен приниматься равным диаметру
подводящего факельного газопровода.
Допускается принимать диаметр ствола факела меньше диаметра
подводящего трубопровода при необходимости обеспечения минималь-
ных потерь давления сбрасываемого газа и увеличения скорости его выб-
роса из факельного ствола, а также при других условиях сброса с обяза-
тельным обоснованием этого решения.
Скорость газа в устье факельного ствола должна приниматься с уче-
том исключения возможности отрыва пламени, но не более 80 м/с.
Факельные стволы должны быть оборудованы:
а) системой дистанционного зажигания факела;
б) горелками постоянного горения (дежурная горелка);
в) лабиринтным уплотнителем (газостатическим затвором) при ди-
аметре факела 100 мм и более.
Подвод газа для горелок постоянного горения и лабиринтного уп-
лотнителя должен предусматриваться от линии топливного газа, в кото-
рой газ должен находиться постоянно под давлением, вне зависимости
от работ технологических установок.
Количество дежурных горелок следует принимать исходя из диаметра
ствола факела:
а) от 100 до 250 мм — 1 горелка;
б) от 300 до 550 мм — 2 горелки;
в) от 600 до 1000 мм- 3 горелки;
г) от 1100 до 1600 мм — 4 горелки;
д) более 1600 мм — 5 горелок.
Допускается предусматривать местный контроль следующих пара-
метров:
а) давление топливного газа и воздуха в системе зажигания и до ре-
гулирующих клапанов или вентилей;
б) уровень жидкости в конденсатосборнике.
Прокладку факельных газопроводов следует проектировать по воз-
можности с минимальным числом поворотов с прокладкой их на низ-
ких опорах (тумбах) и стойках и с односторонним уклоном не менее
0,002 в сторону сепаратора или конденсатосборника.
Для отделения выпадающей в трубопроводе жидкости следует пре-
дусматривать сепаратор. Установка сепаратора — наземная.
Для сбора выпавшего в трубах и сепараторе конденсата должен
предусматриваться конденсатосборник.
При прокладке факельного газопровода на низких опорах предус-
матривается подземная установка конденсатосборника, а в случае
прокладки факельных газопроводов на стойках — только наземная.
Жидкость из конденсатосборника может откачиваться насосом или
передавливаться топливным газом. При этом расчетное давление кон-
денсатосборника должно быть выбрано с учетом максимально воз-
можного давления газа передавливания.
Глава 2
Физико-химическая механика процессов
сбора и подготовки продукции скважин
нефтяных месторождений
Пластовая нефть в залежах и товарная нефть отличаются друг от
друга фазовым и компонентным составом.
Пластовая нефть представляет собой многокомпонентное природ-
ное образование в составе нефтяной залежи, которое при пластовых
давлении и температуре является жидким (жидкая фаза) и, как пра-
вило, может характеризоваться как молекулярный раствор. Давление
насыщения пластовой нефти газом ps меньше или равно пластовому
давлению рр1.
Товарная нефть представляет собой часть многофазной скважинной
продукции нефтяного месторождения, включая часть пластовой нефти
после ее промысловой подготовки. Давление насыщенного пара (ДНП)
товарной нефти при 37,8 °C в бомбе Рейда не превышает 66,7 кПа. То
есть в товарной нефти практически не остается растворенного газа, ко-
торый был первоначально растворен в пластовой нефти и, в первом при-
ближении, максимальное количество его можно характеризовать газо-
вым фактором пластовой нефти G. При разгазировании пластовой не-
фти в процессе ее подъема на поверхность в добывающих скважинах,
системе сбора и промысловой подготовки до товарных кондиций (по
ГОСТ Р 51858—2002) часть нефти испаряется в нефтяной газ.
Следующее принципиальное отличие товарной нефти от пластовой
заключается в том, что товарная нефть представляет собой коллоидный
раствор, проявляющий неньютоновские свойства в изменяющихся тер-
мобарических условиях при промысловом сборе, подготовке и транс-
порте. И, наконец, товарная нефть содержит в качестве балласта остат-
ки капельной воды (не более 1% масс., в зависимости от ее группы ка-
чества) и, в общем случае, мехпримеси (не более 0,05% масс.).
Такое отличие обусловлено с одной стороны природными факторами'.
> в пластовой нефти растворены:
• смесь газов и
• твердые вещества (парафины и церезины);
> из продуктивного коллектора в скважины и, как следствие, в сис-
тему сбора добываемой нефти поступает смесь нефти и воды,
дисперсный состав которой характеризуется широким диапазо-
ном размеров: от единиц до сотен микрометров и,
с другой стороны, человеческим фактором, который определяет технику
и технологию реализуемой системы сбора и промысловой подготовки
извлекаемой из недр нефти до товарных кондиций.
2.1. Разгазирование пластовой нефти
в добывающих скважинах, трубопроводах системы
сбора и нефтепромысловом оборудовании
Так как давление на устье скважины, в сборном коллекторе, других
объектах промыслового обустройства, как правило, меньше давления
насыщения пластовой нефти газом ps, то безводная часть продукции до-
бывающих скважин нефтяных месторождений q {(q^) представляет со-
бой газонефтяную смесь:
д„=ф,Т)+^Р,Т)
(2.1а)
или
(2.16)
где q'(p,T),ln' (p,Tty — жидкая фаза безводной части продукции скважин
при давлении р и температуре Т, (другими словами — промысловая
Нефть), т/сут.. {моль/с};
< Т*(р,77),{й*(р,Г)} — газообразная фаза безводной продукции сква-
жин при тех же термобарических условиях (другими словами — не-
фтяной газ), т/сут., {моль/с}.
Компонентный состав и свойства сосуществующих фаз (жидкой,
4(р,Т) и газообразной, q*(p,T)) зависят, в общем случае, от:
> компонентного состава пластовой нефти (смеси фаз);
> термобарических условий сосуществования фаз;
> вязкости нефти, дисперсности фаз, относительных скоростей фаз,
а также других факторов, проявляющих себя на поверхности раз-
дела фаз (при неравновесных условиях тепло-массообмена).
Для возможности количественного описания разгазирования пласто-
вой нефти необходимо хотя бы кратко рассмотреть особенности компо-
нентного состава пластовой нефти.
56
Как ранее уже подчеркивалось, пластовая нефть представляет собой
многокомпонентную жидкую смесь не только углеводородов, но и орга-
нических соединений серы, азота и кислорода.
На современном этапе развития нефтедобывающей отрасли и дос-
тижений в области изучения свойств пластовой нефти установлено, что
в составе пластовой нефти в уникально малом диапазоне изменения мо-
лярной массы дегазированной нефти (180—300 г/моль) выделено более
1000 индивидуальных компонентов (соединений). Из объемных харак-
теристик пластовой нефти можно отметить, что молярный объем типич-
ной дегазированной нефти несколько больше вместимости обычного
стакана (250—350 см3/моль).
Так как основными химическими элементами пластовой нефти яв-
ляются углерод (82—87% масс.) и водород (12—13% масс.), то на долю
остальных элементов, входящих в состав пластовой нефти, приходит-
ся обычно (1—5% масс.) [13]. Если в составе растворенных в пластовой
нефти газов содержится большое количество азота, диоксида углеро-
да, сероводорода, а газовый фактор пластовой нефти значительный, то
содержание серы, кислорода и азота в ней может быть существенно
больше.
Основные компоненты пластовой нефти — углеводороды трех гомо-
логических рядов: парафиновые, нафтеновые и ароматические.
В зависимости от того, какие из них содержатся в нефти преимуще-
ственно, дегазированные нефти подразделяются на:
1. Парофцнов^е нефти со следующими характерными закономерно-
стями:
а. чем больше в нефти парафиновых соединений, тем меньше в ней
содержание смол и асфальтенов;
Ь. чем больше геологический возраст нефти, тем больше в ее составе
парафиновых соединений.
Обычно содержание парафиновых углеводородов в нефти колеб-
лется от 20 до 50% масс. Парафиновые углеводороды характеризуются
наименьшими значениями плотности в жидком состоянии по сравне-
нию с углеводородами других рядов. Поэтому плотность парафиновых
нефтей наименьшая. При одинаковых числах атомов углерода в моле-
кулах температура кипения парафиновых углеводородов ниже темпе-
ратур кипения соответствующих углеводородов других рядов и, как
следствие, при разгонке по Энглеру выход фракций у парафиновых уг-
леводородов больше.
57
2. Нофшеназме нефти, которые характеризуются высоким содержани-
ем циклоалканов во всех фракциях и малым содержанием алканов;
количество смол и асфальтенов в составе нафтеновых нефтей неве-
лико. Обычно содержание нафтеновых углеводородов в нефти ко-
леблется от 30 до 50% масс., однако в мало парафиновых нефтях их
содержание возрастает и может достигать 80% масс. Нафтеновые уг-
леводороды характеризуются значениями мотнос^
ти между плотностями парафиновых и ароматических углеводоро-
дов с тем же числом атомов углерода в молекуле.
3. Ароматические нефти — характерной закономерностью для них яв-
ляются повышенные плотность U динамическая вязкость нефти. Аро-
матических углеводородов в дегазированных нефтях может содер-
жаться до 35% масс., обычно же их гораздо меньше, (15—20% масс.).
• Отдельную СРУНпу соединений в нефти составляют смешанные уг-
леводороды. Молекулы таких углеводородов содержат ароматичес-
кие и нафтеновые кольца и парафиновые цепи. Наличие парафи-
новых цепей в углеводороде уменьшает его нафтеновый или аро-
матический признак.
• На каждую единииу массы серы (S), кислорода (О) и азота (N) (не
углеводородов) приходится 15—20 единиц массы углеводородных
радикалов; как следствие, на долю непосредственно углеводо-
родной части нефти приходится только 40—50% общей массы
нефти.
Продолжим рассмотрение группового состава нефти с позиций аг-
регатного состояния составляющих ее компонентов при стандартных
условиях (20 °C и атмосферном давлении — 100 кПа).
Алканы (метановые углеводороды, характеризующиеся содержани-
ем атомов углерода в молекулах обобщенной формулы СпН1п+2, где п —
число атомов углерода в молекуле) [13,14]:
С, — С4 — газы;
С5 — С15 — жидкости;
С16 и выше — твердые вещества.
Общее содержание алканов в нефтях 25—30% об., не учитывая раство-
ренных газов. С учетом содержания растворенных газов в пластовых не-
фтях доля алканов возрастает до 40—50% об., а иногда до 50—70% об.
58 ---------------------------------------------------------
I Такое большое содержание низкомолекулярных алканов в пла-
стовых нефтях обуславливает их свойства, которые характер-
ны для молекулярных растворов.
Циклоалканы (нафтены) — содержание их в дегазированной нефти
составляет от 25 до 75% масс. На современном уровне знаний оценка их
объемного содержания слишком приблизительна.
Арены (ароматические углеводороды) — содержание их в дегазиро-
ванной нефти составляет от 10 до 20% масс.
Гетероатомные соединения товарной нефти — содержание их в де-
газированной нефти составляет:
Серы — 0,02—7% масс., соответственно 0,2—70% масс, сернистых со-
единений.
Кислорода — 0,05—3,6% масс., соответственно 0,5—40% масс, кисло-
родосодержащих соединений.
Азота — не более 1,7% масс.
К настоящему времени в составе нефтей идентифицировано более
40 различных химических элементов.
В большей части выявленных к настоящему времени мировых запа-
сов нефти содержатся серосодержащие соединения, то есть нефть в ос-
новном является сернистой или высокосернистой. В составе нефтей
идентифицировано уже более 250 серосодержащих соединений.
Азотсодержащие соединения в нефти выделяются в основном в смо-
лах и асфальтенах.
Порфирины — индивидуальные соединения в нефтях, в молекулах
которых присутствуют атомы металлов: ванадий, никель и др.
Содержание в товарных нефтях высокомолекулярных соединений
(ВМС), включающих N, S, О и металлы колеблется от долей процентов
до 10—50% масс. Такие нефти характеризуются как «молодые» нефти.
Минеральными компонентами нефти являются:
• Соли, образованные металлами и кислотами (порфирины);
• Металлические комплексы;
• Коллоидно-диспергированные минеральные вещества.
Общее содержание минеральных компонентов в нефти невелико —
0,02—0,03% масс.
Действующим стандартом отрасли [15] не предусмотрено выделять
в составе нефти циклические углеводороды, а углеводороды с молярной
массой более пентана объединяются в условные компоненты: УК гекса-
ны, УК гептаны и УК остаток.
Условные компоненты нефти в отличие от индивидуальных веществ
представляют собой многокомпонентные смеси (части дегазированной
нефти — фракции), которые характеризуются сравнительно узким диа-
пазоном температур кипения (10—25 °C) от начала кипения до темпера-
туры полного ее выкипания. Существует известный произвол в выделе-
нии условных компонентов нефти.
При расчете технологических параметров разработки и эксплуата-
ции нефтяных месторождений, обосновании подбора оборудования без
знания физико-химических свойств пластовой нефти в широком диа-
пазоне термобарических свойств, характерных для нефтепромысловой
практики, невозможно добиться удовлетворительных результатов про-
ектирования и анализа технологической эффективности значительной
части применяемых геолого-технических мероприятий.
На современном этапе развития теории и практики разработки не-
фтяных месторождений требуются надежные, научно обоснованные
оценки изменения физико-химических свойств, фазового и компонен-
тного состава пластовой нефти в.условиях промыслового сбора и подго-
товки нефти, нефтяного газа и воды.
В дальнейшем при количественном описании закономерностей раз-
газирования пластовой нефти будем исходить из того, что сосуществую-
щие нефтяной газ и промысловая нефть находятся в условиях фазового
равновесия*.
Для упрощения далее при расчете процессов разгазирования в про-
мысловой системе сбора и подготовки продукции скважин пластовая
нефть рассматривается как:
> многокомпонентная (условно восемь узких фракций—условных ком-
понентов) жидкость с растворенным в ней
> многокомпонентным (условно восемь) газом, представляющим со-
бой, в общем случае, смесь индивидуальных компонентов:
• неуглеводородных (три — N2, СО2, H2S) и
• углеводородных (пять - СН,, С9Н,, С,Н8, /С,Н.„, иС.Н.„).
X v О "т 4 V *т IU
* Фазовое равновесие — динамический равновесный процесс взаимодействия фаз
(массообмен), при котором сколько и каких молекул испаряется, одновременно
столько же и таких же молекул конденсируется в любой момент времени контакта
равновесно сосуществующих фаз.
Следовательно, безводная часть продукции добывающей скважины
может быть представлена в виде:
16 16 16
<2-2)
Й1 /=1 /=1
#
где qpl, Qj — массовый дебит скважины по пластовой нефти и по i-му ком-
поненту в её составе, соответственно, кг/с;
п.,п( — количественный дебит скважины по пластовой нефти и по i-
му компоненту в её составе, соответственно, моль/с;
Ni=1 -16 — молярная доля /-го компонента в её составе;
"pi
М р М. — молярная масса пластовой нефти и /-го компонента в её со-
ставе, г/моль.
Известно, что при равновесии двухфазной системы компоненты этой
системы распределяются между фазами таким образом, что летучести
каждого из них в равновесно сосуществующих фазах равны между со-
бой [16,17,18].
Учитывая сложность вопросов фазовых переходов в пластовой не-
фти и недостаточное освещение этих разделов в изучаемых дисципли-
нах специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых ме-
сторождений» рассмотрим далее, после кратких комментариев по тер-
минологии, более подробно влияние многокомпонентности пластовой
нефти на составы сосуществующих фаз с использованием аппарата кон-
стант фазового равновесия.
Отметим, что пластовая нефть, нефтяной газ и промысловая (сырая)
нефть, состоят из одних и тех же компонентов (кроме «тяжелой, нелету-
чей части», содержащейся в нефти, а в нефтяном газе его практически нет).
В общем случае (пренебрегая растворимостью воды в нефти при темпе-
ратуре до 150—200 °C) сырая нефть содержит дисперсную пластовую
воду, то есть представляет собой типичную обратную водонефтяную
эмульсию.
Для удобства описания компонентного состава пластовой нефти,
нефтяного газа и промысловой нефти в дальнейшем за каждым компо-
нентом закрепляется постоянный номер в перечне всех компонентов,
входящих в состав пластовой нефти, то есть каждому компоненту при-
сваивается «унифицированный номер» [19].
61
Отметим, что номера компонентов в каждой (не углеводородной и
углеводородной) части распределяются в соответствии с их относитель-
ной летучестью: челт бЬл ьше номер колшонеяма. тем меньше S2Q. детуцееть,
табл. 2.1, табл. 2.3.
Таблица 2.1
Индивидуальные и условные компоненты газа, выделившегося
из пластовой нефти в результате ее однократного стандартного
разгазирования (О СР)*
Унифицированные номера компонентов (по их летучести)
8
Тип компонента
Неуглеводородные
Компоненты
Углеводородные
Индивидуальные
Условные
N2
n2+
СО2
H2S
СН4 С2Нб С3Н8
i С4Н10
УК С
П С4Н10
ПРИМЕЧАНИЯ:
1) Условный компонент N2+ представляет собой смесь азота и редких газооб-
разных (при стандартных условиях) компонентов пластовой нефти: гелий,
аргон, водород и др. В промысловых расчетах этот условный компонент,
как правило, наделяется свойствами чистого азота и рассматривается далее
как индивидуальный компонент — азот N2.
2) Иногда в исходной информации сведения о содержании изомеров бутана
не выделяются, а приводятся в сумме. Так как изомеры бутана существенно
различаются по температуре кипения, летучести и плотности, (табл. 2.2), то
необходимо их смесь (условный компонент УК С4) наделить расчетными
значениями температуры кипения, плотности и константы фазового рав-
новесия. Известны различные методы их оценки. Учитывая, что УК С4 за-
меняет два компонента, то в таких случаях, в дальнейшем, закрепляя за ним
позицию 7, принимается, что компонент унифицированной позиции 8 в
составе растворенного газа отсутствует.
В табл. 2.3 приведено продолжение перечня индивидуальных и ус-
ловных компонентов пластовой нефти, каждый из которых, в отличие
от перечня компонентов табл. 2.1, является жидким при атмосферных
условиях. Последний 16-й компонент в промысловых условиях добычи
нефти можно принять нелетучим, так называемая «нелетучая часть
(НЧ)», то есть содержанием 16-го компонента (то есть его наиболее ле-
*ОСТ 153-39.2-048-2003. НЕФТЬ. Типовое исследование пластовых флюидов и се-
парированных нефтей. Объем исследований и формы представления результатов.
Москва, 2003.
62
Таблица 2.2
Свойства изомеров бутана*
№ п/п Свойства Изомеры бутана
i СдНю И С4Н10
1 Температура кипения при 760 мм рт. ст., °C -11,72 -0,50
2 Плотность (при равновесном давлении насыщенного пара), кг/м3 557,3 578,9
3 Температура кристаллизации, °C -159,60 -138,35
4 Динамическая вязкость (при 0 °C и равновес- ном давлении насыщенного пара), мПа*с 0,214 0,207
5 Давление насыщенного пара (при 0 °C), кПа#) 155,331 103,250
Давление (абсолютное).
Таблица 2.3
Ранжирование компонентов нефти
Индивидуальные и условные компоненты нефти
Тип компонента Унифицированные номера компонентов (по их летучести)
9 10 11 12 13 14 15 16
Компоненты
Индивидуальные i С5Н12 П С5Н12 Уб У7 у8 У9 Ую Унч
Условные УКСб УКС7 УКС8 УКС9 УК Сю УКСнч
УКС5 — УКСб УКС7 УКС8 УКС9 УК Сю УКСнч
Примечания: Yj - Многокомпонентные смеси (фракции нефти) с известными (заданными) их характеристиками: • температурой начала и конца кипения фракции; • молярной массой; • плотностью и т.д.,0 = 6-10, НЧ).
тучих частей) в нефтяном газе можно пренебречь (в диапазоне термоба-
рических условий промысловой системы сбора).
ЗАМЕЧАНИЯ:
1) Иногда в исходной информации сведения о содержании изопента-
на и нормального пентана не разделяются, а приводятся в сумме.
Так как изомеры пентана различаются по температуре кипения и
плотности (табл. 2.4), то необходимо их смесь, как отдельный ус-
* Физико-химические свойства индивидуальных углеводородов / Под ред. В.М. Та-
тевского. М.: Гостоптехиздат, 1960. 412 с.
----- 63
Таблица 2.4
Свойства изомеров пентана*
№
п/п
Свойства
Температура кипения при 760 мм рт, ст., °C
Плотность (при температуре 20 °C), кг/м3
Динамическая вязкость (при 0 °C), мПа-с
Изомеры пентана
нео-
пентан
9,50
6132)
0327
изо-
пентан
27,852
619,63
0,277
нормальный
пентан
36,073
626,19
3
Относительное содержание неопентана в пластовой нефти, настолько мало,
что в промысловых расчетах разгазирования пластовой нефти индивидуально он
не учитывается.
ПРИ ^^2^^^^^=^^==============================^======»=========================
ловный компонент (УК С5), наделить своими индивидуальными
(расчетными) значениями температуры кипения, плотности, кон-
стант фазового равновесия. Существуют различные методы таких
оценок [19, 20, 21].
2) Учитывая, что УК С5 заменяет два компонента, по аналогии с УК С4,
закрепляя за УК С5 позицию 9, принимаем, что компонент позиции
10 в составе нефти отсутствует (последняя строка в табл. 2.3).
3) Все остальные, более тяжелые условные компоненты нефти пред-
ставляют собой достаточно узкие фракции нефти, условно выделяе-
мые, например, по:
• температурам кипения на основании данных разгонки промыс-
ловой нефти по истинным температурам кипения (ИТК), прово-
димых в специализированных организациях (ВНИИ НП и др.);
• молярным массам,
• плотностям или
• совокупности специально выбираемых характеристик фракций.
4) Для любого аналогичного разделения пластовой нефти на условные
компоненты принимается, что последний компонент (в данном слу-
чае УК НЧ) при термобарических условиях в трубопроводах промыс-
ловой системы сбора, объектах промыслового обустройства и под-
готовки нефти к транспорту является пренебрежимо мало летучим.
5) Очевидно, что при необходимости можно выделять условные ком-
поненты в составе нефти каким-либо другим удобным для пользо-
' Физико-химические свойства индивидуальных углеводородов / Под ред. В.М. Та-
тевского. М.: Гостоптехиздат, 1960. 412 с.
64
вателя способом; более того, существенно увеличить или уменьшить
число выделяемых условных компонентов. Выбор способа опреде-
ляется поставленными целями и предпочтениями пользователя.
2.2. Аналитические зависимости расчета
разгазирования пластовой нефти в системе
сбора и подготовки нефти
Наличие таких зависимостей позволяет, как правило, научно обо-
снованно оценивать физико-химические свойства скважинной продук-
ции во всем ее многообразии, в том числе:
• компонентный состав нефтяного газа в анализируемом объекте
промыслового обустройства нефтяного месторождения и рассчи-
тать количество паров нефти в нефтяном газе,
• количество газа пластовой нефти, оставшегося в растворенном
состоянии в нефти при данных термобарических условиях;
• технологическую эффективность предложений по оптимизации
термобарических условий системы сбора скважинной продук-
ции и
• решать другие актуальные аспекты сбора и подготовки добывае-
мой нефти.
Связь массового и молярного составов
промысловой нефти и нефтяного газа безводной
составляющей добывающих скважин
Связь массового дебита скважин по пластовой нефти с дебитом по
отдельным компонентам, промысловой нефти и нефтяному газу может
быть представлена в виде материальных балансов:
1
^Т)=^Р,Т),
(2.3)
(2.4)
(2.5)
(2.6)
<f(P,T)=t^TY
1
65
где: q, — массовый дебит скважины по /-му компоненту, / = 1—16;
^(/>,Т) — массовый дебит скважины по /-му компоненту в составе
жидкой фазы (безводной нефти) скважинной продукции, / —1—16;
q”(j),T) — массовый дебит скважины по /-му компоненту в составе
газообразной фазы скважинной продукции, / =1—16.
По определению, молярная масса /-го компонента равна:
м, ^,/=1-16, (2.7)
ni
где «=—,/ —1—16 (2.8)
т
л, — количество /-го компонента пластовой нефти, поступающей из
скважины за время т, моль;
qt — массовый дебит скважины по /-му компоненту, кг/с;
следовательно, по аналогии с определением (2.7) применительно к пла-
стовой нефти, легко показать, что
(2-9)
I
Введем обозначение массовой доли нефтяного газа (газообразной
фазы), образующейся при разгазировании пластовой нефти, то есть
разделении пластовой нефти на газообразную и жидкую фазы при дав-
лении ниже давления насыщения пластовой нефти газом, у*(дТ) и
выведем выражение для ее вычисления:
VW)-
W) .. му,Г)->г(ЛТ) МурГ)
Ч, ‘ М.-п, = >' М„
(2.Ю)
J
откуда массовый дебит скважины по нефтяному газу равен:
«'(A7’)=9p,JV'(p,7’).^D
(2.И)
Для массового дебита скважины по промысловой нефти получим
следующее выражение:
9'(A7’)=9p,.(l-v'(AT))s^. \-N-(p,T).
М\Р,Т)\
(2.12)
66
или
*fp/ pl
откуда ✓(Ar)=v(l-tf'(A7’))^D
Мр1 .
(2-13)
Отметим, что, зная массовый дебит скважины по промысловой не-
фти на устье, легко вычислить ее массовый дебит по пластовой нефти
на забое:
ФЛ) м,
l-N\py,Ty) М\ру,туу
(2.14)
Используя (2.12) или (2.13), легко представить расчетную формулу
для вычисления дебита добывающей скважины по промысловой нефти
в любом ее сечении, характеризующимся своими термобарическими
условиями (например, на приеме скважинного глубинного насоса) че-
рез дебит этой скважины по дегазированной нефти:
0'{Р^)~Яоср
M^-N^p^M^pJ)
(2.15)
ч,
или эквивалентное выражение:
\-N^T) M\pJ)
~Nqcp
(2.16)
ОСР
Аналогично можно представить расчетные формулы для нахожде-
ния массового дебита добывающей скважины по нефтяному газу в лю-
бом ее сечении с термобарическими условиями (р,Т):
^(.PyT^-QoCP
N'(pJ)M'(p,T)
-N" -М”
J'OCP 1V1OCP
(2.17)
или эквивалентное выражение:
^(А^7)—cfacp
N\pJ) М'(р,Т)
(2.18)
------------------------------------------------------ 67
Таким образом, задача нахождения количества нефтяного газа и без-
водной промысловой нефти, а также (при необходимости) отдельных
компонентов в составах газообразной и жидкой фаз в любом элементе
системы нефтяного промысла:
• добывающих скважинах,
• объектах промыслового обустройства и др.
сводится к решению задачи фазовых соотношений пластовой нефти, то
есть нахождению N'(p,T) при известном ее (пластовой нефти) компо-
нентном составе и заданных термобарических условиях разгазирования.
Рассмотрим более подробно решение задачи фазовых соотноше-
ний с использованием аппарата констант фазового равновесия:
*;(aT),/ = i-16.
Очевидно, что
я,=я;(АТ)+я;(ЛТ),, = 1-1б. (2.19)
С учетом определения молярных долей из (2.19) следует:
N,=N;(p,T) N'(p,T)+N;(p,T) N'(p,T), i = 1-16; (2.20)
откуда
N,
ЛГ'(а7’) 1+^(АТ).(^(АГ)-1)
i = 1-16;
(2.21)
ИяТ\.У(Р,Т) ;
Де ^'(дТ1)’1’
(2.22)
i = l-16.
Компонентный состав нефтяного газа определяется как следствие
из (2.21) и определения (2.22):
N'(p Т)=-Л(АГ)____
Л ; UN^pJ^pJ)-!)
/ = 1-16.
(2.23)
к 16
Учитывая, что 1, и, используя (2.21) и (2.23), получим
/=1 (=1
уравнение, в котором при известном составе пластовой нефти содержит-
ся только одно неизвестное — молярная доля нефтяного газа в системе,
с учетом того, что константы фазового равновесия компонентов извест-
ны или могут быть рассчитаны заранее:
68
16 16 16 N.(k(p,T)-l)
У TV'-У М=У_______- л }-—}~--=0
(2.24)
где N., i=1-16 — молярная доля /-го компонента пластовой нефти;
^.(р,Т) — константа фазового равновесия /-го компонента пласто-
вой нефти при термобарических условиях (р, Г), (см. приложение 2).
Найдя N”(p,T) из (2.24), например, методом итераций, вычисляем:
• компонентный состав промысловой нефти, N' (р,Т), i=1-16, при
термобарических условиях (р, 7), (2.21);
• компонентный состав нефтяного газа, А*(р,Т), i= 1-16, при тех же
термобарических условиях (р, 7), (2.23);
• молярную массу промысловой нефти М'(рД"у.
М\Р,Т) ix •!+у-(АГ).(\ (дГ)-1)-
(2.25)
• молярную массу нефтяного газа М”\р,Ту.
I
(2.26)
Из определений молярной массы и молярной доли /-го компонента
легко показать, что молярная масса пластовой нефти рассчитывается по
формуле:
= (2.27)
1
Таким образом, все величины, входящие в уравнения (2.11)—(2.13) и
(2.15)—(2.18), определяющие массовые расходы отдельных равновесно
сосуществующих фаз:
— нефтяного газа и
— промысловой нефти
при термобарических условиях любого элемента промыслового обуст-
ройства месторождения:
• скважины, выкидного трубопровода,
• АГЗУ (автоматизированная групповая замерная установка),
• нефтегазовый сепаратор,
69
• концевые делители фаз и т. д.,
могут быть рассчитаны с помощью формул (2.21), (2.23), (2.25)—(2.27).
Отметим, что по экспериментальным данным в результате однократ-
ного стандартного разгазирования (ОСР) пластовой нефти (газовому
фактору G, молярным массам дегазированной нефти и нефтяного газа
ОСР пластовой нефти и их плотностям) молярная доля нефтяного газа
N^p может быть рассчитана по аналитической формуле:
N' -
1УОСР
1 Mqcp 9 ОСР
G Mqcp Vocp
Mqcp
(2.28)
или, как показано выше, найдена из решения уравнения (2.24) при из-
вестном компонентном составе пластовой нефти, записанного для
термобарических условий разгазирования пластовой нефти при:
— атмосферном давлении ра = 100 кПа и температуре T2Q = 20 °C.
Компонентный состав дегазированной нефти рассчитывается по
формуле аналогичной (2.21):
(2.29)
а компонентный состав нефтяного газа ОСР пластовой нефти — по фор-
муле аналогичной (2.23)
N к
iKif)CP /=1-16.
V* -
7W-1 N, (к П
1 + JVOCP учрср L)
(2.30)
Используя решение (2.11), можно получить выражение для расчета
«кривой разгазирования пластовой нефти» (ОСР пластовой нефти)
если известны типовые экспериментальные данные иссле-
дования глубинных проб пластовой нефти:
• плотность пластовой нефти,
• ее объемный коэффициент и
• компонентный состав пластовой нефти.
По определению газового фактора пластовой нефти имеем:
70
(231)
где
Ост(Д^2о) — объемный поток равновесного нефтяного газа, выделя-
ющегося из потока пластовой нефти в процессе ее изотермического
контактного равновесного разгазирования при 20 ’С в процессе сни-
жения давления р от давления насыщения пластовой нефти газом
ps^ до атмосферного давления, приведенный к стандартным усло-
виям (давление атмосферное — 100 кПа; температура — 293 К);
Q^cp — объемный поток дегазированной нефти, получающийся из по-
тока пластовой нефти в результате ее ОСР.
Используя определения объемного коэффициента пластовой нефти
1)^ и ее плотности рр/, несложно преобразовать решение (2.11) в выра-
жение, удобное для инженерных расчетов:
(2.32)
где Ост (р,Т20) — поток нефтяного газа, выделившегося из пластовой не-
фти при температуре 20 °C и давлении р при равновесных условиях,
приведенный к 100 кПа, (то есть к стандартным условиям), м3/сут.;
24,35 — молярный объем нефтяного газа при стандартных условиях
(100 кПа и 20 °C), л/моль;
Qocp — поток дегазированной нефти, м3/сут.;
ЛС — молярная масса пластовой нефти, г/моль;
р . — плотность пластовой нефти, кг/м3.
Из (2.32), с учетом определения (2.31), следует аналитическое вы-
ражение для расчетного построения одного из основных результатов
физико-химического исследования глубинных проб пластовой не-
фти — кривой ОСР пластовой нефти (синоним термина — кривая разга-
зирования пластовой нефти) по ОСТ 153-39.2-048-2003.:
GCT (р,Тх )=24,35 • to N’(p,Tx),
Mpl
(2.33)
где Gct(P>T2G) [м3/м3], если рр/ - [кг/м3], а Мр1 - [г/моль].
Используя ранее полученное выражение (2.18) в сочетании с опре-
делением (2.31), для построения кривой разгазирования пластовой не-
фти можно получить расчетную формулу, не требующую эксперимен-
тальной информации по объемным свойствам пластовой нефти:
N'(P>Tx) 1000
М'
ОСР 1V1OCP
(2.34)
О* (D Т
где GCT (р,Т20) = - j, * -° -, — удельный газовый фактор пластовой нефти
ЧОСР
при давлении р и температуре 20 °C, приведенный к стандартным
условиям (давление 100 кПа, температура 20 °C), м3/т;
7V*(ру Т^о) — молярная доля нефтяного газа, выделившегося из плас-
товой нефти при давлениир и температуре 20 °C;
N'ocp ~ молярная доля нефтяного газа, выделившегося из пластовой
нефти в процессе её контактного разгазирования до атмосферного
давления при 20 ’С;
М'оср — молярная масса дегазированной нефти, г/молъ.
' 4 •
Уравнение состояния нефтяного газа:
p-V.zn-RT,
(2.35)
применительно к задачам нефтепромысловой практики, может быть за-
писано в виде:
P-V{p,T)=z-
4\Р,Г)
М'(р,Т)
(2.36)
Из уравнения состояния нефтяного газа вида (2.35) и решения (2.11)
следует, что объемный расход нефтяного газа при термобарических ус-
ловиях (р, Т), рассчитывается из уравнения:
<2'(р7)=^(дГ).
а„„
"ЛИ
к
(2.37)
Из (2.36) следует, что плотность нефтяного газа в промысловых ус-
ловиях системы сбора скважинной продукции равна:
Л=7И*(р Л..
Q\pJ) } ’ zRT '
(2.38)
72 ---------------------------------------------------------
Как видно из (2.38), плотность нефтяного газа и его молярная масса
в термобарических условиях добывающих скважин, промысловой сис-
темы сбора и подготовки нефти к транспорту, взаимно однозначно оп-
ределяют друг друга.
Объемное равновесное расходное содержание нефтяного газа в сис-
теме (добывающих скважинах, элементах промыслового обустройства
нефтяных месторождений) может быть найдено с учетом (2.37) и (2.1а)
после некоторых элементарных преобразований по формуле:
-&(рТ}=
Q'(p,T)+Q'(p,T) 1 1
(2.39)
Р\Р,Т) \N'(p,T) zRT
Как следует из (2.39), равновесное объемное расходное газосодер-
жание — р*(р,Т) может быть рассчитано только после того, как будет
известна плотность промысловой нефти при тех же термобарических
условиях — р'(р, Т).
Оценим максимально возможную погрешность расчетного опреде-
ления расходного газосодержания P*(p,r) по формуле (2.39) в зависи-
мости от погрешности оценки плотности промысловой нефти в добыче
и объектах промыслового обустройства нефтяных месторождений.
Будем считать, что предельные значения плотности промысловой
нефти не могут выйти из диапазона значений между плотностью плас-
товой нефти и плотностью дегазированной нефти.
Из справочных данных [23] следует, что:
> плотность пластовой нефти колеблется от555до915 кг/м3; наиболее
частые значения: от 780 до 810 кг/м3;
> плотность дегазированной нефти меняется в более узком диапазоне
от 765 до 975 кг/м3; наиболее частые значения: от 840 до 870 кг/м3.
Таким образом, можно считать, что плотность пластовой нефти
меньше плотности дегазированной нефти на 60—70 кг/м3. В подавляю-
щем числе случаев расхождение плотностей пластовой и дегазирован-
ной нефти не превышает 10%.
Если, в первом приближении, в расчетную формулу (2.39) подстав-
лять вместо реального значения плотности промысловой нефти:
• плотность дегазированной нефти, или
• плотность пластовой нефти, или
• их среднеарифметическое значение, то
абсолютная погрешность такой замены, как правило, не превышает 10%.
На рис. 2.1 представлена зависимость влияния абсолютной величи-
ны объемного расходного газосодержания на величину погрешности ее
расчетной оценки по формуле (2.39) при величине абсолютной ошибки
в оценке плотности промысловой нефти до 10%.
Чем больше объемное расходное газосодержание потока скважин-
ной продукции, тем меньше влияет значение плотности нефти на по-
грешность ее расчетного определения. Как видно из рис. 2.1, при рас-
ходном газосодержании более 80% об. ошибка ее расчета по формуле
(2.39) в 5 раз меньше ошибки оценки плотности нефти, то есть не пре-
вышает 2%. Следовательно, в пределах промысловой погрешности при
расходных газосодержаниях от 80% об. и более в формулу (2.49) вместо
плотности промысловой нефти можно подставлять плотность дегазиро-
ванной нефти.
Одной из основных задач подбора нефтепромыслового оборудова-
ния является оценка удельного (на одну тонну или на один кубометр
дегазированной нефти) объема нефтяного газа (приведенного к стан-
дартным (20 °C; 100 кПа) или нормальным (0 “С; 101,3 кПа) условиям)
в зависимости от давления при заданной температуре разгазирования.
В нефтепромысловой практике эта зависимость известна как «кривая
разгазирования нефти» (пластовой).
Использование аппарата констант фазового равновесия позволяет
достаточно просто рассчитать кривую разгазирования пластовой нефти
во всем диапазоне промысловых температур.
Рис. 2.1. Чувствительность расчетных оценок объемного расходного газосодер-
жания к ошибке оценки плотности промысловой нефти на ± 10%
74
Зная справочные данные однократного стандартного разгазирова-
ния (ОСР) пластовой нефти, из (2.37) легко получить альтернативное
аналитическое выражение для расчета кривой разгазирования пласто-
вой нефти при любых термобарических условиях ее равновесного раз-
газирования:
=^T)=N\p,T ) Гр Д, (2.40)
*OCP I Mpl ) 1 ст Р
или
(2.41)
Чоср 9 оср lvlpi 1 ст Р
где (р,Т) — газовый фактор пластовой нефти при давлении /? и тем-
пературе Т(объем газа приведен к стандартным условиям), м3/м3;
GCT (Р^)~ удельный газовый фактор пластовой нефти пуи давлениир
и температуре Т(объем газа приведен к стандартным условиям), м3/т.
Вязкость, плотность и объемный коэффициент промысловой нефти
являются существенной функцией количества растворенного в нефти
газа, которое в свою очередь определяется термобарическими условия-
ми разгазирования.
Для оценки количества нефтяного газа, оставшегося растворенным
при рассматриваемых термобарических условиях, который мог бы вы-
делиться из нефти, в процессе ее контактного разгазирования, при даль-
нейшем изотермическом снижении давления в системе до атмосферно-
го, в первом приближении, можно поступить следующим образом:
• оценим потенциальный газовый фактор пластовой нефти при тем-
пературе в системе Ти атмосферном давлении р01=0,1МПа
(условно атмосферное давление принимается 100 кПа):
. (2.42)
Vocp I 1Y1pl J 1ст Р
газонасыщенность нефти при температуре в системе Ти давлении р
ГНГГ(р,Т) можно принять как разность:
^н,ст{Р^)~^ст{Ро,\^}~^ст[Р^} • (2.43)
75
Как ранее было подчеркнуто и наглядно видно из (2.38), плотность
нефтяного газа, выделившегося из нефти, однозначно связана с ее мо-
лярной массой. Зная молярный объем нефтяного газа при стандартных —
24,35 л/моль и нормальных условиях — 22,4 л/моль, легко оценить его
плотность, по найденной молярной массе при z — 1, из выражений:
, . М'&Т). , . „ М'(р,Т).
Per24 35 ’ $нор(Р’Т)" ’ (2-44)
где р'ст(Р,Т) и Ряор(А^) — плотность нефтяного газа, выделившегося
из нефти при давлении р и температуре Г, приведенная к стандарт-
ным и нормальным условиям соответственно, кг/м3;
М”(р,Т} — молярная масса нефтяного газа, выделившегося из не-
фти при давлении р и температуре Г, г/моль.
Формула (2.38) позволяет рассчитать плотность нефтяного газа при
рабочих условиях сепарации, если уже рассчитана его молярная масса.
Ранее было показано, что молярная масса нефтяного газа, выделивше-
гося из пластовой нефти при равновесных давлении р и температуре Т,
может быть найдена по простой формуле (2.27).
Таким образом, молярная масса безводной части нефтяного газа яв-
ляется более информативной величиной, особенно, в сочетании с его
компонентным составом, чем его плотность, что позволяет решать це-
лый ряд специфических задач нефтепромысловой практики, например,
влияние особенностей технологической системы сбора и подготовки на
выход товарной нефти и др.
По определению объемный коэффициент пластовой нефти — отноше-
ние объема нефти с растворенным в ней газом при пластовых условиях к
объему дегазированной нефти.
Расчетные оценки объемного коэффициента пластовой нефти вы-
полняются по алгоритму, описанному в работах [19, 20, 24]. В основе
этого метода — использование принципа суперпозиции при учете влия-
ния на объем нефти таких параметров, как:
• давление,
• температура и
• количество растворенного в ней газа.
Объем добываемой в единицу времени пластовой нефти (с растворен-
ным газом), например, в термобарических условиях залежи (ppi,Tpi),
70
складывается из объемного потока дегазированной нефти Q(pa,T^) (эк-
вивалентное обозначение Осо) и поправок на:
— пластовое давление Д(?(/>р/),
— пластовую температуру А (2 (Тр/),
— растворенный нефтяной газ д0*(д,7^) (или эквивалентное
^Ооср )•
Исходя из справедливости принятого принципа суперпозиции по
влиянию на объем нефти:
• растворенного в ней газа,
• давления и
• температуры,
следует, что
(2.45)
Слагаемые уравнения (2.45) можно определить, используя накоплен-
ную общеотраслевую экспериментальную базу данных по изучению:
> коэффициента температурного расширения дегазированной нефти;
> коэффициента объемной сжимаемости дегазированной нефти;
> изменения объема нефти из-за растворения в ней газа.
Исходя из определения коэффициент температурного расширения
дегазированной нефти а' можно представить в виде:
д£(Л
дт
(2.46)
откуда для рассматриваемого алгоритма (расчет объемного коэффици-
ента пластовой нефти) следует, что:
)
@оср
= а'(^-20)
(2.47)
гДе ^=7>-273.
(2.48)
Анализ опубликованной отечественной и зарубежной базы данных
по термическому расширению дегазированной нефти и ее отдельных
фракций показывает, что в практике нефтепромысловых расчетов ко-
эффициент термического расширения нефти в диапазоне температур от
20 до 120 °C можно рассчитывать по формуле автора:
<х'=10"3
780<р'ОСР<860)
860<р'ос^960).
(2.49)
Легко показать, что плотность нефти при температуре Тможет быть
рассчитана по аналитическому выражению
Р'(Л=
Роср
1+а'(Т-293) ‘
(2.50)
Коэффициент термического расширения нефти и ее фракций с уче-
том зависимости его от температуры в более широком диапазоне реко-
мендуется рассчитывать по формуле автора:
а'=10’3
(Рос?
0,58+%ср(/-10-3-1,2(р^р-0,68)) 1000
(2.51)
при t < 300 ’С.
Формула, по которой может быть рассчитан коэффициент набуха-
ния нефти X*, получена автором путем обработки опубликованных эк-
спериментальных данных по объемным свойствам нефтей с растворен-
ным в них газом:
г.10- ,4,3.0, <2.32>
Итак, при известных
• (пластовых) давлении и температуре,
• газовом факторе пластовой нефти,
• плотности дегазированной нефти и
• плотности нефтяного газа ОСР пластовой нефти
объемный коэффициент пластовой нефти может быть рассчитан по
формуле:
7»
^р/—1+Х ‘Г0Ср+а (tpl 20) 0 -ppi.
(2.53)
Статистический анализ экспериментальных данных позволяет ре-
комендовать для практического применения в нефтепромысловой
практике корреляционное уравнение связи объемного коэффициента
пластовой нефти и ее газового фактора в виде следующего простого
уравнения:
0541
где G0CP — газовый фактор пластовой нефти, м3/м3.
Уравнение (2.54) применимо практически во всем диапазоне из-
менения свойств дегазированных нефтей и составов растворенного в
них газа.
Отклонение значения объемного коэффициента пластовой нефти,
вычисленного по формуле (2.54), от экспериментального значения бо-
лее чем на 10%, следует рассматривать как основание для проверки точ-
ности исходной информации.
Если молярная масса дегазированной нефти по каким-либо причи-
нам неизвестна, то она может быть оценена по статистической формуле
автора [20]:
оср ~ 200' Pqcp ‘ (Рос?) ?
(2.55)
где М'оср — молярная масса дегазированной нефти, г/моль;
200 — размерная константа, физический смысл которой может быть
определен как характерное значение молярной массы дегазирован-
ной нефти (г/моль) при значении параметра
г = г? (af — 1
оср — Роср * \Иос? / — 1»
s' - Уоср
PocF 1000
п' _ Рос?
0,001
— относительная плотность дегазированной нефти;
— относительная вязкость дегазированной нефти.
Исходя из принятой выше концепции при построении уравнения
(2.45) для конструирования расчетной формулы вычисления объемного
коэффициента промысловой нефти в зависимости от давления и темпе-
ратуры ее разгазирования Ь(р,Т) запишем:
J, W), W), W)
ОоСР ^ОСР Ооср
(2.56)
где Д0(Т) — поправка на изменение объемного потока промысловой
нефти из-за отличия температуры в системе от 20 °C;
Д0(р) — поправка на изменение объемного потока промысловой
неф-ти из-за отличия давления в системе от 100 кПа;
ДГ (р, Т) — поправка на изменение объемного потока промысловой
нефти из-за того, что ее газонасыщенность при термобарических ус-
ловииях в системе отличается от величины газонасыщенности плас-
товой нефти.
По аналогии с (2.47) учет влияния температуры осуществляется сле-
дующим образом:
^^=а'(Т-293), (2.57)
Уоср
где коэффициент температурного расширения нефти а' рассчитывает-
ся по формуле (2.49) или (2.51).
Учет влияния давления производится по аналогу формулы Гука:
Оэср
(2.58)
где коэффициент упругого расширения нефти.
Наконец, последнее слагаемое в выражении (2.56) рассчитывается
по формуле:
^sL>=X’(p,T).rpr,
Vocp
(2.59)
где Г т=Г(р,Т) — остаточная газонасыщенность промысловой нефти.
Остаточная газонасыщенность промысловой нефти может быть най-
дена из балансового соотношения:
80
ГГ (Pq,\ ’ T)~Qcr (jP>)
=Г(АТ).
(2.60)
cp
С учетом решений (2.10)—(2.13), определений плотности пластовой
нефти и ее объемного коэффициента из (2.60), после преобразований,
следует:
Г(АГ)=24,35^(У'(Лд,Т)-№’(АГ)).
Мр1
(2.61)
Для оценки коэффициента набухания промысловой нефти требует-
ся знать плотность нефтяного газа, приведенного к стандартным усло-
виям, для газа, оставшегося в растворенном состоянии в нефти.
Для оценки плотности нефтяного газа, оставшегося растворенным
в промысловой нефти, составим балансовое соотношение в виде:
^(РоЛ’Т)=^(Р’Т)+^н(Ро1'Т) >
(2.62)
где nf(ptT) — та часть массы нефтяного газа промысловой нефти, кото-
рая выделилась из нее в газообразную фазу при давлении р и темпе-
ратуре Тв равновесных условиях;
nfH (р,Т) — другая часть массы нефтяного газа промысловой нефти,
которая осталась в растворенном состоянии в нефти при тех же тер-
мобарических условиях.
По аналогии с балансовым соотношением (2.62) для количества не-
фтяного газа оставшегося в промысловой нефти в растворенном
состоянии л^(р,Г) можно записать:
Л;(АТ)=И'(Ад>Т)-«'(АТ)>
(2.63)
где я*(р,Т) — та часть количества нефтяного газа промысловой нефти,
которая выделилась из нее в газообразную фазу при термобаричес-
ких условиях в системе;
и* (р,Г) — другая часть количества нефтяного газа промысловой
нефти, которая осталась в ней в растворенном состоянии при рас-
сматриваемых термобарических условиях.
Из (2.62), (2.63) и определений плотности, молярной массы и мо-
лярных долей следует, что плотность нефтяного газа, оставшегося в
—------------------------------------------------------- 81
растворенном состоянии в промысловой нефти, приведенного к стан-
дартным условиям, может быть рассчитана по формуле:
Ри,ст(Р^)~
м-(р0>1,г).^(р0д,т)-М7аГ).^(р,т)
24,35 (#*(р01,Т)-ЛГ(р,Т))
(2.64)
при /?>0,11МПа.
Таким образом, коэффициент набухания промысловой нефти в до-
бывающих скважинах, в системе сбора и подготовки нефти ктранспор-
ту можно вычислить по выражению
Х'(аТ)=10-’
( 4,30+0,858 рдСТ(/>,Т)+
Г(/>,Т) У(р,Т)
1000 1000
3,54 -р0Ср
(2.65)
Соответственно расчетная формула вычисления объемного коэффи-
циента промысловой нефти Ь'р т при термобарических условиях: давле-
нии р и температуре Т будет иметь вид:
1 с 3 “
^=1+Г(р,Т).Г(р,Т)+а'(Т~293)-р'.р. (2.66)
где коэффициент набухания 1*(р,Т) рассчитывается по формуле (2.65),
— газонасыщенность промысловой нефти Г(р,Т) вычисляется по
формуле (2.61),
— коэффициент термического расширения дегазированной нефти
рассчитывается по одной из формул (2.49) или (2.51),
— коэффициент сжимаемости нефти р' принимается по экспери-
ментальным данным или известным корреляциям. В первом при-
ближении коэффициент сжимаемости нефти может быть принят
в диапазоне:
Р'=(8±1)10"4,1/МПа.
2.3. Изменение физико-химических свойств нефти
в системе промыслового обустройства нефтяных
месторождений
При забойном давлении выше давления насыщения пластовой не-
фти газом из пласта в скважину поступает однофазная пластовая нефть
82
в виде жидкости и, в общем случае, пластовая вода. На тех глубинах в
скважине, где давление меньше скважинного давления насыщения плас-
товой нефти газом пластовая нефть претерпевает фазовое превращение —
разделяется на две фазы:
> жидкую (промысловая нефть) и
> газовую (нефтяной газ).
На устье скважины доля нефтяного газа, выделившегося из пласто-
вой нефти, максимальна. Следовательно, молярная масса промысловой
нефти на выходе из скважины по сравнению с молярной массой пласто-
вой нефти и внутрискважинной промысловой нефти максимальна.
Дальнейшее разгазирование нефти в системе промыслового обуст-
ройства приводит к дальнейшему увеличению молярной массы и плот-
ности промысловой нефти, максимальное значение которых характер-
но для товарной нефти.
Молярная масса промысловой нефти и нефтяного газа на выходе из
скважины может быть рассчитана по следующему алгоритму (при изве-
стном компонентном составе безводной части продукции скважины):
1. известен компонентный состав пластовой нефти, т.е.: Nit М., i=1-16;
2. заданы термобарические условия на устье скважины: Ру,Ту\
3. по уравнению (2.24) рассчитывается молярная доля нефтяного газа
на устье: N”;
4. по (2.21) вычисляется компонентный состав промысловой нефти на
выходе из скважины (устье): N' i=1-16;
5. по (2.23) рассчитывается компонентный состав нефтяного газа на
выходе из скважины (устье): 7V'i=1-16;
6. по (2.25), (2.26) и (2.27) вычисляются молярные массы промысловой
(устьевой) нефти, устьевого нефтяного газа и пластовой нефти соот-
ветственно.
*'
Полученной информации достаточно чтобы решать следующие че-
тыре достаточно актуальные промысловые задачи при известном мас-
совом дебите скважин по промысловой нефти (на устье) д':
ЗАДАЧА 1. Определить массовый дебит добывающей скважины по пла-
стовой нефти др}, если известен ее массовый дебит по нефти на устье д'.
Решение. По уравнению (2.14) находим:
д ,=-^-----(2.67)
М'у 1 f
83
ЗАДАЧА 2. Определить массовый дебит добывающей скважины по не-
фтяному газу на устье <fy, если известен ее массовый дебит по нефти на
устье (ру.
Решение. По уравнению (2.11) имеем:
(2.68)
С учетом результата решения предыдущей задачи получим:
N' ЛГ
(/=</—*------(2.69)
Чу 4yl-N” М' V ’
J
ЗАДАЧА 3. Определить объемный дебит добывающей скважины по не-
фтяному газу на устье Q?, если известен ее массовый дебит по нефти на
устье tfy.
Решение. Из уравнения (2.36) следует:
(2.70)
С учетом результата решения предыдущей задачи получим:
N
(2.71)
ЗАДАЧА 4, Определить объемное расходное газосодержание ft и ско-
*
рость газожидкостной смеси в выкидном трубопроводе из скважины для
возможности последующего определения структуры течения потока
скважинной продукции в нем.
Решение. По определению
(2.72)
С учетом (2.71) и определения плотности из (2.72) следует:
(2.73)
84
Скорость газожидкостной смеси в выкидном трубопроводе с внут-
ренним диаметром D может быть вычислена из определения или по
формуле:
N'y ТУ
(2.74)
Как правило, в качестве исходной информации по контролю добы-
чи из добывающих скважин известно:
> массовый дебит скважины по нефти cf ;
г
> объемный дебит скважины по жидкости 0сКЙ sff ; (2.75)
> обводненность жидкой составляющей продукции скважин <pf % об.
«г
Следовательно, плотность промысловой нефти в выкидном трубо-
проводе может быть найдена из выражения:
(2.76)
Тогда вместо (2.73) с учетом полученного выражения для плотности
промысловой нефти на устье (2.76) можно записать:
(2.77)
2.4. Качественные закономерности разгазирования
пластовой нефти на примере ее двухкомпонентного
аналога (метан + декан)
Пусть пластовая нефть состоит их двух компонентов: СН4 (метан,
моделирует растворенный газ в пластовой нефти) и С]0Н22 (декан, моде-
лирует жидкую составляющую пластовой нефти).
Рассмотрим более подробно качественные закономерности изотер-
мического процесса разгазирования пластовой нефти на примере ее ги-
потетической двухкомпонентной модели: метан — декан, рис. 2.2. Пусть
молярная доля метана в модели пластовой нефти составляет N} А.
аз
На рис. 2.2 исходное термобарическое состояние модели пластовой
нефти по давлению характеризуется положением точки А на диаграмме
фазового состояния модели, то есть ее проекцией на ось давлений. Тер-
мобарические условия модели в точке А соответствуют температуре Т
(процессы изотермические), давлению р (проекция т. А на ось давлений).
Состав модели пластовой нефти определяется проекцией т. А на ось мо-
лярной доли метана N} в модели пластовой нефти.
Как следует из диаграммы, компонентный состав модели пластовой
нефти характеризуется молярной долей метана Л'ДА), соответственно
декана (1—ЛГ)
Точка С — критическая точка модели пластовой нефти. Точка В со-
ответствует давлению насыщенного пара декана рв при температуре Т.
Верхняя ветвь фазовой диаграммы ВС (от т. В до т. С) — кривая дав-
лений насыщенного пара раствора метана в декане от точки В - давле-
ния насыщения декана до критической точки С при температуре Т в
зависимости от компонентного состава раствора метана в декане, ко-
Рис. 2.2. Фазовая диаграмма гипотетической изотермической двухкомпонент-
ной модели пластовой нефти (метан — декан)
86
торый определяется соответствующей проекцией на ось составов (жид-
кой фазы — молярной доли метана в растворе декан — метан) при рас-
сматриваемом давлении.
Нижняя ветвь фазовой диаграммы ВС (от т. В до т. С) — линия точек
росы, проекции точек которой на ось молярной доли метана (в газовой
фазе) показывает компонентный состав нефтяного газа двухкомпонен-
тной модели пластовой нефти при заданном давлении от давления на-
сыщения декана до критической точки при температуре Т.
Точка As — соответствует давлению насыщения двухкомпонентной
модели пластовой нефти газом (метаном) ps при температуре Т. При
снижении давления в системе ниже ps модель пластовой нефти разде-
ляется на две равновесно сосуществующие фазы: жидкую и газообраз-
ную. Для примера рассмотрим точку А . В этой точке двухкомпонент-
ная модель пластовой нефти представляет собой смесь двух фаз: жид-
кой и газообразной, состав которых определяется проекциями точек
ветвей ВС (верхней — жидкость; нижней — нефтяной газ) на ось моляр-
ных долей метана. В жидкой фазе молярная доля метана составляет
N{, декана (1 — N'ip), аналогично в газовой фазе молярная доля мета-
на составляет N'pi декана (1 — А*р).
Можно заметить, что если давление системы с другим первоначаль-
ным составом снизить до давления А, то состав жидкой и газовой фаз
будет таким же, как и в первом случае. Различались бы только их коли-
чественные соотношения: жидкой и газовой фаз.
Процесс разгазирования модели пластовой нефти называется КОН-
ТАКТНЫМ, если компонентный состав системы вне зависимости от
ее агрегатного состояния сохраняется постоянным при любом давле-
нии в ней.
Если контактное разгазирование пластовой нефти (модели пласто-
вой нефти) происходит при 20 °C в процессе снижения давления от пла-
стового давления до атмосферного (100 кПа), то такой процесс назы-
вается однократным стандартным разгазированием (ОСР) пластовой
нефти (модели). Жидкая фаза такой системы соответствует дегазиро-
ванной нефти (двухкомпонентной модели пластовой нефти).
Рассмотрим более подробно процесс контактного разгазирования
двухкомпонентной модели пластовой нефти метан — декан, состав ко-
торой соответствует положению точки А на фазовой диаграмме (рис. 2.3).
Процесс контактного разгазирования модели пластовой нефти пред-
ставлен на рис. 2.3. и 2.4. Опишем их более подробно.
»7
Допустим, что в сосуде переменного объема находится п молей двух-
компонентной модели нефти (рис. 2.4).
T=consf
А
А
Р>
P'j
А
Я
Рис. 2.3. Принципиальная схема контактного ступенчатого (по давлению в си-
стеме) разгазирования двухкомпонентной модели пластовой нефти
метан — декан при постоянной температуре
Рис. 2.4. Схематичное изображение процесса контактного разгазирования мо-
дели пластовой нефти и сепарации ее на равновесно сосуществующие
газовую и жидкую фазы при ступенчатом снижении давления в сосуде
88
Переходная (качественно, количественно нулевая) ступень (шаг) раз-
газирования — снижение давления от пластового до давления насыще-
ния пластовой нефти газом (включительно), рис. 2.3 и рис. 2.4.
Система (пластовая нефть) в результате изотермического снижения
давления претерпевает качественное изменение — переходит из однофаз-
ного (жидкого) состояния в двухфазное агрегатное состояние: жид-
кость — газ, то есть количественное изменение давления в системе за-
кончилось появлением нового качества в ней — появлением газовой
фазы, так называемым фазовым переходом первого рода.
Отметим тот факт, что при равновесном давлении в системе равном
давлению насыщения пластовой нефти газом доля нефтяного газа в ней
близка к нулю, следовательно, отличием компонентного состава жид-
кой фазы от состава пластовой нефти (системы в целом) нельзя пренеб-
регать только в принципе, но не в практических расчетах.
Исходя из изложенного определим термин: «Давление. HQQJtL.
тения пластовой нефти газом (давление насыщения) — это то
равновесное , при котором однофазная (жидкая) пла-
стовая нефть переходит в двухфазное состояние в процессе ее
изотермического расширения и наоборот, то равновесное п&н-
ление, при котором двухфазная нефтегазовая смесь переходит
в однофазное (жидкое) состояние — пластовую нефть в про-
цессе ее изотермического сжатия.
Основная (количественно) ступень контактного разгазирования плас-
товой нефти в процессе снижения давления от давления насыщения
пластовой нефти газом ps до атмосферного давления ро.
Для возможности изучения закономерности количества и состава вы-
делившегося нефтяного газа из нефти в зависимости от величины давле-
ния разгазирования процесс контактного разгазирования модели плас-
товой нефти на рис. 2.3 и 2.4 представлен «пошагово»'.
> первый шаг (1) — снижение давления от давления насыщения ps до
давления р4;
> второй шаг (2) — снижение давления от р4 до давления р3;
> третий шаг (3) — снижение давления отр3 до давления р2;
> четвертый шаг (4) — снижение давления от р2 до давления р,;
> пятый шаг (5) — снижение давления от рх до давления р0.
Кодцчеешо. шагов может быть любым и определяется только предпочте-
ниями пользователя.
Дьшшм молярные даш газовой фат в системе ва козлом. шаге.
последовательного снижения давления, если, как видно из фазовой ди-
аграммы, при любом давлении фазового равновесного сосуществования
фаз известны их компонентные составы, рис. 2.3 и 2.4.
Как следует из рис. 2.3 и наглядно видно из рис. 2.4, на каждом шаге
постепенного снижения давления общее количество модели пластовой
нефти (метан — декан) п не меняется, но разделяется на две части одна
из которых вначале (при фазовом переходе) пренебрежимо мала:
я=л^+л£ = и^, так как wJ=O.
(2.78)
Дальнейшее пошаговое снижение давления в модели дает:
4.
5.
Ps
Ps
Ps
Рл
Pl
Po
И = Л(1)
П = П(2)
п=п{3}
п=п(4}
Л = «(5)
+ W0)
(2)
Р)
(4)
P)
Пп\
7V(2)~ ’
Л(3) .
(3)-
N” «fill •
<4)“ n ’
П(Ъ
N' = Jil-
(5) n ’
(2.79)
(2.80)
(2.81)
(2.82)
(2.83)
п ’
n
С другой стороны количество модели пластовой нефти складывает-
ся из количеств метана п} и декана й10, содержащихся в ней:
V = £1« —Я1
п Г^+Пм
(2.84)
Для каждого компонента модели пластовой нефти, в частности для ме-
тана, при любом давлении в системе можно записать материальный ба-
ланс в виде:
Л1=«Г(л)+<(л)>
Pj={Ps’PvP>’Pl<PvP<>}>
(2.85)
откуда
90
(2.86)
Учитывая, что из диаграммы фазового состояния двухкомпонент-
ной модели пластовой нефти метан — декан известны молярные доли
метана в нефтяном газе У,
при
и в промысловой нефти N,
любом давлении в системе р} ={Ps^P^P^P2^P\^Pq}» вместо (2.85) с уче-
том определения (2.84) можно записать:
•у1=ЛгиЛГ;+-уи(1-ЛГ;)> Ру ={й. А, А.А.РрЛ} > (2-87)
где Pj ^{Ps’PvPvPi’PvPo} ~ молярные доли нефтяного газа в
А?
системе при давлении в ней р , (как следствие материальных балан-
сов (2.78) — (2.83)). Из (2.87) следует известное «правило рычага»:
Pj={PS>P4>P3>P2<PvPl>}-
(2.88)
Обобщая, перепишем правило рычага (2.88) для рассматриваемого
случая в более общей форме:
N -N'
1У । 1У 1(7)
№ __________________
О) - N'
1 Ю) 1 1(7)
j={1; 2; 3; 4; 5} (номер шага)
(2.88а)
Используя значения:
> компонентного состава модели пластовой нефти, то есть молярной
доли метана в ней, N{;
> компонентных составов нефтяного газа и промысловой нефти изуча-
емой двухкомпонентной модели, то есть молярных долей метана в них
при различных давлениях контактного изотермического разгазирова-
ния модели пластовой нефти N'j И TVfj (pj={Рз>Р4,Рз,Р2>РпРо}) п0
уравнению (2.88) или эквивалентному выражению (2.88а) рассчиты-
вается молярная доля нефтяного газа в системе в зависимости от дав-
ления.
Типичный вид такой зависимости представлен на рис. 2.5.
Как правило, на промыслах реализуется ступенчатое разгазирова-
ние извлекаемой из недр пластовой нефти с удалением выделившегося
нефтяного газа из системы.
Первая ступень разгазирования реализуется на дожимной насос-
ной станции (ДНС), где производится сепарация нефтяного газа от
водонефтяной эмульсии. Вторая ступень сепарации в типовых техно-
логических схемах систем сбора скважинной продукции нефтяных ме-
сторождений реализуется на входе в установку подготовки нефти
(УПН). Третья ступень сепарации нефтяного газа реализуется на кон-
цевых ступенях сепарации (КСС), где давление насыщенного пара
(ДНП) товарной нефти удовлетворяет требованиям качества по ГОСТ
Р51858-2002.
Пусть на гипотетическом промысле по добыче нефти извлекаемая из
недр нефть подвергается ступенчатому разгазированию на пяти ступенях.
Рассмотрим закономер-
ности ступенчатого разга-
зирования пластовой нефти
на примере той же двухком-
понентной модели: метан —
декан, что позволит срав-
нить особенности разгази-
рования пластовой нефти
при двух процессах её раз-
газирования:
• контактном и
• ступенчатом.
Рассмотрим более под-
робно процесс ступенчато-
дифференциального разга-
зирования пластовой не-
фти. Физическая модель
возможной реализации тех-
нологической схемы про-
цесса ступенчатого разгази-
рования модели пластовой
нефти с отбором газа на
каждой ступени показана
на рис. 2.6.
Нулевая ступень про-
водится аналогично кон-
тактному разгазированию,
Рис. 2.5. Кривая изотермического контактно-
го разгазирования двухкомпонентной модели
пластовой нефти (метан—декан)
Рис. 2.6. Схема ступенчато-дифференциально-
го разгазирования модели пластовой нефти с
отбором выделившегося газа на каждой ступени
92
т.е. давление в системе снижается до давления насыщения модели
пластовой нефти (декана) газом (метаном) ps.
На первом шаге давление снижается от давления насыщения плас-
товой нефти газом ps до давления д, далее открывается вентиль и выде-
лившаяся газовая фаза переводится из первого цилиндра во второй та-
ким образом, что давление в первом и втором цилиндрах непрерывно
поддерживается постоянным и равным р4. Как только весь выделивший-
ся газ из первого цилиндра перепускается во второй, вентиль между ними
перекрывается и вновь в первом цилиндре только жидкость, но уже при
давлениир4. На второй ступени давление в первом цилиндре снижается
до р3, модель вновь разделяется на две равновесно сосуществующие фазы:
газовую и жидкую. Давление во втором цилиндре снижается до давле-
ния рл, вентиль открывается и вновь перепускается газ из первого ци-
линдра во второй при поддержании давления в них неизменным, вен-
тиль перекрывается и последующие ступени разгазирования с отбором
газа из первого цилиндра на каждой ступени повторяются до снижения
давления до атмосферного.
Как уже отмечалось, все ступени разгазирования реализуются ана-
логично, как и для первой ступени. При этом компонентный состав
системы, подвергающейся разгазированию, соответствует компонен-
тному составу нефти предыдущей ступени разгазирования.
Решим задачу, аналогичную предыдущей задаче при рассмотрении
контактного разгазирования пластовой нефти, т.е. найдем молярную
долю суммарного количества нефтяного газа, выделяющегося на всех
ступенях разгазирования и накапливающегося во втором цилиндре, на
каждой ступени.
На рис. 2.3 представлен схематически ступенчатый процесс разга-
зирования той же модели нефти, что и при контактном способе разгази-
рования.
93
IV. p2^Pi
v. Pi^Po
ПП1с ~ ^IVc + ^IVc >
П1¥с ~ ^Vc + ^Vc J
(2.92)
(2.93)
Используя правило рычага для каждой ступени разгазирования, по-
лучим выражение для вычисления молярной доли выделяющегося нефтя-
ного газа на каждой ступени разгазирования с учетом обобщения (2.88а):
=* дУ+1) дг^" ’ Iе=“ номера ступеней. (2.94)
ЛЦЛ) “ -ЦЛ)
Отметим, что ступенчатый процесс разгазирования пластовой нефти
при числе ступеней стремящихся к бесконечности называется диффе-
ренциальным.
Молярная доля суммарного количества нефтяного газа выделяю-
щегося при ступенчатом разгазировании пластовой нефти по опреде-
лению равна
1 0е)
’ JC={Z;/7;Z/I;7K;K} - номер ступени. (2.95)
" к=1
Проиллюстрируем применение определения (2.95) по ступеням раз-
газирования:
I ступень ps н> р4,
(2.96)
I + II ступени ps н> р4 н> р3,
(2-97)
’ п п1с П
I + II + III ступени ps н-> р4 н> р3 н> р2,
№ =N* + п'1с~^Пс ~= Nr + Л-N* )+
^ЦШс) ЦНс) „' rf „ iyIc^1JHc\L 1У1сГ
ПНс П1с П
(2.98)
94 -------------------------------------
I +11 + III + IV ступени ps н> p4 p3 p2 ь-> px,
w-nw+*llk' „к n -
=N'k+N;,e (1 - N'k)+N'lk (1 - N’k )(1 - N'k)+
+^(l-^k)(l-^)(l-^)-
(2.99)
И так далее, по аналогии, для любых последующих ступеней разгази-
рования.
Обобщая, расчетную формулу количественной оценки молярной
доли суммарного количества выделяющегося нефтяного газа при сту-
пенчатом разгазировании пластовой нефти можно представить в виде:
£=0
(2.100)
где Nq = 0, то есть на нулевой ступени разгазирования свободная газо-
образная фаза практически отсутствует, (в пластовой нефти произо-
шел фазовый переход первого рода);
, ]с={Г,1Г,ПЦ1УУ} - номера ступеней.
Цуе) ЦЛ)
Как показывают количественные оценки изотермических процес-
сов контактного и ступенчатого разгазирования одной и той же двух-
компонентной модели пластовой нефти, доля нефтяного газа при
контактном разгазировании существенно превышает суммарную
долю нефтяного газа при ступенчатом (дифференциальном) разгази-
ровании, рис. 2.7.
Подробный анализ закономерностей разгазирования простейшей
двухкомпонентной модели пластовой нефти позволяет сделать следу-
ющие выводы:
> Выход товарной нефти при ступенчатом разгазировании при прочих
равных условиях всегда больше, чем при контактном.
J-
> Потери нефти от испарения при контактном разгазировании суще -
ственно превышают аналогичные потери при ступенчатом разгази-
ровании.
f
95
> Уел* больше число отуп^ней
разгазирования, тем меньше
потери нефти от испарения.
Аналогичные выводы получе-
ны и при изучении разгазирова-
ния реальных пластовых нефтей
Западной Сибири и Урало-По-
волжья [26].
Н.С. Маринин и Ю.Н. Сава-
теев [26] отмечают, что «потен-
циальный выход» товарной не-
фти при ступенчатом разгазиро-
вании пластовых нефтей место-
рождений Западной Сибири
больше выхода дегазированной
нефти «при одноступенчатом
разгазировании на 2,6—7,8%
масс.», см. табл. 2.5.
Таблица 2.5
Расчетный выход товарной нефти в зависимости от способа
разгазирования пластовой нефти [26]
а - контактное
б - дифферен-
циапьное
Рис. 2.7. Сравнение кривых контактно-
го и дифференциального процессов
разгазирования двухкомпонентной мо-
дели (метан — декан) разгазирования
пластовой нефти
Месторождение Плотность пластовой нефти, кг/м3 Газовый фактор, м /м Выход товарной нефти на 1 тонну пластовой нефти (кг) при Прираще- ние выхода нефти, % масс.
односту- пенчатом разгази- ровании многоступен- чатом разде- лении угле- водородов
Усть-Балыкское, (БСО 799 43,2 947,9 972,3 2,6
Мамонтовское, (БСю) 798 52,5 938,0 965,1 2,9
Самотлорское, (БВ8) 743 84,0 896,5 955,5 6,6
Федоровское, (БСю) 727 124,5 871,0 938,7 7,8
Арланское, (угленос. свита) 881 17,0 970,9 987,6 1,7
Туймазинское, (ДО 810 50,0 931,9 969,2 4,0
яШкаповское, (ДД 738 123,0 835,4 935,2 1 1
Как отмечают авторы монографии [26], «наибольший абсолютный
выход» товарной нефти «наблюдается у тяжелых нефтей с газовым фак-
тором пластовой нефти до 60 м3/м3, а наибольшее увеличение выхода —
96
у легких нефтей с газовым фактором 80—100 м3/м3 и более». Однако ав-
торы отмечают, что «полученные выводы требуют уточнения».
2.5. Динамика изменения физико-химических
свойств нефтяного газа в процессе извлечения
и внутрипромыслового транспорта скважинной
продукции до пунктов сбора (ПС)
Известно, что чем меньше температура, тем меньше давление насы-
щения пластовой нефти газом. Следовательно, давление насыщения
пластовой нефти газом при подъеме нефти от забоя до устья скважины
непрерывно снижается, достигая минимального значения так называе-
мого «скважинного давления насыщения пластовой нефти газом».
Типично, что при скважинном давлении насыщения пластовой не-
фти газом (отметим, при температурах ниже пластовой, но, как прави-
ло, выше 20 ’С) компонентный состав нефтяного газа существенно от-
личен от компонентного состава нефтяного газа однократного стандар-
тного разгазирования пластовой нефти (при 20 °C и 100 кПа), а также
от его состава в процессе разгазирования при пластовой температуре.
Таким образом, исходный состав и свойства нефтяного газа в сква-
жине можно определить только расчетным способом, например, исполь-
зуя аппарат констант фазового равновесия (коэффициентов распреде-
ления) или уравнения состояния, например Брусиловского А.И. [22],
Пенга Робинсона [27] и др.
Аналогично в трубопроводах и объектах промыслового обустройства
нефтяных месторождений равновесный состав нефтяного газа (при тур-
булентных режимах течения) определяется практически только термо-
динамическими условиями, в которых находится газожидкостный по-
ток в трубопроводах и объектах промыслового обустройства.
Следовательно, существенным обязательным элементом расчетно-
го определения компонентного состава и свойств нефтяного газа и,
как следствие, компонентного состава и свойств сосуществующей
промысловой нефти в объектах обустройства нефтяных месторожде-
ний, является обязательный мониторинг термобарических условий во
всех промысловых объектах системы сбора и подготовки скважинной
продукции.
Ошибки в расчетных определениях объемных свойств и вязкости
отдельных фаз скважинной продукции:
97
• промысловой нефти,
• нефтяного газа,
• попутной воды и
их смеси как дисперсной системы определяют существенные расхожде-
ния расчетных и фактических технологических параметров при мони-
торинге показателей режимов эксплуатации объектов промыслового
обустройства нефтяных месторождений.
Еще раз отметим, что на входе дожимной насосной станции (ДНС)
или в любом сечении потока добываемой скважинной продукции (сква-
жине, выкидном трубопроводе, замерной установке) реально можно
оценить (расчетными методами) объемный расход продукции только в
том случае, если достаточно достоверно определены термобарические
условия, в которых находится добываемая продукция.
Естественно, что более «горячая» скважинная продукция по пути ее
движения к пунктам сбора (ПС) охлаждается, и, как следствие, без уче-
та изменения физико-химических свойств каждой из фаз совместно
транспортируемой скважинной продукции, невозможно, хотя бы с той
же точностью, оценить физические свойства реальных водонефтегазо-
вых систем с динамически изменяющимися характеристиками их дис-
персного состава.
Таким образом, современное состояние научно-технического обес-
печения мониторинга изменения свойств скважинной продукции изна-
чально включает диапазон неконтролируемого их изменения.
Очевидно, что расчетная оценка контролируемых параметров целе-
сообразна только в том случае, если влияние учета таких оценок изме-
нения реально, в пределах учета ошибок измерения параметров техно-
логического процесса, сказывается на погрешности сравнительной
оценки расчетных и фактических значений показателей технологичес-
кого процесса.
В целом качественно можно отметить, что в процессе разгазирова-
ния пластовой нефти в скважинах, объектах промыслового обустройства
(включая трубопроводы) нефтяной газ вначале имеет меньшую моляр-
ную массу, достигает минимума, затем его молярная масса возрастает за
счет увеличения доли паров нефти в нем. Такая качественная картина
характерна для пластовых нефтей, в которых растворено «ощутимое»
количество азота. Залежи нефти в России (Тимано-Печорский бассейн,
Урало-Поволжье и др.) содержат в составе нефтяного газа до 60% об. азо-
та (Удмуртия).
д ________________________________________________________________
йЖЙ
Таким образом, грамотный и достоверный мониторинг* термоба-
рических условий объектов всей системы сбора и подготовки скважин-
ной продукции нефтяных месторождений — гарантия качественного
управления технологией получения товарной нефти планируемой
группы качества.
2.6. Пластовая, промысловая, сырая,
дегазированная и товарная нефть
В процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений
специалисты и сотрудники различных контактирующих компаний,
общаясь между собой, зачастую недопонимают друг друга, когда речь
заходит о понятиях.
Что такое пластовая нефть?
Пластовая нефть — природное жидкое образование многокомпонент-
ной смеси углеводородов и гетерогенных соединений с растворен-
ными в ней, в общем случае, азотом (гелием), диоксидом углерода и
сероводородом в термобарических условиях «ловушек» — нефтесо-
держащих коллекторов.
нефть — безводная жидкая составляющая скважинной про-
дукции в трубопроводах и других объектах промыслового обустрой-
ства нефтяных месторождений.
Сырая нефть — смесь промысловой нефти и попутной (пластовой) воды.
Дегазированная нефть—лабораторный термин, определяющий ту нефть,
которая образуется в процессе разгазирования глубинной пробы
пластовой нефти в аппаратах типа АСМ—300 при 20 °C до атмосфер-
ного давления (100 кПа). Отметим, что давление разгазирования со-
ответствующее 760 мм рт. ст. => 101,325 кПа полностью находится в
пределах ошибок исследования физико-химических свойств глубин-
ных проб пластовой нефти.
Товарная нефть — та часть обратной водонефтяной эмульсии («нетто»),
которая сдается потребителю (товаротранспортным управлениям),
которая удовлетворяет согласованной с потребителем группе качества
* Мониторинг — постоянное наблюдение за каким-либо процессом с целью выявле-
ния его соответствия желаемому результату или первоначальным предположениям
[Современный словарь иностранных слов. — М.: Рус. яз., 1993].
по содержанию остаточной воды и хлористых солей, при массовой
доле механических примесей не более 0,05% и давлении насыщенных
паров не более 66,7 кПа при температуре 37,8 °C в бомбе Рейда [30].
Таким образом, в промысловых условиях, то есть в условиях движе-
ния добываемой нефти в системе промыслового обустройства мы име-
ем дело только с промысловой нефтью, в том числе сырой.
2.7. Расчет физико-химических свойств
промысловой и товарной нефти
Анализ опубликованных экспериментальных данных большей час-
ти авторов и их предложений по углубленному представлению компо-
нентного состава нефтей, включая выделение условных компонентов
(узких фракций нефти по температурам кипения), позволяет утверждать,
что узкие фракции нефти по своим интегральным свойствам практичес-
ки идентичны в нефтях одного геологического периода формирования
залежей. Однако такое заключение требует дальнейшего дополнитель-
ного изучения данной проблемы.
С другой стороны, исследования физико-химических свойств плас-
товых и дегазированных нефтей месторождений государств бывшего
Советского Союза позволяют утверждать, что
молярный объем дегазированной нефти месторождений V'M 0СР,
сформировавшихся в любой геологический период, коррели-
руется с ее динамической вязкостью, при погрешности не бо-
лее 3—4%, в виде выражения:
ОСР
(2.101)
где 200 представляет собой характеристическую величину мо-
лярного объема дегазированной нефти, л/моль;
/^/ \0,Н ___________________ ___________
’ — характеристический параметр влияния группо-
вого состава нефти на ее свойства.
В настоящее время в составе пластовых нефтей нефтяных месторож-
дений идентифицировано более 1000 индивидуальных соединений и еще
остается до 3% масс неидентифицированной части нефти.
Узкий диапазон изменения интегральных характеристик дегазиро-
ванных нефтей по плотности, молярной массе и др. в совокупности с
100 -----------------------------------------------------
их чрезвычайно широким многокомпонентным составом позволяет ут-
верждать, что условные компоненты нефти любых нефтяных залежей
в достаточно узком диапазоне температур выкипания характеризуют-
ся интегрально близкими физико-химическими свойствами.
Например, известная диаграмма Ватсона [52] хорошо описывает
корреляционные связи интегральных характеристик не только узких,
но и сравнительно широких фракций нефтей, включая товарные не-
фти в целом.
В дальнейшем принимается, что выделенные по одинаковым
алгоритмам в различных нефтях условные компоненты нефти
являются идеи,
и
цуцымц, то есть интегральные характеристики
их физико-химических свойств отличаются между собой не
более чем на 3—4%.
Исходя из данного допущения оценим компонентный состав смеси
нефтей в типичной ситуации системы сбора и подготовки скважинной
продукции нефтяных месторождений.
Пусть известен компонентный состав трех пластовых нефтей до их
смешения:
^,» = 1-16;7=1-3,
M„i=1-16; J = 1-3,
где Ng — молярная доля /-го компонента в составе у-го потока нефти;
М„ — молярная масса /-го компонента в составе у'-го потока нефти;
q — массовый поток ву-м трубопроводе до смешения нефтей, т/сут.
По принятому ранее упорядоченному расположению компонентов
пластовой нефти отметим, что для индивидуальных компонентов оче-
видно тождество:
/=1-10,у=1-3,
(2.102)
а для условных компонентов до нелетучей части нефти, в соответствии с
принятой концепцией, независимо от реализуемого алгоритма выделе-
ния условных компонентов, например, при разбиении нефти на отдель-
ные узкие фракции по истинным температурам кипения также можно
принять, что
101
Мв=М,,/=11-15,7=1-3.
Отметим, что такое ограничение слишком строгое и не является обя-
зательным.
По определению
(/ = 1—16) — молярная доля z-го компонента в смеси нефтей,
где п. — количественный поток /-го компонента в составе у-го потока
нефти, моль/с;
л — количественный поток нефти ву-м трубопроводе, моль/с.
Исходя из определения молярной доли i-eo компонента ei-м потоке
расчетная формула для нахождения молярной доли любого /-го компо-
нента в смеси нефтей будет иметь вид:
/=1-16,
(2.103)
где Af.=^^-^,y=l-3.
1=1
(2.104)
Аналогично, исходя из определения молярной массы, расчетную фор-
мулу для нахождения молярной массы /-го компонента в смеси нефтей
можно представить в виде:
3 3
51 ty 51 ^9 ' ty
—u=i-i6,
/=1 7=1
(2.105)
откуда, с учетом замечания (2.102) следует очевидное утверждение
Л4=М,/=1-10.
(2.106)
Для условных компонентов (/ = 11—15) из (2.105) следует
102
/=11-15.
(2.107)
Если молярные массы соответствующих компонентов в различных
потоках равны, то из (2.107) также следует, что
/=11-15.
(2.108)
Так как молярная масса нелетучей части в каждой нефти, в общем
случае, различна, то молярная масса нелетучей части смеси нефтей бу-
дет вычисляться по формуле, в которой учитываются весовые коэф-
фициенты нелетучих частей каждой нефти в смеси, а формула (2.107)
примет вид:
(2.109)
V м
Исходя из определения молярной массы и исходных данных фор-
мула для вычисления молярной массы смеси нефтей будет иметь сле-
дующий вид:
(2.110)
где Mj рассчитывается по формуле (2.104).
ПРИМЕР П2.1
Смешиваются три пластовые нефти 1, 2, 3 в соотношении д} = 120 т/сут,
q2 = 180 т/сут, = 220 т/сут, компонентные составы которых представле-
ны в таблице П2.1.1
Найти компонентный состав смеси пластовых нефтей, ее молярную
массу и молярную массу остатка в смеси.
РЕШЕНИЕ
По формуле (2.103) рассчитываем молярную массу азота в смеси нефтей
Таблица П2.1.1
№ Содержание компонентов, % моль Молярная масса, г/моль
Азот Метан Этан Пропан Бутаны Пентан+ Остаток Всего нефти остатка
1 2,35 20,05 9,60 8,53 4,77 9,71 44,99 100 148 282
2 3,96 5,59 7,02 7,81 6,21 9,90 59,51 100 172 258
3 4,91 5,33 10,72 11,89 7,48 9,76 49,91 100 145 245
Смесь 4,00 8,95 9,30 9,82 6,44 9,79 51,70 100 154 257
Таблица П2.2.1
t Компонентный состав (% мол.) и плотность нефтяного газа (кг/м3) ОСРТананыкского месторождения
Пласт Компонентный состав (% мол.) ОСР Тананыкского месторождения Плотность, нефтяного газа (кг/м3)
n2+ со2 H2S СН4 ОД ОД 1С4Н10 пСЩю ОД|2 ПС5Н12 с6 ' с7+
Бг 13,06 0,2 0,56 33,71 19,97 18,09 3,2 6,12 2,18 1,66 1,19 0,06 1,374
В! 6,20 0,27 0,11 31,43 27,36 19,95 2,94 6,24 2,07 1,78 1,56 0,09 1,412
В2 14,03 0,58 2,02 21,25 17,66 19,42 5,88 9,98 3,84 3,10 1,99 0,25 1,622
1U4
ДГ = + -^12'^2/^2 + ^13'^3/-^3 _
^1/ +01/ М7+(^/
2,35-120/148+3,96 180/1724- 4,91 220/145^
120/148+180/172+ 220/145
Результаты аналогичных расчетов для других компонентов представле-
ны в нижней строке таблицы исходных данных по составу смешиваемых
пластовых нефтей таблицы П2.1.1.
Молярная масса смеси пластовых нефтей:
>z _ 120+180+220
1 120/148+180/172+ 220/145
= 154 г/моль.
В той же таблице приведен результат расчета молярной массы остатка в
смеси пластовых нефтей по формуле (2.109)
М =282-44,99-120/148+ 258-59,51-180/172+ 245- 49,91- 220/145
161 44,99-120/148+ 59,51-180/172+ 49,91- 220/145
=257 г/моль.
ПРИМЕР П2.2
Применение алгоритма расчета компонентного состава смеси пластовых
нефтей рассмотрим на примере расчета компонентного состава смеси не-
фтяных газов ОСР пластовых нефтей, например, Тананыкского месторож-
дения.
Из представленных в приложении экспериментальных данных по Та-
наныкскому месторождению следует, что условный компонент УК С7 в со-
ставе нефтяных газов ОСР пластовой нефти не идентифицирован, поэтому
перед решением задачи необходимо подготовить исходную информацию.
А. Зная относительную плотность (по воздуху) нефтяного газа ОСР пла-
стовой нефти Тананыкского месторождения для пластов Б2, Bj и В2, нахо-
дим молярную массу УК С7 в нефтяном газе ОСР пластовой нефти каждого
пласта, исходя из материального баланса, определений молярной массы,
плотности и молярного объема:
------.7 = 1-3,
где молярная масса нефтяного газа ОСР пластовой нефти по каждому пла-
сту М* может быть найдена по формуле:
Л/'=22,4-р'-1,293,/=1-3.
Пусть/= 1, тогда Aff= 24,35-1,374 = 33,46 г/моль.
105
Аналогично
М'- 34,38 г/моль;
М* = 39,50 г/моль.
Рассчитаем молярную массу компонента УК С7+высшие для нефтяно-
го газа ОСР пластовой нефти пласта Б2 Тананыкского месторождения:
г 28 0,1306+ 44- 0,002+ 34- 0,0056+16 0,3371+
33,46- 30 0,1997+ 44 0,1809+ 58 (0,032+ 0,0612)+ •
+72(0,0218+ 0,0166)+ 86- 0,0119
0,0006
=1650 г/моль.
Полученное значение молярной массы паров нефти С7+ высшие
кратно превышает физически разумные значения. Полученный резуль-
тат можно объяснить только погрешностями экспериментального опре-
деления компонентного состава паров нефти в нефтяном газе ОСР плас-
товой нефти.
В подобных ситуациях рекомендуется поступать следующим образом:
• Загрубляется компонентный состав нефтяного газа за счет загрубле-
ния компонентного состава паров нефти в нем ;
• В данном случае принимается, что пары нефти в нефтяном газе ус-
ловно представлены всего тремя компонентами: два индивидуаль-
ных компонента (изопентан и нормальный пентан), а все остальные
компоненты паров нефти моделируются одним условным компонен-
том — УК С6 + высшие;
• Рассчитывается молярная масса компонента УК С6 + высшие.
В данном примере, для нефтяного газа ОСР пластовой нефти пласта Б2
Тананыкского месторождения молярная масса компонента УК С6 + выс-
шие равна:
=
f 28 0,1306+ 44 0,002+ 34- 0,0056+
33,46- +16 0,3371+ 30 0,1997+ 44- 0,1809+
+58 (0,032 +0,0612)+72 (0,0218+ 0,0166)
0,0125
= 160,6 г/моль.
Полученное значение молярной массы неидентифицированной (наи-
более тяжелой) части паров нефти, хотя и, сравнительно велико, относи-
тельно полученным ранее результатам наиболее соответствует современным
представлениям о физико-химическим составе, равновесно сосуществую-
щих, нефтяном газе и промысловой нефти.
Аналогично, для нефтяных газов ОСР других пластов Тананыкского
месторождения (см. табл. П.2.2.1)
Кц = 144,21 ,
^=142,3} Г/МОЛЬ-
106
Таким образом, исходной информации достаточно, чтобы уточнить
содержание исходной информации, адаптировать ее к сути рассматрива-
емого вопроса и приступить к решению переформулированной задачи
примера П2.2.
Б. /7ерефоамула₽оеа«ная задача примера П2.2.
1) Примем, что нефтяной газ ОСР пластовых нефтей трех пластов: Б2,
Вр и В2 Тананыкского месторождения состоит из смеси не 12, а 11 компо-
нентов. Молярные доли первых 10 индивидуальных компонентов заданы.
Молярная доля последнего 11-го условного компонента (УК Сб + выс-
шие) определяется из условия материального баланса:
10
= 1-2Х = +N^,j= 1- 3.
м
Пусть/ = 1, тогда Л£6+>1 = 1,19+0,06= 1,25%.
Аналогично: JV'6+>2 = 1,65%; N'^^-2,24%.
2) Для удобства ниже представлены значения молярных масс всех
компонентов нефтяных газов ОСР пластовых нефтей Тананыкского мес-
торождения после загрубления исходной информации по их компонент-
ному составу (табл. П2.2.2).
Таблица П.2.2.2.
Модифицированный компонентный состав нефтяного газа ОСР
пластовой нефти различных продуктивных пластов
Тананыкского месторождения [42]
№ п/п Компоненты Молярная масса компонентов нефтяного газа ОСР пластовой нефти, г/моль
Пл. Бз Пл. Bj Пл. В2
1 Азот 28 28 28
2 Диоксид углерода 44 44 44
Г Сероводород 34 34 34
4 Метан 14 14 14
5 Этан 30 30 30
6 Пропан 44 44 44
7 Изобутан 58 58 58
8 Норм, бутан 58 58 58
Пары нефти, в том числе:
9 Изопентан 72 72 72
10 Норм, пентан 72 72 72
11 УК гексан + высшие 161 144 142
Нефтяной газ ОСР пл. нефти 33,5 34,4 39,5
107
Допустим, что нефтяные газы ОСР пластовых нефтей Тананыкского ме-
сторождения смешиваются в следующем соотношении:
на 1000 м3 нефтяного газа пласта Б2 приходится 400 м3 нефтяного газа
пласта В( и 600 м3 нефтяного газа пласта В2 (все объемы нефтяного газа
заданы при нормальных условиях: 0,1013 МПа и 273 К).
РЕШЕНИЕ
Компонентный состав смеси любых многокомпонентных систем, в том
числе и нефтяных газов можно рассчитать по формуле (2.109). Для этого не-
обходимо знать не объемное, а молярное соотношение количеств смешива-
емых газов. Допустим, что нефтяные газы ОСР пластовой нефти данного
месторождения подчиняются законам идеального газа. Тогда, молярный
объем нефтяного газа каждого пласта при одинаковых термобарических ус-
ловиях одинаков, а при нормальных условиях равен 22,4 л/моль. Легко по-
казать, что в этом случае численно объемные и молярные доли смешивае-
мых нефтяных газов совпадают:
Так как , то уравнение (2.103) можно представить (например,
М
для/= 1) в виде:
=(13,06 1000+ 6,2- 400+14,03- 600>
=11,98%.
Молярная масса 11-го, так называемого, условного компонента УК
Сб+высшие, исходя из уравнения (2.103) и приведенных выше замечаний,
может быть рассчитана по уравнению (2.103), которое, для рассматривае-
мого случая (при j = 1) может быть приведено к виду удобному для исполь-
зования в данном примере:
=хм,,., • =i м,u =
>1 >1
_ (160,6' 1000+144,2 400+142,1600)_ „
2000
где молярная масса «тяжелых» паров нефти в составе нефтяного газа ОСР
пластовой нефти выражена в г/моль.
Молярную массу смеси нефтяных газов ОСР пластовых нефтей Б2, В( и
В2, применительно к известной информации, удобно рассчитывать исходя
из определения молярной массы:
lua
—=2Ж-^=
5л J=l Ze;
J=1 J=I >1
33,5-1000+ 34,4- 400+ 39,4- 600.
1000+ 400+600
Результаты аналогичных расчетов по определению компонентного со-
става смеси газов и все полученные результаты в решении примера приве-
дены ниже в виде таблицы П2.2.3.
Таблица П2.2.3
Компонентный состав смеси нефтяных газов ОСР
Тананыкского месторождения
№ п/п Компонентный состав смеси нефтяных газов ОСР пластовых нефтей
Компонент Молярная доля, % Молярная масса, г/моль
Азот 11,98 28
2 Диоксид углерода 0,33 44
3 Сероводород 0,91 34
4 Метан 29,52 14
5 Этан 20,76 30
6 Пропан 18,86 44
7 Изобутан 3,95 58
8 Норм, бутан 7,30 58
Пары нефти 6,40 92,5
9 В том числе Изопентан 2,66 72
10 Норм, пентан 2,12 72
11 УК гексан + высшие 1,63 152
№
Смесь нефтяных газов 100 35,5
2.7.1. Расчет температуры и плотности смеси
пластовых (промысловых) нефтей
Пусть для смешивающихся потоков нефтей известно:
> J = 1“3 — плотность нефтиу-й залежи (/-го потока);
,,, j = 1—3 — температура нефтиу-й залежи (/-го потока);
Vwj » У = 1 —3 — массовая доля нефти у-й залежи (/-го потока) в смеси
нефтей.
----------------------------------------------------------- 109
Специфической особенностью сформулированной задачи является
необходимость учета различия температур смешиваемых потоков.
Если известны массовые доли потоков в смеси, то плотность смеси
определяется из формулы:
1 _з ш2 .
Pz (4 ) J=1 PnaJ (6 )
В формуле (2.111), в общем случае, все температуры различны, по-
этому в этой формуле неизвестны два параметра:
• температура смеси, и
• плотность смеси, рх;
следовательно, вычислить по этой формуле плотность смеси нефтей без
дополнительной информации нельзя.
Если температуры смешиваемых потоков равны (дополнительная
информация)
у=1-3, (2.112)
то расчет по формуле (2.111) дает значение плотности смеси нефтей,
однако только при уже известной температуре смеси, что не решает по-
ставленной проблемы.
В общем случае применение формулы (2.111) обуславливает необ-
ходимость учитывать удельную теплоемкость каждого потока до его сме-
шения, что позволит рассчитать температуру смеси, затем вычислить ее
плотность.
Истинная теплоемкость нефтей и их фракций «любого состава» при
заданной температуре, в первом приближении, может быть рассчитана
по формуле [44]:
=1674,7 (2,025-p,J, (2.113)
где С — удельная изобарная теплоемкостьу-го потока пластовой нефти,
Дж/(кг-К);
pt J- = jjSg — относительная (по воде) плотностьу-го потока пласто-
вой нефти при пластовой температуре;
. — плотностьу-го потока пластовой нефти, кг/м3.
110 -------------------------------------------------------
Исходя из материального баланса можно утверждать, что теплосо-
держание смеси пластовых нефтей равно сумме теплосодержаний пото-
ков, ее образующих:
С?- УЛ
Р Jbtd J ** Pi] J
(2.114)
где CJ — удельная теплоемкость смеси нефтей при температуре смеси .
Из (2.114) следует:
' Vj ' ^пл j) >
(2.115)
где у*
1
7=1-3.
(2.116)
Для вычисления Ci применим формулу (2.113):
CJ = 1674,7 (2,025-p£(^)), (2.117)
где р£ (tL) — плотность смеси нефтей при температуре /£.
Так как в общем случае температура смеси отличается от температу-
ры смешиваемых потоков, то, считая, что для смеси потоков нефтей
выполняется закон аддитивности, будем иметь:
(2.118)
где pj ) — плотность j-го потока пластовой нефти при температуре
смеси нефтей которая формально может быть вычислена по
формуле:
(2.119)
Коэффициент температурного расширения ау может быть, в пер-
вом приближении, рассчитан по корреляционной зависимости автора:
a', = IO’3
0,58+p'^. (tj IO3 -1,2 • -0,68)) 1000
t <300 ‘С. (2.120)
С учетом (2.118) расчетная формула (2.117) приобретает вид:
q = 1674,7
2,025-
(2.121)
Таким образом, поставленная задача по определению плотности
смеси нефтей рЕ (fE ) и ее температуры /Е решена:
(2.122)
1674,7
2,025
(2.123)
1
Численно, например, методом последовательных приближений
(итераций) из (2.123) находится температура смеси, затем из (2.122) ее
плотность.
2.7.2. Расчет плотности нефтяного газа
Плотность нефтяного газа, образующегося после однократного стан-
дартного разгазирования смеси пластовых нефтей может быть рассчи-
тана по его молярной массе:
Ре (-А),1’^20 )—
(Рр,1 ^20 ) _ 1 у (Дц > ^20 ))
28,97 1 1 + ^х(рор/2о)’(^д:(А),1’^2о)~^)
(2.124)
где р* (а,1Ло) — относительная (по воздуху) плотность нефтяного газа
ОСР смеси пластовых нефтей.
112
Таким образом, в целом по главе 2 можно утверждать, что, рассчи-
тав основные физико-химические свойства смеси пластовых нефтей, эту
смесь можно рассматривать как пластовую нефть гипотетической зале-
жи с известными физико-химическими свойствами. Такая концепция
позволяет грамотно подбирать оборудование для эксплуатации добыва-
ющих скважин, эксплуатационный объект которой представляет собой
совокупность залежей (многопластовая толща с гидродинамически не
связанными пластами, физико-химические характеристики пластовых
нефтей в которых отличаются).
Учитывая, что в промысловой практике мелкие месторождения объе-
диняются в единую систему сбора и подготовки нефти к транспорту,
изложенная концепция рассмотрения физико-химических свойств сква-
жинной продукции представляется достаточно продуктивной.
Газлифтный способ добычи нефти также укладывается в принятую
концепцию расчета изменения свойств промысловой нефти не только
при добыче, но и при ее промысловой подготовке к транспорту.
2.7.3. Способы расчета вязкости нефти в зависимости
от температуры и ее газонасыщенности
В расчетах нефтепромысловой практики необходимо владеть ме-
тодикой расчета вязкости дегазированной и промысловой нефти и
учитывать влияние на нее температуры и количества растворенного
в ней газа.
Расчет вязкости дегазированной нефти при различных
температурах и атмосферном давлении
1. Наиболее широко для учета влияния температуры на вязкость неф-
тей и нефтепродуктов используется известное уравнение Вальтера:
ig eg^'ocr +0,)=^ -a3/g-^^,
(2.125)
где v'0CP ~ относительная (по воде) кинематическая вязкость дегазиро-
ванной нефти при температуре /, то есть отношение кинематичес-
кой вязкости нефти при температуре t к кинематической вязкости
воды при 20 °C и давлении 0,1 МПа;
Т— температура, К; /— температура, °C; Т=t + 273,15;
a,, a„ a, — константы, зависящие от свойств нефти.
При aj — 0,8 уравнение (2.125) часто применяется для товарных
нефтей при значениях относительной кинематической вязкости бо-
лее 0,2 (v' > 0,2). Следовательно, для практического использования
уравнения (2.125) в нефтепромысловой практике необходимо знание
экспериментальных значений вязкости только при двух различных
температурах, по которым можно определить значения коэффициен-
тов а, и а..
Л-
ПРИМЕР П2.3
Найти коэффициенты уравнения Вальтера для дегазированной нефти, если
при температуре 20 °C ее относительная (по воде) кинематическая вязкость
равна 5,14, а при температуре 50 °C, соответственно, 2,87.
РЕШЕНИЕ
Подставив исходные данные в уравнение (2.125) получим систему
уравнений:
egeg(5,14+0,8)=о,
^(2,87+0,8)=^
Вычислив логарифмы и вычтя из первого уравнения второе,
-0,1114=02-03-0,0307
-0,2482=о^-о3 0,0730 >
0,1368=о3 0,0423
, находим коэффициенты: о3 =
0,1368
0,0423
=3,234.
о,=3,234 0,0307-0,1114=0,0121.
Уравнение зависимости вязкости исследуемой дегазированной нефти
от температуры адаптируется к изучаемой нефти и приобретает вид:
<gfg(v'+0,8)=-0,0121-3,234<gy
ПРИМЕР П2.4
Используя результаты предыдущего примера, рассчитать относительную
кинематическую вязкость товарной нефти при температуре 30 °C и срав-
нить с экспериментальным значением 4,28.
РЕШЕНИЕ
Подставляем исходную информацию в полученное в предыдущем
примере уравнение зависимости кинематической вязкости нефти от тем-
пературы:
114
^g(v'+0,8)=-0,0121-3,234 (^303,15-^273,15)=-0,158;
^(v'+0,8)=0,695;
v'+0,8=4,96;=>v'=4,16.
Расхождение вычисленной относительной кинематической вязкости
нефти с экспериментальным значением составляет:
4,16-4,28
4,28
=-2,9%.
2. Более простой и достаточно точной в узком диапазоне значений
вязкости является формула температурной зависимости вязкости нефти,
предложенная автором, также использующая два значения, но динами-
ческой, а не кинематической вязкости нефти — при 20 °C и 50 °C:
_|
^5^20
(2.126)
где Йо > Ко > $ — относительные (по воде) динамические вязкости дегази-
рованной (товарной) нефти при атмосферном давлении и темпера-
турах: 20 °C, 50 °C и t °C соответственно;
KojKoX — динамические вязкости дегазированной (товарной) не-
фти при атмосферном давлении и температурах: 20 “С, 50 °C и t °C
соответственно, мПа-с.
В формуле (2.126) динамическая вязкость воды принята равной
1 мПа-с.
Формула (2.126) проверена по 109 зависимостям вязкости дегазиро-
ванной (товарной) нефти от температуры различных месторождений
стран СНГ. Среднее расхождение расчетов с экспериментальными зна-
чениями в диапазоне температур от 10 до 50 °C менее 4%.
3. Если известно значение динамической вязкости нефти только при
одной температуре, то значение ее вязкости при другой температуре
может быть рассчитано по формуле, предложенной автором:
1 /
(2.127)
где параметр х рассчитывается по выражению:
115
*
(2.128)
Др Д' — относительная (по воде) динамическая вязкость дегазированной
(товарной) нефти при температурах t и /0, соответственно;
ДрРЬ — динамическая вязкость дегазированной (товарной) нефти
при температурах t и /0, соответственно, мПа-с;
t, tQ — температура, при которой нужно найти вязкость нефти и тем-
пература, при которой вязкость нефти известна, соответственно, °C;
а, С — коэффициенты, значения которых принимаются следую-
щими:
если
если
если
Д' >1000 , то
*0
10<Д' <1000,то
* *о
Д' <10, то
С =10;
С= 100;
С= 1000;
2,52 1 .
1000’°C ’
1,44 1 .
1000 ’°C ’
0,76 1
1000’°C
(2.129)
(2.130)
(2.131)
Алгоритм расчета динамической вязкости при температуре t (Д^) зак-
лючается в следующем:
1. рассчитывается значение вязкости Д по формуле (2.127) с коэффи-
циентами, соответствующими значению известной относительной
вязкости нефти Д' при температуре to. Если рассчитанное значение
относительной вязкости при температуре t не вышло из диапазона
изменения вязкости, соответствующего выбранным коэффициентам
а и С, то расчет на этом заканчивается;
2. если рассчитанная вязкость Д' не удовлетворяет условиям, кото-
рым удовлетворяет вязкость нефти Д' , то поступают следующим
образом:
а. по формулам (2.129), (2.130) или (2.131) рассчитывается темпера-
тура, при которой относительная вязкость нефти становится рав-
ной граничному значению вязкости диапазона условий (2.129),
(2.130) или (2.131) соответственно:
*р'=1000
=/0+99,2-
(2.132)
1+w;
116
Р'=ю
о
(2.133)
где /рЧООО — температура в °C, при которой относительная вязкость не-
фти становится равной 1000;
/рЧ0 — температура в °C, при которой относительная вязкость нефти
становится равной 10.
Затем вычисляется вспомогательный параметр t®
Д'=1000 >
(2.134)
Ь. если относительная вязкость нефти до изменения температуры
была выше 1000, а после изменения температуры стала меньше
1000, но больше 10, то относительную вязкость нефти при темпе-
ратуре /рассчитывают по формуле:
(2.135)
с. если относительная вязкость нефти до изменения температуры
была выше 1000, а после изменения температуры стала меньше 10,
то относительную вязкость нефти при температуре /рассчитыва-
ют по формуле:
ад;=
(2.136)
d. если относительная вязкость нефти до изменения температуры
была меньше 1000, но больше 10, а после изменения температуры
стала меньше 10, то относительную вязкость нефти при темпера-
туре / рассчитывают по формуле:
(2.137)
Формула (2.216) проверена более чем на 100 различного типа нефтях
месторождений бывшего Советского Союза в диапазоне изменения тем-
117
пературы от 10 до 50 вС. Средняя ошибка расчетов составила 7,5%, при
этом относительная (по воде) вязкость анализируемых нефтей при 20 °C
и атмосферном давлении изменялась в диапазоне от 1,81 до 286.
ПРИМЕР П2.5
Рассчитать динамическую вязкость нефти при атмосферном давлении и тем-
пературе 150 °C, если при атмосферном давлении и температуре 20 °C отно-
сительная (по воде) динамическая вязкость этой нефти равна 2000.
РЕШЕНИЕ
По уравнению (2.127) и условиям (2.129) рассчитывается значение от-
носительной вязкости нефти при температуре 150 °C:
=0,1(10- 200o/'*lil!S2wi"J”'hl = 6,1.
Так как значение относительной вязкости вышло за диапазон условий
(2.129) и соответствует диапазону условий (2.131), то расчет вязкости нефти
проводится по формуле (2.136) с учетом формул (2.134) и (2.132):
ЧЙ-1000
=20+99,2- 1-
4
1+4*2000
=92,4+26,9=119,3’С;
4>Р-150 —
1+3,04
150-119,3
1000
-3=0,659;
^=4,56.
По диаграмме Льюиса и Сквайрса [53] вязкость такой нефти при темпе-
ратуре 150 °C равна 4 мПа-c, то есть расхождение составляет всего 0,56 мПа с.
ПРИМЕР П2.6
Рассчитать динамическую вязкость нефти при 50 “С, если при 20 °C ее от-
носительная (по воде) вязкость равна 17,6.
РЕШЕНИЕ
По уравнению (2.127) и условиям (2.130) рассчитывается значение от-
носительной (по воде) вязкости нефти при температуре 50 °C:
f 50-20 Y1
pi, =0,01.(100- 17,б/1л44тг»’I = 7,02.
Повторим расчет по формуле (2.137) с учетом (2.133):
^ю=20+ 231- 1-
2+4*17,6
118
1+3,04
50- 37,5
1000
-3=0,8536;
g'so-7,14.
Экспериментальное значение вязкости нефти при температуре 50 °C
равно 7,53 мПа-c. Ошибка расчета составляет — 5,2%.
4. Для неполярных жидкостей широкое применение получила зави-
симость [28]:
£gfl = A+p
(2.138)
где А и В — постоянные, определяемые из значений вязкости жидкости
при двух различных температурах.
5. В случае отсутствия экспериментальных данных для ориентиро-
вочных оценок динамической вязкости дегазированной (товарной) не-
фти при 20 °C и атмосферном давлении по значению ее плотности при
данных термобарических условиях можно использовать статистические
формулы, предложенные автором:
• если 845^ < р'ос/> <924^ , то
м м
• если 780< р'огр < 845, то
м3 м3
(2.139)
Дос? _
(2.140)
где ц'ос, = ;
Ря2о
_Роср .
Роср — ’
Ря2О
[ц']=[МПас]; цЯ0 = 1мПас;
2
[р'оср ]=[кг/м3 ] l р»,о = Ю00 кг/м5.
Формулы (2.139) и (2.140) апробировались по 73 нефтям Куйбышев-
ской, Оренбургской областей, Удмуртии, Татарии, Сибири и Казахста-
на. Средняя ошибка расчета вязкости нефтей в диапазоне их изменения
от 1,7 до 188 мПа-c составила 15%.
Для нефтей Сахалина расчет по формулам (2.139) и (2.140) дает су-
щественно завышенные результаты, поэтому их не рекомендуется ис-
пользовать даже для оценочных прикидок.
----------------------------------------------------- 119
2.7.4. Расчет вязкости нефти в зависимости
от газонасыщенности
Методика расчета вязкости газонасыщенной нефти при пластовой
(промысловой) температуре в зависимости от изменения газонасыщен-
ности нефти и вязкости дегазированной нефти при пластовой (промыс-
ловой) температуре и атмосферном давлении основана на применении
рекомендаций Чью и Коннели [57]:
(2.141)
где — относительная (по воде) вязкость газонасыщенной нефти при
температуре t и давлении насыщения нефти газом при данной тем-
пературе,
Ц, — относительная (по воде) вязкость дегазированной нефти при
температуре/и атмосферном давлении,
Л, В — эмпирические рекомендации Чью и Коннели графического
вида, которые по предложению проф. И.Т. Мищенко аппроксими-
рованы в виде:
А=ехр(12,9 10-6 (Г )2 -87,24 10'4f)
Я=ехр(8,3 10-6 (Г )2-47,11 • 10-4 Г)
(2.142)
где Г* — отношение объема газа, растворенного в нефти, к объему дега-
зированной нефти, м3/м3 (объемы газа и нефти приведены к 15 °C и
атмосферному давлению.
Если в качестве исходной информации используются:
К* « К*
г _ госр И7га Г _ ГОСР
7о=рг- илн 1 =~г->
'ОСР гпОСР
где VqCP, Vqcp-> ^оср ~ объем нефтяного газа ОСР пластовой нефти (при
20 °C и 100 кПа), объем и масса дегазированной нефти соответствен-
но, то рекомендуется вычислять Г* следующим образом:
Г = 1,055(1+5аУр'0С/
Г=О,983(1+5а')Го ]’
(2.143)
где а' рассчитывается по формулам (2.49) или (2.51).
120
2.7.5. Ионный состав пластовых вод
н нх классификация [43]
Пластовые воды нефтяных месторождений, как правило, представ-
ляют собой сложные многокомпонентные системы, содержащие:
> ионы
— растворимых солей:
• анионы: 0Я",СГ,5б^~,СС^“,ЯС(^;
• катионы: Н+, К+, Na+, NHA1 Mg^, Со*, Fe*, Fe+++ и др.;
— микроэлементов: Вг~, 1~ и др.;
> коллоидные частицы: SiO2, Fe2O3, At2O3;
> растворенные газы: СО2, H2S, СНА, Н2, ЛГ2идр.;
> нафтеновые кислоты и их соли.
Количественные соотношения между содержанием ионов в воде
определяют тип пластовых и нефтепромысловых сточных вод.
Из растворенных в пластовых водах газов основной компонент — ме-
тан. Содержание его варьирует в широких пределах: от 0,005 до 5 м3/м3.
Классификация пластовых вод производится по степени их минера-
лизации и химическому (ионному) составу.
Минерализация воды, — суммарная массовая концентрация ра-
створенных и коллоидных веществ в растворе (пластовой воде):
к к
(2.144)
где mic — масса i-й соли, растворенной в пробе пластовой воде объе-
мом VmB;
qic — массовый поток растворенной z-й соли, содержащейся в объем-
ном потоке пластовой воды QmB .
По [43]: пластовая вода подразделяется на 4 типа в зависимости от
степени ее минерализации.
При минерализации до:
> 1 г/л пресная вода;
> 10 г/л солоноватая вода;
> 50 г/л соленая вода;
> 50 г/л и более рассолы.
121
Для количественной характеристики различий ионного состава пла-
стовых вод широко используется эквивалентная Форма представления
ионного состава.
Эквивалентом ионов, Эи, вещества, диссоциированного в воде, на-
зывается эквивалентное (равное по заряду) количество молей тех же
ионов, но таких, как если бы каждый из них имел единичный заряд, то
арный заряд эквивалентного количества ионов равен фактичес-
кому заряду этих ионов, содержащихся в воде:
а. Ми
Эи=—,
е
(2.145)
где Ми — относительная молекулярная масса иона (сумма атомных чи-
сел химических элементов, входящих в ион);
е — количество зарядов иона.
Чтобы выразить эквивалентное содержание i-x ионов в водном ра-
створе (пластовой воде), например, в миллиграмм-эквивалентах на литр
(мг-экв/л), необходимо массовую концентрацию /-го иона в миллиграм-
мах на литр (мг/л) разделить на его эквивалент, например:
гНСО~
^HCOj
Эи(НСО~)
(2.146)
где гНСО} — эквивалентная концентрация аниона НСО$, г-экв/м3,
мг-экв/л;
Сясс> — концентрация аниона НСО^ в пластовой воде, г/м3, мг/л;
Эи(НСОА — эквивалент аниона НСО^ (61).
Значения эквивалентов ионов (анионов и катионов) представлены в
таблице 2.6
Таблица 2.6
Эквиваленты ионов пластовых вод нефтяных месторождений
Эквиваленты катионов
Na* К+ Mg* Са* ЯЯ4+ Я+ Fe*
23 39 12 20 18 1 18,6 30
Эквиваленты анионов
СГ SOf HCOi Br~ Г HS- cor Нафтен- ионы
35,5 48 61 80 127 33 30 150-200
122
Наиболее широкое распространение [43] для различия вод по хи-
мическому составу получила классификация О. А. Алекина, по которой
воды подразделяются, в зависимости от преобладающих, анионов на
три класса:
• гидрокарбонатные преобладают анионы HCOj + СО^;
• сульфатные преобладают анионы SO^~;
• хлоридные преобладают анионы Сг ;
в каждом из которых по преобладающему катиону выделяют по три груп-
пы: кальциевые, магниевые и натриевые.
Завершается классификация вод по Алекину типом воды по соотно-
шению между содержанием ионов в ней:
• первый гНСО^ >(rCa+++rMg++y
• второй гНСО^ <\rCa+++rMg++ ]<(гЯСО3'+г5О4“);
• третий гСГ >rNa* или (^гНСО^+rSO^~)<^rCa+++rMg++yj;
• четвертый отсутствие НСОЪ, (кислые воды).
В нефтяной гидрогеологии применяется генетическая классифика-
ция пластовых вод по В.А. Сулину, учитывающая не только химический
состав воды, но и условия ее генезиса, табл. 2.7.
Таблица 2.7
Классификация пластовых вод по В.А. Сулину
Тип воды Диагностические коэффициенты [28]
Сульфатно-натриевый (rNa'/rCr) I>1 (rNa*-rCr)/rSO~
Гидрокарбонатно-натриевый (rNa+lrCr^ (rNa*-rCl~)/rSO->l
Хлоридно-магниевый (rNa+/rCC ] |<1 (гСГ - rNa*) 1rMg* < 1
Хлоридно-кальциевый (rNa+/rCr^ |<1 (гСГ - rNa+ > 1
Содержание ионов в миллиграмм-эквивалентах.
Цля характеристики ионного состава глубинных проб пластовой
воды и нефтепромысловых проб воды: устьевых, дренажных, сточных и
т.д. широко применяется долевая характеристика ионного состава воды,
которая пересчитывается из эквивалентного ионного состава следую-
щим образом:
----100; ----100 , (2.147)
5/4+5Х, 5/4+5Х
1=1 >1 1=1 /=1
123
где RAj — эквивалентная доля /-го аниона в пробе воды, %-экв;
i = 1 — а, (а — число типов анионов в пробе воды);
RKi — эквивалентная доля /-го катиона в пробе воды, %-экв;
j = 1 — А;, (к — число типов катионов в пробе воды);
гД =гСт;М2 =rSO^,rA3 =гНСО3 ит.д. (табл. 2.2),г-экв/м3,мг-экв/л;
rK{ =rNa+',rK2 =гК+;гК3 =rMg++ ит.д. (табл. 2.2) г-экв/м3, мг-экв/л;
100 — коэффициент перевода долей в проценты.
Так как вода с растворенными в ней солями электронейтральна, то
а к
1=1 J=\
поэтому из (2.147) и (2.148) следует:
а к
£Яа=50%; ХЛ„=50%.
fal >1
(2.148)
(2.149)
ПРИМЕР П2.7
Определить содержание ионов натрия в воде, рассчитать ионный состав
пластовой воды в мг-экв/л и %-экв, если известно, что в одном литре плас-
товой воды содержание ионов составляет, табл. П2.7.1:
Таблица П2.7.1
Ионный состав пластовой воды
Анионы Содержание, мг/л Катионы Содержание, мг/л
Сг 38065,8 Са* 1667,7
SO- 83,9 Mg* 249,7
НСО~ 482,0 Na+ 9 *
Всего 38631,7 Всего 9 №
РЕШЕНИЕ
Содержание ионов натрия в воде можно определить из того факта,
что пластовые воды электронейтральны. Следовательно, необходимо
предварительно исходный ионный состав воды перевести в эквивалент-
ный состав.
Эквивалентное содержание анионов хлора в соответствии с определе-
нием (2.146) и значениями эквивалентов в табл. 2.6 будет равно
гСГ =
38065,8 , n7Q .
= 1073,28 мг-экв/л.
Результаты аналогичных расчетов представлены в табл. П.2.7.2
124
Таблица П2.7.2
Пересчетный ионный состав пластовой воды
Анионы Содержание Катионы Содержание
мг-экв/л %-экв мг-экв/л %-экв
Сг 1073,28 49,55 Са* 83,39 3,85
SOr 1,75 0,08 Mg- 20,81 0,96
нщ 7,90 0,37 Na+ 978,73 45,19
Всего 1082,93 50,00 Всего 1082,93 50,00
Из (2.148) следует, что миллиграмм-эквивалентное содержание анио-
нов, в воде 1082,93 млг-экв/л равно содержанию КНШНОНОа в ней.
Поэтому содержание ионов натрия rNa* будет равно
^а’=ХгД-(гО1"+гЛ§")=1082,93-(83,39+20,81)=978,73.
J
Долевое содержание ионов в воде рассчитывается по формуле (2.147),
например, доля ионов хлора в пластовой воде равна
гСГ
Y,rAi+YrKj
»=1 >=1
1073,28-100
1082,93+1082,93
= 49,55 %-экв.
Результаты аналогичных расчетов представлены в таблице П2.7.2.
Классифицируем химический состав пластовой воды по О. А. Алехину:
Класс: хлоридный, так как преобладают анионы хлора;
Группа: натриевая, так как преобладают катионы натрия;
Тип: третий, так как содержание ионов хлора преобладает над содер-
жанием в воде ионов натрия (1073,28 > 978,73).
Гезуаьшатвк маеацфнканин воды. но ВА. Сулину дают:
rNa+ = 978,73 =
гСГ 1073,28 < ’
гСГ-гМя* 1073,28-978,73
rMg- 20,81
следовательно, по табл. 2.7 вода хлоридно-кальциевая.
Таким образом, так как классификации химического состава воды не
унифицированы, то необходимо при описании ее состава обязательно ука-
зывать по классификации какого автора она характеризуется.
Жёсткость воды
Жёсткость воды (водного раствора солей) С — суммарная эквива-
лентная концентрация катионов кальция Са* и магния Mg* в воде:
125
C^(rCa-+rMg-).
(2.150)
В зависимости от соотношения между общей жесткостью воды Сжо и
эквивалентной концентрацией в ней анионов НСО~ пластовые воды
нефтяных месторождений и нефтепромысловые дренажные воды мож-
но разделить на две группы:
• Жёсткие C^^rHCQ,
• Щелочные С^сгНСО^.
Для вод первой группы различают жесткость:
• Общую, (2.150);
• Карбонатную, Сжк
• Некарбонатную,
• Кальциевую, СжСа
• Магниевую, CxMg
С =гНСО;:
жк 3 ’
С =С -С
ЖНК ЖО ЖС ’
^гСа";
Для вод второй группы понятия карбонатной и некарбонатной жес-
ткости теряют смысл, поэтому они характеризуются только общей, каль-
циевой и магниевой жесткостью:
• Общая, (2.150);
• Кальциевая, СжСа СжСа=гСа^}
• Магниевая,
Исходя из определений жесткости вод между ними существует связь:
С =с +с
жо жк
ЖНК
СжСа ж/rfg *
(2.151)
ПРИМЕР П2.8
Для условий примера П2.7 определить жесткость воды, ее группу и другие
характеристики.
РЕШЕНИЕ
По формуле (2.150) жесткость воды равна:
С=83,39+ 20,81=104,20 мг-экв/л.
Так как 104,2 > 7,9 то вода
тики жесткости:
• Общая
• Карбонатная
• Некарбонатная
• Кальциевая
• Магниевая
жесткая и имеет следующие характерис-
104,2 мг-экв/л;
7,9 мг-экв/л;
96,3 мг-экв/л; (104,2 — 7,9 = 96,3);
83,39 мг-экв/л;
20,81 мг-экв/л.
126 --------------------------------------------------------
Показатель содержания водородных ионов
(рН-характеристика)
Важнейшей характеристикой ионного состава пластовой и дренаж-
ной воды является содержание в них водородных ионов.
Известно, что часть молекул воды диссоциирует на ионы:
н2о=>н++он~
Состояние динамического ионного равновесия воды при данной
температуре характеризуется константой:
(2.152)
где Ся+ (Г), Сон_ (Г) — молярные концентрации катионов Сн+ (Г) и ани-
онов Сон_ (Г) при температуре ^соответственно, моль/л;
Ся 0 — молярная концентрация не диссоциировавших молекул воды,
моль/л.
Молярная концентрация не диссоциированных молекул воды посто-
янна и равна 55,56 моль/л, то есть
С^о= 55,56 моль/л. (2.153)
Поэтому, ионное произведение воды, КВ(Т):
(2.154)
можно представить в виде
АГг(Г)=55,56 ^(Т). (2.155)
Значения ионного произведения воды Кв (Т) при различных тем-
пературах представлены в табл. 2.8.
При 22 °C вода нейтральна, а при нейтральной реакции воды моляр-
ные концентрации ионов водорода Н+ и гидроксильных групп ОН рав-
ны, следовательно, можно записать:
ся.с™-=(с«.) •
(2.156)
127
Таблица 2.8
Ионное произведение воды", Кв (Т)
t,°C к, (0- 10м t,°C хдо-ю14 t, °C *,(/)• 10м г, °C Г,(г)1014
0 0,112 22 1,00 50 5,47 122 120
5 0,186 25 1,01 60 9,61 150 234
10 0,293 30 1,47 70 21,0 165 315
I 15 0,452 35 2,09 80 35,0 200 485
1 18 0,570 40 2,92 90 53,0 250 550
1 20 0,680 45 4,02 100 59,0 306 304
Как видно из табл. 2.8 при температуре 22 °C ионное произведение
воды равно
Кв (295>Cff. (295)СО(/. (295)=(C„. )2.1014. (2.157)
Откуда
Ся,(295)=10-’моль/л. (2.158)
Отрицательное значение десятичного логарифма молярной концен-
трации водородных ионов в воде обозначается символом: pH
~(gCH. - pH.
(2.159)
При 22 °C (295 К) рН= 7, следовательно, водный раствор с помощью
/iff-характеристики будет классифицироваться следующим образом:
Если
Если
Если
рН=1,
рН>7,
рН<7,
то раствор
то раствор
то раствор
нейтральный,
щелочной,
кислый.
2.7.6. Физические свойства пластовых
и нефтепромысловых вод
Наибольшее значение при оценке физических свойств пластовой и
нефтепромысловой воды имеют ее плотность, вязкость и расчетный па-
раметр (в процессе обессоливания нефти):
• концентрация хлористых солей.
Рассмотрим, последовательно, каждый из них более подробно.
‘Белан Ф.И. Водоподготовка: (расчеты, примеры, задачи). М.: Энергия, 1980. 256 с.
128
Плотность воды
В первом приближении плотность пластовой воды в зависимости
от массовой концентрации растворенных в ней солей (минерализации)
при 20 вС, р^0 может быть рассчитана по корреляционной формуле
автора:
р*о =998,3+0,7647-6*
(2.160)
где Cf — массовая концентрация растворенных солей в воде (минера-
лизация), кг/м3, (г/л).
В задачнике* для оценки плотности минерализованной воды пред-
ложена корреляция, составленная его авторами на основании аппрок-
симации данных Додсона и Стендинга [24], которая, после адаптации
к используемым в пособии обозначениям, представлена нами в виде:
Р?Л=а+б- vf >
(2.161)
где igf — массовая доля растворенных солей в воде,
а, б—аппроксимационные коэффициенты авторов [24], значения ко-
торых приведены в табл. 2.9.
Аппрокимационные коэффициенты
Таблица 2.9
а б
от 0 по 0,12 1000 695
от 0,12 по 0,2 1010,5 608
от 0,2 по 0,26 1027,1 525
ПРИМЕР П2.9
Определить плотность минерализованной воды по формулам (2.160) и
(2.161), если минерализация ее составляет 150 г/л.
РЕШЕНИЕ
По формуле (2.160) получим: =998,3+ 0,7647-150= 1113 кг/м5.
Для того чтобы использовать формулу (2.161), рассчитаем массовую
долю растворенных солей в воде:
* Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учеб, пособие для вузов /
И.Т. Мищенко и др. М.: Недра, 1984.272 с.
Далее, по формуле (2.161) имеем:
pJm = 1010,5+ 608- 0,13= 1090 кг/^.
Расхождение полученных результатов менее 2,2%, что свидетельствует
об адекватности оценки плотности минерализованной воды тем и другим
способами.
В первом приближении, влияние температуры на плотность мине-
рализованной воды в диапазоне от 0 до 45 °C может быть учтено по
формуле автора:
Р*=Р^-0,0714.(Г-20),
(2.162)
где t—температура воды, °C.
Плотность минерализованной воды в зависимости от температуры
для условий нефтепромысловой практики при температурах выше 20 °C
П.Д. Ляпков рекомендует рассчитывать по формуле,[41]:
_______Ре,20__________________
1+' (°>269 (Г -273 Г’ -°>8 )
lUvuv ' '
(2.163)
ПРИМЕР П2.10
Рассчитать плотность пластовой нефти при пластовой температуре 313 К
(40 вС), если минерализация ее составляет 150 г/л.
РЕШЕНИЕ
В предыдущем примере рассчитано, что плотность воды, если минера-
лизация ее составляет 150 г/л, при 20 °C, будет равна 1113 кг/м3. Поэтому по
формуле (2.163) получим
__________1113____________
1+^=^(0,269(313- 273)’“’ - 0,8)
lOvvv ' *
= 1104 кг/м 3.
Расхождение результатов расчетов составляет 9 кг/м3, то есть менее 1%,
что вполне соответствует точности промысловых оценок.
Как показывает анализ экспериментальных данных, влиянием
давления и растворенного в минерализованной воде нефтяного газа
130 -------------------------------------------------------
на плотность воды в диапазоне изменения термобарических условий
на промыслах можно пренебречь.
Вязкость воды
Знание вязкости пластовой воды и учет влияния ее минерализации
на вязкость, знание зависимости вязкости минерализованной воды от
ее температуры имеют важное прикладное значение для нефтепромыс-
ловой практики.
Как показывает опыт обработки экспериментальных данных, в пер-
вом приближении, вязкость минерализованной воды может быть рас-
считана следующим образом:
(2.164)
> Певаий Диапазон паванеашае
Л=О,8831 Др-1О-’, (2.165)
где ц8/ — вязкость соленой (пластовой, минерализованной) и дис-
тиллированной воды при температуре /соответственно;
Ар — разность между плотностью минерализованной и плотностью
дистиллированной воды при 20 °C, кг/м3:
др -998,3; (2.166)
pjjo — плотность пластовой (минерализованной) воды при 20 вС,
кг/м3;
Значение вязкости дистиллированной воды при температуре /
может быть:
• определено по справочнику [51],
• рассчитано по рекомендациям Р. Рида, Дж. Праусница и Т. Шер-
вуда [26] с использованием табулированных значений коэффици-
ентов Махия и Стейрс [26] по формуле:
^^-1,5668+Jggy, (2.167)
где - вязкость дистиллированной воды при температуре Г, мПа с;
Т — 273 + /, температура в градусах Кельвина, К или
• по аппроксимационной формуле автора:
131
1353
ЮЛ
(2.168)
Переконструируем формулу (2.167) в вид, в котором используются
только основные единицы измерения системы СИ:
. л 230,298
6 Т-146,797
(2.169)
где — вязкость дистиллированной воды при температуре /, Па-с.
Оценка вязкости минерадизоятшой воды по формуле (2J64L в первом
диапазоне параметров допускается при выполнении условия:
где Ар®=0,793-(146,8-/).
Др<Др®,
(2.170)
(2.171)
> Второй диапазон параметров
Если условие (2.170) не выполняется, то есть
Др>Др®,
(2.172)
то расчет вязкости соленой (минерализованной) воды при температуре t
ведется по формуле:
(2.173)
где Л(р) — параметрическая функция второго диапазона параметров,
значения которой зависят от температуры и плотности:
при 0</<20 °C
А(р )=2,096 • (Ар -0,5787 Ар®) • 10 3;
(2.174)
при 20</<30°С
Л(р)=(2>096 (др-0|5787 др®)-0,032-(Г-20)(др-др®))10“3; (2.175)
при t>30°C
Л(р)=1,776 (др-0,503-др®)10'3.
(2.176)
По П.Д. Ляпкову динамическая вязкость минерализованной воды,
r, оценивается по сравнительно простой формуле, учитывающей вли-
ц' =ц„10*>,
132
яние минерализации воды (через плотность) которая в данном случае пос-
ле адаптации к принятым в пособии обозначениям принимает вид, [41]:
. _1.4+3,8.(Ю-3 Р^-1) 3
^С,Г 1ЛО,ОО65( Г-273) 1U
(2.177)
С учетом (2.160) из (2.177) можно сконструировать удобную, в от-
дельных случаях, для инженерных расчетов формулу расчета вязкости
пластовой (соленой, минерализованной, дренажной, нефтепромысло-
вой) воды в виде
, 1)4+6>46 10-1(0,444С/-1) ,п,
Нс7 |д0,0065( Г-273)
(2.178)
где Cf — массовая концентрация растворенных солей в воде, кг/м3, (г/л).
ПРИМЕР П2.11
Оценить вязкость минерализованной воды при 20, 40 и 80 °C по формуле
Ляпкова П.Д. (2.177) и ее аналогу — Ляпкова—Дунюшкина (2.178), если ми-
нерализация воды составляет 150 г/л.
РЕШЕНИЕ
Воспользуемся результатами решения двух предыдущих примеров. Из
примера 2.28 следует, что плотность минерализованной воды равна 1113 кг/м3.
Следовательно, по формуле (2.177) получим:
• Вязкость минерализованной воды при 20 °C:
,00,0065(293-273)
—1,36-1(F3 Па-с= 1,36 мПа-с.
• Аналогично, при температурах:
о 40 °C 1 мПа с,
о 80 °C 0,55 мПас.
Расчет по формуле Ляпкова—Дунюшкина (2.178) при 20 ’С дает:
Рс,20 “
1,4+6,46-IO"3 (0,444 150- 1)
100,0065(313-273)
•10-3 = 1,35-1(Х3 Па
1,35 мПа с
Аналогично, при температурах:
о 40 °C 1 мПа с,
о 80’С 0,55 мПа с.
Сравнение результатов расчетов по формулам (2.177) и (2.178) показы-
вает, что они практически совпадают.
133
ПРИМЕР П2.12
Температура дренажной воды в технологическом процессе сбора и подго-
товки скважинной продукции принимает значения 0,15,25,33,45 ’С. При-
нимая концентрацию солей в дренажной воде 200 г/л, определить измене-
ние плотности и вязкости минерализованной воды в изменяющихся тем-
пературных условиях технологического процесса.
РЕШЕНИЕ
В соответствии с (2.160) рассчитывается плотность минерализованной
воды при 20 'С:
Р5о =998,3+0,7647- 200= 1151 кг/м3.
Плотность дренажной воды при 0 °C можно рассчитать по формуле
(2.162):
р* = 1157-0,0714 (0-20)=1152 кг/м3.
Далее приводится пример расчета плотности и вязкости дренажной воды
при 25 °C.
• плотность по формулам:
- (2.162): р55=1157-0,0714 (25-20)= 1156,6кг/м3.
(2.163): р^ =
_____________1157_______________
1+^oooq73 (0,269 ( 298~ 27Э°'в’- М
31157.
• Для расчета вязкости минерализованных вод необходимо предваритель-
но оценить
— вязкость дистиллированной воды по (2.166):
Ил,* ~
Г6928
•10'3 =0,906-10-3 Па с= 0,906 мПа- с.
— и вспомогательные параметры:
о превышение плотности минерализованной воды над дистил-
лированной при 20 ’С Ар по формуле (2.164):
Др = 1157-998,3=158,7 кг/м3;
о затем граничный критерий Ар® при интересующей исследо-
вателя температуре (25 ’С) по формуле (2.168):
Др® =0,793 (146,8-25)=96,59 кг/м3.
• Оценка вязкости дренажной воды при найденных значениях вязкости
дистиллированной воды и параметров (Др, Др9), производится по фор-
муле (2.173), если выполняется критерий (2.172)
Ар > Ар®, (в рассматриваемом примере 158,7 > 96,9),
134
следовательно, неравенство (2.172) выполняется, поэтому расчет вяз-
кости дренажной воды в анализируемом технологическом процессе при
25 °C, исходя из формулы (2.173), производится по формуле:
= цЛ125 1(И'>1<Р = 0,906-10-3 • 1^ = 1,485 103 Пас,
где Л(р) = 2,096(158,7 - 0,5787 96,59) - 0,032 (298 - 273).
2.7.7. Физико-химические свойства
водонефтяных эмульсий
Обводненность скважинной продукции: массовая и объемная. Ре-
комендации по ее определению в задачах нефтепромысловой прак-
тики.
Как правило, добывающие скважины с начала ее промышленной
эксплуатации дают безводную нефть. Затем в продукции скважины по-
является вода, доля которой в процессе добычи нефти из скважины
постепенно возрастает.
В общем случае массовый дебит скважины qcKe складывается из де-
бита скважины по пластовой нефти и попутной пластовой воды
Чеке = + Й = (К' + К* ) • (Рпл - Рс ) >
(2.179)
(2.180)
2nW, _ . кв __ 2nkBhBpB _ 2тейр°, .
pBln— in—
Г г
сир сир
tn—
г
спр
у.'£п--
г
сир
о — радиус контура питания скважины в залежи (половина рассто-
яния между скважинами).
Из (2.179) и (2.180) массовая доля воды в продукции, поступающей
из пласта в скважину, будет
пв Vй
\uB__— £_____
Тил- ” п'
Уосе 4. gz Рид
Рпл
(2.181)
Из определений объемной расходной доли воды в продукции 0*
и массовой доли воды в ней у* следует их аналитическая связь через
плотности фаз:
135
1 + Ф^д.
СЕ
(2.182)
гае Ф» =—
1дс- ^В,пл ~ f\B
— нефтеводяной фактор скважинной продукции (плас-
товый).
Обобщая, вместо уравнения (2.182) связь массовой и объемной рас-
ходной обводненности водонефтяной эмульсии в скважине при нали-
чии в ней воды, промысловой нефти и нефтяного газа можно записать
в виде:
При значениях давления в скважине меньше скважинного давле-
ния насыщения пластовой нефти газом скважинная продукция пред-
ставляет собой газожидкостную смесь, массовая доля жидкости (водо-
нефтяной эмульсии) в которой уменьшается при приближении к устью
скважины:
9^^+^+^ =^рт+^рт (2-184)
Массовый дебит скважины по нефтяному газу максимален на устье.
Без учета испарения воды в нефтяной газ массовая доля воды в жидкой
составляющей скважинной продукции (ее массовая обводненность) бу-
дет равна
(2.185)
где N'T — молярная доля нефтяного газа, выделившегося из пластовой
нефти в скважине при термобарических условиях р и
— молярные массы нефтяного газа, выделившегося из
пластовой нефти в скважине при термобарических условияхршТ,
и пластовой нефти соответственно.
136 --------------------------------------------------------------
Из (2.185) следует, что массовая доля воды в водонефтяной эмуль-
сии непрерывно возрастает на пути от интервала перфорации к устью
из-за разгазирования нефти.
С учетом (2.185) получим
(2.186)
Уравнение (2.186) позволяет рассчитать объемную расходную долю
воды в водонефтяной эмульсии (объемную обводненность) на любой
глубине в скважине, в том числе на устье.
Промыодоеан информация ой ойоойноннооти скаажинной npoByKz
иии страдает иеопредеяенноетою & ее оценке.
Рассмотрим более подробно типовую методику измерения обводнен-
ности скважинной продукции на промыслах.
Допустим, что «бутылочная» устьевая проба скважинной продукции
достаточно представительна по характеристике объемной доли воды в
жидкой составляющей скважинной продукции до ее отбора. В процессе
транспортировки устьевой пробы до лаборатории и начала ее анализа,
как правило, эта проба полностью разгазируется при барометрическом
давлении и температуре близкой к 20 “С.
В таком случае^ о переом тцщйдижениц можно очитопиь что s. лайораь
торнах надумают информацию ой ойъемнои доле води о уешшмк нройак
эмульсии после однократного стандартногоразгазирования (ОСР) пласто-
вой нефти.
Обозначим объемную обводненность скважинной продукции, заме-
ряемую в промысловых лабораториях — и определим ее следующим
образом:
о в = Qqcp _ £ = 1
Qocp+Qocp 1+^оа» ’
пв
ЪОСР
(2.187)
Из-за разности в уменьшении объемов добываемых нефти и воды при
движении их по стволу скважины в результате:
137
• более интенсивного разгазирования нефти по сравнению с водой и
• большего влияния снижения температуры на плотность нефти по
сравнению с водой
обводненность жидкой составляющей потока газожидкостной смеси (во-
донефтяной эмульсии — смеси нефти и воды в скважинной продукции)
увеличивается.
Принимая температуру пластовой нефти в скважине в интервале
перфорации равной пластовой, для объемного коэффициента пласто-
вой нефти Ьм можно записать:
(2.188)
где (рс ,ТМ) — объемный дебит скважины по пластовой нефти при пла-
стовой температуре и давлении в скважине на глубине интервала пер-
форации;
Ооср — объемный дебит скважины по дегазированной нефти.
Обводненность (объемную долю воды в эмульсии) скважинной
продукции при давлении выше давления насыщения пластовой нефти
газом на глубине интервала перфорации можно определить следу-
ющим образом:
1+
ОАрЛ) 1+ф'Лл.
(2.189)
где С7", — объемный дебит скважины по воде при пластовой темпера-
туре;
ф' — пластовый нефтеводяной Фактор скважинной про-
Q!
дукиии (на глубине интервала перфорации).
В процессе подъема скважинной продукции от забоя до устья неф-
теводяной фактор скважинной продукции уменьшается из-за разгази-
рования нефти и ее охлаждения. Пластовая вода, поступающая в сква-
жину с нефтью, также разгазируется и охлаждается, однако изменение
объема воды при этом сравнительно мало из-за малой газонасыщенно-
сти, малой сжимаемости и меньшего термического расширения.
138
Таким образом, в первом приближении, пренебрежем изменением
объема воды из-за ее разгазирования и расширения при снижении дав-
ления до давления на устье. Тогда, объемную обводненность жидкой
составляющей скважинной продукции на устье (водонефтяной эмуль-
сии) можно определить как:
а 1+ф:
(2.190)
Установим связь между пластовым нефтеводяным фактором Ф'ЙЛ1 и
устьевым нефтеводяным фактором Ф'Ву.
(2.191)
Следовательно
, , Ь' т Qf
1 + ф' . ----'JL.
в* i+ф; в’г ь' т QS
у _ Вял _ Ру
В5 “ 1+Ф' “ 1+ф'
Рил В,у В,у
(2.192)
Откуда
в —йВ
ил-Ру‘ А' »
1 + фС PsXm.. f
В’У к' Jt
Ud.,T.
(2.193)
где fT— поправка на изменение объема воды из-за изменения ее темпе-
ратуры от пластовой до устьевой, которую, используя рекомендации
П.Д. Ляпкова, можно представить следующим образом:
(1,-273 )1,637 -2,974 (Ту -273 )+37175
(Т„ - 273 у-6’7 -2,974(7;, -273 )+37175 '
(2.194)
Уравнение (2.193) позволяет по результатам исследований устьевых
и глубинных проб, замеров дебитов скважин и обводненности скважин-
139
ной продукции на устье рассчитать объемную долю воды в продукции,
поступающей из залежи в скважину.
Если температура на устье Т неизвестна, то ее можно оценить по
корреляции проф. И.Т. Мищенко [25]:
• при движении скважинной продукции по обсадной колонне (D =
0,127—0,168 м) температура на приеме насоса или башмаке НКТ
вычисляется по формуле:
Г(й)=Г„| 1-0,544—f 1+311,85—
V / /И ’с Л
I Р/1Л ^скв
(2.195)
где h — расстояние по вертикали от середины интервала перфорации в
скважине до приема насоса или башмака НКТ, м;
С₽л,=2100(1-^)+4182.<.
(2.196)
D — внутренний диаметр обсадной колонны (скважины), м;
а — массовый дебит скважины, т/сут;
• при движении скважинной продукции по НКТ (dHKT = 0,0403—
0,062 м) температуру на устье скважины рекомендуется рассчиты-
вать по формуле:
Г = Г(й)| 1 -0,544^-^f1+623,7
. L @скв
(2.197)
где Н— глубина скважины, м;
^ЯАТ— диаметр НКТ, м;
остальные обозначения те же, что и в формуле (2.195).
В соответствии с рекомендациями проф. И.Т. Мищенко корреляци-
ями (2.195), (2.197) можно пользоваться в диапазоне дебитов добываю-
щих скважин qCKe от 15 до 800 т/сут.
2.7.S. Зависимость плотности воАОнефтяных
и воАОнефтегазовых смесей от обвоАненности
и газосолержания
Из определения плотности, используя уравнения материального
баланса, следует известная формула для вычисления плотности водо-
нефтяных эмульсий:
140
Рэ., 7== р;г (1 _р;г )+р^г, (2.198)
Иэ Иэ
где РрГ, ррТ — плотности промысловой нефти и пластовой воды при дав-
лении р и температуре Тсоответственно;
QB
РврТ s 2" — объемная расходная доля воды в водонефтяной эмуль-
сии при давлении р и температуре Т.
С другой стороны, аналогично следует, что плотность водонефтя-
ной эмульсии выражается через ее массовый состав
о . 1 , -1
Э,рТ Q'pT'^QpT ~QjpT l-VpT vjr
QpTPpT ЧрТРрТ РрТ РрТ
(2.199)
в _qBpT
где УрТ ~~э~ — массовая расходная доля воды в потоке, обводненность.
Из (2.198) следует полезное для нефтепромысловой практики соот-
ношение
В _Рэ,р7’~~РрТ
рТ РВрт~р'Рт
Аналогично, из (2.199) имеем
_ / ЛВ
...В ^Рэ,рТ~РрТ РрТ _ав РрТ
ЧрТ----в ' ~ РрТ
РрТ~РрТ Рэ.рТ Рэ,рТ
(2.200)
(2.201)
Для газожидкостных смесей, жидкая составляющая которых пред-
ставляет собой водонефтяную эмульсию, по аналогии с уже приведен-
ными выше выводами, можно записать:
Pz - -Рэ,Рг0 Р1рг)+Р'гК,рт-’ (2.202)
Рэ,рТ РрТ
<fr
гдеВ*т=—\i/r т=~^~.
iMv , Yi.pT •
Vi Vi
141
С учетом (2.198) из (2.202) получим
Рх - (рдт (1 ” Pjr)+РртРрг )(1 ~ РрГ )+Р ртРрг
или с учетом (2.199)
(2.203)
+ РргРр7”
(2.204)
Используя второе равенство уравнения (2.202), вместо (2.204) мож-
но записать:
(2.205)
Полученные формулы позволяют сконструировать общее компакт-
ное выражение для оценки объемного расходного газосодержания газо-
жидкостного потока в любом сечении скважины или промысловой сис-
темы сбора скважинной продукции:
УрТРх
РрТ^скв
РрТ РрТ
(2.206)
1-у‘т
Например, как частный случай из (2.206) для безводной добываю-
щей скважины при v*r=0 следует формула по форме похожая на
(2.182):
Реке
(2.207)
142 -------------------------------------------
2.7.9. Эффективная вязкость водонефтяных эмульсий
Пластовая нефть, насыщающая продуктивные пласты, как прави-
ло, характеризуется:
• кратно меньшей молярной массой по сравнению с дегазированной
нефтью из-за большого количества растворенного в ней газа и
• относительно высокой пластовой температурой.
Эти обстоятельства определяют реологические свойства пластовой
нефти как ньютоновской жидкости.
Поступление в продукцию добывающих скважин воды, уменьшение
температуры нефти в скважине, снижение давления ниже скважинного
давления насыщения пластовой нефти газом в совокупности обуслав-
ливают формирование в скважине высокодисперсной системы, диспер-
сной фазой которой являются:
• углеводородные сложные структурные единицы (ССЕ), [28, 29];
• капельная пластовая вода;
• окклюдированный нефтяной газ и др.
Дисперсионной средой такой сложной системы в добывающих сква-
жинах на начальных этапах разработки и эксплуатации нефтяных мес-
торождений является промысловая нефть.
При относительно малой объемной концентрации частиц дисперс-
ной фазы в промысловой нефти, эффективная вязкость такой дисперс-
ной системы по сравнению с вязкостью промысловой нефти возраста-
ет, сохраняя свойства ньютоновской жидкости [37, 38, 58].
Характерной особенностью промысловой нефти является то, что она
в совокупности с содержащимися в ней углеводородными ССЕ представ-
ляет собой единое целое — нефтяную дисперсную систему [29]. При ма-
лой обводненности скважинной продукции сырая промысловая нефть
классифицируется как малоконцентрированная свободнодисперсная
система, эффективная вязкость которой определяется в основном вяз-
костью дисперсионной среды — нефтяной дисперсной системы (НДС).
А. Эйнштейном были заложены основы теории возрастания вязкос-
ти свободнодисперсных систем, то есть систем, в которых взаимодей-
ствие частиц дисперсной фазы отсутствует. Наличие дисперсных час-
тиц в поле сдвиговых напряжений дисперсионной среды приводит к
вращению их и, как следствие, к дополнительной диссипации энергии,
то есть увеличению эффективной вязкости дисперсной системы ,
пропорционально объемной доле дисперсной фазы [37]
143
(2.208)
Ирг
где £=2,5 для монодисперсной системы со сферическими частицами.
Следствием этой теории является утверждение о том, что свободно-
дисперсная система, характеризующаяся отсутствием взаимодействия
между частицами дисперсной фазы с изометричными частицами, в поле
сдвиговых напряжений проявляет свойства ньютоновской жидкости.
Экспериментальные исследования эффективной вязкости водонефтя-
ных эмульсий с объемной обводненность до 2—5% об. подтверждают
справедливость использования формулы (2.208).
При увеличении размеров капель воды в эмульсии они, находясь в
поле сдвиговых напряжений, способны деформироваться и под дей-
ствием сдвиговых напряжений определенным образом ориентировать-
ся в потоке. Ориентирующему действию сдвиговых напряжений дефор-
мированных капель противостоит вращательная тенденция этих капель
под действием тех же сдвиговых напряжений. В результате, в зависи-
мости от
• размеров капель,
• физико-химических свойств
> капель и дисперсионной среды,
• термобарических и гидродинамических условий формирования
дисперсной фазы (в скважине, системе промыслового сбораит.д.),
• применения различного рода реагентов в технологической цепоч-
ке разработки и эксплуатации нефтяных месторождений; степень
ориентации дисперсных частиц в потоке существенно зависит от
скорости течения, то есть напряжения сдвига, рис. 2.8.
В зависимости от дебита скважин, при прочих равных условиях, ско-
рость течения меняется, следовательно меняется напряжение сдвига в
потоке, то есть
> при малых дебитах (малых напряжениях сдвига) эффективная вяз-
кость скважинной продукции максимальна,
> с увеличением дебита (увеличении напряжений сдвига) эффектив-
ная вязкость уменьшается и достигает некоторого минимального
значения, которое не изменяется при увеличении дебита из-за дос-
тижения в системе предельной ориентации частиц в потоке, рис. 2.8.
144
Рис. 2.8. Реологическая кривая свобод-
нодисперсной водонефтяной эмуль-
сии с деформирующимися каплями
Рис. 2.9. Полная реологическая кри-
вая структурированной водонефтя-
ной эмульсии
Совершенно очевидно, что увеличение дебита скважин сопровож-
дается увеличением степени дисперсности капельной воды и окклюди-
рованного газа. В свою очередь, дисперсность скважинной продукции
существенно зависит от способа эксплуатации скважин и т.д.
С увеличением обводненности водонефтяные эмульсии приобре-
тают свойства характерные для связнодисперсных систем с коагуля-
ционной структурой, рис. 2.9.
Полная реологическая кривая такой структурированной системы
рис. 2.9 характеризуется более резким изменением эффективной вязко-
сти между двумя крайними состояниями водонефтяной эмульсии:
• с неразрушенной структурой (небольшие скорости течения водо-
нефтяной эмульсии, при которых реологические свойства эмуль-
сий таковы как у твердообразных тел) и
• с полностью разрушенной структурой (большие скорости течения
водонефтяных эмульсий, при которых эмульсии проявляют свой-
ства, характерные для ньютоновских жидкостей).
Анализ полной реологической кривой водонефтяной эмульсии в ко-
ординатах: эффективная вязкость — тангенциальное напряжение сдви-
га показывает наличие четырех характерных участков [37]:
> первый — область, характерная для малых напряжений сдвига с уп-
ругим последействием. Высокое значение эффективной вязкости
связано:
• с перетеканием дисперсионной среды из уменьшающихся в раз-
мере (из-за деформации) ячеек в соседние через узкие зазоры и
145
• со скольжением капель относительно друг друга;
> второй — область вязкопластичного течения с почти неразрушенной
структурой (ползучесть по Шведову). Сдвиг возникает за счет теп-
ловых флуктуационных процессов разрушения и последующего
восстановления коагуляционных контактов. В среднем число коа-
гуляционных контактов остается постоянным во времени и близ-
ким к максимальному. Направленность разрушения и восстановле-
ния контактов определяется приложенным извне напряжением, то
есть наблюдается медленный макроскопический сдвиг;
> третий — область энергичного разрушения структуры (вязкоплас-
тическое течение по модели Бингама с относительно большим пре-
дельным напряжением сдвига х*Б (характеристика прочности водо-
нефтяной эмульсии (на сдвиг)) и невысокой дифференциальной
бингамовской вязкостью ) /
(2.209)
Как показывает лабораторная и промысловая практика на примере
поведения водонефтяных эмульсий, смещение равновесия в системе в
сторону разрушения контактов приводит к уменьшению (на два—три
порядка) эффективной вязкости
(2.210)
> четвертый — область полнос-
тью разрушенной структуры с
постоянной наименьшей эф-
фективной вязкостью водо-
нефтяной эмульсии, однако
большей, чем следует из оцен-
ки по формуле А. Эйнштейна
(2.208), то есть к > 2,5 из-за эф-
фекта взаимодействия частиц.
Примеры результатов экспе-
риментального изучения эффек-
тивной вязкости водонефтяных
эмульсий и их анализ представлен
в работе [59].
' --L.. * —.-.г-.,*.,,1
0.2 0.4 0.6 0.8 . 10
Ф
Рис. 2.10. Типичный график зависимос-
ти эффективной вязкости водонефтяных
эмульсий от объемной доли воды в ней
146
Эффект инверсии фаз, характерный для водонефтяных эмульсий,
является решающим фактором, который определяет эффективную вяз-
кость водонефтяной эмульсии. Теоретические исследования, повсеме-
стно подтверждаемые экспериментальными и промысловыми данными,
показывают, что основной вклад в эффективную вязкость водонефтя-
ных эмульсий вносит изменение вязкости дисперсионной среды в ре-
зультате инверсии фаз при увеличении обводненности.
Обратные водонефтяные эмульсии с ростом обводненности как ти-
пичные дисперсные системы увеличивают эффективную вязкость до
области обводненности, вызывающей инверсию фаз, рис. 2.10.
Глава 3
Дисперсный состав
скважинной продукции нефтяных
месторождений
Дисперсный состав скважинной продукции нефтяных месторожде-
ний определяет:
• систему промыслового обустройства сбора скважинной продук-
ции на месторождении,
• технологию процесса отделения нефти и нефтяного газа,
• разделение нефти и воды, добываемой попутно с нефтью из недр,
• эффективные способы очистки нефтепромысловых сточных вод
до кондиций, позволяющих утилизировать ее в системе ППД и др.
Скважинная продукция в системе сбора представляет собой диспер-
сную систему — смесь:
• газа с каплями нефти и воды;
• водонефтяной эмульсии с пузырьками газа и кристаллами пара-
фина, причем, чем ближе к устью скважины, тем больше в водо-
нефтегазовой смеси доля свободного (выделившегося из нефти)
газа (до 80—98% об.) с большой объемной долей мелкодисперс-
ных частиц (пузырьков газа и капель жидкости).
Поведение водонефтяных эмульсий и их смесей с нефтяным газом в
процессах добычи, подготовки и внутрипромыслового транспорта ха-
рактеризуется тем, что в потоке газожидкостной смеси одновременно
происходит коалесценция частиц дисперсной фазы и их дробление.
Впервые основные закономерности коагуляции (слипания) устано-
вил польский физик М. Смолуховский (см. приложение). В монографии
отечественных ученых (Э.Г. Синайский, Е.Я. Лапига, Ю.В. Зайцев [3])
приводится вывод дифференциального уравнения дробления капель, в
результате анализа решения которого показано, что плотность распре-
деления капель по объемам сводится к логарифмически нормальному
распределению.
Преобладающей точкой зрения практиков и других отраслевых спе-
циалистов и ученых по дисперсному составу скважинной продукции
148
является экспериментально подтверждаемое утверждение о том, что по
своим размерам (объему) частицы дисперсной фазы продукции добы-
вающих скважин нефтяных месторождений характеризуются логариф-
мически нормальным распределением (рис. 3.1).
Дисперсный и фазовый состав скважинной продукции на пути от
интервала перфорации в добывающих скважинах до промысловых
объектов получения товарной продукции непрерывно изменяется. При-
чинами этого являются:
• изменение термобарических условий по пути продукции скважин
и, как следствие, возникновению новых зародышей газовой и твер-
дой фаз;
• различие плотностей дисперсионной среды и дисперсной фазы,
которое в гравитационном поле сил тяжести приводит к седимен-
тационному разделению фаз и изменению наиболее вероятного
размера частиц дисперсной фазы.
Дисперсность полидисперсных систем количественно выражают
через средневзвешенные значения размеров частиц, их масс, объемов,
молекулярных масс и других параметров [34]:
> по размерам частиц (диаметрам , среднеарифметический диаметр
частиц, 3V:
ул. ’ где Й/
J
(3.1)
> по межфазной поверхности частиц, , среднеповерхносный размер
(диаметр)частиц, ds:
Радиус частиц, г, мкм
Рис. 3.1. Плотность распределения частиц дисперсной фазы типовой скважин-
ной продукции по размерам
149
_ LWH nd>
*s-LM, =^X^?rf; = ?XM
j j J
(3.2)
> по объемам частиц, V., среднеобъемный размер (диаметр) частиц, dv:
4*
(3.3)
где лу — число частиц j-й фракции, диаметр частиц которой равен d.;
5 = то/• — площадь поверхности частицыу-й фракции;
V J
V. = ^dj — объем частицы j-й фракции.
Так как суммарный объем частиц J-й фракции, равен:
(3.4)
а объем всей дисперсной фазы в двухфазной дисперсной системе
представляет собой сумму объемов всех фракций:
0.5)
j и j
то из (3.3) с учетом (3.4) и (3.5), и определения суммарной объемной доли
частицj-йфракции, <р^:
s2k
(3.6)
следует, что
dv =Y^dJ •
(3.7)
Рассмотрим характеристики дисперсного состава полидисперсной
системы применительно к нефтепромысловой практике на примере об-
ратной водонефтяной эмульсии с объемной долей воды в ней (объем-
ной обводненностью) <рв.
150
По определению
(3.8)
Из (3.6)
’ п°Дставив в (3.8) получим:
4
ГЭ J { j J
Фд-УК,- rz
2/ I/
где <р^ =^^ = <рц<р8. (3.9)
Откуда
4>в
(3.10)
Подставив Фз-, из (3.10) в (3.7), получим выражение для вычисления
среднеобъемного диаметра капли воды в водонефтяной эмульсии при
заданной (известной) плотности распределения капель воды по разме-
рам в виде:
(З.Н)
ПРИМЕР П3.1
Используя рис. 3.1 в качестве исходной информации, проанализировать
количественные характеристики данной полидисперсной системы.
РЕШЕНИЕ
В табл. ПЗ.1.1 представлена исходная информация (рис. 3.1 в таблич-
ном виде колонки 2 и 3). Для возможности использования формул (3.1) —
(3.3) достаточно колонок 2—5. В колонках 6 и 7 расчет слагаемых формул
(3.2) — (3.3). Результаты расчетов по этим формулам приведены в строке 21.
Результаты расчетов показывают, что среднеарифметический, средне-
поверхностный и среднеобъемный диаметры капель существенно разли-
чаются.
Очевидно, что в монодисперсной системе dap =ds=dv. (3.12)
Если монодисперсная и полидисперсная системы с одинаковым чис-
лом частиц имеют одинаковую межфазную поверхность:
s^^s.=s.^sma, (3.13)
-------- 151
Таблица ПЗ. 1.1
№ п/п Диаметр частиц фракции, d, мкм Доля числа частиц фракции, л,, % по (3.1) Доля поверх- ности частиц фракции от межфазной поверхности дисперсной фазы, % Объемная доля фракции от объема дисперс- ной фазы, % Расчет
Средне- поверхност- ного диаметра по (3.2) Средне- объемного диаметра, по (3.3)
1 2 3 4 5 6 7
1 3,75 0,0175 0,0080 0,0003 0,00030178 1.27525Е-05
2 11,25 0,0873 0,3621 0,0459 0,04074097 0,005164752
3 18,75 0,1863 2,1460 0,4534 0,40237994 0,08501649
4 26,25 0,1455 3,2861 0,9720 0,862602 0,25515574
5 33,75 0,1106 4,1284 1,5701 1,39334115 0,52990353
6 41,25 0,0815 4,5442 2,1123 1,87448697 0,871308499
7 48,75 0,0658 5,1228 2,8142 2,49738118 1,37190812
8 56,25 0,0524 5,4321 3,4432 3,05557269 1,936781908
9 63,75 0,0437 5,8144 4,1769 3,70667374 2,662748342
10 71,25 0,0378 6,2946 5,0538 4,48487655 3,600816039
И 78,75 0,0314 6,3882 5,6688 5,03069488 4,464204827
12 86,25 0,0268 6,5277 6,3443 5,63012028 5,47195289
13 93,75 0,0227 6,5387 6,9076 6,13000695 6,475865434
14 101,25 0,0192 6,4534 7,3629 6,53403665 7,454905979
15 108,75 0,0163 6,3168 7,7409 6,8695511 8,418276709
16 116,25 0,0140 6,1870 8,1047 7,19238053 9,421741641
17 123,75 0,0116 5,8426 8,1473 7,23016401 10,08228406
18 131,25 0,0111 6,2436 9,2342 8,19471903 12,11989765
19 138,75 0,0099 6,2431 9,7610 8,66224429 13,54344011
20 146,25 0,0087 6,1202 10,0862 8,95079094 14,75104749
21 88,7430657 103,522433
< =44,9 МКМ ds =88,7 мкм dv =103,5 МКМ
то диаметр частиц монодисперсной системы равен среднеповерхностному
диаметру полиднсперсной системы.
Докажем это утверждение. Так как
= т^2мЪп1 ’ Sn = »
J J
то, в соответствии с (3.13) будем иметь:
152
Откуда dM =ds.
Аналогично для среднеобъемного диаметра:
следовательно:
Откуда dM=dy.
Колонка 5 таблицы данного примера показывает вклад каждой фрак-
ции полидисперсной эмульсии в общий объем дисперсной фазы. Приме-
нительно к водонефтяной эмульсии, в колонке 5 представлен вклад каждой
фракции капельной воды в обводненность эмульсии, рис. ПЗ.1.1.
12
10
8
6
4
2
0
0 20 40 80 80 100 120 140 160
Диаметры капель виды, мкм
Рис. ПЗ.1.1. Влияние размера капель воды на их вклад в обводненность
эмульсии
3.1. Жидкая составляющая скважинной продукции
нефтяных месторождений - водонефтяная эмульсия:
обратная, прямая
При обводнении скважинной продукции в начале разработки вод-
ная фаза представляет собой дисперсную фазу в нефти (обратная водо-
153
нефтяная эмульсия). С ростом обводненности добываемой продукции в
рельефных трубопроводах системы сбора при небольших скоростях по-
тока образуются водяные пробки.
С дальнейшим ростом обводненности скважинная продукция про-
должает оставаться дисперсной системой, представляя собой смесь:
> нефтяного газа с капельной нефтью и капельной водой;
> воды с пузырьками газа;
> воды с каплями нефти, содержащими внутри пузырьки газа и крис-
таллы парафина и
> воды с крупными деформированными каплями (включениями) не-
фти, внутри которых содержатся:
• капельная вода,
• пузырьки нефтяного газа и
• кристаллы парафина.
По существу, такие включения нефти в водной среде представляют
собой обратную водонефтяную эмульсию в составе прямой эмульсии.
На ДНС осуществляется первая ступень сепарации скважинной
продукции, то есть происходит разделение скважинной продукции на
два потока:
1. газовый поток — смесь нефтяного газа с капельной нефтью и ка-
пельной водой и
2. жидкостной поток, представляющим собой водонефтяную эмуль-
сию с окклюдированным (пузырьковым) газом.
При прохождении через центробежные насосы жидкостного потока:
• потенциальная энергия его увеличивается в 3—5 раз, то есть дав-
ление возрастает до 2,3—2,5 МПа;
• газовая фаза исчезает за счет ее растворения в нефти и воде,
• водонефтяная эмульсия передиспергируется за счет интенсивно-
го перемешивания при прохождении через насос.
Если на ДНС предусматривается предварительный сброс воды, то
скважинная продукция разделяется на три потока: газовый и два жид-
костных; отметим, что оба жидкостных потока представляют собой во-
донефтяные эмульсии, то есть дисперсные системы:
> одна — обратная водонефтяноя эмульсия с пузырьковым (окклюди-
рованным) газом, который растворяется после прохождения через
насос,
154 ---------------------------------------------------------
> другая — прямая водонефтяная эмульсия с окклюдированным газом, •
предназначенная, как правило, для утилизации в системе ППД.
Как уже подчеркивалось, дисперсный состав скважинной продук-
ции нефтяных месторождений определяется следующими факторами:
> величиной дебита скважины;
> газонасыщенностью (газовым фактором) пластовой нефти;
> разностью давлений и температур в скважине на глубине интервала
перфорации и на устье по сравнению:
• с величиной давления насыщения пластовой нефти газом;
• со скважинным давлением насыщения пластовой нефти газом;
• с температурой и давлением насыщения пластовой нефти пара-
фином;
> наличием воды в продукции скважин и величиной ее обводненности.
3.2. Структурные формы потоков в трубопроводной
системе сбора скважинной продукции
(по Гужову А.И. [28])
Структурная форма газожидкостного потока — это пространствен-
ное распределение потоков жидкой и газовой фаз в трубопроводе.
В зависимости от формирующейся в трубопроводе структуры пото-
ка меняется его гидравлическое сопротивление из-за изменений:
• формы поверхности раздела фаз,
• характера взаимодействия фаз между собой и стенками трубопро-
вода и, как следствие,
• относительной скорости движения сосуществующих фаз.
Структурные формы газожидкостных потоков весьма разнообразны
и зависят от:
> скорости движения смеси;
> объемного соотношения фаз в трубопроводе;
> физических свойств жидкой и газовой фаз;
> межфазного поверхностного натяжения;
> диаметра и угла наклона трубопровода;
> направления потока в отдельных участках рельефного трубопровода.
155
Исследованию закономерностей возникновения и смены различных
структурных форм газожидкостных потоков в трубопроводах посвяще-
ны многочисленные теоретические и экспериментальные исследования.
Обширная библиография по этому вопросу представлена в моногра-
фии А. И. Гужова*.
В наиболее ранних работах С.И. Костерина (1948 г.) [28] посвящен-
ных этому вопросу было установлено шесть различных структурных
форм течения на примере водовоздушных смесей:
• раздельное,
• спокойное пробковое,
• пробковое с пенообразованием за пузырем,
• пробковое с пенообразованием на всей границе раздела,
• течение в виде эмульсии и
• кольцевое течение.
С.И. Костериным было установлено, что при восходящем потоке в
вер^жо^ьяыхи яохлояяых трубах наблюдаются тркир жесгпруктуры по^
тока, каки в гор1ШШпалы1ъис трубопроводах кроме раздельного течения.
Он же и его коллеги отметили, что уменьшение межфазного поверхнос
ново нртяжения приводит к увеличению степени дисперсности газовой
фазы в жидкости.
М.А. Мологин уточнил структурные диаграммы и сконструировал
эмпирические формулы критической скорости перехода раздельного
течения в пробковое, [28].
Наиболее четкая классификация структурных форм течения водо-
воздушных смесей, согласованная с изменением гидравлических харак-
теристик газожидкостного потока дана в работе В. А Мамаева и Г.Э. Оди-
шария [29], в которой авторы установили семь структурных форм газо-
жидкостного потока. Для выявленных структурных форм течения газо-
жидкостных потоков авторами была предложена структурная карта форм
течения в координатах: параметр Фруда смеси Fr^ и расходное объем-
ное газосодержание р*. Авторы сделали обобщающий вывод о том, что по
гидравлической характеристике все многообразие структурных форм
газожидкостного потока в трубопроводах можно свести к двум широким
структурным зонам:
• раздельной с гладкой и волновой поверхностью раздела фаз и
• пробковой, не имеющей четкой границы раздела фаз.
’Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1973. С. 280.
156
Рис. 3.2. Структурные формы движения воздуховодяной смеси:
1 — раздельно-волновая, 2 — пузырьковая, 3 — пробковая, 4 — пробково-диспер-
гированная, 5 — леночно-диспергированная и 6 — эмульсионная
Авторами работы была предложена эмпирическая зависимость для
определения границ существования выделенных структурных зон по-
тока газожидкостной смеси при горизонтальном и нисходящем движе-
нии газожидкостных смесей.
А. И. Гужовым и учениками его школы в Грозненском нефтяном
институте были выделены следующие шесть структурных форм движе-
ния воздуховодяной смеси (рис. 3.2).
При раздельно-волновой форме потока с ростом скорости движения
газожидкостной смеси на поверхности жидкости развиваются гравита-
ционные волны в направлении движения смеси, что вызывает некото-
рую пульсацию давления в трубопроводе. Размеры волн и пульсация дав-
ления с увеличением скорости смеси возрастают и раздельно-волновая
структура потока переходит в пробковую.
Пузырьковая форма газожидкостного потока наблюдается при не-
больших газосодержаниях и характеризуется движением окклюдирован-
ного газа в виде пузырей* в верхней части сечения трубы при почти пол-
ном отсутствии пульсации давления. Размеры основного числа пузырей
примерно одинаковы, а скорость их движения не больше средней ско-
рости смеси. С увеличением скорости смеси происходит дробление пу-
зырей, а при скорости более 0,2 м/с окклюдированные газовые пузырь-
ки равномерно распределяются в жидкости. Рост газосодержания в смеси
при прочих равных условиях вызывает коалесценцию (слияние) пузырь^
ков газа, приводя к возникновению более крупных газовых скоплений.
При скоростях менее 0,2 м/с слияние пузырьков газа приводит к обра-
’ Газовые скопления, характерный размер которых меньше трети радиуса трубы ис-
следователями школы ГНИ назван пузырями, больше — пробками.
157
зованию непрерывной газовой фазы, т.е. формированию раздельной
структуры потока. При более высоких скоростях газожидкостной смеси
коалесценция пузырей газа приводит к образованию газовых пробок.
Пробковая структура газожидкостного потока характеризуется пос-
ледовательным чередованием газовых и жидкостных пробок. С увели-
чением газосодержания размеры газовых пробок увеличиваются, а жид-
костных уменьшаются. При дальнейшем увеличении газосодержания
жидкостные пробки переходят в волны и поток становится раздельно -
вол новым.
С увеличением скорости происходит разрушение (в зависимости от
газосодержания) газовых или жидкостных пробок. При низких объем-
ных расходных газосодержаниях 30% об. и меньше разрушаются газо-
вые пробки с образованием вначале пузырей, затем эмульсионной од-
нородной структуры. При более высоких газосодержаниях происходит
разрушение верхней части жидкостных пробок с обильным образова-
нием пены с последующей сменой структурной формы потока на проб-
ково-диспергированную, для которой характерно пульсирующее дви-
жение газовых пробок, разделенных небольшими диспергированными
жидкостными перемычками. Такой режим течения характеризуется наи-
бодьущми доедешь с периодическим затормаживанием по-
тока, прорывом и слиянием газовых скоплений. Увеличение скорости
смеси приводит к уменьшению высоты волн, увеличению распыленной
жидкости из-за разрушения пены и сопровождается уменьшением пуль-
сации давления. Дальнейшее увеличение скорости еще больше разру-
шает газовые и жидкостные скопления. При объемных расходных газо-
содержаниях до 70% наиболее интенсивно разрушаются газовые скоп-
ления, и поток переходит в эмульсионную форму. При более высоких
газосодержаниях преимущественно разрушаются волновые жидкостные
скопления с образованием жидкой дисперсионной среды. На стенках
трубопровода по всему его периметру образуется устойчивый слой жид-
кости, то есть возникает новая пленочно-диспергированная (кольцевая)
форма газожидкостного потока.
В пленочно-диспергированном состоянии часть жидкости движет-
ся в виде мельчайших капель в ядре потока, остальная часть в виде плен-
ки на стенке трубы, образуя кольцо, толщина которого в нижней части
больше, чем в верхней. При очень больших расходах газа практически
вся жидкость переходит в распыленное состояние, и поток становится
ярко выраженным диспергированным.
158 --------------------------------------------------------
При газосодержаниях более 95—98% об. раздельно-волновая струк-
тура потока непосредственно переходит в пробково-диспергированную
или пленочно-диспергированную. При небольшом содержании жидко-
сти в потоке жидкостные пробки не возникают. Образующиеся волны
разрушаются, не успевая перекрыть сечение трубы.
Области существования структурных форм потока в значительной
мере зависят от:
• направления потока и
• угла наклона трубы.
Например, при восходящем течении отсутствует раздельно-волновая
структура и, как следствие, значительно расширяется область пробко-
вой структуры газожидкостного потока.
При нисходящем движении наблюдаются такие же структурные фор-
мы течения газожидкостной смеси, как и при горизонтальном, но гра-
ница перехода раздельно-волновой формы потока в пробковую смеща-
ется в сторону больших скоростей смеси с увеличением угла наклона
трубы.
Основными факторами, определяющими границы существования
структурных форм являются:
• скорость смеси и
• объемное расходное газосодержание в ней.
С увеличением диаметра трубопровода область раздельно-волновой
формы потока расширяется, а пузырьково-пробковой сокращается. Ос-
тальные структурные формы потока по существу не зависят от диаметра
трубопровода.
Существенное влияние на структурные формы потока оказывают
свойства жидкости. Повышение вязкости жидкости и снижение меж-
фазного поверхностного натяжения вызывает более интенсивное дроб-
ление газовых пузырей и пенообразование при одновременном
уменьшении относительной скорости фаз и затухании волн. Поток ста-
новится более однородным независимо от его структуры. Повышение
разности плотностей жидкости и газовой фазы увеличивает их грави-
тационное разделение.
Таким образом, структурные формы газонефтяных потоков и
границы их существования могут существенно отличатся от
тд&о&ЫХ для оодовоздушных СмеееЦ.
159
Экспериментальные промысловые исследования на месторождениях
Чечено-Ингушетии позволили установить следующие структурные фор-
мы течения газонефтяной смеси в горизонтальных и наклонных трубах:
1. раздельно-волновая (раздельная);
2. пробково-эмульсионная (пробковая);
3. пленочно-диспергированная и
4. эмульсионная.
В отличие от движения водовоздушных смесей газонефтяные потоки
скважинной продукции имеют следующие специфические особенности:
> При снижении давления по длине трубопровода происходит непре-
рывное образование газовой фазы в нефти в виде мельчайших пу-
зырьков.
> Устойчивость образующейся газонефтяной эмульсии благодаря ес-
тественным ПАВ, содержащимся в нефти, и высокое газосодержа-
ние нефти, непрерывно увеличивающееся с возрастанием скорос-
ти смеси.
> Образование устойчивых пен, способствующих насыщению газовой
фазы нефтью. В определенных условиях пенная структура потока
может иметь преобладающее значение.
> В газонефтяных потоках не происходит полного гравитационного
разделения фаз, что обуславливает особенности структурных форм
и закономерностей изменения:
• истинного газосодержания потока,
• пульсаций давления и
• других гидравлических характеристик потока.
> В промысловых трубопроводах могут одновременно сосуществовать
различного характера эмульсии и пены.
> Влияние диаметра труб проявляется в том, что с его увеличением
граница перехода раздельной структуры в пробковую смещается в
сторону больших скоростей. Однако темп этого изменения умень-
шается и в трубах относительно большого диаметра (более 0,2 м) ста-
новится практически мало заметным.
> С увеличением давления и снижением межфазного поверхностного
натяжения величина скорости смеси, при которой раздельное тече-
ние переходит в пробковое уменьшается.
160
> Наибольшую область распространения как по скорости смеси, так и
по газосодержанию имеют пробковая и эмульсионная структуры
потока.
> Область пленочно-диспергированного (кольцевого) течения суще-
ствует при скоростях более 8—10 м/с и объемном расходном газосо-
держании более 85%.
> Границы существования пленочно-диспергированной и эмульсион-
ной структур потока мало зависят от диаметра труб и определяются
в основном степенью турбулизации потока и свойствами сосуществу-
ющих фаз.
> Области существования пленочно-диспергированной и эмульсион-
ной форм как в восходящем, так и нисходящем потоке примерно
такие же, как при горизонтальном течении.
> Для промысловых нефтегазопроводов пробковая и эмульсионная
структуры являются наиболее распространенными формами тече-
ния смеси.
> Между отдельными формами газонефтяного потока фактически нет
четких границ раздела — имеются сравнительно широкие переход-
ные зоны как по скорости, так и по газосодержанию.
> В промысловых трубопроводах под влиянием рельефа местности
обуславливается сравнительно частое изменение направления пото-
ка и, как следствие, изменение структурных форм потока.
Так как на структуру потока наиболее существенно влияют скорость
смеси (или число Фруда ) и расходное газосодержание |Г, то они
были приняты А.И. Гужовым в качестве основных параметров, а влия-
ние физических свойств, давления, степени турбулизации потока и угла
наклона трубопровода было учтено им в виде безразмерных комплексов:
а
D(p,pp')g; Re“ с“р'>с“(или Х)
и гидравлического уклона /,
где g — ускорение свободного падения,
р', р* р^ — плотность соответственно нефти, нефтяного газа и смеси,
о — межфазное поверхностное натяжение,
161
ц' — динамическая вязкость нефти,
р — давление в трубопроводе,
D — диаметр трубопровода (внутренний),
— скорость смеси,
X — коэффициент гидравлического сопротивления.
Приняв, в первом приближении, зависимость между основными
определяющими параметрами в виде следующего уравнения:
fr„=/(P', We, Pg, Re„, i)
(3.14)
А. И. Гужов после аналитической обработки результатов эксперимен-
тальных исследований установил полуэмпирическую зависимость меж-
ду анализируемыми параметрами для определения границы раздельного
7/
оиша в виде:
(3.15)
где Др=р'-р*;
—=WePg\
О
^см(гр) — граничное значение скорости смеси, при котором раздель-
ное течение переходит в пробковое.
Обобщая свои и опубликованные данные других исследователей,
А.И. Гужову удалось для определения приближенных значений гра-
ничных скоростей перехода структурных форм течения (в диапазоне
изменения критерия Фруда Fr^ =100-150) предложить следующие за-
висимости:
> для границы эмульсионного течения:
^см(гэ)
(3.16)
где — граничное значение скорости смеси, при котором эмульси-
онное течение переходит в пробковое.
> для границы пленочно-диспергированного режима течения:
162
(3.17)
где — граничное значение скорости смеси, при котором пленоч-
но-диспергированное течение переходит в пробковое.
3.3. Оценка структуры газожидкостного потока
в трубопроводе
При использовании диаграмм существования различных структур-
ных форм течения газожидкостных смесей в трубопроводах в коорди-
натах р* [28] определение структуры потока газожидкостной смеси
сводится к оценке скорости смеси в трубопроводе и ее объемного
расходного газосодержания 0*, рис.3.3.
Рассмотрим алгоритм определения структуры потока газожидкост-
ной смеси в выкидном трубопроводе на устье добывающей скважины.
Для расчета объемного расходного газосодержания на выходе из
скважины при известных термобарических условиях на устье будем ис-
ходить из того, что компонентный состав пластовой нефти известен.
Тогда по уравнениям:
(2.24) рассчитывается молярная доля нефтяного газа на устье
Рис. 3.3. Диаграмма структурных форм потока газожидкостной смеси в трубо-
проводе [5,28]
163
(2.21) вычисляется компонентный состав промысловой нефти
N'(P,T)= T^. , т. 1 = 1-16;
(2.23) рассчитывается компонентный состав нефтяного газа
N'(pT)=------------------ ,- = i_ig.
ЛА > 1+ЛГ'(АГ)(*,(АГ)-1)’
(2.25) находится молярная масса промысловой нефти
М\Р,Т)=^МГ , ;
i 1+^(P,T)(^(aT)-1)
(2.26) находится молярная масса нефтяного газа
1
1+^(АТ)(^(АТ)-1)
(2.27) находится молярная масса пластовой нефти
16
(2.73) вычисляется объемное расходное газосодержание
N‘
(2.74) рассчитывается скорость смеси в трубопроводе
= 4 % ft *6 Ny ?у
' nD2'^ M’l-N’p'
Найденные параметры потока 0* и о, определяют координаты точ-
ки на диаграмме рис. 3.3, которые и указывают на структурную форму
потока в трубопроводе.
164
3.4. Расчет потерь давления в промысловых
трубопроводах (по Медведеву В.Ф.[31])
Основная задача, возникающая при любом гидравлическом расчете
трубопроводов, заключается в определении перепада давления.
Установлено, что высокодисперсные стойкие эмульсии с объем-
ным содержанием дисперсной фазы до 30—40% ведут себя как одно-
родные жидкости, поэтому гидравлические расчеты в этих случаях
можно проводить так же, как и для однофазных жидкостей, используя
эквивалентные физические свойства таких смесей — стойких водонеф-
тяных эмульсий (плотность, эффективная вязкость и др.)
Для грубодисперсных неустойчивых водонефтяных эмульсий (напри-
мер, после ДНС) гидравлический расчет трубопроводов по В.Ф. Медве-
деву’ рекомендуется проводить с учетом эффекта гашения турбулентных
пульсаций дисперсионной среды каплями дисперсной фазы.
Водонефтяные эмульсии, образующиеся в трубопроводах, с термо-
динамической точки зрения принадлежат к неустойчивым системам.
Однако на практике в промысловых условиях устойчивость водонефтя-
ных эмульсий колеблется от нескольких секунд до многих лет [31].
Методика расчета потерь давления в трубопроводе при движении по
нему водонефтяной эмульсии заключается в следующем:
1. Определяется объемная расходная обводненность р5:
(3.18)
где QBt& — объемный расход воды и промысловой нефти соответ-
ственно;
2. Рассчитывается критическое расходное содержание воды в водонеф-
тяной эмульсии Pg , при котором происходит инверсия фаз:
н'
(3.19)
‘ Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. — М.:
Недра, 1987.144 с.
----------------------------------------------------- 165
где ц', щ — динамическая вязкость промысловой нефти и воды соответ-
ственно;
3. Определяется тип эмульсии и объемная расходная доля дисперсной
фазы в ней.
Если рв < р™, то эмульсия обратная: нефть дисперсионная среда (да-
лее индекс с), вода — дисперсная фаза (далее индекс ф), следовательно
объемная доля дисперсной фазы р^ = рг.
Если Рд > Р“, то эмульсия прямая: вода дисперсионная среда (далее
индекс с), нефть — дисперсная фаза (далее индекс ф), следовательно
объемная доля дисперсной фазы Р^ = 1~Р5.
4. Рассчитывается плотность водонефтяной эмульсии:
Рэ = Рс(1-₽ф)+Рф₽ф-
(3.20)
5. Вычисляется эффективная вязкость водонефтяной эмульсии:
Нс
Цэ=(1-М2'5
(3.21)
6. Находится средняя скорость течения водонефтяной эмульсии:
(3.22)
7. Вычисляется число Вебера:
We^—^jr, (3.23)
И. Г - - •
где о — межфазное поверхностное натяжение на границе нефть — вода.
8. Рассчитывается средний объемно-поверхностный диаметр капель
эмульсии (без учета эффекта гашения турбулентности — первое при-
ближение)
4=1,4 WeQ6D.
(3.24)
9. Определяется дополнительное напряжение сдвига водонефтяной
эмульсии: т0 =0, если рф <0,524
т0=(о,195р^-0,102)^, если >0,524.
(3.25)
166
10. Рассчитывается параметр Ильюшина:
т D
И=^=~. (3.26)
цэ<о
11. Вычисляется число Рейнольдса:
Re3----. (3.27)
41+б\
12. Определяется наличие эффекта гашения турбулентности.
Если
Re, £*<0,46, (3.28)
Рэ
то в потоке неустойчивой эмульсии отсутствует эффект гашения турбу-
лентности (% =0).
Если
Re3W’2^>0,46,
Рэ
(3.29)
то в потоке неустойчивой эмульсии присутствует эффект гашения тур-
булентности (Yj = 1). В этом случае необходимо выполнить уточнение
значений среднего диаметра капель эмульсии дополнительного на-
пряжения сдвига водонефтяной эмульсии (пункт 9), параметра Илью-
шина (пункт 10) и числа Рейнольдса (пункт 11).
Уточненное значение среднего объемно-поверхностного диаметра
капель эмульсии вычисляется по формуле:
(3.30)
Уточнение значений T0,/f,Re3 проводится с подставкой уточнен-
ного значения среднего объемно-поверхностного диаметра капель d.
167
13. Рассчитывается коэффициент гидравлического сопротивления
64
-—, если Re3 < 2320;
0,3164
3“(i+i,i25Yl₽*)Re«5
если 2320 < Re, < 105.
(3.31)
14. Определяется перепад давления на расчетной длине трубопровода
Др=хЛ ~P;)-tep3g, (3.32)
где L — длина трубопровода,
Az — разность геодезических отметок начальной и конечной точек
трубопровода.
ГиАравлический расчет трубопроводов при движении
по ним газоэмульсионных смесей
Приведенный ниже гидравлический расчет трубопроводов, транс-
портирующих газоэмульсионные смеси, основан на рекомендациях,
предложенных В.Ф. Медведевым для трехфазного потока с неустойчи-
вой эмульсией [31]. Методика расчета заключается в следующем.
На профиле трассы трубопровода выделяются восходящие и нисхо-
дящие участки. Горизонтальные участки при этом относятся к тем учас-
ткам, которым они предшествуют. Затем определяются высоты и длины
всех восходящих и нисходящих участков, после чего вычисляются:
> суммарная высота восходящих участков (подъем)
Я„=£ЛГ; (3.33)
1=1
> суммарная высота нисходящих участков (спуск)
Яс=5>с; (3.34)
/=1
> суммарная длина восходящих участков (подъем)
(3.35)
168 ----------------------------------------
> суммарная длина нисходящих участков (спуск)
; <336>
i=\
> синус среднего угла наклона нисходящих участков
sinacp=^ (3.37)
В зависимости от решаемой задачи необходимо знать:
• внутренний диаметр трубопровода D — при определении потерь
давления в трубопроводе,
• давления в начале расчетного участка рн и в конце расчетного уча-
стка рк трубопровода — при определении его пропускной способ-
ности,
• перепад давления Др — при расчете необходимого диаметра тру-
бопровода для обеспечения его заданной пропускной способнос-
ти по нефти, нефтяному газу и попутной воде.
В принципе все решаемые задачи сводятся определению потерь дав-
ления в трубопроводе.
Расходные параметры и физические свойства нефтяного газа и про-
мысловой нефти и попутной воды и водонефтяной эмульсии рекомен-
дуется рассчитывать при средних значениях давления и температуры на
расчетных участках трубопровода. При последовательном ведении рас-
чета расчетные участки трубопровода выделяются в случаях:
• большой протяженности трубопровода,
• существенном изменении давления по длине трубопровода,
• при наличии особенностей рельефа трассы трубопровода.
В общем случае В.Ф. Медведев рекомендует вести расчет любого тру-
бопровода по его пикетам-
Фазовые соотношения и состояние газонефтяной смеси (количество
свободного и растворенного нефтяного газа, количество промысловой
нефти) можно определять по:
• результатам решения уравнений фазового равновесия с исполь-
зованием коэффициентов распределения углеводородов,
• опытным данным разгазирования глубинных проб пластовой не-
фти или данным ступенчатой сепарации и др.
169
Считая, что заинтересованный читатель владеет методами и спо-
собами расчета фазовых соотношений и свойств сосуществующих про-
мысловой нефти, нефтяного газа и попутной воды [19,22], остановим-
ся только на особенностях методики гидравлического расчета участ-
ков трубопроводов В.Ф. Медведева при движении по ним газоэмуль-
сионных смесей.
1. Средняя скорость движения смеси в расчетном участке
OW)+QJ(An+OW)
яТ)2
(3.38)
где р,Т— средние значения давления и температуры смеси в расчетном
участке.
2. Число Фруда смеси
г. - о2 (Р’Т)
gD
(3.39)
3. Объемная доля окклюдированного нефтяного газа в жидкости (во-
донефтяной эмульсии) по В.Г. Пикину [31]
=0,021 Fr.
(3-40)
4. Динамическая вязкость промысловой нефти с растворенным в ней
нефтяным газом
_____________Носр_____________
^(10+(0,5 + 0,0002.^)Г(,(И^)2)
(3.41)
5. Критическое расходное содержание воды в эмульсии, при котором
происходит инверсия фаз р :
(3.42)
6. Истинное критическое содержание дисперсной фазы в эмульсии,
при котором происходит инверсия фаз в трехфазном потоке
170
(3.43)
Если (рй+фз (Д', то эмульсия обратная, то есть нефть — дисперси-
онная среда (в дальнейшем индекс с), вода — дисперсная фаза (в даль-
нейшем индекс ф). Объемная доля дисперсной фазы .
Если (рв+фз) > ф, то эмульсия прямая, то есть вода — дисперсион-
ная среда (в дальнейшем индекс с), нефть — дисперсная фаза (в даль-
нейшем индекс ф). Объемная доля дисперсной фазы = 1-р5.
7. Расходная плотность водонефтегазовой смеси рр
р0=Рс(1-рф)(1-р')+рД(1-р')+р'₽'- (3.44)
8. Истинное содержание дисперсной фазы в эмульсии
Фф =₽0 при р'<0,6;
<Рф =(1,62-0,9р')рф при р'>0,6. (3.45)
9. Истинная плотность водонефтяной эмульсии
Рэ=Рс(1-фф)+РфФф- (3.46)
10. Эффективная динамическая вязкость газированной водонефтяной
эмульсии
(3.47)
11. Межфазное поверхностное натяжение на границе нефть — вода о
О —(J^ —,
(3.48)
где , — межфазное поверхностное натяжение на границах вода —
нефтяной газ и промысловая нефть — нефтяной газ соответственно.
12. Число Вебера
We=
pc®2Z> ’
(3.49)
где с'в — межфазное поверхностное натяжение на границе вода — про-
мысловая нефть.
г„=(0,195рф-0,102)
------------------------------------------------------------ 171
13. Средний объемно-поверхностный диаметр капель эмульсии в газо-
эмульсионном потоке (без учета эффекта гашения и при допущении,
что <р'=0,8р*(первое приближение) равен
,4
(3.50)
14. Определяется дополнительное напряжение сдвига водонефтяной
эмульсии: т0 = 0, если 0^, < 0,524
2-, если > 0,524. (3.51)
“1
15. Рассчитывается параметр Ильюшина:
т D
И=&-. (3.52)
16. Вычисляется число Рейнольдса:
Re,= /Дрят (3,53)
17. Определяется наличие эффекта гашения турбулентности.
Если
Re, We'2 0,46, (3.54)
Рэ
то в потоке неустойчивой эмульсии отсутствует эффект гашения турбу-
лентности (yj =0).
Если
Re3(KewB*>0,46, (3.55)
Рэ
то в потоке неустойчивой эмульсии присутствует эффект гашения тур-
булентности (Y1 = 1) • В этом случае необходимо выполнить уточнение
значений среднего диаметра капель эмульсии d, дополнительного на-
172
пряжения сдвига водонефтяной эмульсии (пункт 14), параметра Илью-
шина (пункт 15) и числа Рейнольдса (пункт 16).
Уточненное значение среднего объемно-поверхностного диаметра
капель эмульсии вычисляется по формуле:
(3.56)
Уточнение значений т0, Jf, Re5 проводится с подставкой уточнен-
ного значения среднего объемно-поверхностного диаметра капель d.
18. Число Кутателадзе смеси рассчитывается в зависимости от типа
эмульсии (обратная или прямая) с использованием соответствующе-
го значения межфазного поверхностного натяжения на границе дис-
персионная среда — нефтяной газ:
(3.57)
Учет структурных форм и направления течения
газожидкостного потока
Определение формы течения в нисходящем
участке трубопровода
При режиме безнапорного движения эмульсии в нисходящем участ-
ке трубопровода, если характеристический параметр ш
sin ос
63=----2--< 74240, то движение ламинарное, и наоборот, при
л:
sma^gD1
>74240, движение турбулентное.
Скорость безнапорного движения эмульсии при:
> ламинарном режиме течения равна
smacpgD2p,
7
32ц J l+^JL
(3.58)
173
турбулентном режиме, соответственно
Zsing^g
0,3164
&Рэ
(3.59)
Число Рейнольдса вычисляется по формуле
Re3 =
®оэ^Рэ
(3.60)
Коэффициент гидравлического сопротивления безнапорного дви-
жения Хо рассчитывается по формулам:
Re
если Re э< 2320;
0,3164
° (l+l,125Y,₽#)Rer ’
если 2320<Re,<105.
ч7
(3.61)
Наличие эффекта гашения турбулентности определяется следующим
образом: если
Re, <0,46, (3.62)
Рэ
то в потоке неустойчивой эмульсии отсутствует эффект гашения турбу-
лентности (у, = 0). Если
Re3W2 £*>0,46,
Рэ
(3.63)
то в потоке неустойчивой эмульсии присутствует эффект гашения тур-
булентности (yt = 1). В этом случае необходимо выполнить уточнение
значений среднего диаметра капель эмульсии d, дополнительного на-
пряжения сдвига водонефтяной эмульсии, параметра Ильюшина и
числа Рейнольдса.
Уточненное значение среднего объемно-поверхностного диаметра
капель эмульсии вычисляется по формуле:
174
(3.64)
Уточнение значений т0,Я,Ке5 проводится с подставкой уточнен-
ного значения среднего объемно-поверхностного диаметра капель d.
= (0,195^-0,102)^,если ^>0,524.
(3.65)
Рассчитывается параметр Ильюшина:
(3.66)
Критическое число Кутателадзе
• 1+0,2
2sinarn
к
(3.67)
При К < К форма течения в нисходящих участках раздельная: не-
фтяной газ — эмульсия, при К > форма течения в нисходящих участ-
ках пробковая.
Определение потерь давления в рельефном трубопроводе
при пробковой структуре движения потока
Условный коэффициент гидравлического сопротивления при
Re3< 105 рассчитывается по формулам:
О
Re
, если Re5 < 2320;
0,3164
(l + l,125Y1₽#)Re“/5 ’
если 2320 < Re3 < 105,
(3.68)
а при Re5>105 по формуле
л0,2
1+1,125^^63
158
(3.69)
. _ 0,067
Ла ~
----------------------------------------------------- 175
Приведенный коэффициент гидравлического сопротивления на вос-
ходящих участках равен
(3.70)
где¥'=1+(МЧ*-
(3.71)
Приведенный коэффициент гидравлического сопротивления на
нисходящих участках равен
Vc = l±
знак минус применяется, если
0,5|Г(р5-р')
рР IIAsVi
(3.72)
(3.73)
Истинное газосодержание на восходящих и нисходящих участках
равно
Фл=—-----=—
1+ 1,6X3Vj +
(3.74)
(3.75)
1± 1,6X3^! +
знак минус применяется, если
(3.76)
Общие потери давления составляют:
2 nL"+*а )+(рзО )+р'< )-
(3.77)
176 --------------------------------------------------------
Определение потерь давления при циклической смене
форм течения в «рельефном» трубопроводе
Коэффициент гидравлического сопротивления при Re3< 105 рассчи-
тывается по формулам:
если Re5<2320;
0,3164
(l+l,125Ylp#)Re0/
если 2320 < Re 5 <105.
(3.78)
(3.79)
При Re5>105 по формуле:
, 0,067 f 158 7 f2
1+1,125у1ф^ |^Re5 ;
(3.80)
где Д=
кэ — эквивалентная шероховатость, D—внутренний диаметр
трубопровода.
Приведенный коэффициент гидравлического сопротивления на вос-
ходящих участках трубопровода равен
(3-81)
где Yj=1+
(3.82)
Приведенный коэффициент гидравлического сопротивления на
нисходящих участках трубопровода равен
¥с =
(3.83)
р„ I 1,бА.эу,-^
знак минус применяется, если 1,61^ -
2,15
0.
(3.84)
177
Истинное газосодержание на нисходящих участках
x0,3i 1ХН*7-
sinacp
smac,
(3.85)
Эквивалентный диаметр при движении газовой фазы ZT:
(3.86)
где виф* связаны соотношением:
Ф* =-(0-sinGcos0).
(3.87)
Истинная средняя скорость газа
4 О’
я(7Г)2'
(3.88)
Число Рейнольдса для газовой фазы Re*
Re'=
ft>*D*p*
И'
(3.89)
Коэффициент гидравлического сопротивления при движении га-
зовой фазы
(3.90)
Общие потери давления
" эУ" 2D+Л 2D
+ял (рэ (1 - <₽:)+рх )- нcgp‘.
(3.91)
178
3.5. Распределение температуры
в неизотермическом трубопроводе по Шухову В.Г.
(поправка Лейбензона Л.С.)
Выведем формулу Владимира Григорьевича Шухова, описываю-
щую стационарное распределение температуры в неизотермическом
трубопроводе, рис. 3.4.
Пусть по трубопроводу диаметром Б движется однофазная продук-
ция с массовым расходом q. Температура продукции на входе в трубо-
провод tH. Температура окружающей среды to. Поток стационарный,
то есть распределение температуры по длине трубопровода во време-
ни не меняется. Из этого следует, что все тепло которое выделяется
при охлаждении продукции уходит в окружающую среду. Удельная
теплоемкость потока с и коэффициент теплоотдачи КоТ. Трубопро-
вод горизонтальный. Введем систему координат, ось х. Составим ба-
ланс тепловой энергии на элементе трубопровода dx.
dE+dE=ft,
(3.92)
где dE=q с dt — количество тепловой энергии выделяющееся при ох-
лаждения потока в рассматриваемом элементе, Вт;
dE=КоТ (t-t0)n-Ddx — количество тепловой энергии рассеивающе-
еся в окружающуюся среду с поверхности рассматриваемого элемен-
та трубопровода, Вт.
Следовательно
(3.93)
Проинтегрируем полученное уравнение:
Рис. 3.4. Схема рассматриваемого элемента трубопровода
179
iKaTnD. 'r 1 ,.t ..
J „< dx=-\—d{t-Q,
откуда
К T nD t -tn
X = £n^—-±.
Обозначим ^oT кВ=a,
4CP
(3.94)
(3.95)
(3.96)
тогда из (3.95) следует формула В.Г. Шухова для расчета распределения
температуры по длине трубопровода
^о+(^я
(3.97)
В ведомственных строительных нормах* для теплового расчета неф-
тепроводов и нефтепродукгопроводов (надземных, наземных, подзем-
ных) рекомендуется применять формулу, которая в адаптированных обо-
значениях имеет вид:
(3.98)
где а=
0,075КоТР
Ср4н +Ср(4~4н)+Ср 4оср
(3.99)
Д-s <ТосР
(3.100)
й=1.293.ед-^.
Ун - 1,293-(?дрд '^оср ’
;=19~Д?3р»(1,8.гд -702),
(3.101)
(3.102)
(3.103)
‘Проектирование промысловых стальных трубопроводов ВСН 51-3-85 МИНГАЗП-
РОМ. ВСН 2.38-85 МИННЕФТЕПРОМ. М.,1985.
180
5=1000^ W»'*
Рос?
(3.104)
Условные обозначения:
• , G'K — рабочий газовый фактор при начальном и конечном давле -
ниях расчетного участка, м3/м3;
* Ря ’ Рх ~ относительная (по воздуху) плотность нефтяного газа в на-
чале и конце расчетного участка;
• q — безводная составляющая массовой продукции скважины, кг/с;
• 4оср ~ массовый дебит скважины по дегазированной* нефти, кг/с;
* — массовый расход нефтяного газа в начале и конце расчет-
ного участка, кг/с;
• у* 1 — массовая доля воды в жидкой составляющей скважинной про-
дукции;
• S — скрытая теплота испарения, Дж/кг;
• dp = 2520 — удельная изобарная теплоемкость нефти, Дж/(кг-К);
• с” — удельная изобарная теплоемкость нефтяного газа, Дж/(кг-К);
• ср = 4200 — удельная изобарная теплоемкость воды, Дж/(кг-К);
• Рос? — плотность дегазированной нефти, кг/м3;
• дД, — дополнительный член, учитывающий влияние выделения не-
фтяного газа из нефти на температуру нефтегазовой смеси, °C;
• tH — температура среды в начале расчетного участка, °C;
• КоТ — коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2-К);
• t0 — температура окружающей среды, °C.
Течение жидкости в трубопроводе сопровождается падением давле-
ния в нем, следовательно, уменьшается потенциальная энергия потока,
переходя в тепловую энергию. То есть диссипация потенциальной энер-
гии в трубопроводе эквивалентна распределенному источнику тепловой
энергии в трубопроводе. Для стационарного потока и в этом случае по
аналогии можно записать балансовое уравнение
* Дегазированная нефть — нефть после однократного стандартного разгазирования
(ОСР) пластовой нефти.
181
dE-dE=-dE, (3.105)
где dE — прирост тепловой энергии потока в рассматриваемом элемен-
те трубопровода из-за преодоления трения в нем.
Пусть известен гидравлический уклон в трубопроводе, тогда
где i — гидравлический уклон.
Учитывая, что
^Ртр ~ Pgdfynp ’
получаем:
dE=Q dpKr=Q p gdh^iqg dx.
По аналогии в этом случае получим:
cpqdt+KoT(t-t^nDdx-iqgdx=^.
Разделяя переменные, будем иметь:
(3.106)
(3.107)
(3.108)
(3.109)
dt
(3.110)
(3.111)
где обозначено:
Mg
КоТ nD
(3.112)
(3.113)
Интегрируя (3.111)
< ' *0 ° о
(3.114)
182 -------------------------------------------------
получим формулу В.Г. Шухова с поправкой Л.С. Лейбензона:
/=(^+Й)+(/„-(/0+Л>-“.
(З.П5)
Разность между двумя распределениями температуры в трубопрово-
де по Шухову (3.97) и Шухову с поправкой Лейбензона (3.115) выража-
ется следующим образом:
df=d(l-efl*).
(3.116)
Анализ полученного уравнения показывает, что расчетная темпе-
ратура потока нефти в трубопроводе по уравнению (3.115) выше, чем
по формуле Шухова (3.97), превышая температуру окружающей среды
из-за диссипации потенциальной энергии потока в тепловую.
З.в. Проектирование трубопроводов
для нефтяного газа
При разработке и эксплуатации нефтяных месторождений с боль-
шим газовым фактором объем нефтяного газа становится столь большим,
что утилизация его на собственные нужды невозможна. Если потреби-
тель нефтяного газа имеется, то подача его осуществляется по газопро-
водам, например, с первой ступени сепарации нефти и нефтяного газа
на дожимных насосных станциях (ДНС).
Установим связь между геометрическими параметрами газопровода
(диаметр, длина), свойствами нефтяного газа (молярной массой, коэф-
фициентом сжимаемости) и давлением на его входе и выходе.
Допустим, что газопровод:
• горизонтальный;
• изотермический;
• короткий.
Запишем систему уравнений для потока нефтяного газа в трубо-
проводе:
1. ^+*+^=-^. (3.117)
2. pV’=&iRT. (3.118)
3. /=Гш'р'. (3.119)
1OJ
Так как газопровод горизонтальный и короткий, вторым и третьим
слагаемым в уравнении (3.117) можно пренебречь.
Потери на трение определяются по уравнению Дарси-Вейсбаха:
(3.120)
Следовательно, вместо (3.117) с учетом (3.120) и сделанных допуще-
ний имеем
dp ydx (<о*)2
(3.121)
Из (3.119) следует:
(3.122)
Подставляя полученное выражение для скорости в(3.121) получим
q2 dx
(3.123)
Из уравнения состояния (3.118) следует, что
(3.124)
Тогда, подставляя (3.122) в (3.121), получим дифференциальное урав-
нение связи всех интересующих нас параметров:
pdp=-X
дг zRT,
F2D' 2М'
(3.125)
Интегрируя (3.125) для газопровода длиной L с давлением на входе
рн на выходе рк, получим
F2D АГ
X L zRT'
(3.126)
Гидравлический расчет газопроводов с массовой концентрацией
в потоке нефтяного газа капельной жидкости (до 50 г/м3 при нормаль-
184
ных условиях*) в соответствии с приложением 2 ведомственных стро-
ительных норм** (ВСН) рекомендуется производить по формуле:
где С* — поток нефтяного газа в трубопроводе, норм. м3/сут;
рн,рк — соответственно начальное и конечное давления на участке;
р* _ относительная плотность нефтяного газа по воздуху;
(1-<р') — истинное содержание жидкости (доля сечения трубы, за-
нятая жидкостью);
У Дй„ — сумма высот восходящих (подъем) участков трубопровода.
Представляет практический интерес при проектировании состав-
ных газопроводов получить аналитическое выражение для расчета рас-
пределения давления в газопроводе. Для этого поступим следующим
образом.
Выделим сечение х в стационарно работающем газопроводе и, про-
интегрировав дифференциальное уравнение два раза в пределах:
• первый раз в пределах по давлению от рн до давления р(х) в сече-
нии х, а по длине от начала трубопровода до сечения х;
• второй раз в пределах по давлению от р(х) в сечении х до давления
в конце трубопровода рк, а по длине от сечения х до его конца Z,
соответственно, получим:
Л2-(р(х))2 , д2 ZRT
х F2D М’ ’
(А^))2 -4 ?2 zRT
L-x F2D М"'
(3.128)
(3.129)
Из (3.128) и (3.129) следует уравнение расчета распределения давле-
ния по длине газопровода, из которого видна его квадратичная законо-
мерность, рис.3.5
‘Нормальные условия: - 760 мм рт. ст. (101,325 кПа) и 0 “С (273,15 К).
“Проектирование промысловых стальных трубопроводов. ВСН 2.38-85. М. 1985.
185
Рис. 3.5. Распределение давления в составном газопроводе
Р(х)= А2-(^-Л2)у • (3.130)
Формула (3.130) показывает, что распределение давления в газопро-
воде не зависит ни от расхода, ни от свойств перекачиваемого газа, ни от
характеристик самого газопровода.
Если задано начальное и конечное давление, а расчетного диаметра
трубопровода D', подходящего под этот перепад, не существует, тогда
начальный участок трубопровода выбирается меньшего диаметра, а ко-
нечного участка — большего диаметра по сортаменту существующих тру-
бопроводов. При таком подходе обеспечивается выигрыш энергии—зак-
рашенная область на графике (рис. 3.5). По существу, это экономия ме-
талла, за счет сокращения диаметра начального участка трубопровода.
Найдем необходимую длину трубопровода меньшего диаметра.
откуда
2 2 2 '^‘pL Z&T
p‘-p‘-q
Pl-Pi м _ w
f zRT F2Df '
(3.131)
(3.132)
Для начального участка газопровода имеем
ieo
2 2 2 \ * A zRT
p'-p=<}tanr’
(3.133)
по аналогии для конечного участка газопровода получим
р2 2=
v ’ 4 F2D, M
(3.134)
Следовательно, из (3.132) — (3.134) имеем равенство:
(3.135)
Из (3.132) с учетом (3.135) следует:
р„-р2к М
___________ ^1______^2
zRT f2d2 f2d2
(3.136)
откуда расчетная протяженность первого (меньшего диаметра по сорта-
менту) газопровода составляет:
Pl-Pt М Х21
! q2 zRT F2D2
(3.137)
F?D2
или иначе
lt=AL, (3.138)
р1-р1 м х2
. q2 L zRT F2D2
где А=-----------------.
Aq 7^2
(3.139)
Глава 4
Проблемы фазового разделения скважинной
продукции на промыслах и пути их решения
Скважинная продукция нефтяных месторождений существенно из-
меняет свои свойства в скважине на пути от интервала перфорации до
устья. Эти изменения происходят из-за непрерывно изменяющихся тер-
мобарических условий на пути продукции. В результате пластовая нефть
претерпевает фазовые превращения, то есть непрерывно происходит:
> выделение из нефти растворенных в ней:
• газов и образование новой газовой фазы,
• парафинов и образование новой твердой фазы — кристаллов па-
рафина.
Разгазирование пластовой нефти в скважине и промысловой систе-
ме сбора скважинной продукции сопровождается:
> существенным увеличением объемного расхода газожидкостной сме-
си и, как следствие,
> увеличением скорости движения потока в трубах.
При течении многофазной продукции в скважинах и системе трубо-
проводного промыслового транспорта характер потока во времени в
любом сечении трубопровода меняется, так как процесс движения мно-
гофазной смеси сопровождается пульсирующими, колебательными дви-
жениями. Поэтому все физические величины, определяющие движение
многофазной смеси в трубопроводе, усредняются по пространственно-
временным координатам. Именно в таком смысле далее понимается тер-
мин «установившееся движение».
4.1. Фазовый и дисперсный состав скважинной
продукции нефтяных месторождений
Если давление в скважине на глубине интервала перфорации боль-
ше давления насыщения пластовой нефти газом и скважинная продук-
ция безводна, то из пласта в скважину поступает однофазная пластовая
нефть, агрегатное состояние которой — жидкость.
188
Для хорошо сцементированных коллекторов, после грамотного ос-
воения добывающих скважин, механические примеси в составе пласто-
вой нефти, поступающей в скважину, отсутствуют. Так как все асфаль-
тосмолистые вещества, содержащиеся в пластовой нефти, пептизиро-
ваны* до отдельных молекул, то пластовую нефть можно рассматривать
как молекулярный раствор, привычную ньютоновскую жидкость, не-
сколько более вязкую, чем обычная вода.
В зависимости от
• дебита скважины,
• коэффициента ее продуктивности,
• газового фактора пластовой нефти,
• составов нефти и растворенных в ней газов
на определенной глубине в скважине происходит первый фазовый пере-
ходу то есть пластовая нефть из жидкости превращается в двухфазную
систему — газожидкостную смесь. На этой глубине давление примерно
равно скважинному давлению насыщения пластовой нефти газом, кото-
рое несколько меньше из-за метастабильных явлений, сопровождающих
начало любого фазового перехода. Величина скважинного давления на-
сыщения пластовой нефти газом меньше давления насыщения пластовой
нефти газом из-за различия температур пластовой нефти в скважине на
разных глубинах.
Температура пластовой нефти в скважине может быть существенно
меньше пластовой температуры, причем темп уменьшения температу-
ры нефти в скважине является однозначной функцией ее дебита.
Мельчайшие пузырьки газа, образующиеся в нефти при давлении,
меньшем скважинного давления насыщения пластовой нефти газом,
практически неподвижны в ней из-за очень малой относительной ско-
рости всплытия. Так как при этом объемная доля газовой фазы в не-
фти мала, то плотность жидкой фазы и газожидкостной смеси в целом
меняется относительно мало. При дальнейшем движении скважинной
продукции к устью молярная доля газовой фазы в потоке возрастает,
молярная масса жидкой фазы растет и, как следствие, увеличивается
плотность нефти.
Если в составе растворенных в пластовой нефти газов присутствует
азот, то динамика молярной массы нефтяного газа, образующегося в
* Пептизация — расщепление агрегатов, возникших при коагуляции дисперсных си-
стем, на первичные частицы под действием дисперсионной среды.
189
процессе подъема скважинной продукции в скважине, характеризуется
экстремумом — минимальным ее значением в результате роста моляр-
ной доли метана в нефтяном газе. В дальнейшем молярная масса нефтя-
ного газа возрастает из-за преобладающего вклада паров нефти.
При разгазировании пластовой нефти в скважине в совокупности
с понижением температуры ее растворяющая способность к парафи-
нам, имеющимся в ней, уменьшается, и на определенной глубине воз-
никает второй фазовый переход — из нефти выделяются кристаллы па-
рафина.
Так как в пластовой нефти содержание различных фракций пара-
финов неравномерно, то таких пересыщений для различных парафино-
вых фракций в нефти может быть несколько, то есть фазовых переходов
«жидкость — твердая фаза» при подъеме нефти в скважине происходит
несколько, если каждую фракцию растворенного в нефти парафина рас-
сматривать как отдельную твердую фазу. Подробное исследование фа-
зовых равновесий «жидкость — твердое тело» (пластовая нефть — пара-
фин) приведено в работе [32].
При стационарной работе добывающей скважины расходный ком-
понентный состав продукции в любом ее сечении равен компонентно-
му составу пластовой нефти.
Истинный компонентный состав скважинной продукции на глуби-
нах, где ощутимо опережающее движение нефтяного газа, будет отли-
чаться от компонентного состава пластовой нефти.
Если обводненность скважинной продукции больше 60—70% об., в
сечениях, в которых давление выше скважинного давления насыщения
пластовой нефти газом, то априори можно утверждать, что дисперсион-
ной средой жидкой составляющей скважинной продукции в интервале
перфорации в скважине является пластовая вода.
Дисперсный состав скважинной продукции нефтяных месторожде-
ний определяет:
• технологические особенности подъема скважинной продукции на
поверхность,
• систему промыслового обустройства сбора скважинной продук-
ции на месторождении,
• технологию процесса отделения нефти и нефтяного газа,
• разделение нефти и воды, добываемой попутно с нефтью из недр,
• способы эффективной очистки нефтепромысловых сточных вод
до кондиций, позволяющих утилизировать ее в системе ППД и др.
190
4.2. Применение формулы Стокса для оценки
дисперсного состава скважинной продукции
Преобладающей точкой зрения специалистов по дисперсному соста-
ву скважинной продукции является экспериментально подтверждаемое
утверждение о том, что частицы дисперсной фазы в продукции скважин
по размерам характеризуются логарифмически нормальным распреде-
лением (см. рис. 3.1).
Наиболее вероятный размер частиц дисперсной фазы зависит от
физико-химических свойств нефти, нефтяного газа, попутной воды,
применяемых поверхностно-активных веществ, сформировавшегося
режима течения такого многофазного потока, его температуры и т.д.
Очевидно, что и другие характерные размеры частиц дисперсной фазы
также будут функцией отмеченных параметров.
Дисперсный и фазовый состав скважинной продукции на пути от
интервала перфорации в добывающих скважинах до промысловых
объектов получения товарной продукции непрерывно изменяется. При-
чинами этого являются:
• изменение термобарических условий по пути продукции скважин
и, как следствие, возникновение новых зародышей газовой и твер-
дой фаз;
• различие плотностей дисперсионной среды и дисперсной фазы,
которое в гравитационном поле сил тяжести приводит к седимен-
тационному разделению фаз и изменению наиболее вероятного
размера частиц дисперсной фазы.
Рассмотрим более подробно закономерности гравитационного раз-
деления дисперсной фазы скважинной продукции нефтяных месторож-
дений. Сила, с которой среда (нефть, вода, нефтяной газ) действуют на
частицу (пузырек газа, капельку нефти или воды, частичку породы, кри-
сталл парафина и т.д.) зависит от размеров частицы, формы и ее ориен-
тации к потоку, скорости потока и свойств среды: вязкости и, в общем
случае, плотности. Из теории размерности следует, что должна суще-
ствовать функциональная связь между величинами:
Fc — сила сопротивления среды, перемещению в ней частицы,
(кг-м)/с2;
v0 — скорость перемещения частицы (одиночной) в среде, м/с;
рс — плотность среды, кг/ м3;
цс — вязкость (динамическая) среды, кг/(м с);
191
5 — характерная площадь поперечного сечения частички (миделе-
во сечение), м2. Корень квадратный из нее: — характерный
линейный размер частички, м.
Из этих пяти размерных величин можно составить две независимые
безразмерные комбинации:
цс _ 1 Г кг м3 j_ с
рс ^ цо-Ке м с кг м м
По правилу размерности одна из этих безразмерных комбинаций
является функцией другой:
(4.1)
Подставив л, в (4.1), получим выражение для силы сопротивления:
/c=C(Re).pc.v25.
(4.2)
Проанализируем полученное уравнение (4.2).
При больших числах Re лобовое сопротивление, испытываемое ча-
стицей со стороны потока, обусловлено разностью давлений перед и за
частицей [33]. То есть коэффициент лобового сопротивления постоя-
нен, а лобовое сопротивление пропорционально квадрату скорости.
По закону Бернулли разность давлений перед и за частицей равна
2
следовательно:
rc=C(Re)^-5.
(4.3)
При малых числах Re инерция, а следовательно, и плотность жидко-
сти практически не играют существенной роли, поэтому плотность из
уравнения (4.3) должна выпадать (сокращаться). Это возможно только в
том случае, когда коэффициент лобового сопротивления обратно про-
порционален числу Рейнольдса Re, то есть:
C(Re)= Const
Re
(4.4)
Подставив в (4.3) формулу (4.4) с учетом выражения для Re, получим:
192
f; = Const •-&-
Ч/Ре
=Const ЧД1С.
(4.5)
Для случая: 1) одиночной 2) шаровой частицы при 3) ламинарном ре-
жиме ее обтекания (Re «1) с 4) постоянной скоростью английский фи-
зик Джордж Стокс (1819—1903) показал, что эта конс/иаюяа рдвна Зя,
если за характерный размер частицы принять ее диаметр. То есть в ре-
зультате получается формула Стокса для силы сопротивления относи-
тельному движению одиночной сферической частицы в вязкой среде при
Re
Fc = Зл • «А •
(4.6)
Для нефтепромысловой практики представляет существенный ин-
терес выяснение границ размеров частиц дисперсной фазы, в рамках
которых применима формула Стокса (4.6).
Как следует из теории и подтверждается фактами, ламинарный ре-
жим обтекания частиц соответствует неравенству: Re < 1.
Относительная скорость движения сферической частицы (капли)
дисперсной фазы при постоянной скорости может быть найдена из ба-
ланса действующих на нее сил:
• силы сопротивления движению частицы (капли) Fc = Злц//цс;
• веса частицы (капли) гТ=-- pkg и
силы Архимеда FA =
nd3
Пусть рЛ > рс, тогда FT~FA= Fc или, после подстановки в уравнение
равновесия действующих сил их значений:
^-(pt-pc)?=3rcw0</nc,
откуда м0-
(4.7)
18рс
Из определения числа Рейнольдса (Re) выразим скорость:
Rep
и =——
0 рЛ
Подставив полученное выражение в (4.7), получим:
193
Re-nf _rf2(pt-pc)g
Pcd 18pc
откуда
Pe(Pt-Pe)« ’
(4.8)
Полученная формула (4.8) позволяет оценить предельный размер
частиц дисперсной фазы, для которых справед ливо применение форму-
лы Стокса (4.6) и следствия из нее — формулы для относительной ско-
рости частицы (4.7).
ПРИМЕР П4.1
Оценим предельные размеры частиц дисперсной фазы нефтепромысловых
систем, для оценки относительных скоростей которых допустимо приме-
нять формулы Стокса (4.6) и (4.7). Рассмотрим следующие характерные неф-
тепромысловые дисперсные системы:
> пузырьки нефтяного газа в:
• пластовой нефти;
• дегазированной нефти;
• пластовой воде;
> капли воды в: 1) пластовой нефти, 2) дегазированной нефти, 3) нефтяном
газе;
> капли нефти в: 1) пластовой воде, 2) нефтяном газе;
> частицы породы в: 1) пластовой нефти, 2) дегазированной нефти,
3) пластовой воде, 4) нефтяном газе.
Оптимальным способом решения поставленной задачи является про-
ведение асимптотических оценок параметров, входящих в формулу (4.8),
то есть:
> вязкости среды ; плотности среды рс и плотности частицы р*.
1, Пусть дисперсной фазой являются пузырьки нефтяного газа. В пер-
вом приближении, плотность нефтяного газа можно оценить из уравнения
состояния идеального газа:
Молярная масса нефтяного газа при термобарических условиях разга-
зирования нефти в скважине и объектах нефтепромыслового обустройства
находится в пределах (18—48) г/моль. Давление — в диапазоне 0,05—10 МПа;
температура: 280—360 К. Следовательно, диапазон плотностей нефтяного
газа, в первом приближении, можно оценить в пределах от 0,4 до 190 кг/м3:
, 18 10'3 0,05-106 А ,с кг . , 48403 10 106 1Q4 кг
Р/,г=> 8,3144 310 ’ м3 ’ РрГ=> 8,3144 310 86 м3 *
194
Плотность дисперсионной среды, в первом приближении, примем:
• пластовой нефти 650—920 кг/ м3;
• дегазированной нефти 790—960 кг/м3;
• пластовой воды 1010—1200 кг/м3.
Динамическую вязкость дисперсионной среды примем в диапазоне:
• для пластовой нефти 0,8—50 мПа с;
• для дегазированной нефти 2—360 мПа с;
• для пластовой воды 0,8—3 мПа с.
Так как предельное значение числа Рейнольдса при ламинарном режи-
ме обтекания частицы не превышает 1, то для предельных размеров частиц
вместо (4.8) получим расчетную формулу в виде:
“шах
_ж_
РСДР£
= 1,2242-з
Ис
РСАР
(4.9)
Первая задача рассматриваемого примера свелась к численному иссле-
дованию формулы (4.9) при следующих диапазонах изменения параметров,
входящих в нее
Таблица П4.1.1
— Среда Диапазон изменения параметров Пузырек нефтяного газа
Цс ,мПас р., кг/м3 Др, кг/м3 4™. мкм
Пл. нефть 0,8-50 650-920 460-920 160-1750
Дег. нефть 2-360 790-960 600-960 250-6370
Пл. вода 0,8-3 1010-1200 820-1200 110-230
В последней колонке таблицы представлены результаты оценки диапа-
зона максимальных размеров пузырьков газа, при которых еще возможно
использовать оценки их скорости всплытия по формуле Стокса (4.7):
dm = 1,2242-
650-460
= 1,5» Iff4 = 160мкм.
Обращает на себя внимание то, что в высоковязкой нефти (360 мПа-с)
размеры пузырьков газа, всплывающих в стоксовском режиме обтекания,
достигают 6,4 мм. В воде максимальные размеры пузырьков газа, для кото-
рых можно использовать формулу Стокса для оценки скорости всплытия,
минимальны: до 0,2 мм.
2. Пусть дисперсной фазой в промысловой смеси будут капли воды.
Произведем оценку максимальных размеров капель воды, для которых
еще применима формула Стокса (4.7) для расчета ее относительной ско-
195
роста осаждения в нефти и нефтяном газе. По аналогии с приведенными
выше (в первой задаче) оценками составим диапазон изменения парамет-
ров для численного исследования формулы (4.9), если дисперсной фазой
является капельная вода.
Таблица П4.1.2
Среда Диапазон изменения параметров Капли воды
цс ,мПа-с рс, кг/м3 Ар, кг/м3 </пих,мкм
Пл. нефть 0,8-50 650-920 360-280 170-2610
Дег. нефть 2-360 790-960 220-240 350-10110
Нефт. газ 0,015 0,4-190 1010 10-100
Если дисперсионной средой является пластовая нефть, то максималь-
ный размер капельной воды, относительную скорость движения которых
можно рассчитывать по Стоксу будет равна
4» =1,2242-
650 360
1
= 1,71-104 = 170мкм.
Наибольшие размеры оседающих капель воды в нефтяном газе, отно-
сительную скорость движения которых можно рассчитывать по формуле
Стокса (4.7) всего 10—100 мкм. В высоковязкой нефти диаметр капель воды,
скорость которых можно рассчитывать по Стоксу, более 1 см.
3. В третьей задаче рассматриваемого примера дисперсной фазой явля-
ется нефть. В нижеследующей таблице представлены диапазоны изменения
физических свойств среды и дисперсной фазы и размеров капель нефти
Таблица П4.1.3
Среда Диапазон изменения параметров Капли нефти
J1 ,мПа с рс, кг/м3 Ар, кг/м3 4™, мкм
Пл. вода 0,8-3 1010-1200 360-240 150-390
Нефт. газ 0,015 0,4-190 650-770 120-140
По аналогии с решением предыдущих задач данного примера оценим
максимальный размер капли нефти (пластовой), всплывающей в воде, от-
носительную скорость которой допустимо рассчитывать по Стоксу
4™ =1,2242-
1010- 360
= 1,4» 104 = 150мкм.
4. В последней четвертой задаче данного примера оценивается относи-
тельная скорость осаждения частиц механических примесей в скважинной
196
продукции. В качестве примера механических примесей рассмотрим кварц,
SiO2. Плотность кварца примем равной 2650 кг/м3 и по аналогии с решени-
ем предыдущих задач вновь составим таблицу диапазона изменения значе-
ний параметров для оценки размеров частиц, а в последней колонке приве-
дем значения этих оценок.
Таблица П.4.1.4
Среда Диапазон изменения параметров Мех. примесь
Цс ,мПа*с рс, кг/м3 Др, кг/м3 Ч^.МКМ
Пл. нефть 0,8-50 650-920 2000-1730 100-1420
Дег. нефть 2-360 790-960 1860-1690 170-5270
Пл. вода 0,8-3 1010-1200 1640-1450 90-210
Нефт. газ 0,015 0,4-190 2650-2460 10-70
Как видно из представленных результатов оценок, максимальный
диаметр частиц дисперсной фазы, для которых сохраняется безотрыв-
ное обтекание потоком в высоковязких средах (дегазированной не-
фти), может достигать 1 см (капли воды). С другой стороны, эти же
оценки показали, что размеры дисперсных частиц в нефтяном газе
(капли воды и частицы мехпримесей), для которых может нарушаться
ламинарный режим обтекания, могут быть в тысячу раз меньше, всего
10 мкм. Неучет этого обстоятельства в нефтепромысловой практике
может приводить к серьезным просчетам в проектировании техноло-
гических процессов и подборе оборудования.
Нижняя граница размеров частиц дисперсной фазы, для которых
можно пренебречь влиянием диффузионных явлений, носит каче-
ственный характер. Например, в учебнике [37] отмечается, что на ча-
стицы дисперсной фазы «...размером в доли микрометров и меньше
существенно влияют диффузионные явления». В этом же учебнике
подчеркивается, что седиментационный метод дисперсионного ана-
лиза, который основан на использовании формулы Стокса для отно-
сительной скорости частиц дисперсной фазы, «...обычно применим
лишь для систем, содержащих частицы, радиусы которых лежат в пре-
делах 1—100 мкм».
Количественно любая дисперсная система наиболее полно характе-
ризуется плотностью (дифференциальной кривой) распределения час-
тиц полидисперсной системы по размерам (диаметрам).
Очевидно, что чем:
• меньше различие между Jmin и и
------------------------------------------------------ 197
• больше максимум кривой плотности распределения частиц по
размерам (см. рис. 3.1), тем ближе система к монодисперсной.
Дисперсность полидисперсных систем количественно выражают
через средневзвешенные значения размеров частиц, их масс, объемов,
молекулярных масс и других параметров [34]:
> по размерам частиц (их диаметрам dj), среднеарифметический диа-
метр частиц, J:
Л.
(4.Ю)
> по межфазной поверхности частиц, Sj, среднеповерхностный раз-
мер (диаметр) частиц, ds:
ъм )dl
(4.11)
по объемам частиц, V, среднеобъемный размер (диаметр) частиц, dv:
d =JL_________
(4.12)
где п} — число частицу-й фракции, диаметр частиц которой равен d.;
Sj = — площадь поверхности частицыу-й фракции;
Vj=^dj — объем частицыу-й фракции.
Так как суммарный объем частицу-й фракции, К, равен:
(4.13)
а объем всей дисперсной фазы в двухфазной дисперсной системе
представляет собой сумму объемов всех фракций:
(4.14)
198
то из (4.12) с учетом (4.13) и (4.14), и определения суммарной объемной
доли частиц j-й фракции, (pLy:
А.
Ж
(4.15)
следует, что
j
(4.16)
Рассмотрим характеристики дисперсного состава полидисперсной
системы применительно к нефтепромысловой практике на примере об-
ратной водонефтяной эмульсии с объемной долей воды в ней (объем-
ной обводненностью) <ря.
По определению
(4.17)
Из (4.15) , тогда, подставив в (4.17), получим:
J
Фв =
= ^Д=<рв(рв. (4.18)
V п
Откуда
ф.Л*
Фв
(4.19)
Подставив (рху из (4.19) в (4.16.), получим выражение для вычисле-
ния среднеобъемного диаметра капли воды в водонефтяной эмульсии
при заданной (известной) плотности распределения капель воды по раз-
мерам в виде:
Фв j
(4.20)
Оценка максимально допустимой нагрузки на гравитационные де-
лители фаз определяется в первую очередь:
• характеристикой дисперсного состава сырья,
• временем задержки сырья в делителе,
• правильностью подбора реагентов и, наконец,
• конструкцией делителя фаз и паспортной характеристикой.
На современном этапе развития техники и технологии сбора и про-
мысловой подготовки скважинной продукции нефтяных месторожде-
ний контроль характеристики дисперсного состава сырья не проводит-
ся, поэтому возможны только экспертные оценки рекомендуемой или
допустимой нагрузки на гравитационные делители фаз. Именно по-
этому в настоящее время подбор нефтепромыслового оборудования
производится «по прецеденту», аналогии и т.д.
4.3. Наиболее эффективные пути разделения фаз -
снижение дисперсности скважинной продукции
Промысловую подготовку нефти следует рассматривать как много-
ступенчатый технологический процесс, который последовательно вклю-
чает следующие этапы:
• разрушение или предотвращение образования стойких водонеф-
тяных эмульсий в трубопроводах и объектах системы сбора,
• предварительное обезвоживание нефти,
• утилизация основной массы отделяемой воды непосредственно на
месторождении и,
• наконец, обезвоживание и обессоливание нефти до требуемых
кондиций на центральных пунктах сбора (ЦПС).
Предварительное обезвоживание нефти необходимо проводить при
достижении содержания воды в продукции нефтяных скважин выше
30% об., когда транспортирование всего объема добываемой жидкости
на расстояние более 25—30 км становится нецелесообразным или зат-
руднительным.
Различают 2 процесса предварительного обезвоживания:
> при естественной температуре добываемой продукции — техноло-
гические показатели определяются качеством сбрасываемой воды,
с ее последующей утилизацией в системе ППД. Этот процесс, как
правило, производится на ДНС и КСП (комплексный сборный
пункт).
zuu
> при подогреве сепарируемого сырья, в том числе и за счет подачи
горячих дренажных вод, с высоким содержанием реагента-деэмуль-
гатора — определяется качеством сепарируемой нефти, производит-
ся на ЦПС и УПН.
Эффективность процесса предварительного сброса воды во многом
зависит от гидродинамического режима потока в подводящих трубопро-
водах, определяющего дисперсность поступающей в аппараты эмульсии.
Рассмотрим проявления различных механизмов сепарации нефти,
нефтяного газа и попутной воды в системе сбора и подготовки сква-
жинной продукции, то есть в гравитационном поле, основной состав-
ляющей которого для дисперсных систем является проявление сил Ар-
химеда*.
Деэмульсация водонефтяных эмульсий за счет
выделяющегося из нефти нефтяного газа
(эффект естественной флотации**)
Рассмотрим более подробно прямую эмульсию (капли нефти в воде).
Капельная нефть (с возможным, в общем случае, содержанием внутри
отдельных мелких капелек воды — множественная эмульсия) при сни-
жении давления продолжает разгазироваться, что приводит к образова-
нию мельчайших пузырьков нефтяного газа внутри капли нефти. Пу-
зырьки газа, накапливающиеся внутри нефтяной капли, коалесцируют
(межфазное поверхностное натяжение на границах нефть—газ меньше,
чем на границах вода—газ). В результате образуется относительно круп-
ный пузырек газа, окруженный пленкой нефти, который с достаточно
большой скоростью всплывает в воде. Как следствие, водная дисперси-
онная среда относительно быстро «очищается» от капельной нефти.
Отметим, что пузырьки газа, окруженные пленкой нефти в воде, после
всплытия образуют пенную структуру с интенсивными процессами ко-
алесценции*** пленочной нефти и нефтяного газа, что приводит к рас-
слоению пены на нефтяной газ и нефть.
‘ Закон Архимеда — на тело (частицу) в дисперсионной среде действует выталкиваю-
щая сила, равная весу дисперсионной среды, объем которой равен объему частицы.
"Флотация — [англ, flotation буке, всплывание] — горн, способ обогащения полезных
ископаемых в водной среде, основанный на свойстве одних частиц прилипать к воз-
душным пузырям и переходить с ними в пенный слой (концентрат) [ 10].
"* Коалесценция [лат. coalesco — срастаюсь, соединяюсь] — слияние капель жидко-
сти или пузырьков газа при их соприкосновении [35].
-------------------------------------------------------- 201
Фильтрация водонефтяных эмульсий через твердые
гидрофильные поверхности
Нестойкие и средней стойкости обратные водонефтяные эмульсии
разрушаются при прохождении через слой фильтра, которым может слу-
жить гравий, битое стекло, полимерные шарики, древесные и металли-
ческие стружки.
Процесс разрушения эмульсий основан на явлении селективного
смачивания. Фильтрующее твердое вещество для интенсификации раз-
рушения эмульсий за счет поверхностных явлений на трехфазных гра-
ницах раздела должно удовлетворять следующим основным условиям:
1. иметь хорошую смачиваемость*, то есть обладать гидрофильной
поверхностью, благодаря наличию которой при деформации гло-
бул воды в процессе фильтрации происходит их сцепление с филь-
трующим веществом, разрыв межфазных пленок обратной водо-
нефтяной эмульсии, растекание капель воды по поверхности, как
следствие, их коалесценция, с возникновением крупных капель
воды или даже струек на выходе из слоя фильтрующего вещества;
2. быть достаточно прочным, обеспечивая его длительную эксплуа-
тацию без замены.
Внутритрубиая деэмульсация
В основе внутритрубной деэмульсации лежат физико-химические и
гидродинамические процессы. Физико-химический процесс — это диф-
фузия реагента-деэмульгатора в объеме нефти и воды, адсорбция его на
границах раздела фаз, вытеснение деэмульгатором природных стабили-
заторов с глобул эмульгированной воды в нефти и т.п. К гидродинами-
ческим процессам можно отнести диспергирование и коалесценцию аг-
регативно-неустойчивых глобул воды под действием турбулентных пуль-
саций, укрупнение капель воды, расслоение фаз и т.д.
Эффективность внутритрубной деэмульсации зависит от физико-
химических свойств, гидродинамического режима течения и темпера-
туры эмульсионной системы.
При малых скоростях потока или высокой вязкости системы про-
цессы массообмена протекают медленно, если эмульсия неустойчива,
то происходит расслоение фаз. При высоких скоростях обработанная
деэмульгатором эмульсия передиспергируется заново.
’ Смачиваемость — растекание жидкости по поверхности твердого тела.
202
От температуры потока существенно зависит вязкость водонефтя-
ных эмульсий и прочность межфазных пленок.
Так как эффективность деэмульсации зависит от того, насколько
хорошо деэмульгатор распределился по объему, то ввод деэмульгатора
производят в головных участках нефтесборных коллекторов.
Технология и техника предварительного обезвоживания
и сброса воды в дренаж, не требующая дополнительной
сложной очистки
В основу технологии совместной подготовки нефти и воды положе-
ны два основных метода промысловой водоподготовки:
> предотвращение загрязнения воды в процессе разрушения водонеф-
тяной эмульсии (превентивный метод) и
> интенсификация очистки дренажных вод с использованием слоя
сырой нефти.
В процессе нефтепромысловой практики подготовки скважинной
продукции установлено, что попутная пластовая вода, находящаяся в
нефти в диспергированном состоянии (обратная водонефтяная эмуль-
сия), в процессе ее расслоения практически не содержит каких-либо
взвешенных веществ.
В то же время передозировка деэмульгатора, повышенная турбули-
зация потока, отмыв шламовых отложений со стенок труб и т.п. спо-
собствует тому, что преждевременное выделение пластовой воды в
нефтесборных трубопроводах может привести к ее интенсивному заг-
рязнению механическими примесями, нефтью и нефтепродуктами.
Другой источник загрязнения нефтепромысловых сточных вод — пено-
образные промежуточные слои на границе раздела жидкостей со сто-
роны водной фазы [6, 45—47].
Превентивный метод промысловой водоподготовки предполагает:
• использование высокоэффективных реагентов-деэмульгаторов
(разрушение обратных эмульсий без образования прямых эмуль-
сий и предотвращение образования пенообразных слоев в аппа-
ратах обезвоживания);
• предупреждение интенсивного эмульгирования нефти в воде при
сборе, сепарации и обезвоживании;
• раздельный сбор и обработку продукции многопластовых залежей
при химической несовместимости пластовых вод;
203
• предотвращение непрерывного наращивания пенообразных про-
межуточных слоев в аппаратах обезвоживания при использовании
химических реагентов.
4.4. Максимально возможная степень очистки
нефтепромысловых вод для возможной их утилизации
в системе ППД
Последняя отечественная фундаментальная монография, раскрыва-
ющая эту проблему, подготовлена в институте ТатНИПИнефть под ру-
ководством Валентина Петровича Тронова [48]. Колоссальный опыт,
накопленный нефтяниками Татарии, показал все увеличивающуюся
актуальность качества подготовки воды для использования ее в системе
ППД. В ОАО «Татнефть» подготовка нефтепромысловых сточных вод
производится на 70 объектах. Основным оборудованием для очистки
являются резервуары отстойники типа РВС—5000, в том числе оборудо-
ванные гидрофобным фильтром; РВС—2000 и горизонтальные напор-
ные отстойники объемом от 50 до 200 м3.
В последние годы широко используются аппараты очистки сточ-
ных вод (АОСВ) и жидкостные гидрофобные фильтры (ЖГФ) на базе
отстойников типа ОГ—200 (ОГ—50—200). Степень загрузки очистных
сооружений превышает 70% [48]. Сточные нефтепромысловые воды,
поступающие на очистку, содержат капельной нефти 100—500 мг/л,
твердых взвешенных частиц (ТВЧ) — 50—150 мг/л. Размеры загрязня-
ющих частиц от 2 до 60 мкм при наиболее вероятном размере частиц
4—8 мкм. Основная объемная доля загрязнений приходится на части-
цы диаметром 12—16 мкм [48].
По данным «ТатНИПИнефти» на подавляющем большинстве очис-
тных сооружений качество подготовленной воды соответствовало тре-
бованиям «Положения о закачке нефтепромысловых сточных вод...» от
1998 г., согласованного с территориальными органами Росгортехнадзо-
ра (по нефти — до 60 мг/л, по ТВЧ — до 50 мг/л), от 30 до 50% частиц
имеют размеры менее 6 мкм, в ряде случаев в очищенной воде обнару-
живаются частицы нефти и ТВЧ размером до 55 мкм. Однако на ряде
очистных сооружений при крупных товарных парках и узлах предвари-
тельного сброса воды (УПСВ) в систему ППД откачивалось до 10% об.
сточных вод с повышенным содержанием загрязнений: 65—170 мг/л не-
фти и 60—95 мг/л ТВЧ с размером частиц от 2 до 55 мкм.
204
Основными причинами неудовлетворительного качества очищенных
вод явились:
> незащищенности ь установок подготовки нефти (УПН) и очистных со -
оружений (ОС) от неконтролируемого поступления грязи из системы
нефтегазосбора;
> повышенные нагрузки (расходы) воды на ОС;
> вымывание ранее накопившихся осадков при колебаниях расхода
жидкости;
> частая смена и большой ассортимент применяемых деэмульгаторов;
> изменение физико-химических свойств продукции скважин;
> попадание загрязнений из промежуточных слоев из-за несовершен-
ства средств контроля межфазного уровня;
> неравномерность откачки жидкости с дожимных насосных станций
(ДНС);
> применение большого ассортимента химикатов службами ОАО «Тат-
нефть» и др. [48].
В табл. 4.1, для примера, представлены результаты анализа загряз-
нений в дренажной воде ДНС Урустамакского месторождения Татарии.
Таблица 4.1
Содержание нефти и ТВЧв попутной пластовой воде, [48]
Место отбора проб Содержание нефти, мг/л Содержание ТВЧ, мг/л
дас-6 45-235 76-500
ДНС-9 47-154 30-120
Общий объем воды для заводнения продуктивных пластов Уруста-
макского месторождения составляет 450 м3/сут, в том числе 330 м3/сут
воды среднего качества для закачки в пласты со средней проницаемос-
тью и 120 м3/сут воды высшего качества для закачки в пласты низкой
проницаемости.
Для эффективного решения проблемы подготовки воды разработан
вариант компоновки оборудования на ДНС—9, рис. 4.1. Технологичес-
кая схема подготовки попутных пластовых вод включает следующий
набор оборудования [48]:
205
Нефтяной газ в газовую линию
Расшифровка технологических потоков:
- - - Нефтяной газ
Стенная вода
Нефть
Скважины, вскрывшие пласт
Ф Средней проницаемости
О Низкой проницаемости
БГ
Рис. 4.1. Принципиальная технологическая схема каскадной очистки воды на
Урустамакском месторождении [48].
Условные обозначения: БЕН — буферная емкость нефти, БЕВ — буферная емкость
воды, БГ — блок гребенки, БКНС — блочная кустовая насосная станция,
ОЖГФ — отстойник с жидкостным гидрофобным фильтром,
а, Ь, с, d, е, f, g, h — водоводы высокого давления; 1—243 — номера нагнетатель-
ных скважин
• жидкостной гидрофобный фильтр (ЖГФ) на базе ОГ—200 (базо-
вое качество очистки воды и выше);
• установка коалесцирующих фильтров «Коалесцент—6» (высшее
качество подготовки воды);
• две буферные емкости воды (БЕВ—1 и БЕВ—2) объемом 100 м3;
• буферная емкость нефти (БЕН) объемом 10м3;
• блочная кустовая насосная станция (БКНС) и блок гребенки (БГ);
• водоводы и нагнетательные скважины.
В зависимости от режимов эксплуатации оборудования, наличия
автоматики и обслуживающего персонала подготовка воды для системы
ППД возможна по двум вариантам каскадной технологии, [48]:
• с отключением отдельных скважин;
• без их отключения.
206
Каскадную технологию очистки сточной воды для циклической за-
качки воды в скважины по варианту с отключением скважин рекомен-
дуется осуществлять в следующей последовательности (рис. 4.1):
Этап L Подготовленная на ЖГФ вода среднего качества закачива-
ется в пласты со средней проницаемостью, вскрытые скважинами 32,
18,2,1,49,29,5,22,56,40. Для этого вода подается в водоводы: b, с, е, f,
g, причем скважина 243, подключенная к водоводу f, отключается. Во-
доводы a, d, h перекрыты, подача воды по ним не производится.
Этап 2. После закачки заданного объема воды среднего качества осу-
ществляется закачка воды высшего качества, в объеме, достаточном для
заполнения водоводов, использованных на 1 этапе.
Этап 3. Закачивается вода высшего качества, подготовленная на
фильтре «Коалесцент—6», в нагнетательные скважины пластов низкой
проницаемости, расположенных на водоводах: a, d, f, кроме скважины
5, а также h. Водоводы b, с, е, g полностью перекрыты.
Описанный вариант каскадной технологии подготовки воды позво-
ляет выполнить ее главное условие — обеспечить водой требуемого ка-
чества пласты различной проницаемости.
Обеспечение пластов водой с высокой степенью очистки, учитывая
не только содержание в ней нефти и ТВЧ, но и размеры твердых час-
тиц — принципиально новое направление, развиваемое член-корр. АН
Татарстана, проф. В.П. Троновым и его школой в существенном влия-
нии качества закачиваемой в пласты воды по ТВЧ (мг/л) и размеру час-
тиц (мкм) на повышение коэффициента извлечения нефти (КИН).
Требуемое качество воды при использовании каскадной технологии
подготовки воды для системы ППД определяется коллекторскими свой-
ствами продуктивных горизонтов:
• распределением проницаемости в заводняемых пластах и
• плотностью распределения пустот по размерам.
Например, для эффективности системы ППД Березовского место-
рождения необходимо, чтобы закачиваемая в пласты вода не содержа-
ла частиц с характерными размерами более 0,37—1,55 мкм, то есть прак-
тически вода на 100% должна быть очищена от ТВЧ. Анализ результа-
тов выполненных расчетов и нефтепромысловая практика показывают:
единой нормы качества воды по содержанию ТВЧ (мг/л) существовать
не может.
207
Обеспечение потребности системы ППД в воде высшей степени под-
готовки ограничивается, как подчеркивает В.П. Тронов, «...не столько
техническими особенностями существующих очистных сооружений и
финансовыми возможностями предприятий для их реконструкции,
сколько психологической неготовностью персонала в связи с недопо-
ниманием важности этой проблемы».
Для Березовского месторождения с целью сокращения затрат на очи-
стку воды все нагнетательные скважины были разделены на три группы,
приуроченные к трем типам коллекторов в соответствии с требования-
ми к качеству закачиваемой в них воды, табл. 4.2.
Таблица 4.2
Требования к качеству закачиваемой воды
на Березовском месторождении [48]
Проницаемость пласта, мкм2 Качество очищенной воды Допустимый размер частиц, МКМ Допустимое содержание в воде, мг/л
ТВЧ нефти
0,150 и более Базовое 1,10-1,55 16,40-24,93 24,60-37,40
0,50-0,150 Среднее 0,70-1,08 9,75-22,14 14,63-33,22
менее 0,50 Высшее 0,37-0,62 4,79-9,65 7,19-14,48
В связи с тем, что система ППД сама является источником кольма-
тирующих* пласт дисперсий, рекомендуется для обеспечения оптималь-
ной работы систему ППД дополнить следующими элементами:
> установкой предварительного сброса пластовых вод (УПСВ) на
ДНС—26;
> соответствующим оборудованием для каскадной системы доочист-
ки воды;
> технологической системой дообвязки КНС—26 и соответствующих
скважин;
> технологическим регламентом управления целевой закачкой воды
разного качества по одним и тем же трубопроводам (после закачки
воды базового качества промывать водоводы водой высшего каче-
ства), рис. 4.2.
‘ Кольматаж [фр-colmatage] — вмы ванне глинистых и илистых частиц в поры грунта
каналов, водохранилищ и т.п. для уменьшения фильтрации [10]
208
Рис. 4.2. Технологическая схема каскадной подготовки воды для системы ППД
Березовского месторождения [48]:
1 — трубопроводы; 2 — насос; 3 — УПСВ; 4 — задвижки; 5 — буферная емкость
для воды: 7 — отстойник с жидкостным гидрофобным фильтром (ЖГФ); 8 — ап-
парат очистки сточной воды (АОСВ); 9 — КНС
Очистка воды до базового уровня (табл. 4.2) осуществляется в само-
очищающемся жидкостном гидрофобном фильтре на базе отстойника
ОГ—200. Вода базового качества подается на КНС—26 в нагнетательные
скважины, вскрывшие высокопроницаемые пласты. Высшее качество
очистки воды достигается в АОСВ, полученная вода подается через
КНС—26 в скважины, вскрывшие пласты средней и низкой проницае-
мости, рис. 4.2.
209
Глава 5
Механизм разделения водонефтяных
эмульсий в гравитационных отстойниках
Различие плотностей фаз нефтегазоводяных смесей широко ис-
пользуется в технологических процессах сепарации нефти, нефтяно-
го газа и попутной воды в объектах нефтепромыслового обустройства
нефтяных месторождений. Вместе с тем нефтегазоводяные смеси это
типичные высокодисперсные системы, поэтому любое разделение фаз
на промысле сопровождается поверхностными явлениями. Иначе го-
воря, шщдйций, например, элшьеии подразумевает раз-
деление ее на:
• нефть в виде сплошной среды и
• воду тоже в виде сплошной среды.
Такое определение сущности технологического процесса сепарации
водонефтяной эмульсии (обезвоживания нефти и других аналогичных
названий этого процесса) справед ливо для любого типа эмульсии:
• обратной,
• прямой,
• множественной.
Если разность плотностей фаз определяет изменение объемной кон-
центрации дисперсной фазы в гравитационном поле под действием силы
Архимеда, то переход дисперсной фазы в дисперсионную среду возмо-
жен только в результате действия поверхностных сил.
В водонефтяной эмульсии, например, обратного типа под действи-
ем гравитационных сил капельная вода оседает, достигает препятствия,
объемная доля воды в нефти у препятствия (дно) возрастает до возник-
новения условий инверсии фаз и возникает дисперсионная среда — вода.
В процессе инверсии фаз — перехода капельной воды в дисперсионную
среду (сплошная фаза) часть нефти переходит в дисперсную фазу*. Ана-
логично, в прямой водонефтяной эмульсии капельная нефть в поле сил
’ Щукин. Е.Д. Коллоидная химия: Учеб, для университетов и химико-технолог. ву-
зов / Е.Д. Щукин, А. В. Перцов, Е.А. Амелина. — 3-е изд. перераб. и доп. — М.: Высш,
шк., 2004. - 445 с.
210
тяжести под дествием сил Архимеда всплывает, достигает препятствия —
межфазной поверхности вода — нефтяной газ и скапливается. По мере
увеличения объемной доли капельной нефти возникают условия инвер-
сии фаз — перехода капельной нефти в дисперсионную среду и на по-
верхности прямой эмульсии возникает слой обратной эмульсии, где
дисперсионная среда представляет собой нефть.
Таким образом, невозможно, не обеспечив условия для слияния
(коалесценции) частиц дисперсной фазы, обеспечить сегрегацию не-
фти и воды в водонефтяной эмульсии. Роль этого явления (коалесцен-
ции в результате действия поверхностных сил) существенно возраста-
ет для сегрегации множественных эмульсий.
Наличие пузырьков газовой фазы в водонефтяной эмульсии прин-
ципиальной картины формирования из дисперсной фазы дисперсион-
ной среды не меняет.
5.1. Толщина промежуточного слоя в гравитационных
дегидраторах - индикатор эффективности их работы
В очень содержательной обобщающей отраслевой монографии [6]
описываются интересные экспериментальные результаты изучения фор-
мирования промежуточного слоя* в горизонтальных цилиндрических
отстойниках с вертикальным потоком сырья (рис. 5.1).
В таких аппаратах эмульсия вводится через трубчатые перфориро-
ванные «маточники», расположенные в нижней части аппарата в слое
дренажной воды. Допустим, что входящая в аппарат водонефтяная
эмульсия — обратная, тогда дисперсионная среда (нефть с капельной
водой в ней) дробится в водной фазе. Образуются достаточно крупные
капли нефти с капельной водой в них (локальное относительно крупное
включение обратной эмульсии в водной среде), которые быстро всплы-
вают и задерживаются плотным слоем не успевшими скоалесцировать
каплями нефти. Именно эти, достаточно крупные локальные образова-
ния нефти (с капельной водой в них) оставаясь в водной среде, образу-
ют нижний слой прямой множественной эмульсии*, граница которой со
‘ Промежуточный слой — два слоя высокообводненных обратной и прямой эмульсий,
разделенные межфазной поверхностью контакта дисперсионных сред: нефть — вода.
‘’Прямая множественная эмульсия — множественная эмульсия, дисперсионной сре-
дой которой является вода, а капли дисперсной фазы представляют собой локаль-
ные обратные водонефтяные эмульсии.
211
Сырая нефть (обратная эмульсия)
на ППД. ф'<0,1 %
Q’, ф’>70%
Рис. 5.1. Принципиальная схема работы горизонтального гравитационного от-
стойника с вертикальным потоком сырья
стороны водной среды в горизонтальном гравитационном отстойнике
образует нижнюю границу промежуточного слоя (рис. 5.1 и 5.2).
Так как время существования межфазной поверхности на крупных
каплях прямой множественной эмульсии определяется временем их
всплытия от маточника до начала промежуточного слоя, а оно изме-
ряется секундами, то такая эмульсия является неустойчивой, крупные
капли нефти быстро коалесцируют (сливаются). Из-за разности плот-
ностей межфазная поверхность контакта дисперсионных сред (в ниж-
ней части отстойника — вода, в верхней части отстойника — нефть) де-
формируется^ затем рвется, а капиллярные силы деформированной по-
верхности вода — нефть выталкивают всю капельную нефть вверх.
Нефть с содержащейся в ней капельной водой попадает в родствен-
ную дисперсионную среду — нефть, рис 5.3.
На рис. 5.3 (а) схемати-
чески представлены после-
довательные стадии наруше-
ния сплошности поверхнос-
ти контакта дисперсионных
сред вода — нефть, перехода
относительно крупных обра-
зований нефти (с капельной
водой внутри них) в диспер-
сионную среду — нефть, об-
новление (восстановление)
Обратная эмульсия
I
Физическая
поверхность
раздела 2-х
сред
I Прямая эмульсия
9-60%
Рис. 5.2. Схема строения переходного слоя
в горизонтальном гравитационном отстой-
нике
212
Рис. 5.3. Схема механизма сегрегации нефти и
воды в гравитационном отстойнике при пере-
ходе их сквозь промежуточный слой и поверх-
ность контакта (раздела) дисперсионных сред
нефть — вода
нарушенной межфазной
поверхности контакта дис-
персионных сред вода —
нефть. Рядом, на рис. 5.3 (в)
схематично представле-
ны последовательные ста-
дии такого же нарушения
сплошности той же поверх-
ности контакта дисперси-
онных сред нефть—вода, но
в обратном направлении за
счет перехода относительно
крупных образований воды
в дисперсионную среду —
вода, обновление (вос-
становление) нарушенной
межфазной поверхности
контакта дисперсионных
сред нефть — вода.
Слой высокообводнен-
ной обратной эмульсии,
капли воды в которой изна-
чально достаточно мелкие с сравнительно длительным временем форми-
рования их межфазной поверхности, представляет собой верхнюю часть
промежуточного слоя в гравитационном отстойнике. Время жизни таких
капель на границе раздела фаз может быть очень значительным.
Таким образом, априори можно утверждать, что прямая эмульсия
промежуточного слоя имеет высоту (толщину) меньше, чем контакти-
рующая с ней выше обратная эмульсия из-за различия их дисперсного
состава, прочности и состава межфазных поверхностей (см. рис. 5.2).
На рис. 5.4 изображен пример зависимости объемной доли воды в
гравитационном отстойнике по его высоте в сечении ААВВ, начина-
ющимся в трубопроводе, подающей высокообводненный поток, и за-
канчивающемся в коллекторе с выходом обезвоженной нефти. Пусть,
для конкретности, объемная доля воды на входе в отстойник, состав-
ляет 70% об. Поступая из маточника в отстойник доля воды на этой
высоте резко увеличивается, а затем снижается вблизи промежуточ-
ного слоя. В промежуточном слое доля воды снижается медленно.
I
213
Рис. 5.4. Пример зависимости объемной доли воды в гравитационном отстой-
нике с вертикальным потоком сырья по его высоте в сечении ААВВ
Выше промежуточного слоя доля воды в отстойнике резко снижается
и до входа в приемный маточник по выходу нефти практически оста-
ется постоянной.
Толщина промежуточного слоя в отстойнике определяется физи-
ко-химическими свойствами нефти и воды, условиями формирования
дисперсной системы до ее сепарации в аппаратах промыслового обус-
тройства, наличием загрязнений в составе межфазных поверхностей,
правильностью подбора реагента-деэмульгатора, гидродинамическим
режимом течения в подводящем трубопроводе, температурой и др.
Как показали экспериментальные исследования времени жизни ка-
пель на границе раздела фаз, это время колеблется от секунд до минут,
часов, суток и больше. Следовательно, если время задержки сырья в ап-
парате сопоставимо с временем жизни капель на границе раздела фаз,
то при увеличении нагрузки на гравитационный отстойник и как, след-
ствие, снижении времени задержки сырья в нем, будет увеличиваться
толщина промежуточного слоя. Если подбор деэмульгаторов и его до-
зировка не позволят соответствующим образом сократить время коалес-
ценции капель в промежуточном слое, то сохранение такого режима
приведет к срыву технологии обезвоживания в нем.
С другой стороны, сокращение толщины промежуточного слоя в
отстойнике свидетельствует о существенном потенциале вклада повер-
хностных сил в технологический процесс сепарации нефти и воды и,
как следствие, существенном увеличении его качества (глубины разде-
ления фаз).
214
Наличие загрязнений, неизбежно накапливающихся на границе раз-
дела двух сред в гравитационном отстойнике, приводит к упрочнению
физической поверхности контакта двух сред и, как следствие, к увели-
чению толщины промежуточного слоя (см. рис. 5.2 и 5.4).
5.2. Родь температуры и ПАВ в повышении
качества обезвоживания нефти и увеличении
нагрузки на дегидраторы при сохранении
глубины обезвоживания [37]
Как показали исследования Г.Н. Позднышева, бронирующие обо-
лочки, выделенные из промысловых водонефтяных эмульсий ряда мес-
торождений (табл. 5.1) значительно отличаются по своему составу. Даже
нефти из месторождений с близкими характеристиками могут суще-
ственно отличаться по составу стабилизирующих компонентов.
Сложность проблемы усугубляется тем, что пробы эмульсий, ото-
бранные в разное время из различных точек системы сбора одного и того
же месторождения значительно отличаются не только по устойчивости,
но и по составу бронирующих оболочек водонефтяных эмульсий.
Как видно из табл. 5.1, наряду с основными стабилизаторами водо-
нефтяных эмульсий: асфальтенами и смолами, в состав бронирующих
оболочек входят высокоплавкие парафины (до 70% масс.) и механичес-
кие примеси (до 40% масс.).
По Г.Н. Позднышеву в зависимости от соотношения суммарной доли
смол и асфальтенов и доли высокоплавких парафинов стабилизирую-
щие компоненты межфазных поверхностей подразделяются на три типа:
асфальтеновый;
парафиновый;
С+Л
1,0(0,8-1,2)
смешанный.
Из рис. 5.5 видно, как существенно влияет на величину удельного
расхода деэмульгатора температура и тип стабилизирующих компонен-
тов межфазных поверхностей водонефтяных эмульсий.
Водонефтяные эмульсии, межфазные оболочки которых асфальте-
нового типа (кривая 1 рис. 5.5), достаточно эффективно и в широком
Z13
Таблица 5.1
Состав бронирующих оболочек водонефтяных эмульсий [37]
№ п/п Месторождение Содержание, % масс. П+А П Тип стабилизатора по Позднышеву Т.Н
Мех. примеси Бензолораство- римая часть
С А
1 Бузовнинское 40,0 51,3 15,9 33,6 1,0 Смешанный
2 Мухановское 8,5 66,3 12,9 20,2 0,6 Парафиновый
3 Покровское 9,3 53,3 21,3 21,4 0,7 Парафиновый
4 Радаевское 0,9 Г 25,6 14,0 60,4 2,9 Асфальтеновый
5 Бариновское 7,8 23,5 11,3 65,2 3,2 Асфальтеновый
6 Лебяжинское 13,1 47,9 26,3 65,7 1,1 Смешанный
7 Подгорненское 3,0 28,6 54,2 17,2 2,5 Асфальтеновый
8 Ромашкинское (девон) 5,4 60,3 30,5 9,2 0,5 Парафиновый
9 Ромашкинское (угленоска) 21,2 74,0 21,0 5,0 0,4 Парафиновый
10 Сергеевское 9,3 63,0 8,1 28,9 0,6 Парафиновый
11 Заглядинское 15,1 43,5 30,7 25,8 1,3 Смешанный
12 Воронцовское 9,3 57,2 9,6 33,2 0,8 Парафиновый
13 Жетыбайское 3,7 68,4 21,7 9,9 0,5 Парафиновый
14 Узеньское 2,9 74,5 22,6 2,9 0,4 Парафиновый
15 Правдинское 8,1 54,2 5,3 31,1 0,7 Парафиновый
16 Табынское (Башкирия) 0,9 31,9 8,7 59,2 2,1 Асфальтеновый
17 Советско- Соснинское 4,7 43,5 30,1 26,4 1,3 Смешанный
18 Усть-Балык- ское 5,3 37,3 30,8 31,9 1,6 Асфальтеновый
19 Ватинское 0,5 61,4 17,8 10,8 0,5 Парафиновый
20 Русское 32,6 77,3 13,4 9,3 0,3 Парафиновый
21 Кенкияк 69,1 79,5 14,3 6,2 0,3 Парафиновый
22 Арланское 1,2 ] 38,2 " 8,7 57,1 1,7 Асфальтеновый
интервале температур (от 5 до 80 °C) разрушаются неионогенным деэ-
мульгатором типа дисолван 4411.
Для разрушения водонефтяных эмульсий с парафиновым типом ста-
билизатора характерно резкое увеличение удельного расхода деэмуль-
гатора при снижении температуры ниже 20 °C (кривая 3, рис. 5.5).
216
Рис. 5.5. Влияние температуры на величину удельных расходов реагента-деэ-
мульгатора, если межфазные границы раздела вода — нефть в эмульсии стаби-
лизированы преимущественно:
1 — асфальтенами, 2 — асфальтенами с наличием мех. примесей, 3 — парафина-
ми, 4 — парафинами с наличием мех примесей
Характерно, что наличие механических примесей увеличивает удель-
ный расход деэмульгатора для разрушения водонефтяных эмульсий при
прочих равных условиях.
Г.Н. Позднышев впервые установил тесную связь между устойчиво-
стью водонефтяных эмульсий, температурой и степенью пептизации*
асфальтенов в нефти [37].
5.3. Применение электрических полей
для увеличения глубины обезвоживания нефти
Как уже неоднократно подчеркивалось, увеличение радиусов час-
тиц на порядок (например с 10 мкм до 100 мкм) позволяет не только со-
кратить время разделения эмульсии на два порядка и, как следствие,
уменьшить металлоемкость оборудования, но и увеличить глубину обез-
воживания. Столь большого увеличения размеров капель за относитель-
но короткое время можно добиться совместно турбулизацией потока и
помещением ее (водонефтяной эмульсии) во внешнее электрическое
поле [3].
Время, которое необходимо для укрупнения капель в нужное коли-
чество раз, определяется скоростью коалесценции капель, иначе гово-
’ Пептизация — обратный коагуляции процесс распада сгустков коллоидной системы.
-------------------------------------------------------- 217
ря, кинетикой процесса укрупнения капель в водонефтяной эмульсии.
Экспериментальные исследования коалесценции капель на плоской гра-
нице раздела фаз позволяют утверждать, что время слияния капель зна-
чительно меньше времени их сближения [3].
Характер сближения капель зависит от гидродинамического режи-
ма движения эмульсии.
При малых расстояниях между каплями силы взаимодействия капель
с внешней средой и силы взаимодействия между каплями становятся
одинаково значимыми. Качественно природа таких сил взаимодействия
разная:
• гидродинамические,
• молекулярные и
• электростатические силы.
Гидродинамические силы взаимодействия являются силами сопоо-
тзШ£ИЛЯ. движению капель, они неограниченно возрастают при
уменьшении зазора между каплями. Турбулентный режим течения
обуславливает значительное увеличение частоты столкновения капель
по сравнению с частотой столкновения при их осаждении (всплытии)
в покоящейся жидкости или при ламинарном режиме течения.
Молекулярные силы—силы притяжения Ван-дер-Ваальса—Лондо-
на, действующие на малых расстояниях, обеспечивают возможность
коагуляции и коалесценции капель.
Электростатические силы — это силы отталкивания, обусловленные
двойными электрическими слоями на поверхностях капель, или силы
взаимодействия проводящих капель (несущих или не несущих электри-
ческий заряд), помещенных во внешнее электрическое поле.
Капли пластовой воды в нефти представляют собой капли конечной
проводимости в диэлектрике.
У капли конечной проводимости электрический заряд аккумули-
руется в ее поверхностном слое, порождая неоднородное поверхност-
ное тангенциальное электрическое напряжение [3]. Поверхностное
электрическое напряжение индуцирует в жидкости касательные гид-
родинамические напряжения, которые деформируют каплю. Величи-
на возникающих напряжений определяется:
• физико-химическими свойствами попутной пластовой воды и
промысловой нефти и
напряженностью внешнего электрического поля.
218
Сила, действующая изнутри на единичную площадку поверхности
капли (эквивалент электрического давления Др£), как показано в фун-
даментальной монографии [3], равна:
Ap£=^-(£l-9£2cos2e),
О7С
(5.1)
где Ео — напряженность внешнего электрического поля,
Er=ЗЕ0 cos6 — напряженность электрического поля на поверхнос-
ти капли, рис. 5.6.
Наибольшие значения величины давлений Лр£ достигаются при уг-
лах 0=0 и 0=тс, то есть на полюсах капли, большая ось которого парал-
лельна направлению вектора напряженности внешнего электрического
поля Ео.
Условием равновесия деформируемой «электрическим» давлени-
ем капли воды в нефти является равенство электрического давления
«капиллярному» давлению. Превышение электрического давления над
капиллярным вызывает деформацию капли до тех пор, пока возрас-
тающее капиллярное давление за счет уменьшения главных радиусов
кривизны в полюсах капли не скомпенсирует внутреннее электричес-
кое давление.
Значение критической напряженности внешнего электрического
поля £ , в первом приближении, может быть оценено из равенства[3]:
9 г2 2(5
---J_j SB----Л
8тс сг /Г
(5.2)
из которого следует, что устойчивость капли характеризуется безразмер-
ным параметром х2 •
2 ____________электрическая сила____________ ^2
* ~ сила межфазного поверхностного натяжения °
Приближенная оценка значения критического параметра равна:
(5.4)
Более точный расчет с учетом деформации капли приводит к значе-
нию критического параметра:
£ = 1,625.
(5.5)
219
Рис 5.6. Схема деформации проводящей
капли в электрическом поле
Как следует из оценок, при-
веденных в работе [3], напря-
женность электрического поля
Ео < 300 кВ/м не будет заметно
деформировать далеко отстоя-
щие друг от друга капли радиу-
сом много меньше 1 см.
Если капли расположены
близко друг от друга, то это при-
водит к значительному увеличе-
нию локальной напряженности
электрического поля в зазоре
между поверхностями капель. В
этом случае устойчивость капель также определяется параметром х,
но зависит еще и от относительного зазора S/R между поверхностя-
ми капель.
Даже в относительно небольших внешних электрических полях те-
рять устойчивость могут капли даже совсем малого размера, если они
находятся достаточно близко друг от друга. Однако потеря их устойчи-
вости будет при таких малых зазорах, что силы межмолекулярного взаи-
модействия приведут к их слиянию.
Таким образом, применение внешних электрических полей для из-
менения характеристики дисперсного состава водонефтяных эмуль-
сий позволяет существенно увеличить «глубину» обезвоживания «сы-
рой» нефти.
5.4. Функция передачи гравитационных отстойников.
Опыт и перспективы
Большой объем экспериментальных научно-исследовательских ра-
бот, проведенный во ВНИИСПТнефти в течение 1973—1976 годов по
изучению влияния конструкции аппаратов подготовки нефти и попут-
ной воды на их гидродинамические характеристики, показал перспек-
тивность этого направления [6].
Монография [3] несомненно является дальнейшим теоретическим
развитием работ в этом направлении как наиболее эффективного сред-
ства совершенствования и разработки новых аппаратов и оборудования
промысловой подготовки нефти, нефтяного газа и попутной воды.
220
Связи гидродинамических характеристик аппаратов промыслового
обустройства, их конструктивных особенностей и свойств скважинной
продукции в наиболее общем виде можно представить в виде уравнения
безразмерных параметров:
(5.6)
где Ей=— критерий Эйлера, отражающий взаимное влияние гид-
рг)
ростатического перепада давления Др и силы инерции потока (р • а? )
на движение жидкости;
Но =—----критерий гомохронности (Струхаля), учитывающий не-
установившийся характер движения в подобных системах;
А)^
Fr=—- — критерий Фруда, учитывающий взаимовлияние гравита-
ционныхсил (g) и инерции -- ;
Re=-------критерий Рейнольдса, характеризующий взаимовлия-
v
ние силы трения (вязкость, v) и сил инерции (и-£) в подобных по-
токах;
L s
—— симплекс геометрического подобия потоков, (Dn = 4 );
и — скорость, t — время, L — характерный линейный размер, g — ус-
корение свободного падения, р — плотность, v — кинематическая
вязкость, 5 — площадь сечения, заполненная потоком жидкости, П —
периметр смачивания.
4
Анализ уравнения (5.6) показывает, что при моделировании водо-
нефтяных гравитационных отстойников на установившихся режимах
(Но = 0) необходимо выполнение одновременно двух критериев Фруда
и Рейнольдса. Критерий Фруда является определяющим в зонах входа
и выхода, в которых преобладающими силами являются силы инерции
и силы тяжести. В промежуточной зоне необходимо руководствовать-
ся критерием Рейнольдса, так как преобладающими силами являются
силы инерции и трения. Одновременное выполнение обоих законов
подобия в одной и той же жидкости невозможно [6]. Для выполнения
линейного масштаба при моделировании необходимо воду заменить
другой жидкостью с меньшей кинематической вязкостью, которых
ZZi
практически применяемых нет. Поэтому ученые ВНИИСПТнефти
проводили эксперименты в естественных условиях с применением ра-
диоактивных изотопов, позволивших получить экспериментальную
информацию о распределении потоков жидкостей и газов внутри ап-
паратов промыслового обустройства нефтяных месторождений.
Как правило, результаты изучения структуры потоков в гравита-
ционных делителях фаз с использованием радиоактивных изотопов
представляются в виде динамики концентрации изотопов на выходе
аппарата («кривых отклика») [6]:
(5-7)
где Ct,t — текущие концентрация индикатора (изотопа) и время;
Со — концентрация индикатора (отнесенная к объему сосуда);
— расчетное (теоретическое) время пребывания частиц инди-
катора в аппарате;
V — объем аппарата;
Q — объемная нагрузка на аппарат (производительность).
Нормированное время т=у не зависит ни от размера аппарата, ни
от нагрузки на него, что позволяет сравнивать между собой различные
аппараты по их временным гидродинамическим характеристикам, ко-
торые можно рассматривать как аналог паспортной характеристики
аппарата (гравитационного отстойника), рис. 5.7.
Кривая отклика содержит большую информацию о процессах тече-
ния в аппарате, которые могут использоваться для оценки гидравличес-
кого совершенства аппаратов. Например:
т„ = ^,— безразмерное время появления индикатора на выходе из
аппарата (точке регистрации индикатора на выходе).
Если тл = 1, то аппарат является аппаратом идеального вытеснения и
наоборот, если т„ = 0, то это аппарат идеального перемешивания.
Если установить зависимость между временем tn и кратчайшим пу-
тем индикатора от входа в аппарат до выхода из него, то можно опреде-
лить максимальную скорость жидкости на этом пути. Время появления
индикатора на выходе из нефтепромыслового аппарата должно как мож-
222
Рис. 5.7. Кривые отклика, полученные на выходе двух отстойников в промыш-
ленных экспериментах в НГДУ «Южарланнефть» [6]
но меньше превышать расчетное время пребывания индикатора в аппа-
рате (время задержки).
т = — безразмерное время наибольшей концентрации индика-
тора на выходе из аппарата.
Этот параметр указывает на то, что жидкость, проходящая через кон-
трольную точку на выходе из аппарата, меньше всего смешалась с ос-
тальным содержимым отстойника.
Отчетливый максимум на кривой отклика — характерный признак
наличия в аппарате «замкнутого» течения с относительно постоянной
скоростью. Величина отношения площади под кривой на отрезке оси
абсцисс от тт до (тт -т„) ко всей площади, ограниченной кривой и осью
абсцисс, характеризует ту часть объема аппарата, через которую жид-
кость протекает «напрямую» (не взаимодействуя со средой) и, следова-
тельно, о доле объема аппарата с замкнутым течением.
223
Более подробно с анализом кривой отклика можно ознакомиться
в оригинальных работах авторов, например обобщающей работе [6].
Институтом ВНИИСПТнефть в течение 1973—1977 годов методом
трассерной техники (с использованием радиоактивных изотопов) ис-
следовано основное нефтепромысловое оборудование для подготовки
нефти на промыслах. На рис. 5.7 приведены типовые кривые отклика,
полученные при промысловых исследования гравитационных отстой-
ников в НГДУ «Южарланнефть». В этих экспериментах сравнивалась
работа обычного полого отстойника (объемом 175 м3) и отстойника,
оборудованного входными и выходными перфорированными трубча-
тыми распределителями при нагрузках (0,5—0,7) об/час по товарной
нефти (2000—3000) м3/сут. [6].
Из сопоставительного анализа кривых отклика (рис. 5.7) авторами
исследований установлено:
> время появления индикатора в оборудованном отстойнике на 33%
позже, чем в полом;
> время появления максимума интенсивности в оборудованном от-
стойнике на 67% позже, чем в полом;
> среднее время задержки нефти в оборудованном отстойнике на 31 %
больше, чем в полом;
> доля прямого потока (с небольшими вихрями) в общем количестве
протекающей нефти составляет у отстойника с распределителями
80%, у полого — 62%;
> большая величина асимметрии кривой отклика — 2,67 у полого от-
стойника указывает на наличие в нем застойных и циркуляцион-
ных зон;
> доля застойных зон в отстойнике с распределителями составляет 21%,
в полом отстойнике — 38%.
Из результатов анализа следует, что по основным гидродинамичес-
ким параметрам отстойник с распределителями является более совер-
шенным аппаратом, чем полый. Дальнейшие количественные исследо-
вания работы отстойников по качеству (обводненности) получаемой
нефти показали: в отстойнике, оборудованном распределителями, со-
держание воды в продукции на выходе было в среднем в 2 раза меньше,
чем в полом отстойнике.
224
Следуя проф. В.И. Логинову [38], введем функцию передачи (пере-
даточную функцию) отстойного аппарата £(К) как долю фракции дис-
персной фазы, прошедшей через отстойник с потоком нефти (для об-
ратной эмульсии) или с потоком воды (для прямой эмульсии). Пренеб-
регая коалесценцией капель в аппарате, по определению передаточной
функции отстойника £( V) получим, что
(5.8)
где V — объем капли (пузырька) дисперсной фазы,
^(К) — отношение числа капель объемом (V) к объему нефти в
эмульсии на входе в аппарат, в которой они содержатся;
лвьа(^) ~ отношение числа капель объемом (У) к объему нефти в
эмульсии на выходе из аппарата, в которой они содержатся.
Иначе говоря, л(К) — это число капель объемом Кв эмульсии, при-
ходящееся на единицу объема нефти в ней.
Концентрация капель объемом Кв эмульсии лэ(К) будет равна:
л’(К)=^П^=й(К).(1-<р‘),
(5.9)
в QB QB
ГДе ф
объемная);
— объемная доля воды в эмульсии (обводненность
Q, QB,Q3 — соответственно объемные расходы нефти, попутной воды
и суммарный расход нефти и воды в целом (эмульсии).
Из (5.9) следует, что число капель объемом Кв эмульсии, приходя-
щееся на единицу объема нефти в ней, может быть выражено через кон-
центрацию этих капель в эмульсии в виде:
(5.Ю)
Тогда функцию передачи (5.8) можно выразить следующим образом:
(1-0 (1-С)
(1-фОС(П_<(П(1-чО
(5.Н)
- 225
0121
л« (^)> л«а (Ю ~ соответственно концентрация капель объемом V
в эмульсии на входе и выходе отстойника.
Вид функции передачи отстойника £(F) определяется закономер-
ностями процесса осаждения (всплытия) капель, который зависит от
размеров капель, вязкости нефти, нагрузки на отстойник, гидродина-
мического режима в аппарате и др.
Таким образом, передаточная функция £(К) является комплексной
характеристикой эффективности работы аппарата и зависит от большо-
го числа технологических и конструктивных параметров процесса сепа-
рации нефти, нефтяного газа и попутной воды.
Если кривая отклика представляет собой дифференциальную кривую
распределения концентрации частиц объема Vна выходе из отстойника
во времени, то функция передачи L(V) представляет собой интегральную
кривую распределения числа этих частиц на выходе из отстойника:
L{V)=C0(V)]c,(V)^. (5.13)
О
Понятие передаточной функции можно распространить на группу
соединенных между собой по какой-либо гидравлической схеме от-
стойников.
Пусть к аппаратов с передаточными функциями L. (К), i = 1 — к со-
единены параллельно. Общая нагрузка на отстойники распределяется
таким образом, что на каждый из них приходится Qi;, i = 1 — к.
Концентрация капель объема V на входе каждого отстойника оди-
накова, тогда с учетом (5.9) и определения передаточной функции (5.8)
на выходе всей группы отстойников на единицу объема нефти будет со-
держаться следующее количество капель объемом V:
п
вых
(5.14)
/=1
/-1
Откуда с учетом определения передаточной функции (5.12) следует вы-
ражение для функции передачи группы параллельно соединенных от-
стойников в виде:
226
"в» и ) ,=lT.Qf
/=i
(5.15)
Функцию передачи группы отстойников с последовательным соеди-
нением отстойников проще всего рассмотреть на примере двух отстой-
ников с передаточными функциями Ц (К) и Д (К). Пусть (К) коли-
чество капель воды объемом К, приходящееся на единицу объема нефти
на выходе из первого отстойника и, как следствиеj на входе во второй
отстойник. Тогда передаточная функция двух последовательно соеди-
ненных отстойников будет равна:
(5.16)
Обобщая полученный результат, легко показать, что для к после-
довательно соединенных отстойников с известными передаточными
функциями Д (К), i — 1 — к передаточная функция такой группы от-
стойников будет равна:
Д?(Ю=ПА(Ю- (517)
/=1
Остаточная доля воды в потоке на выходе из отстойника определя-
ется равенством:
= (5-18)
О
Выразим (К) через передаточную функцию L3 (К) и, подставив
результат в (5.18), получим
(519)
о
Концентрация капель объемом V в эмульсии на входе в отстойник
связана с плотностью распределения частиц дисперсной фазы по раз-
мерам р( Р) равенством [38]:
(5.20)
227
где N? =ф*/Ро — концентрация суммарного числа частиц в эмульсии
на входе в отстойник;
Ф* — объемная доля воды в эмульсии (обводненность объемная) на
входе в отстойник;
Vex — среднеарифметический объем капель воды в эмульсии на вхо-
де в отстойник.
Подставив (5.20) в (5.19), получим выражение для коэффициента
обезвоживания эмульсии в отстойнике s ф^/ф* :
(5.21)
"вх О
Каждый отстойник обладает своей передаточной функцией, кото-
рую при наличии промежуточного слоя в отстойнике рассчитать тео-
ретически не представляется возможным, поэтому она должна быть
измерена экспериментально.
Глава 6
Проблемы промысловой подготовки нефти
до товарных кондиций
Наиболее серьезной проблемой промысловой подготовки нефти яв-
ляется нестационарность характеристик потока продукции в нефтепро-
мысловом оборудовании. Нестационарность проявляется не только и не
столько в колебаниях объемных расходов потоков, сколько в колебани-
ях фазового и компонентного составов нефтепромысловой продукции.
Учитывая, что нефть — многокомпонентное природное соединение с
большим содержанием в ней естественных ПАВ, имеющих решающее
значение в стабилизации и разрушении водонефтегазовых дисперсных
систем, такие изменения составов определяют, как правило, нарушения
технологических режимов работы нефтепромыслового оборудования.
Как уже ранее подчеркивалось, скважинная продукция нефтяных
месторождений не просто многофазная смесь, включая известные агре-
гатные состояния вещества — жидкое, газовое и твердое, но и высоко-
дисперсная система. Жидкость представляет собой, в первую очередь,
смесь двух практически нерастворимых (при термобарических услови-
ях промысла) многокомпонентных жидкостей (соленая вода и нефть).
Нефть, в свою очередь, это смесь многокомпонентных взаимораство-
римых жидкостей переменного состава. Нефтяной газ — смесь много-
компонентного газа пластовой нефти, паров нефти и воды, компонент-
ный состав которой постоянно меняется из-за изменения термобари-
ческих условий в промысловой системе сбора и подготовки. Твердые
вещества в скважинной продукции представлены:
• в первую очередь, кристаллами парафина с адсорбированными на
них естественными ПАВ;
• мельчайшими частицами породы, размеры которых не превыша-
ют характерных размеров пустот в коллекторе;
• мехпримесями, попадающими в скважинную продукцию после
проведения различных геолого-технических мероприятий (ГТМ),
включая подземный и капитальный ремонт скважин и т.п.
Удельная поверхность дисперсной системы в составе скважинной
продукции сопоставима с удельной поверхностью породы нефтяных
229
залежей. Поэтому роль поверхностных явлений во всех основных про-
цессах подготовки нефти, нефтяного газа и попутной пластовой воды
становится определяющей. Особенно наглядно можно представить
этот феномен в объяснении так называемого эффекта «старения» во-
донефтяных эмульсий [37] и эффективности процесса «обессолива-
ния» товарной нефти.
6.1. Глубокое обезвоживание нефти при высокой
минерализации попутных пластовых вод
В соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858—2002 в товарной не-
фти по первой и второй группам качества допустимое содержание воды
не должно превышать 0,5% масс. Технологические особенности сепа-
рации нефти и попутной воды, как правило, не позволяют полностью
разделить нефть и воду, именно поэтому товарная нефть поступает на
нефтеперерабатывающие заводы с остаточным содержанием воды.
Если в попутной пластовой воде содержится большое количество
ионов хлора, то добиться снижения массовой концентрации хлористых
солей в товарной нефти до 100 мг/л только за счет ее обезвоживания ча-
сто не удается, например для месторождений Урало-Поволжья, Белару-
си и других районов.
Определим условия, при которых необходима ступень обессолива-
ния товарной нефти на промыслах. Пусть:
• фв — объемная доля воды в сырой нефти;
• \|/г — массовая доля воды в сырой нефти;
• с'м - концентрация хлористых солей в попутной пластовой
воде, мг/л;
• р' — плотность нефти, кг/м3;
• р* — плотность попутной пластовой воды, кг/м3;
* ^NaCL ~ концентрация хлористых солей в сырой (эмульсионной)
нефти, мг/л;
Если известны все параметры, кроме концентрации хлористых со-
лей в сырой нефти, а она, как правило, неизвестна, то необходимо скон-
струировать формулу, по которой ее надо вычислять. По определению
массовой концентрации для попутной пластовой воды имеем:
Св =
^NaCL ~
T^oCL
V
г Н2О+
(6.1)
230 ---------------------------------------------------
где /я*аС£ — масса хлористых солей (в пересчете на NaCL), растворенных
в попутной пластовой воде объемом VH0+ (в растворе объемом VH0+);
где V' — объем нефти в сырой (нефти);
р',р* — соответственно плотности нефти (нетто) и капельной воды
в ней;
NaCL
тВ
mNaCL
H,Ot +
Из (6.3) с учетом (6.2) и (6.1) следует простая связь:
NaCL
-cBaaVB.
_ , rrf i m‘ B mB
Таккакрэ—, p“ =^7^, a ”
v У«о- <+n(
(6.4)
(6.5)
то связь объемной и массовой доли воды в сырой нефти определяется
следующим образом:
или
(6.6)
С учетом (6.6) из (6.4) следует:
NaCL~
NaCL
(6.7)
Плотность попутной пластовой воды в зависимости от ее минера-
лизации и температуры (до 45 °C) может быть вычислена по формуле
автора [49]:
р* (Z)=998,3+0,7647 C„-0,0714(Z-20),
(6.8)
231
где 998,3 — плотность дистиллированной воды при 20 °C, кг/м3;
См — минерализация попутной пластовой воды (массовая концент-
рация растворенных в воде солей), кг/м3;
(0 “ плотность попутной пластовой воды при температуре /, кг/м3;
температура, °C.
По первой группе качества товарной нефти допустимая концентра-
ция хлористых солей в ней не должна превышать 100 мг/л, по второй,
соответственно — 300 мг/л и третьей — 900 мг/л.
На рис. 6.1 представлена диаграмма необходимости ступени обес-
соливания в технологии подготовки нефти в зависимости от концен-
трации хлористых солей в воде в пересчете на хлористый натрий по
формуле (6.4).
Использование диаграммы рис. 6.1 можно проиллюстрировать при-
мером.
Пусть массовая концентрация хлористых солей в попутной воде сы-
рой нефти 100 г/л, объемная доля воды в ней 0,5%, плотность безводной
нефти 860 кг/м3, воды 1100 кг/м3. Каково содержание хлористых солей в
сырой нефти?
Решение. Массовая доля воды в сырой нефти составляет (6.6):
Объемная доля воды в сырой нефти, %
Рис. 6.1. Диаграмма для определения необходимости ступени обессоливания в
технологии подготовки нефти в зависимости от концентрации хлори-
стых солей в воде
232
860
=0,0064=0,64 %.
1100 0,005
Из формулы (6.4) содержание хлористых солей в сырой нефти равно:
C^ci = 100 •0,005 =0,5 г/л=500 мг/л,
следовательно, по содержанию хлористых солей для подготовки нефти по
первой и второй группам качества ступень обессоливания нужна, по тре-
тьей группе качества нет (не нужна), так как 500 < 900.
Для подготовки нефти по первой группе качества ее предваритель-
но необходимо подвергнуть глубокому обезвоживанию для снижения
массовой доли воды в ней до норм требуемого качества.
Точка на диаграмме (рис. 6.1), соответствующая рассматриваемой
сырой нефти, находится выше линии с легендой 300 мг/л (вторая груп-
па качества по солям). Таким образом, если по результатам замеров со-
держания хлористых солей в воде (в пересчете на натрий хлор) и объем-
ной доли воды в сырой нефти точка на диаграмме находится выше всех
линий, такая сырая нефть не проходит даже по третьей группе качества
(некондиционная нефть). Если же точка на диаграмме ниже всех линий,
то такая промысловая нефть удовлетворяет первой группе качества по
содержанию солей в ней и технология ее подготовки не нуждается в сту-
пени обессоливания.
А
Л
6.2. Обессоливание промысловой нефти.
Минимально потребное количество промывной
воды для обессоливания
Сущность процесса обессоливания промысловой нефти заключает-
ся в снижении концентрации х/ммшстых семей в капельной лоиутной плас-
товой воде. которая осталась в промысловой нефти после ее предваритель-
ного и глубокого обезвоживания. Снижение концентраииихяорксгых со-
лей в капельной пластовой воде, представляющей собой дисперсную фазу
в обратной водонефтяной эмульсии (промысловой нефти), возможно
только в результате коалесценции их с каплями промывной воды. в качестве
которой, как правило, используется пресная вода. Для возможности эф-
фективной коалесценции соленых и пресных капель воды необходимо:
233
> при смешении промывной (пресной) воды с промысловой нефтью
диспергировать промывную воду так, чтобы плотность распределе-
ния капель промывной воды не слишком отличалась от плотности
распределения капельной пластовой воды в промысловой нефти на
входе в ступень глубокого обезвоживания;
> добавлением в промысловую нефть эффективного деэмульгатора
обеспечить снятие структурно-механического барьера на межфаз-
ной поверхности капель пластовой воды;
> повышением температуры обрабатываемой промысловой нефти и
промывной воды сократить время на «транспортную стадию» до
встречи капель воды за счет снижения вязкости нефти, растворения
кристаллов парафина адсорбированных на межфазных поверхнос-
тях капель и т.п.;
> увеличить вероятность встречи капель пластовой и промывной
воды для возможности их многократной коалесценции и диспер-
гирования в минимально возможное время при турбулентном ре-
жиме течения.
В качестве смесителя промывной воды с промысловой нефтью для
обеспечения минимального перепада давления на смесителе, то есть
минимальном расходе потенциальной энергии потока, на Киришском
НПЗ используется конструкция тангенциального смесителя [50].
Тангенциальный смеситель представляет собой коаксиально мон-
тируемое в нефтепроводе устройство с тангенциальном вводом воды в
смесительную камеру. Смесительное устройство снабжено двумя кон-
фузорами на входе 3 и выходе 6.
Наиболее распространенным смесительным устройством является
смесительный клапан, позволяющий регулировать не только интенсив-
ность перемешивания промывной воды с сырой нефтью, но и изменять
дисперсность капельной промывной воды.
Принципиальная научно обоснованная [51] технологическая схема
одноступенчатого обессоливания представлена на рис. 6.3.
Принципиально важным элементом такой технологической схемы
обессоливания промысловой нефти является наличие в ней коалесце-
ра-диспергатора 2.
Именно в коалесцере-диспергаторе 2 обеспечивается многократная
коалесценция и дробление «львиной» доли капель, приводящие к прак-
тическому выравниванию концентрации солей в капельной воде в во-
донефтяной эмульсии после смесителя 1. Многолетние исследования
234
Рис. 6.2. Принципиальная схема конструкции тангенциального смесителя Ки-
ришского НПЗ [50}:
1 — коллектор для ввода промывной воды; 2 — смесительная камера; 3,6 — кон-
фузоры; 4 — корпус смесительной камеры; 5 — нефтепровод
Рис. 6.3. Современная принципиальная технологическая схема ступени обес-
соливания сырой нефти:
1 — смеситель, 2 — коалесцер-диспергатор, 3 — электродегидратор; I — сырая
нефть на обессоливание, II — горячая промывная вода для обессоливания, III —
обессоленная нефть, IV — дренажная вода
---------------------------------------------------------- 235
В.И. Логинова, отраженные в его содержательной монографии [51], по-
казали, что недостаточное внимание к учету продолжительности про-
цесса коалесценции капель, тем более, когда эти акты должны проис-
ходить многократно, является причиной чрезвычайно низкой эффек-
тивности использования промывной воды на ступенях обессоливания.
Поэтому распространение на промыслах, как правило, многоступенча-
тых установок обессоливания объясняется недостаточным вниманием
обслуживающего персонала к длительности коалесценции капельных
пластовой и промывной вод в технологической цепочке после смесите-
ля. Таким образом, фактически на практике для достижения необходи-
мой степени обессоливания, вместо коалесцеров-диспергаторов приме-
няют многоступенчатые технологии обессоливания с использованием
избыточного дорогостоящего промыслового оборудования.
Использование коалесцера-диспергатора 2 (рис. 6.3), увеличивая вре-
мя задержки эмульсии на пути от смесителя 1 до электродегидратора 3
в сочетании с многократными актами коалесценции и диспергирования
в турбулентном потоке, позволяет существенно повысить эффективность
использования промывной воды на каждой ступени обессоливания.
Увеличивая содержание капельной воды на выходе смесителя 1 за
счет дополнительной подачи на его вход не полностью прореагировав-
шей дренажной воды из электродегидратора (внутриступенчатая цир-
куляция воды), удается существенно увеличить вероятность коалесцен-
ции капель в коалесцере-диспергаторе и сократить число ступеней
обессоливания.
В настоящее время не только на промыслах, но даже на нефтепере-
рабатывающих заводах не уделяется должного внимания увеличению
времени задержки обрабатываемой продукции между смесителем 2 и
делителем фаз (электродегидратором 3), рис. 6.3. Даже увеличение вре-
мени задержки в электродегидраторах в шесть раз (шесть параллельных
потоков) и использование циркуляционных дренажных вод не сокра-
щает нормы водопотребления пресной воды.
Например, как видно из рис. 6.4, принципиальная технологическая
схема одной из типовых электрообезвоживающих и обессоливающих
установок (ЭЛОУ) Киришского НПЗ представляет собой двухступен-
чатую обессоливающую установку с подачей промывной воды на каж-
дую ступень, причем каждая ступень обессоливания является шестипо-
точной линией для снижения расхода по каждому потоку для увеличе-
ния времени задержки в каждом электродегидраторе.
II ступень Э-1 ... 3-6
Н-3
ВК-1
(Пэтчи а
Обессоленная
II ступень 3-7 ... Э-12
Рис. 6.4. Принципиальная технологическая схема типовой электрообезвоживающей и обессоливающей установки (ЭЛОУ)
Киришского НПЗ [50]:
Н-1 — насос сырой нефти; Н-2 — насос подачи воды; Н-3 — насос подачи деэмульгатора; Т-4, Т-5, Т-6 — теплообменни-
ки нагрева нефти; С-1, С-2 — смесительные клапаны; Е-18 — емкость отстоя дренажной воды; Э-1...Э-12 — электроде-
гидраторы
237
Сырая нефть насосами Н-1 через теплообменники Т-4, Т-5 и Т-6
подается на параллельно включенные смесители С-1 (шесть штук), на
вход которых насосами Н-2 подается промывная вода и циркуляцион-
ная дренажная вода из емкости отстоя дренажной воды Е-18. В поток
сырой нефти на выходе ее из насосов Н-1 насосами Н-3 подается деэ-
мульгатор.
Из смесителей С-1 обрабатываемая нефть с высокодисперсной ка-
пельной пластовой водой и диспергированной промывной водой попа-
дает в параллельно включенные электродегидраторы (шесть штук), от-
куда частично обессоленная нефть поступает на вход второй ступени
обессоливания, технологическая схема и аппаратная реализация кото-
рой аналогична первой ступени обессоливания.
Дренажные воды из электродегидраторов первой и второй ступеней
обессоливания попадают в емкость отстоя дренажной воды В-18. Из
емкости дренажной воды часть воды используется для организации внут-
ри первой и второй ступенях обессоливания циркуляции дренажных вод,
оставшаяся часть дренажной воды направляется в канализацию.
Поперечный разрез типового электродегидратора типа ЭГ, наибо-
лее широко применяемого на промыслах, представлен на рис. 6.5.
В настоящее время ни один крупный нефтепромысел, ни один НПЗ
не обходятся без электродегидраторов. Независимо от типа электроде-
гидраторов принцип воздействия электрического поля на водонефтя-
ную эмульсию один и тот же [3, 6]. При попадании эмульсии в элект-
рическое поле капли воды, диэлектрическая проницаемость которых
примерно в 40 раз больше, чем у нефти, превращаются в диполи. При
уменьшении расстояния между диполями сила взаимодействия между
ними возрастает, при этом резко увеличивается напряженность поля в
прослойке между ними и происходит пробой и капли сливаются в те-
чение сотых долей секунды [3, 6]. В результате мелкие водяные капли
сливаются, укрупняются и осаждаются в электродегидраторе. Вода вы-
водится снизу, а обезвоженная нефть сверху.
Современные высокоэффективные горизонтальные электродегид-
раторы рассчитаны на рабочее давление 1,8 МПа. Электрическое поле
в них создается между горизонтальными электродами, подвешенными
на изоляторах на середине высоты электродегидратора, рис. 6.5, рис 6.6.
В зависимости от величины подаваемого на электроды напряжения (22,
33 или 44 кВ) и расстояния между электродами 120—400 мм напряжен-
ность электрического поля меняется в пределах 100—300 кВ/м.
238
Рис. 6.5. Поперечный разрез серийного горизонтального электродегидратора
типа ЭГ:
1 ~ ввод сырой нефти; 2 — нижний распределитель сырья; 3 — нижний элект-
род; 4 — верхний электрод; 5 — верхний сборник обезвоженной нефти; 6 — вы-
вод обезвоженной нефти; 7 — проходной изолятор; 8 — подвесной изолятор; 9 —
дренажный коллектор; 10 — выход дренажной воды
Сырая нефть вводится в межэлектродную или подэлектродную
зоны, либо одновременно в обе зоны электродегидратора (в последнем
случае электродегидратор оборудуется дополнительным, третьим элек-
тродом), рис. 6.6.
Расход промывной воды (по регламенту) на ЭЛ ОУ составляет 10%
об. от объема подготавливаемой нефти, фактический же расход промыв-
ной воды не превышает 6% об., рис. 6.4 [50].
Z39
Рис. 6.6. Горизонтальные электродегидраторы разных модификаций:
а — 2ЭГ160-двухэлектродный с вводом сырой нефти в подэлектродную зону;
б — 2ЭГ160/3-трехэлектродныЙ с вводом сырой нефти во зону между нижним и
средним электродами;
в — 2ЭГ160-2-трехэлектродный с вводом сырой нефти совместно в зону между
нижним и средним электродами и в подэлектродную зону;
г — 2ЭГ160-2М-трехэлектродный с раздельными регулируемыми по потокам
вводами сырой нефти в зону между нижним и средним электродами и в подэ-
лектродную зону
Поэтому представляет несомненный интерес асимптотическая оцен-
ка теоретически необходимого расхода промывной воды для обессоли-
вания, фактически теоретическая оценка эффективности технологии
обессоливания.
Введем понятие - термин идеальное смешение капельных пласто-
вой и промывной вод. Под этим термином будем понимать ситуацию,
при которой во S0S2L каплях eodbl После диопереатора^коалеоцерд НА ®£Oz
де в электродегидратор (делитель фаз) концентрация хлористых солей
одинакова.
Если массовая концентрация хлористых солей в капельной воде,
которая останется в потоке нефти на выходе электродегидратора, обес-
печивает требуемую группу качества по содержанию хлористых солей в
обезвоженной нефти, то такой расход промывной воды является теоре-
тически минимально необходимым. Рассчитав его, получим асимптотичес-
кую оценку теоретически необходимого расхода промывной воды для
обессоливания.
Пусть на вход ступени обессоливания поступает Q м3/сут сырой не-
фти с объемной долей воды в ней (обводненностью) ср?. Массовая кон-
центрация хлористых солей в капельной воде, содержащейся в сырой
нефти, равна C^aCL. Допустим, что на вход смесителя подается Qfi0 про-
240 -----------------------------------------------------------
мывной воды, смешение капельных пластовой и промывной воды иде-
ально, то есть в каждой вновь сформировавшейся капле воды после мно-
гократных актов коалесценции (слияния) и диспергирования перед вхо-
дом в электродегидратор массовая концентрация хлористых солей одина-
кова. Следовательно, концентрация хлористых солей в воде на выходе из
электродегидратора с потоком нефти и в дренажной воде на выходе из
электродегидратора равна концентрации хлористых в капельной воде на
входе в электродегидратор. Пренебрегая содержанием хлористых солей
в промывной (пресной) воде, получим:
NaCL’
(6.9)
где C^aCL — массовая концентрация хлористых солей в воде обессолен-
ной (товарной) нефти.
Допустим, что объемная доля воды в обессоленной нефти <р .
Исходя из формулы (6.4) содержание хлористых солей в обессолен-
ной нефти будет равно:
NaCL ‘ Ф ’
NaCL
(6.10)
Из (6.9) следует аналитическое выражение для асимптотической
оценки теоретически минимально необходимого количества промыв-
ной воды для обессоливания сырой нефти:
(6.11)
С учетом (6.10) из (6.11) следует аналитическое выражение для оп-
ределения минимально необходимой относительной потребности про-
Я2О .
мывной воды
С№QL <ьв
ГТ *
(6.12)
Из полученной формулы следует, что наиболее эффективным спо-
собом обессоливания сырой нефти является ее обезвоживание, то есть
при фг = 0 количество потребной промывной воды равно нулю.
Из (6.11) следует, что при C^aCL =C^aCL количество потребной про-
Q®
мывнойводы тоже равно нулю, то есть уменьшать концентрацию
хлористых солей не требуется, так как нормативное содержание хлори-
стых солей при планируемом содержании остаточной воды в товарной
нефти ф* удовлетворяет планируемую группу качества нефти и по со-
держанию хлористых солей в ней (6.10).
6.3. Многоступенчатая и противоточная промывка
сырой нефти для обессоливания
Известно достаточно большое количество апробированных практи-
кой рекомендаций по технологии предварительного обессоливания до-
бываемой нефти на промыслах и глубокого обессоливания товарной
нефти на НПЗ. Основная часть этих рекомендаций базируется на прак-
тическом опыте применения технологий предварительного и глубокого
обессоливания.
Теоретическими вопросами обессоливания нефти и обработкой ре-
зультатов практической деятельности, в том числе и на нефтеперераба-
тывающих заводах, занималось большое число исследователей. Фунда-
ментальная монография, посвященная рассмотрению обезвоживания и
обессоливания нефти на высоком теоретическом уровне, опубликована
более 20 лет тому назад [51].
Для снижения коррозионной активности поступающего на перера-
ботку сырья и сохранения длительности работы катализаторов на неф-
теперерабатывающих предприятиях необходимо снижать концентрацию
хлористых солей в сырье до 3—5 мг/л до начала процесса переработки.
Наиболее простая и, как правило, всегда и везде успешно реализуемая
первая стадия этого технологического процесса — диспергирование про-
мывной воды в обрабатываемом сырье — необходимое, но недостаточное
условие для возможности смешения капель соленой и промывной воды.
Для достижения сопоставимых размеров капель соленой и промыв-
ной воды используются специальные механические устройства — дис-
пергаторы (рис. 6.2).
Вторая, наиболее сложная стадия технологического процесса обес-
соливания - выравнивание концентрации хлористых солей в капельной воде
обрабатываемого сырья и каплях промывной воды, то есть в водной дис-
персной фазе нефти.
мл
Плотность распределения капель воды по размерам, как показыва-
ют экспериментальные исследования, подчиняется логарифмически
нормальному закону. Наиболее вероятный размер капель соленой воды,
как правило, существенно меньше наиболее вероятного размера капель
промывной воды. Наибольшей вероятностью встречи и слипания обла-
дают капли разного размера, причем чем больше различие размеров, тем
больше вероятность коалесценции. Таким образом, для возможности
выравнивания концентрации хлористых солей в большей части капель-
ной воды необходимым условием является многократность актов коа-
мого в процессе обессоливания сырья.
Известно, что для коалесценции капель требуется время, продолжи-
тельность которого зависит от вязкости среды (нефти), типа применяе-
мого реагента, нормы его дозировки и условий ввода в обрабатываемое
сырье, гидродинамических параметров потока сырья до начала процесса
Обезвоживания, обеспечения условий сегрегации капельной воды и т.д.
Следовательно, между смесителем и отстойником, должен быть тех-
нологический элемент, обеспечивающий время и гидродинамические
условия многократности коалесценции и диспергирования капель со-
леной и промывной вод — коалесцер-диспергатор (рис. 6.3). Одним из
условий эффективности применения этого элемента является предва-
рительное воздействие деэмульгаторами на межфазную поверхность ка-
пель вода — нефть для возможности проявления эффекта неустойчивой
эмульсии, то есть существенному снижению «времени жизни капель
воды» на границе раздела фаз.
Другим важнейшим условием технологической эффективности при-
менения коалесцера-диспергатора является увеличение вероятности
коалесценции капель за ограниченный период времени, что обеспечи-
вается достаточной концентрацией капельной воды (дисперсной фазы) в
обрабатываемом сырье, Достаточная концентрация дисперсной фазы —
это такая концентрация, при которой проявляется эффект стеснённос-
ти осаждения капельной воды в поле силы тяжести. Эффект стеснен-
ности при гравитационном разделении нефти от капельной воды прак-
тически ощутим при обводненности (объемной доле воды в эмульсии)
более 6% об. При обводненности 15% об. и более начинают существен-
но проявляться эффекты, связанные с возрастанием эффективной вяз-
кости эмульсии. Поэтому величина технологически оптимального ис-
тинного водосодержания (обводненности) в процессе выравнивания
243
концентрации хлористых солей в капельной воде лежит в диапазоне от
6 до 10—12% об. Практический опыт реализации процессов обессоли-
вания на НПЗ и нефтяных промыслах подтверждает сделанный вывод.
Теоретически необходимое количество промывной воды определя-
ется материальным балансом при идеальном смешении1 капельных со-
леной и промывной вод. Проведенные нами оценки показывают, что
минимальное теоретически требуемое количество промывной воды не-
велико (единицы процентов и меньше), но чем меньше воды в потоке,
тем меньше вероятность встречи капель и, как следствие, их коалесцен-
ция. Поэтому на практике для увеличения вероятности коалесценции
капель воды и повышения эффективности использования промывной
воды часть дренажной воды направляется вместе с промывной водой в
смеситель (см. рис. 6.3).
В результате добавления дренажной (циркуляционной) воды в сме-
ситель обводненность продукции, поступающей в коалесцер-дисперга-
тор, а затем дегидратор, поддерживается в пределах 6—10% об., и для
каждого конкретного случая, в зависимости от свойств обрабатываемой
нефти и применяемой технологии обессоливания, подбирается опыт-
ным путем.
Проведенные исследования показывают, что минимальное потреб-
ное количество промывной воды (при идеальном смешении ее с соле-
ной водой), обеспечивающее допустимое содержание хлористых солей
в нефти на выходе из ступени обессоливания, зависит не только от:
• обводненности продукции до и после процесса обессоливания;
• концентрации хлористых солей в дисперсной воде до процесса
обессоливания;
• концентрации хлористых солей в промывной воде;
но и:
• числа ступеней процесса обессоливания;
• мест ввода промывной и сброса дренажной воды при многосту-
пенчатом процессе обессоливания.
Выполненные расчеты потребного количества промывной воды по-
казывают, а практика подтверждает, что при прочих равных условиях
справедливы следующие положения:
1 Идеальное смешение соленой и промывной дисперсных вод — это процесс дости-
жения полного выравнивания концентраций хлористых солей во всех каплях дис-
персной воды до момента сброса дренажной воды из системы.
244
> чем больше число ступеней в процессе обессоливания, тем меньше про-
мывной воды необходимо для обессоливания;
> при реализации технологии противоточной заливки промывной воды
(рис. 6.7) минимально необходимое количество ее меньше, чем при за-
ливке промывной воды в каждую ступень отдельно (рис. 6.8).
Из рассмотрения материального баланса при заданной технологии
обессоливания можно получить уравнения для расчета минимального
количества промывной воды, теоретически необходимого для обессо-
ливания при идеальном смешении вод.
Так, например, при одноступенчатом процессе обессоливания ми-
нимально необходимое количество промывной воды можно вычислить
по достаточно простой формуле:
......<₽?.
'-'NaCL
(613)
Нефть после
обессоливания
Промывная вода
w W. кц» w Ьк’
Циркуляционная
вода
__ <м» «м- м* «ж ик *** Ь*
Дренажная вода L
Г
Циркуляционная
Нефть на
обессоливание
вода
Рис. 6.7. Принципиальная технологическая схема трехступенчатого процесса
обессоливания нефти при противоточной заливке промывной воды
245
Промывная вода I
«Ш Мк Ш W " 4» *• 41*
Нефть после ।
обессоливания1
НЕступены „
Дренажная вода f циркуляционная
вода
Циркуляционная
вода
W — — L.
Дренажная вода L
Г
ень
Гдрёнажная вода
| Промывная вода
l Нефть на
обессоливание
Циркуляционная
вода
Рис. 6.8. Принципиальная технологическая схема трехступенчатого процесса
обессоливания нефти при заливке промывной воды на каждую сту-
пень в отдельности
где 0, — объемные расходы подаваемой промывной воды и обра-
батываемой продукции, соответственно, м3/с;
СNaCL, СNaCL ’ ^NaCL ~~ концентрации хлористых солей в дисперсной
воде обрабатываемой продукции, товарной нефти (продукции пос-
ле обессоливания) и промывной воде, соответственно, мг/л;
ФдГ, фс — объемные доли воды в товарной нефти (продукции после
обессоливания) и обрабатываемой продукции, соответственно.
Отметим, что минимальное количество промывной воды, требуемое
для обессоливания, при идеальном смешении капельных вод не зависит
от количества циркуляционной воды.
Минимальное необходимое количество промывной воды для двух-
ступенчатого процесса обессоливания при заливке промывной воды на
каждую ступень в отдельности можно вычислить по формулам:
(~<В ("<В
'^NaCL^N^LA В
Г<В ГЪ “С»
^NaCL,\ ~'-'NaCL,\
(6.14)
246
NaCU
NaCLj
G,e v'AraCZ,l
н2ол_______________
YC,1
В
вг '“'NaCL?.
(св — с® \
[у NaCL ^NaCLyi Д
в 1~Фс
NaCL2
Ус 1~<Pgj
1-<Р?
(6.15)
(6.16)
ш
В ’
С®йС£>2 — концентрации хлористых солей в промывных водах
в которых 0? од, Qh,o у “ объемные расходы подаваемой промывной воды
на первую и вторую ступени, соответственно;
/ПГф
^NaCLX *
подаваемых на первую и вторую ступень, соответственно;
Фсд — объемная доля воды в продукции после первой ступени обес-
соливания.
Минимальное необходимое количество промывной воды для двух-
ступенчатого процесса обессоливания при противоточной заливке про-
мывной воды можно вычислить по формулам:
Н2О
(6.17)
где
1-<Р?д
вт
'NaCLФ?д
(6.18)
Вт ^NaCL
Ф
1-Фс Фс,1
Фс ^Фс,! ф"" , 1
Фа
вт
(6.19)
t
'В ^№£1
NaCL о?
ф
(6.20)
Уравнения для расчета необходимого количества промывной воды
трехступенчатого процесса обессоливания при идеальном смешении
достаточно громоздки.
ПРИМЕР П6.1
Для примера в табл. П6.1.2 по исходной информации табл. П6.1.1 приведе-
ны численные расчетные значения потребного количества промывной воды
247
для одно-, двух- и трехступенчатого процессов обессоливания при идеаль-
ном смешении капельных вод применительно к технологическим схемам,
представленным на рис. 6.7 и 6.8.
Таблица П6.1.1
Исходные данные для расчета минимального
потребного количествапромывной воды,
требуемого для обессоливания
Показатели Обозначение Значение
вариант (предварительное обессоливание)
Концентрация хлористых солей в: мг/л пластовой воде '"NaCL 200 000
товарной нефти ГТ '"NaCL 100
промывной воде '"NaCL 2000
Объемная доля воды в: % товарной нефти 0,5
обрабатываемой продукции $ 1
П вариант (глубокое обессоливание)
Концентрация хлористых солей в: мг/л дисперсной воде обрабатываемой продукции св ''NaCL 20 000
продукции после обессоливания ("NaCL 5
промывной воде fi® '"NaCL 2 000
Объемная доля воды в: % продукции после обессоливания ч>вТ 0,1
обрабатываемой продукции Фс 0,5
Таблица П6.1.2
Минимальное количество промывной воды, требуемое
для обессоливания при идеальном смешении вод в зависимости
от числаступеней и технологии ввода промывной воды
Показатели Число ступеней
1 2 3
I вариант
Технология ввода промывной воды На каждой ступени Противо- точная На каждой ступени Противо- точная
(7с 9,95 3,17 1,78 2,08 0,95
П вариант
Технология ввода промывной воды На каждой ступени Противо- точная На каждой ступени Противо- точная
К ’ 3,03 0,59 0,36 0,14 0,13
248 -----------------------------------------------------------
Анализ численных оценок потребного количества промывной воды
в случае идеального смешения показывает, что одноступенчатая схема
обессоливания экономически вряд ли может быть оправдана из-за крат-
ного превышения эксплуатационных затрат по промывной воде.
Для практического применения наиболее оптимальна двухступен-
чатая технология обессоливания с противоточной подачей промывной
воды.
Дальнейшие расчеты показывают, что при любой реальной техно-
логии обессоливания, то есть не идеальном смешении соленой и про-
мывной дисперсных вод, отмеченная тенденция по числу ступеней обес-
соливания сохраняется.
Вопрос применения двух- или трехступенчатого обессоливания мо-
жет стоять только в случае существенного дефицита промывной воды.
При предварительном обезвоживании важно обращать внимание на аб-
солютные объемы обрабатываемой нефти.
Таким образом, любая оптимальная технологическая схема процес-
са обессоливания нефти должна:
• включать ступень многократной коалесценции — диспергирова-
ния капельных соленой и промывной вод;
• предусматривать противоточное введение промывной воды на за-
вершающей (второй, третьей) ступени обессоливания в смеситель-
диспергатор (рис. 6.7);
• за счет циркуляционной воды поддерживать обводненность в ко-
алесцере-диспергаторе не менее 6% об.
249
Глава 7
Стабилизация добываемой нефти
В соответствии с техническими условиями товарная нефть нефтя-
ных месторождений России должна иметь давление насыщенного пара
не более 66,7 кПа при температуре 37,8 °C в бомбе Рейда [7, 30].
7.1. Допустимое давление насыщенного пара (ДНП)
товарной нефти - обязательное требование
к товарной продукции
Действующий в России стандарт по определению давления насы-
щенного пара (ДНП) товарной нефти представляет собой полный аутен-
тичный* текст международного стандарта ИСО 3007—99 «Нефтепродук-
ты. Определение давления пара методом Рейда»** с дополнительными
требованиями, отражающими потребности экономики страны.
Сущность метода определения ДНП товарной нефти заключается в
следующем. Жидкостную камеру аппарата рис. 7.1 наполняют охлажден-
ной пробой испытываемой нефти, присоединяют к воздушной камере
рис. 7.2 при температуре 37,8 ’С и присоединяют манометр. Чтобы не на-
рушить точность сборка бомбы должна производится не более чем за 20 с.
После определения равновесного давления насыщения нефти в бом-
бе Рейда вводится коррекция в показания манометра Др на изменение
давления воздуха и насыщенных паров воды в воздушной камере, выз-
ванное различием между исходной температурой и температурой водя-
ной бани, в которую помещалась бомба Рейда.
Поправка Др вычисляется по формуле [30]:
(Л-Д)(Г-37,8)
273+t
~(Pw~Pt)’
(7.1)
* Аутентичный текст — текст составленный на одном или более языках, рассматри-
ваемый одинаково подлинным и имеющим равную силу.
** Принят Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сер-
тификации № 17—2000 от 22 июня 2000 г. За принятие голосовали: Азербайджан,
Армения, Беларусь, Грузия, Молдова, Россия, Таджикистан, Туркменистан, Уз-
бекистан. (В России введен взамен ГОСТ 1756—52.)
250
Рис. 7.1. Воздушная камера бом-
бы Рейда:
1 — присоединительный внут-
ренний диаметр 13 мм; 2 —
вентиляционное отверстие;
3 — присоединительный внут-
ренний диаметр 5 мм
Рис. 7.2. Жидкостная камера бом-
бы Рейда:
4 — присоединительный вне-
шний диаметр 13 мм
где ра — атмосферное давление в месте
проведения испытания;
pt — давление насыщенных паров воды
при исходной температуре воздуха;
t — исходная температура воздуха, °C;
р37<8 — давление насыщенных паров
воды при 37,8 °C.
Необходимо обратить внимание на
то, что в бомбе Рейда объемы воздуш-
ной и жидкостной камер строго фикси-
рованы, что позволяет унифицировать
условия определения ДНП.
Необходимость этого вызвана тем,
что нефть представляет собой много-
компонентную систему и поэтому тем-
пература ее кипения не постоянна, а
имеет некоторый температурный ин-
тервал.
Отметим, что, при прочих равных
условиях, увеличение воздушной каме-
ры для той же самой нефти вызовет сни-
жение ДНП и наоборот. Этот эффект
целиком и полностью объясняется с
позиций химической термодинамики
составом анализируемой нефти [39].
Таким образом, ДНП товарной не-
фти по Рейду это условный количе-
ственный критерий сравнения товарных
нефтей между собой по испаряемости.
7.2. Принципиально
возможные технологические
решения по снижению ДНП
товарной нефти
Сущность процесса стабилизации
нефти заключается в том, чтобы умень-
шить остаточное содержание раство-
---------------------------------------------------- 251
ренных в ней наиболее летучих компонентов пластовой нефти, в ча-
стности:
> остатков отдельных компонентов пластового газа в нефти:
• диоксида углерода,
• метана, этана, пропана;
• изобутана, нормального бутана и др., а также и
> наиболее летучих компонентов нефти (изопентана, нормального
пентана и др.).
Стабилизация нефти позволяет существенно сократить безвозврат-
ные потери добываемой нефти от испарения на ее пути от нефтяных
промыслов до нефтеперерабатывающих заводов, (около 2% масс.) [40].
С другой стороны такие большие поступления углеводородов в атмос-
феру определяют значительные загрязнения окружающей среды. Во
многих нефтедобывающих районах объекты нефтедобычи являются «ли-
дерами» по степени загрязнения окружающей среды. В процессе сбора
и подготовки скважинной продукции в окружающую среду кроме паров
нефти попадают попутные пластовые воды и др. По официальным дан-
ным в России ежегодно нарушается до 30 000 га земель, в том числе 43%
предприятиями нефтедобывающей отрасли. Предприятиями отрасли
выбрасывается в атмосферу более 2,5 млн т/год загрязненных веществ,
на факелах продолжает сжигаться около 6 000 млн м3/год нефтяного газа,
потребляется порядка 740 млн м3/ год пресной воды [41]. Для образнос-
ти отметим, что 740 млн м3/ год воды это ее поток с расходом 23,5 м3/с,
то есть — полноводная река.
Принципиально возможными технологическими решениями стаби-
лизации нефти являются:
> вакуумирование нефти в сочетании с ее нагревом (или без) на кон-
цевой ступени сепарации (наиболее широко применяемая техноло-
гия на промыслах), а использование компрессорных установок для
улавливания нефтяного газа позволяет его использовать в дальней-
шем, включая отбензинивание уловленного нефтяного газа;
> извлечение из нефти легких углеводородов с использованием ректи-
фикационных колонн (схемы с одной, рис. 7.3 и двумя колоннами
наиболее широко применяются на нефтеперерабатывающих заводах
для снижения потерь нефти от «больших и малых дыханий» резервуа-
ров, в которых хранится поступающая на заводы промысловая нефть);
> использование вертикальных противоточных сепараторов специаль-
ной конструкции для обеспечения дегазации нефти в колонном ап-
парате за счет массообменных процессов нефти с газом «отдувки»,
рис. 7.4 (широко апробированная технология в промысловых усло-
виях ОАО «Оренбургнефть») [42].
Не останавливаясь на типовой схеме стабилизации нефти на про-
мыслах, которая принципиально не отличается от промысловой ступе-
ни разгазирования нефти, рассмотрим более подробно другие схемы ста-
билизации, которые начинают внедряться на месторождениях России,
особенно при участии зарубежных компаний.
На рис. 7.3 представлена типовая схема стабилизации нефти с ис-
пользованием ректификационной колонны. Нефть из нефтегазового
Рис. 7.3. Принципиальная схема одноступенчатой стабилизации нефти с не-
большим остаточным содержанием растворенных газов (до 1,5% масс.):
1 ~ нефтегазовый сепаратор, 2 — ректификационная колонна, 3 газосепаратор,
4 — нагреватель, 5 — конденсатор, 6 — компрессор. Потоки: I — нестабильная
нефть, II и III — нефтяной газ, IV — сжиженный газ, V — стабильная нефть, VI —
водный конденсат
253
На ГПЗ На КС
Рис.7.4. Принципиальная технологическая схема установки разгазирования
нефти на промысле с колонной глубокой дегазации (КГД) по Персиянцеву [42]:
1,2 — соответственно нефтегазовые сепараторы первой и второй ступени, 3 —
колонна многоступенчатой глубокой дегазации нефти методом «отдувки», 4 —
резервуар для сбора стабилизированной нефти
сепаратора 1 направляется в ректификационную колонну 2 , где за
счет тепловой энергии внизу колонны от нагревателя 4 из нефти ис-
паряются легкие углеводороды вместе с оставшимся в ней нефтяным
газом.
Пары нефти конденсируются в конденсаторе 5, а затем в сепара-
торе 3 разделяются на несконденсировавшийся газ Ш и сжиженный
газ IV, состоящий в основном из углеводородов Сэ — С5 с примесью
гексанов.
На рис. 7.4 представлена принципиальная промысловая техноло-
гическая схема разгазирования пластовой нефти с колонной глубокой
дегазации (стабилизации) нефти.
Основными элементами технологической схемы процесса сепара-
ции добываемой нефти (по Персиянцеву) методом многоступенчатой
«отдувки» являются:
• нефтегазовые сепараторы первой 1 и второй 2 ступеней сепа-
рации;
• колонна глубокой дегазации (КГД) нефти методом отдувки 3 и
• РВС (резервуар вертикальный стальной) для сбора нефти 4.
Как видно из схемы, отдувка нефти в колонне КГД производится
легким газом первой и второй ступеней сепарации нефти.
254 ----------
ПРИМЕР П7.1 [42].
Параметры исходной информации Размерность Значения параметров
Месторождение
Южно-Оренбургское
Добыча пластовой нефти кмоль/ч 1413
Рабочее давление в КГД
МПа 0,105
Рабочая температура в КГД °C 20
Число контактных ступеней в КГД
Пределы изменения удельного
расхода газа отдувки норм. м3/т
Компонентный состав нефти после
второй ступени сепарации моль, доли
Компонентный состав смеси нефтя-
ного газа после первой и второй
ступеней сепарации, используемый
для отдувки моль, доли
100
5-20
См. табл. П7.1.1
См. табл. П7.1.2
Таблица П7.1.1
Компонентный состав нефти Южно-Оренбургского
месторождения после второй ступени сепарации
(по данным Гипровостокнефть) [42]
№ п/п Компонент Молярная масса, г/моль Массовые доли т Молярные доли
1 Сероводород 34,076 0,00003 0,0001
2 Этан 30,068 0,0012 0,0064
3 Пропан 44,094 0,014 0,0511
4 Изобутан 58,12 0,0145 0,0401
5 Норм, бутан 58,12 0,038 0,1052
6 Изопентан 72,146 0,032 0,0713
7 Норм, пентан 72,146 0,0452 0,1008
8 2,3-ДМБ 86,172 0,0119 0,0222
9 Г ексаны 86,172 0,0245 0,0457
10 Циклогексан 84,156 0,0132 0,0252
11 3-метилгексан 100,198 0,0061 0,0098
12 Гептаны 100,198 0,0373 0,0599
13 Октаны 114,224 0,043 0,0605
14 Остаток 288 0,71907 0,4016
ВСЕГО 1,00000 1,0000
--------------------------------------------------- 255
Таблица П. 7.1.2
Компонентный состав смеси нефтяных газов после первой
и второй ступеней сепарации подаваемой для отдувки на КГД [42]
Компонент Молярная доля Компонент Молярная доля
Ci 0,8064 п-С4 0,0177
с2 0,0447 ZC5 0,0149
с3 0,0313 ^^6 0,0130
i-C4 0,0155 с7+ 0,0562
Результаты расчетов процесса стабилизации нефти методом отдув-
ки газом в колонне глубокой дегазации (КГД) приведены на рис. 7.5
и рис. 7.6.
На рис. 7.5 представлена зависимость снижения ДНП нефти от удель-
ного расхода нефтяного газа отдувки.
Как видно из рис. 7.5, при удельном расходе газа отдувки 5 норм. м3/т
снижает ДНП с 850 мм рт. ст. до 600 мм рт. ст. При увеличении удельного
расхода нефтяного газа отдувки в два раза ДНП снижается ниже 500 мм
рт. ст. Эффективность влияния удельного расхода газа отдувки на сниже-
ние ДНП непрерывно снижается, а при увеличении расхода до 20 и более
норм. м3/т снижение ДНП практически не происходит. В конкретном
примере при удельном расходе нефтяного газа отдувки 20 норм. м3/т ДНП
нефти Южно-Оренбургского снижается до 360 ммрт. ст.
Рис. 7.5. Влияние удельного расхода нефтяного газа отдувки на снижение дав-
ления насыщенного пара нефти в колонне глубокой дегазации (КГД)
256
Рис. 7.6. Серия А => Расход газа отдувки = 5 норм, м3 /т [48]
На рис. 7.6 представлены в графическом виде расчетные результаты
покомпонентного извлечения углеводородов из нефти газом отдувки в
колонне глубокой дегазации (КГД) при различных удельных расходах
газа отдувки.
На рис. 7.6 представлены результаты влияния удельного расхода газа
отдувки на массообмен между газом отдувки и нефтью по отдельным ком-
понентам, которые на графиках серий А, Б, В, Г обозначены цифрами:
1 - остаток; 2 - УК С8; 3 - УК С7; 4 - 3 МГ; 5 - ЦГ; 6 - УК С6;
7 - 2,3 ДМБ; 8 - пС5; 9 - iC5; 10 - nC4; 11 - iC4; 12 - С3; 13 - H2S;
14 - С • 15 - СО 16 - С,; 17 - N_.
* 1. JL
Рис. 7.6. Серия В => Расход газа отдувки = 15 норм, м3 /т [48]
На рис. 7.6 точки ниже линии «О» на оси абсцисс соответствуют по-
глощению компонентов из газа продувки в нефть. Соответственно, выше
линии «О» — испарению компонента в газовую фазу. По оси ординат от-
кладывается количество извлекаемых компонентов (кг/час). Как вид-
но, в жидкую фазу в основном переходят метан, пропан, бутаны и неко-
торая часть пентанов. Весь тяжелый остаток газа поглощается нефтью.
При увеличении расхода газа отдувки (последовательно серии А, Б,
В и Г) возрастает количество извлекаемых из нефти компонентов. Тя-
желые компоненты газа отдувки поглощаются нефтью, что улучшает
товарные свойства нефтяного газа.
Следовательно, подбором состава и расхода газа отдувки можно до-
биться удовлетворительных показателей процесса дегазации нефти при
сохранении ее «бензинового потенциала» [4]. По оценкам авторов тех-
нологии использование колонны глубокой дегазации (КГД) в качестве
концевой ступени стабилизации (КСС) позволяет уменьшить выбросы
углеводородов в атмосферу в 2,4 раза [4].
Подробно результаты промышленного применения технологии
глубокой дегазации и очистки нефти от сероводорода на примере По-
кровской установки подготовки нефти (УПН) ОАО «Оренбургнефть»
приведены в монографии [4].
Глава 8
Контроль дебита добывающих скважин
Одной из важнейших функций промысловой системы сбора сква-
жинной продукции нефтяных месторождений является контроль де-
битов добывающих скважин — информационная основа для монито-
ринга эффективности управления разработкой нефтяных месторож-
дений. В настоящее время в промысловом обустройстве практически
всех нефтяных месторождений используются автоматизированные
групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» известного
отечественного производителя нефтегазового оборудования ОАО «Ак-
ционерная компания ОЗНА». За свою более чем полувековую историю
АК ОЗНА внесла существенный вклад в обустройство нефтяных мес-
торождений России и стран СНГ. Стандартный ряд оборудования для
измерения дебита скважин в базовой модификации включает следу-
ющие установки:
> Спутник AM 40-8-400,
> СпутникАМ 40-10-400,
> Спутник AM 40-14-400,
> Спутник Б 40-14-400,
краткая техническая характеристика которых представлена в табл. 8.1.
Установка типа Спутник состоит из двух блоков: технологического
и аппаратурного. В технологическом блоке размещаются:
• емкость сепарационная со счетчиком жидкости ТОР,
• блок гидропривода переключателя скважин,
• переключатель скважин,
• запорная арматура.
В аппаратурном блоке устанавливаются:
• блок управления и индикации,
• блок питания.
Входные патрубки для подключения скважин расположены симмет-
рично по обе стороны.
Продукция всех подключенных к Спутнику скважин поступает в
переключатель скважин многоходовой (ПСМ), из которого продук-
ция одной из них направляется на замер через сепарационную ем-
Технические характеристики Спутников базовой модификации
Таблица 8.1
Параметры Базовая модификация Спутника*) 1
AM 40-8-400 ДМ 40-10-400 AM 40-14-400 Б 40-14-400 |
1 Количество подключаемых скважин 8 10 14 14 1
| Пропускная способность, м3/сут 1^00 1-400 1^00 1^100 1
I Рабочее давление, МПа 4,0 4,0 4,0 4,0 1
1Г азосодержание нефти, (норм. м3)/т 60 60 60 60 1
| Кинематическая вязкость нефти, мм2/с до 120 до 120 до 120 до 120 |
Обводненность, % об. (в пределах) от 0 до 98 от 0 до 98 от 0 до 98 от 0 до 98 I
Содержание парафина, % об. до 7 до 7 до 7 до 7 1
Содержание сероводорода, % об. до 2,5 до 2,5 до 2,5 до 2,5 1
Погрешность измерения, % ±2,5 ±2,5 ±2,5 ±2,5 I
Потребляемая мощность, кВА до 10 до 10 ДО 10 ДО 10 1
Метод измерения дебита скважин объемный объемный объемный объемный 1
’ «Спутник Б 40-14-400» дополнительно снабжен насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов. Дополнительно могут
при наличии: счетчика газа АГАТ-1 или СВГ.М измерять количество отсепарированного нефтяного газа; влагомера определять
содержание воды в жидкости, добываемой из скважин.
1
----------------------------------------------------------- 261
кость, а продукция остальных направляется дальше в общий трубо-
провод, рис. 8.1. В сепарационной емкости происходит накопление
жидкости и ее сепарация от нефтяного газа. Отделившийся нефтяной
газ также направляется в общий трубопровод. Поплавок в накопитель-
ной емкости через систему рычагов при достижении в нем верхнего
Предельного уровня жидкости перекрывает заслонку на газовой ли-
нии. Давление в сепарационной емкости повышается. При достиже-
нии перепада давления между сепаратором и выходным трубопрово-
дом в пределах 0,08—0,12 МПа клапан регулятора расхода открывает-
ся и накопившаяся в емкости жидкость через счетчик расхода ТОР
выдавливается в общий трубопровод. При снижении перепада давле-
ния до 0,02—0,03 МПа клапан регулятора расхода перекрывается, по-
плавок через систему рычагов при достижении в нем нижнего пре-
дельного уровня жидкости открывает заслонку на газовой линии и
цикл накопления жидкости в нефтегазовом сепараторе повторяется.
В случае, когда заслонка на газовой линии закрыта, клапан регуля-
тора расхода открыт, а уровень жидкости в сепараторе остается высо-
ким, жидкость под действием перепада давления внутри сепаратора
Таблица 8.2
Технические характеристики Спутников AM40-8-400 КМ
л:
;JV,
Параметры Модификации Спутника*)
AM 40-8-400КМ; AM 40-8-400КМ-01, -02, -03, -04, -05
Количество подключаемых скважин 8
Пропускная способность, м3/сут, (кг/сут) 1-400; (1-30000)
Рабочее давление, МПа 4,0
Газосодержание нефти, (норм. м3)/т 60
Кинематическая вязкость нефти, мм/с до 120
Обводненность, % об. (в пределах) от 0 до 98
Содержание парафина, % об. ДО 7
Содержание сероводорода, % об. до 2
Погрешность измерения, % ±2,5
Потребляемая мощность, кВА до 10
Метод измерения дебита скважин объемный (счетчик ТОР! -50) массовый (счетчик СКЖ), для малодебитных скважин
) Установки могут комплектоваться обогревателем емкости, снабжены насосом-доза- тором и баком для хранения химических реагентов.
262
Рис. 8.1. Технологическая схема Спутников базовой модификации по табл. 8.1
----- 263
Таблица 8.3
Параметры Модификации Спутника
ДМ 25-8-1500 AM 40-8-1500 AM 40-N-1500
Количество подключаемых скважин 8 10 8,10,14
Пропускная способность, м3/сут 1-1500 1-1500 1-1500
Рабочее давление, МПа 2,5 4,0 4,0
Газосодержание нефти, (норм. м3)/т 60 60 60
Кинематическая вязкость нефти, мм/с до 120 до 120 до 120
Обводненность, % об. (в пределах) от Одо 98 от 0 до 98 от 0 до 98
Содержание парафина, % об. до 7 ДО 7 до 7
Содержание сероводорода, % об. до 2 до 2 до 2
Погрешность измерения, % ±2,5 ±2,5 ±2,5
Потребляемая мощность, кВА до 10 до 10 до 10
Метод измерения дебита скважин объемный объемный; объемный
пропускается через счетчик расхода. Продолжительность протекания
жидкости через счетчик зависит от дебита скважины по жидкости и не-
фтяному газу. При понижении уровня жидкости в накопительной ем-
кости сепаратора ниже половины диаметра накопительной емкости
заслонка на газовой линии начинает открываться и пропускать нако-
пившийся газ в общий коллектор. Вследствие понижения давления в
сепараторе клапан регулятора расхода закрывается и вновь происходит
накопление жидкости.
Устройство регулирования расхода жидкости в замерном сепарато-
ре обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик ТОР
с постоянной скоростью, что позволяет осуществлять измерение в ши-
Условные обозначения:
1 — переключатель скважин многоходовой (ПСМ); 2 — обогреватель электрический;
3 — привод гидравлический ГП-1М; 4 — клапан предохранительный; 5 — сепаратор
замерной (накопительная емкость); 6 — регулятор расхода; 7 — счетчик жидкости
турбинный ТОР 1-50; 8 — заслонка; 9 — линия байпасная; 10 — манометр электро-
контактный; 11 — вентилятор; 12 — коллектор общий; 14 — газовый счетчик (по за-
казу потребителя) 15 — бак для реагента; 16 — насос дозатор; 17 — клапан обратный;
18 - задвижка Ду80 (на ПСМ); 19 - задвижка Ду50 (на байпас); 20, 28, 29, 30 - зад-
вижки Ду50; 21 - задвижка Ду50; 22 — задвижка Ду80; 23, 24 - задвижки Ду 100 или
150; 25 — задвижка ЗКС Ду 15; 26 — задвижка ЗКС 25; 27 — манометры показываю-
щие типа МТП; 32 — обогреватель электрический (по заказу потребителя).
Толстая линия — линия потока нефти.
Пунктирная линия — линия потока нефтяного газа
264
роком диапазоне дебитов скважин с относительно малой погрешностью.
Время измерения устанавливается в зависимости от дебита скважин,
способа добычи, состояния разработки месторождения и т.п. В установке
предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию
(за определенное время) сигналов от счетчика ТОР.
Технические характеристики линейки модифицированных Спутни-
ков представлены в табл. 8.2.
Следующая линейка модифицированных Спутников с большой про-
пускной способностью по жидкости, табл. 8.3, предназначена для авто-
матического периодического определения дебитов нефтяных скважин
по жидкости (нефти и воде), нефтяному газу и контролю за работой не-
фтяных скважин.
Модификация Спутников со счетчиком СКЖ* (табл. 8.4) завер-
шает серию автоматизированных групповых замерных установок типа
Спутник.
Таблица 8.4
Параметры Модификации Спутника со счетчиком СКЖ
AM 40-8-30, -60, -120; AM 40-10-30, -60, -120; AM 40-14-30, -60, -120
Количество подключаемых скважин 8,10,14
Пропускная способность, т/сут 30,60,120
Рабочее давление, МПа 4,0
Газосо держание нефти, (норм. м3)/т 60
Кинематическая вязкость нефти, мм2/с до 120
Обводненность, % об. (в пределах) от 0 до 98
Содержание парафина, % об. до 7
Содержание сероводорода, % об. до 2
Погрешность измерения, % ±2,5
Потребляемая мощность, кВА до 10
Метод измерения дебита скважин массовый
Спутники со счетчиком СКЖ автоматически переключают скважи-
ны на замер; обеспечивают индикацию массы жидкости, добываемой
отдельной скважиной; выдают сигнал «Авария» в систему телемеханики
* Установки предназначены для периодического измерения количества жидкости,
добываемой из малодебитных скважин (от 0,5 до 120 м3/сут).
265
при аварийном состоянии; выдают информацию в систему телемехани-
ки о работе скважин; управляют переключением скважин на замер по
местной программе и через систему телемеханики.
Отличительными особенностями Спутников со счетчиками СКЖ
являются:
• работа без сепарационной емкости,
• сокращенная металлоемкость,
• экономичность и
• удобство в обслуживании.
БИУС 40-50 является блочной автоматизированной установкой для
замера дебитов индивидуальных скважин, техническая характеристика
которой представлена в табл. 8.5.
Таблица 8.5
Параметры БИУС 40-50
Количество подключаемых скважин
Пропускная способность, м3/сут 50
Рабочее давление, МПа 4,0
Газосодержание нефти, (норм. м3)/т 60
Кинематическая вязкость нефти, мм2/с до 120
Обводненность, % об. (в пределах) от 0 до 98
Содержание парафина, % об. ДО 7
Содержание сероводорода, % об. до 2
Погрешность измерения (по жидкости), % ±2,5
Метод измерения дебита скважин объемный (счетчик ТОР)
Для оперативного измерения количества жидкости по объему, из-
мерения количества нефтяного газа и расчетного определения массы
жидкости, ее обводненности и газового фактора АК ОЗНА создало ус-
тановку малогабаритную передвижную измерительную «УМИ-ОЗНА»,
технические характеристики которой представлены в табл. 8.6.
За последние годы АК ОЗНА пополнила стандартный ряд оборудо-
вания для измерения дебита скважин установками нового поколения,
так называемыми трехкомпонентными измерительными установками.
Несмотря на не совсем удачное название*, эти установки обеспечива-
* Нефть, нефтяной газ, попутная пластовая вода с очень большой натяжкой и в спе-
цифическом контексте могут быть названы компонентами.
266
Таблица 8,6
Дебит скважин, которые могут быть подключены к установке, т/сут от 5 до 25
Газосодержание, норм. м3/т (не более) 60
Способ измерения количества жидкости объемный и гидростатический
Предел основной относительной погрешности средств измерения, входящих в установку, не более, %: • количества жидкости (нефть-вода) о по объему о по массе • количества нефтяного газа • обводненности жидкости ±1,5 ± 2,5 ±4 ±5
Вместимость измерительной части емкости, л 500 ± 2,5
Рабочее давление, МПа, (не более) 0,06
ют массовый расход двух составляющих скважинной продукции жид-
кости и нефти, а также объемный расход третьей составляющей — не-
фтяного газа.
Измерительные установки «ОЗНА МАССОМЕР» предназначены для
применения в системах внутрипромыслового сбора нефти и обеспечи-
вают погрешность измерений, удовлетворяющую повышенным требо-
вания нового ГОСТ Р 8.615-2005. Измерения количества извлекаемой
из недр нефти и нефтяного газа.
Установки «ОЗНА МАССОМЕР» включают в себя блоки:
> технологический, в состав которого входят модули:
• измерительный и
• распределительный;
> аппаратурный (станция управления) и
> элементы системы жизнеобеспечения.
Основным элементом измерительного модуля является двухкамер-
ный горизонтальный сепаратор в виде цилиндров разного диаметра, рас-
положенных один над другим. Верхняя камера, оборудованная цикло-
ном, является первой ступенью сепарации нефтяного газа и жидкости,
каплеотбойник, смонтированный в полости этой камеры, обеспечивает
осушку выделившегося нефтяного газа. Нижняя камера, большего диа-
метра, является накопительной для жидкости (смеси нефти и попутной
пластовой воды).
267
Основным элементом распределительного модуля является автома-
тически управляемый переключатель скважин многоходовой (ПСМ),
обеспечивающий поочередное подключение скважин к измерительно-
му модулю.
Станция управления включает в себя блок измерений и обработки
информации (БИОИ) и шкаф силовой (ШС).
Элементы системы жизнеобеспечения обеспечивают укрытие (блок-
боксы), обогрев, освещение, вентиляцию и пожаро-газосигнализацию.
БИОИ станции управления производит:
> обработку измерительной информации от преобразователей:
• расхода, давления и температуры;
> формирование измерительной информации по среднесуточному:
• массовому расходу жидкости и нефти;
• объемному расходу нефтяного газа;
> индикацию и передачу значений:
• измеряемых и
• определяемых параметров по коммуникационным каналам;
> управление процессом измерений.
Установки «ОЗНА МАССОМЕР» выпускаются с двумя расходоме-
рами: на линии потока жидкости (нефти и воды) и линии потока не-
фтяного газа, принципиальная технологическая схема которых пред-
ставлена на рис. 8.2 и с одним расходомером только на линии потока
жидкости.
Принцип действия измерительного модуля технологического блока
с двумя расходомерами основывается на непрерывном измерении:
• массового расхода, плотности и температуры жидкости;
• объемного расхода, давления и температуры нефтяного газа.
Значение среднесуточного массового расхода нефти определяется
как разность значений среднесуточного массового расхода жидкости и
пластовой воды в ней.
Значение среднесуточного массового расхода пластовой воды рас-
считывается как произведение среднесуточного массового расхода жид-
кости и массовой доли воды в ней. Массовая доля воды рассчитывается
по соответствующему алгоритму, с учетом измеренного в расходомере
значения плотности жидкости и значений плотности нефти и воды, из-
меренных в лаборатории.
268
Рис. 8.2. Принципиальная технологическая схема установки «ОЗНА МАССО-
МЕР» с двумя расходомерами:
1 — входной патрубок; 2 — емкость сепарационная (нижняя накопительная); 3 —
предохранительный клапан; 4,5,20,21 — задвижки дренажные; 6 — вентиль; 7 —
манометр; 8 — поплавковое устройство; 9 — заслонка; 10 — преобразователь дав-
ления; 11 — счетчик; 12 — манометр сигнализирующий; 13 — регулятор расхода
жидкости; 14 — кран проходной; 15 — штуцеры для подключения УОСГ и отбо-
ра проб жидкости; 16 — коллектор; 17 — преобразователь температуры; 18 — кран
с электроприводом; 19 — преобразователь гидростатического давления; 22 —
обратный клапан; 23 — термометр; 24 —штуцер для отбора пробы нефтяного газа
Технические характеристики расходомеров серии «ОЗНА МАССО-
МЕР» представлены в табл. 8.7.
Установки нового поколения АК ОЗНА включают и другие интерес-
ные модели трехкомпонентных измерительных установок:
> «ОЗНА ИМПУЛЬС», дополнительно измеряющие давление и тем-
пературу нефтяного газа, плотность жидкости, обводненность жид-
кости и определение йгазового фактора;
269
Таблица 8.7
Технические характеристики измерительных установок
серии «ОЗНА МАССОМЕР»
Z7U
Окончание таблицы 8.7
ПАРАМЕТРЫ
Модификации измерительных
______ устройств__________
ОЗНА MACCOMEP-R
ОЗНА МАССОМЕР-Е
ОЗНА МАССОМЕР-М
Исполнение электрооборудования:
> технологического блок-бокса
> аппаратурного блок-бокса_______________
Параметры питания электрических цепей:
> род тока
> напряжение, В
> допустимое отклонение от номинального
напряжения, %
> частота, Гц
> потребляемая мощность, кВА, (не более)
Температура окружающего воздуха с
относительной влажностью до 100 % при
Взрывозащищенное, соответст-
вующее классу взрывоопасной
зоны В 1 А(ПУЭ)
Обыкновенное
переменный
380/220
от - 15 до+10
50 ±1
20
варианте климатического исполнения установки:
• У1
• УХЛ1
от-45 °C до+ 40
от-60 °C до + 40
Межповерочный интервал, лет
ОЗНА MACCOMEP-R
4
ОЗНА МАССОМЕР-Е
ОЗНА МАССОМЕР-М
> «ОЗНА МИКРОН», характеризующиеся:
— высокой точностью и широким диапазоном измерения расходов,
— способностью измерять расход смеси при условиях на устье
скважин,
— сохранением точности измерений при повышенных эффективных
вязкостях скважинной продукции,
— возможностью контроля качества сепарации жидкости и нефтя-
ного газа,
— простотой и надежностью конструкции.
Глава 9
Оценка физико-химических свойств
и температуры смесей продукции
нефтяных месторождений, объединяемых
в единую систему сбора и подготовки
скважинной продукции
Современные и перспективные технологии систем сбора скважин-
ной продукции нефтяных месторождений базируются на разукрупнении
многопластовых эксплуатационных объектов при сохранении единой
системы сбора и подготовки нефти на промысле.
Проектирование промыслового обустройства месторождений с еди-
ной системой сбора и подготовки скважинной продукции осложняется
отсутствием экспериментальных данных по физико-химическим свой-
ствам смесей промысловых нефтей из-за фактически непредсказуемого
отклика многопластового эксплуатационного объекта на локальные гео-
лого-технические мероприятия (ГТМ) в отдельных скважинах, на ин-
тегральное изменение физико-химических свойств скважинной продук-
ции в трубопроводах единой системы сбора скважинной продукции.
Поэтому представляет несомненный интерес как для решения задач
проектирования, так и анализа эффективности эксплуатации существу-
ющих систем сбора и подготовки скважинной продукции нефтяных ме-
сторождений аналитическая оценка физико-химических свойств и
температуры смесей продукции нефтяных месторождений, объединяе-
мых в единую систему сбора и подготовки скважинной продукции.
9.1. Расчет компонентного состава
и молярной массы смеси пластовых нефтей
Принципиальным вопросом описания компонентного состава сме-
си пластовых (промысловых, дегазированных, товарных) нефтей явля-
ется следующая проблема:
> можно ли считать, что в пластовых нефтях различных залежей ус-
ловные компоненты по интегральным свойствам:
средневзвешенной молярной массе,
• средней нормальной температуре кипения,
• средневзвешенным критическим параметрам,
• плотности,
• динамической вязкости и т. д.
имеют одинаковые характеристики?
Анализ опубликованных экспериментальных данных большей час-
ти авторов и их предложений по углубленному представлению компо-
нентного состава нефтей, включая выделение условных компонентов
(узких фракций нефти по температурам выкипания), позволяет утверж-
дать: узкие фракции нефти по своим интегральным свойствам практи-
чески идентичны в нефтях одного геологического периода формирова-
ния залежей. Однако такое заключение требует дальнейшего дополни-
тельного изучения проблемы.
С другой стороны, исследования физико-химических свойств пла-
стовых и дегазированных нефтей месторождений в рамках бывшего
Советского Союза позволяют утверждать, что
молярный объем дегазированной нефти месторождений V^jocp >
сформировавшихся в любой геологический период, коррели-
руется с ее динамической вязкостью, при погрешности не бо-
лее 3—4%, в виде выражения:
V'
г МрСР
=200 (Ц'ОСР)0|1>
(9.1)
где 200 — это характеристическая величина молярного объема
дегазированной нефти нефтяного месторождения разных гео-
логических периодов его формирования, л/моль;
, \0Д1
ос?)
— характеристический параметр влияния геолого-фи-
зических условий формирования нефтяной залежи (группово-
го состава нефти) на ее свойства, учитываемые (геолого-физи-
ческие условия) в оценках свойств через молярный объем.
В настоящее время в составе пластовых нефтей нефтяных месторож-
дений идентифицировано более 1000 индивидуальных соединений и еще
остается около 5% масс, не идентифицированной части нефти.
Узкий диапазон изменения интегральных характеристик дегазиро-
ванных нефтей по плотности, молярной массе и др., в совокупности с их
чрезвычайно широким многокомпонентным составом, позволяет утвер-
ждать, что условные компоненты нефти любых нефтяных залежей в до-
статочно узком диапазоне температур выкипания характеризуются ин-
тегрально близкими физико-химическими свойствами.
Например, известная диаграмма Ватсона [52] хорошо описывает
корреляционные связи интегральных характеристик не только узких,
но и сравнительно широких фракций нефтей, включая товарные не-
фти в целом.
В дальнейшем принимается, что выделенные по одинаковым алго-
ритмам в различных нефтях условные компоненты нефти являются иден-
тичными, то есть интегральные характеристики их физико-химических
свойств отличаются между собой не более чем на 3—4%.
Пусть известен компонентный состав трех пластовых нефтей до их
смешения:
#р/=1-16;./=1-3,
^,/=1-16;у=1-3,
9,, 7 = 1-3,
*
где N. — молярная доля z-го компонента в составе у-го потока нефти;
Му — молярная масса z-го компонента в составе j-го потока нефти;
q — массовый поток ву-м трубопроводе до смешения нефтей, т/сут.
По принятому в пособии упорядоченному расположению компонен-
тов пластовой нефти отметим, что для индивидуальных компонентов
очевидно тождество:
^=^.,/=1-10,7=1-3, (9.2)
а для условных компонентов до нелетучей части нефти, в соответствии с
принятой концепцией, независимо от реализуемого алгоритма выделе-
ния условных компонентов, например при разбиении нефти на отдель-
ные узкие фракции по истинным температурам кипения, также можно
принять, что
М9 = М„/=11-15,7 = 1-3.
Отметим, что такое ограничение слишком строгое и не только не
является обязательным, но и, в принципе, излишне.
2л
По определению N& —, /= 1—16; — молярная доля z-го компонента
Уй
>i в смеси нефтей;
274 ---------------------------------------------------
где ntJ- — количественный поток z-ro компонента в составе j-ro потока
нефти, моль/с;
л;. — количественный поток нефти в /-м трубопроводе, моль/с.
Исходя из определения молярной доли i-го компонента ei-м потоке
расчетная формула для нахождения молярной доли любого /-го компо-
нента в смеси нефтей будет иметь вид:
(9.4)
где
ы
Аналогично, исходя из определения гагаркой массы* расчетную фор-
мулу для нахождения молярной массы z-го компонента в смеси нефтей
можно представить в виде:
5л 5ХЛ
, /=1-16,
7=1 7=1
(9.5)
из которого с учетом замечания (9.2) следует очевидное утверждение:
(9.6)
Для условных компонентов (/ = 11—15) из (9.5) следует
Если молярные массы соответствующих компонентов в различных
потоках равны, то из (9.7) также следует, что
M&SM,/=11-15.
(9.8)
275
Так как молярная масса нелетучей части в каждой нефти, в общем
случае, различна, то молярная масса нелетучей части смеси нефтей бу-
дет вычисляться по формуле, в которой учитываются весовые коэф-
фициенты нелетучих частей каждой нефти в смеси, а формула (9.7)
примет вид:
^=^4------------(9-9)
У=1 MJ
Исходя из определения молярной массы и исходных данных форму-
ла для вычисления молярной массы смеси нефтей будет иметь следую-
щий вид:
(9.10)
где Mj — рассчитывается по формуле (9.4).
г
9.2. Расчет температуры и плотности смеси
пластовых (промысловых) нефтей
Пусть для смешивающихся потоков нефтей известно:
Рш i J “ 1“3 — плотность нефтиу-й залежи (/-го потока);
, J = 1—3 —температура нефтиу-й залежи (/-го потока);
,У “ 1—3 — массовая доля нефтиу-й залежи (/-го потока) в смеси
нефтей.
Специфической особенностью сформулированной задачи является
необходимость учета различия температур смешиваемых потоков.
Если известны массовые доли потоков в смеси, то плотность смеси
определяется из формулы:
(9.11)
276 -----------------------------------------------------------
В формуле (9.11), в общем случае, все температуры различны, по-
этому в этой формуле неизвестны два параметра:
• температура смеси, и
• плотность смеси, р£;
следовательно, вычислить по этой формуле плотность смеси нефтей без
дополнительной информации нельзя.
Если температуры смешиваемых потоков равны (дополнительная
информация)
(9.12)
то расчет по формуле (9.11) дает значение плотности смеси нефтей, од-
нако только при уже известной температуре смеси, что не решает по-
ставленной проблемы.
В общем случае применение формулы (9.11) обуславливает необхо-
димость учитывать удельную теплоемкость каждого потока до его сме-
шения, что позволит рассчитать температуру смеси, затем вычислить ее
плотность.
Истинная теплоемкость нефтей и их фракций «любого состава» при
заданной температуре, в первом приближении, может быть рассчитана
по формуле [15]:
= 1674,7 (2,025-ру),
(9.13)
где С .—удельная изобарная теплоемкость j-го потока пластовой нефти,
Дж/(кг-К);
р . = Рл^'
Ри 1000
— относительная (по воде) плотностьj-го потока пласто-
вой нефти при пластовой температуре;
р — плотность j-го потока пластовой нефти, кг/м3.
Исходя из материального баланса можно утверждать, что теплосо-
держание смеси пластовых нефтей равно сумме теплосодержаний пото-
ков, ее образующих:
CJ- У?/ Qitnai
Р * ЛшЛ PJ MJ
(9.14)
где CJ — удельная теплоемкость смеси нефтей при температуре смеси
Из (9.14) следует:
где = =
1
Для вычисления Cf применим формулу (9.13):
CJ=1674,7 (2,025-pz(fz)),
где pz (fz) — плотность смеси нефтей при температуре tz.
тп
(9.15)
(9.16)
(9.17)
Так как в общем случае температура смеси отличается от температу-
ры смешиваемых потоков, то, считая, что для смеси потоков нефтей
выполняется закон аддитивности, будем иметь:
1 _у
Ps(^z) 1 Р/(^х)
(9.18)
где ру (/z) — плотностьу-го потока пластовой нефти при температуре сме-
си нефтей /Е, которая формально может быть вычислена по формуле:
Ряду
(9.19)
Коэффициент температурного расширения а может быть, в пер-
вом приближении, рассчитан по корреляционной зависимости автора:
а' = 10-3
Л-20
-l,2-(p'mJ-0,68)) 1000
0,58+р^ (1-10
С учетом (9.18) расчетная формула (9.17) приобретает вид:
CJ = 1674,7-
2,025-
(9-21)
278
Таким образом, поставленная задача по определению плотности
смеси нефтей pz (/z) и ее температуры решена:
(9.22)
1 1674,7
(9.23)
Численно, например, методом последовательных приближений
(итераций) из (9.23) находится температура смеси, затем из (9.22) ее
плотность.
9.3. Расчет газового фактора смеси
пластовых нефтей
Газовый Пактов пластовой неф
л представляет собой отношение
объема нефтяного газа ОСР пластовой нефти к объему (или массе —
удельный газовый фактор) образовавшейся дегазированной нефти. Из
определения удельного газового фактора ш&етовои нефти следует.
то
=24,35
ПОСР
Роср Уоср
ОСР' ПОСР
РОСР' М0СР ' ^ОСР
(9.24)
ОСР ПОСР
Так как
(9.25)
ОСР
7 .ЛГ*
ОСР 1УОСР
(9.26)
----------------------------------------------------------- 279
Как было показано выше, молярная доля нефтяного газа N^p, вы-
делившегося из смеси пластовых нефтей в процессе ее равновесного
разгазирования, может быть вычислена из уравнения (2.24), которое
применительно к смеси нефтей будет иметь вид:
у, * (^7 ( Дм > (го ) 1)
1
(9.27)
где Nz (>о) ~~ ^осрх • (9.28)
Зная молярную долю нефтяного газа в газонефтяной смеси, можно
вычислить все необходимые физико-химические характеристики нефтя-
ного газа и дегазированной нефти смеси пластовых нефтей:
> компонентные составы:
• нефтяного газа, > * в1—16 и
• дегазированной нефти, N'x (^0>1 ), / = 1—16;
> молярные массы:
• нефтяного газа, М'оср и
• дегазированной нефти, M'z0CP.
Таким образом, газовый фактор смеси пластовых нефтей можно рас-
считать по формуле (9.26), которая для рассматриваемого случая при-
нимает вид:
(9.29)
где М' =M^X,/=l-10;j=l-3.
1*
(9.30)
Для определения молярных масс остальных (условных) компонен-
тов, которые присутствуют в составе смеси пластовых нефтей, исполь-
зуется ранее полученная формула (7.3).
/ = 1-16.
(9.31)
280 -----------------------------------------------------
9.4. Расчет плотности нефтяного газа
Плотность нефтяного газа, образующегося после однократного стан-
дартного разгазирования смеси пластовых нефтей может быть рассчи-
тана по его молярной массе:
1 у СРо,Р*2О ))
Мд 28,97 V l+^x(Po,1^2o)'(^j(Po,1^2o)-^)
(9.32)
где Pe(Po,i^2o) ~ относительная (по воздуху) плотность нефтяного газа
ОСР смеси пластовых нефтей.
Таким образом, рассчитав основные физико-химические свойства
смеси пластовых нефтей, эту смесь можно рассматривать как пластовую
нефть гипотетической залежи с известными физико-химическими свой-
ствами. Такая концепция позволяет грамотно подбирать оборудование
для эксплуатации добывающих скважин, эксплуатационные объекты
которых представляют собой совокупность залежей (многопластовая
толща с гидродинамически не связанными пластами, физико-химичес-
кие характеристики пластовых нефтей в которых отличаются).
Учитывая, что в промысловой практике мелкие месторождения объе-
диняются в единую систему сбора и подготовки нефти к транспорту,
изложенная концепция рассмотрения физико-химических свойств сква-
жинной продукции представляется достаточно продуктивной.
Газлифтный способ добычи нефти также укладывается в принятую
концепцию расчета изменения свойств промысловой нефти не только
при добыче, но и при ее промысловой подготовке к транспорту.
Глава 10
Современные тенденции развития системы
сбора и сепарации скважинной продукции
нефтяных месторождений
Основные итоги развития теории и практики обустройства нефтя-
ных месторождений XX века нашли свое отражение в отраслевом ру-
ководящем документе ВНТП 3-85 [11] по технологическому проекти-
рованию обустройства нефтяных месторождений подготовленному
специалистами ведущего отраслевого института «Гипровостокнефть»
с участием региональных институтов «Гипротюменьнефтегаз» и «Баш-
НИПИнефть» и в совокупности с «Унифицированной технологичес-
кой схемой сбора и подготовки...», разработанной институтом «Гипро-
востокнефть», определили реализованные в практике эксплуатации
нефтяных месторождений Советского Союза достижения отечествен-
ных и зарубежных ученых и инженеров.
В XXI век отраслевая наука вошла с осознанием того факта, что при
достижении средней обводненности продукции добывающих скважин
месторождения 80—85% об. в сочетании с низкими значениями текущих
коэффициентов нефтеотдачи* на первый план подготовки скважинной
продукции выходят задачи подготовки попутной пластовой воды для ее
утилизации в системе ППД с целью повышения эффективности управ-
ления разработкой нефтяных месторождений [48].
В.П. Троновым и его школой в институте «ТатНИПИнефть» интен-
сивно разрабатывается направление решающего влияния качества и
физико-химических свойств закачиваемых дренажных нефтепромысло-
вых вод в нефтяную залежь на коэффициент извлечения нефти из недр.
Доказывается прямая связь между темпом выработки начальных извле-
каемых запасов, качеством подготовки нефтепромысловых сточных вод
и конечным коэффициентом нефтеотдачи [48].
Как показывает нефтепромысловая практика, установки подготов-
ки нефти (УПН) находятся достаточно далеко от добывающих скважин
* Коэффициент текущей нефтеотдачи — доля извлеченных из недр геологических за-
пасов эксплуатационного объекта.
282
и на УПН поступает уже стойкая газоэмульсионная смесь. Теоретичес-
кими и экспериментальными исследованиями В.П. Тронова обоснова-
на эффективность использования турбулентных пульсаций, возникаю-
щих при развитом турбулентном режиме течения в трубопроводах, для
интенсификации расслоения эмульсий на нефть и воду [31,46].
10.1. Устройства предварительного отбора газа
(УПОГ) - эффективный способ интенсификации
сепарации скважинной продукции
, к
На рис 10.1 представлена схема УПОГ,; на которой показано разде-
ление скважинной продукции на нефтяной газ и водонефтяную эмуль-
сию. Пусть, для конкретизации, объемное расходное газосодержание
потока скважинной продукции составляет 90% об. Допустим, что 10%
об. потока нефтяного газа из трубопровода попадает вместе с потоком
водонефтяной эмульсии в нефтегазовый сепаратор 6, тогда 90% об. его
через газосборный коллектор 3, минуя сепаратор 6, попадает сразу в га-
зосепаратор. Капельная жидкость в газосепараторе улавливается и сбра-
сывается в нефтегазовый сепаратор. Окклюдированный” газ за время
задержки водонефтяной эмульсии в сепараторе всплывает, достигает
границы раздела дисперсионных сред нефть — нефтяной газ и через вре-
мя его «жизни на границе раздела фаз») переходит в газовую фазу и вы-
водится из нефтегазового сепаратора вместе с потоком нефтяного газа.
Оценим, на сколько снижается нагрузка на нефтегазовый сепаратор
при наличие УПОГ и допущениях, принятых выше?
На вход в УПОГ поступает газонефтеводяная смесь с расходом Qz:
Qx=Q'+Q'+QB (газ + нефть + вода).
После УПОГ нагрузка на нефтегазовый сепаратор снижается до О
^=о,10'+0'+е\
Так как объемное расходное газосодержание скважинной продук-
ции р* по определению равно:
=» (G'+es)=eI(i-p')-
“ Окклюзия [лат. occlusus — запертый], в данном контексте, окклюдированный газ —
пузырьковый газ в водонефтяной эмульсии (пузырьки газа заперты в эмульсии).
283
Рис. 10.1. Схема устройства предварительного отбора газа (УПОГ):
1 — поток скважинной продукции; 2 — газоотводящие патрубки; 3 — газосбор-
ный коллектор; 4 — разделительный трубопровод; 5 — патрубок сброса воды в
сепаратор; 6 — нефтегазовый сепаратор; 7 — поток нефтяного газа в газосепара-
тор; 8 — поток водонефтяной эмульсии
QL =0>l₽'QI+Qs(l-P')=Gx(l-0,9p')-
Следовательно:
Q, . 1
1-0.9B'
Из приведенного примера следует, что применение УПОГ в системе
сбора скважинной продукции на ДНС позволяет сократить нагрузку на
нефтегазовый сепаратор в пять с лишним раз, что эквивалентно увели-
чению времени задержки эмульсии в сепараторе в пять раз, или сниже-
нию металлоемкости на объекте в три — пять раз.
Таким образом, функционально УПОГ по существу представляет
собой концевой делитель фаз: газовой и жидкой. С другой стороны УПОГ
существенно сглаживает пульсации давления в линии и, как следствие,
выравнивает нагрузку на нефтегазовый сепаратор во времени.
10.2. Концевые делители фаз (КДФ)
На рубеже XX и XXI веков в системе промыслового обустройства
начали внедрятся так называемые концевые делители фаз. Практичес-
ки концевой делитель фаз конструктивно представляет в некоторых
случаях конечную часть трубопровода, в котором реализуется раздель-
ная структура газожидкостного потока и осуществляется раздельный
Z84
вывод фаз: нефтяного газа, сырой нефти и высокообводненной прямой
эмульсии (99% об. и более). В ряде случаев эти концевые делители фаз
фактически преобразовались в трехфазные делители с горизонтальным
потоком обрабатываемого сырья.
Например, в табл. 10.1 приведена техническая характеристика по-
добного устройства фирмы ООО «Научно-производственное предпри-
ятие Контэкс» (ООО «НПП Контекс»).
Таблица 10.1
Технические характеристики делителей фаз концевых
(емкостных) КДФК
Характеристика Параметры среды
Объем, м3 Пропускная способность по жидкости, мэ/сут Давление рабочее, МПа Температура, °C Обводненность продукции, % об.
ВХОД ВЫХОД
50 2000
80 3000 0,6-1,6 5-30 более 40 5-30
100 6000
Содержание
нефти в воде
на выходе,
мг/л
20-100
Примечание', предусматривается обработка деэмульгатором (без нагрева).
Глава 11
Трубопроводы систем сбора
и внутрипромыслового транспорта нефти,
нефтяного газа и воды нефтяных
месторождений
В состав трубопроводов систем сбора и внутрипромыслового транс-
порта входят:
а) выкидные трубопроводы от скважин до замерных установок (ЗУ);
б) нефтесборные трубопроводы от ЗУ до пунктов первой ступени се-
парации нефти (нефтегазопроводы);
в) газопроводы для транспорта нефтяного газа от установок сепарации
нефти до установок подготовки газа (УПГ) или до потребителей;
г) нефтепроводы для транспорта газонасыщенной или разгазирован-
ной, обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и
дожимных насосных станций (ДНС) до центральных пунктов сбора
(ЦПС);
д) газопроводы для транспорта газа к добывающим скважинам при газ-
лифтном способе добычи;
е) газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увели-
чения нефтеотдачи;
ж) трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захо-
ронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие гори-
зонты с давлением закачки 10 МПа и более;
з) водоводы поддержания пластового давления (ППД) для транспорта
пресной, пластовой и подтоварной воды на кустовые насосные стан-
ции (КНС);
и) нефтепроводы для транспорта товарной нефти от ЦПС и установок
подготовки нефти (УПН) до сооружений магистрального транспорта;
к) газопроводы для транспорта нефтяного газа от ЦПС до сооружений
магистрального транспорта;
л) ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или дру-
гим объектам обустройства нефтяных месторождений;
м) внутриплощадочные трубопроводы, транспортирующие продукт на
объектах его подготовки.
Z86 ----------------------------------------------------------
Трубопроводы, транспортирующие смесь нефти с газом в растворен-
ном состоянии при абсолютном давлении упругости паров при 20 ’С
выше 0,2 МПа и нефтяной газ в газообразном состоянии, именуются
нефтегазопроводами, а транспортирующие разгазированную нефть —
нефтепроводами.
Срок службы трубопроводов различного назначения, определенный
на основе обобщения статистических данных по замене их в процессе
эксплуатации для различных регионов отрасли, приведен в табл. 11.1.
Конструкция промысловых трубопроводов и способ их прокладки
должны обеспечивать:
• безопасную и надежную эксплуатацию в пределах нормативного
срока службы;
• ведение технологии промыслового сбора и транспорт продукции
скважин в соответствии с проектными параметрами;
• производство монтажных и ремонтных работ индустриальными
методами с применением передовой техники и технологии;
• возможность надзора за техническим состоянием трубопроводов;
• защиту трубопроводов от коррозии, вторичных проявлений мол-
нии и статического электричества;
• предотвращение образования ледяных, гидратных и других пробок.
Трассы трубопроводов выбираются на основе многовариантных тех-
нико-экономических исследований. В качестве критериев оптимально-
сти вариантов, как правило, принимаются приведенные затраты при
сооружении, техническом обслуживании и ремонте, включая затраты на
мероприятия по охране окружающей среды, а также металлоемкость,
безопасность, заданное время строительства, наличие дорог и др.
Для уменьшения площади земель, изымаемых под строительство и
эксплуатацию системы промысловых трубопроводов, при выборе трасс
максимально используется принцип коридорной прокладки линейных
коммуникаций (трубопроводы, автодороги, ЛЭП и линии связи).
При коридорной прокладке ЛЭП и линии связи размещаются по
одну сторону автодороги, а трубопроводы — по другую, причем ближе к
дороге укладываются водоводы, далее — нефтепроводы и последними —
газопроводы.
Технологическая схема и конструктивное оформление трубопрово-
дов сбора нефти, нефтяного газа и утилизации воды выбираются из ус-
ловия эффективного применения технологических методов борьбы с:
287
Таблица 11.1
Фактические сроки службы промысловых трубопроводов
по регионам отрасли (РД39-132-94)
Назначение трубопровода, транспортируемая среда Фактические сроки службы по регионам добычи, годы
Урало- Поволжье Западная Сибирь южные районы Другие районы
Нефтегазосборные трубопроводы для транспорта продукции нефтяных скважин до центральных пунктов сбора и дожим- ных насосных станций (выкидные линии, нефтегазосборные коллекторы, газопрово- ды, внутриплощадочные трубопроводы при содержании сероводорода до пар- циального давления 0,3 кПа) 10 10 8 12
Те же трубопроводы, но при содержании сероводорода в продукции с парциальным давлением свыше 0,3 кПа 5 5 4 6
Трубопроводы систем заводнения нефтя- ных пластов и захоронения пластовых и сточных вод при содержании сероводо- рода с парциальным давлением до 0,3 кПа 6 7 5 8
Те же трубопроводы, но при содержании сероводорода с парциальным давлением свыше 0,3 кПа 3 4 3 6
Трубопроводы пресных вод 15 15 15 15
Нефтепроводы, газопроводы для транс- порта товарной нефти и газа от централь- ных пунктов сбора до сооружений магист- рального транспорта, газопроводы для транспорта газа к добывающим скважи- нам при газлифтном способе добычи, газопроводы для подачи газа в продук- тивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи 20 20 20 г 20
> с коррозией:
• обеспечением эмульсионного течения,
• использованием ингибиторов коррозии трубопроводов,
> замораживанием трубопроводов:
• достаточным заглублением трубопроводов,
использованием теплоизоляционных материалов,
zee ---------------------------------------------------------
> отложениями:
• песка (пескоуловители),
• парафина (очистка труб пропуском очистных устройств, про-
парка),
> скоплениями пластовой воды и газа в них (обеспечением скорости
выноса водных и газовых скоплений).
Диаметр трубопроводов определяется гидравлическим расчетом и
соотносится с сортаментом выпускаемых труб. При этом диаметр неф-
тегазосборных трубопроводов, транспортирующих влажный газ, под-
бирается из условия исключения образования застойных зон водных
скоплений. Диаметр водоводов выбирается из условия предотвраще-
ния образования в них осадков взвешенных частиц. Не допускается
устройство трубопроводов, транспортирующих продукцию со скоро-
стями ниже критических, при которых выделяется из продукции под-
стилающий слой воды или твердые осадки.
В проекте на все время эксплуатации трубопроводов разрабатывает-
ся план мероприятий:
> обеспечивающий равномерную загрузку трубопроводов путем оче-
редности разбуривания скважин,
> организации регулируемого сброса попутно добываемых воды и не-
фтяного газа на кустах скважин и дожимных насосных станциях,
> переключения потоков нефти, нефтяного газа и воды на трубопро-
воды соответствующего диаметра в моменты реконструкции систем
сбора с тем, чтобы обеспечить эмульсионный режим движения продук-
ции по трубопроводам,
> утилизацию воды закачкой ее в пласт через систему ППД.
Трубы, фасонные детали, запорная арматура для трубопроводов сбо-
ра нефти, нефтяного газа и воды, их качество и материал выбираются в
зависимости от свойств транспортируемых сред, с учетом изменения этих
свойств в течение всего периода эксплуатации трубопроводов.
Трубопроводы должны быть надежно защищены от внутренней кор-
розии путем применения:
• технологических методов защиты,
• внутренних покрытий,
• ингибиторов коррозии,
-------------------------------------------------------- 289
• средств очистки трубопроводов от скоплений воды, твердых от-
ложений.
Целесообразность того или иного способа защиты (или их сочета-
ние) на различных этапах эксплуатации трубопроводов должна быть
подтверждена технико-экономическим расчетом.
В проекте обустройства месторождения на трубопроводах сбора не-
фти, нефтяного газа и воды предусматриваются пункты наблюдения за
скоростью внутренней коррозии, оснащенные датчиками и вторичными
приборами контрою-
Трубопроводы должны быть сварены встык с установкой на них со-
единительных деталей (отводов, тройников, переходников и др.) и сталь-
ной равнопроходного сечения запорной арматуры (кранов, задвижек,
вентилей и т.д.), согласно расчетному давлению в трубопроводе.
Фланцевые соединения допускаются в местах подключения трубо-
проводов к аппаратам, арматуре и другому оборудованию, имеющему
ответные фланцы на участках трубопроводов, требующих периодичес-
кой разборки, а также могут быть использованы в качестве изолирую-
щих в зонах с блуждающими токами.
Отводы для участков трубопроводов, где предусматривается проход
очистных устройств, должны иметь радиусы изгиба не менее 5 диаметров
трубопровода.
Длина патрубков (прямых вставок), ввариваемых в трубопровод,
должна быть не менее диаметра трубопровода. Для трубопроводов ди-
аметром 300 мм и менее с рабочим давлением до 2,5 МПа длину пря-
мых вставок допускается принимать не менее 100 мм.
При транспорте по трубопроводу влажных или конденсирующихся
сред должны предусматриваться меры, предупреждающие образование
ледяных и гидратных пробок: ввод метанола, ингибитора; укладка трубо-
провода ниже глубины промерзания, путевой подогрев трубопровода и др.
Выбор метода определяется на основании технико-экономических
расчетов.
На нефтяных месторождениях следует предусматривать подземную
прокладку труб. Надземная (наземная) прокладка применяется на:
• отдельных участках в малонаселенных районах,
• неустойчивых грунтах,
• переходах через водные преграды, овраги, балки,
• участках пересечения коридора подземных коммуникаций и др.
В каждом конкретном случае надземная (наземная) прокладка дол-
жна иметь соответствующее обоснование.
Надземная прокладка трубопроводов систем заводнения и захороне-
ния пластовых и сточных вод не допускается.
В сейсмоопасных районах при выборе конструкции промысловых
трубопроводов должны учитываться сейсмические воздействия, а так-
же рекомендации по выбору антисейсмических мёр.
Необходимость внешней тепловой изоляции трубопроводов и ее
конструктивное оформление определяются теплотехническими расче-
тами, свойствами транспортируемой среды, способом прокладки тру-
бопровода, требованиями технологического процесса, техники безопас-
ности и пожарной безопасности в соответствии с СН 542-81.
Запорная арматура промысловых трубопроводов устанавливается на
расстояниях, определяемых расчетом, исходя из условия равнобёзопас-
ности участков и требований охраны окружающей среды.
Запорная арматура устанавливается в соответствий с проектом, учи-
тывающим рельеф местности:
• в начале каждого ответвления от трубопровода протяженностью
более 500 м,
• на входе и выходе трубопровода из УПН,
• на Обоих берегах водных преград,
• на участках нефтегазопроводов, проходящих на отметках выше
городов и населенных пунктов. '
Для зашиты трубопроводов от механических повреждении и Пере-
дачи: внешних нагрузок заглубление трубопроводов до их верхней обра-
зующей должно быть не менее:
> на непахотных землях вне постоянных проездов:
* при условном диаметре 300 мм и .менее — 0,6 м;
• при условном диаметре более 300 мм, но менее 1000 мм — 0,8 м;
• при условном диаметре 1000 мм и более — 1,0 м;
> в скальных грунтах и болотистой местности при отсутствии проезда
автотранспорта и сельскохозяйственных машин для всех диаметров
— 0,6 м;
> на пахотных и орошаемых землях — 1,0 м;
> при пересечении строительных и осушительных каналов, а также
местных (промысловых) автомобильных дорог —1,1м.
Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих среды, за-
мерзающие при отрицательных температурах, ни Q, 5 л<
ниже глубины промерзания грунта.
Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих пресную
воду, устанавливается в соответствии со СНиПом.
Допускается совместная прокладка (в одной траншее) трубопрово-
дов одного назначения условным диаметром 300 мм и менее.
Количество трубопроводов, укладываемых в одной траншее, оп-
ределяется проектом. При одновременной прокладке расстояние меж-
ду трубопроводами принимается из условия качественного и безопас-
ного производства работ при их сооружении и ремонте, но не менее
0,5 м в свету.
Внутриплощадочные трубопроводы прокладываются с уклоном,
обеспечивающим возможно полное опорожнение их в цеховую аппара-
туру и емкости. Уклоны трубопроводов принимаются не менее:
• для легкоподвижных жидких веществ 0,002;
• для газообразных веществ 0,003;
• для высоковязких и застывающих веществ 0,020.
В исключительных случаях допускается прокладывать трубопрово-
ды с меньшим уклоном или без него, но при этом предусматриваются
меры по их опорожнению.
Переходы трубопроводов через реки, каналы, озера, ручьи, овраги,
болота, автомобильные и железные дороги выполняются надземным или
подземным способами. Выбор способа сооружения перехода произво-
дится на основании технико-экономических расчетов.
Необходимость прокладки резервной нитки для выкидных линий
скважин, метанолопроводов к скважинам, трубопроводов систем за-
воднения и захоронения пластовых и сточных вод устанавливается
проектом.
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение 1
Кинетика быстрой коагуляции* по [56].
Уравнение М. Смолуховского
Основные закономерности коагуляции впервые установил польский
физик М. Смолуховский. Он ввел два понятия коагуляции (слипания):
• быстрая — каждое столкновение приводит к слипанию;
• медленная — не все столкнувшиеся частицы коагулируют.
• - *
Рассмотрим более подробно схему быстрой (броуновской) коагуля-
ции. Пусть шарообразные монодисперсные частицы радиуса г коагулиру-
ют при каждом соприкосновении, рис. Ш .
Введем следующие допущения:
Рис. Ш. Схема коагуляции частиц (по
Смолуховскому)
неподвижная частица яв-
ляется «поглощающей
сферой» радиуса R = 2г,
рис. П1;
заменим все соприкасаю-
щиеся с ней частицы их
центрами, с тем чтобы не
учитывать изменение фор-
мы и размера неподвиж-
ной частицы.
На начальной стадии эти допущения не приводят к заметной ошиб-
ке. В такой постановке задача сводится к решению уравнения диффу-
зии (Колмогорова и Леонтовича):
di др
(П1)
* Коагуляция — уменьшение степени дисперсности, т.е. уменьшение числа частиц
дисперсной фазы при их укрупнении.
293
где р — координата сферического пространства, R < р < «»;
(р,/)—вероятность того, что частица, находящаяся в момент вре-
мени t = 0 на расстоянии р от центра сферы, соприкоснется с ней
за время t.
•1 — коэффициент диффузии,
где ш — средняя скорость свободного движения частицы;
X — длина свободного пробега частицы.
Краевые условия:
^(р,0)=0.
(П2)
Решение сформулированной задачи имеет вид:
(ПЗ)
где erf(x) — интеграл вероятности (функция Крампа):
(П4)
При концентрации частиц п за время t с неподвижной сферой ра-
диуса R ~ 2г соприкоснутся частицы, имеющие вероятность И^(р,/),
которые в начальный момент времени находились в сферическом слое
толщиной dp на удалении р от сферы. Число таких частиц dNравно:
dN=W0(p,t)n4np2dp.
(П5)
Следовательно, на поверхность неподвижной сферы радиуса R = 2r
за время t из всего окружающего объема поступит следующее количе-
ство частиц:
N=4itnj Wo (p,f)p2dfp.
2r
(П6)
Скорость осаждения (и, как следствие, коагуляции) частиц на не-
подвижную сферу радиуса R — 2г равна:
294
at 2r dt
(П7)
Следовательно, за время dt с неподвижной сферой соприкоснется час-
тиц в количестве dN.
dN = 4ял| f U.
Л ЗА
(П8)
Из (П8) с учетом решения (ПЗ) следует:
dN=8nrDn 1+
dt.
(П9)
За время t на поверхность сферы поступает Лчастиц:
N=8nrDn
(ПЮ)
При условии, что . «1, то есть (/—достаточно велико), из ре-
\lnDt
шения (П9) следует, что одно соприкосновение происходит в среднем
за время А/:
1
SnrDn
(ПН)
Если отбросить предположение о неподвижности поглощающей
сферы, то необходимо учесть еще относительное смещение двух частиц.
Поскольку средняя величина квадрата относительного смещения
двух частиц в направлении какой-нибудь оси равна сумме средних ве-
личин квадратов смещений каждой частицы, то есть:
(AXj- Дх2 )2 = (AXj) +(Ах2 ) ,
(П12)
то коэффициент относительной диффузии двух частиц одного разме-
ра равен сумме коэффициентов диффузии обеих частиц, а при их ра-
венстве
Doth—2D •
(ШЗ)
295
. Таким образом, за одну секунду с каждой частицей столкнется в сред-
нем 16ллОя других частиц. В единице объема за 1 с произойдет в (л/2)
раз больше столкновений, то есть:
16nrDn ~=%nrDn2. (П14)
в
Следовательно, общее число столкновений или изменение концен-
трации частиц за время Л будет равно:
-dn=KnrDn^dt
или
~ - 8тсгЛи2.
dt
(П15)
(П16)
Уравнение (П16) является основным уравнением кинетики быстрой
коагуляции уравнение М. Смолуховского.
Введя константу броуновской коагуляции Ко:
Ко = 8лгР,
, (П17)
уравнение Смолуховского (П16) будет иметь вид:
dn „
(П18)
Следовательно, в интегральной форме уравнение М. Смолуховского
принимает вид, рис. П2.
л(/)=ТТг77’ (П19)
1 + А0Я0Г
где п0 — начальная концентрация
частиц.
Коагуляция полидисперсных
частиц
Значительный вклад в теорию
М. Смолуховского внес Мюллер,
[56]. Его исследования показали,
что скорость коагуляции полидис- рис. П2. Динамика быстрой коагу-
персных частиц выше, чем моно- ляции частиц по Смолуховскому
296
дисперсных. В упрощенном варианте константу коагуляции двух час-
тиц радиусом г. и г, Мюллер представил в виде:
. (П20)
В общем случае (НА Фукс, [56]), константа коагуляции принимает вид:
СМЭ ©о
ЛГ=]]А'(г1,г2) /(г1,О Лг2,О d>i dr2,
00
(П21)
где /(rd) — плотность распределения числа частиц по размерам в мо-
мент времени t.
Расчеты показывают, что чем больше отношение радиусов частиц,
тем больше константа коагуляции и, наоборот, при равных размерах ча-
стиц константа минимальна.
Следовательно, мелкие частицы должны быстро поглощаться круп-
ными. Опыт подтверждает, что в процессе коагуляции полидисперсность
системы уменьшается.
Изменение концентрации частиц у-го размера Ал. будет происхо-
дить за счет:
> уменьшения их количества в результате соединения с другими час-
тицами, лу и
> увеличения их количества в результате соединения мелких частиц,
л), то есть:
Ал, =лТ-л;
Тогда скорость коагуляции частицу-го размера будет равна:
ditj
dt
'’у.,) «('J) • «<5_,) - X ) • «('I)' «(''j ) •
fel
(П22)
(П23)
Изменение количества частиц всех размеров будет складываться из
их изменений для каждого размера гк, к=1... <*>.
При коагуляции число частиц не увеличивается, поэтому суммиро-
вать следует только второй член уравнения (П23). Множитель 1/2 вво-
дится для того, чтобы не учитывать столкновения для каждой пары раз-
меров дважды.
(П24)
Приложение 2
Константы распределения компонентов
Таблицы констант распределения составлены Дунюшкиной Е.И.
по данным графиков NGAA и Степановой Г.С. (ВНИИ нефть) [54]
Неуглеводородные компоненты
Константы распределения АЗОТА при различных температурах и давлениях
Давление схождения lOOOOpsi, (70 МПа)
Темпе-
ратура
Tf,°F
о
50
100
160
220
Давление, Р, psi (1 psi=O,007031 МПа)
10 20 40 70 100 200 400 700 1000 2000 4000 1 10000
660 350 184 112 80 42 22,4 13,4 9,5 5,1 2,7 1
800 420 223 134 96 51 27 16 11,4 6,1 3 1
1000 530 280 166 120 63 33,2 20 14,3 7,4 3,5 1 1
850 480 258 160 115 62 32,3 19 14 7,3 3,35 1 [
820 450 240 148 105 56,5 30,2 18 13 6,6 3,2 1 1
68 °F (20°С); 14,22 psi (0,1 МПа) К=632,29
Формула для перевода Т °C в Т F
Tc=(TF-32)/l,8
Продолжение приложения 2
Константы распределения ДИОКСИДА УГЛЕРОДА при различных температурах и давлениях
Давление схождения lOOOOpsi, (70 МПа)
Темпе-
ратура
гг От?
Давление, Р, psi (1 psi=O,007031 МПа)
10 20 40 70 100 200 400 700 1000 2000 4000 10000
Экстремум
приР
4000
4600
5500
8300
0,77
0,95
0,99
25 75 ' 37 18,2 10,3 7,4 3,85 2,13 1,46 1,23 0,9 0,77
50 95 48 24 14 9,8 5,1 2,73 1,83 1,5 1,1 0,91
75 122’ 61 32 18 12,5 6,5 3,42 2,22 1,78 1,26 1
100 154 79 39 22,4 15,6 8 4,2 2,6 2,02 1,42 1,1
150 203 103 51,5 29,3 20,6 10,3 5,3 3,14 2,37 1,55 1,17
200 243 122 61 35 24,3 . 12,3 6,3 3,7 2,74 1,74 1,27
250 280 140 ’ 70 40 28 14,2 7,1 4,2 3,1 1,9 1,35
68 °F (20°С); 14,22 psi (0,1 МПа) К=79,26
Константы распределения СЕРОВОДОРОДА при различных температурах и давлениях
Давление схождения lOOOOpsi, (70 МПа)
Темпе- ратура Tf,°F Давление, Р, psi (1 psi=O,007031 МПа) 400 700 1000 '* 2000 Экстремум
10 20 40 70 100 39° .4000 10000
* If lvmin при Р
60 29,3 14,4 7,4 ‘4,3 ’ 3,05 1,65 ‘ 0,97 0,68 0,56 0,45 0,47 1 0,43 2500
100 46 22 11 6,4 4,25 2,32 1,'3 0,9 0,74 - 0,58 0,58 1 0,54 2800
150 68 32 15,3 8,8 6,1 3,2 1,75 1,18 0,97 0,71 0,69 1 0,67 3100
200 89 42 20,2 н,з 8 4,1 2,3 1,52 1,22 0,86 0,82 1 0,79 3300
250 102 68 °F 48 23 (20°С); 14,22 psi 13 (0,1 МПа) 9,1 К=22,33 4,8 2,68 1,74 1,38 0,99 0,91 1 < 0,88 3600
<
Продолжение приложения 2
Углеводородные компоненты
Константы распределения МЕТАНА при различных температурах и давлениях
Давление схождения lOOOOpsi, (70 МПа)
Темпе- Давление, Р, psi (1 psi=O,007031 МПа)
ратура Tf,°F 10 20 40 70 100 200 400 700 1000 2000 4000 10000
0 200 98 48 27,3 19 9,6 5,2 3,4 2,73 1,92 1 1,42 1
50 235 113 57 33 23 12 6,6 4,2 3,3 2,2 1 1,5 1
100 270 134 68 40 29 15 8,2 5,2 3,9 2,42 ] L,6 1
200 325 162 83 49 34,3 18 9,6 5,9 4,2 2,6 1 1,7 1
68 °F (20°С); 14,22 psi (0,1 МПа) К=170,22
Константы распределения ЭТАНА при различных температурах и давлениях
Давление схождения lOOOOpsi, (70 МПа)
Темпе- Давление, Р, psi (1 psi=0,007031 МПа)
40 70 100
ратура 10 20
Tf,°F
20 23 11,5
60 38,5 19
100 58 28,6
140 77 37
200 106 52
250 127 62
5,9 3,5 2,5
9,5 5,5 3,9
14,2 8,2 5,8
19,3 10,4 7,5
25 14,3 10
31 17,6 12,
200 400 700
1,35 0,82 0,61
2,06 1,2 0,826
1,63 1,08
3,94 2,2 1,43
5,23 2,95 1,94
6,5 3,6 2,32
1000 2000 4000
0,542 0,54 0,66
0,72 0,67 0,75
0,91 0,792 0,84
1,14 0,9 0,88
1,53 1,05 0,94
1,8 1,2 0,98
10000 Экстремум
К* при Р
1 0,52 1400
1 0,66 1700
1 0,79 2100
1 0,86 3600
1 —
1 — —
68 °F (20°С); 14,22 psi (0,1 МПа) К=29,45
Продолжение приложения 2
Константы распределения п БУТАНА при различных температурах и давлениях
Давление схождения lOOOOpsi, (70 МПа)
Темпе- Давление, Р, psi (1 psi^O,007031 МПа)
ратура Tf,°F 1.0 20 40 70 100 200 400 700 1000 2000 4000 J 10000 Экстремум
Кщш приР
20 1.14 0,6 0,315 0,19 0,14 0,08 0,053 0,0462 0,05 0,1 0,25 1 1 0,046 740
60 2,42 1,26 0,665 0,405 0,295 0,172 0,112 0,097 0,102 0,163 0,335 1 [ 0,096 820
100 4,45 2,3 1,23 0,75 0,555 0,32 0,197 0,16 0,158 0,23 0,41 1 [ 0,154 890
140 8.4 4,33 2,24 1,34 0,98 0,53 0,32 0,23 0,22 0,276 0,46 1 1 0,22 1000
200 15 7,9 4,1 2,44 1.8 0,98 0,56 0,4 0,36 0,365 0,51 1 1 0,345 1400
220 18 9,4 4,9 2,95 2,22 1,2 0,67 0,48 0,42 0,4 0,54 ] [ 0,395 1700
68 °F (20°С); 14,22 psi (0,1 МПа) К= 1,968
Константы распределения i ПЕНТАНА при различных температурах и давлениях
Давление схождения lOOOOpsi, (70 МПа)
Темпе- Давление, Р, psi (1 psi=O,007031 МПа)
ратура Tf,"F 10 20 40 70 100 200 400 700 1000 2000 4000 ] 10000 Экстремум
Kinin при Р
20 0,38 0,183 0,094 0,058 0,0433 0,0275 0,0204 0,02 0,0233 0,057 0,18 ] 1 0,0195 590
60 0,93 0,46 0,235 0,145 0,11 0,069 0,0495 0,0462 0,051 0,098 0,245 1 0,046 650
100 1,83 0,95 0,5 0,31 0,233 0,138 0,091 0,079 0,083 0,14 0,31 1 0,078 750
140 3,43 1,8 0,94 0,57 0,42 0,242 0,15 0,12 0,12 0,18 0,355 1 0,115 850
200 7,2 3,8 2 1,22 0,9 0,505 0,31 0,23 0,208 0,243 0,41 1 0,205 1200
220 8,9 4,6 2,4 1,46 1,08 0,63 0,384 0,283 0,252 0,273 0,44 1 0,243 1300
68 °F (20°С); 14,22 psi (0,1 МПа). К=0,7572
Продолжение приложения 2
Константы распределения ПРОПАНА при различных температурах и давлениях
Давление схождения lOOOOpsi, (70 МПа)
Темпе- ратура tf,°f Давление, Р, psi (1 psi=0,007031 МПа) 2000 Экстремум
10 20 40 70 100 200 400 700 1000 4000 10000
*Snin. при Р
20 5,6 2,8 1,4 0,83 0,6 0,33 0,206 0,17 0,17 0,254 0,45 1 0,165 820
60 10,3 5,1 2,54 1,5 1,08 0,61 0,363 0,27 0,254 0,343 0,52 1 0,253 940
100 17 8,3 4,2 2,43 1,75 0,97 0,563 0,405 0,364 0,42 0,57 1 0,363 1030
140 23 11,6 6,1 3,63 2,62 1,43 0,83 0,58 0,505 0,495 0,62 1 0,475 1400
200 37 19,2 9,9 5,9 4,25 2,33 1,32 0,9 0,745 0,625 0,7 1 0,625 2000
220 41,3 21,4 11,2 68 °F(20°C); 14,22 psi 6,7 (0,1 МПа) 4,85 К=8,046 2,65 1,53 1,03 0,85 0,68 0,72 1 0,675 2300
Константы распределенная i БУТАНА при различных температурах и давлениях
Давление схождения lOOOOpsi, (70 МПа)
Темпе- Давление, Р, psi (1 psi=0,007031 МПа)
ратура Tf,°F 10 20 40 70 100 200 400 700 1000 2000 4000 10000 Экстремум
Kmin приР
20 1,73 0,86 0,43 0,26 0,19 0,11 0,075 0,067 0,075 0,135 0,305 1 0,067 670
60 3,63 1,8 0,9 0,545 0,4 0,232 0,152 0,123 0,13 0,203 0,38 1 0,123 770
100 6,9 3,5 1,76 1,03 0,765 0,43 0,262 0,202 0,2 0,27 0,45 1 0,198 850
140 11,2 5,7 2,94 1,74 1,25 0,7 0,41 0,3 0,285 0,325 0,5 1 0,285 950
200 19,3 10 5,3 3,2 2,3 1,24 0,72 0,51 0,445 0,43 0,57 1 0,42 1500
220 22,3 68 °F 11,5 6,1 3,7 (20°С); 14,22 psi (0,1 МПа) 2,7 К=2,935 1,5 0,84 0,59 0,51 0,46 0,59 1 0,46 1800
Продолжение приложения 2
Константы распределения ОКТАНА при различных температурах и давлениях
Давление схождения lOOOOpsi, (70 МПа)
Темпе- Давление, psi (1 psi=0,007031 МПа)
ратура Tf,°F 10 20 40 70 100 200 400 г 700 1000 2000 4000 10000 Экстремум
l^rnin приР
20 0,0043 0,00243 0,00143 0,001 0,00081 0,00061 0,00056 0,0007 0,00092 0,00325 0,026 1 1 0,00056 360
60 0,017 0,0093 0,0053 0,00355 0,0028 0,00187 0,00152 0,00163 0,0021 0,0062 0,042 1 1 0,0015 480
100 0,059 0,0305 0,0162 0,0102 0,0077 0,0048 0,00355 0,00355 0,00423 0,0094 0,052 1 1 0,00345 580
140 0,142 0,0745 0,039 0,0244 0,0182 0,0112 0,0078 0,0071 0,0077 0,0144 0,064 1 1 0,007 660
200 0,51 0,256 0,133 0,082 0,061 0,0333 0,024 0,0192 0,0185 0,0283 0,082 1 1 0,0184 900
220 0,77 0,39 0,2 0,12 0,088 0,052 0,0334 0,027 0,0255 0,0355 0,094 1 1 0,0255 1050
68 °F (20°С); 14,22 psi (0,1 МПа) К=0,01619
Константы распределения ДЕКАНА при различных температурах и давлениях
Давление схождения lOOOOpsi, (70 МПа)
Темпе- ратура Tf,°F Давление, psi (1 psi=O,007031 МПа)
10 20 40 70 100 200 400
20 0,00038 0,00023 0,00015 0,00011 0,00009 0,00007 0,00007
60 0,0017 0,00098 0,00058 0,00041 0,00034 0,00025 0,00023
100 0,0068 0,0036 0,002 0,0013 0,001 0,00068 0,00054
140 0,023 0,012 0,0063 0,0039 0,00295 0,0018 0,00126
200 0,11 0,055 0,028 0,017 0,0123 0,0072 0,0045
220 0,17 0,085 68 °F (20°C); 14, 0,043 22 psi (0, 0,026 1 МПа) . 0,019 0,011 К=0,001700 0,0068
700 1000 2000 4000
0,00009 0,00013 0,0005 0,005
0,00027 0,00036 0,0013 0,0084
0,00058 0,00072 0,0022 0,0115
0,00123 0,00143 0,00315 0,015
0,00365 0,00375 0,0062 0,021
0,0054 0,0053 0,0079 0,025
10000
1
1
1
1
1
1
Экстремум
Ktnin приР
0,00007 260
0,00023 370
0,00054 460
0,0012 560
0,0036 800
0,0052 900
Продолжение приложения 2
Константы распределения п ПЕНТАНА при различных температурах и давлениях
Давление схождения lOOOOpsi, (70 МПа)
Темпе- Давление, psi (1 psi=0,007031 МПа)
ратура . TF, °F 10 20 40 70 100 200 400 700 1000 .2000 4000 ] 10000 Экстремум
приР
20 0,285 0,136 0,07 0,043 0,0325 0,0206 0,016 0,0155 0,019 0,046 0,16 1 0,0153 600
60 0,72 0,35 0,18 0,11 0,0835 0,0525 0,0384 0,0352 0,0403 0,082 0,225 ] 1 0,035 660
100 1,5 0,78 0,41 0,252 0,188 0,11 0,074 0,064 0,068 0,115 0,275 1 1 0,0635 760
140 2,83 1,46 0,79 0,48 0,354 0,203 0,124 0,1 0,1 0,145 0,32 1 1 0,098 850
200 6,2 3,24 1,7 1,02 0,76 0,43 0,26 0,19 0,176 0,212 0,38 ] 1 0,175 1100
220 7,8 4,2 2,13 1,27 0,94 0,54 0,324 0,24 0,216 0,24 0,4 1 1 0,22 1300
68 °F (20°С); 14,22 psi (0,1 МПа) К=0,5864
Константы распределения ГЕКСАНА при различных температурах и давлениях
Давление схождения lOOOOpsi, (70 МПа)
Темпе- Давление, psi (1 psi=O,007031 МПа)
ратура TF, °F 10 20 40 70 100 200 400 700 1000 2000 4000 10000 Экстремум
*Snin при Р
20 0,062 0,0315 0,017 0,011 0,0088 0,006 0,00505 0,0054 0,0067 0,02 0,098 1 0,005 450
60 0,184 0,092 0,049 0,0305 0,0234 0,0154 0,0123 0,0125 0,015 0,036 0,15 1 0,0122 500
100 0,49 0,254 0,133 0,083 0,062 0,037 0,0253 0,0246 0,028 0,055 0,18 1 0,024 600
140 1,03 0,53 0,28 0,17 0,125 0,074 0,048 0,0422 0,0445 0,074 0,21 1 0,042 740
200 2,8 1,42 0,74 0,45 0,33 0,19 0,118 0,092 0,0872 0,118 0,34 1 0,087 1100
220 3,6 1,83 0,96 0,58 0,43 0,25 0,155 0,12 0,107 0,136 0,37 1 0,106 1100
68 °F (20°С); 14,22 psi (0,1 МПа) К=0,1588
Продолжение приложения 2
Константы распределения УНДЕКАНА при различных температурах и давлениях
Давление схождения 70 МПа
Темпе- Давление, МПа
ратура 0,1 0,2 0,4 0,7 1 2 4 7 10 20 40 70 Экстремум
Тс, °C Kmm приР
0,000072 1,1
0,000112 1,3
0,000175 1,7
0,000275 2
0,00041 2,3
0,00062 3
0,0009 3,5
0,00125 3,7
0,0018 4
0,00245 4,5
0,0033 5
0,0044 5,5
0,0058 6
0,0076 6,5
0,0102 7,4
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
ПО
120
130
140
150
0,00027
0,00053
0,001
0,00187
0,00345
0,006
0,0105
0,018
0,028
0,045
0,068
0,102
0,142
0,21
0,29
0,000157
ССЕ
0,00058
0,00105
0,0019
0,0033
0,0057
0,0096
0,015
0,023
0,035
0,051
0,074
0,1
0,14
0,0001
0,000187
0,00033
0,0006
0,00105
0,0018
0,003
0,0049
0,0078
0,012
0,0185
0,027
0,039
0,055
0,073
0,000076
0,000135
0,00023
0,0004
0,00067
0,0012
0,00195
0,0031
0,0049
0,0076
0,0118
0,017
0,024
0,032
0,044
0,000072
0,000117
0,000195
0,000325
0,00054
0,000076
Ш
Ш
0,0015
0,00235
0,0037
0,0056
0,0087
0,0125
0,0178
0,024
0,033
0,00018
0,000275
0,000425
0,00066
0,00102
0,0015
0,0023
0,0034
0,005
0,0072
0,0099
0,0137
0,0187
0,000112
0,00016
0,000225
0,00064
0,0009
0,00125
0,0018
0,0025
0,00345
0,0047
0,0065
0,0087
0,012
0,0002
0,00027
0,00036
0,00049
0,00066
0,00085
0,00115
0,00153
0,00205
0,0027
0,0035
0,0045
0,0059
0,0077
0,01
0,00035 0,00175 0,018
0,00045 0,0021 0,02
0,00058 0,00245 0,022
0,00075 0,0029 0,024
0,00096 0,00345 0,027
0,00122 0,004 0,03
0,00157 0,0048 0,033
0,00205 0,0057 0,0365
0,0026 0,0068 0,0405
0,0033 0,0079 0,045
0,0042 0,0094 0,05
0,0053 0,011 0,055
0,0068 0,013 0,061
0,0086 0,0155 0,067
0,011 0,018 0,074
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Продолжение приложения 2
Константы распределенная ДОДЕКАНА при различных температурах и давлениях
Давление схождения 70 МПа
Темпе-
ратура
Т 0/^1
Давление, МПа
0,2 0,4
10
20 40
70
10
20
30
40
50
60
70
80
100
ПО
120
130
140
150
5,ЗЕ-05
0,00012
0,00027
0,00055
0,00112
0,0022
0,0041
0,0074
0,0125
0,0205
0,033
0,05
0,075
0,107
0,155
0,000039
0,000085
0,00018
0,00035
0,00068
0,00128
0,0023
0,0039
0,0066
0,0105
0,0165
0,0245
0,037
0,053
0,076
43
77
0,000031
0,00006
0,000122
0,00023
0,
О,
0,00132
0,00215
0,00355
0,0057
0,0088
0,013
0,019
0,0275
0,04
0,0000275
0,00005
0,000094
0,00017
0,0003
0,00052
0,00088
0,00142
0,00223
0,0036
0,0054
0,008
0,0117
0,0168
0,024
2,75Е-05
0,000046
0,000085
0,000145
0,00025
0,000415
0,00068
0,00107
0,0017
0,0027
0,004
0,006
0,0088
0,0125
0,018
318
0,000035
0,000055
0,000087
0,00013
О,
о,
0,00048
0,00071
0,00107
0,00162
0,0024
0,00345
0,005
0,0071
0,0103
0,000066
0,000092
0,
0,00018
0,00025
0,00035
0,00048
0,00066
0,00092
0,0013
0,0018
0,0025
0,0035
0,0048
0,0066
13
125
38
О,
0,000165
0,00022
0,00029
О
0,00051
0,00068
0,0009
0,0012
0,0016
0,0021
0,0028
0,0037
0,0048
0,0062
0,000225
0,000285
0,00037
0,00047
0,0006
0,00076
0,00097
0,00123
0,0016
0,00205
0,0026
0,0033
0,0042
0,0054
0,0068
0,00112
0,00132
0,0016
0,00185
0,0022
0,0026
0,0031
0,0037
0,0044
0,0052
0,0062
0,0074
0,0088
0,0105
0,0125
0,0192
0,0197
0,0205
0,0215
0,0225
0,024
0,0255
0,0275
0,029
0,031
0,034
0,037
0,041
0,052
п ПриР
0,8
31
0,000027
0,000046
0,000082
0,00013
0,000205
О,
0,000455
0,00066
0
0,0013
0,0018
0,00245
0,00345
0,0046
0,0062
94
Продолжение приложения 2
Константы распределения ТРИДЕКАНА при различных температурах и давлениях
Давление схождения 70 МПа
Темпе- Давление, МПа
ратура 0,1 0,2 0,4 0,7 1 2 4 7 10 20 40 70 Экстремум
Тс, °C Клип при Р
1Д2Е-05 0,5
0,000021 0,62
0,000038 1,1
0,000068 1,6
0,000107 2
0,000158 2,4
0,00023 2,6
0,00035 2,9
0,0005 3,1
0,00071 3,7
0,00103 4,1
0,00145 4,8
0,00195 5,4
0,00267 5,6
0,00355 6,2
10
20
30
40
50
60
70
80
1,7Е-05
4,ЗЕ-05
9.5Е-05
0,00021
100
ПО
120
130
140
150
0,00088
0,0017
0,00315
0,0056
0,0098
0,0157
0,0245
0,038
0,057
0,085
1.37Е-05
0,000031
0,000067
0,000145
0,000285
0,00053
0,00098
0,00175
0,00305
0,0051
0,0082
0,0125
0,0195
0,028
0,042 "
1,13Е-05 0,000012
2,35Е-05 0,000021
0,00005
0,0001
0,000187
0,00034
0,00059
0,00102
0,0017
0,00275
0,0044
0,0067
0,0102
0,015
0,0215
135
24
1,35Е-05
0,000022
0,000038
0,00007
О
12
107
0,00004
0,00008
о;
о,'
0,000405
0,00068
0,0011
0,00175
0,00275
0,00425
0,0063
0,0094
6,0127
0,00053
0,00084
0,0013
0,00205
0,0032
0,00475
0,0069
0,0093
1,77Е-05
0,000028
0,000045
0,00007
О,
0,00016
0,00024
0,000365
0,000545
0,00083
0,0013
0,00192
0,0029
0,0041
0,0054
2,95Е-05
4,35Е-05
0,000061
0,00009
0,000125
0,000175
0,00025
0,00037
0,00052
0,00072
0,00103
0,0015
0,0021
0,0028
0,0037
0,000062
0,000083
О,
О,
0,0002
0,00027
0,00037
0,00052
0,00069
0,00089
0,00118
0,00156
0,00205
0,00272
0,00355
116
205
26
0,000125
0,00016
О,
О,
0,00034
0,00043
0,00055
0,00072
0,00093
0,0012
0,00152
0,00195
0,0024
0,0031
0,00395
0,00084
0,00093
0,00103
0,00118
0,00137
0,0016
0,00192
0,00235
0,0028
0,0033
0,0039
0,0046
0,0053
0,0063
0,0077
0,0135
0,014
0,0147
0,0155
0,0167
0,018
0,0192
0,021
0,023
0,025
0,027
0,03
0,033
0,036
0,04
Продолжение приложения 2
Константы распределения ТЕТРАДЕКАНА при различных температурах и давлениях
Давление схождения 70 МПа
Темпе-
ратура
Давление, МПа
0,2 0,4
10
20
40
70
Экстремум
ПрИ Р
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
ПО
120
130
140
150
2,ЗЕ-05
5,4Е-05
0,00013
0,00031
0,00072
0,0014
0,00255
0,0047
0,0077
0,0125
0,0197
0,03
О
О
О
О
77
0,000018
0,000041
0,00009
0,0002
0,00041
О,'
0,00137
0,0024
0,004
0,0063
0,0098
0,0147
0,022
О
О
1.45Е-05
0,000031
0,000065
0,00013
0,000245
0,000435
0,00077
0,00127
0,0021
0,0033
0,0051
0,0076
0,011
О
О
0,0000135
0,000026
0,000053
0,000097
0,00017
о;
0,00049
О,
0,00128
0,00197
0,00305
0,0044
0,0064
285
81
14
О
О
1.45Е-05
0,000026
0,000048
0,000083
О,
0,000223
0,000375
0,00061
0,00095
0,00142
0,0022
0,0032
0,0046
1Д5Е-05
1.85Е-05
0,000031
4.75Е-05
0,000072
0,000105
0,000155
0,00023
0,00036
0,00056
0,00081
0,00122
0,00182
0,00255
О 1,62Е-05
2,28Е 05
125
0,000045
0,000063
0,000088
О
0,00017
0,00024
0,00032
0,00045
0,00064
0,00095
0,00132
0,00187
0,000036
0,000048
0,000062
0,000083
0,000105
0,00014
0,00019
0,000255
0,00034
0,00046
0,00061
0,00083
0,0011
0,0015
0,00202
175
0,00007
0,000086
0,000108
0,000135
О,
0,000225
0,000295
0,00039
0,00051
0,00066
0;
0,0011
0,00142
0,00185
0,0024
86
0,00047
0,00051
0,00056
0,00063
0,00075
0,0009
0,0011
0,00138
0,0017
0,0022
0,0026
0,0032
0,0039
0,0049
0,006
0,0083
0,0087
0,009
0,0095
0,0102
0,011
0,0118
0,0128
0,014
0,0155
0,0172
0,0195
0,022
0,0255
0,029
1,35Е-05 0,7
0,000026 0,7
0,000046 1,5
0,000071 1,95
0,000105 2,1
0,000152 2,4
0,00022 2,8
0,00031 3,2
0,00045 3,4
0,00064 3,8
0,00095 4,3
0,00132 4,5
0,00187 4,8
Продолжение приложения 2
Константы распределения ПЕНТАДЕКАНА при различных температурах и давлениях
Давление схождения 70 МПа
Темпе- Давление, МПа
ратура 0,1 0,2 0,4 0,7
2 4 7 10 20 40
70
Экстремум
Клип приР
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
ПО
120
130
140
150
О 00 00 00
0 0 0 0 0 О 1.05Е-05
О
00
00
О 0,000015
2,ЗЕ-05
5.6Е-05
0,00014
0,0003
0,00061
0,00115
0,002
0,0037
0,0063
0,0103
0,0165
0,0255
0,000018
0,00004
0,000085
0,00017
0,00032
ш
0,00105
0,0018
0,003
0,00485
0,0076
0,0116
1.45Е-05
0,000029
0,000054
0,0001
0,000177
0,00032
0,00056
0,00093
0,0015
0,0024
0,0037
0,0057
0,0000125
0,000023
0,00004
0,000067
0,000115
0,000197
0,00035
0,00056
О,
0,0014
0,0021
0,0033
87
1.25Е-05
0,000021
3,45Е-05
0,000055
0,00009
0,00015
0,000255
0,00041
0,00063
0,001
0,00152
0,0024
0,000015
0,000022
3,25 Е-05
0,000047
0,00007
0,000107
0,00016
0,000245
0,000375
0,00058
0,00086
0,00132
0,000021
2.95Е-05
0,000043
0,000061
0,000085
О,
О,
О
О,
О,
О,
117
162
23
48
68
0,001
1,65Е-05
2,25Е-05
3.05Е-05
0,000041
0,000055
0,000074
0,0001
0,000135
0,00018
0,000235
0,00032
0,000455
0,00061
0,00083
0,00115
0,000038
4.65Е-05
0,000058
0,000072
0,000092
0,000117
0,000156
0,000205
0,000275
0,00037
0,000485
0,00065
0,00086
0,0011
0,00142
О,
О,
О,
О,
24
26
29
34
0,0004
О,
О,'
47
0,00076
О,1
99
0,00125
0,00157
0,002
0,00245
0,00295
0,00345
0,0056
0,0058
0,006
0,0064
0,0067
0,0072
0,0077
0,0083
0,0092
0,0103
0,0118
0,014
0,0165
0,02
0,025
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1.25Е-05 0,84
2,05Е-05 1,2
0,000032 1,6
0,000047 1,8
0,00007 2
0,000105 2,5
0,00068 3,8
0,001 4,3
Окончание приложения 2
Константы распределения ГЕКСАДЕКАНА при различных температурах и давлениях
Давление схождения 70 МПа
Темпе- Давление, МПа
ратура 0,1 0,2 0,4 0,7
Тс, °C
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
НО
120
130
140
150
О
О
О
О
2Е-05
5,2Е-05
0,00013
0,00026
0,00052
0,00096
0,0018
0,0031
0,0054
0,0091
0,015
0
о
о
о
1.18Е-05
0,000031
0,000071
0,00014
0,00028
0,0005
0,00092
0,00157
0,0026
0,0041
0,0062
О
О
О
О
О
1.92Е-05
4Д5Е-05
0,000078
0,000145
0,000265
0,00048
0,00078
0,00127
0,00195
0,0029
О
О
О
О
О
0,0000142
0,0000275
0,000051
0,000092
0,000155
0,000275
0,000455
0,00074
0,00112
0,00165
1 2 4 7 10 20 40 70
О
О
О
О
О
1.27Е-05
0,000023
4.05Е-05
0,00007
0,000115
0,0002
0,000325
0,00053
0,00081
0,00115
0,000013
2,05Е-05
0,000033
0,000051
0,00008
0,000122
0,00019
0,0003
0,00044
0,00065
О
О
О
О
О 1.28Е-05
1,87Е-05
i 2.75Е-05
0,000056
0,000082
О,
0,000162
0,00024
0,000355
О,
Ш
117
О
О
О 1,27Е-05
О 1,75Е-05
2.45Е-05
0,000034
4.75Е-05
0,000063
0,000085
0,00012
0,00016
0,00021
0,00029
0,000435
0,00061
О 1.32Е-О5
О 0,000018
0,000024
0,000032
0,000043
0,000058
0,000076
0,0001
0,000135
0,000182
0,00024
О,
0,00042
О,
0,00082
0,00013
0,00015
0,00017
0,0002
0,00023
0,00028
О,
О,
0,00055
0,00072
0,00092
0,00117
0,0015
0,002
0,0026
34
42
31
59
0,00275
0,0029
0,0031
0,0033
0,0036
0,004
0,0044
0,0051
0,006
0,0071
0,0085
0,0107
0,0133
0,0172
0,023
Экстремум
Kmin приР
1,22Е-05 1,4
2,ОЗЕ-05 1,7
0,000033 2
0,00005 2,4
0,000076 2,8
0,000112 3
0,000162 3,4
0,00052 4,3
310
Приложение 3
Плотность воздуха
По данным справочника* компонентный состав воздуха представ-
лен ниже
1 Сомпонентный состав воздуха
Компоненты Объемная доля Молярная масса, г/моль
Азот 0,7803 28,0134
Кислород 0,2099 31,9988
Аргон 0,0094 39,948
Водород 0,0001 1,00794
Диоксид углерода 0,0003 44,0098
Воздух 1,0000 28,970
Принимая значение универсальной газовой постоянной равной
R = 8,3145 Дж/(мольК),
из уравнения состояния идеального газа плотность воздуха при нор-
мальных термобарических условиях (температура Т = 273,15 К; давле-
ние р = 0,101325 МПа) равна:
воз
- Vu - XT
Откуда следует, что плотность воздуха при нормальных термобаричес-
ких условиях будет иметь значение:
Ряоз
28,97-10‘3-101325
8,3145-273,15
= 1,2925=1,293 кг/м3
аналогично, при стандартных (для нефтепромысловой практики) тер-
мобарических условиях (температура Т ~ 293,15 К; давление 0,1 МПа)
получим рвоэ
28,97-10’3-100000
8,3145-293,15
= 1,1886=1,189 кг/м3.
’ Ривкин С.Л. Термодинамические свойства газов. 3-е изд., переработ. и доп. М.:
Энергия, 1973. 288 с.
311
Из уравнения состояния идеального газа
рТ м'
Откуда следует Рсу ~ рпор *
РсТ *нрр
*ст Риор
Тогда плотность воздуха при стандартных условиях равна
= 1,293
0,1 273,15 .
0,1013 293,15 ’
0,9318 , 10О , з
1,189 кг/м3.
Ха \Z X
* i
Получен тот же результат.
Справочные величины*
Физико-химические константы
Постоянная Авогадро 6,022 136 7(36)-1023 1/моль
Атмосфера стандартная 1 атм 101 325 Па (точно)
Объем моля идеального газа при Т = 273,15 К и р = 101 325 Па RT р ут 22,414 10(19) л/моль
Ускорение силы тяжести (стандартное) gn 9,806 65 м/с2 (точно)
Универсальная газовая постоянная R 8,314 510(70) Дж/(моль-К)
Справочно:
12дь=11кг 9,80665 м ^9,80665-Ю4 ДаО,98 МПв.
(см)2 с2(10-2м) м2
P=pgh.
°1КуДа Л = pg = 1 ЗбЙ°9,80665 = °’735294 ММрт СТ-
По умолчанию абсолютное большинство промысловых работников
считало и считает атмосферным давлением 1 кгс/см2, то есть 735 мм
рт. ст., а не 760 мм рт. ст.
‘Физические величины: Справочник / А.П. Бабичев, Н.А. Бабушкина, А.М. Брат-
ковскийидр.; Подред. И.С. Григорьева, Е.З. Мейлихова. М.: Энергоатомиздат, 1991.
1232 с.
312
Далее, при р-100 кПа, получим:
, 100000 л™™
А=13ббтабб5 = 0’749791=750ммртст-’
что существенно ближе к нормальному барометрическому давлению.
В соответствии с ГОСТ Р 51858—2002 с 1 января 2004 года обязатель
на информация о плотности дегазированной нефти при 15 °C.
Формулы пересчета англо-американских мер
в метрические
1. Линейные величины
а. Перевод N ft. в N' м
Ь. Перевод N in. в N' см
2. Площади
а. Перевод N sq. ft. в N’ м2
Ь. Перевод N sq. in. в N' см2
3. Объемы
a. Перевод Ngal.USAe N’л
Ь. Перевод N gal.imp. в N' л
с. Перевод N bbl. в ЬГ л
4. Масса
а. Перевод N lbs. в N’кг
7V'=0,30487V.
7V'=2,547V.
IV'=0,09297V.
TV'=6,45167V.
TV'=3,785337V.
N'=4,54596N, (галлоны
имперские (английские)).
7V'=158,997V.
TV'=0,4535927V, (фунт тор-
говый).
b. Фунт (в системе русских мер) равен 0,40951241 кг* **.
5. Плотность
а. Перевод N lbs/(cu. ft.) в N' кг/м3 7V'=167V.
Ъ. Перевод N Ibs/gal. USA в N’ кг/м3 N'=119,87V.
с. Перевод "API в р$ р{« = .
* Кедринский В.В. Англо-русский словарь по химии и переработке нефти. 2-е изд.,
переработ. и доп. М.: Русский язык, 1975. 768 с.
“Чертов А.Г. Физические величины (терминология, определения, обозначения, раз-
мерности, единицы): Справочник. М.: Аквариум, 1997. 335 с.
313
6. Давление
а. Перевод N lbs/(sq. in.) в N' кгс/см2
7. Температура
Х'»0,07031У.
а. Перевод t’F в t'вС
8. Количество теплоты
а. Перевод N Btu в N' ккал
N'~0,252N.
ЛИ Т Е Р А Т Y Р А
1. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. 2-е изд., перераб.
и доп. М.: Недра, 1979. С. 319.
2. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Учебник для тех-
никумов. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1983.224 с.
3. Синайский Э.Г., Лаггига Е.Я., Зайцев Ю.В. Сепарация многофазных мно-
гокомпонентных систем. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.621 с.
4. Персиянцев М.Н. Совершенствование процессов сепарации нефти от
газа в промысловых условиях. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999.
283 с.
5. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыс-
лах. М.: Недра, 1987. 144 с.
6. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая
подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1981. 261 с.
7. Нефть. Общие технические условия. ГОСТ Р 51858—2002. Издание офи-
циальное. Госстандарт России. Москва, 2002. 8 с.
8. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. (ПБ 08—
624-03). М.: Нефть и газ, 2003. 272 с.
9. Нефтепромысловое оборудование: Справочник / Под ред. Е.И. Бухален-
ко. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1990. 559 с.
10. Современный словарь иностранных слов. М.: Рус. яз., 1993.740 с.
11. Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта,
подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений. ВНТП 3-85.
12. ГОСТ Р 8.615-2005 Измерения количества извлекаемой из недр нефти
и нефтяного газа. Издание официальное. Стандартинформ. Москва.
2005. 35 с.
13. Рябов В.Д. Физико-химические методы исследования углеводородов
нефти. М.: МИНХиГП им. И.М. Губкина, 1979.64 с.
14. Сюняев З.И. Физико-химическая механика и основы интенсифика-
ции процессов их переработки. М.: МИНХиГП им. И.М. Губкина,
1979. 94 с.
15. ОСТ 153-39.2-048-2003. НЕФТЬ. Типовое исследование пластовых
флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и формы
представления результатов. Москва, 2003.
16. Квасников И.А. Молекулярная физика. М.: Эдиториал УРСС, 1998.
232 с.
17. Сивухин Д.В. Общий курс физики. Том II. Термодинамика и молеку-
лярная физика: Учеб, пособие для вузов. 3-е изд., испр. и доп. М.: На-
ука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1990. 592 с. (Общий курс физики; Т. II).
18. Рэмсден Э.Н. Начала современной химии: Справ, изд.: Пер. с англ. /
Под ред. В.И. Барановского, А.А. Белюстина, А.И. Ефимова, АЛ. По-
техина. Л.: Химия, 1989.784 с. Пер. изд.: Великобритания, 1985.
315
19. Дунюшкин И,И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-хи-
мических свойств пластовой и промысловой нефти и воды: Учеб, посо-
бие для вузов. М.: Нефть и газ, 2004.448 с.
20. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации
нефтяных месторождений. Проектирование разработки/Ш.К. Гимату-
динов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг и др. М.: Недра. 1983.463 с.
21. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации
нефтяных месторождений. Добыча нефти / Под общ. ред. Ш.К. Гимату-
динова; Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. М.: Недра.
1983.455 с.
22. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторож-
дений нефти и газа. М.: Грааль, 2002, 575 с.
23. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Со-
ветского Союза: Справочник. 2-е изд., доп. и перераб. М.: Недра, 1980.
583 с.
24. Дунюшкин И.И., Константинович Е.М., Павленко В.П.. Метод расче-
та объемного коэффициента и плотности нефти. М.: РНТС ВНИИО-
ЭНГ. сер. Нефтепромысловое дело, 1978. № 10. С. 19—21.
25. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т. Расчет основных свойств пластовых
нефтей при добыче и подготовке нефти. М.: МИНХиГП им. И.М. Губ-
кина, 1982.79 с.
26. Маринин Н. С., Саватеев Ю. Н. Разгазирование и предварительное обез-
воживание нефти в системах сбора. М.: Недра, 1982.171 с.
27. Уэйлес С. Фазовые равновесия в химической технологии: В 2-х ч.: Пер.
с англ. Ч. 1: М: Мир, 1989. 304 с.; Ч. 2. М.: Мир, 1989. 360 с.
28. Гужов А. И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1973.
С. 280.
29. Мамаев В.А., Одишария Г.Э. Трубопроводный транспорт газожидкост-
ной смеси. «Газовое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1966.
30. ГОСТ 1756-2000* (ИСО 3007-99) НЕФТЕПРОДУКТЫ. Определение
давления насыщенных паров. Межгосударственный Совет по стандар-
тизации, метрологии и сертификации. Минск.
31. Тронов В.П. Методы разрушения эмульсий в интервале промысел — го-
ловные сооружения — НПЗ. Тр. ТатНИПИнефть, 1983. № 53. С. 48—57.
32. Баталин О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия
в системах природных углеводородов. М.: Недра, 1992.272 с.
33. Сивухин Д.В. Механика: Учеб, пособие для вузов. 3-е изд., испр. и доп.
М: Наука, 1989. 576 с. (Общий курс физики; Т. 1).
* Настоящий стандарт представляет собой полный аутентичный текст международ-
ного стандарта ИСО 3007-99 «Нефтепродукты. Определение давления пара методом
Рейда» с дополнительными требованиями, отражающими потребности экономики
стран: Азербайджан, Армения, Беларусь, Грузия, Молдова, Россия, Таджикистан,
Туркменистан, Узбекистан. Взамен ГОСТ 1756—52.
316
34. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии (Поверхностные явления и дис-
персные системы): Учеб, для вузов. М.: Химия, 1982.400 с.
35. Новейший словарь иностранных слов и выражений. М.: Современный
литератор, 2005.976 с.
36. Щукин. Е.Д. Коллоидная химия: Учеб, для университетов и химико-тех-
нолог. вузов / Е.Д. Щукин, А.В. Перцов, Е.А. Амелина. 3-е изд., пере-
раб. и доп. М.: Высш, шк., 2004.445 с.
37. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. М.:
Недра, 1982.221 с.
38. Исакович Р.Я., Логинов В.И., Попадько В.Е. Автоматизация производ-
ственных процессов нефтяной и газовой промышленности: Учеб, для
вузов. М.: Недра, 1983,424 с.
39. Каспарянц К.С. Проектирование обустройства нефтяных месторожде-
ний. Самара: Изд-во ПО «СамВен», 1994.412 с.
40. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природно-
го газа: Учеб, пособие для вузов. 2-е изд. М.: Химия, 2001. 568 с.
41. Хаустов А.П., Редина М.М. Охрана окружающей среды при добыче не-
фти. М.: Дело, 2006.552 с.
42. Персиянцев М.Н. Совершенствование процессов сепарации нефти от
газа в промысловых условиях. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999.
283 с.
43. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР: Справочник / Под ред.
Л.М. Зорькина. М.: Недра, 1989.382 с.
44. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: Спра-
вочник/ Г.Г. Рабинович, П.М. Рябых, ПА. Хохряков и др.; Под ред.
Е.Н. Судакова. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Химия, 1979. 568 с.
45. Тронов В.П. Разрушение эмульсий при добыче нефти. М.: Недра,
1974. 272 с.
46. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. М.: Недра, 1977.271 с.
47. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти за рубежом. М.: Недра,
1983.224 с.
48. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных мес-
торождений. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2004. 584 с.
49. Лутошкин Г.С., Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке
нефти, газа и воды на промыслах: Учеб, пособие для вузов. М.: Недра,
1985. С. 135.
50. Баннов П.Г. Процессы переработки нефти. М.: ЦНИИТЭнефтехим,
2000. 224 с.
51. Логинов В.И. Обезвоживание и обессоливание нефтей. Л.: Химия, 1979.
216 с.
52. Степанова Г. С. Фазовые превращения углеводородных смесей газокон-
денсатных месторождений. М.: Недра, 1974.224 с.
53. Викторов М.М. Методы вычисления физико-химических величин и
прикладные расчеты. Л.: Химия, 1977. 360 с.
317
54. Дунюшкина Е.И. Разработка методики расчета свойств нефтяного газа
в процессах добычи, сбора, и подготовки нефти при неполной исход-
ной информации. Дисс. на соискание ученой степени к.т.н. М.: РГУ
нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000.207 с.
55. РД 39-132-94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраков-
ке нефтепромысловых трубопроводов.
56. Белоусов В.В. Теоретические основы процессов химической газоочис-
тки: Учеб, для вузов. М.: Металлургия, 1988.256 с.
ДУНЮШКИН Иван Игнатье-
вич. Доктор технических наук,
профессор кафедры разработки и
эксплуатации нефтяных месторож-
дений Российского государствен-
ного университета нефти и газа им. И.М. Губкина. Ав-
тор более 50 научных трудов и изобретений, в том числе
13 учебников, учебных пособий и учебно-методической
литеуалгууы. Известный специалист в области расчета
физико-химических свойств пластовой нефти.
Отличник высшего образования.
Почетный нефтяник.
Учебное издание
ДУНЮШКИН Иван Игнатьевич
Сбор
г
i
подготовка скважинной продукции
нефтяных месторождени
Редактор
Компьютерная верстка
В.Б. Овчаров
О Н. Поспелова
Подписано в печать 28.09.2006. Формат 60x90/16.
Бумага офсетная. Печать офсетная. Усл. п.л. 20.0.
Тираж 1500 экз. Заказ № 245.
ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
Лицензия ИД № 06329 от 26.11.01
119991, Москва, ГСП-1, Ленинский просп., 65
Тел. (495) 135-84-06, 930-97-11. Факс: (495) 135-74-16
Налоговая льгота — общероссийский классификатор продукции
ОК-005-93, том 2: 953000