/
Author: Тронов В.П.
Tags: горные работы при разработке месторождений полезных ископаемых технология топлива горные породы нефть монография нефтедобывающая промышленность
ISBN: 5-7544-0147-7
Year: 2002
Text
АКАДЕМИЯ НАУК РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
ТРОНОВ В.П.
СЕПАРАЦИЯ ГАЗА
И СОКРАЩЕНИЕ
ПОТЕРЬ НЕФТИ
Издательство «Фэн»
Казань 2002
УДК 622.276.8
ББК 35.514
Т73
Печатается по постановлению
Редакционно-издательского совета АН РТ
Тронов В.П. СЕПАРАЦИЯ ГАЗА И СОКРАЩЕНИЕ ПОТЕРЬ
НЕФТИ. Казань: «Фэн», 2002. 408 с.
В монографии рассмотрены наиболее прогрессивные техноло-
гии сепарации газа на промыслах, обеспечивающие получение вы-
сокого качества нефти, газа и попутных вод при низких издержках
производства, а также позволяющие существенно увеличить про-
изводительность аппаратов, снизить металлоемкость, уменьшить
размеры технологических площадок. Отдельно рассмотрена техно-
логия сепарации как слабопенистых, так и высокопенистых нефтей
и обработка нефтешламов.
Монография (книга третья) подготовлена институтом ТатНИ-
ПИнефть с соисполнителями по заказу ОАО «Татнефть» (договор
№ 99.1479.00 - «Анализ современных методов сбора, подготовки и
транспорта продукции скважин».
В подготовке рукописи принимали участие Калинина Л.М..
Тронов Л.А., Савельева Ю.А., Лукьянова Т.П.
Книга рассчитана на научных и инженерно-технических ра-
ботников, а также преподавателей и студентов вузов и курсов по-
вышения квалификации в нефтедобывающей промышленности.
ISBN 5-7544-0147-7
© Издательство «Фэн», 2002
ВВЕДЕНИЕ
Одной из наиболее важных проблем успешного развития на-
родного хозяйства является снижение потребления энергии и ре-
сурсов на базе высоких эффективных технологий, решающих од-
новременно с этим и экологические проблемы. В нефтяной про-
мышленности сбережение энергии и ресурсов достигается приме-
нением более экономичных технологий и техники, позволяющих
снижать удельные энерго-и ресурсозатраты на добычу 1 т нефти и
обеспечивающих сокращение потерь углеводородов. По разным
оценкам потери газа и легких фракций нефти в масштабах страны в
конце 80-х оценивались в 50 миллионов тонн в год, что эквива-
лентно объемам добычи нефти в таких крупных нефтяных регио-
нах, как Татарстан и Башкортостан вместе взятых.
В начальный период обустройство промыслов Татарии осуще-
ствлялось по самотечной схеме сбора с установкой индивидуаль-
ных замерносепарационных устройств на каждой скважине. Не-
смотря на низкую удельную нагрузку аппаратов, эффективность
процесса сепарации была недостаточной, а повышенное давление
сепарации обусловливало значительные потери углеводородного
сырья от испарения в резервуарах и высокую загазованность воз-
душного бассейна в регионах нефтедобычи. Кроме того, бесполез-
ное редуцирование энергии пласта, направленной на поддержание
давления, связанного с огромными энергозатратами, наносило су-
щественный ущерб экономике.
Наряду с этим, такая схема обустройства требовала больших
капиталовложений и эксплуатационных расходов, в значительной
мере обусловливала отставание строительства систем газосбора от
возможностей бурения и введения в эксплуатацию новых скважин
и предопределяла неизбежность сжигания части газа в факелах.
Воз почему разработка более совершенной групповой схемы сбора
нефш с дожимными насосными станциями, переросшей впослед-
3
ствии в герметизированную высоконапорную схему сбора и транс-
порта нефти, была очень крупным шагом в сторону прогресса. Ос-
новными элементами схемы (по газу) являются- двухступенчатая
сепарация; бес ком прессорный транспорт газа 1 ступени сепарации,
формируемой непосредственно на площадке товарного парка;
транспорт газа II ступени с помощью компрессорных станций или
винтовых компрессорно-насосных агрегатов типа 15 ВК или 7
ВКГ, монтируемых в непосредственной близости от площадки II
ступени сепарации. Это дает возможность значительно увеличить
товарные ресурсы углеводородов и, сократив их потери, решить на
первом уровне экологическую проблему «углеводороды-воздух».
Впоследствии институтом ТатНИПИнефть совместно с объе-
динением «Татнефть» были осуществлены обширные эксперимен-
тальные исследования процессов сепарации газонефтяных смесей и
разработаны новые эффективные конструктивные элементы сепа-
раторов газа. Было установлено, что при скоростях движения газо-
нефтяной смеси в подводящих трубопроводах не более 5 м/с имеет
место расслоение газовой эмульсии на фазы, достигающие 90% от
объема свободного газа. Это позволило развит ь новое направление
в указанной области, характеризуемое предварительным отбором
газа перед сепараторами непосредственно из трубопроводов и вво-
дом жидкости в сепаратор без перепада давления, а также осущест-
вить проектирование и использование сепараторов повышенной
удельной производительности и меньшей материало-и энергоемко-
сти при одновременном осуществлении качественного процесса в
целом [2,3, 7, 8,9, 10, 22, 25,38, 56, 57, 59, 60, 61].
Дальнейшее глубокое изучение процесса сепарации газа при-
вело к дифференцированию его по операциям (возникновение за-
родышей, коалесценция газовых пузырьков, переход пузырьков в
состав газовой фазы, возникновение и гашение пены, очистка газа
от взвешенных частиц жидкости) при наиболее благоприятных
гидродинамических режимах и перенести значительную их часть в
трубопроводы промысловой системы сбора, а на завершающем
этапе - на концевые участки трубопроводов (концевые делители
фаз, КДФ) с расчетными характеристиками, сохранив за наземным
оборудованием операции в основном по очистке газа от взвешен-
ных в нем частиц жидкости. Это позволило решить проблему крат-
ного увеличения удельной производительности сепараторов,
уменьшить их общее число на объектах сепарации, исключить нс-
4
обходимость в делителях потока, упростить обслуживание, умень-
шить размеры технологических площадок, а также снизить метал-
лоемкость и энергоемкость объектов. Новое направление оказалось
исключительно плодотворным и усиленно развивается, так как по-
зволяет наряду с отбором газа осуществить предварительный сброс
пластовой воды, уменьшая при этом энергозатраты на перекачку
балласта, коррозию оборудования, засорение призабойных зон на-
гнетательных скважин, сокращая число порывов водоводов, ре-
монтных работ и затраты на рекультивацию земель, увеличивая в
конечном счете и добычу нефти [209, 210, 211, 212, 213, 218, 219,
220,223].
В соответствии с новыми представлениями о гидромеханике
дисперсных систем были разработаны и новые эффективные схемы
нефтегазосбора, имеющие следующие технологические особенно-
сти:
.оборудование каждого потока концевым гидродинамическим де-
лителем фаз;
- осуществление технологической связи сепараторов 1 ступени
только с определенной группой сепараторов концевой ступени;
- установка вертикальных газоотделителей перед технологически-
ми резервуарами предварительного сброса воды с отбором газа из
них на прием компрессорных агрегатов при давлении всасывания
0,8-1,0 кгс/см2.
Применение КДФ и вертикальных газоотделителей позволило,
наконец, решить проблему предотвращения срывов крыш резер-
вуаров в результате поступления пробок газа, что снизило потери
углеводородов и решило целый ряд других проблем [15, 16, 224,
225].
В Татарии был успешно использован принцип повышения
глубины и улучшения качества сепарации газа путем ввода горячих
дренажных вод перед ступенью сепарации, что дает возможность
утилизировать тепло, увеличить отбор газа, интенсифицировать
процесс деэмульсации нефти, повысить качество сбрасываемой
пластовой воды, уменьшить капиталовложения, затраты на энерго-
ресурсообеспечение процессов и значительно улучшить условия
охраны окружающей среды. Этот технологический прием получил
широкое распространение практически во всех нефтедобывающих
регионах страны.
5
Разработка теории, технологии и практическое применение
трубчатых газовых коалесценторов (ТЕК), а также совершенство-
вание конструкций сепараторов, позволили в 4-6 раз повысить
удельную производительность сепараторов высоковязкой нефти в
Иракской Республике с огромным экономическим, технологиче-
ским и экологическим эффектами, одновременно решив неразре-
шимую до этого проблему обработки больших объемов нефти в
единой технологической легкоуправляемой цепочке.
Следует отметить, что качественный скачок в теории и прак-
тике сепарации газонефтяных смесей на промысловых объектах,
увеличение единичной производительности сепараторов и сокра-
щение потерь углеводородов на первом этапе были связаны, в ос-
новном, с работами, выполненными в Татарии на уровне мировой
новизны, которые включают в себя следующие элементы:
- использование энергии потока для реализации технологических
процессов и перенесение основных элементов сепарации (зарожде-
ние пузырьков, коалесценция, всплытие, появление пены, частич-
ная очистка газа и т.д.) в подводящие трубопроводы и коммуника-
ции, а также их совмещение с процессами транспортирования про-
дукции скважин;
- расслоение потока на нефть, газ и воду перед сепараторами в
концевых делителях фаз расчетных параметров и осуществление
их раздельного ввода в функциональные аппараты;
- разрушение газонефтяных пен гидродинамическими средствами
в трубчатых элементах;
- предварительный отбор газа, выделившегося в трубопроводах
промысловых систем;
- использование энергощадящих режимов и ввод продукции сква-
жин в сепараторы при минимальном перепаде давления;
- сокращение потерь капельной нефти и эксплуатация сепараторов
преимущественно в режиме аппаратов газоочистки, а также ис-
пользование для этих целей автономных блоков;
- сокращение потерь конденсата и осушка газа последующих сту-
пеней в потоке нефти предыдущих ступеней сепарации;
- утилизация тепла и интенсификация процесса сепарации и подго-
товки нефти с помощью горячих дренажных вод;
- гашение пены турбулентными пульсациями в трубчатых газовых
коалесценторах;
6
- нейтрализация сероводорода ионами железа пластовой воды и
хелатами железа.
Разработанная на этой основе совмещенная технология транс-
портирования продукции скважин и сепарации газа позволила сни-
зить удельные расходы энергии различных видов, а также капвло-
жения на объектах сепарации в 3,72 и более раз, себестоимость
процесса - более чем в 3 раза, решить проблему сепарации высо-
копенистых нефтей большой вязкости гидродинамическими сред-
ствами, увеличив при этом удельную производительность сепара-
торов в 3-6 раз, сократив потери углеводородов с 10% вес. (мерни-
ки) от общих ресурсов попутного газа до 1,03% (по нефти) в резер-
вуарах.
Второй этап борьбы за сокращение потерь легких фракций
связан с разработкой техники и технологии отбора и утилизацией
углеводородов, выделяющихся из резервуаров и другого оборудо-
вания.
Важное значение имеет разработанная институтом ТатНИПИ-
нефть технология сокращения потерь тяжелых компонентов газа
его рециркуляцией на предыдущие ступени сепарации, получившая
широкое распространение практически во всех нефтедобывающих
районах. Но еще более эффективна технология отбора паров нефти
из резервуаров с помощью установок улавливания легких фракций
(УЛФ). Система предусматривает улавливание испаряющихся уг-
леводородов практически до 100% вес., принося огромную при-
быль и решая одновременно с этим (бесплатно) проблему предот-
вращения загрязнения окружающей атмосферы вредными выбро-
сами.
Назначение системы сводится к следующему:
- поддержание бескислородного режима в паровом пространстве
резервуаров за счет ввода в резервуары подпиточного попутного
газа во время откачки из них нефти и при уменьшении давления в
результате снижения температуры газа;
- снижение пожароопасности резервуарных парков и других объ-
ектов;
- уменьшение коррозии резервуаров и ремонтных работ;
- улучшение условий труда обслуживающего персонала и решение
экологической проблемы «углеводороды-воздух» (так, максималь-
ные приземные концентрации вредных веществ в населенных
7
пунктах в Альметьевске в 1998 г. были снижены с 17 ПДК до 1.13
ПДК, а в Тихоновке - с 6,5 ПДК до 0,59 ПДК);
- получение значительной прибыли (окупаемость установок со-
ставляет от 0,5 до 2,5 года в зависимости от производительности
резервуарного парка).
Система работает в автоматическом режиме, имеет устройщ во
самозащиты от случайных отключений, обладает способностью
функционировать длительное время в режиме частых включений и
отключений, работоспособна в условиях высокоагрессивных сред.
С помощью этой системы впервые в мире было герметизировано
большое количество резервуарных парков и получено более 800
тыс. тонн углеводородов в таком крупном нефтяном регионе, как
Татарстан, а также во многих регионах за его пределами. В частно-
сти, разработаны эффективные технологии УЛФ для условий про-
мыслов Краснодара, Оренбурга, Башкирии, Белоруссии, Перми,
Западной Сибири.
Крупными объектами потерь легких углеводородов являются
также резервуарные парки магистральных нефтепроводных управ-
лений, нефтеперерабатывающих заводов, нефтебаз, условия экс-
плуатации которых существенно отличаются друг от друга. Авто-
рами был разработан ряд специфических, адаптированных к усло-
виям производства технологий, наиболее эффективных в условиях
конкретных объектов. Для резервуарных парков системы трубо-
проводного транспорта нефти была разработана технология, осно-
ванная на абсорбции паров под давлением, как, например, для объ-
ектов Татарстана и Западной Сибири. Для нефтеперерабатываю-
щих заводов нередко оказывается эффективным применение низ-
котемпературной абсорбции. Существенно отличается друг от дру-
га технологии УЛФ для нефтеперерабатывающих заводов Баку,
Татарстана, Перми, Куйбышева, Чехословакии. Для улавливания
паров бензина на нефтебазах Республики Татарстан разработана и
внедрена эффективная технология на базе абсорбции более высо-
кокипящими нефтепродуктами, а для нефтебаз Латвии и Украины
- комбинированные варианты.
Важным шагом в области разработки энергоресурсосберегаю-
щих технологий явилась утилизация сероводородсодержащего газа
на базе потоков, имеющих запас нередуцированной энергии, и
применение эжекторов, а также:
- увеличение ресурсов углеводородного сырья за счет очистки се
8
роводородсодержащего газа от H2S до 99,99% в промысловых ус-
ловиях по технологии, предусматривающей использование раство-
ров железа и трилона Б в качестве абсорбентов;
- сокращение энергозатрат на автономную перекачку продукции
отдельно стоящих групп скважин за счет совместного транспорта
нефтей различного качества и нейтрализации сероводорода ионами
растворенного в пластовой воде железа;
- увеличение ресурсов углеводородного сырья за счет отбора и
нейтрализации сероводородсодержащего газа из резервуаров с пла-
стовой водой, предотвращение его выброса в атмосферу через ды-
хательную арматуру и решение на этой основе существенной части
проблемы охраны окружающей среды на объектах сероводородсо-
держащей нефти;
- существенное увеличение ресурсов попутного газа за счет отбора
и утилизации газа из затрубного пространства эксплуатационных
скважин, предотвращение его выброса в атмосферу и одновремен-
ное повышение отбора нефти из скважин, используя при этом для
осуществления части процесса энергию поля тяжести;
- сокращение расхода потребляемой электроэнергии и обеспечение
трубной деэмульсации вязких нефтей со всеми вытекающими из
этого экономическими и экологическими преимуществами за счет
использования попутного газа в технологических целях (путевой
подогрев);
- увеличение объемов добычи трудноизвлекаемых нефтей, обеспе-
чивая нейтрализацию кислых газов на месторождениях, разрабаты-
ваемых с применением внутрипластового горения и оздоровления
на этой основе воздушного бассейна, а также герметизация систе-
мами УЛФ парков, оперирующих сероводородной нефтью.
Разработанные технологии и технические средства в основном
превосходят мировой уровень. Так, проблема сепарации высокопе-
нистых нефтей Иракской Республики после неудачных попыток ее
решения компаниями трех высокоразвитых стран Запада была ре-
шена специалистами ТатНИПИнефть. Иракской национальной
нефтяной компании была продана беспатентная лицензия на «Обу-
стройство горизонта Мишриф месторождения Западная Курна в
Ираке», в составе технологической схемы которой было более де-
сятка изобретений. Новизну и приоритет разработок поддерживают
более чем 50 патентов и авторских свидетельств на изобретения.
9
Результаты исследований широко обсуждались на международных,
союзных, региональных и отраслевых конференциях, выставках, а
также освещены в научно-технической и общественной печати. По
рассматриваемой проблеме было опубликовано более 160 публика-
ций.
Разработанные технологии и технические средства нашли ши-
рокое применение во всех странах СНГ. Нейтрализация сероводо-
рода при сборе нефтей успешно используется на промыслах Татар-
стана и других регионов. Только на промыслах АО «Татнефть»
эксплуатируется несколько десятков концевых делителей фаз и
вертикальных газоотделителей. На многих установках действует
технология рециркуляции газа. Системой УЛФ герметизированы
29 крупных, не имеющих аналогов в мире, резервуарных парков в
Татарстане, Башкирии, Самарской области и Белоруссии. Годовой
экономический эффект от применения разработанного комплекса
технологий превысил 171 млн. долларов США или около 4788 млн.
рублей; в том числе:
- сепарация пенистых нефтей - 70%;
- УЛФ на промыслах - 13%;
- нейтрализация H2S при совместном сборе нефтей - 9%;
- сепарация в концевых делителях фаз - 3,5%;
- остальные технологии и технические средства - 4,5%.
ГЛАВА I
I. СЕПАРАЦИЯ СЛАБОПЕНИСТЫХ НЕФТЕЙ
LI. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ РЕСУРСОВ ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ
ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ
В целях решения данной проблемы в ТатНИПИнефти в 11-й
пятилетке был изучен баланс распределения углеводородов между
газовой и жидкой фазами в процессе сбора и подготовки нефти и
нефтяного газа на промыслах и разработаны эффективные техноло-
гические процессы, обеспечивающие максимальное использование
легких углеводородов на промысловых объектах.
Известно, что пластовые ресурсы нефтяного газа рассчитыва-
ются с учетом пластового газового фактора (газосодержания неф-
ти), который определяется путем разгазирования пластовой нефти
в лабораторных условиях при однократном снижении давления от
пластового до атмосферного при температуре 20°С. Их точнее бы-
ло бы назвать потенциальными ресурсами газа. При расчете рабо-
чих ресурсов нефтяного газа учитывается рабочий газовый фактор,
который определяется как интегральное значение газовых факто-
ров по всем ступеням сепарации в промысловых условиях. Обычно
рабочие ресурсы всегда меньше потенциальных, определенных с
учетом газосодержания нефти. Количество выделившегося из неф-
ти газа уменьшается при увеличении количества ступеней сепара-
ции и давления по ступеням и снижении температуры на объектах,
а также зависит от состава пластовых нефтей [6, 7, 11, 13, 43, 80,
85, 178, 182, 183,205].
На рис. 1.1 представлена принципиальная схема сбора и подго-
товки нефти. Продукция скважин (газожидкостная смесь) через
। р\ пповые замерные установки поступает на дожимные насосные
станции (ДНС) или на групповые замерно-насосные установки
11
(ГЗНУ). Давление в нефтегазопроводах для транспорта газонефтя-
ной смеси обеспечивается глубинными насосами скважин или при
фонтанной эксплуатации за счет энергии пласта. При этом затруб-
ное пространство скважин связано с выкидными линиями на устьях
через обратные клапаны. На дожимных насосных станциях и груп-
повых замерно-насосных установках осуществляется первая сту-
пень сепарации продукции скважин.
Рис. 1.1. Принципиальная схема сбора и подг отовки нефти.
1 - скважины; 2. 3 - 1 и И ступени сепарации. 4 - технологический резервуар,
5 - установка комплексной подготовки нефти; 6 - термохимическая установка
подготовки нефти, 7 - горячая ступень сепарации; 8 - резервуар товарной нефти,
9 - установка отбора конденсата, 10 - установка подготовки воды
Давление при осуществлении процесса на I ступени сепарации
в объединении Татнефть составляет 0,2-0,6 МПа в зависимости от
расстояния установок до ГПЗ, газ первой ступени сепарации транс-
портируется преимущественно бескомпрессорным способом на
газоперерабатывающие заводы (ГПЗ). Нефть после ДНС и ГЗНУ
перекачивается насосами на промысловые товарные парки, откуда
направляется на прием II ступени. Из аппаратов II ступени газ по-
дается на прием компрессорных станций, если расстояние до них
не превышает 32 км, сжимается совместно с газом I ступени сепа-
рации и транспортируется на ГПЗ. При этом давление в аппаратах
II ступени на промыслах объединения Татнефть составляет 0,1
МПа. В тех случаях, когда II ступень находится на расстоянии бо-
лее 2 км от существующих компрессорных станций, предусматри-
ваются станции, оборудованные винтовыми компрессорами серии
ВКГ. Нефть из сепараторов II ступени поступает в технологические
резервуары предварительного сброса пластовой воды установок
12
подготовки нефти (УКПН, ТХУ). После охлаждения в теплообмен-
никах нефть направляется в товарные резервуары, из которых через
узлы учета откачивается на головные сооружения нефтепроводных
управлений. Выделившийся на ступенях горячей сепарации ТХУ
газ, а также несконденсировавшиеся после охлаждения газы стаби-
лизации поступают в промысловую систему подготовки и транс-
порта газа. Учет добываемого газа на КС, ГПЗ и газопотребляющих
установках промыслов осуществляется диафрагменными расходо-
мерами ДСС. Таким образом, общие ресурсы нефтяного газа скла-
дываются из газа I и II ступеней сепарации, несконденсировавших-
ся газов стабилизации, резервуарных газов, газов горячей ступени
сепарации, а также нефтяного газа, увлекаемого дренажными пла-
стовыми водами при подготовке нефти. Определение рабочего га-
зового фактора на промыслах осуществляется согласно РД сле-
дующими методами: расчетным - при равновесных условиях по
специальной программе с использованием коэффициентов распре-
деления компонентов и состава пластовой нефти; лабораторным -
путем разгазирования пластовой нефти при условиях, соответст-
вующих промысловым, с применением лабораторной аппаратуры;
промысловым - с помощью прямых замеров количества нефти и
газа на ступенях сепарации с помощью передвижных замерных ус-
тановок ПЗУ-1 Г, оборудованных расходомерами, смонтированны-
ми на шасси автомобилей ЗИЛ-130.
Наиболее достоверные результаты при определении рабочих
газовых факторов на ступенях сепарации достигаются при приме-
нении замерных установок ПЗУ-1Г. Вот почему этот метод был
принят в качестве базового при выполнении комплекса исследова-
ний по определению газовых факторов, по результатам которого с
применением известных приемов корреляции осуществляется
практическое использование других косвенных методов. Послед-
ние применяются преимущественно на месторождениях и залежах,
на которых по различным причинам использование в настоящее
время прямых методов не представляется возможным ввиду отсут-
ствия сепарационных установок. В 1984 г. в ТатНИПИнефть был
разработан также графический метод определения рабочих газовых
факторов, основанный на экстраполяции данных, полученных при
выполнении исследований с помощью установок ПЗУ-1 Г на место-
рождениях с аналогичными геолого-физическими параметрами и
системами сбора нефти и газа. Согласно методу, газовые факторы
13
определяются цз .графических зависимостей Г = j(P), полученных
по данным экспериментальных замеров с учетом средних по ме-
сторождению пластовых газовых факторов. Газовый фактор II сту-
пени сепарации определяется по формуле
Г2=Г|+2-Д, (1.1)
где: Г/ 2 - суммарный газовый фактор, м3/т; /7 - то же I ступени
сепарации, м3/т.
Согласно рассмотренным выше методам, были выполнены
комплексные исследования по определению газовых факторов
нефтей всех разрабатываемых месторождений ТАССР. На основа-
нии этих исследований было установлено, что для девонских неф-
тей величина газового фактора изменяется от 18,0 м3/т для мелких
месторождений Прикамья и восточной части Татарии до 58,4 м3/т
на Бавлинском месторождении. Для нефтей верхних горизонтов
рабочий газовый фактор изменяется в пределах от 1,3 м3/т для вы-
соковязких нефтей Мелекесской впадины Татарского свода до 12,0
м’/т для залежей нефтей турнейских и бобриковских отложений
Ромашкинского месторождения. Как для маловязких нефтей дево-
на, так и для высоковязких нефтей верхних горизонтов карбона
основное количество газа выделяется на I ступени сепарации. Ко-
личество растворенного газа после II (концевой) ступени сепарации
было определено путем отбора пробы нефти в специальный пробо-
отборник. При этом на каждом объекте отбирали и анализировали
не менее трех проб. Отобранная проба разгазировалась в лаборато-
рии в пробоотборнике при атмосферном давлении и определялись
объемы выделенного газа и нефти. Углеводородный состав газа
определялся на хроматографах Хром-5 и нефти - на Хром-4. В
табл. 1.1 приведены осредненные по нефтегазодобывающим
управлениям данные по исследованным сепарационным установ-
кам. Остаточный газовый фактор нефти после концевой ступени
сепарации имеет различную величину для разных НГДУ. Основ-
ными причинами такого различия являются неодинаковые давле-
ния сепарации на этой ступени, свойства поступающей нефти и
загрузка сепаратора. Величина остаточного газового фактора ко-
леблется по объектам объединения от 0,65 до 1,66 м3/з нефти, в пе-
ресчете на массу добываемой нефти составляет от 0,10 до 0,28%.
Остаточный газ вместе с нефтью поступает на установку подго-
14
Таблица 1 1
НГДУ Содержание компонентов остаточного газа, % мольн. Плот- ность газа, кг/м3 Количество остаточного газа, м 7т
СО2 n2 с. с2 С3 С4 с4 с5 с5 ^6+в
Актюбанефть 0,37 7,13 8,90 31,70 35,90 3,78 8,58 1,50 1,38 0,76 1,6170 1,28
Иркеннефть 0,58 16,16 5,70 25,80 37,27 3,94 6,59 1,43 1,25 1,19 1,6121 0,91
Азнакасвнефть 0,95 6,11 27,21 28,26 30,95 1,73 3,55 0,60 0,47 0,17 1,3567 1,40
Сулеевнефть 0,73 5,18 10,12 31,87 37,79 4,42 7,40 1,04 1,15 0,30 1,5855 0,65
Лсниногорскнефть 1,20 4,30 12,78 30,54 34,02 4,62 8,51 1,78 1,333 0,92 1,6260 1,66
Альметьевскнефть 0,34 2,69 9,77 30,33 38,01 4,14 9,97 2,12 1,73 0,90 1,6594 1,54
Елховнефть 0,44 4,88 21,70 27,19 32,70 2,96 6,81 1,40 1,17 0,75 1,3925 1,19
Бавлынефть 0,91 4,75 7,15 28,95 35,08 5,97 11,31 2,69 1,82 1,37 1,7287 0,76
Прикамнефть 0,44 18,43 13,30 18,06 39,43 4,05 11,41 2,04 1,56 1,28 1,7406 1,58
ювки. Анализ состава этого газа показывает, что в нем содержатся
компоненты от пропана до гексанов с молярным содержанием от
37,3 до 56,9% Плотность газа колеблется от 1,3567 до 1,7406 кг/м3
и в среднем составляет 1,6021 кг/м3. Остаточный газ несколько
легче по сравнению с газом, выделяющимся в резервуарах [205].
В настоящее время перед резервуарами устанавливаются вер-
тикальные газоотделители для дополнительного отделения нефтя-
ного газа после концевых ступеней сепарации. При этом нефть по-
сле концевой ступени сепарации направляют в резервуар через га-
зоотделитель, откуда выделившийся из нефти газ направляется по-
требителю.
После всех ступеней сепарации ресурсы нефтяного газа по
объединению распределяются следующим образом: для переработ-
ки на ГПЗ - 77,1 %, расход газа на собственные нужды - 18%, орга-
низационные потери - 4,7%, коммунально-бытовые нужды - 0,2%.
С целью установления материального баланса распределения
углеводородов пластовой нефти были осуществлены исследования
с охватом всех объектов месторождения объединения Татнефть.
Результаты исследований представлены в табл. 1.2. Как видно из
таблицы, пластовые ресурсы в целом по месторождениям изменя-
ются в пределах от 49,62 до 128,30 кг/т и составляют в среднем
114,40 кг/т. При составлении материального баланса все расчеты
по распределению углеводородов в пластовой нефти проводились
до С5 включительно в кг на 1 т нефти. Из них в среднем 73,30 кг/т
или 65,8% масс, переходит в газовую фазу, в самой нефти остается
в среднем 38.10 кг/т или 34,2% масс. После разгазирования на I
ступени сепарации из пластовой нефти переходит в газовую фазу в
среднем 45,52 кг/т или 40,86% газа, на II ступени - 7,33 кг/т или
6,58%. После подготовки нефти на УКПН часть ее переходит в га-
зовую фазу (несконденсировавшиеся газы стабилизации) - в сред-
нем 0,81 кг/т или 0,73% от общего потенциала углеводородов, а на
горячей ступени сепарации при подготовке нефти на термохимиче-
ских установках - 0,6 кг/т или 0,56%. При подготовке нефти с дре-
нажной водой увлекаются как растворенные в воде легкие фракции
углеводородов, начиная с углекислого газа, включая этан, так и ка-
пельная нефть в виде эмульсии и пленки. В среднем по объедине-
нию увлекается вместе с водой 0,186 кг/т или 0,17% от потенциала
легких фракций углеводородов [205].
Газонасыщенность дренажных (сточных) вод определяется по
следующей методике. На первом этапе выполняют измерение < f ь-
16
емов воды, проходящей через водогазоотделитель с градуирован-
ной емкостью, ее температуру и количество газа, выделяющегося
из воды. Объем газа при этом приводят к стандартным условиям
(20°С и 760 мм рт. ст.). Разделив объем полученного газа на данное
количество воды, определяют содержание остаточного газа в сточ-
ной воде. Все исследования проводились как в весенне-летний, так
и в осенне-зимний периоды. Всего было проведено 97 замеров на
18 объектах. Количественное содержание газа в сточных водах оп-
ределялось как после очистных сооружений (после РВС, насоса),
так и после установок предварительного сброса воды (УПС). Зако-
номерностей изменения остаточного газа в сточной воде, начиная
от установок предварительного сброса и кончая насосами откачки
после очистных сооружений, не обнаружено. В табл. 1.3 приводят-
ся среднестатистические данные по содержанию газа в сточных
водах. Как видно из таблицы, содержание газа в сточных водах из-
меняется в пределах от 0,0010 до 0,0168 м3/м3. В среднем это зна-
чение равно 0,0046 м3/м3.
В табл. 1.4 приводятся данные по углеводородному составу
нефтяного газа, выделяющегося из дренажных вод. Для определе-
ния содержания нефти в сточных водах был использован весовой
метод. Сущность его заключается в том, что содержащаяся в воде
нефть экстрагируется при помощи растворителей (четыреххлори-
стый углерод и др.), производится дистилляция растворителя и
взвешивание извлеченных углеводородов нефти. В табл. 1.4 приво-
дится удельное содержание нефти в сточных водах. Оно колеблет-
ся от 9,0 до 78,0 мг/л и в среднем по объединению Татнефть со-
ставляет 42,8 мг/л. Капельный унос нефти газом на ступенях сепа-
рации изменяется от 0,00034 до 0,00169 кг/т или равен 0,0011% от
ресурсов углеводородов пластовой нефти [205].
Исследования по капельному уносу нефти газом проводились
непосредственно на выходе газа из газонефтяного сепаратора. Ко-
личество газа, проходящего через прибор, измерялось с помощью
счетчика типа PC. Исследования проводились непосредственно в
полевых промысловых условиях, а в стационарных лабораториях
фильтр по завершении I этапа помещался в эластичный, герметич-
но закрываемый сосуд, изготовленный из полиэтилена, и взвеши-
вался затем в лаборатории на аналитических весах. Чистый фильтр
перед началом исследований также взвешивался в комплексе с со-
icv. Июляция фильтра обеспечивала более высокую точность за
17
Таблица 1.2.
ОС
Материальный баланс распределения углеводородов в пластовой нефти, кг/т
НГДУ Горизон т Пластовые ресурсы Рабочие ресурсы
Однократное разгазирование Ступенчатая сепарация
в газе в нефти (С|+С5) суммарные I II газ стабилизации газ горячей сепарации
Альметьевскнефть д 86,18 35,37 121,55 51,76 5,18 1,54 —
Иркеннефть д 86,70 41,60 128,30 57,20 2,92 0,88 —
Лениногорскнефть д 81,76 36,50 118,26 51,17 4,79 1,36 —
Сулеевнефть д 85,56 33,90 118,46 55,20 4,80 0,45 —
Джалильнефть д 74,81 44,08 118,88 44,34 8,76 1,38 2,20
Азнакаевнефть д 67,86 40,48 108,34 39,30 11,50 0,72 —
Актюбанефть д 73,21 45,90 119,11 38,91 11,09 0,75 2,23
Елховнефть д 63,19 38,37 101,56 40,34 10,22 — —
Бавлынефть д 78,02 33,00 111,02 63,18 7,74 — -1,89
Прикамнефть Д+С 42,22 30,30 72,52 23,80 8,90 — —
Ямашнефть д+с 25,36 32,20 57,56 12,50 6,60 — —
Нурлатнефть Д+С 22,32 27,30 49,62 10,10 5,30 — —
Объединение 73,30 38,10 114,40 45,52 7,33 0.81 0,63
Таблица 1.3.
Потери газа на объектах объединения Татнефть (кг/т)
Суммарный газ Потенциальные потери Товарная нефть после Суммарные
унос в резервуарах
с дренаж- ной водой с газом на ступенях сепа- рации выделение газовых компонентов после концевых ступеней испарение ШФЛУ (С1+С5) УКПН (С,+С5) ТХУ (С,+С5)
58,48 0,700 0,00130 2,35 4,32 22,76 30,00 — 118,74
61,00 0,760 0,00139 1,27 4,93 23,58 34,30 — 125,68
57,32 0,223 0,00125 2,56 4,60 21.69 31,34 — 117.85
60,45 0,343 0,00135 1,37 5.35 21,57 28,60 — 117,82
56,60 0,228 0,00124 1,55 5,16 21,21 31.95 — 116,82
51,52 0,544 0,00160 1,69 4,81 23,92 24,63 — 107,27
52.98 0,640 0,00150 1,77 3,04 25,93 34,61 — 119,12
50,56 0,811 0,00169 1,60 5,42 — — 40,60 99,16
72,81 0,570 0,00089 1,31 5,83 — — 31,30 111,91
32,70 0,545 0,00070 2,14 5,25 — — 30,40 71,10
19,10 0,115 0,00045 1,58 3,46 — — 30,60 54,90
15,40 0,110 0,00034 1,74 3,72 — — 30,60 51,60
54,29 0,558 0,00130 1,60 4,91 - 48,47 100,96
Таблица 1.4.
НГДУ, объект исследования Количе- ство анализов Точка отбора проб Удельный вес воды. кг/м3 Содержа- ние газа, м3/м’ Удельное содержание нефти, мг/л
1 2 3 4 5 6
Лениногорскнефть Горкинский товар- ный парк 2 УПС 1084,3 0,0022 819.0
То же 2 Насос 1084,9 0,0021 264.0
Лениногорский то- варный парк 3 То же 1099,0 0,0024 66,5
Альметьевскнефть Тихоновский товар- ный парк Северо- Альметьевский то- 3 » 1049,3 0,0079 262,3
варный парк Миннибаевский то- 5 » 1082,6 0,0031 139,3
варный парк Миннибаевская ЦСП 5 » 1055,4 0,0084 227,6
ТХУ-З 2 УПС 1137,4 0,0057 72,0
Актюбанефть Бирючевский товар- ный парк 6 РВС 1159,9 0,0062 207,4
То же 4 Насос 1113,6 0,0027 352,0
Павловский товарный парк 14 УПС 1115,5 0,0058 144,0
То же 20 РВС 1143,6 0,0041 89.3
Сулеевнефть Сулеевский товарный парк Якеевский товарный 3 Насос 1074,9 0,0057 126.6
парк 3 » 1075,3 0,0029 18,2
Елховнефть
Кичуйский товарный парк 2 » 1122,0 0,0030 78,0
Акташский товарный парк 2 » 1119.4 0,0024 133,0
Джалильнефть Чишминский товар- ный парк 2 » 1146,8 0,0054 284,0
Иркеннефть
Кама-Исмагилов- ский товарный парк 2 » 1087,6 0.0168 9,0
То же 2 РВС 1071,6 0„0043 13,0
20
Продолжение таблицы 1.4.
1 2 3 4 5 6
Карабашский товар- ный парк 3 Насос 1055,3 0,0032 21,5
Го же 6 УПС 1042,6 0,0042 55,0
Бавлынефть ГХУ-3 2 РВС 1080,8 0.0010 34,0
ЭЛОУ-2 2 Насос 1120.1 0,0014 61,0
Азнакаевскнефть Азнакаевский товар- ный парк 2 » 1082,6 0,0027 141,5
Го же 2 » 1081,4 0,0064 —
Среднее значение 0,0046 130,3
счет сведения к минимуму испарения углеводородных фракций.
Величина уноса капельной нефти потоком газа увеличивается при
перегрузке сепаратора жидкости вследствие неравномерного рас-
пределения продукции скважин, поступающей в параллельно рабо-
тающие сепараторы. В сепарационных же установках, недогружен-
ных по жидкости, в частности, по объектам верхних горизонтов,
повышенный капельный унос объясняется несовершенством сис-
тем регулирования уровня раздела фаз «нефть-газ» в аппаратах, а
также повышенной вязкостью и обусловленной этим пенистостью
нефти.
В табл. 1.5 приведены результаты исследований, выполненных
на промыслах. Величина потерь нефти от уноса в среднем по объе-
динению составляла 3,8 г на 100 м3 газа и колебалась по отдельным
НГДУ в широких пределах.
Таблица 1.5.
НГДУ Горизонт Давление сепарации, МПА Количество определений Величина уноса капельной нефти, г/100 м3
Лениногорскнефть С 0,22 12 1,143
» Д 0,32 16 2,852
Иркеннефть С 0,15 9 0,672
Елховнефть Д 0,25 13 7,535
Сулеевнефть д 0,22 8 1,249
» С 0,15 12 2,190
Акпобанефть д 0,40 16 0.732
Ьавлынефть д 0,15 7 15,206
21
Испарение легких фракций углеводородов в резервуарах как в
технологических, так и товарных колеблется от 3,04 до 5,83 кг/т, а
в среднем составляет 4,91 кг/т. Оно определяется методом отбора
проб нефти до и после объекта исследования в специальные пробо-
отборники и, сравнивая углеводородные составы, устанавливают
количественное содержание испарившихся углеводородов.
Остальная часть 48,47 кг/т переходит в широкую фракцию
легких углеводородов и остается в товарной нефти, что составляет
43,87% от пластовых ресурсов.
Как уже отмечалось выше, нефтяной газ после ступеней сепа-
рации компримируется и направляется в напорные газопроводы на
Миннибаевский газоперерабатывающий завод. При транспорте из
газа выпадает некоторое количество углеводородного и водяного
конденсата. На входе установлен общий коллектор. От него газ по-
ступает в газовый сепаратор, где отделяется капельная жидкость.
Затем газ направляется на переработку, а жидкость - в промкана-
лизацию. Количество жидкости, сбрасываемой из заводского газо-
вого сепаратора, не замеряется. Была поставлена задача экспери-
ментально, в промысловых условиях, замерить количество жидко-
сти, выпадающей в газопроводах при транспортировке газа от ком-
прессорных станций (КС) до завода. Для этого был выбран газо-
провод КС-24-ГПЗ протяженностью 40,3 км. По нему транспорти-
ровалось до 1 млрд, м3 газа в год, т.е. около 280 тыс. м3 в сутки.
Давление в трубопроводах составляло 0,3 МПа.
По трассе газопровода было установлено 23 дрипа с конденса-
тосборниками. Частота продувки определена технологическими
документами. Продувка конденсатосборников осуществляется че-
рез трубки диаметром 50 мм. Замеры выполнялись дважды. Первая
серия измерений осуществлена в летний период. Газопровод перед
началом исследований был предварительно очищен от водяного и
углеводородного конденсатов продувкой в течение 10-13 часов.
Термобарические условия в начале газопровода: давление - 0,29
МПа, температура - 40°С. Замер количества конденсата выполнял-
ся заполнением из продувочных линий специальной мерной емко-
сти объемом 40 л. Последовательность измерений количества вы-
падающего конденсата была принята от завода к промыслу. В кон-
денсатосборниках от № 23 до № 11 конденсата не обнаружено.
Всего было замерено 2695 л конденсата. Из этого количества объем
углеводородного конденсата составил 1865 л. Были отобраны про-
22
бы газа в начале и в конце газопровода на хроматографический
анализ, а также пробы конденсата на количественное определение
водяного и углеводородного конденсата.
Повторная серия замеров была выполнена позже. Условия: Р =
0,292 МПа, Т — 52°С. Газопровод за сутки до проведения замеров
был очищен от жидких углеводородов и воды. Затем продувался
конденсат из каждого конденсатосборника. Всего было обнаруже-
но 2145 л конденсата, из них 1520 л - углеводородного. Как при
первой, так и при второй серии исследований до конденсатосбор-
ника № 10 выпадения конденсата не наблюдалось. Основная масса
водяного конденсата (90%) приходилась на конденсатосборник
№2, т.е. на расстоянии 1600 м от КС. Проведенные исследования
подтвердили, что количество выпадающего конденсата в газопро-
водах зависит как от температуры газа после КС, так и от темпера-
туры грунта. Если при первом исследовании, проведенном в мае,
количество выпавшего конденсата равнялось 2965 л, то при втором
замере, проводившемся в июле, оно равнялось 2145 л, т.е. на 550 л
меньше. Если в первом случае температура газа по газопроводу
изменялась от 46°С в начале газопровода до 2°С в конце его, то во
втором случае - от 52 до 1 ГС соответственно [205].
Рис. 1.2. Гистограмма распределения потерь по источникам в % от общих потерь.
а - потери нефти: 1 - испарение в резервуарах; 2 - выделение остаточного газа в резервуарах
после последней ступени сепарации; 3 - унос газа и нефти с дренажной водой; 4 - унос ка-
пельной нефти газом; б - потери газа: 1 - конденсация в трубопроводе; 2 - в аппаратах ком-
прессорных станций, ремонт оборудования, газопроводов и др.; 3 - аварийные факелы; 4 -
при продувке конденсатосборников
23
На основании выполненных экспериментальных работ были
определены и уточнены источники потерь нефти и газа при добы-
че, подготовке, транспорте и замерены их величины. Структура
технологических потерь нефти (рис. 1.2) определена в результате
анализа данных по месторождениям РТ, из которых видно, что ос-
новными источниками технологических потерь нефти в нефтегазо-
добывающих управлениях являются резервуары промысловых то-
варных парков, на долю которых приходится 92,02% потерь. Ос-
новным источником потерь нефтяного газа является его конденса-
ция в газопроводе при транспортировке, где теряется 83,3% нефтя-
ного газа.
1.2. ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЕ И КОНТАКТНОЕ РАЗГАЗИРОВАНИЕ
Изменение давления и температуры нефти при её движении
как по стволу скважины, так и по системе промысловых трубопро-
водов сопровождается сложными процессами испарения и конден-
сации многокомпонентных углеводородных систем. При сниже-
нии, например, давления происходит процесс разгазирования (ис-
парения) нефти, в результате чего понижается температура газо-
нефтяной смеси. Изучение процесса разгазирования нефти в лабо-
раторных условиях обычно осуществляют в бомбе PVT двумя спо-
собами: контактным или однократным и 2) дифференциальным или
постепенным (многократным) [11].
Контактным называется такой процесс разгазирования нефти,
при котором суммарный состав смеси (газ + нефть) во время про-
цесса остается постоянным. Образующийся в бомбе PVT газ все
время находится в контакте с нефтью, из которой он выделился.
При дифференциальном разгазировании нефти суммарный со-
став фаз непрерывно изменяется, так как образующийся газ выво-
дится из системы по мере его выделения. В результате этого нефть
обогащается высококипящими компонентами, а с газом отводится
наиболее легкая её часть. Поэтому при дифференциальном разга-
зировании нефти количество газа всегда получается меньше (кри-
вая 2), чем при контактном (кривая 1) (рис. 1.3).
Так, например, одноступенчатую сепарацию приближенно
можно рассматривать, как контактный процесс разгазирования, а
многоступенчатую - как дифференциальный.
24
В соответствии с этим при оди-
наковых температурах и конечных
давлениях сепарации количество и
состав газа, выделяющегося из неф-
ти при одноступенчатой сепарации,
не совпадают с суммарным количе-
ством и составом газа, выделивше-
гося при многоступенчатой сепара-
ции.
Экспериментальные данные
показывают, что при дифференци-
альном разгазировании, в результате
сохранения в жидкой фазе бутанов и
пентанов, выход нефти увеличива-
ется до 5% (по весу) по сравнению с
Рис I 3 Разгазирование неф-
ти в бомбе PVT
I - контактное разгазирование,
2 - дифференциальное
разгазирование
контактным разгазированием.
Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших
давлениях (0,4-0,9 МПа) с достаточной для практических целей
точностью можно производить по известному закону Рауля-
Дальтона (1.2)
Pyt - Х1Р1,
(1.2)
установившему, что парциональное давление г-го компонента в
паровой фазе (Pyt) равно парциональному давлению того же ком-
понента в жидкой фазе (х,Р,), где Р - общее давление смеси; Р, —
давление насыщенного пара г-го компонента над жидкостью в чис-
том виде; у, и х, - мольные концентрации i-го углеводорода соот-
ветственно в газовой и жидкой фазах в долях единицы.
Из уравнения (1.2) следует, что распределение углеводородов
между фазами двухфазной равновесной системы при данной тем-
пературе протекает в соответствии с парциальным давлением паров
углеводородов и их мольными концентрациями. При нарушении
равновесия в системе, вызванного изменением температуры или
давления, начинается перераспределение углеводородов между фа-
зами, которое продолжается до тех пор, пока снова не восстановит-
ся равновесное состояние данной системы.
Таким образом, по уравнению (1.2), зная температуру, давле-
ние смеси и концентрацию компонента в одной фазе, можно найти
25
концентрацию этой фазы в другой.
Действительно, пусть имеется состав жидкой фазы
X, + х2 +... + хп =1,
где X/, х2...х„ — мольная концентрация компонентов, доли единицы.
И пусть давление насыщенных паров компонентов при данной
температуре в жидкой фазе равно соответственно PIt Р2, .... Рп.
Тогда общее давление паров такой смеси по закону Рауля-
Дальтона будет
Дальтона Рауля
Р = Р}+Р2 +... + Рп -х1Р1 + х2Р2 +... + хпРп
или
Р = ХХ‘Р>-
Это уравнение называют уравнением начала контактного раз-
газирования. Оно характеризует давление, при котором из нефти
при фиксированной температуре выделяются газообразные компо-
ненты.
Из уравнения Рауля-Дальтона следует, что если известно об-
щее давление смеси, то по уравнению (1.2) можно найти концен-
трацию всех компонентов, находящихся в равновесном состоянии в
паровой фазе
(1-4)
При этом состав паровой фазы считается известным, т.е.
у, +у2 +... + К =1.
В то же время, если известен состав паровой фазы, то состав
жидкости, контактирующей с газом, находят из выражений (1.5)
х. =
х2 =
У11
Л
у2р
р2 .
(1.5)
26
ИТ.Д.
Складывая концентрации в жидкой фазе, получим (1.6)
(1-6)
Отсюда, если известен состав газовой (паровой) фазы, то об-
щее давление смеси будет (1.7)
Зная общее давление паров, концентрацию компонентов в
жидкой фазе рассчитывают по выражению (1.5).
Уравнение (1.7) называют уравнением конца однократного
разгазирования или уравнением начала однократной конденсации.
Оно характеризует величину общего давления насыщенных паров
смеси при данной температуре.
Уравнения равновесия (1.2) - начала однократного разгазиро-
вания (1.3), а также конца однократного разгазирования (1.7) опи-
сывают поведение лишь простых углеводородных систем при
сравнительно низких давлениях (0,4-0,9 МПа).
Для давлений в системе выше указанных используют так на-
зываемые константы равновесия или коэффициенты распределе-
ния.
Константа фазового равновесия. Характеризуется отношени-
ем мольной доли i-го компонента в газовой фазе у, к мольной доле
того же компонента х, в жидкой фазе при данной температуре и
давлении (1.8)
=- = /(Л0-
(1.8)
Уравнения равновесия (1.4) и (1.8) для двухфазной многоком-
понентной углеводородной системы можно записать в следующем
виде:
27
(1.9)
Из выражения (1.9) следует, что если К,>\, то рассматривае-
мый компонент будет иметь более высокую концентрацию в паро-
вой фазе, чем в жидкой, а при К,<Л, наоборот, концентрация этого
же компонента в жидкой фазе будет больше, чем в газовой.
Для количественной оценки распределения углеводородов ме-
жду жидкой и паровой фазами при данной температуре и давлении
обычно принимается 100 молей углеводородной смеси. Обозначив
через z, процентное содержание каждого углеводорода в смеси и
через L и V число молей соответственно жидкой и паровой фаз,
можем записать (1.10), (1.11)
Z + F-100, (1.10)
£z,=100. (1.11)
л
Уравнение материального баланса для каждого компонента
смеси будет иметь вид (1.12)
Z, = £х, +Vyt. (1.12)
Подставляя в уравнение (1.11) значения величин из формулы
(1.8) у, = Ад, или х, = у, /К,, а также учитывая, что V = 100 ~ L или L
= 100 - V, и исключая из (1.12) сначала члены, относящиеся к па-
ровой фазе, а затем члены, относящиеся к жидкой фазе, получим
(1.13-1.14)
Z, =(100-Г)^- + ГЛ, (1.13)
К
Z, =£х,+(100-£)х,/С,. (114>
28
Решая эти уравнения относительно х, и у„ получим уравнения
концентраций в жидкой и паровой фазах (1.15-1.16)
г.
ЮОК, + (1-А’,)£’
Z,
100 f, 1 \
--+ 1 L
К, I к,)
(1.15)
(1.16)
Учитывая, что х, и у, обозначают мольные концентрации угле-
водородов в жидкой и паровой фазах в долях единицы, можно за-
писать (1.17)
1~п /-П 1=п
£>-. =£x=£z,=i. ел?)
/=1 1=1 1=1
Иногда для облегчения решения задачи распределения z-ых
компонентов в газовой и жидкой фазах при изменении температу-
ры и давления в сепараторе уравнения (1.15) и (1.16) для одного
моля представляют в виде (1.15а-1.16а)
1—П i=n у
Ух, = У----------'------= 1, (1.15а)
/С,-£(/С,-1)
t-n i-n Т IS
n=1- <116а)
/=| ,=i 1 + V 1)
Используя уравнения (1.15а) и (1.16а), количество жидкой фа-
зы £ или паровой фазы V = 1 - £ может быть определено методом
итерации (постепенных приближений), при этом одновременно по-
лучают также и значения концентрации компонентов в жидкой х, и
паровой у, фазах.
Принимается следующая последовательность в расчетах по
уравнениям (1.15а) или (1.16а):
- задаются мольным или массовым составом смеси углеводородов;
29
- выбирают графики или таблицы по определению констант равно-
весия, например, «Атлас констант равновесия углеводородов»
Американской ассоциации природного газолина NGAA;
- по данным графикам, а также известной температуре и давлении
смеси определяют величины К, для каждого компонента в отдель-
ности;
- задаются произвольной величиной газовой фазы или жидкой
L(V+L = 1) в пределах 0,45-0,55 и, решая одну из систем уравнений
(1.15а) или (1.16а), находят xt или
/-1
1~п
- если в результате расчета xt = 1 или
У у, = 1 , то задача
решена правильно и принятые произвольные величины V и L вер-
/х, 1 или
ны; если же
. '=1
yt Ф 1 , то принятые произволь-
ные значения V и L не верны, тогда принимают другие произволь-
ные значения этих величин и расчет повторяют [11].
В связи с большой трудоемкостью расчеты изотерм конденса-
ции многокомпонентных углеводородных систем проводят с при-
менением электронно-вычислительных машин по определенным
программам.
1.3. ФАЗОВЫЕ СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
И РАСЧЕТЫ РАЗГАЗИРОВАНИЯ НЕФТИ
Расчет процессов разгазирования нефти представляет актуаль-
ную проблему в проектировании систем сбора и подготовки про-
дукции добывающих скважин.
Компонентный состав нефти и газа. При известных составах
жидкой фазы (нефти) до и после сепарации состав выделившегося
из нефти газа можно рассчитать по уравнению
!НН ОН 1Н ОНИ
(1-18)
где: Nl? - молярная доля z-го компонента в выделившемся из нефти
30
газе; Л',н,.; N,H - молярные доли z-го компонента в пластовой и сепа-
рированной нефти соответственно; N„„,\ NOII - молярные доли неле-
тучего остатка в пластовой и сепарированной нефти соответствен-
но.
Для расчета состава пластовой (газонасыщенной) нефти по
известному составу выделившегося газа, молярной массе сепари-
рованной нефти и константам фазового равновесия можно исполь-
зовать уравнение (1.19)
(1-19)
I де К, - константа фазового равновесия /-го компонента при стан-
дартных условиях [12].
Если известна молярная масса сепарированной нефти, то вме-
сто (1.19) можно использовать (1.20)
1_______120_____
//и°-11го+12о( kJ
(1.20)
где д, - динамическая вязкость нефти при стандартных условиях,
мПа-с.
Молярная доля остатка в этом случае определяется уравнени-
ем (1.21)
<,21>
/=1
молярная масса остатка в нефти (1.22)
1—
= Ч, ’ (1 -22)
1-У -
К,
31
где г - число летучих компонентов в нефти.
Задача. Рассчитать состав выделившегося из нефти газа, если
состав нефти до и после разгазирования известен (табл. 1.6.)
Решение. Используя (1.18), определяют молярную долю ком-
понентов в выделившемся из нефти газе, например, сероводорода:
0,16 0,8273 - 0 0,5951
0,8273 -0,5951
Таблица 1.6
Молярное содержание компонентов, % Параметры
Состав нефти Расчетный состав выделившегося газа
до разгазирования после разгазирования
H2S 0,16 — 0,57
со2 0,14 — 0,50
n2 3,66 — 13,04
сн4 5.59 19,92
С2Н4 7,02 0.86 22,95
С3Н3 7,81 2,23 22,11
1С4Н10 1,05 0,66 2,05
С4Н10 5,16 4,02 8,08
С5Н|2 1,96 2,10 1,60
i С5Н12 4,36 4,30 4,51
С6Н|4 3,58 3,10 4,81
С7 + высшие 59,51 82,73 - 1
Результаты аналогичных расчетов содержания других компо-
нентов в газе представлены в табл. 1.6.
Задача. Рассчитать компонентный состав пластовой нефти,
если газонасыщенность её Г„ = 107 м3/м3, молярная масса сепари-
рованной нефти Мн = 250 кг/моль, её плотность в стандартных ус-
ловиях р„ = 860 кг/м3, а объемное содержание компонентов в газе
однократного разгазирования нефти до атмосферного давления при
20°С следующее (Q): метан 50, этан 26,8, пропан 11,3, изобутан 1,3,
бутан 3,9, пентан 6,7.
Решение. По (1.19) может быть сразу же рассчитан состав пла-
стовой нефти, если использовать известные константы фазового
равновесия компонентов по [12], которые при 20°С и давлении 0,1
МПа будут: метан 174, этан 29, пропан 8,0, изобутан 2,8, бутан 2,0,
пентан 0,6. Вычисляют по (1.19):
32
2k.24=J6024 =
Ми Го 250-107
Тогда (1.19) примет вид
1 + 0,7716 -
/V = дг .-------„'
" 1 + 0,7716
откуда молярная доля метана в пластовой нефти составит
^сн.
, 0,7716
1 +-------
= 0,5-----= 0,248,
1,7716
этана
, 0,7716
1+ ------
= 0,268
1,7716
= 0,155.
В результате аналогичных расчетов молярный состав пласто-
вой нефти получается следующим: метан 0,284; этан 0,155; пропан
0,070; изобутан 0,009; бутан 0,030; пентан 0,034; остаток 0,368.
Молярная доля остатка нефти рассчитывается по (1.21)
NOHr = 1 - (0,284 + 0,155 + 0,070 + 0,009 + 0,030 + 0,084) = 0,368.
Задача. Сопоставить экспериментальные данные по определе-
нию компонентного состава пластовой нефти Алакаевского место-
рождения с рассчитанными по (1.19) и (1.20) при следующих ис-
ходных данных: газонасыщенность пластовой нефти (объем газа
при нормальных условиях) 69,1 м3/т; молярная масса сепарирован-
ной нефти 204 кг/кмоль; её плотность 840 кг/м3; вязкость сепариро-
ванной нефти при стандартных условиях 6,2 мПа с.
Данные по характеристике составов пластовой и сепарирован-
ной нефти и газа однократного разгазирования пластовой нефти
при 20°С представлены в табл. 1.7.
33
Таблица!7
Молярный состав, % Система
Эксперимент Расчет
Газ Нефть Константы фазового равновесия Нефть пластовая
сепари- рованная п насто- вая Расчет но (1 19) Расчет по (1 20)
1 2 3 4 5 6 7
H2S 2.1 — 0,81 24.5 0,86 0,87
СО2 1,3 — 0,5 71,0 0,51 0,51
N: 9,1 — 3,4 620,0 3,52 3,54
СН4 20,3 — 7.63 174,0 7,92 7,94
С2Н6 27,7 0,83 10,98 29,0 11,29 11,33
С2Н8 24,8 3,41 11,67 8,0 11,48 11,52
IC/JHjo 1,8 0,74 1,23 2,8 1,09 1,09
СДйо 8,3 4,13 5,74 2,0 5 75 5,76
•CsHjo 1,4 3,13 2,45 0,8 1,61 1,61
С5Н12 1,5 6,9 4,85 0,6 2,11 2,11
С6Н14 1,7 3,08 2,64 0,1 6,45 6,44
С7 + выс- — 77,78 48,10 — 47,41 47,28
шие
Всего 100 100 — 100 100
Молярная 140 — — -
масса.
кг/моль
Решение. Для расчета состава пластовой нефти по (1.19) и
(1.20) необходимо знать константы фазового равновесия отдельных
компонентов [12, 13], а константу сероводорода рассчитать сле-
дующим образом (1.23)
Кн^ = 13,431(«! + аг К с1Н(, )(а3 +а4Кс,нк), (1.23)
где
- Ксн - Ксн
г Г С2И6 . Г/* сЗ//8 .
lx. C'lHf. — > ’
16,2588 8,665
а, =1,67-IO'3; а2 = 0,9882;
а3 = 1,0331; а4 =-0,8977 10-3,
К„ s = 13,431(1,6767-10-’ + ^1-29X1,О331=<,^528) = 24,5 .
16,2588 8,6658
34
Для удобства расчетов преобразовывают (1.19) и приводят к
следующему виду:
22 4 1
Ктн =Nr 1-----------—-------г (1 - -) ,
22,4 + Мн Гт -1О3 К
где: Гт - газонасыщенность пластовой нефти (объем газа приведен
к нормальным условиям), м3/т; 22,4 - объем киломоля газа при
нормальных условиях, м3/кмоль. Тогда молярная доля сероводоро-
да в пластовой нефти составит
________22,4_________
22,4+ 204-69,1-0,001
0,86%.
Так как в этой формуле меняются только два параметра, то
NIIIH = N„ 1-0,61376 (1-—) .
lllti /<. ' X Z
Определяют молярную долю двуокиси углерода в пластовой
нефти
N,
= 1,3 1-0,61376 (1--) =0,51%.
71
Результаты аналогичных расчетов для других компонентов
нефти представлены также в табл. 1.7.
Состав пластовой нефти по (1.20) определяют аналогично (см.
табл. 1.7).
1.4. РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ГАЗА, ВЫДЕЛЯЕМОГО ИЗ НЕФТИ
В СЕПАРАТОРАХ, ПО КОЭФФИЦИЕНТУ РАСТВОРИМОСТИ
Многоступенчатую сепарацию применяют для удержания в
нефти тяжелых углеводородов (бутанов и пентанов). Чем больше
ступеней сепарации, тем больше выход нефти по сравнению с од-
нократным разгазированием. При использовании систем УЛФ на-
добность в многое гупенчатой сепарации отпадает, так как весь
35
суммарный объем углеводородов остается в распоряжении пред-
приятия.
Суммарное количество газа (свободного и растворенного), по-
ступающего в первую ступень сепаратора, определится по формуле
(1-24)
К,=ГО-(2И. (1.24)
Если нефть добывается с пластовой водой, то формула (1.24)
представится в виде (1.25)
( W
V =Г 1—— О ,
(1-25)
где: W— обводненность нефти, %; QM - расход жидкости (нефть +
вода). Количество газа, оставшегося в растворенном состоянии в
нефти на первой ступени сепарации V с учетом обводненности
нефти, составит (1.26)
( W А
V =a\PiQ1K 1------• (1-26)
Pl 1^1^, 100 J
Количество выделившегося из нефти газа на первой ступени
(1-27)
( W \ ( W Л
V.=V-VD =Г- 1----------а. ---- (1-27)
1 о Pf о । 100 у 100J v 7
Количество газа, выделившегося на второй ступени сепарации,
определится как разность величин растворенного газа на первой и
второй ступенях или разностью давлений на этих ступенях (1.28)
( W > ( W \
V2=Vn ------(XiPiQAi----~ О-28)
2 Pi рг ।* 1 100 у 100 у V 7
Для последующих ступеней имеем (1.29)
\ 1 xjxj у \ I W у
36
В формулах (1.24), (1.26), (1.27) и (1.29) обозначены: Го - газо-
вый фактор, приведенный к нормальным условиям, м3/м3; Vo - ко-
личество растворенного и свободного газа в нефти перед первой
ступенью сепаратора, м3/сут; Vp/, Vp2, , Vpn - количество раство-
ренного газа на различных ступенях, м3/сут; р1г р2, .... рп- давление
на различных ступенях, Па; Vj, V2, Vn - количество газа, выде-
ляемое из нефти соответственно при давленияхpt, р2, рп (в 1, 2,
..., и ступенях), м3/сут; , Q, ..., Qx - соответственно ко-
личество жидкости до первой ступени сепарации, а также количе-
ство жидкости на 1, 2, ..., п ступенях сепарации, м3/сут; at, а2, ....
ап - коэффициенты растворимости газа в нефти при условии сепа-
рации [мс2/кг; м3/м3-кгс/см2].
Примерные кривые растворимости газа в нефти Ги и воде Гв, а
также газовый фактор Г и коэффициент растворимости газа а при
различных давлениях в сепараторе и постоянной температуре пока-
заны на рис. 1.4.
Рис. 1 4 Ориентировочные коэффициенты растворимости газа а
в нефти и воде, газовый фактор Г при различном давлении и
температуре (t(>t2) в сепараторе.
Приближенно средний коэффициент растворимости газа в
нефти можно определить по формуле аср = Го!рнас, а более
точно а - Го/р, гдер„ас - давление насыщенности нефти, Па; Г„
~ количество растворенного газа в нефти; р - текущее давление, Па
[Н].
37
1.5. КОНСТРУКЦИИ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ ПРОМЫСЛОВЫХ
СЕПАРАТОРОВ
1.5.1. ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ГРАВИТАЦИОННЫЕ СЕПАРАТОРЫ
Рис. 1.5 Трап с тангенци-
альным вводом.
Вертикальные гравитационные сепа-
раторы (рис. 1.5) применяют для обуст-
ройства промыслов, в основном, при
двухтрубных системах сбора и устанав-
ливают на I, II и последующих ступенях
сепарации на скважинах или групповых
сборных пунктах. Сепараторы имеют две
основные модификации: ГТ - с тангенци-
альным вводом и ГЩ - с щелевым вво-
дом [22,25].
В результате исследования процесса
сепарации в вертикальных гравитацион-
ных трапах в промысловых условиях сде-
ланы следующие выводы:
1. С увеличением производительно-
сти сепараторов гравитационного типа по
жидкости увеличивается унос газа в окк-
людированном состоянии из-за отсутст-
1 - ВВОД ЖИДКОСТИ, 2 - ВЫХОД I
газа, 3 - выход жидкости, 4 - ВИЯ равновесия фаз.
отстойник, 5 - корпус 2. При увеличении площади контакта
фаз (поверхности аппарата или сливных
полок) в 5-6 раз дополнительное выделение газа из нефти составля-
ет только 10-15% от общего количества, остающегося в нефти.
3. Время пребывания нефти в вертикальном гравитационном
трапе не оказывает существенного влияния на выделение раство-
ренного газа, остающегося в ней из-за отсутствия фазового равно-
весия.
1.5.2. ГИДРОЦИКЛОННЫЙ СЕПАРАТОР
Гидроциклонный сепаратор производства Гипровостокнефти в
результате использования центробежных сил обеспечивает наибо-
лее высокую степень отделения газа от нефти [22, 25].
В технологической емкости газ очищается от капелек жидко-
сти, а нефть - от пузырьков и механических примесей. В емкости
38
предусмотрены устройства для уменьшения пенообразования.
Гидроциклонные сепараторы предназначены для работы на 1
ступени сепарации. По конструктивному исполнению технологи-
ческие емкости разделяются на двух-и одноемкостные.
В двухъемкостном сепараторе (рис. 1.6) нефтегазовая смесь
поступает в центробежный дегазатор, где идет процесс разделения
нефти и газа на самостоятельные потоки.
Нефть из центробежного дегазатора по сливной полке посту-
пает в уголковый разбрызгиватель, в котором разбивается на мно-
жество отдельных струек. Далее нефть через штуцер попадает на
сливную полку и по ней стекает в нижнюю емкость.
Рис. 1.6. Двухъемкостной гцдроциклонный сепаратор.
1 нижняя технологическая емкость, 2 - штуцер; 3 - верхняя технологическая
емкость, 4 - газоочиститель, 5 - уголковый разбрызгиватель, 6 - перфорированные
перегородки, 7,9 - сливные полки; 8 - центробежный дегазатор,
10- вертикальная перегородка
Газ, отделившийся от нефти в дегазаторе, проходит по верхней
части емкости, где под действием гравитационных сил из газа вы-
падают наиболее крупные капли жидкости. Перфорированные пе-
регородки служат одновременно для очистки газа и выравнивая
объемной скорости газа. Зона перфорированных перегородок отде-
лена от зоны уголкового разбрызгивателя нефти горизонтальной
перегородкой, предотвращающей попадание брызг в газовую зону
при прохождении нефти через разбрызгиватель. Окончательная
очистка газа завершается в газоочистителе жалюзийного типа.
Принцип работы одноемкостного сепаратора аналогичен.
39
Двухъемкостные гидроциклонные сепараторы производитель-
ностью (по нефти) 400 м3/сут нашли широкое промышленное при-
менение в составе серийно выпускаемых блочных замерных уста-
новок типа ЗУ Г-5, «Импульс», «Спутник».
Производительность по нефти, по данным Гипровостокнефти,
может достигать 1000-1200 м3/сут при сохранении приведенной к
условиям сепарации скорости входа газонефтяного потока 10-30
м/с.
1.5.3. НЕФТЕГАЗОВЫЕ СЕПАРАТОРЫ ЦКБН
Нефтегазовые сепараторы конструкции Центрального конст-
рукторского бюро нефтеаппаратуры (ЦКБН) [ 14] имеют проектную
производительность 2000, 5000, 10000. 20000 и 30000 т/сут по неф-
ти при объемах емкостей соответственно 8, 14, 28, 56 и 80 м3, дав-
лениях - 0,6; 1,6; 2,5; 4,0; 6,4 МПа и температурах от 0 до +100°С.
Они предназначены для отделения газа от нефти на 1 ступени сепа-
рации и качественной очистки газа перед подачей его в выходной
трубопровод (рис. 1.7.).
Рис. 1.7. Нефтегазовый сепаратор ЦКНБ.
1 - вводный штуцер; 2 - сливные полки; 3 - фильтр газа грубой очистки:
4 - штуцер выхода г аза; 5 - фильтр газа тонкой очистки;
6 - штуцер выхода нефти; 7 - корпус; 8 - люк-лаз.
Сепаратор представляет собой горизонтальный аппарат, внут-
ри которого непосредственно у вводного штуцера смонтированы
сливные полки, обеспечивающие выделение основного количества
газа. У штуцера выхода газа смонтированы вертикальный и гори-
зонтальный фильтры очистки газа. Штуцер выхода нефти оборудо-
ван устройством, предотвращающим образование воронки.
Нефтегазовая смесь поступает через вводный штуцер на слив-
40
ные полки, где и происходит основное выделение газа. Далее нефть
движется по аппарату, занимая по высоте приблизительно полови-
ну диаметра, при этом из нефти выделяется газ, не успевший выде-
литься ранее. Выделившийся газ вместе с частицами нефти, кото-
рые находятся во взвешенном состоянии, поступает на фильтры
грубой и тонкой очистки газа. Очищенный газ через штуцер выхо-
да газа выводится из аппарата. Дегазированная нефть через штуцер
выхода нефти, расположенный в нижней части, также выводится из
сепаратора.
Следует отметить, что фактическая производительность сепа-
раторов ЦКБН, эксплуатируемых на месторождениях Западной
Сибири, меньше проектной в 3-4 раза. Для увеличения их произво-
дительности непосредственно на промыслах устанавливают уст-
ройства предварительного отбора газа.
1.5.4. ПОЛОЧНЫЙ СЕПАРАТОР
Полочный сепаратор Грозненского нефтяного института (рис.
1.8.) имеет наклонные полки для увеличения поверхности контакта
газ-жидкость и для предотвращения ценообразования при сливе
жидкости из верхних секций сепаратора в нижнюю, накопитель-
ную [14].
Рис. 1.8. Полочный сепаратор Грозненского нефтяного института.
1 - входной патрубок; 2 - перегородка; 3 - пеногасительные решетки,
4 - полка; 5 - газовыходы; 6 - перегородка; 7 - каплеотделителн;
8 - регулятор уровня; А, Б. В. Г - отсеки сепаратора.
Работает сепаратор следующим образом: газонефтяная смесь
поступает в приемный отсек А под слой жидкости через входной
41
патрубок, опущенный почти до низа сепаратора. Отделившаяся
жидкость перетекает через перегородку в отсек Б, снабженный ре-
шетками для гашения пены. Разрушение пены способствует луч-
шему выделению газа из жидкости. Далее жидкость через горизон-
тальную щель перетекает в отсек В, где она разливается по полке, а
с нее перетекает на полки, расположенные ниже. При движении
жидкости тонким слоем по полкам создаются благоприятные усло-
вия для выделения газа из жидкости и массообмена между газом и
жидкостью, так как площадь раздела фаз в таком сепараторе очень
велика. Выделившийся газ поднимается в верхнюю часть сепарато-
ра через газоходы, предусмотренные в полках [14].
Камера отбора жидкости Г отделена от отстойника отсека пе-
регородкой для предотвращения возмущающих явлений в зоне от-
стоя. Отделившийся газ из всех отсеков проходит через каплеотде-
лители, которые изготавливают из проволочной коалесцирующей
набивки.
Уровень жидкости в сепараторе в отборном отсеке поддержи-
вается поплавковым регулятором уровня, соединенным с заслонкой
на нефтяной линии.
Управление технологическим режимом в сепараторах автома-
тизировано. Предусмотрена сигнализация на диспетчерский пункт
о количестве поступающей жидкости и изменении давления в ап-
парате.
Производительность сепараторов по жидкости составляет 5000
т/сут, рабочее давление 1,6-6,4 МПа, газовый фактор от 100 до 500
м3/м3.
1.5.5. БЛОЧНАЯ СЕПАРАЦИОННАЯ УСТАНОВКА УБС
Блочная сепарационная установка УБС ТатНИИнефтемаша
предназначена для 1 ступени сепарации нефти с одновременным
оперативным учетом продукции в системах герметизированного
сбора и транспортирования нефти и газа (рис. 1.9.) [14].
Разработан нормальный ряд установок УБС на производитель-
ность по жидкости от 2 до 16 тыс. м3/сут и давление от 0,4 до 1,6
МПа.
Установка блочная сепарационная с предварительным отбором
газа УБС-16000/16 выполнена в моноблоке и состоит из устройства
предварительного отбора газа, технологической емкости, каплеот-
42
бойника, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и
управления. Устройство предварительного отбора газа расположе-
но на нисходящем участке трубы. Такая компоновка обеспечивает
наилучшее качество разделения нефти и газа. Устройство для от-
бора газа представляет собой трубу диаметром 700 мм, длиной 15
м, установленную под углом 3°.
Рис. 1.9. Установка блочная сепарационная с предварительным
отбором газа УБС - 16000/16.
1 - устройство предварительного отбора газа, 2 - технологическая емкость;
3 - задвижка. 4 - лоток; 5 - предохранительный клапан; 6 - труба для установки
датчиков и регулятора уровня, 7 - каплеотбойник, 8 - перегородка; 9 - полка
Технологическая емкость - цилиндрический сосуд диаметром
3000 мм и длиной 11,4 м. С наружной части емкость имеет патруб-
ки для ввода нефтегазовой смеси, газа, выхода нефти, газа, для
пропарки, дренажа и системы контроля и управления. Для профи-
лактического осмотра и ремонта имеются по торцам два люка-лаза.
Внутри технологической емкости находятся лоток для распределе-
ния поступающей продукции, полки и система перегородок для
более полной сепарации нефти от нефтяного газа.
Для предотвращения недопустимого повышения давления в
емкости установлены четыре предохранительных клапана. Для ис-
следования эффективности работы сепаратора в различных режи-
мах предусмотрены пробоотборники и штуцеры для установки
контрольно-измерительных приборов.
На сепараторе с помощью опор установлен каплеотбойник,
представляющий собой емкость с внутренним диаметром 1600 мм
и длиной 3’00 мм, в котором установлены два сетчатых отбойника.
Для слива отделившейся нефти и для ввода газа, выделившегося в
43
технологической емкости, в нижней части каплеотбойника имеют-
ся два патрубка диаметром 100 мм и один патрубок диаметром 450
мм. На емкости оборудуют площадку для обслуживания. Сам ап-
парат устанавливают горизонтально на двух опорах на высоте 800
мм от земли.
Работает установка следующим образом. Газожидкостная
смесь от скважин поступает в устройство предварительного отбора
газа, в котором происходит разделение жидкости и газа. Отделив-
шийся газ отводится по вертикальному стояку в каплеотбойник, где
очищается от капельной жидкости и направляется в газопровод.
Нефть из устройства предварительного отбора газа поступает в
технологическую емкость и по лотку и полке, где происходит до-
полнительная сепарация нефти и газа, стекает в её нижнюю часть.
Наличие лотка с направляющими пластинами и заслонкой способ-
ствует гашению пульсации, а полки - увеличению свободной по-
верхности.
Газ, выделившийся в емкости, через каплеотбойник направля-
ется в газопровод, разгазированная нефть — в нефтепровод.
На газовой линии между каплеотбойником и устройством
предварительного отбора газа имеются две задвижки для направле-
ния газа из устройства предварительного отбора газа в каплеотбой-
ник или в нефтегазовый сепаратор.
1.5.6. СЕПАРАТОРЫ С ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫМ ОТБОРОМ ГАЗА
Высокие темпы добычи нефти требуют, как правило, громад-
ных капиталовложений в строительство систем промыслового хо-
зяйства. Затраты на строительство одного комплексного сборного
пункта производительностью 45-50 тыс. м3/сут составляли, напри-
мер, в условиях Западной Сибири 700-800 тыс. руб. (1978 г.)
Уменьшение металлоемкости сепарационного оборудования путем
повышения производительности аппаратов приобретает в этих ус-
ловиях исключительно важное значение, так как оно ведет не
только к значительному сокращению капитальных вложений, но и
способствует ускорению темпов обустройства и ввода в эксплуата-
цию месторождений [46].
В результате исследований, выполненных в СибНИИНП, уста-
новлено, что единичная производительность сепаратора по жидко-
сти для условий Западной Сибири должна составлять не менее 20
44
тыс.м3/сут, а для таких месторождений, как Самотлорское - 30-35
тыс. м3/сут [4, 197, 198].
Существенное увеличение производительности сепарацион-
ных установок может быть достигнуто путем применения вводов
специальной конструкции и устройств, использующих эффект
внутритрубопроводной сепарации, т.е. устройств предварительного
отбора газа [1, 2, 3, 8, 9, 27, 28, 29, 32, 33, 35, 36, 37, 42, 44, 45, 46,
47, 48].
Схемы устройств предварительного отбора газа основаны на
существовании в трубопроводе раздельной или раздельно-
волновой структуры потока.
На основании анализа известных решений и специальных ис-
следований СибНИИНП была предложена конструкция устройства
предварительного отбора газа (УПО) на нисходящем трубопроводе
и подачи его в отдельный аппарат - каплеуловитель (рис. 1.10).
Устройство разгружает сепараторы по газу, уменьшает пенообра-
зование при вводе смеси в аппарат и создает условия для равно-
мерной загрузки параллельно работающих сепараторов. Единичная
производительность сепаратора в результате применения УПО мо-
жет быть увеличена в 1,5-2 раза.
Рис. 1.10. Сепарационный узел с устройством предварительного отбора газа.
1 - подводящий трубопровод; 2 - стабилизирующий трубопровод; 3 - экран;
4 - вертикальный отвод, 5 - газоотводящий трубопровод, 6 - аппарат-каплеуловитель;
7 - фильтр; 8 - каплеотбойник; 9 - нефтегазовый сепаратор, 10 - наклонный трубопровод;
1 - газ иа ГПЗ, II - нефть; 111 - нефть+конденсат.
Промышленные испытания такого устройства были выполне-
ны на дожимной насосной станции ДНС-1 и комплексном сборном
пункте КСП-9 «Нижневартовскнефть». На ДНС-1 УПО испытыва-
лось как с отбором, так и без отбора газа в комплекте с сепараци-
45
онной установкой конструкции Гипротюменьнефтегаза СУ-20000,
а на КСП-9 - в комплекте с двумя сепараторами ЦКБН.
На рис. 1.11 показаны экспериментальные зависимости оста-
точного газового фактора от удельной нагрузки по жидкости (от-
ношение суточной производительности сепаратора к его объему),
из которых видно, что УНО способствует более полному выделе-
нию газа в сепараторе. Это имеет место за счет снижения скорости
ввода и устранения интенсивного перемешивания газожидкостной
смеси, а также - частичной нейтрализации дробления газовых пу-
зырьков в аппарате. Уменьшение газового фактора оказалось суще-
ственным лишь при удельных нагрузках 100 м3/сут-м3 и более. При
нагрузках 50-60 м3/сут м3 предварительный отбор газа практически
не оказывает влияния на величину остаточного газового фактора
[4].
Рис. 1.11. Зависимость остаточ-
ного газового фактора от удель-
ной нагрузки сепаратора по
жидкости с применением УПО
(1) и без него (2).
В таблице 1.8. приведены данные по содержанию капельной
жидкости в газе на выходе из сепаратора при работе с УПО и без
него по КСП-9.
Таблица 1.8.
Нагрузка на сепаратор по жидкости. м3/сут Содержание капельной жидкости, мг/м3
без УПО с УПО
6200 7300 -
12800 1350 60
25667 200000 50-100
Как видно из таблицы 1.8, увеличение единичной производи-
тельности сепаратора до 25667 м3/сут при работе без УПО приво-
46
дит к резкому увеличению уноса капельной жидкости. При вклю-
чении У ПО унос уменьшается до 50-100 мг/м3. Поэтому, разгружая
сепаратор по газу и устраняя перемешивание смеси на его входе,
можно довести очистку газа в сепараторе до рекомендуемых норм
- 50 мг/м3. При этом газ, отбираемый из УПО, можно очищать в
существующих газовых сепараторах (каплеуловителях), обустро-
енных каплеотбойниками и фильтрами из металлической вязаной
сетки [4].
В результате
оказалось, что еди-
ничная производи-
тельность сепаратора
объемом 100 м3 (на-
пример, конструкции
ЦКБН) с применени-
ем устройства пред-
варительного отбора
газа СибНИИНП
может быть доведена
до 20-25 тыс. м3/сут
по жидкости при
требуемом качестве
сепарации.
Интересные ре-
зультаты изложены
также в [5].
Горизонтальные
устройства предва-
рительного отбора
газа (ПОГ) испыты-
вали при расположе-
нии разделительного
трубопровода ниже
Уровня жидкости в
сепараторе (рие. 1.12
а)> когда газоотво-
дящие вертикальные
патрубки врезаются непосредственно в действующий подводящий
; пубопровод, и на уровне жидкости в нем (рис. 1.12 6).
Рис. 1.12. Конструкции устройства предваритель-
ного отбора газа.
а, б - горизонтальные с отбором газа ниже уровня и на
уровне жидкости; в, г - наклонные с отбором газа ниже
и выше уровня жидкости.
47
При наклонном нисходящем расположении устройства точки
отбора газа могут располагаться тоже ниже или выше уровня жид-
кости в сепарационной емкости (рис. 1.12 в, г).
Особенностями размещения устройства и точек отбора газа
определяется характер отбора газа: регулируемый и нерегулируе-
мый (автомодельный режим). При расположении точек отбора на
устройстве ниже уровня жидкости в сепараторе необходимо для
образования в зоне отбора газового пространства уравновесить
противодавление столба жидкости ДЬ частичным прикрытием за-
движки на газоотводящей линии. В результате испытаний установ-
лено, что такое регулирование в процессе эксплуатации в условиях
пульсирующего и изменяющегося во времени характера поступле-
ния газожидкостной смеси является трудно осуществимым и нена-
дежным, не обеспечивает достаточно полного отбора газа (пример-
но 60% потенциала).
В устройстве с восходящим направлением потока точки отбора
газа расположены всегда ниже уровня жидкости, что исключает
возможность отвода газа из него без жидкостных пробок [4, 5].
Данные о работе устройств ПОГ, полученные в основном ме-
тодом зондирования, приведены в таблице 1.9.
Зонды устанавливали в наиболее характерных точках и вводи-
ли в устройство через специальные сальниковые устройства с за-
движкой. С помощью зондов определяли положение границы раз-
дела «газ-жидкость», а также осуществляли отбор проб газа и жид-
кости.
Горизонтальные устройства ПОГ в НГДУ «Уфанефть» рабо-
тают удовлетворительно, при тщательном контроле и регулирова-
нии обеспечивают отбор газа до 90%. Однако УПОГ аналогичной
конструкции в НГДУ «Южарланнефть» и «Нижневартовскнефть»
работают неустойчиво, причиной чего является:
- расположение УПОГ значительно ниже уровня жидкости в
сепараторах, что создает трудности в регулировании отбора газа,
особенно на Самотлорском месторождении;
- большая скорость течения газожидкостной смеси в подво-
дящем коллекторе (на Самотлорском месторождении - до 6-7 м/с).
Для оценки влияния скорости движения газожидкостной смеси
в подводящих трубопроводах были проведены следующие экспе-
рименты. На подводящих коллекторах КСП-10 перед УПОГ были
установлены пробоотборные вентили, которые располагали по ок-
48
6t
'g n Q Д — 2 п2т"",о2и = a^S^g^S g - S « < v g = чЙ <8 S 2, n < 3 x * 42 2 1 '< - — S = n - », 3 x ~ Z ~ n - 5 r. - •о о ж -.c £2SS2G2'e- n S 8 °S sSStSsS» \ J S 5 _ S *< —< шш о Д т Д т *< W и Э и» scW^X.^6!Mri g f s s g £g = og s1j § i И §ц=ЬМ s ® s а У X 2 » '*' Объекты
-J Ui ООО У юл наклона устройства
г? £X gi^S? - it Иг* a 8g 2 " « § = ел О X M w Sc S3 Sc NJ « о viHuvM дель- но среднего уровня в сепараторе Расположе- ние точек отвода газа
^~n s in c; — <*» 4* *- R ? ? E X й J* .°' J* r-> g ~ <2 g “— bJ la. ее o> 2 ° 2 ° UMCUH, тыс м’/с Расход газонеф- тяной
0,83 0,87 0,48 0,61 0,93 0,865 Расходное газосодержание
2,0 1,5-4 2,2 1,1 60 В ПОДВО- I дящем i-рубо- проводе Скорост Мт 1
1,0 1.0 1,1 0,25 3,5 2,4 в уст- ройст- ве ь смеси, 'с
₽il!1 = s £ i = "S- f | H 2 S! т f = ° Унос жидкости газом из устройст- ва. г/м1
40 SO so SO SO SO О О О О 40 \q 'J СУ1 Степень отбора газа от потенциала %
ъ to & ts t, ts О О О С -£j О 5 О О О О’ о Проскальзывание свободною газа с жидкостью в сепа- ратор, %
09 «<• «ЕТ OStZ^S-CT'WlXniX 2 £ S " “ 2 о 2 3 j's.Q =.2 Х-е —1 ОЗч^ ВНУ-ЯЧЭНЭН о Е о so£iSo 3 3 st st э 3 S £ SC я SC sc X О X з- 7г о £ X s sc s 2 ° sc s ё Характер рас- слоения потока в устройстве
Таблица 19
Продолжение таблицы 1.9.
Объекты ! Угол наклона | устройства Расположе- ние точек Расход газонеф- О ± Q С- Скорость сме- си, м/с ОСТИ ?ойст- 1 Степень отбора газа от потен- циала, % вание гспя с CQ
отвода газа относитель- но среднего уровня в сепараторе тяной смеси, тыс м’/с Расход»' газосоде жание в подво- дящем трубо- проводе В уст- рой- стве Унос жидк газом из уст] ва, г/м Проскал ьзы свободною ЖИДКОСТЬ! сепаратор g 5 « 5 g.5 <s q o 2
I ступень сепарации КСН-10 коллектор №1 коллектор №2 коллектор №4 коллектор№6 коллектор №8 0 0 0 0 0 Ниже на 4,5 м 181,0 123,4 66,8 226,6 107,5 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 5,5 7,3 1,5 5,2 6,3 5,5 7,3 1,5 5,2 6,3 Большой унос в виде капель и пеиы Следы Большой унос В виде капель и пены 50-60 50-60 50-60 50-60 До 50 Неустой- чивый Неустой- чивый Устойчи- вый Неус- тойчи- вый
ружности трубы от верхней образующей до средней линии. Опре-
делено, что в коллекторе №4 при скорости движения газожидкост-
ной смеси 1,5 м/с в трубопроводе наблюдается раздельное течение
газа и жидкости. Режим течения спокойный, с невысокими волна-
ми. Диспергированная жидкость практически отсутствует как в га-
зе, выходящем из трубопровода, так и из депульсатора. В коллек-
торах №1, 2, 6, 8 при скорости 5-7 м/с наблюдался пробковый ре-
жим течения смеси. В газе, отбираемом как из трубопроводов, так
и из депульсаторов, содержание диспергированной жидкости весь-
ма значительно [4, 5].
Влияние скорости смеси в подводящем трубопроводе и де-
пульсаторе, а также расположения точек отбора газа сказываются и
на работе наклонного депульсатора. Полной картины о работе
УПОГ и характере движения газа и жидкости в них методом зон-
дирования получить невозможно из-за сложности процесса. По-
этому были проведены визуальные наблюдения за процессом на
стеклянной модели [4, 5].
Экспериментальная установка (рис. 1.13) состояла из стеклян-
ного УПОГ длиной 2 м, диаметром 0,08 м, концевого делителя фаз
перед ним длиной 1,6 м, центробежного насоса, системы трубопро-
водов, смесителя, счетчиков газа и жидкости, отстойного бака.
Патрубки для отвода газа были предусмотрены по всей длине де-
пульсатора для определения их оптимального расположения. В ка-
честве рабочей жидкости использовали смесь вазелинового и мо-
торного масел с кинематической вязкостью ~50 сСт. Сжатый воз-
дух подавался компрессором. Эксперименты и наблюдения были
проведены при различных углах наклона УПОГ на разных нагруз-
ках.
При наклонном восходящем расположении депульсатора (а0 =
10°) в нем наблюдалась пробковая структура течения газа и жидко-
сти. Четки газа движутся по верхней образующей трубы и при вы-
ходе в газопровод увлекают за собой пробки жидкости, в результа-
те чего в газоотводящем коллекторе наблюдается тоже пробковое
течение. Значительная часть газа проскальзывает с большой скоро-
стью мимо газоотводящих патрубков и в виде четок и пузырей
прорывается в сепаратор. Опыты с восходящим расположением
зепульсатора проводили в диапазоне расходных газосодержаний Р
= 0,5 - 0,95.
51
При горизонтальном расположении УПОГ опыты проводили в
диапазоне расходных газосодержаний от 0,67 до 0,99 и скорости
Рис 113. Характерные структуры восходящего (а), горизонтального (б),
нисходящего (в, г) потоков газожидкостной смеси в устройстве
I - стеклянный разделительный трубопровод (L=2,0 м, dv=0,08 м), 2 - успокоительный тру-
бопровод (L=l ,6 м, d,=0,07 м), 3 - газоотводящий патрубок, 4 - газоотводящий коллектор, 5
- стеклянная вставка, 6 - резервуар с жидкостью, 7 - центробежный насос, 8 - жидкостный
счетчик, 9 - смеситель, 10 - насос, 8 - жидкостный счетчик, 9 - смеситель, 10 - газовый
счетчик, В - воздух от компрессора.
смеси от 0,06 до 3,67 м/с, т.е. был охвачен весь диапазон нагрузок,
который может встретиться в промысловой практике. Работа i ори-
зонтального УПОГ характеризуется неустойчивостью границы
52
раздела газ-жидкость, возникновением волн и четок газа даже при
небольших расходах газа и жидкости. При ограничении отбора газа
граница раздела более устойчива, особенно при больших расходах
газа, но появляется опасность прорыва газа с жидкостью (что на-
блюдается и при работе горизонтальных УПОГ в промысловых се-
парационных установках). Унос жидкости в потоке газа из горизон-
тального УПОГ на всех режимах был высоким (унос наблюдался
визуально в виде движущейся пленки и брызг в стеклянной вставке
на газоотводящем трубопроводе). При наклонном нисходящем рас-
положении УПОГ наличие четкой границы раздела и газового про-
странства в зоне отбора обеспечило устойчивый режим работы
устройства. Наблюдения осуществляли в диапазоне скоростей сме-
си от 0,2 до 4,3 м/с и расходных газосодержаний от 0,57 до 0,99. С
увеличением угла наклона (в наших опытах от 2 до 9°) устойчи-
вость границы раздела повышается, высота поверхностных волн
уменьшается. Жидкость движется ровным слоем, причем высота ее
живого сечения (сегмента) с увеличением уклона уменьшается от
0,5 до 0,1 диаметра трубопровода. Унос жидкости с газом визуаль-
но не отмечался до скорости смеси примерно 2-2,5 м/с (Р < 0,9).
При увеличении скорости смеси и расходного газосодержания унос
жидкости возрастал, но в меньшей степени, чем при горизонталь-
ном расположении УПОГ. Особо следует отметить полное отсутст-
вие случая прорыва газовых пробок, пузырей и пены с жидкостью в
сепаратор, что обеспечивает спокойный ее ввод в него.
Отвод газа из наклонного УПОГ как по промысловым, так и
лабораторным данным целесообразно осуществлять из верхней зо-
ны, где загрязненность его наименьшая.
Таким образом, наиболее оптимальный режим работы наблю-
дается при наклонном нисходящем расположении УПОГ. Сниже-
ние скорости движения смеси в подводящем трубопроводе поло-
жительно влияет на работу УПОГ.
1.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ
И ДИАМЕТРА НЕФТЕГАЗОВЫХ СЕПАРАТОРОВ
При сепарации нефти и газа происходят выделение из нефти
растворенного и окклюдированного газа и очистка этого газа от
увлекаемой им распыленной жидкости. При этом используют раз-
личные слои, в основном гравитацию, инерцию и адгезию.
53
В зависимости от преобладающего влияния указанных сил на
процесс разделения нефти и газа сепараторы подразделяются на
гравитационные, инерционные (циклонные) и смешанные (наса-
дочные).
В соответствии с назначением в нефтегазовых сепараторах
имеются три зоны - секции: разделительная, осадительная и от-
бойная. В разделительной секции происходят отделение от жидко-
сти основной массы свободного газа и выделение из неё раство-
ренного и окклюдированного газа. Это достигается при помощи
различных устройств, обеспечивающих или оптимальную скорость
вращения газожидкостного потока, или достаточно высокую по-
верхность раздела фаз, что достигается оптимальным распылением
жидкости и стеканием её тонким слоем по стенкам сепаратора или
по специальным наклонным полкам и насадкам. Вместе с тем не-
обходимо обеспечить достаточное время пребывания нефти в сепа-
раторе [18].
В осадительной секции поднимающийся газ освобождается от
сравнительно крупных частичек жидкости под действием гравита-
ционных сил.
В отбойной секции происходит окончательная очистка газа ог
мелких частичек жидкости под влиянием сил инерции и адгезии.
Эффективность процесса сепарации определяется степенью
очистки газа от капельной жидкости и жидкости от газа, что харак-
теризуется коэффициентами уноса жидкости потоком газа Кж и
газа потоком жидкости К, а также предельной средней скоростью
газа в свободном сечении сепаратора <9,. тах и временем задержки
жидкости в сепараторе. Коэффициенты уноса жидкости и газа и
показатели совершенства сепаратора &, тах и t3 зависят от физико-
химических свойств, расхода жидкости и газа, давления и темпера-
туры, уровня жидкости в сепараторе, способности жидкости к
вспениванию и других факторов.
Коэффициент уноса жидкости и коэффициент уноса газа соот-
ветственно равны (1.30-1.31)
, изо)
Kr=grIQ,, CUD
где: дж - объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком
газа из сепаратора, м3/ч; qr - объемный расход остаточного (окклю-
54
дированного) газа, уносимого потоком жидкости из сепаратора,
м3/ч; Qr - объемный расход газа на выходе из сепаратора, м3/ч; Q„t
- объемный расход жидкости на выходе из сепаратора, м3/ч, при Р
и Т сепарации.
Чем меньше Кж и Кг при прочих равных условиях, тем совер-
шеннее сепаратор. Однако уменьшение этих показателей обычно
связано с усложнением конструкции сепаратора и увеличением его
габаритных размеров. Поэтому очень высокая степень очистки газа
и жидкости оказывается не всегда оправданной. Здесь необходимо
ориентироваться на требуемую степень очистки, которая в извест-
ной мере зависит от конкретных условий сбора нефти и газа и
сравнительно трудно поддается теоретической оценке. По практи-
ческим же данным в настоящее время приняты временные нормы,
в соответствии с которыми коэффициенты уноса жидкости и газа
имеют следующие ориентировочные значения:
Км < 50см3 /1000л/3 газа и Кг < 20 • 103сл/3 / м3 жидкости.
Не менее важны для оценки технического совершенства сепа-
ратора показатели &г mm и t3, так как одни и те же Кж и Кг можно
получить в сепараторах различного конструктивного исполнения и
с различными технико-экономическими показателями. Предельное
значение &r mm определяется скоростью осаждения капель жидко-
сти минимально заданного размера. Этой величиной обычно поль-
зуются для расчета пропускной способности сепаратора по газу.
Значения &r тах для различных конструкций сепараторов могут из-
меняться от 0,1 до 0,55 м/с.
Время пребывания t3 существенно влияет на эффективность
очистки как газа от капельной жидкости, так и жидкости от газа.
Установлено, что для невспенивающихся нефтей значение t3 может
изменяться от 1 до 5 мин. Для вспенивающихся нефтей t3 увеличи-
вается от 5 до 20 мин. Выбор конкретного значения t3 для различ-
ных условий работы сепаратора возможен только по результатам
исследования уноса жидкости и газа. Таким образом, для полной
оценки эффективности работы сепаратора наряду с показателями
Кя и Кг необходимо учитывать и степень технического совершен-
ства сепаратора, т.е. &г тах и t3. Если сепаратор исследуемого типа
обеспечивает получение установленных норм уноса от Кж и Кг при
меньших t3 и больших &г тах по сравнению с однотипным в одних и
тех же производственных условиях, то он технически более совер-
шенен и экономичен.
55
Для получения требуемой степени очистки газа и жидкости в
сепараторе необходимо правильно задаться расчетным размером
частиц жидкости и пузырьков газа. Несмотря на то, что четких ре-
комендаций на этот счет не имеется, в подавляющем большинстве
случаев диаметр жидких частиц принимается равным примерно
100 мкм. Средний диаметр пузырьков окклюдированного газа в
турбулентном потоке нефти в трубопроводе перед сепаратором
можно определить в зависимости от плотности и вязкости нефти,
поверхностного натяжения на границе раздела фаз, диаметра тру-
бопровода и скорости смеси по формуле В.Ф. Медведева (1.32)
d,. -
l,4DWe°’6;We0’6 Re0’56 Fr~°'5 < 1,36
1,9DFr0,5 Re-°'56;We°’6 Re0 5 Fr”0’5 > 1,36 ’
(1.32)
где: We = Gcr/pcDa> - число Вебера; Re = aDpJip - число Рей-
нольдса; Fr = ej /qD — число Фруда; сг„. - поверхностное натяжение
на границе газ-дисперсионная среда; D - внутренний диаметр тру-
бопровода; рс, рс -динамическая вязкость и плотность дисперсион-
ной среды; о- средняя скорость течения [17, 63].
Этот размер и следует принимать в качестве расчетного до по-
лучения более надежных данных.
Расчетом устанавливают условия, при которых достигается
требуемая степень очистки газа от жидкости (расчет по газу) и
жидкости от газа (расчет по жидкости).
1.6.1. РАСЧЕТ ГРАВИТАЦИОННЫХ СЕПАРАТОРОВ ПО ГАЗУ
При расчетах принимают, что скорость движения частиц жид-
кости постоянна, частицы имеют шарообразную форму и в процес-
се сепарации не происходит ни их дробление, ни коагуляция [11,
13].
Для определения скорости осаждения частиц любого размера
силу тяжести приравнивают силе сопротивления.
Для частиц размером не более 80 мкм скорость осаждения оп-
ределяется по формуле Стокса (1.33)
~P..)g
18дг
(1-33)
56
где: (о - относительная скорость движения частиц, м/с; о’ - диаметр
частиц, м; рч, рг - плотность соответственно частицы и среды
(газа), кг/м3; рг - абсолютная вязкость среды, Па с; g - ускорение
свободного падения, м/с2.
Для частиц размером 300-800 мкм скорость осаждения опреде-
ляют по формуле Аллена (1.34)
jl,14 / „ \0.71 0.71
о,5/ U-pJ_g__
’ 0,43^0,71
(1-34)
где у. - кинематическая вязкость газа, v = д/д., м2/с.
Осаждение частиц размером более 800 мкм происходит со-
гласно формуле Ньютона (1.35)
Мрч ~pj
N Рг
(О = 1,74
(1.35)
На рис. 1.14. показан график зависимости скорости осаждения
(У капель воды различных размеров d в природном газе (р = 0,6)
при разных давлениях, построенный по этим формулам.
Приведенные формулы справедливы для расчета скорости
осаждения шарообразных частиц. На практике для частиц различ-
ной конфигурации скорость осаждения можно определить по сле-
дующей формуле (1.36)
4d(P4~Pt)g
](2dg^ J Зрг<* 2d&, ’
(1.36)
где к и - коэффициенты сопротивления (для шара к = 24 и £ =
0,044; для круглых пластинок к = 17,4 и £ = 1,1).
При конфигурации, отличной от шара, вместо диаметра шара
берут эквивалентный диаметр частиц.
Приведенные формулы справедливы при установившейся ско-
рости движения частиц.
Действительная картина движения частиц в сепараторе более
сложная. Поток газа, входя в сепаратор, несет с собой частицы с
определенной скоростью. В сепараторе изменяется скорость газа и
57
частиц. Однако это изменение длится некоторый промежуток вре-
мени, что имеет определенное значение для отделения частиц. За
время пребывания частиц в сепараторе они не всегда могут достичь
постоянной скорости осаждения.
С учетом этого для частиц размером не более 100 мкм ско-
рость при установившемся движении частиц определяют по фор-
муле (1.37)
18д/
Л2(А ~A)g
Ж
d4p4 -РгУё
\^Рг
(1.37)
где: со,, - начальная скорость движения частиц на входе в сепара-
тор; t - время, необходимое для достижения частицей скорости ус-
тановившегося движения.
Рис 1 14 Зависимость скорости осаждения ка-
пель воды от диаметра при разных давлениях.
При й)„ = 0 и /
—> со уравнение
(1.37) представляет
собой формулу
Стокса.
Как видно из
формулы (1.37),
фактическая ско-
рость осаждения в
сепараторе будет
меньше рассчи-
танной по формуле
Стокса.
Гидравличес-
кий расчет сепара-
торов по газу сво-
дится к расчету на
пропускную спо-
собность или к вы-
бору размеров
(диаметра) аппара-
та в зависимости
от расхода газа.
В основу расчета сепараторов гравитационного типа положен
58
выбор допустимой скорости газа, при которой осаждаются частицы
заданного размера.
Расчетная формула при заданном поперечном сечении
аппарата F, рабочем давлении р и рабочей температуре Т имеет вид
(1.38)
Q, = 86400F.9, (1.38)
‘ РатТг
или (1.39)
Q, = 67858£>219г , (1.39)
Рат я
где: Q,. - производительность сепаратора по газу, м3/сут; рат - ат-
мосферное давление, Па; Г„ - нормальная температура, К; z - ко-
эффициент сжимаемости газа; <Я - допустимая скорость газа, м/с;
D - диаметр аппарата, м.
В вертикальных сепараторах допустимые скорости относятся к
полному поперечному сечению аппарата, а в горизонтальных - к
поперечному сечению аппарата, не занятому жидкостью.
Практика эксплуатации гравитационных сепараторов на газо-
конденсатных месторождениях показала, что при давлении 6,0
МПа оптимальная скорость движения газа в свободном сечении
аппарата не должна превышать 0,1 м/с. Если давление в сепараторе
иное, оптимальную скорость движения газа в свободном сечении
гравитационного сепаратора можно определить по формуле (1.40)
^опт = ^onm^PjP > (L40)
где: 91шт - оптимальная скорость газа при рг, для pt= б МПа,
= 0,1 м/с; р — давление в сепараторе, МПа.
Для приближенных расчетов допустимую скорость газа можно
определить по эмпирической формуле (1.41)
.91=Л АА, (1.41)
V А
гДе А] - постоянный коэффициент. Значения А/ для вертикального
~ 0,047 (/? = 0,6 м) и горизонтального сепараторов - 0,117 (/ = Зм).
59
Для горизонтальных сепараторов длиной более 3 м при опре-
делении допустимой скорости газа вводится поправочный коэффи-
циент (множитель) К() (1.42)
(1-42)
где I - фактическое расстояние между патрубками входа и выхода
газа, м.
Для вертикальных сепараторов увеличение высоты сепараци-
онной секции более 0,6 м качества сепарации практически не
улучшает. Применение вертикальных сепараторов с h < 0,6 и гори-
зонтальных сепараторов с I <3 м не рекомендуется, так как в этом
случае качество сепарации резко ухудшается, и допустимые скоро-
сти должны быть значительно уменьшены.
Пропускную способность гравитационного сепаратора гори-
зонтального типа можно определить по формулам (1.38), (1.39) с
введением в них коэффициента п, представляющего собой отноше-
ние длины сепаратора к его диаметру, т.е. п = 1/D, тогда (1.43)
или (1.44)
2 = 864000^^"-,
PamTz
2 = 67858Z)2i9,n
рто
РатТ2
(1.43)
(1-44)
1.6.2. РАСЧЕТ ГРАВИТАЦИОННЫХ СЕПАРАТОРОВ ПО ЖИДКОСТИ
Расчет гравитационных сепараторов по жидкости заключается
или в определении необходимых размеров аппарата при заданной
производительности по жидкости или в определении пропускной
способности сепаратора при известных его размерах [11, 13].
Необходимый объем, заполняемый жидкостью у газовых сепа-
раторов, определяется из соотношения (1.45)
К=2ж/4, (1.45)
где: VL - объем, заполняемый жидкостью, м3; Q„( - суточный объем
обрабатываемой жидкости, м3.
60
Объем, заполняемый жидкостью, должен составлять 1/3 объе-
ма технологической емкости.
Для газонефтяных сепараторов технологический расчет по
жидкости (нефти) вызывается необходимостью уменьшения или
поддержания в пределах требуемых норм количества газа, уноси-
мого потоком жидкости из сепаратора в свободном (окклюдиро-
ванном) состоянии.
Необходимое условие эффективного выделения газа из нефти
(1-46)
&ж < &г или 1Ж > £,, (1-46)
где: &ж - скорость стока жидкости из сепаратора, м/с; со - ско-
рость всплывания пузырьков газа в жидкости, м/с; tMC — время пре-
бывания жидкости в сепараторе, с; 1г - время всплывания пузырь-
ков газа из слоя жидкости, с.
Пропускную способность по жидкости для различных по по-
ложению в пространстве сепараторов определяют по формуле
(1-47)
или
Qn <86400Fa)?, (1.48)
1 де: Qllt - расход жидкости, м3/сут; F- площадь зеркала жидкости в
сепараторе, м1 2. Для горизонтального сепаратора площадь зеркала
жидкости является функцией уровня жидкости в сепараторе.
Скорость всплывания в жидкости пузырьков газа определяют
по формуле Стокса, т.е. так же, как и скорость осаждения жидких
частиц в потоке газа.
Большие затруднения встречаются при выборе размеров газо-
нефтяных сепараторов для сильно вспенивающихся нефтей, так как
вспенивание нефти существенно снижает производительность се-
параторов.
Пенообразование зависит от условий ввода продукции сква-
жин в сепаратор, а также ог наличия в продукции пенообразующих
вешесгв. Образовавшийся слой пены оказывает значительное диф-
чь знойное сопротивление выделению пузырьков газа, всплываю-
61
щих на поверхность. В связи с этим продолжительность пребыва-
ния нефти в сепараторе для пенящихся нефтей должна быть увели-
чена в несколько раз по сравнению с непенящимися нефтями. Как
отмечалось ранее, если нефть непенящаяся, то достаточно, чтобы
время пребывания составляло 1-3 мин; если нефть пенящаяся, оно
должно быть увеличено от 5 до 20 мин.
Для разрушения пены применяют химическое, механическое и
термическое воздействие. Одним из самых эффективных способов
снижения пенообразования является пропуск нефти через подогре-
тую воду. Для этого применяют сепараторы, в нижнюю часть кото-
рых встроена печь, подогревающая пластовую воду.
1.6.3. РАСЧЕТ ЦИКЛОННЫХ СЕПАРАТОРОВ
Теория расчета циклонов основана на предположении, что
центробежная сила, действующая на частицу, равна силе сопротив-
ления, которую оказывает газ, препятствующий её движению в ра-
диальном направлении [11, 13].
Скорость движения частиц в циклоне в зависимости от их раз-
мера определяют по формулам:
для самых мелких частиц (диаметром менее 100 мкм) (1.49)
для более крупных частиц (диаметром 100-800 мкм) (1.50)
ГУ =
О 1 СТ jl.14 „°.71 ~°.71
°’15М ft g to.
v0,43 0,71 >
(1.50)
для самых крупных частиц (диаметром более 800 мкм) (1.51)
«> = 1,74
V Рг
(1.51)
где г - расстояние в радиальном направлении от оси циклона до
частицы, м; гу — угловая скорость газа, 1/с.
Из формул (1.49-1.51) следует, что скорость движения частиц в
62
циклоне при прочих равных условиях зависит не только от их диа-
метра, но и от размеров циклона.
Диаметр циклонного сепаратора D при заданном расходе газа
Q определяют по формуле (1.52)
D = 0,385
\Q2 p?TzPam
V ^PPcJo
(1-52)
где: D - диаметр циклона, м; Q - расход газа при стандартных ус-
ловиях, тыс. м3/сут; рг - плотность газа при стандартных услови-
ях, кг/м3; рср - абсолютное среднее давление в циклоне, Па; Т —
температура газа в циклоне, К; z - коэффициент сжимаемости; рат
- 1,01 -105 Па; Т = 293 К; Ар - потери давления в циклоне, Па.
Потери давления в циклоне определяются по формуле (1.53)
(1-53)
где: Д, - скорость газа во входном патрубке; рг - плотность газа в
рабочих условиях; £ - коэффициент сопротивления, отнесенный к
входному сечению.
Коэффициент сопротивления практически не зависит от ско-
рости потока, а зависит от соотношения площади сечения выход-
ного и входного патрубков (£ = 2-4).
1.6.4. РАСЧЕТ НАСАДОЧНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ СЕПАРАТОРОВ
Технологический расчет насадочных сепараторов сводится к
определению скорости набегания потока на насадку, при которой
не происходит срыва и дробления капель жидкости, осевшей в на-
садке. Критическая скорость газа, характеризующая это явление,
определяется формулой(1.54) [11, 13, 64J
~Рг)
4р^
(1.54)
гДе: ст - поверхностное натяжение на границе раздела газа и жид-
кости, Н/м; А - параметр, величина которого зависит от типа при-
63
меняемой насадки и требуемого коэффициента уноса капельной
жидкости ку.
Для насадки из проволочной сетки А = О,65; зависимость А от
ку для жалюзийных насадок показана на рис. 1.15.
На рис. 1.16 дан график, с помощью которого можно опреде-
лить скорость потока газа в жалюзийной насадке при различных
коэффициентах уноса жидкости в зависимости от давления.
Рис. 1.15. Зависимость па-
раметра А от коэффициента
уноса ку.
Рис. 1.16. Зависимость скорости потока
газа в жалюзийной насадке от давления
(ky.%, 1 -1,0; 2 - 0,1, 3 - 0,01,4 - 0.001)
Площадь сечения насадки определяют по формуле (1.55)
F = -—----------, (1.55)
86400ГоР^р
где Q; - расход газа, м3/сут.
1.6.5. ВЫБОР ЧИСЛА СТУПЕНЕЙ СЕПАРАЦИИ
И ДАВЛЕНИЙ В СЕПАРАТОРАХ
Для увеличения выхода и снижения упругости паров товарной
нефти и повышения ряда других технико-экономических показате-
лей нефтепромыслового хозяйства применяют многоступенчатую
сепарацию нефти и газа. Она позволяет более полно использовать
естественную энергию пласта для транспорта и подготовки нефти И
газа, выделить из газа большую его часть в виде почти сухого газа#
направляемого на использование без переработки, получить более
стабильную нефть.
Однако изучение экспериментальных данных по одноступен-
чатому и многоступенчатому сепарированию газонефтяных смесей
показывает, что увеличение числа ступеней сепарации более дву^
64 1
сравнительно мало изменяет выход нефти по сравнению с двухсту-
пенчатой сепарацией, но заметно усложняет и удорожает нефтега-
зосборную систему.
Таким образом, возникает задача по отысканию наиболее це-
лесообразного варианта процесса сепарации, которая может быть
решена на основе соответствующего технико-экономического ана-
лиза с учетом данных конкретных условий. Известно, что эффек-
тивность многоступенчатой сепарации особенно ощутима для ме-
сторождений легкой нефти с высокими газовыми факторами и дав-
лениями на головках скважин.
Давление первой ступени сепарации зависит от принятого дав-
ления в нефтегазосборной системе, которое в значительной мере
определяется запасами избыточной энергии пласта.
Давление в нефтегазосборных системах независимо от способа
эксплуатации скважин должно быть достаточно высоким, обеспе-
чивающим совместный транспорт продукции скважин до центра-
лизованных сборных пунктов без применения промежуточных пе-
рекачиваемых станций. Однако в конкретных условиях не всегда
удается это осуществить.
Как уже отмечалось, иногда может оказаться более целесооб-
разным бескомпрессорный транспорт газа в сочетании с дожимны-
ми насосными станциями и другие варианты нефтегазосборных
систем, характеризующиеся более низкими давлениями.
Выбор давлений в промежуточных ступенях сепарации осуще-
ствляется на основе комплексного рассмотрения вопросов сбора
нефти и газа и их подготовки к магистральному транспорту и ис-
пользованию. При этом учитываются задачи промысловой перера-
ботки газа, в частности, требования к глубине отбора газа этана,
пропана и бутанов, извлечение которых требует определенного
давления, и т.п.
Требования к сепарации значительно возрастают, если на ме-
сторождении нет специальной установки для стабилизации нефти.
Здесь во избежание больших потерь легких фракций нефти
при её хранении и дальнем транспорте по возможности надо их
выделить при сепарации и затем уловить на газоперерабатываю-
щих установках.
С этой целью последняя ступень сепарации осуществляется
при возможно более низком давлении — атмосферном или при не-
большом вакууме, а в отдельных случаях и при повышенных тем-
пературах.
ГЛАВА II
II. СЕПАРАЦИЯ И СЕПАРАТОРЫ ГАЗА ЗА РУБЕЖОМ
Сепарация газа - один из наиболее важных технологических
процессов, осуществляемых на промыслах. В связи с повышенны-
ми требованиями к качеству предназначенного для продажи газа, а
также все возрастающим спросом на нефть меньшей плотности,
стремлением уменьшить потери легких фракций и необходимостью
более эффективных технологических решений, связанных с сохра-
нением окружающей среды, технология сепарации и применяемое
для этой цели оборудование постоянно совершенствуются. Сепара-
торы предназначены для разделения продукции скважин на нефть,
газ и воду (трёхфазные) и рассчитываются на максимальные деби-
ты и давления. Основные функции газонефтяных сепараторов -
разделение нефти и газа и удаление капельной жидкости из газа,
газа из нефти, воды из нефти (для трехфазных сепараторов).
Сепарация газа от нефти начинается в подъёмных колоннах
скважин, трубопроводах промысловых систем нефтегазосбора и
наземном оборудовании при давлении ниже давления насыщения;
В определенных условиях пластовая смесь ещё до поступления
сепараторы может полностью разделиться на жидкую и газовую
фазы. В этих случаях сепаратор представляет собой устройство, в
котором происходит окончательное разделение продукции скважинй
на нефть и газ вследствие различной их плотности. Для удалений
мельчайших капель жидкости из газа необходимо использовать
различные каплеулавливающие аппараты, а также устройства, по-
зволяющие отбирать выделившийся газ до поступления смеси в
сепаратор [22].
Большая раздробленность месторождений, характерная для
капиталистической системы хозяйствования, и принадлежность,
отдельных участков с расположенными на них скважинами одному-
66
владельцу, а систем трубопроводов - другим, в подавляющем
большинстве случаев вынуждают владельцев скважин осуществ-
лять сепарацию газа и подготовку нефти в непосредственной бли-
зости от них. Поэтому в зарубежной практике (США, Западная Ев-
ропа) воспользоваться полным эффектом сепарации газа в промы-
словой системе сбора, в основном, никогда не удавалось, и сепара-
ция осуществлялась непосредственно в сепараторах, что неизбежно
приводило к усложнению их конструкций и снижению производи-
тельности. В наиболее полной мере эти процессы с высокой степе-
нью эффективности можно реализовать только в условиях, когда
нефтяные компании принадлежат государству. Естественно, что
работа сепараторов в режиме очистки газа от жидкости наиболее
эффективна. Интенсивность выделения газа, качество нефти, объём
и чистота газа, отделяющегося от нефти при сепарации, определя-
ются свойствами нефти и газа, их соотношением, рабочим давле-
нием и температурой процесса, размерами и формой сепараторов,
их конструктивными особенностями, временем нахождения смеси
в аппаратах, гидродинамикой потока и степенью предварительного
разделения системы на нефть и газ.
Производительность сепараторов и качественное осуществле-
ние процесса при прочих равных условиях существенно зависят от
необходимого времени нахождения жидкости в аппаратах. Для
нефтей, не образующих пену, это время обычно составляет 1-3
мин, а для пенистых - 5-20 мин. В связи с автоматизацией систем
сбора, транспорта и продажи нефти и газа потребителям, требова-
ния к качеству сепарации значительно возросли, так как для нор-
мальной эксплуатации средств автоматики необходимо полное
удаление нерастворенного газа и нефти. Поэтому для полного уда-
ления выделившегося газа из нефти, в которой газ может оставать-
ся вследствие проявления вязкостных сил, широко применяют тур-
булизацию нефти, специальные перегородки, возмущающие поток,
коалесцирующие набивки, фильтрующие устройства, устанавли-
ваемые внутри аппаратов (в отечественной практике применяются
более эффективные методы, связанные с интенсификацией сепара-
ции до поступления смеси в аппараты) [21]. Для удаления воды ис-
пользуются трёхфазные сепараторы. Отделение воды от нефти ин-
тенсифицируется добавлением деэмульгаторов, вводимых в поток
н^фти перед сепараторами. Иногда для этих целей применяют де-
ш эъсаторы, устанавливаемые перед сепараторами.
67
Наряду с основными сепараторы выполняют и вспомогатель-
ные функции: поддержание оптимального давления в системе (до и
после сепараторов) и уровня жидкости в них. Поддержание задан-
ного давления необходимо для обеспечения возможности поступ-
ления жидкости и газа в соответствующие коммуникации систем
сбора или аппараты различного назначения. Это достигается уста-
новкой соответствующих регуляторов давления. При использова-
нии нескольких сепараторов предусматривается применение обще-
го регулятора давления, который обеспечивает наиболее эффек-
тивную сепарацию и рентабельные условия транспортирования и
утилизации газа.
2.1. КЛАССИФИКАЦИЯ И КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
СЕПАРАТОРОВ
По своей конструкции сепараторы делят на горизонтальные
(одноемкостные и двухъемкостные) и вертикальные (рис. 2.1-2.4)
[22, 25].
Рис. 2.1. Вертикальные
сепараторы-
а - сепаратор фирмы «11агко» 1 -
вход, 2 - выход, 3 - корпус, 4 -
сетчатый улавливатель, 5 - выход
I аза, 6 - обечайка тангенциального
ввода, 7 - отбойный конус, 8 -
отводная трубка для нефти, 9 -
зачистной патрубок.
б - сепаратор с рециркуляцией
газа 1 циклонный вход продук-
ции скважин, 2 - направляющая
тарелка, 3 - сепарированная нефть,
4 - отбойная перегородка, 5 - тру-
ба для отбора газа, 6 - щель для
отбора циркулирующего газа, 7 -
перепускная трубка, 8 - штуци-
рующий элемент, 9 - отводной
патрубок, 10 - регулятор уровня,
11 - выход нефти
Функционально сепараторы подразделяют на замерные и ра
68
бочие. Во многих случаях, в связи с небольшой производительно-
стью скважин, принадлежащих тому или иному владельцу, сепара-
торы служат в качестве емкостей для накопления и хранения неф-
ти.
Рис. 2.2 Горизонтальные 1азонефтяные сепараторы фирмы «BSB» (США).
Сепараторы предназначены для:
а - легкой нефти с высоким содержанием газа, б - парафинистой нефти, в - удаления кон-
денсата из газа, г - легкой нефти с содержанием г аза до 100 mVm1, д - нефти с газовым фак-
тором 1000 м’/м’ при низком давлении сепарации, е - потоков с высоким содержанием газа и
жидкости в виде капель или пробок,
I - вход нефти, 2 - тарельчатый дефлектор, 3 - пластинчатый каплеуловитель, 4 - корпус, 5
- сежатый каплеуловитель; 6 - каплеотбойник, 7 - выход газа, 8 - успокоительные горизон-
тальные перегородки, 9 - выход нефти, 10-арочные каплеуловители, 11 - циклонный ввод,
12 - горизонтальные сетчатые фильтры, 13 - коллектор газа
Основные элементы сепараторов - сепарационная емкость,
элементы интенсификации сепарации, регуляторы уровня жидко-
сти и разнообразные детали (измерительные краны и стекла, мано-
метры, предохранительные клапаны, регуляторы давления, аварий-
ная система, указатели поверхности раздела фаз, водосливные кла-
паны и т.д.). Правильно сконструированный сепаратор должен
иметь: отсек первичной сепарации для отделения основного коли-
чества газа от нефти; достаточно большую емкость пульсационного
отсека, сглаживающего неравномерность поступления продукции
скважин: оптимальные размеры (длина, высота), позволяющие осу-
69
a
Рис. 2.3. Принципиальные схемы и основные элементы
одноемкостных нефтегазовых сепараторов различного назначения:
а - фирмы «Натко» высокой производительности I - корпус, 2 - вход нефти и газа: 3
- короб приемной секции, 4 - кольца Рашига; 5 - щелевидная распределительная труба, 6 -
выход сепарированной нефти, 7 - нефтесборный коллектор; 8 - гофрированные пластинча-
тые каплеуловители, 9 - пластинчатые каплеуловители, 10 - решетчатый короб; 11 - патру-
бок отбора газа; 12 - решетка; 13 противоворончатое устройство; 14 - опоры.
б - фирмы «Камко» средней производительности для работы на групповых установ-
ках; 1 - циклонный ввод нефти, 2 - фильтры предварительной очистки газа; 3 - успокоитель
уровня нефть-газ; 4 - фильтры тонкой очистки газа; 5 - выход газа; 6 - переливная перего-
родка для нефти; 7 - переливная труба; 8 - выход нефти;
в - фирмы «Камко» для отбора газа из нефти перед ее поступлением в электродегид-
раторы. 1 - каплеуловитель; 2 - циклон, 3 - переливная перегородка; 4 - отбор газа, 5 - пе-
реливная труба, 6 - фильтры очистки газа; 7 - успокоитель уровня нефть-i аз, 8 - отражатель
потока тарельчатого типа,
г - фирмы «Камко» для горячей концевой ступени сепарации 1 - желоб, 2 - сливная
полка, 3 - водосборник, 4 - выход нефти, 5 - каплеуловитель
70
ществлять эффективное разделение нефти и газа в поле гравитации
и предотвращать унос капель жидкости потоком газа; устройства,
предотвращающие завихрение жидкости в основной части сепара-
тора; устройства для улавливания мелких капель нефти, уносимых
газом; устройства для поддержания заданного давления и уровня
жидкости.
Рис. 2.4. Двухъемкостный сепаратор высокой производительности.
1 - выход газа из верхней емкости; 2 - корпус верхней емкости, 3 - предохранительный
клапан, 4 каплеуловитель верхней емкости; 5 -сборная секция; 6 - люк, 7 -приемная сек-
ция. 8 - I азовая обвязка, 9 - опоры верхней емкости; 10 - корпус нижнего сепаратора; 11 -
каплеуловитель нижней емкости, 12 - вход газонефтяной смеси; 13 - выход нефти из верх-
ней емкости, 14 - приемная секция; 15 - секция пленочной сепарации из колец Рашига; 16 -
выход нефти; 17 - люк, 18 - люк, 19 - экстремальные положения регулятора уровня;
20 - опора нижней емкости.
2.1.1. ЭЛЕМЕНТЫ ПЕРВИЧНОЙ СЕПАРАЦИИ
В отличие от сепараторов лучших отечественных конструк-
ций, превосходящих зарубежные по всем основным характеристи-
кам, в зарубежных сепараторах элементы предварительной сепара-
ции расположены только внутри аппаратов. Основной узел этого
элемента - тарельчатый дефлектор (рис. 2.2), который по сравне-
нию с угловыми и коническими обеспечивает минимальную турбу-
лентность потока и тем самым уменьшает опасность увлечения газа
неф ilk). Тарельчатый дефлектор имеет форму части сферы. Газо-
Н' бтяная смесь, ударяясь об него, резко изменяет направление
71
движения потока, что способствует его расслоению. При этом жид-
кость перемешивается и отбрасывается назад к криволинейной по-
верхности днища сепаратора. Газовая фаза и туман поднимаются в
верхнюю часть сепаратора, а жидкость стекает в его нижнюю
часть. При сепарации нефтей с большим газовым фактором тарель-
чатые дефлекторы заменяются гидроциклонным вводом, в котором
поток, вращаясь с большой скоростью, разделяется на жидкость и
газ. Большое содержание газа в смеси и намного меньшее сопро-
тивление движения жидкости в газе (по сравнению с сопротивле-
нием движения газа в жидкости) обеспечивают высокую эффек-
тивность центробежных сил. Отделившийся газ выходит через от-
верстия в дефлекторе циклонной головки. Иногда, кроме циклон-
ных дефлекторов, в аппарате устанавливают перегородку или пе-
ремычку, направляющие отсепарированную жидкость в накопи-
тельную секцию сепаратора. Перетекание нефти из вспомогатель-
ной секции в главную происходит равномерно. Это поддерживает
постоянный уровень в сепараторе и избавляет основную секцию,
предназначенную для улавливания капель нефти из газа, от пере-
грузок и заполнения жидкостью [25].
В этой секции иногда устанавливают стабилизатор потока в
виде набора вертикальных или арочных пластин, расположенных
концентрично вдоль ёмкости выше уровня жидкости. При прохож-
дении газового потока между пластинами Диксона его турбулент-
ность уменьшается, наиболее крупные капли нефти под действием
сил гравитации осаждаются. Считается, что если в сепарационный
отсек попадает большое количество нефти в виде крупных капель,
то осаждение мелких существенно затрудняется. Высота пакета
пластин Диксона подбирается таким образом (рис. 2.5), чтобы его
нижняя кромка касалась уровня жидкой фазы в нижней части сепа-
ратора. В этом случае газ может двигаться только в заданном пла-
стинами направлении, что и уменьшает турбулентность потока. По
мнению специалистов, уменьшение турбулентности потока улуч-
шает условия захвата капель пластинами. Однако это неверно. Ме-
ханизм очистки газа от капельной жидкости состоит в том, что
именно под воздействием турбулентных пульсаций капли нефти
соударяются с поверхностью пластин, после чего жидкость в плё-
ночном состоянии стекает в секцию накопления нефти. Эффектив-
ность этого процесса зависит от того, насколько правильно выбра-
на область допустимой турбулентности потока. Для предотвраще-
ния вихревого захвата газа жидкостью и наоборот используются
72
горизонтальные перегородки, располагаемые в непосредственной
близости от поверхности раздела фаз газ-нефть. Перегородки пред-
ставляют собой плоские пластины со скошенными загнутыми
краями, которые и исключают возможность возмущения поверхно-
сти нефти при движении газа.
Рис 2.5. Нижняя часть двухъемкостного горизонтального сепаратора.
1 - выход газа, 2 - каплеуловитель сетчатый; 3 - каплеуловитель пластинчатый, 4 - перфо-
рированный противовороночный короб, 5 - нефтяной коллектор, 6 - коробприемная секция,
7 - кольца Рашига, 8 - выход сепарированной нефти, 9 - входная перфорированная труба, 10
- корпус, 11 - пластинчатый каплеуловитель змеевикового типа
Многие сепараторы оснащены приёмными секциями, запол-
ненными кольцами Рашига или другими элементами аналогичного
типа, имеющими развитую поверхность. В секциях гасится кинети-
ческая энергия струи и осуществляется интенсивное выделение
газа из тонких пленок, образующихся на кольцах Рашига. Удаление
капель нефти из выходящего газа осуществляется в каплеуловите-
лях различных конструкций. В их основу положены следующие
принципы: набегание потока на преграду и столкновение частиц с
ней, изменение направления движения потока и использование
инерционного эффекта; снижение скорости потока; использование
73
адгезионных эффектов при столкновении частиц с лиофильной по-
верхностью различных набивок, сеток, решёток.
Коалесцирующие набивки имеют большую поверхность, необ-
ходимую для захвата и коалесценции капель жидкости. Эти набив-
ки собирают из проволочных сеток, а также колец Рашита, сёдел
Берля, элементов других типов и изготавливают из коррозионно-
стойких материалов.
В связи с высокой чувствительностью коалесцирующих наби-
вок к загрязнениям, на зарубежных промыслах их применяют в ос-
новном в скрубберах на газосборных линиях. Вместе с тем приме-
нение коалесцирующих набивок может быть весьма эффективным
при использовании выносных каплеулавливающих устройств тако-
го типа для группы сепараторов или одного аппарата высокой про-
изводительности. Однако реализовать это в условиях капиталисти-
ческого способа производства по соображениям конъюнктуры,
учитываемой фирмами, производящими сепараторы, оказывается
непросто.
2.1.2. ФИЛЬТРЫ
Так как при высокой очистной способности работа фильтров
сопряжена с большими потерями напора на единицу объёма очи-
щаемого газа, их применение ограничено. В качестве фильтрую-
щих элементов иногда используются технические пены, получен-
ные вздутием из пластмасс, металлов и керамики. В химической и
нефтяной промышленности хорошо зарекомендовала себя набивка
из плетеной плоской и объёмной сеток. Известны набивки из мате-
риалов различной смачиваемости (гидрофобных и гидрофильных).
Считается, что эффективность улавливания капель нефти в набив-
ках такого рода увеличивается. При резком изменении направления
движения газа, содержащего капли жидкости, силы инерции за-
ставляют их двигаться в прежнем направлении, и частицы сталки-
ваются с поверхностью лиофильной преграды. Поскольку газ бы-
стрее изменяет направление своего движения, он более легко про-
скальзывает в новом направлении. Жидкость, накапливаемая таким
способом на лабиринтных поверхностях, выполненных из про-
фильных элементов, стекает в жидкостную секцию сепаратора. Се-
парация газа от жидкости может происходить как при резком
уменьшении, так и увеличении скорости потока. В обоих случаях
используется эффект различия в инерции движения жидкости и
74
газа, что увеличивает концентрацию капель в единице газового
объёма и обусловливает более эффективное их столкновение друг с
другом и поверхностью коалесцирующих элементов (перегородок,
набивок и т.д.). В перегородках уголкового типа и сетчатых объём-
ных элементах реализуются все три эффекта: адгезионный, изме-
нения направления движения и скорости потока (два последних
являются инерционными).Эти элементы перекрывают все сечения
верхней части сепараторов. По мере продвижения газа через них
жидкость ударяется о проволку и коалесцирует в более крупные
капли, падающие в нижнюю часть сепараторов.
Применение вязаных сеток позволяет удалять из газа жидкость
вплоть до 13,4 см3 на 1000 м3 газа и извлекать из него частицы раз-
мером до 10 мкм. При сепарации пенистых нефтей две коалесци-
рующие секции устанавливают последовательно. Для улавливания
мелких капель методом коалесценции в газовом объёме сепаратора
располагают арочные пластины, перекрывающие сечение сепара-
тора. Диаметры пластин по направлению от центра потока к корпу-
су сепаратора увеличиваются, что исключает уменьшение произво-
дительности сепараторов при обработке парафинистых нефтей. В
традиционных конструкциях лабиринтного типа коалесцирующие
секции выполнены таким образом, что столкновение капель проис-
ходит в лабиринтных тупиках, а газ многократно изменяет направ-
ление своего движения в извилистых каналах (используются инер-
ционные эффекты) [25].
Во многих сепараторах предусматриваются дополнительные
пластины, устанавливаемые горизонтально и фронтально потоку
газа, движущемуся к выходу из сепаратора. Это заставляет его ещё
раз изменить направление и дополнительно освободиться от ка-
пельной жидкости. На входе сепараторов с помощью гидроциклон-
ных головок, закручивающих поток при тангенциальном вводе,
либо внутренних патрубков, обеспечивающих равномерно парал-
лельный ввод закрученных струй, осуществляется предварительное
отделение газа от жидкости. При вращении газа с каплями жидко-
сти с высокой скоростью потока центробежные силы отбрасывают
капли на лиофильные стенки устройства. Образовавшаяся жидко-
стная плёнка под действием силы тяжести стекает в соответствую-
щую секцию сепаратора. С увеличением скорости движения газа и
времени воздействия центробежных сил эффект очистки возраста-
ем Существуют малогабаритные сепараторы (скрубберы) такого
7ч.ча диаметром от 100 до 300 мм, устанавливаемые обычно на га-
75
зосборных и распределительных системах, а также на магистраль-
ных газопроводах. Производительность этих устройств обычно ве-
лика. Однако конструкции такого типа неприемлемы для использо-
вания в качестве элементов очистки газа, устанавливаемых непо-
средственно в промысловых сепараторах. Это объясняется тем, что
при резких увеличениях дебита скважин или давления вся внут-
ренняя полость сепаратора может быть заполнена нефтью. С дру-
гой стороны, небольшая производительность промысловых объек-
тов исключает использование этих устройств в качестве отдельных
элементов для очистки газа от групп промысловых сепараторов
высокой производительности, где они могли быть особенно эффек-
тивными. Пропускная способность стандартных сепараторов рас-
считана на равномерное поступление в них продукции скважин.
Однако опыт показал, что это не соответствует реальным промы-
словым условиям. Поэтому для качественного разделения продук-
ции скважин на нефть и газ в сепараторе необходимо иметь резерв-
ный объём, определить который заранее практически невозможно.
В таких условиях резервный объём выбирается ориентировочно с
учётом технологических требований и капитальных вложений.
В секции сбора нефти свободная поверхность «нефть-газ»
должна быть максимальной. Это способствует дополнительному
выделению газа из нефти и более полной её сепарации. Уровень
жидкости в указанной секции также должен поддерживаться по-
стоянным с помощью регулятора уровня.
Быстрый слив нефти из аппарата может вызвать образование
воронки, что связано с возникновением зон повышенной скорости
движения жидкости и увеличением количества газа, увлекаемого
нефтью. Предотвращение этого явления достигается площадным
отбором жидкости по всему сечению аппарата с помощью перфо-
рированных труб, укладываемых вдоль днища сепараторов, либо
установкой над сливным клапаном стального козырька в виде пла-
стины. Нормальную работу сепараторов обеспечивает применение
различных дополнительных устройств, элементы которых рассмат-
риваются ниже.
2.1.3. РЕГУЛЯТОРЫ УРОВНЯ
В сепараторах используются ограничители верхнего и нижнего
уровней жидкости с приводом от поплавков, управляющих за-
движками на приёме и выкиде сепараторов и подающих различно-
го рода предупредительные сигналы о подъеме или снижении
76
уровня жидкости в аппарате выше или ниже предельных отметок.
Широкое распространение получили механические и пневматиче-
ские регуляторы уровня. Пневматические более точны, но намного
дороже механических. Наиболее широко применяются регуляторы
уровня, устанавливаемые внутри аппарата. В других конструкциях
регуляторов поплавки устанавливаются в отдельной камере, гид-
равлически сообщающейся с внутренней полостью сепаратора. Та-
кая система имеет неоспоримые преимущества перед другими, так
как позволяет осуществлять ремонт регулятора уровня, не останав-
ливая работающий сепаратор (камера может быть одна и для целой
группы сепараторов). Поплавковая камера регулятора уровня типа
«Фишер» в сочетании с пневматически управляемой задвижкой
представлена на рис. 2.6.
Если жидкость занимает по-
ложение средней линии поплав-
ковой камеры, пилотная система
подаёт газ под давлением около
0,16 МПа под диафрагму за-
движки. В этой позиции количе-
ство жидкости, поступающей в
сепаратор, равно количеству
жидкости, выходящей из него.
Если объём поступающей в сепа-
ратор нефти превышает объём
выходящей, уровень жидкости в
поплавковой камере возрастет,
рычаг приподнимется и клапан
откроется в большей степени.
При увеличении давления силь-
фон сжимается, и тяга прикрыва-
ет клапан. Это прекращает уве-
личение давления под диафраг-
мой задвижки. Степень открытия
стоянной до тех пор, пока уровень жидкости не изменится. При его
снижении часть газа выходит через клапан и задвижка прикрывает-
ся.
Рис. 2.6. Поплавковая камера ре-
гулятора уровня типа Фишер в
сочетании с пневматически управ-
ляемой задвижкой.
I - поплавковая камера; 2 - пилотная
система; 3 - задвижка; 4 - рычаг; 5 -
клапан; 6 - сильфон; 7 - тяга; 8 - кла-
паны.
задвижки будет оставаться по-
Давление в сепараторе поддерживается с помощью регулято-
ров, установленных на линии газа и отрегулированных с помощью
77
калиброванных грузов. Известны конструкции предохранительных
клапанов, регулируемых с помощью натяжных тросов. Применя-
ются регуляторы максимального и минимального давлений, преду-
преждающие нарушение режима сепарации или выход аппарата из
строя. Различают регуляторы механические, пневматические и
электрические, позволяющие открывать или закрывать входные и
выкидные линии, поддерживая в сепараторах давление в заданных
пределах. Кроме регуляторов давления на сепараторах устанавли-
вают, как правило, пружинные предохранительные клапаны, отре-
гулированные на расчетное давление, связывающие аппараты с ат-
мосферой или специальными ёмкостями. Клапаны позволяют сбро-
сить часть избыточной продукции и предотвратить разрушение ап-
парата. Эту функцию выполняют и взрывные диски, которые изго-
тавливают обычно в виде тонких пластин. Диски вступают в дейст-
вие только после срабатывания предохранительных клапанов и ко-
гда последние не в состоянии устранить повышение давления в се-
параторах. На пути нефтегазовой смеси, проходящей через взрыв-
ные диски, не допускается установка никаких препятствий. Их вы-
кидная линия должна быть параллельна вертикальному сепаратору
и перпендикулярна к горизонтальному для того, чтобы избежать
воздействие на корпус сепаратора реактивных сил выпускаемого
потока, которое может привести к смещению сепаратора относи-
тельно фундамента.
Таким образом, наиболее часто случающееся превышение дав-
ления нейтрализуется открытием предохранительного клапана, ко-
торый автоматически закрывается всякий раз, как только давление
в сепараторе станет нормальным. Большее превышение давления
нейтрализуется разрушением взрывного диска, для замены которо-
го необходимо отключение сепаратора. Каждый сепаратор оснащен
водомерной трубкой и смотровым люком. Давление газа на выходе
из сепаратора измеряется манометром, а давление под каплеулови-
телем - специальным манометром, установленным на автономном
газовом отводе и связанным с регулятором уровня и датчиком, по-
дающем сигналы на управляемую задвижку [25].
2.1.4. РЕГУЛЯТОРЫ ЭКСТРЕМАЛЬНЫХ ТЕМПЕРАТУР
Регуляторы устанавливаются для отключения сепаратора или
открытия отводной линии, либо подачи соответствующего сигнала,
78
предупреждающего об отклонении температуры от допустимых
значений. Чаще всего это бывает сигнал о пониженной температу-
ре. так как сепараторы должны эксплуатироваться при температуре
выше точки гидратообразования. В противном случае возникаю-
щие гидраты могут привести к закупорке выкидных линий, сниже-
нию производительности сепараторов, повышению в них давления,
разрыву диафрагм и т.д.
Кроме перечисленных выше устройств, сепараторы оборуду-
ются манометрами, контрольными кранами и нефтемерными стёк-
лами. В них используется анодная защита от электролитической
коррозии. Сепараторы, предназначенные для нефтей, содержащих
сероводород, нередко эксплуатируются при давлении ниже номи-
нального. Наряду с улучшением конструктивного оформления се-
параторов, для обеспечения качества самого процесса прибегают к
воздействию на газонефтяную смесь химикатами и её подогреву.
Нагрев снижает вязкость нефти, вследствие чего облегчается воз-
можность всплывания и отделения газовых пузырьков, которые
могли бы задержаться в нефти под воздействием вязкостных сил.
Эффективный способ нагрева газонефтяной смеси достигается её
прохождением через слой теплой пластовой воды. Это же помогает
осуществлять сепарацию пенистых нефтей. Применение химиче-
ских реагентов для этих целей также считается эффективным. Из-
вестны случаи, когда применение химикатов привело к увеличе-
нию производительности сепараторов в 2.5 раза. Однако лучшие
средства повышения производительности сепараторов и улучше-
ния качества отсепарированной нефти — применение концевых де-
лителей фаз [194], отбор выделившегося газа, раздельный ввод
нефти, газа и воды в сепаратор при минимальном перепаде давле-
ния, обвязка последовательно работающих сепараторов таким об-
разом, чтобы в коммуникациях и других элементах не только не
разрушался достигнутый ранее технологический эффект, а, напро-
тив, увеличивался [25, 53, 243, 248, 254-256, 260-264, 272, 273, 275,
276].
2.2. СРАВНИТЕЛЬНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СЕПАРАТОРОВ
РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ
Па промыслах применяют горизонтальные, вертикальные и
''!'рр''ческие сепараторы следующих типоразмеров (табл. 2.1).
7Q
Таблица 2.1.
Наружный диаметр, СМ Максимальное рабочее давление, МПа при 38°С
0,85 1,6 4,2 7.0 8,4 10,0 14.0
1 2 3 4 5 6 7 8
Горизонтальные одноемкостные
32,50 - 16 42 70 84 100 140
40,64 - 16 42 70 84 100 140
50.80 - 16 42 42 84 100 140
61,00 - 16 42 42 84 100 140
Горизонтальные двухъемкостные
32,50 - 16 42 70 84 100 140
40,64 - 16 42 70 84 100 140
50,80 8,5 16 42 70 84 100 140
61,00 8,5 16 442 70 84 100 140
76,20 8,5 - - - - - -
Вертикальные
32.50 - 16 42 70 84 100 140
40,64 8.5 16 42 70 84 100 140
50,80 8,5 16 42 70 84 100 140
76,20 8,5 - - - - - -
Сферические
61,00 - 16 42 70 84 100 140
76,20 - 16 42 70 84 100 140
91,50 - 16 42 70 84 100 140
Длина сепараторов или их высота может быть 1,5-8 м. Допус-
кается увеличение диаметра по сравнению с установленным на 15-
24 см и увеличение длины на 1,5 м при соблюдении остальных ус-
ловий. Эти стандарты обязательны для компаний, отмечающих
свою продукцию официальной торговой маркой. На объектах низ-
кой производительности или принадлежащих многим владельцам
применяют, как правило, вертикальные сепараторы. На объектах
высокой производительности предпочтение отдают двухъемкост-
ным сепараторам. Характеристика двухъемкостных трехфазных
сепараторов фирмы «Голдхен» (ФРГ) приведена в табл. 2.2.
80
Таблица 2.2.
Рабочее дав- ление, МПа Производительность, м7сут Масса, т
ПО жидкости по воде по газу
0,8 80 64 12,5 0,86
0,8 400 318 31,2 1.86
0.8 800 636 49,3 2,22
1,76 80 64 21,8 0.95
1.76 400 318 56,9 2,08
1.76 800 636 90,6 3.13
Вертикальные сепараторы среднего давления имеют следую-
щие технические характеристики [16, 25]: рабочее давление - 0,7-
0,95 МПа, производительность по газу 9900-152800 м3/сут, произ-
водительность по нефти 95-6800 м3/сут, диаметр аппарата 60-180
см, масса 0,41-7 т. Характеристики сепараторов высокого давления
приведены в табл. 2.3.
Таблица 2.3.
Рабочее дав- ление. МПа Производительность, м’/сут Масса, т Число типоразмеров
но нефти по газу
1.6 40-6400 6500-192000 0,27-8,9 70
3,5 40-6400 9900-294000 0,36-15,0 70
4,2 40-6400 17000-303000 0,38-16,4 70
7,0 40-6400 13000-394000 0,45-28,5 70
10,0 40-6400 15000-480000 0,61-35,8 70
14,0 40-595 17500-65000 0.68-8,3 14
24.5 40-595 20000-82000 1,10-12,5 14
Примечание: Изготавливаются также 50 типоразмеров сепараторов, рассчитанных
на рабочее давление 28,0-42,0 МПа.
Горизонтальные сепараторы низкого давления этого типа
имеют рабочее давление 1,0 МПа при производительности по газу
83100-134500 м3/сут. Диаметр аппаратов изменяется от 50,8 до 183
см, масса - от 0,5 до 5,45 т (указанные параметры включают 23 ти-
поразмера сепараторов). Сепараторы высокого давления (138 типо-
размеров) имеют следующие данные: рабочее давление 3,5; 7,0;
25,0: 35,0 МПа, производительность по газу 92000-759600 м3/сут,
по нефти 70-7070 т/сут, диаметр 40-90 см. В табл. 2.4 приведены
основные характеристики одноемкостных сепараторов различного
набн-щения фирмы «Камко».
81
Таблица 2.4.
Назначение сепара гора Производитель- ность Рабочее избыток- ное давле- ние, МПа L Температура, °C Длина, м Диаметр, м Объём, м3 Масса, т
по нефти, т/сут по газу, м3/сут
Сепарация газа на групповых сбор- ных пунктах 3185 360000 1,2 30 9,1 1.4 14 12.06
Отбор свободного газа перед элек- тродегидраторами 8105 9515* 0,14 51 5,9 2,1 20 6,57
Отбор газа и легких фракций на концевой ступени горячей сепарации 23013 3195 0,077 44 23,5 3,4 200 3,52
* - Производительность по газу дана в кг/ч.
Сферические сепараторы, обладая практически всеми свойст-
вами сепараторов других типов, имеют небольшой объём пульса-
ционного и газового отсеков, в связи с чем применяются на не-
больших объектах, характеризуемых постоянным поступлением
жидкости. Они дешевле горизонтальных и вертикальных и более
компактны. Их легко монтировать и эксплуатировать, однако регу-
лирование уровня жидкости в них значительно затруднено. Фирма
«BSB» (США) выпускает сферические сепараторы, параметры ко-
торых представлены в табл. 2.5. Фирма изготавливала также более
75 типоразмеров сферических сепараторов высокого давления диа-
метром от 51 до 152 см, производительностью по газу от 60 до 1280
м3/сут и по нефти — от 47,5 до 806 м3/сут.
Таблица 2.5.
Давление, МПа Производительность, м’/сут Диаметр сепаратора, см Масса, т
по газу по нефти
0,875 18100 320 107 0,55
0.875 31900 400 122 0.68
0,875 37600 510 137 0.95
0.875 144000 815 152 1,50
82
Таблица 2.6 содержит информацию в баллах о преимуществах
и недостатках сепараторов различных типов [25] по сумме мест.
Т а б л и ц а 2.6.
Горизонталь-
Наименование § ё 3 Си о иые с епарато- ры В а 8 g
ct i Л Ц £ d S ex СХ cd
о. и о ж вл з о £ -0- о
CQ и ж о о R о о °
Капиталовложения на единицу производительно- 3 2 2 1
сти
Экономичность при высшей производительности (по газу) 2 1 1 3
Экономичность при высоком давлении сепарации 3 1 1 3
Удобство в работе с нефтью, содержащей песок, 2 3 3 1
примеси Рабо 1 а с пенистой нефтью 3 1 1 3
Работа с вязкой высокозастывающей нефтью 2 1 3 4
Внедрение на промыслах 2 3 1 4
Контроль уровня жидкости 1 4 2 3
Транспортабельность 3 2 2 I
Установка, обслуживание 2 1 1 1
Занимаемая площадь на единицу производитель- 1 4 3 2
ности
Сумма баллов (мест) 24 23 20 25
Предпочтительность по сумме баллов, место III II 1 IV
Из данных таблиц следует, что небольшими преимуществами
обладают горизонтальные сепараторы, которым по сумме мест
следует отдать предпочтение. Сепараторы этого типа получают все
более широкое распространение на вновь вводимых в эксплуата-
цию объектах, особенно на укрупненных участках с одним или не-
сколькими сборными пунктами.
Наряду с сепараторами высокой производительности на зару-
бежных промыслах эксплуатируется большое число сепараторов
устаревших конструкций [25], что связано с их удовлетворитель-
ной работоспособностью в условиях снижения добычи нефти и вы-
сокой стоимости реконструкции.
ГЛАВА III
III. СЕПАРАЦИЯ ПЕНИСТЫХ И ЭМУЛЬСИОННЫХ
НЕФТЕЙ
Основные характеристики пенистых нефтей и процесса их се-
парации рассмотрены в [230]. В настоящем разделе приведены ре-
зультаты исследований, не вошедшие по большей части в эту рабо-
ту.
3.1. СВОЙСТВА ПЕНИСТЫХ НЕФТЕЙ
Для нефтей, которые при разгазировании образуют пену, не-
обходимо, наряду с другими параметрами, изучение пенистых ха-
рактеристик: пенообразующей способности, стабильности, плотно-
сти и вязкости пены, структурно-механических свойств и т. д. [1,
22, 25, 26-52, 209-213, 218-224, 230, 250, 252, 253, 255, 258, 292].
В [30] проанализированы пенистые свойства нефтей четырех
различных месторождений, основные характеристики которых
приведены в табл. 3.1 и получены при помощи устройства, пока-
занного на рис. 3.1.
Таблица 3.1.
Параметры Месторождение
№1 №2 №3 №4
1 2 3 4 5
Давление насыщения, МПа 16,0 13,0 14.0 2,3
Газосодержание, м3/м3 102 74 81 2,8
Вязкость пластовой нефти, МПа-с 1,8 2,9 4,5 33,0
Плотность нефти, г/см3: пластовой 0,7810 0,8300 0,8298 0,8890
дегазированной 0,8980 0,9120 0,9223 0,9041
Объемный коэффициент 1,330 1,308 1.292 1,0231
Коэффициент сжимаемости нефти, 104 Мпа'1 10,6 9,7 9,5 7,69
Температура исследования, °C 80 79 79 25
84
Продолжение таблицы 3.1.
1 2 3 4 5
Содержание в нефти, % асфальтенов 1,8 8,0 9,6 5,2
серы 3,6 3,7 3,0 3,0
Емкость 2 заполняли исследуемой пробой нефти. Определен-
ными порциями нефть переводили прессом 1 через накопитель 7 в
шариковый вискозиметр 6 или через регулирующий вентиль 3 в
приемник нефти 4. Количество выделившегося газа измеряли счет-
чиком 5.
Рис 3.1. Устройство для исследования пенистых свойств нефти.
Время разрушения образовавшейся пены при разгазировании
нефти определяли после заполнения пеной приемника 4 объемом
1000 см1 через каждые 100 см3. После полного разрушения пены
измеряли объем нефти в приемнике 4 и количество выделившегося
газа. Если в процессе заполнения приемника пеной образуется
жидкая фаза, ее объем вычитают из конечного объема нефти.
Плотность пены рассчитывалась по формуле
Рп
К,Р„ + У,Р,
VH+K
(3.1)
где: E„, V, — объем нефти и газа соответственно; р„, рг- плотность
нефти и газа.
Кратность пены определялась по формуле
85
V V +v
= (3.2)
К К,
где VH — объем пены, складывающийся из объема, полученного по-
сле разрушения пены и содержащегося в объеме пены количества
газа.
Стабильность пены (время существования определенного ее
объема) рассчитывалась по формуле
V
К = — , (3.3)
тр
где тр - время разрушения объема (И„) пены.
Удельную стабильность (время, необходимое для разрушения
объема пены, образовавшейся из 1 см3 нефти) определяли по фор-
муле
А/С = ^-. (3.4)
К
Вязкость пены измеряли шариковым вискозиметром и рассчи-
тывали по общеизвестной формуле, причем вместо показателя
плотности жидкости использовали показатель плотности образо-
вавшейся пены.
Результаты исследования характеристики пены различных
нефтей приведены в табл. 3.2.
Таблица 32
Параметры Месторождения
№ 1 №2 №3 № 4
Объем нефти,см3 100 70 75 200
Объем пены, см5 912 890 945 300
Объем газа, содержащегося в объеме пены, см3 812 820 870 100
Полный объем выделившегося газа, см3 1930 1320 1365 516
Кратность пены, см3/см3 9,12 12,71 12,6 1,5
Стабильность пены, см3/с 8,20 2.82 1,58 0,71
Удельная стабильность, с/см3 1,П 4,51 7,97 2,11
Кратность пены первых трех месторождений различается не-
значительно, а кратность месторождения № 4 намного меньше по
сравнению с остальными. Изменение стабильности пены имеет
иной характер.
86
Если стабильность пены месторождения № 1 составляет 8,20,
№ 2 - 2,82 см3/с, то месторождения № 4 - 0,71 см3/с. Хотя пена по-
следнего месторождения очень стойкая, но ее объем, образовав-
шийся из 1 см3 нефти, значительно меньше по сравнению с осталь-
ными. Поэтому по удельной стабильности пены эти нефти распре-
деляются иначе. Нефть месторождения № 4 по удельной стабиль-
ности пены (2, ] 1 с/см3) незначительно отличается от нефтей место-
рождений № 1 и № 2 (1,11-4,51 с/см3). Удельная стабильность пены
месторождения № 3 составляет 7,97 с/см3. Следовательно, время
полного разрушения пены, образовавшейся из 1 см3 этой нефти,
составляет почти 8 с, а нефтей остальных месторождений - 1,11-
4,51 с. Наиболее сложной является сепарация нефти месторожде-
ния № 3 При одинаковой производительности сепарационных ус-
тановок объем сепаратора для этой нефти должен быть в несколько
раз больше по сравнению с остальными рассмотренными нефтями.
Результаты определения вязкости пены из нефти месторожде-
ния № 4 приведены в табл. 3.3.
Таблица 33
Начало эксперимента, с Время качения шарика, с Вязкость пенной системы, МПа с
0 0,21 —
120 30,26 40,77
210 22,76 30,66
280 16,15 21,76
330 14,52 19,56
После продувки трубки
вискозиметра воздухом 0,25 —
Время разрушения пены в трубке вискозиметра составляет
около 360 с. Вязкость пены определяли через некоторые проме-
жутки времени до полного её разрушения. Первое определение бы-
ло выполнено через 120 с, последнее - 330 с. При этом вязкость
пены изменялась от 40 до 19,56 МПа-c вследствие изменения её
структуры с течением времени. Анализ показал, что вязкость пены
даже в начальный период в 1,2 раза больше вязкости пластовой
нефти.
Зависимость плотности пены от газосодержания нефти пред-
ставлена на рис. 3.2.
При снижении давления наблюдалась тенденция к уменьше-
87
Рис. 3.2. Зависимость плотно-
сти пены рп от газосодержания
Г при разгазировании нефти до
атмосферного давления.
I - 1,0-2,0 МПа, 2 - 0,45-0,55 МПа;
3 - 0,29-0,40 МПа;
4-0,12-0,17 МПа.
нию пены, образующейся при разга-
зировании нефти до атмосферного
давления (кривые I и 4), а на каждой
ступени снижения давления плот-
ность пены зависела от газосодержа-
ния нефти. Оказалось, что пена оди-
наковой плотности возникала на ка-
ждой ступени снижения давления
при разном газосодержании нефти.
Например, пена плотностью 0,30
г/см3 может образовываться при га-
зосодержании нефти 2,9; 6,7; 10,7 и
29,0 м3/м3.
Сопоставление результатов оп-
ределения времени разрушения пены
различных нефтей, образующейся в
разных условиях, показало, что при
ступенчатом снижении давления на
каждой ступени образуется стойкая
пена, а время ее разрушения для неф-
тей месторождения № 1 составляло
около 100 с, № 2 - 200+250 с, № 3 —
500+600 с. Суммарное время разрушения пены нефти месторожде-
ния № 2 на трех ступенях составляет 600+750 с, в то время как при
однократном разгазировании - только 400 с. Следовательно, в про-
мысловых условиях сепарацию высокопенистых нефтей выгоднее
осуществлять на минимальном количестве ступеней, например,
двух.
В [29, 31, 32, 33, 36, 37, 45, 47, 48, 49, 230] показано, что при-
менение трубчатого газового коалесцентора (ТГК) и пеногасящих
насадок позволяет увеличить качество сепарации газа и производи-
тельность аппаратов в несколько раз против традиционных.
3.2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗА, ПЕНЫ И НЕФТИ
В СЕПАРАТОРАХ
Исследования высокопенистой нефти в аппаратах были вы-
полнены на опытно-промышленной установке, представленной на
рис. 3.3. Пластовая нефть из скважин поступала в сепаратор первой
88
ступени 1, где разгазировалась при давлении 1,3 МПа и поступала в
трубчатый газовый коалесцентор (ТГК) 5 и в концевой делитель
фаз (КДФ) 4. Затем газонефтяная смесь, отбираемая из трех уров-
ней КДФ, по трем автономным каналам поступала в сепаратор вто-
рой ступени 3 (Р = 0,32 МПа) и сепаратор третьей ступени 2 (Р =
0,15 МПа). Газ направлялся на компрессорную станцию, а нефть -
на установку для её дальнейшей подготовки. Схемой предусмотре-
но переключение ТГК и КДФ прямо на третью ступень. Исследо-
вание второй и третьей ступеней сепарации осуществляли последо-
вательно с включением ТГК и КДФ. На первой ступени сепарации
исследования в полном объеме не были выполнены в связи с по-
ступлением в сепаратор практически уже расслоенного потока, что
объясняется большой длиной подводящего трубопровода и малой
скоростью движения потока в нем.
Рис. 3.3. Схема установки трехступенчатой сепарации.
1. 2. 3 - ступени сепарации соответственно, первая, третья, вторая,
4 - концевой делитель фаз (КДФ), Т1 -T9 - места замера;
5 - трубчатый газовый коалесцентор (ТГК).
Конструкция сепараторов всех ступеней была одинаковой
(диаметр 400 мм, длина 3 м). Основные характеристики исследуе-
мой нефти представлены ниже.
Давление насыщения. МПа......................... 14.0
Пизе юная температура, °C.............. 79
Шзкость пластовой нефти, мПа-с......... 4,5
' ’ло’чос'ь нефти, г/см3
89
пластовой.................... 0,8298
дегазированной................. 0,9223
Объемный коэффициент................. 1,292
Газосодержание, м7м3............... 81
Коэффициент сжимаемости, МПа'1..... 9.5-104
Содержание,%
асфальтенов........................ 9,6
серы......................... 3,3
Стабильность пены, см’/с........... 1,58
Исследования, выполненные на всех ступенях сепарации, по-
казали, что плотность выделившегося газа на них различна и со-
ставляла: на первой ступени 0,911710'3, на второй 1,2797-10~3, на
третьей 1,5761-Ю’3 г/см3. Плотность сепарированной нефти при
температуре 20°С после третьей ступени сепарации равнялась
0,9183 г/см3. Плотность газа, растворенного в нефти по ступеням
сепарации, после его выделения при соответствующих давлениях
составляла: на первой ступени - 1,5021-Ю'3, второй - 1,6742-10’3,
на третьей - 1,7678-Ю’3 г/см3.
Во всех аппаратах в вертикальном сечении и по их длине
структура потока оказалась различна. Однако во всех аппаратах
нефть находилась в пенообразном состоянии, а четкий раздел фаз
«газ-пена-нефть» появлялся только в конце сепараторов при их ра-
боте в оптимальном режиме.
Оценка структуры потока осуществлялась путем отбора проб
через зонды в различных частях сепараторов и измерения количе-
ства газа и нефти в этих пробах с дальнейшим расчетом плотности
смеси для соответствующих давлений сепарации. Устройство для
исследования плотности и структуры потока показано на рис. 3.4.
Пробу из аппарата 1 отбирали через зонд 3. Количество нефти из-
меряли в приемнике 5, а количество газа - счетчиком 6. Скорость
потока регулировалась вентилем 4. Расстояние между зондами Т7 и
Т8 (рис. 3.3) составляло треть длины сепаратора.
Результаты исследований приведены в табл. 3.4. В начале ТГК
(опыт 1, табл. 3.4) при расширении однородного потока (увеличе-
ние диаметра с 50 до 150 мм) происходила его дифференциация и
образование пенистой структуры нефти. Газосодержание этой сис-
темы в нижней части трубы составляло 6,9, а в верхней - 97,1
м3/м’. При дальнейшем движении потока расслоение увеличива-
лось в еще большей степени (опыт 3). Газосодержание пенной
90
системы составляло соответст-
венно 5,5 и 171,4 м3/м3, т.е. в
верхней части трубы увеличи-
лось почти в 2 раза. Отсюда
следует, что плотность системы
в верхней части ТГК близка к
плотности газа. По ходу движе-
ния потока происходит его ин-
тенсивное разрушение с увели-
чением плотности системы и
уменьшением газосодержания в
направлении сверху вниз по
сечению аппарата. При прове-
дении опыта 4 в КДФ наблюда-
лось дальнейшее расслоение
потока. Нижние и средние слои
Рис. 3.4. Устройство для опреде-
ления плотности отдельных фаз
в аппаратах.
1 - исследуемый аппарат; 2 - саль-
никовое устройство; 3 - датчик, 4 -
вентиль, 5 - приемник нефти; 6 -
счетчик газа
системы различались незначи-
тельно, содержание газа в верхнем слое достигало 303,8 м3/м3. При
переходе потока от ТГК к КДФ отдельные слои смешивались и
достигнутый технологический эффект частично нейтрализовался.
Таблица 3.4.
Опыт Точка отбора проб Место отбора проб в трубо- проводе Количест- во раство- ренного в пробе газа, м3/м3 Скорость раз- рушения пены, образовавшейся при разгазиро- вании пробы, см3/с Примечание
1 2 3 4 5 6
1 Т2 Низ 6,9 1,42 ТГК d=150 мм
Середина 16,1 0,82 перед второй сту-
Верх 97,1 0,50 пенью; давление: Р,=1,3. Рц= 0,32 МПа; подводящая труба г!=50мм
2 ТЗ Низ 5,6 1,33
Середина 16,9 0,75
Верх 150,6 0,22
3 Т4 Низ 5,5 1.43
Середина 19,1 0,85
Верх 171,4 0,27
91
Продолжение таблицы 34
1 2 3 4 5 6
4 Т5 Низ 7,3 -
Середина 7,8 1,62
Верх 303,8 0,16
5 Тб Низ 8,4 1,90 Сепаратор второй
15 см от низа 19,7 0,91 ступени давление
30 см от низа 36,6 - РП=О,33 МПа
Верх Идет газ -
6 Т7 30 см от низа 3049,0 -
Верх Идет газ -
7 15 Низ 2,6 1,55 ТГК d=150 мм
Середина 2,8 1,65 перед третьей
Верх 5,2 0,34 ступенью, давле- ние Рп= 0,32, Р( 11=0,15 Мпа
8 Т8 Низ 2.3 2,81 Сепаратор треть-
15 см от низа 5,2 1,37 ей ступени дав-
30 см ci низа 12,3 0,72 ление РП|=0,15
Верх Идет газ - Мпа
9 T9 30 см от низа 256,9 0,23
Верх Идет газ -
Примечание Температура нефти в опытах 1,2, 3,6 и 9 составила 28°С, в опыте 4 -
ЗО°С, опыте 5 - 32°С, опыте 7 - 26,5°С, опыте 8 -29,5°С
Аналогичным оказался характер изменения структуры потока
в ТГК и перед третьей ступенью сепарации (опыт 7). Газосодержа-
ние нижних слоев колебалось от 2,6 до 2,8 м3/м\ а верхнего слоя
составляло соответственно 5,2м3/м3.
Определение газосодержания и плотности пенной системы на
различных уровнях в сепараторах второй и третьей ступеней (опы-
ты 5, 6, 8 и 9) показали, что разделение потоков в них углубляется.
Газовая фаза в верхней части сепараторов мало чем отличалась по
своим характеристикам от чистого газа, а в нижней части, ближе к ;
выходу, плотность системы увеличивалась. Изменение плотности;
по ступеням сепарации представлено на рис 3.5.
При включении трубок, отводящих газонефтяную смесь авто-
номными потоками от КДФ к сепаратору (см. рис. 3 3), отмечено
92
Рис 3 5 Зависимость плотности
пенной системы ог высоты ее слоя в
сепараторе
1 - вторая ступень, 2 -третья ступень.
некоторое смешение потоков.
Наличие в зоне ввода газовой шапки высотой 5-6 см при раз-
дельном вводе фаз из КДФ в сепаратор диаметром 400 мм интен-
сифицирует процесс разрушения пенной системы на поверхности
раздела фаз, а внутри пенной
фазы имеет место укрупнение
пузырьков газа.
Как показали исследова-
ния, предварительная подго-
товка потока высокопенистой
нефти в аппаратах ТГК и
КДФ перед вводом в сепара-
тор значительно ускоряет
процесс разрушения пенной
системы. Установлено, что
применение ТГК и КДФ по-
зволяет кратно увеличить
производительность сепара-
ционного комплекса.
3.3. ВЛИЯНИЕ ФОРМЫ КАНАЛОВ ПЕНОГАСЯЩИХ
СЕКЦИЙ НА СЕПАРАЦИЮ
В ТГК и секциях сепараторов могут быть использованы раз-
личные формы посадок. Показано, что эффективность сепарации
высоковязкой высокопенистой нефти наряду с другими факторами
определяется процессами разрушения пены на границе раздела фаз
«пена-газ» и, следовательно, зависит от площади этого граничного
слоя, коалесценции пузырьков в объеме пены, скорости и времени
их перемещения из нижних слоев в верхние, скорости и степени
осушки пены за счет стекания нефти по межпузырьковым каналам
в нижние слои, скорости подъема границы раздела фаз «пена-сепа-
рированная нефть» [29, 31, 37, 230].
Среди упомянутых выше факторов важное значение имеет ве-
личина границы раздела фаз «пена-газ», фиксирующей оконча-
тельное расслоение системы на отдельные фазы. Поэтому правиль-
ный выбор формы каналов, используемых в различных пеногася-
щих устройствах сепараторов на стадии как их проектирования, так
и и i ,т эвления и эксплуатации, имеет определяющее значение.
93
Весьма важно, чтобы в процессе разрушения пены площадь грани-
цы раздела фаз оставалась максимальной при любых газовых фак-
торах. В этой связи нами рассмотрены 13 основных видов сечений
каналов элементарных ячеек пеногасящих устройств и теоретиче-
ски оценена их эффективность с указанной точки зрения.
Результаты расчета минимальных, максимальных и средних
значений ширины границы раздела фаз для единичных и сдвоен-
ных элементов треугольной формы «основанием вверх и вниз» как
функции высоты прямоугольных треугольников единичной площа-
ди S для газовых факторов в диапазоне 0,5- ЗОм3/м3 показали, что
сечение «основанием вниз» значительно проигрывает сечению
«основанием вверх». Это особенно заметно при тиражировании
ячеек (например, сдвоенных), располагающихся рядами в пенога-
сящих устройствах. Так, сдвоенная модель «основанием вверх»
более чем в три раза эффективнее модели «основанием вниз» (га-
зовый фактор 0,5 м3/м3).
Что касается высоты расположения (ширины) границы раздела
фаз (предельные значения) для сечений обоего типа после разру-
шения пены и расслоения системы на нефть и газ при различных
газовых факторах, то при всех прочих равных условиях наименее
выгодным является сечение первого типа («основанием вниз»). В
самом деле, диапазон изменения ширины границы раздела фаз в
этом случае определен значениями 0-0,99 и в среднем - 0,495, в то
время как для сечения второго типа («основанием вверх») этот же
параметр изменяется в пределах 1-0,179 и в среднем определяется
величиной 0,59, что на 16% больше.
Важно, что разрушение пены в сечении второго типа всегда
начинается с площади максимальной ширины, которая затем по-
степенно уменьшается. Одновременно с этим, в связи с заполнени-
ем определенного сечения сепарированной нефтью, граница разде-
ла фаз приподнимается, чем и нейтрализуется (частично) эффект
снижения площади сечения. В сечении первого типа максимальное
значение ширины границы раздела фаз вообще недостижимо при
любых газовых факторах, а процесс заполнения нижней части се-
чения нефтью отодвигает границу раздела фаз в область меньших
значений. Особенно велика разница значений ширины границы
раздела при газовых факторах, не превышающих 4 м3/м3. Так, если
среднее значение ширины при газовом факторе 2 м3/м3 в сечении
первого типа составляет 0,41, то второго - 0,79, то есть на 93%
94
больше; при газовом факторе 4 м3/м3 те же значения соответствуют
величинам 0,445 и 0,72. Сечение второго типа в этом случае эф-
фективнее первого на 62%.
Однако элемент одного типа не может быть использован в на-
садке сепаратора без элемента другого типа. Чаще всего они со-
ставляют различные комбинированные фигуры типа параллело-
грамма, ромба, квадрата с диагональной (расположенной под углом
к горизонту) перегородкой. При одинаковом базовом размере (ос-
нование, высота) образуется четырехугольная ячейка с дополни-
тельной перегородкой, причем среднее значение ширины границы
раздела фаз превышает единицу. Эффект возникает за счет различ-
ного расположения уровней границы раздела фаз в элементах
ячейки при постоянном значении газового фактора. Так, при газо-
вом факторе 0,5 м3/м3 в правой части элемента среднее значение 1т
составляет 0,91, а в нижней левой - 0,29. В итоге имеем общую
ширину границы раздела фаз при движении потока нормально се-
чению, равную 1,2 базовой величины (ширины основания) элемен-
та. Здесь важно также, чтобы верхние и нижние основания комби-
нированной ячейки были параллельны горизонту.
Для получения более универсальной характеристики сечений
обоих типов необходимо ввести коэффициент Спр, учитывающий
изменение ширины по высоте элемента и характеризующий модель
с точки зрения количества единиц площади разрушения пены, при-
ходящихся на одну единицу высоты элементарной ячейки. Естест-
венно, что предельное значение такого коэффициента равно еди-
нице. Коэффициент является по существу приведенной шириной
ячейки (площадь сечения, отнесенная к высоте) и характеризует
степень ее технологического совершенства. Чем больше значение
С = 8г / h, где S? — площадь сечения, занятая газом, и h — высота
ячейки, тем эффективнее модель.
Для модели треугольного сечения «основанием вниз» приве-
денное значение ширины ячейки определяется выражениями
(3.5)
C„=Jsrg~, (3.6)
95
а модели «основанием вверх» - выражениями
Сф=(2Л-^р (3.7)
C^tg^h + ^-S/tg^,
(3.8)
где: h - высота элементарной ячейки; 5 — площадь, занятая газом;,
Ah - высота слоя, занятого газом, от основания до границы разделу
фаз; V— угол ячейки и её вершины.
Поскольку h > Ah, то Спр (3.7) > С„р (3.5), что и было подтвер^
ждено расчетами.
Из формул (3.5)-(3.8) следует, что с увеличением угла Vзначе*
ние Спр возрастает и при V = 180° становится максимальным, что
эквивалентно превращению модели треугольного сечения в модели
канала, рассеченного расположенными горизонтально пластинами
которые и являются выражением идеальной формы канала с этой
точки зрения. 1
Результаты расчета положения границы раздела фаз по высот!
сечения моделей четырехугольного типа показали, что одна и та ж(
фигура, расположенная по-разному в пеногасящем устройстве, ха
рактеризуется равной эффективностью.
В частности, ромбическое сечение явно уступает сечению <
расположенными горизонтально сторонами, в котором Спр = 1 п<
всей высоте ячейки, в то время как в ромбическом сечении значе
ние Спр в зависимости от газового фактора изменяется от 0,425 д<
0,56. Следовательно, модели сепараторов с ромбической формо|
насадки менее эффективны, что и подтвердили испытания.
В самом деле, если для прямоугольного сечения с располо
женными горизонтально сторонами ромбического сечения значе
ние Спр определяется как функция h выражением (3.9)
С = 4Д/?(/г-Д/?) + /?2
пр 2(Й + 2ДЙ) ’ '
то для у= 90° при других значениях угла между сторонами - вырЗ
жением (3.10)
96 '
4Ahtg Ah) + h2tg^
np~ 2(h + 2Ah)
(3.10)
где: h - длина диагонали; Ah - отрезок от центра сечения до грани-
цы раздела нефть - газ.
В обоих случаях формулы (3.9) и (3.10) значение С„р всегда
меньше единицы.
Модели в виде полукругов «диаметром вниз» и особенно
«диаметром вверх» отличаются существенно большими значения-
ми Спр, которые определяются с помощью формул (3.11-3.12)
Ср = р~() arccos ~~ ~ h)yjh(2r - h), (3.11)
2h*-г2
Гг 71 2 18 0 — arccos--, —
„ У1Г -п лг г2
Результаты исследований показали, что ни одна из форм сече-
ний не может конкурировать с прямоугольной, которая при ис-
пользовании горизонтальных перегородок позволяет получать зна-
чение Спр, кратное числу перегородок. Естественно, с увеличением
значения Спр в определенном соотношении и до предела, управляе-
мого этим фактором, будут возрастать эффективность разрушения
пены и производительность сепараторов. Это же справедливо и для
разрушения эмульсий.
Модели некоторых сечений (полуокружность и треугольник
«основанием вверх», ромбическое сечение с перегородкой, сочета-
ние полуокружности «основанием вниз», треугольника «основани-
ем вверх» и др.) наиболее эффективны при низких значениях газо-
вого фактора. Эффективность других сечений с увеличением газо-
вого фактора возрастает. Постоянством приведенной ширины се-
чения и максимальным значением по абсолютной величине отли-
чаются сечения прямоугольного типа, образованные горизонталь-
ными пластинами. Из этих элементов и следует формировать пено-
гасящие устройства аппаратов, предусмотрев в ряде случаев их не-
оольшой наклон к горизонту для перемещения отделившейся неф-
ти самотеком в камеры сбора. Для эффективной работы пеногася-
97
щих каналов весьма важно также исключить их перегрузку и обес-
печить возможность появления свободной границы раздела фаз
«пена-газ» на их начальных участках.
Полупромышленные испытания эффективности разрушения
пены в каналах прямоугольной и ромбической формы (с частич-
ным повторным орошением осушенной пены нефтью по ходу ее
движения) были осуществлены в прозрачных моделях сепараторов
на высокопенистой нефти плотностью 0,923, вязкостью 92 сПз (при
20°С), с индексом пенистости 0,07-0,08 см/с. При рабочем газовом
факторе пены 16,5-17,5 м3/м3 и температуре процесса 28°С удель-
ная производительность модели с каналами прямоугольной формы
составила 19,6 м3/м3 даже при условии орошения пены нефтью на
конечных участках ее движения за счет стекания части нефти с
пластин, формирующих каналы с наклоном от оси аппарата к стен-
кам.
В этих же условиях удельная производительность модели се-
паратора с каналами ромбической формы, которые были на 20 см
короче основной модели, но обеспечивали движение осушенной
пены по всей их длине, составила только 15,8 м3/м3, то есть около
80% производительности базовой модели.
В сочетании с трубчатым газовым коалесцентором удельная
производительность пилотной сепарационной установки, испыты-
вавшейся на этой же нефти и имеющей практически прямоуголь-
ные каналы для гашения пены, составила 134 против 70 м3/м3 на
установке, оснащенной насадками с пеногасящими каналами,
сформированными пластинами, расположенными под углом 40° к
горизонту, как это имеет место у некоторых зарубежных сепарато-
ров.
3.4. ВЛИЯНИЕ НЕКОТОРЫХ ФАКТОРОВ НА СЕПАРАЦИОННЫЕ
СВОЙСТВА ЭМУЛЬСИЙ
На поздней стадии разработки нефтяных месторождений, ха-
рактеризующейся добычей значительных объемов пластовой воды,
на промысловых объектах предварительной подготовки скважин,
особенно вязких пенистых нефтей, появляются определенные ос-
ложнения в работе оборудования, в частности сепарационных ус-
тановок. Установлено, что при работе с эмульсионными нефтями
их пропускная способность по газу уменьшается и при этом ухуд-
шается качество сепарации [4, 5, 6, 21, 193, 216, 235, 244, 245, 249,
98
251, 259, 322]. Поскольку при сепарации любая нефть в той или
иной мере вспенивается и основное количество газовых пузырьков
скапливается вблизи границы раздела «газ-жидкость» [217], то
время пребывания жидкости в сепараторах, а, следовательно, и их
производительность определяются в основном временем существо-
вания газовых включений в верхних слоях нефти или скоростью
разрушения пенистой системы. Практика показывает, что легкие
нефти образуют неустойчивые пены, которые разрушаются в тече-
ние нескольких секунд, при этом время пребывания газожидкост-
ной смеси в сепараторах принимается равным 2-3 минутам. Газо-
жидкостные смеси повышенной вязкости образуют достаточно
стойкие пены, и время пребывания жидкости в сепараторах увели-
чивается до 5-10 минут и более. В известных работах [7, 167, 158,
222, 223], затрагивающих эту проблему, рассматривают в основном
вопросы сепарации вязких безводных, либо малообводненных неф-
тей. в то время как сочетание высокой обводненности и склонности
к пенообразованию как девонских, так и более вязких нефтей явля-
ется наиболее осложняющим фактором в процессах разделения га-
зожидкостных смесей.
Исследования процесса сепарации газоводонефтяных эмуль-
сий выполнялись с целью изучения особенностей их разделения. В
качестве экспериментальных жидкостей для исследования исполь-
зовались естественные эмульсии Бухарского (т = 43 МПас при W
= 1.4% и 20°С) и Первомайского (т — 24 МПа с при W = 52% и
20°С) месторождений и искусственные эмульсии, приготовленные
из нефтей Матросовского (т = 6 МПа с при W = 0% и 20°С) и Чего-
даевского (т = 219 МПа с при W = 0% и 20°С) месторождений. Ис-
кусственные эмульсии готовились путем перемешивания нефти и
пластовой воды с использованием четырехлопастной мешалки. Ин-
тенсивность перемешивания составляла 1250 об/мин, время пере-
мешивания - 30 минут [321].
Сущность исследований заключалась в следующем. В градуи-
рованный цилиндр диаметром 3,5 см и высотой 1,5 метра через во-
ронку заливали 130-150 см3 нефти или эмульсии и насыщали жид-
кость газом из баллона, пропуская газ через фильтр Шотта, имити-
руя процесс сепарации. Объем барбатирующего газа, в качестве
которого использовали гелий, замеряли с помощью газового счет-
'“икэ и принимали равным 1000 см3. Расход газа составлял 12-15
'~v е Установлено, что процесс прохождения газа через слой жид-
49
кости при ее насыщении сопровождается образованием и разруше-
нием пены, а при прекращении подачи газа скорость его удаления
из жидкости определяется временем и скоростью разрушения по-
лученной пенной системы.
Оценивались следующие параметры процесса сепарации:
- объем полученной пены при прохождении газа;
- пеностойкость нефти или эмульсии.
После соответствующих замеров определяли следующие ха-
рактеристики:
- кратность пены;
- скорость разрушения пены.
Объем пены замерялся, начиная с границы раздела фаз «жид-
кость-пена». Пеностойкость оценивалась временем распада полу-
столба пены. Кратность пены определялась как отношение объема
образованной пены к объему жидкости, пошедшей на ее образова-
ние, скорость разрушения пены - как отношение объема пенной
системы к времени разрушения полустолба пены.
Результаты исследований по влиянию водной фазы на сепара-
ционные характеристики различных нефтей представлены на рис.
3.6.
Рис 3 6 Зависимость обьема пены от обводненности
1 - Матросовское месторождение, 2 - Бухарское месторождение,
3 - Чегодаевское месторождение
Как видно из рис. 3.6, объем пены с увеличением обводненно-
сти заметно снижается, что связано как с меньшим содержанием
100
нефти в объеме эмульсии, так и с удерживанием части газа в объе-
ме жидкости за счет повышения ее вязкости, так как время коалес-
ценции и всплытия в объеме системы мельчайших пузырьков газа
значительно возрастает из-за аномально-вязких граничных слоев
«газ-жидкость». Кроме того, глобулы пластовой воды снижают пе-
нообразующую активность ПАВ, которые являются стабилизато-
рами эмульсий. В результате этого склонность нефтей к ценообра-
зованию с увеличением обводненности снижается. Из рис. 3.6 вид-
но, что в условиях эксперимента с увеличением вязкости иссле-
дуемых нефтей даже при одинаковой обводненности объем сво-
бодной пены снижается, так как газ оказывается иммобилизован-
ным самой нефтью, увеличивая собой ее объем в виде разбухаю-
щей газовой эмульсии, выделить газ из которой оказывается чрез-
вычайно трудно.
С увеличением обводненности влияние вязкости становится
менее заметным (Бухарское и Чегодаевское месторождения). Уста-
новлено, что для нефтей с высокой вязкостью увеличение содержа-
ния водной фазы в большей степени влияет на объем получаемой
пены, чем для нефтей с малой вязкостью. Увеличение обводненно-
сти нефтей Матросовского и Чегодаевского месторождений с 0%
до 30% привело к уменьшению объема пены в 1,34 и 3,67 раз соот-
ветственно. При увеличении обводненности нефти до 60% наблю-
далось лишь небольшое увеличение объема нефтяной системы с
образованием незначительного столба пены; во время эксперимен-
та пузырьки газа проскакивали через слой нефти и пены в газовую
зону стеклянного цилиндра, практически не увеличивая объем пе-
ны.
Анализ свойств эмульсий Матросовского (рис. 3.7) и Чегода-
евского (рис. 3.8) месторождений показал, что с увеличением об-
водненности нефти сепарационные характеристики нефтей суще-
ственно ухудшаются.
В частности, с увеличением водной фазы в нефти Матросов-
ского месторождения до 60% стойкость пены повысилась более
чем в 4,1 раза по сравнению с безводной нефтью, хотя кратность
пены, характеризующая ее объем, уменьшилась в 10 раз, скорость
разрушения пенной системы понизилась в 6,5 раз, т.е. с увеличени-
ем обводненности объем получаемой пены оказывается меньше, а
время ее разрушения больше, чем безводной нефти.
Подобная закономерность характерна для эмульсий Чегодаев-
ского месторождения (рис. 3.8).
101
При исследовании сепарационных свойств 50%-ой эмульсии
этого месторождения наблюдалось незначительное увеличение
объема нефтяной системы, при этом стойкость пены повысилась
Рис. 3.7. Зависимость сепарационных свойств эмульсий
Матросовского месторождения от обводненности.
1 - пеностойкость, t, 2 - скорость разрушения пены, v, 3 - кратность пены, b
Рис. 3.8. Зависимость сепарационных свойств эмульсий Чегодаевскы о
месторождения от обводненности
1 - пеностойкость, I, 2 - скорость разрушения пены, v, 3 - кратность пены, b
102
почти в 2,7 раза, кратность уменьшилась в 40 раз, а скорость раз-
рушения пенной системы уменьшилась почти в 5,0 раз по сравне-
нию с безводной нефтью. Сравнивая сепарационные свойства де-
вонской нефти Матросовского месторождения и угленосной нефти
Чегодаевского, можно заметить, что при одном и том же содержа-
нии водной фазы эмульсии девонской нефти образуют менее стой-
кие пены, чем эмульсии угленосной нефти. Максимальное время
разрушения пенной системы при разгазировании нефти и эмульсий
Матросовского месторождения не превышало 4 минуты, в то время
как пены, образованные эмульсиями Чегодаевского месторожде-
ния, разрушались полностью более продолжительное время, а мак-
симальное время разрушения составило около 20 минут.
Для определения влияния газосодержания эмульсий на про-
цесс сепарации обводненных нефтей во время исследования в ши-
роком диапазоне изменяли расход барбатирующего газа через слой
газоводонефтяной смеси, что создавало условия различной интен-
сивности разгазирования исследуемых эмульсий.
На рис. 3.9. представлена зависимость объема получаемой при
разгазировании пены от приведенной скорости газа (расход газа,
отнесенный к площади поверхности) при его прохождении через
слой эмульсии.
Рис. 3.9. Зависимость объема пены от приведенной скорости газа
1 - Ьухарское месторождение (W=28,8%), 2 - Первомайское месторождение (W=52%),
! 4, - Чегодаевское месторождение (W - 10, 30, 40% соответственно)
!03
Как следует из рис. 3.9, при увеличении газосодержания и ин-
тенсивности выделения газа из жидкости объем пены существенно
увеличивается, причем этот показатель у эмульсий легких нефтей
несколько выше, чем у более вязких нефтяных эмульсий Чегодаев-
ского месторождения. Здесь для одной и той же нефти при одина-
ковом газосодержании объем пены незначительно снижается с уве-
личением обводненности нефти, причем в интервале обводненно-
сти от 10% до 30% объем полученной пенистой системы при боль-
ших расходах газа оказался почти одинаковым. В диапазоне приве-
денной скорости газа 2,5-3,5 см3/с-см2 объем пены для всех иссле-
дуемых эмульсий близок и составляет 40-50 см3 (кроме 40%-ой
эмульсии Чегодаевского месторождения).
В процессе исследования обнаружено, что сепарационные
свойства эмульсий зависят не только от количества водной фазы в
них и интенсивности выделения газа из жидкости, но и от природы
содержащегося в их объеме газа. Это хорошо видно из рис. 3.10,
где приведены результаты исследований 50%-ой эмульсии Перво-
майского месторождения.
Рис. 3.10. Зависимость сепарационных свойств эмульсии Первомайского
месторождения от приведенной скорости газа и природы газовой фазы:
1,2- скорость разрушения пены (v) для гелия и углекисло, о газа соответственно,
3, 4 - пеностойкос гь (I) для углекислого газа и гелия соответственно
Исследования показали, что использование в эксперименте га-
зов, отличающихся по физико-химическим свойствам, привело к
104
различным конечным результатам. При подачи в слой эмульсии
гелия объем получаемой пены оказался меньше, чем при использо-
вании углекислого газа, обладающего более высоким удельным
весом и лучшей растворимостью как в нефти, так и в воде. Замече-
но, что в процессе разгазирования обводненных нефтей при увели-
чении расхода газа объем увеличивается, стабилизируется, а при
значении приведенной скорости газа 6,0-7,0 см3/с см2 и более пена
быстро разрушается, а ее объем при прекращении подачи газа
мгновенно снижается более чем до половины от ее первоначальной
величины.
Из рис. 3.10 следует, что время разрушения пены при исполь-
зовании гелия при всех расходах газа меньше, чем при применении
углекислого газа, а скорость разрушения выше, причем при увели-
чении расхода газа разница в стойкости пен при использовании ге-
лия и углекислого газа снижается, а разница в скоростях разруше-
ния увеличивается, т.е. оказалось, что при одних и тех же условиях,
чем выше плотность и растворимость газа в жидкости, тем выше
стойкость пены.
Г Л А В A IV
IV. СЕПАРАЦИЯ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЕЙ
И ТРЕХФАЗНЫЕ СЕПАРАТОРЫ
Сокращение энергетических затрат при сборе, сепарации газа
и перекачке высокообводненных нефтей от скважин до централь-
ных сборных пунктов (ЦСП), снижение степени коррозионного
воздействия пластовых вод на трубопроводы и другое оборудова-
ние, а также снижение себестоимости очистки пластовых вод, на-
гнетаемых в продуктивные горизонты с целью вытеснения нефти и
поддержания пластового давления, имеют большое народно-
хозяйственное значение [19, 56, 58, 99, 100, 105, 121, 134, 142, 159,
160, 162, 168, 184, 186, 217, 226, 227, 237, 238].
В последнее время все более развиваются прогрессивные тен-
денции по созданию технологических схем и оборудования для се-
парации газа, предварительного сброса свободных пластовых вод
под давлением в условиях ДНС (дожимных насосных станций) и
после них, а также технологических схем очистки пластовых вод с
использованием концевых делителей фаз, гидрофобных и гидро-
фильных жидкостных фильтров как с применением булитов, так и
технологических резервуаров.
Наиболее эффективно проблема сепарации газа, сброса и очи-
стки свободной пластовой воды в условиях ДНС может быть реше-
на с использованием трехфазных сепараторов и концевых делите-
лей фаз, а также их сочетаний при условии соблюдения некоторых
технологических принципов. Представляет интерес вопрос о воз-
можности применения трехфазных сепараторов как аппаратов
предварительного сброса, выпускаемых промышленностью, и дру-
гих конструкций, применяемых на промыслах с целью получить
чистую воду непосредственно в процессе её сброса [230].
106
4.1. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРЕХФАЗНЫХ
СЕПАРАТОРОВ
На рис. 4.1 представлены принципиальные схемы, а в табл 4.1
приведены технологические характеристики некоторых типов ап-
паратов, предназначенных для разделения газожидкостной смеси
продукции скважин на газ, водонефтяную эмульсию и воду, и ука-
заны факторы, препятствующие получению качественной воды из
этих аппаратов [56].
Рис 4 1 Принципиальные технологические схемы аппаратов
1 - корпус аппарата, 2 - ввод газоводонефтяной смеси, 3 - ввод горячей дренажной воды, 4 -
распределительное устройство, 5 - отбор газа, 6 - отбор водонефтяной эмульсии, 7 - отбор
отдельной воды, 8 - устройство для предварительно! о отбора газа, 9 - каплеобразователь
В первых трех типах аппаратов продукция скважин разделяет-
ся на нефть, газ и воду в общей технологической емкости. Наибо-
лее технологичным из этих типов аппаратов является концевой де-
литель фаз КДФ (см. табл. 4.1). В аппаратах типов С-3 расслоение
высокообводненной продукции скважин на нефть (эмульсию) и
воду происходит после отделения и отбора газа. Из них наиболее
технологичными являются конструкции типа УПС-2000/6, 3000/6М
и 6300/6М.
107
Как следует из данных табл. 4.1, исключение турбулизации
водного слоя продукции скважин за счет более высокого располо-
жения входного устройства позволит улучшить качество сбрасы-
ваемых пластовых вод и из аппаратов типа ОГ-200П, конструкция
которых, по существу, является скомбинированной на основе аппа-
ратов типа КДФ и типа БАС.
Таблица 41.
Тип аппарата Объем, м3 Производительность по жидкости. м3/сут Г азовый фактор, м3/м3 1 смисрагурц процесса, °C Содержа- ние воды, % Факторы, препятст- вующие получению чистой воды на выхо- де из аппарата, N2*
На входе На выходе
АКССУ (рис. ) 60 2000 2-10 25-30 30 5-20 1.2,3
БАС-1-200 (рис.) 200 5000 10 25-30 30 20 1,2,3
КДФ (рис. ) 100 12000 10 5-7 30 20 3
ГО-200С (рис.) 200 7000 4-5 28 16 3-5 1,2.3
БАС-1-100 (рис.) 100 2500 120 25-30 90 20 1,2,3
У11С-2000/6 80 2000 120 — 90 30 3
(рис. ) ОГ-200-П (рис. ) 200 5- 60- 70 5-10 1,2,3
20000 80
УПС-3000/6М 100 3000 120 16-50 30 20
(рис.)
УПС-6300/6М 200 63000 120 16-50 30 20 3
* Турбулизация водного слоя восходящими потоками газоводонефтяной (водонефтя-
иой) смеси Низкое расположение вводящего распределяющего устройства Небпаюприят-
ный режим течения водной фазы
Высокое расположение входного или распределяющего уст-
ройства позволяет получить более качественную воду благодаря
распределению вертикальной скорости движения воды в аппарате в
плоскости сечения, перпендикулярного к горизонтальной оси ап-
парата (рис. 4.2), и может быть выражено зависимостью:
& = fW =
от • (
zLsin arccos------
I h )
(4-1)
108
где: Q - производительность аппарата; L - длина аппарата; R - ра-
диус аппарата; h — текущая высота от нижней образующей корпуса
аппарата до точки, в которой определяется вертикальная состав-
ляющая скорости.
На рис. 4.2 показано, что минималь-
ное значение скорости достигается при h
-> R. Следовательно, при высоте ввода h„
> R в отобранной воде будут содержаться
частицы загрязнений нефти размерами d <
di Ршт скорость всплытия которых меньше
скорости движения воды (вниз) в цен-
тральной части сечения аппарата при h =
R.
Таким образом, при высоте he > R на
пути углеводородных загрязнений, уно-
симых отделяемой в аппарате водой в
Рис. 4.2. Распределение
вертикальной скорости
движения жидкости в
сечении, перпендикуляр-
ном к горизонтальной оси
аппарата.
нижнюю его часть, находится зона, ско-
рость движения воды в которой мини-
мальна. В этой зоне задержатся все частицы размерами d > dKp (по-
добный эффект будет наблюдаться и в вышележащих слоях воды).
Таким образом, центральная зона сечения аппарата h = R
представляет собой как бы фильтр, производительность которого
максимальна при заданных Q, L и R.
центральной зоне капли нефти ми-
нимальных размеров d = dKp будут
увеличиваться и всплывать в более
верхние слои до выноса их к по-
верхности раздела фаз вода-нефть.
Условная диаграмма распределения
загрязняющей воду нефти в зависи-
мости от размеров нефтяных капель
показана на рис. 4.3.
Как следует из рис. 4.3, на ос-
нове кривой 1 можно построить за-
висимость, описывающую содержа-
ние загрязнений в зависимости от
их диаметров (кривая 2).
Допустим, что вводящее уст-
ройство находилось на высоте he -
В результате коалесценции в
Рис. 4.3. Условная диаграмма
распределения загрязняющей
воду нефти в зависимости от
размеров нефтяных капель.
109
- 0,2R. Скорость движения воды в слое на этой высоте условно
примем равной единице. Тогда диаметр частиц, увлекаемых водой,
d < K\fl) (где к - условный коэффициент, включающий все вели-
чины, определяющие скорость всплытия частицы). При & = 1, d =
R - d/ количество загрязнений, уносимых водой, согласно рис. 4.3.
(условно) составит 0,1 от исходного.
На высоте h,. -- R диаметр уносимых частиц составит
d < < 0,78к < d2, (4.2)
а количество загрязнений, уносимых водой, - 0,2 от исходного. От-
сюда следует, что верхний ввод (йе > R) газожидкостной смеси эф-
фективнее нижнего для получения чистой воды из аппарата пред-
варительного сброса. Необходимо также отметить, что турбулиза-
ция водного слоя восходящими струями газожидкостной смеси ис-
ключает процесс очистки воды над распределяющим устройством.
Таким образом, введение распределяющего устройства на вы-
соту he > R вдвойне эффективно. Если принять h„ <R, то произой-
дет также и турбулизация центрального, самого выгодного для
очистки воды слоя. В этом отношении более благоприятные усло-
вия оказываются в аппаратах типа УПС-2000/6, УПС-3000/6М,
УПС-6300/6М и КДФ.
В аппаратах, которые характеризуются в основном движением
жидкости вдоль длинной его оси, например КДФ, возможно полу-
чение чистой воды без дополнительной очистки. Анализ показал,
что низкое качество воды, сбрасываемой из этих аппаратов, вызва-
но в основном тем, что в гидравлических расчетах движения жид-
кости в них учитывается только режим движения водонефтяной
эмульсии, из которой происходит выделение водной фазы. Именно
для эмульсионной фазы обеспечивается режим движения, обуслов-
ливающий выход в свободную фазу больших объемов воды. Вме-
сте с тем, зачастую не учитывают то обстоятельство, что режим
движения подстилающего водного слоя обычно носит ярко выра-
женный турбулентный характер.
Так как вязкость воды во много раз меньше вязкости эмульсии,
при прочих равных условиях число Re водной фазы будет во много
превосходить число Re для эмульсионной фазы. Так, при вязкости
эмульсии 60 сП и воды 1 сП соотношение значений Re окажется:
ПО
'^=л=зо
Re,
т.е. число Re водной фазы в 30 раз больше числа Re для эмульси-
онной. Учитывая то обстоятельство, что режим движения эмульси-
онной фазы задается в околокритической зоне и имеет слабовыра-
женный турбулентный характер движения, можно с уверенностью
отметить, что режим движения водной фазы при этом будет ярко
выраженным турбулентным. Сильные турбулентные пульсации в
водном слое равномерно распределяют загрязнения по сечению
водного слоя и препятствуют их всплытию и осаждению (в зависи-
мости от плотности загрязнений).
Расчеты показали, что для получения чистой пластовой воды
из аппаратов предварительного сброса, характеризующихся дви-
жением водного слоя по длинной его оси, необходимо соблюдение
некоторых режимных параметров. При соблюдении условия Re <
Re* и при высоте водного слоя в аппарате h
г» * n ( D~2h
Re cos --------
V D
2a
(4.3)
где: Q - производительность по жидкости; Re* - критическое зна-
чение числа Рейнольдса; D - диаметр аппарата; ve - вязкость воды;
h - высота водного слоя; а - коэффициент массового выхода воды
из нефтяной эмульсии.
При заданных значениях Q и D и других параметров необхо-
димый уровень заполнения аппарата водой в целях получения на
выходе из него чистой воды, определяемый с помощью (4.3), имеет
ВИД
h > — 1 - cos
2
2Qa
Dv Re
(4.4)
Таким образом, оперативным параметром контроля за работой
аппарата при заданных значениях Q и D может быть высота водно-
го слоя.
111
Исследования, выполненные в промышленных условиях, под-
твердили возможность получения чистой дренажной воды из КДФ
при условии поддержания в нем параметров в соответствии с вы-
ражениями (4.3-4.4). При производительности Q = 500 т/сут, тем-
пературе процесса 16°С и поддержании расчетного уровня запол-
нения КДФ водой h > 22 см из КДФ была получена хорошо очи-
щенная вода. Остаточное содержание в ней нефти не превышало 20
мг/л, содержание твердых взвешенных частиц - менее 24 мг/л.
Отсюда следует, что для получения качественной пластовой
воды из трехфазных сепараторов, отстойников ли других типов ап-
паратов необходимо:
- исключение нижнего ввода продукции скважин под слой дре-
нажной воды;
- осуществление распределенного ввода продукции скважин на
высоте для горизонтальных аппаратов;
-поддержание максимально возможного уровня заполнения аппа-
рата водой при движении водной фазы вдоль его горизонтальной
оси.
4.2. АППАРАТЫ ДЛЯ РАЗГАЗИРОВАНИЯ И ЧАСТИЧНОГО
ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ
Трехфазные сепараторы предназначены для разгазирования и
частичного (до 5-20% остаточной воды) обезвоживания нефти пе-
ред подачей её на установку товарной подготовки.
Возможность и экономическая целесообразность совмещения
этих процессов в одном аппарате в нашей стране были впервые об-
стоятельно доказаны на основании исследований, проведенных в
Октябрьском филиале ВНИИКАнефтегаз [14]. За рубежом такие
сепараторы были известны ранее [22, 25, 56, 139, 169].
4.2.1. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ КОНЦЕВАЯ СОВМЕЩЕННАЯ
СЕПАРАЦИОННАЯ УСТАНОВКА (КССУ)
КССУ разработана в ОФ ВНИИКАнефтегаза (рис. 4.4).
Установка работает следующим образом. Сырая нефть обвод-
ненностью 30% и более, прошедшая 1 ступень сепарации, содер-
жащая остаточный газ в количестве 2-10 м3/м3, смешивается с го-
рячей дренажной водой установки подготовки нефти. Затем смесь
поступает в сепаратор через распределитель под уровень воды, ко-
112
торый поддерживается на высоты 1-2 м. В сепараторе происходят
дегазация и частичное обезвоживание нефти до остаточного со-
держания воды 10-20%при температуре 25-ЗО°С без применения
реагента-деэмульгатора. При объеме аппарата 80 м3 производи-
тельность установки по сырой нефти составляла 2000 т/сут.
Рис 4 4 Автоматизированная концевая совмещенная сепарационная установка
1 - сепаратор, 2 - брызгоуловитель, 3 счетчик газа, 4 - отвод нефти, 5 - распределитель,
6 - смеситель, 7 - счетчик жидкости, 8 - насадок, 9 - регулятор уровня
Автоматическое регулирование уровней осуществлялось
пневматическими регуляторами. Количество частично обезвожен-
ной нефти и дренируемой воды измеряется турбинными счетчика-
ми жидкости, а количество отсепарированного газа - счетчиком
типа РГ.
4.2.2. БЛОЧНЫЕ АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ УСТАНОВКИ БАС-1
Установки разработаны ОФ ВИИИКАнефтегазом и имеют две
модификаци: БАС-1-100 и БАС-1-200.
Установки БАС-1-100 (рис. 4.5) использовали на месторожде-
ниях с содержанием воды в нефти более 30%, обустроенных по од-
нотрубной напорной герметизированной системе сбора.
Емкости этих установок имели газосепарационные отсеки, ко-
торые рассчитаны на работу при газовом факторе нефти до 120
М3/м3.
Установки БАС-1-200 (рис. 4.6) разработаны для применения
на месторождениях, где уже имеются центральные сепарационные
’’’ы и появляется необходимость предварительного сброса воды.
ИЗ
Сепаратор установки БАС-1 -200 обеспечивает частичное обез-
воживание нефти с содержанием газа не более 10 м1 * 3 на 1 м3 без-
водной нефти.
Рис. 4.5.Блочная автоматизированная сепарационная установка БАС-1-100.
1 - задвижка; 2 - турбинный счетчик; 3 - регулятор уровня; 4 - предохранительный
клапан; 5 - датчик предельного уровня; 6 - манометр электроконтактный;
7 - сепрационные полки; 8 - газосепарационный отсек; 9 - перегородка;
10 - водоотделигелызый отсек; 11 - манометр технический; 12 - труба для отбора
нефти; 13 - регулятор уровня «вода-нефть»; 14 - патрубок для отбора воды;
15 - распределитель; 16- счетчик импульсов.
Рис. 4.6. Установка БАС-1-200.
1 - газовый отсекатель; 2 - труба для отбора газа; 3,7 - перегородки; 4 - регулятор
уровня вода - нефть; 5 - распределитель; 6 - манометр электроконтактный;
8 - регулятор уровня нефти; 9 - счетчик нефти: 10 - патрубок выхода нефти;
11 - счетчик горячей воды; 12 - счетчик дренируемой воды; 13 - патрубок сброса воды;
14 - счетчик электрических импульсов; 15 - датчик предельного уровня.
114
В установках БАС-1 реализуется тот же технологический про-
цесс, что и в КССУ. Опытные образцы установок испытаны на
промыслах НГДУ Туймазанефть объединения Башнефть и НГДУ
Альметьевнефть объединения Татнефть.
Производительность установок БАС-1-100 и БАС-1-200 по сы-
рой нефти составляла, соответственно, 3000 и 5000 т/сут.
4.2.3. УСТАНОВКИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ ТИПА УПС
Установки, разработанные ТатНИИнефтемашем совместно с
СПКБ Нефтехимпромавтоматика, имели несколько модификаций:
УПС-2000/6 и УПС 10000/6 производительностью соответственно
2000, 3000 и 10000 т/сут.
Установки УПС-2000/6 (рис. 4.7) состоят из одного моноблока,
включающего газосепаратор, смонтированный на технологической
емкости, которая разделена глухой сферической перегородкой на
два отсека: приемный и водоотделительный. Приемный разделен
на два отсека продольной перегородкой, в которой предусмотрена
щель для измерения количества поступающей на установку про-
дукции. Для успокоения жидкости в одном из отсеков расположе-
ны две перегородки.
Рис. 4.7. Установка УПС -2000/6.
1. 5,6, 7. 12 - перегородки; 2 - вертикальная труба; 3 - распределительный козырек;
4 - распределитель; 8, 10 - щели; 9 - сферическая перегородка: 11 - регулятор
перепада давления; 13, 15 - регуляторы уровня; 14 - трубка гидростатического
регулирования уровня.
115
Жидкость в промывочный отсек поступает через перфориро-
ванный распределитель, выполненный в виде настила, и через пе-
регородки перетекает в отсек отстоя, в котором уровень раздела
сред «вода-нефть» поддерживается трубкой гидростатического ре-
гулирования уровня. Часть водоотделительного отсека разделена
перегородками на водосборную камеру и нефтяной отсек.
Отстоявшаяся эмульсия и отделившаяся вода через регуляторы
уровня направляются соответственно на концевую ступень сепара-
ции и очистные сооружения. Отсепарированный газ, проходя через
брызгоулавливатель из колец Рашига, поступает в газовый коллек-
тор.
Имеется модернизированный вариант установок УПС-2000/6 и
УПС-3000/6, которые выпускались как установки УПС-3000/6М
(16М) и УПС-6300/6М (16М) (рис. 4.8).
Водонефтяная эмульсия из отсека А поступала в отсек Б через
входной распределитель под действием перепада давления. Допус-
тимый перепад давления между отсеками А и Б - не более 0,2 МПа
(в зависимости от длины петли - каплеобразователя между отсека-
ми). Для интенсификации процесса отделения воды из эмульсии
продукция скважин предварительно смешивается с горячей водой,
поступающей из установок термохимической подготовки нефти и
содержащей остаточный деэмульгатор.
Рис. 4.8 Технологическая схема установок УПС - 3000/6М и УПС - 6300/6М.
1 - сопто, 2 - нефтеразливная полка, 3 - каплеотбойник, 4 - регулятор давления,
5 - штуцеры выхода нефти, 6- перфорированный патрубок. 7 - входной распределитель,
8 - каплеобразователь, 9 - регулятор уровня, А, Б - отсеки
Трубопровод-каплеобразователь между отсеками А и Б изго-
тавливают в виде петли определенной длины в зависимости от тре-
116
буемого времени контакта эмульсии и горячей дренажной воды.
Иногда допускается работа установок без каплеобразователя при
условии подачи горячей воды с установок подготовки нефти за
200-300 м до входа в технологическую емкость. В этом случае роль
каплеобразователя выполняет коммуникационный трубопровод.
Отстоявшаяся вода отводится из аппарата через перфориро-
ванный патрубок. Предварительно обезвоженная нефть выводится
через штуцер на днище, который связан с перфорированной тру-
бой, расположенной в верхней части емкости.
При работе в режиме полного заполнения (при незначитель-
ных газовых факторах) предварительно обезвоженную нефть отво-
дят через верхний штуцер, связанный с перфорированной трубой, а
штуцер на днище глушат.
Система контроля и управления осуществляет регулирование:
уровней «нефть-газ» и «нефть-вода»; давления в технологической
емкости; сигнализации предельных (аварийных) значений давления
и уровня нефти; отключения установки при достижении аварийных
уровня и давления в емкости; измерения давления и температуры.
При параллельной работе допускается использование не более
двух установок.
4.2.4. АППАРАТ ОГ-200С СПКБ САРАТОВНЕФТЕГАЗ
Был сконструирован как отстойник для окончательного обез-
воживания нефти с отбором газа (рис. 4.9). Однако он нашел при-
менение и как аппарат для предварительного сброса воды [14].
Рис 4.9. Аппарат ОГ-200С
1 - ввод газожидкостной смеси, 2 - сепаратор, 3 - сиивная полка
4 - предохранительный клапан, 5 - перегородка. 6 - сборник нефти,
7 - регулятор уровня вода - нефгь, 8 - штуцер выхода пластовой воды,
9 п^рс >11вное устройство, 10 штуцер для пропарки, 11 - штуцер для зачиезки,
Р расиреде ттепь эму гьспи, 13 регу ля top уровня нефгь-газ
Технологическая емкость аппарата имеет объем 200 м1 * 3 и раз-
делена сплошной перегородкой на газосепарационный и водоотде-
лительный огсеки. В газосепарационном отсеке расположен сепа-
ратор, из которого отбирают основную часть свободного газа. Ос-
тавшаяся часть газа отделяется в емкости газосепарационного от-
сека за счет гравитационных сил. Дегазированная эмульсия через
отверстия в нижней части перегородки направляется в распредели-
тель, представляющий собой две параллельно перфорированные
трубы диаметром 426 мм каждая. Над трубами, перпендикулярно к
ним, расположены уголковые конструкции, предназначенные для
более равномерного распределения эмульсии по объему аппарата.
Эмульсия в аппарате проходит через слой воды и движется верти-
кально к расположенным в самой верхней части емкости перфори-
рованным трубам для вывода частично обезвоженной нефти. Отде-
лившаяся вода проходит переливное устройство и через штуцер
выводится из аппарата.
4.2.5. АППАРАТ ДЛЯ СОВМЕСТНОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ВОДЫ
ГИПРОВОСТОКНЕФТИ
В аппарат заложена технология, предусматривающая разде-
ление эмульсии после её разгазирования и обработки деэмульгато-
ром при динамическом отстаивании в течение 5-10 мин с формиро-
ванием двух потоков: частично обезвоженной эмульсии и загряз-
ненной свободной воды. Затем эти потоки контактируют' при их
встречном движении за счет подачи потока частично обезвоженной
эмульсии в слой воды, а потока загрязненной воды - в слой час-
тично обезвоженной нефти (рис. 4.10).
Рис 4 10 Аппарат дчя совместной подготовки нефти и воды Гипровостокнефти
1 - корпус, 2 - поперечные перегородки, 3 - распределители,
4 - регулятор уровня вода- нефть 5 - штуцер выхода воды, 6 - секция отстаивания,
7 - секция обезвоживания нефти и очистки воды
118
Аппарат для совместной подготовки нефти и воды [14] пред-
ставляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость, разде-
ленную двумя близко расположенными поперечными перегород-
ками на секции расслоения, обезвоживания нефти и очистки воды,
причем первая занимает лишь 10% общего объема сосуда. Продук-
цию скважин, предварительно отсепарированную и обработанную
реагентом-деэмульгатором, вводят в секцию расслоения, где поток
разделяется на нефтяную эмульсию и воду, требующую очистки
Из секции расслоения по специальным каналам, образованным по-
перечными и продольными перегородками, нефтяная эмульсия и
отделившаяся вода попадают, соответственно, в нижнюю и верх-
нюю части секции обезвоживания и очистки воды. Потоки распре-
деляются по сечению аппарата для предотвращения формирования
застойных зон и максимального использования единицы объема
сосуда в технологических целях. Выйдя из них, нефтяная эмульсия
и загрязненная вода контактируют при встречном капельном гра-
витационном движении. При этом капли нефти, загрязняющие во-
ду, соприкасаются с распределенным потоком всплывающей
эмульсии, укрупняются и переходят в состав нефти, уменьшая со-
держание нефти в воде. Дисперсные включения воды и эмульсии
подвергаются воздействию потока осаждающейся воды. Процесс
взаимоочистки идет почти по всей высоте аппарата. Восходящий
поток нефти интенсифицирует очистку воды, эффективность обез-
воживания при этом так же повышается. Уровень раздела фаз
«нефть-вода» в секции обезвоживания нефти и очистки воды под-
держивается регулятором, а в секции расслоения устанавливается
за счет разности высот столбов жидкости во второй секции и пере-
точных каналах. Частично обезвоженную нефть с содержанием во-
ды до 10% выводят из верхней части аппарата, а очищенную воду -
через штуцер.
Характерно, что введение в верхнюю часть аппарата загряз-
ненной воды не ухудшает, а повышает эффективность обезвожива-
ния нефти [19, 21]. В пластовой воде содержание нефти составляет
(10-30) • 10‘3 кг/м2. Это соответствует аналогичному показателю
сточной воды, выделившейся при разрушении эмульсии. Дополни-
тельная очистка воды при этом не требуется. Принцип обработки
эмульсии, принятый в аппарате, проверен на экспериментальной
модели на Зольненском месторождении в НГДУ Жигулевскнефть.
Результаты испытаний положительные
119
4.2.6. АППАРАТ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ
ИНСТИТУТА СИБНИИНП
Аппарат для предварительного обезвоживания нефти институ-
та СИБНИИНП [14] (рис. 4.11) предназначен для работы в услови-
ях, когда в технологическом оборудовании возможно отложение
солей (карбонатов), запарафинивание и значительный привнос ме-
ханических примесей и шлама из системы нефтегазосбора. В этих
случаях все рассмотренные выше конструкции аппаратов, обору-
дованные распределителями в виде перфорированных труб или
лотков, непригодны из-за быстрого забивания отверстий в процессе
эксплуатации.
Рис. 4 11. Аппарат предварительного обезвоживания нефти СибНИИНП.
1 - газосепарационный отсек; 2,3, 5 - вертикальные перегородки;
4 - pei улятор уровня вода -нефть; 6 - регулятор уровня нефть-газ,
7 - па1рубок для сброса воды; 8 - горизонтальная перегородка.
Аппарат СибНИИНП работает следующим образом. Водонеф-
тяную эмульсию, разгазированную на предыдущей ступени и час-
тично разрушенную (обработкой реагентом с использованием тру-
бопроводных коммуникаций или специальных устройств, подачей
рециркулируемой дренажной воды, нагревом и другими способа-
ми), подают в газосепарационный отсек. Здесь происходит отделе-
ние остаточного газа. Затем эмульсия за счет разности уровней пе-
ретекает под вертикальной перегородкой в водоотделительный от-
сек, в котором водная зона отгорожена другой перегородкой для
устранения возмущений, вносимых входным потоком жидкости.
При движении разрушенной эмульсии в водоотделительном отсеке
происходит отделение воды за счет гравитационных сил. Воду вы-
водят из аппарата через патрубок, расположенный под горизон-
тальный перегородкой, предотвращающей унос нефти потоком во-
ды. Частично обезвоженная нефть переливается через третью вер-
120
тикальную перегородку в буферный отсек, откуда ее подают на
дальнейшую подготовку. Уровень воды в водоотделительном и
уровень нефти в буферном отсеках поддерживают с помощью ре-
гуляторов. Уровни нефти в газосепарационном и водоотделитель-
ном отсеках не требуют автоматического поддержания, так как их
постоянство обеспечивается вертикальными перегородками.
4.3. СЕПАРАЦИЯ ГАЗОНЕФТЯНОЙ СМЕСИ В
КОНЦЕВЫХ ДЕЛИТЕЛЯХ ФАЗ
Транспортирование газоводонефтяной смеси по классической
схеме всегда предусматривало её сепарацию от газа на ДНС или на
центральной площадке промысловых сооружений. Крупным не-
достатком такой схемы является неиспользование в технологиче-
ских целях эффекта разделения газожидкостной смеси на жидкую и
газовую фазу в процессе её транспортирования, и, кроме того, раз-
деления эмульсии на её составляющие компоненты. В связи с этим
для осуществления сепарации газожидкостной смеси, разрушения
и разделения водонефтяной эмульсии использовалось громоздкое
дорогостоящее технологическое оборудование, отличающееся
большой металлоемкостью и требующее значительных капиталь-
ных вложений и эксплуатационных затрат.
Для повышения производительности традиционных сепарато-
ров и снижения затрат на операции по обезвоживанию и очистке
воды по новой технологии [58] скорость движения потока газово-
донефтяной смеси на конечном участке сборного трубопровода
необходимо снизить до уровня, обеспечивающего расслоение сме-
си на нефть, газ и воду, а отбор каждого из продуктов осуществ-
лять отдельными потоками [199, 200, 201, 324]. При этом посту-
пающую с групповых установок водонефтяную эмульсию транс-
портируют по сборному коллектору непосредственно на пункты
подготовки нефти. Режим транспортирования можно поддерживать
турбулентным. При реализации такой технологии на подходе к
пункту подготовки нефти газоводонефтяная смесь попадает в рас-
ширенную часть трубопровода, имеющего диаметр порядка 1000-
1400 мм. Такой или другой расчетный диаметр концевой части
трубопровода создает режим движения, обеспечивающий расслое-
ние потока на нефть, газ и воду и увеличение производительности
последующих функциональных аппаратов [58].
Р1
4.3.1. НАЗНАЧЕНИЕ ТРЕХФАЗНОГО КОНЦЕВОГО ДЕЛИТЕЛЯ ФАЗ
Концевой гидродинамический делитель фаз предназначен для
установки перед узлами сепарации и выполняет следующие функ-
ции [59, 61]:
- гашение пульсаций и обеспечение раздельного режима движения
нефти и выделившегося из неё газа, эмульсии и воды;
- осуществление пеногашения и отбор выделившегося газа непо-
средственно в осушительные элементы сепаратора, либо непосред-
ственно потребителю;
- повышение производительности функциональных аппаратов (се-
параторов, отстойников и т.д.);
- отбор и сброс выделившейся пластовой воды, пригодной для за-
качки в пласт без дополнительной очистки, либо на очистные со-
оружения;
- сепараторов любой ступени.
Конструктивно КДФ выполнен в виде трубчатого блока, снаб-
женного отводными патрубками для отбора нефти, газа и воды,
камерой для нефти и отсеком для воды, формируемого перегород-
ками. Расчет параметров КДФ рассмотрен в [60, 61, 230].
4.3.2. СОВМЕЩЕНИЕ ПРОЦЕССОВ СЕПАРАЦИИ И
ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ
Вопросы сепарации газа и предварительного сброса воды осо-
бенно остро встают в случаях, когда обводненность продукции
скважин начинает достигать 25-30%, так как существующие ком-
плексы подготовки нефти на ЦПС в начальный период разработки
нефтяных месторождений рассчитывались для приема сырья, со-
держащего не более 30% пластовой воды и имели очистные соору-
жения соответствующей производительности [19, 21, 115, 116]. За-
дача повышения производительности установок подготовки нефти
и объектов очистки воды или организация предварительного сбро-
са воды в этом случае решается в пользу последней технологиче-
ской операции. Поскольку предварительный сброс воды на ЦПС, в
силу сложившейся технологии, определяет одновременно выделе-
ние из нефти газа, правильный выбор параметров и режимов пред-
варительного сброса воды и сепарации газа является актуальной
задачей. Учитывая, что при высокой обводненности продукции
скважин (80-90%) значительный объем капитальных вложений
122
стоимости ЦПС), организация предварительного сброса воды
должна предусматривать мероприятия как по повышению качества
сепарации и обезвоживания нефти, так и по качественной очистке
пластовой воды без использования значительных дополнительных
средств по ее подготовке. С герметизацией промысловых товарных
парков задача качественного отделения газа от нефти при мини-
мальных потерях капельной нефти и уносах газа потоком нефти из
сепарационных аппаратов, а так же более полного обезвоживания
нефти в резервуарах предварительного сброса заменяется задачей
практически полного сокращения уноса капельной жидкости при
сепарации нефти, повышения качества обезвоживания и глубокой
очистки пластовых вод. Естественно ожидать проведения этих
процессов в одном аппарате или едином технологическом ком-
плексе, включающем минимальное число аппаратов, а также при
правильном выборе наиболее благоприятных условий для одно-
временного осуществления каждого их указанных выше процессов.
На ЦПС предварительный сброс выделившейся в процессе
движения продукции скважин по сборным трубопроводам пласто-
вой воды девонских горизонтов осуществляется в АО «Татнефть» в
двух точках технологической цепи подготовки нефти:
- в концевых делителях фаз перед ЦПС;
- в резервуарах предварительного сброса после концевой (второй)
ступени сепарации
И в первом, и во втором случаях предварительный сброс воды
сопровождается процессом отделения газа от жидкости.
Организация предварительного сброса воды на ЦПС в проти-
воположность сбросу на ДНС осуществляется в силу следующих
причин:
- значительная удаленность ряда ДНС от ЦПС и выделение
новых значительных объемов воды при движении продукции сква-
жин от ДНС до ЦПС даже при сбросе воды на этом ДНС;
- невозможность или нецелесообразность организации пред-
варительного сброса воды на каждой ДНС;
- поступление значительных объемов обводненной нефти на
ЦПС без ДНС непосредственно с ГЗУ под давлением на устье
скважин.
Концевые делители фаз (КДФ) на ЦПС устанавливаются перед
сепарационным узлом и предназначены для расслоения продукции
123
скважин на нефть, газ и воду. Их использование позволяет значи-
тельно повысить качество сепарации за счет гашения пульсаций
поступающего потока, снижения обводненности на входе в сепара-
ционные емкости и перенесения в них части операций по укрупне-
нию газовых пузырьков, гашению образовавшейся пены, отбору и
обработке основного объема газа, поступающего на сепарационный
узел совместно с жидкостью.
Промысловые исследования на модели концевого делителя фаз
ставились с целью определения влияния газосодержания и расхода
поступающей жидкости на совмещение процессов сепарации, обез-
воживания нефти и очистки пластовой воды.
Прозрачная модель КДФ устанавливалась на промысле в трех
узлах технологической цепочки:
- перед первой ступенью сепарации при двухступенчатом раз-
газировании на ЦПС с давлением в КДФ 0,37 МПа (абс.), давлени-
ем первой ступени 0,35 МПа (абс.), второй ступени 0,12 МПа (абс.)
и газосодержанием продукции скважин 42,3 м3/т (вариант 1);
- перед второй ступенью сепарации при двухступенчатом раз-
газировании на ЦПС с давлением в КДФ 0,30 МПа (абс.), на второй
ступени 0,12 МПа (абс.) и газосодержанием 4,8 м3/т (вариант 2);
- перед второй ступенью сепарации при одноступенчатом раз-
газировании на ЦПС с давлением в КДФ 0,30 МПа (абс.), на второй
ступени 0,12 МПа (абс.) и газосодержанием 5,2 м3/т (вариант 3).
При проведении исследований задавали различный расход
жидкости через КДФ и определяли следующие параметры:
- обводненность нефти на входе в КДФ;
- обводненность нефти на выходе из КДФ;
- унос капельной жидкости потоком газа на выходе из КДФ;
- качество воды по содержанию в ней нефти и КВЧ на выходе из
КДФ.
Результаты исследований представлены в таблице 4.2.
Как следует из полученных данных, на качество отдельных фаз при
совмещении процессов сепарации и предварительного сброса в
различных узлах технологической цепочки первичной подготовки i
обводненной нефти влияют как газосодержание продукции сква-
жин на входе в КДФ, так и нагрузка КДФ по жидкости.
При увеличении газосодержания и нагрузки по жидкости каче-
ство получаемых фаз снижается, причем по первому варианту по-
лучены наиболее отрицательные результаты. Более благоприятные
124
условия совмещения сепарации и предварительного сброса воды
получены по третьему варианту, а второй вариант характеризует
наиболее устойчивый и качественный режим проведения указан-
ных операций. При исследовании работы модели КДФ по первому
и третьему вариантам наблюдался неустойчивый режим ведения
процесса сепарации и предварительного сброса воды, характер по-
ступления продукции скважин отличался резкими пульсациями
поступления жидкости и газа в КДФ, частым понижением и повы-
шением уровня жидкости в нем, образованием пены, которая в оп-
ределенные моменты почти достигала верхней образующей моде-
ли. Граница уровня раздела «нефть-вода» практически во все время
исследований была размыта, а более четко проявилась лишь на
длине модели, равной 2,5-2,6 метра. В то же время при проведении
исследований по второму варианту наблюдался наиболее устойчи-
вый режим расслоения фаз, граница раздела «нефть-вода» начина-
ла проявляться уже надлине модели, равной 1,0-1,2 метра, а в кон-
це модели происходило четкое разделение смеси на фазы, причем
уровень раздела фаз колебался незначительно, а пульсации входя-
щего потока были минимальны.
Таблица 4.2.
Качество нефти, газа и воды на выходе КДФ
№ вари- анта Расход жидкости, смЛ/с Средняя эбводненносп сырья, % Унос капельной 1ефти. г/см Средняя обвод- ненность на выходе КДФ, % Содержание в воде, мг/л
нефти КВЧ
1 8.0-9,0 88 1,8 21,0 121 НО
12,0-14.0 2,2 26,2 133 116
18,0-20,0 4,0 35,3 180 130
2. 8,0-9,0 88 — 12,1 74 67
12,0-14,0 0,6 13,6 77 70
18,0-20,0 1,4 15,4 82 75
3 8,0-9,0 91 0.4 17.3 88 77
12,0-14,0 0,9 21.0 94 82
18.0-20,0 2,6 24,5 103 88
Поскольку эксплуатация КДФ в режиме совмещенного уст-
ройства по сепарации и предварительному сбросу воды предопре-
деляет потребность в еще одной ступени сепарации, были выпол-
нены исследования влияния новой ступени на выход и качество
Целевых продуктов (нефти и газа) в конечной точке перед ком-
125
плексной установкой подготовки нефти, т.е. в резервуарах предва-
рительного сброса воды.
Рассматривался вариант двухступенчатой сепарации на ЦПС с
расположением КДФ перед первой ступенью и после нее - перед
второй ступенью сепарации. Давление на ступенях сепарации при-
нималось равным 0,35 МПа (абс.) и 0,12 МПа (абс.) соответствен-
но, в резервуарах предварительного сброса - 0,1 МПа (абс.). Ком-
понентный состав пластовой нефти представлен в таблице 4.3.
Таблица 4.3.
Характеристика пластовой нефти
Компоненты, % вес Газосодер- какие, м3/т
СОг n2 Ci с3 с, iC4 пС4 iC5 пС5 с6 С?1в
0,05 0,36 1,46 1,38 2,41 0,41 1,50 0,75 0,82 2,46 88,40 58,8
Давление в КДФ при его установке перед первой ступенью
принималось равным 0,37 МПа (абс.), перед второй ступенью -
0,30 МПа (абс.), что характерно для сепарационных объектов де-
вонской нефти с использованием КДФ. Результаты исследований
представлены в таблице 4.4.
Таблица 4.4.
Выход нефти и качество нефти и газа в резервуарах УПС
Вариант Суммарный газовый фактор, м'/т Содержание С|,3 в нефти после УПС, % масс Содержание С4+в в газе после УПС. % масс Выход пластовой нефт и. кг/т
Двухступенчатая сепарация 49,15 5,91 18,84 934,20
То же, с установкой КДФ перед первой ступенью 48,89 6,01 19,00 934,75
То же, с установкой КДФ перед второй ступенью 48,59 6,21 19,19 935,47
Как следует из таблицы 4.4, по сравнению с базовым вариан-
том двухступенчатой сепарации использование КДФ перед первой
её ступенью позволяет повысить выход нефти на 0,05%, а перед
второй - на 0,13%. Однако, увеличение объема выхода нефти в
126
схеме с использованием КДФ происходит, в основном, за счет не-
которого сохранения в ней компонентов от пропана до пентанов
включительно. При этом содержание компонентов Сд+в в газе, вы-
делившихся в резервуарах предварительного сброса, несколько
возрастает, а в смеси газов сепарации - незначительно уменьшает-
ся.
В АО «Татнефть» около 80% всей воды девонских горизонтов
сбрасывается из герметизированных резервуаров УПС, оснащен-
ных системой УЛФ, после которых вода проходит более глубокую
очистку. В резервуары УПС продукция скважин поступает после
второй ступени сепарации, где давление составляет 0,12-0,13 МПа
(абс.), давление же в резервуарах поддерживается в пределах 20-50
мм. вод. ст., уровень жидкости составляет 9-11 метров, при этом
жидкость поступает в резервуары с перепадом давления не более
0,02-0,03 МПа. Газосодержание поступающей в резервуары обвод-
ненной нефти не превышает 1,0 м3/т, обезвоживание в них осуще-
ствляется путем гравитационного отстоя в слабом динамическом
режиме при времени пребывания жидкости 6-9 часов. Поступаю-
щая в резервуары нефть находится в метастабильном состоянии, в
результате этого даже в резервуарах нефть разгазируется не полно-
стью; газосодержание ее после резервуаров УПС равно 0,03-0,05
м3/т. При этом содержание нефтепродуктов и взвешенных твердых
частиц в воде составляет порядка 75-120 мг/л, достигая на некото-
рых объектах в отдельных случаях 250-300 мг/л, а остаточное со-
держание воды в нефти после резервуаров составляет около 5-12%
[3, 4].
Исследованиями ТатНИПИнефть установлена возможность
совмещения процессов сепарации, обезвоживания и глубокой очи-
стки воды в резервуарах УПС с последующим сбросом воды и её
подачей в нагнетательные скважины нередко без дополнительной
очистки. Такое совмещение возможно при реализации следующих
технологических операций:
1. Подача определенного количества или всего объема газиро-
ванной нефти с предыдущей ступени сепарации в трубопровод пе-
ред резервуарами, что обеспечивает:
- повышение давления в трубопроводе перед резервуарами и
увеличение перепада давления на входе продукции скважин в ре-
зервуары;
- увеличение газосодержания (в основном растворенного газа)
в обводненной нефти на входе в резервуары;
127
- образование в потоке большого количества мелких газовых
пузырьков;
- сближение капель пластовой воды под влиянием расширяю-
щихся пузырьков газа в потоке;
— последующее укрупнение капель воды.
2. Ввод обводненной нефти с укрупнившимися каплями воды
через перфорированные распределители с повышенным перепадом
давления в водную фазу резервуаров обеспечивает:
- проявление эффекта пенной деэмульсации;
- одновременную очистку пластовой воды;
- умеренную турбулизацию нефтяной эмульсии нижнего слоя
нефти, находящейся в резервуарах.
Показано, что введение части газированной сырой нефти из
подводящего трубопровода второй ступени сепарации в поток об-
водненной нефти перед поступлением ее в резервуары УПС, либо
подача всего объема нефти после первой ступени сепарации непо-
средственно в резервуары позволяют снизить содержание взвешен-
ных частиц и нефтепродуктов в сбрасываемой пластовой воде до
35-50 мг/л, а содержание остаточной воды в нефти при этом снижа-
ется до 2-5%. Необходимым условием для получения таких резуль-
татов является повышение перепада давления на входе в резервуа-
ры и обеспечение газосодержания обводненной нефти перед её по-
ступлением в них порядка 4,0-10,0 м3/т.
Исследованиями установлена также возможность использова-
ния газированной сырой нефти в качестве подпитывающего агента
резервуаров при уменьшении давления в них в результате времен-
ного несоответствия производительности установки УЛФ объемам
поступления газа из резервуаров [236].
Получение необходимого газосодержания нефти перед резер-
вуарами УПС при смешении газированной нефти с нефтью, посту-
пающей с последней ступени сепарации, зависит, в первую оче-
редь, от соотношения их объемов и составов этих нефтей, которые,
в свою очередь, характеризуют их газовые факторы. Далее пред-
ставлены результаты исследований распределения газовой фазы
между второй ступенью сепарации и резервуарами предваритель-
ного сброса воды (третья ступень), а также общее количество по-
лучаемого в сепараторах и резервуарах газа в зависимости от про-
изводительности объектов. Из анализа таблицы 4.5 следует, что
суммарный газовый фактор на всех исследуемых объектах состав-
128
ляет не более 7,5 м3/т, что соответствует приведенному выше ана-
логичному показателю по обеспечению качественного обезвожива-
ния и очистке воды в резервуарах, причем скорость выделения га-
зовой фазы почти на всех объектах не превышает 10 м3/мин. Учи-
тывая, что типоразмер установок улавливания легких фракций, ис-
пользуемых в АО «Татнефть», по производительности довольно
широк и составляет от 4,0 до 15, 0 м3/мин, возможность проведения
сепарации непосредственно в резервуарах УПС без использования
второй ступени не вызывает сомнений. Лишь на одном объекте -
Чишминской УПС - объем выхода газовой фазы оказался значи-
тельно выше аналогичного показателя на остальных, что предопре-
деляет необходимость сохранения на нём второй ступени сепара-
ции без увеличения производительности системы УЛФ и использо-
вания принципа подпитки и смешения части газированной нефти
после первой ступени сепарации в трубопроводе перед резервуара-
ми УПС. Поскольку на всех объектах АО «Татнефть» эксплуати-
руются установки УЛФ с производительностью, способной обес-
печить утилизацию газа из резервуаров, куда поступает нефть по-
сле второй ступени сепарации, указанный принцип на начальном
этапе может быть реализован и на этих объектах.
Таблица 45
Характеристика нефтей смешения
Влияние подачи газированной нефти в поток поступающей в
Резервуары эмульсии на глубину разгазирования, качество нефти и
129
газа после резервуаров являются важными с точки зрения получе-
ния технологического эффекта разделения газожидкостной смеси.
Для условий товарного парка Бавлинской ЭЛОУ-2 были проведены
исследования процесса сепарации в резервуарах при смешении
двух нефтей различных составов. Расчетная схема процесса приве-
дена на рис. 4.12. Схема предусматривает отбор части газирован-
ной нефти из подводящего трубопровода второй ступени сепара-
ции и последующий ввод ее в основной поток, прошедший сепара-
цию, перед резервуарами. Исходные данные для расчета приведены
в таблице 4.5. Количество поступающей нефти в расчете было при-
нято равным 1 тонне, или 1 000 кг.
Рис. 4 12 Принципиальная расчетная схема процесса сепарации
1 - вторая ступень сепарации, 2 - резервуары предварительного сброса, G, zz - количество Ц
состав исходной нефти, т, % масс, 17, Ylt. Y2i - количество и составы выделившегося газа,!,
м3/т, GlXh, G2i, G3X3i - количество и составы нефти после сепаратора, после смешения и!;
после резервуаров соответственно, к п - коэффициенты, равные 0,9,0,8,0,7 и т д и 0,1, 0,2'^
0,3 и т д, учитывающие количество отбираемой и подаваемой газированной нефти перед '
резервуарами в процентном отношении
Из таблицы 4.6 и рис. 4.13 следует, что при увеличении колвй
чества подаваемой после первой ступени сепарации газированной
нефти в трубопровод перед резервуарами предварительного сброса
объем выделившегося из резервуаров газа увеличивается в основ!
ном за счет разрушения метастабильного состояния нефти. Прй|
этом остаточный газовый фактор снижается с одновременным!
уменьшением плотности газа. Качество нефти характеризуется со^
кращением содержания в ней компонентов С].3, причем в газе сепа-?
рации уменьшается содержание компонентов Сд+в, относящихся Я
компонентам нефти. Из рис. 4.13 видно, что суммарный газовый
130 1
фактор при подаче газированной нефти перед резервуарами УПС
меняется незначительно, а газовый фактор третьей ступени сепара-
ции (резервуаров) с увеличением количества подаваемой газиро-
ванной нефти увеличивается пропорционально ее расходу. Это
следует учитывать при использовании газированной нефти для
подпитки резервуаров во время снижения в них давления. Количе-
ство дополнительно выделившегося газа за счет разрушения мета-
стабильного состояния нефтей, вследствие их смешения и введения
в резервуары с повышенным перепадом давления, увеличивается
на 0,13-0,69 м3/т.
Таблица 4.6.
Глубина разгазироваиия и качество нефти и газа после резервуаров
Количество отбираемой и подавае- мой газиро- : ванной нефти, % Содержание Си в нефти, 1 % масс. Содержание С^+в в газе, % масс. Плотность газа, кг/м3 Газовый фактор, м3/т Количест- во допол- нительно выделив- шегося газа, м3/т Суммарный газовый фактор вто- рой ступени и резервуа- ров, м3/т
С истаточньп газовый фаг тор, м3/т
0 5,60 19,28 1,68 0,51 0,03 0 5,05
10 5,36 19,25 1,67 0,98 0,03 0,13 5,18
30 5,26 19,19 1,66 2,18 0,02 0,31 5,36
50 5,19 19,13 1,65 3,21 0,02 0,43 5,48
70 5,14 19,08 1,64 4,24 0,016 0,55 5,60
90 5,10 19,03 1,64 5,24 0,015 0,64 5,69
100 5,08 18,97 1,63 5,74 0,012 0,69 5,74
Таким образом, на ЦПС имеются значительные резервы для
повышения глубины сепарации обезвоживания нефти и очистки
сточных вод при проведении совмещенных технологических опе-
раций и при создании благоприятных условий ведения одновре-
менно всех процессов в одних и тех же аппаратах [236].
Полученные результаты исследований позволяют рекомендо-
вать совмещенную технологическую схему сепарации и предвари-
тельного сброса воды на ЦПС, включающую поступление после
ДНС и первой ступени сепарации, расположенной на ЦПС, про-
дукции скважин в концевой делитель фаз, расслоение смеси на
нефть, газ и воду, отвод нефти и газа через газоотделитель в резер-
вуары предварительного сброса, а воды - на дальнейшую очистку,
сепарацию нефти в газоотделителе, а затем в резервуарах с одно-
временным обезвоживанием нефти и очисткой пластовой воды с
°' ц ющей закачкой значительной ее части без дополнительной
’.3!
очистки в нагнетательные скважины. Совмещенная технологиче
ская схема сепарации и предварительного сброса воды позволяет
исключить традиционную вторую ступень сепарации, заменив её
Рис 4 13 Зависимость газовых факторов от количества
подаваемой газированной нефти
Гфс™ - суммарный газовый фактор, Гф,>е‘ - газовый фактор нефти в резервуарах,
Гф'"- ос1аточный газовый фактор после резервуаров,
Гф30" - дополнительное количество i аза, выделившегося в резервуарах
Q - количество подаваемой газированной нефти
системой «концевой делитель фаз-газоотделитель-резервуары»,
оснащенные системой УЛФ, обеспечив эксплуатацию этой систе-
мы в стабильном технологическом режиме, повысив качество сепа-
рации, обезвоживания нефти и очистки сточных вод, сократив при
этом затраты на осуществление всех выше отмеченных операций.
В некоторых случаях из схемы может быть исключен и вертикаль-
ный газоотделитель. Более того, в ряде случаев оказывается воз-
можным полностью отказаться от использования традиционной
компрессорной станции. В этом случае функции её выполняются
системой УЛФ.
Компрессор системы УЛФ при этом подбирается таким обра-
зом, чтобы обеспечить отбор из парового пространства резервуара
газа в полном объеме, то есть газа второй ступени сепарации и «ре-
зервуарного» газа. Давление на выкиде компрессора должно быть
132
достаточным для транспортирования газа либо в трубопровод пе-
ред первой ступенью сепарации, либо до газоперерабатывающего
завода. Для повышения надежности работы такого блока его целе-
сообразно использовать в составе группы компрессоров меньшей
производительности с единой системой автоматики, позволяющей
подключать или отключать компрессоры по мере роста или паде-
ния давления в резервуарах за пределами заданных значений. В
таком случае отпадает проблема подпитки резервуаров газом, как
это имеет место в традиционных схемах. Возможен вариант ис-
пользования традиционных компрессорных станций в режиме УЛФ
(в этом случае надобность в УЛФ отпадает), оснастив станцию та-
кой же надежной автоматикой.
ГЛАВА V
V. ОЧИСТКА ГАЗА В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ
5.1. ОСУШКА ГАЗА И БОРЬБА С ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕМ
Продукция скважин, поступающая из скважин, содержит влагу;
в жидкой и паровой фазах. Жидкая фаза в основном извлекается»
сепараторами различных конструкций, а с помощью установок^
осушки газа снижается содержание в нем паров воды.
Рис 5 1 Максимальное содержание влаги в газе (при
полном насыщении) в зависимости ог давления и температуры
134
При низком качестве осушки газа в газопроводе конденсирует-
ся влага, в результате чего снижается его пропускная способность
и образуются кристаллогидраты.
Максимальное влагосодержание приближенно определяется
по графику на рис. 5.1 в г на 1 м3 сухого газа при Р = 760 мм рт. ст
и Т~ 20°С или в кг на 1000 м3 газа.
Максимальная величина влагосодержания (при полном насы-
щении) зависит от состава газа, возрастая с увеличением содержа-
ния тяжелых углеводородов, H2S и СО2 и снижаясь с повышением
содержания N2.
Условия образования гидратов природных газов с различной
плотностью можно определить по графику (рис. 5.2), на котором
слева от каждой линии находится зона с гидратами, справа - зона
без гидратов. Присутствие азота, сероводорода и углекислого газа
повышает температуру гидратообразования [63, 64].
Зону возможного гид-
ратообразования в газо-
проводе находят следую-
щим образом. Определяют
температуру газа, падение
давления, температуру
гидратообразования и точ-
ку росы. Полученные зна-
чения наносят на график
(рис 5.3). Участок, на ко-
тором температура газа
ниже кривой гидратообра-
зования, представляет со-
бой зону возможного гид-
ратообразования. Точка
росы определяется обычно
путем охлаждения газа до
р,кгс/см
Рис 5 2 График гидратообразования для
природных газов с различной относи-
тельной плотностью
температуры конденсации водяных паров. Гидраты, образующиеся
в скважинах, шлейфах, газопроводах или аппаратах, разрушаются
при снижении давления в системе, увеличении температуры в ап-
парате или на участке газопровода, где произошло образование
гидратов, а также при вводе метилового, этилового и пропилового
спиртов, птиколей, аммиака и хлористого кальция, способствую-
щих обрушению гидратов. Аммиак применяют редко, так как он
135
реагирует с углекислотой, которая содержится в природном газе, и
образует с ней осадок углекислотного аммония, забивающего за-
порную арматуру [63].
Рис 5 3 График изменения температуры и
давления и зона образования гидратов в
магистральном 1 азопроводе
Рис 5 4 График понижения
точки замерзания жидкости в
зависимости oi содержания
метанола
Необходимое количество метанола рассчитывают следующим
образом.
1. Определяют количество воды (в г/сут), выделившейся из га-
за за сутки (5.1)
Яв =К
(5-1)
где: mt и mt - влагосодержание при температуре точки росы tp и
фактической температуре /, газа в газопроводе, г/м3; Q - расход га-
за, м3/сут.
2. По заданным параметрам газа, давлению и относительной
плотности определяют температуру образования гидратов /. (см.
рис. 5.2). Величину требуемого снижения точки росы Atp по угле-
водородам рассчитывают по формуле
ДГр=Гг-/,. (5.2)
3. По графику (рис. 5.4.) определяют минимальное содержание
метанола в жидкости (Мж) для температуры Atp
136
4. Находят отношение содержания
метанола в парах к его содержанию в
жидкости Км по графику (рис. 5.5).
5 Рассчитывают концентрацию ме-
танола в газе
Рис 5 5 1 рафик содержа-
ния метанола в паровой и
жидкой фазах в зависимо-
сти от давления Р и темпе-
ратуры 1 газа, Км - отноше-
ние количества паров мета-
нола к его содержанию в
жидкости
К^=кы-м
6. Определяют количество мета-
нола (в г/сут), необходимое для насыще-
ния жидкости (5.3)
100 -Мм ’
(5-3)
7. Определяют количество метанола
(в г/сут), необходимое для насыщения газа (5.4)
G^=KV,Q. . (5.4)
8. Находят общий расход метанола (в г/сут) (5.5)
GL — GL «г. + GL ,
(5-5)
Пример. Определить количество метанола, необходимое для
предотвращения образования гидратов, при следующих условиях:
пропускная способность газопровода Q = 30 млн.м3/сут; среднее
давление Рср = 38 кгс/см2; относительная плотность газа Д = 0,6;
температура насыщения газа парами воды tp = 32°С; минимальная
температура газа в газопроводе /, = -2 Т7.
Решение.
1 Количество воды, выделившееся за сутки при охлаждении от
82до-2°С
qe =(1,0 -0,15)- 30-106 =25,5-106 г/сут.
2 . Температура образования гидратов и необходимое снижение
точки росы соответственно
4 = 12“С и A tp = 12- (-2) = /4°С
J- Содержание метанола в жидкости (см. рис. 5.4) М„с = 26%.
137
4. Соотношение содержания метанола в газе и воде (см. рис. 5.5.)
Kv = 0,016%.
5. Концентрация метанола в газе
Киг =26-0,016 = 0,416 г/м3.
6. Количество метанола, необходимое для насыщения жидкости
Q XI.JK
25,5-106 -26
100-26
= 8,92-106 г/сут.
7. Количество метанола, необходимое для насыщения газа
2vv =0,416 -30-106 =12,5-106 г/сут.
8. Общий расход метанола
GM = 8,92 +12,5 = 21,42 т/сут.
Существуют два способа осушки природного и попутного га-
зов: твердыми поглотителями (адсорбция) и жидкими поглотите-
лями (абсорбция).
Преимущества жидких поглотителей по сравнению с тверды-
ми сорбентами заключаются в следующем:
- низкие перепады давления в системе очистки;
- возможность осушки газов, в которых содержатся вещества,
отравляющие твердые сорбенты;
- меньшие капитальные вложения и эксплуатационные расходы.
Однако степень осушки при использовании жидких поглоти-
телей меньше, чем при использовании твердых сорбентов, а темпе-
ратура осушаемого газа должна быть выше 40-50°С. Кроме того,
при наличии в осушаемом газе некоторых тяжелых углеводородов
происходит вспенивание поглотителей.
5.2. ОСУШКА ГАЗА ТВЕРДЫМИ ПОГЛОТИТЕЛЯМИ
Для осушки газа на промышленных установках применяются
силикагель (наиболее распространенный осушитель), алюмогель,
активированный боксит (флорид) и молекулярные сита [64].
Установки адсорбционной осушки имеют 2-4 адсорбера. Пол-
ный цикл процесса осушки твердыми поглотителями состоит из
138
трех последовательных стадий: адсорбции продолжительностью
12-20 ч; регенерации адсорбента в течение 4-6 ч и охлаждения ад-
сорбента в течение 1-2 ч. Технологическая схема осушки газа пред-
ставлена на рис. 5 6.
Рис 5 6 Технологическая схема осушки газа твердыми поглотителями
1 - сепаратор, 2 и 7 - слив воды, 3 - нагреватель,
4 и 5 - адсорберы, 6 - сепаратор, 8 - теплообменник
Потоки I - влажный газ, II - осушенный газ, III - обводная линия
Газ после сепаратора, где происходит его очистка от механи-
ческих примесей, капельной влаги и жидких углеводородов, посту-
пает в адсорбер с регенерированным осушителем. Адсорбент по-
глощает влагу, содержащуюся в газе, после чего очищенный газ из
адсорбента направляется в магистральный газопровод. Часть сыро-
го отсепарированного газа подается в подогреватель, а затем - в
адсорбер с увлажненным осушителем для регенерации. Горячий газ
после регенерации осушителя охлаждают и направляют в сепара-
тор для отделения влаги, удаленной из осушителя и выделившейся
при охлаждении газа. После отделения влаги газ смешивается с
основным потоком сырого газа и поступает на осушку. Охлажде-
ние адсорбента осуществляют холодным осушенным газом.
В установках с адсорбционным процессом достигается весьма
низкая точка росы (-40°С и ниже).
Количество адсорбента (в кг), необходимое для осушки газа,
определяется по формуле (5.6)
(5,6)
24а
! ,е К, - количество поступающего на осушку газа, приведенного
139
к 20°С и 760 мм рт. ст., м3/сут; Wn, Wk - влагосодержание соответ-
ственно влажного и осушенного газа, кг/м3; т - продолжительность
поглощения, ч; а - активность адсорбента (а = 0,04-0,05).
Пример. Определить количество адсорбента, необходимое при
12-часовом цикле работы для осушки 1000000 м3/сут газа, относи-
тельная плотность которого равна 0,6, температура 15°С, абсолют-
ное давление 60 кг-с/см2. Требуемая точка росы осушенного газа - -
25°С, поглотительная способность адсорбента составляет 4% вес.
Решение.
По графику (см. рис. 5.1) определяют:
влагосодержание влажного газа
WH = 0,32 г/м3 = 0,00032 кг/м3;
влагосодержание осушенного газа
Wh =0,017 г/м3 = 0,000017 кг/м3.
Количество адсорбента при 12-часовом цикле определяют по
формуле (5.6)
G _ 1000000(32-1,7)-10~5 -12
24-0,04
= 3825 кг.
5.3. ОСУШКА ГАЗА ЖИДКИМИ ПОГЛОТИТЕЛЯМИ
В настоящее время практически на большинстве промыслов
осушка газа производится жидкими поглотителями [64].
Для адсорбционной осушки газа применяют в основном ди-
этиленгликоли (ДЭГ) и триэтиленгликоли (ТЭГ); при осушке
впрыском в качестве ингибитора гидратообразования используется
этиленгликоль (ЭГ).
Технологическая схема осушки газа жидкими поглотителями
представлена на рис. 5.7.
Газ, освобожденный от капельной влаги в нижней скруббер-
ной секции адсорбера, осушается раствором гликоля. Осушенный
газ проходит верхнюю скрубберную секцию, где от него отделяют-
ся капли унесенного раствора гликоля, и поступает в газопровод.
140
Насыщенный влагой раствор гликоля подвергается регенерации в
десорбере.
Рис. 5.7. Принципиальная технологическая схема осушки газа
жидкими поглотителями.
1 - абсорбер; 2 - выветриватель; 3 - отпарная колонна (десорбер); 4 - теплообменник,
5 - кипятильник; 6 - холодильник; 7 - промежуточная емкость; 8 - насос.
Потоки 2 - сырой газ; II - осушенный газ, III - газы выветривания; IV - водяной пар;
V - регенерированный абсорбент, VI - свежий абсорбент; VII - газовый конденсат
В промышленности приходится иметь дело с водными раство-
рами гликолей. На рис. 5.8 а, б представлены графики зависимости
точки росы осушенного газа от концентрации растворов ДЭГ и
ТЭГ и температуры контакта.
Рис. 5.8. Зависимость точки росы осушенного газа от температуры
контакта и концентрации растворов гликолей: а - ТЭГ; б - ДЭГ.
141
Количество свежего раствора поглотителя (в кг/ч), необходи-
мого для осушки газа до заданной точки росы, определяют по фор.
муле (5.7)
^-^2
(5.7)
где: Wx - количество извлекаемой из газа влаги, кг/ч; X/ и Х2 -
массовая доля гликоля соответственно в свежем и насыщенно^
растворах.
На практике разность между концентрациями свежего и на-
сыщенного растворов принимают равной 3-4%.
Пример. Определить количество циркулирующего раствора
ДЭГ, необходимого для осушки 50000 м3/час газа, относительна!
плотность которого равна 0,6; температура контакта 25°С; газ на-s
ходится в стадии насыщения водяными парами; давление 50
кг-с/см2 3 4 5; точка росы осушенного газа должна быть -5°С; концен-
трация свежего ДЭГ на 3% выше концентрации насыщения раствор
ра.
Решение.
1. Сначала определяют количество извлекаемой из газа влаги. Пс;
графику (рис. 5.1) влагосодержание влажного газа равно 0,6
г/м3, осушенного - 0,1 г/м3.
Количество извлекаемой влаги
и/ 50000(0,6-0,1) __п '
WY ------------------ = 25,0 кг/ч.
2 1000
2. По графику (см. рис. 5.8) концентрация раствора ДЭГ, способ^
ного снизить точку росы с 25 до -5°С, равна 96%.
3. Насыщенный раствор имеет концентрацию 96 - 3 = 93%.
4. Количество свежего раствора ДЭГ
25 0,93
0,96-0,93
= 774 кг/ч.
5. Плотность химически чистого ДЭГ равна 1118 кг/м3, а плот-j
ность свежего 96%-ного водного раствора составляет
142
0,96-1118 +0,04 -1000 = 1113 кг/м3.
6 Объем циркулирующего раствора
774 з
—— = 0,696 м7ч.
1113
7. В пересчете на 1 кг извлекаемой воды приходится свежего рас-
твора
—6 =0,028 м3/кг.
25,0
На промышленных установках осушки газа расход циркули-
рующего раствора составляет 0,03-0,05 м3/кг извлекаемой воды.
Конденсат из сепараторов собирается в емкости выветривания,
в которой поддерживается давление 15-30 кг с/см2, а насыщенный
гликоль подается на регенерацию.
5.4. НИЗКОТЕМПЕРАТУРНАЯ СЕПАРАЦИЯ
Осушка и извлечение конденсата из газа, добываемого на газо-
конденсатных месторождениях, совмещаются в одном процессе -
низкотемпературной сепарации (НТС). При охлаждении газа за
счет дросселирования и применения установок искусственного хо-
лода или турбодетандеров одновременно выделяются углеводород
и влага. Для борьбы с образующимися гидратами в поток сырого
газа перед теплообменниками «газ-газ» впрыскивают метанол или
гликоли. Точка росы газа по влаге определяется температурой и
концентрацией гликоля на выходе из теплообменника [64].
5.5. ТЕХНОЛОГИЯ СОКРАЩЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ H2S
В ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН ОТДУВКОЙ
Технология обеспечивает существенное снижение количества
остаточного сероводорода в нефти [65].
Технологическая схема осуществления процесса ясна из рис.
5 9.
Сероводород-и железосодержащие нефти по трубопроводам 1
и 2 поступают в газовые сепараторы 3 и 4 соответственно. Серово-
143
дородсодержащую нефть из сепаратора 3 по трубопроводу 5 на-
правляют в верхнюю зону барботера 6, а газ, выделившийся из же-
лезосодержащей нефти в сепараторе 4, по трубопроводу 7 - в ниж-
нюю зону барботера 6. После контактирования в барботере с серо-
водородсодержащей нефтью этот газ смешивают в трубопроводе 8
с газом, выделившимся из сероводородсодержащей нефти. Смесь
газов по трубопроводу 9 направляют на переработку. Сероводород-
содержащую нефть из сепаратора 4 направляют в буферные емко-
сти 10 и 11 соответственно, откуда насосами 12 откачивают по
трубопроводу 13 на установку подготовки нефти.
Рис. 5 9 1 ехнологическая схема подготовки сероводород-
содержащей нефти к трубопроводному транспорту
Положительные результаты по содержанию сероводорода и
сульфида железа были получены при расходе газа, выделившего из
железосодержащей нефти при отношении 6,0-13 м3 па 1 т нефти и
при времени контактирования 1-10 мин.
Увеличение соотношения расходов более 13 м3 газа на 1 т неф-
ти и времени контактирования более 10 мин не приводит к даль-
нейшему существенному снижению содержания сероводорода и
сульфида железа.
Анализ качества смеси нефтей, транспортируемой таким спо-
собом, показал, что остаточное содержание сероводорода и суль-
фида железа в ней составляет соответственно 8-14 мг/л и 17-30 мг/л
против начальных 45 мг/л и 100 мг/л.
Таким образом, может быть получена смесь нефтей со сни-
женным содержанием сероводорода и сульфида железа, на подго-
товку которой требуется значительно меньше затрат за счет снижс-
144
ния расхода реагента-деэмульгатора и температуры нагрева нефти
до 35°С против обычных 40°С [65].
5.6. ТЕХНОЛОГИЯ ОЧИСТКИ ГАЗА ОТ СЕРОВОДОРОДА
ИОНАМИ ЖЕЛЕЗА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ
Для поддержания добычи нефти в Татарии в разработку вводят
мелкие залежи в верхних горизонтах Ромашкинского и Но-
во-Елховского месторождений. В нефти этих месторождений со-
держится до 500 мг/л сероводорода. Часто отдельные скважины
или их группы удалены на значительные (до 30 км) расстояния от
систем сбора, транспорта и подготовки сернистых нефтей. Для
снижения капитальных вложений на обустройство систем сбора
удаленные скважины, из которых добывают сероводородсодержа-
щую нефть, наиболее экономично подключать в существующую
систему сбора и транспорта девонской нефти [67-74].
Исследования [69] были направлены на изучение результата
смешения разгазированных сероводород-и железосодержащих
эмульсий. Изучены влияние образующегося сульфида железа на
стабильность эмульсий при различных условиях, допустимые пре-
делы смешения эмульсий. В этом разделе рассмотрены результаты
исследований процессов нейтрализации сероводорода в газе при
совместном сборе газированных нефтей угленосного и девонского
горизонтов.
Скважины девонских горизонтов месторождений Татарии
сильно обводнены (на 01.01.2001 г. средняя обводненность соста-
вила более 87%). В водной фазе продукции содержатся ионы двух-
валентного железа, которые при смешении нефтей угленосного и
девонского горизонтов взаимодействуют с сероводородом с обра-
зованием сульфида железа.
В промысловых условиях ионы железа с сероводородом взаи-
модействуют в значительной степени, что снижает его концентра-
цию в пластовой воде. Нарушение равновесия распределения серо-
водорода между водой и газом происходит за счет перехода серо-
водорода из газа в воду, что позволяет очищать газ в процессе со-
вместной транспортировки угленосных и девонских обводненных
змульсий.
Исходя из закона Генри для действующих масс при диссоциа-
ции cet оводорода и сульфида железа, авторами получены уравне-
145
ния, описывающие зависимость равновесного парциального давле-
ния сероводорода в газе Рн 5 от величины pH, концентрации ионов
железа и сероводорода cH^s в воде. Если при смешении ис-
ходная s больше исходной с , то после образования сульфи-
да железа концентрация сероводорода равна cf/^s — .
Парциальное давление
Гя+1
<5-8)
где Кг - константа Генри. Для сероводорода в зависимости от со-
лености пластовой воды при температуре 20°С lgKt ~
1,6893+0,0846 с (с - содержание солей [164]). При 2,
где: Ki и К2 - первая и вторая константы диссоциации сероводоро-
да; nPFeS - произведение растворимости сульфида железа.
Из уравнения (5.10) следует, что при избытке ионов железа
Рн s (т.е. концентрации H2S в газе) прямо пропорционально квад-
рату концентрации ионов водорода Н и обратно пропорционально
концентрации Fe2'. Поэтому для уменьшения 5 в газе повыше-
ние pH более эффективно, чем увеличение с .
Исследование степени нейтрализации H2S ионами железа в за-
висимости от соотношения количества Fe2+ и Н2$ в смеси, pH вод-
ной среды и времени их взаимодействия осуществляли по следую-
щей методике.
Сосуд заполняли девонской водой, в которую добавляли рас-
твор NaOH для регулирования pH среды. Стеклянный пробоотбор-
146
ник объемом 3,4 л также заполняли водой. В него из скважины по-
ступала газированная угленосная эмульсия, которая вытесняла
часть девонской воды. После отбора необходимого количества
эмульсии краны пробоотборника закрывали, и полученную смесь
девонской воды с газированной эмульсией перемешивали в течение
заданного времени. Затем газ выдавливали водой через поглоти-
тель с раствором ацетата кадмия и газобарабанный счетчик и опре-
деляли концентрацию сероводорода йодометрическим титровани-
ем. Отбирали пробу эмульсии и находили cHS и по методи-
кам, рассмотренным в [69].
Для экспериментов использовали девонскую воду, отбирае-
мую после очистных сооружений Бирючевского товарного парка с
с 2± = 37-88 мг/л, и угленосную эмульсию из скв. 15962 (Сулеев-
ская) с газовым фактором 11 м3/т и обводненностью 12%. Концен-
трация сероводорода в нефтяном газе составляла 1990 г/100 м3. Ре-
зультаты исследований степени нейтрализации H2S путем смеше-
ния газированной угленосной эмульсии с девонской водой приве-
дены в таблице 5.1.
Из данных таблицы следует, что увеличение pH существенно
влияет на степень нейтрализации сероводорода в нефтяном газе
(опыты 1-5, 10-15). При соотношении количеств Fe2+ и H2S 1:1 и
добавлении щелочи до 5 г/л остаточная концентрация сероводоро-
да последовательно снижается с 706 до 16 г/100 м3.
Скорость массопередачи [69] определяется уравнением
M=kFAa, (5.11)
где: М - количество компонента, перенесенного из одной фазы в
другую; к - коэффициент скорости процесса; F - площадь контак-
Рк ~ Рк,
та; Дтг = 1 - модуль движущей силы процесса; рк - пар-
Pcpi
циальное давление компонента; Рк* — равновесное парциальное
давление компонента; pCPi - среднее давление компонентов, не
участвующих в процессе массоотдачи.
При расчете рн^ для условий опытов 1 и 5 по уравнению (5.9)
получили соответственно 8,7 и 6,2-10-5 Па, а Ате - соответственно
147
Таблица 5.1.
№№ опыта Объем, л Отноше- ние коли- честв Ре2+и H2S pH Рас- ход щело- чи, г/л Время пере- мети- вания, мин Концентрация
угленос- ной эмульсии девон- ской воды H2S в газе, г/100м3 H2S в эмульсии, мг/л FeS в эмульсии, мг/л
до опыта после опыта до опыта после опыта до опыта после опыта
1. 2,0 1,4 1:1 6,7 0 10 1990 706 60,3 23,4 56.8 213,6
2 2,0 1,4 1:1 9,0 0,5 10 1990 547 53,8 34,0 37,2 174,6
3. 2,0 1,4 1:1 9,5 1,0 10 1990 138 84.0 34,4 44,4 151,7
4. 2,0 1,4 1.1 9,8 2,0 10 1990 25,5 87,0 27,8 36,3 112,3
5. 2,0 1,4 1:1 10,0 5,0 10 1990 16,0 48,2 22,7 41,4 82,3
6. 2,0 1,4 1 1 9,2 0,5 1 1990 732 57,5 35,6 56,9 74,9
7. 2,0 1,4 1.1 9,3 0,5 5 1990 87,0 57,5 29,8 56,9 60,0
8. 2,0 1,4 1.1 9,1 0,5 20 1990 82,0 57,5 34,0 56,9 280,4
9. 2,0 1,4 1:1 9,2 0,5 40 1990 20,0 57,5 36,0 56,9 377,2
10. 1,0 2,4 5:1 — 0 10 1990 166 — 10,8 — 220,0
11. 1,0 2,4 5:1 — 0,2 10 1990 29,0 — 34,0 — 376,0
12. 1,0 2,4 51 — 0,3 10 1990 2,1 42,5 — 286,0
13. 1,0 2,4 5:1 8,7 0,5 10 1990 Отсут- 76,5 40,8 18,7 909,0
14. 1,0 2,4 5:1 9,0 1,0 10 1990 ствует 9,9 76,5 44.2 18,7 838,0
15. 1,0 2,4 5:1 — 2,0 10 1990 Отсут- — — — —
16. 0,5 2,9 11.1 8,8 0,5 10 1990 ствует Отсут- 76,5 — , 18.7 1017
17. 0,5 2,9 11 1 9,2 1,0 10 1990 ствует 7,7 76,5 34,0 18.7 813
0,01319 и 0,01327. Таким образом, Ал в опыте 5 увеличился на
0 6% по сравнению с опытом 1, а концентрация H2S в газе умень-
шилась в 44 раза. Это показывает, что большое влияние на увели-
чение степени очистки газа при повышении pH оказывает сниже-
ние реологических свойств жидкости на границе «нефть-вода».
Рост соотношения количеств Fe2+ и H2S достигался путем увеличе-
ния объема девонской воды и уменьшения, соответственно, объема
угленосной эмульсии. Поэтому в исследованиях наряду с улучше-
нием термодинамических условий улучшались контакт и массооб-
мен между водной и газовой фазами. В опытах без добавления ще-
лочи при увеличении соотношения количеств Fe2* и H2S от 1:1 до
5:1 при времени перемешивания 10 мин остаточная концентрация
H2S в газе уменьшается с 706 до 166 г/100 м3. При расходе щелочи
0,3-0,5 г/л и отношении Fe2’ и H2S, большем 5:1, концентрация H2S
в газе снижается до 10 г/1000 м3.
Учитывая, что процесс нейтрализации H2S сильно зависит от
кинетических факторов, исследовали зависимость степени его ней-
трализации от времени перемешивания. При увеличении времени
перемешивания от 1 до 40 мин остаточная концентрация H2S в газе
уменьшалась с 732 до 20 г/100 м3 (при добавлении щелочи в коли-
честве 0,5 г/л и соотношении количеств Fe2' и H2S Г.1). При таких
условиях в первые 5 мин нейтрализуется более 95% H2S, содержа-
щегося в газе.
В результате нейтрализации H2S ионами железа образуется
сульфид железа, количество которого резко увеличивается во всех
опытах. Попадая в нефтяную фазу, он стабилизирует эмульсию; в
данном случае для ее разрушения требуется дополнительный рас-
ход реагента. Поэтому смешение сероводород-и железосодержа-
щих нефтей рекомендуется применять в расчетных соотношениях,
в основном, для отдельных скважин или групп скважин, удаленных
на большие расстояния от систем сбора и подготовки сернистой
нефти.
Для повышения эффективности процесса нейтрализации H2S в
Девонскую и угленосную эмульсии еще до их смешения вводят де-
эмульгатор в количестве, соответственно, 40 и 60 г/т, после чего
смесь эмульсий транспортируют по промысловым трубопроводам в
турбулентном режиме (число Рейнольдса Re = 5000-8000).
Это обеспечивает эффективное разрушение эмульсий, коалес-
е’.пию железо-и сероводородсодержащих капель пластовой воды
149
и разделение потока на отдельные фазы. Кроме того, для эффек-
тивной нейтрализации сероводорода необходимо повысить pH пла-
стовой воды до 8. При pH >8,5 выпадают осадки карбонатов. Вот
почему в промысловых условиях при подаче щелочи необходимо
контролировать pH воды.
По результатам этих исследований разработаны и рекомендо-
ваны для промышленных испытаний следующие варианты техно-
логических схем нейтрализации сероводорода в нефтяном газе •
(рис. 5.10):
а - газированную угленосную эмульсию с высокообводненной ’
девонской смешивают на ГЗУ, транспортируют смесь в присутст- *
вии реагента-деэмульгатора при Re=5000-8000 не менее 30 мин; •
разгазирование смеси нефтей осуществляют в сепараторах ДНС и«
ТП;
6 - газированные нефти в расчетных соотношениях смешива-
ют на ГЗУ по варианту а, вместе с деэмульгатором добавляют ще-
лочь (до 300 г/м3 воды); смесь транспортируют при Re = 5000-8000*
в течение 10 мин; разгазируют смесь нефтей в сепараторах ДНС в|
течение 10 мин; разгазируют смесь нефтей в сепараторах ДНС и <
ТП; '
в - газированные нефти в расчетных соотношениях смешива->
ют на ГЗУ по варианту а, перед сепараторами ДНС газовую и жид-'
кую фазы смеси, отбираемые раздельно из трубопровода, дополни-
тельно перемешивают противотоком; смесь транспортируют при
Re = 5000-8000 в течение 30 мин;
г - газированные нефти смешивают на ГЗУ и ДНС, смесь газов
после ступеней сепарации направляют в отдельный булит. Туда же
противотоком поступает пластовая девонская вода.
Технология исключает затраты на строительство автономной^
системы сбора, транспорта и сероочистки для сероводородсодер-1
жащей нефти, добываемой из отдельных скважин, удаленных наи
большие расстояния от промысловых пунктов сбора и подготовки^
Экономическая эффективность от ее внедрения, рассчитанная по
статье «Капитальные вложения на строительство системы сбора^
транспорта и сероочистки», с учетом амортизационных затрат со-<
ставляет около 200 тыс.руб. на годовой объем внедрения 0,4 млн. т.,
В Чишминском товарном парке НГДУ «Джалильнефть» в те-:
чение 60 сут осуществляли совместный сбор частично дегазиро?|
150
ванной угленосной и девонской нефтей по варианту а. На ГЗУ и
ДНС смешивали 15-15 тыс. т/сут девонской нефти (средняя обвод-
ненность 50%, концентрация ионов железа в воде 50 мг/л) с 600
т/сут угленосной нефти с концентрацией H2S в газе до 1800 г/100
мэ. В систему сбора подавали водорастворимый реагент - дисолван
4411 в расчете 60 г/т угленосной и 30 г/т девонской нефтей.
Рис 5 10. Варианты технологических схем сбора и транспорта
смеси газированных нефтей.
а-рН = 5-6. б-рН = 8-85,
варианты в и i различаются технологией сбора и транспорта смеси нефтей
В результате исследований установлено, что нейтрализация
основного количества сероводорода, содержащегося в нефтяном
151
газе угленосного горизонта, завершается в трубопроводах систем
сбора и транспорта. Среднее содержание в газе составило: после
ГЗУ - 1800 г/100 м3; после второй ступени сепарации - 10 г/100 м3;
после компрессорной станции - 0,5-1 г/100м3.
5.6.1. ВЛИЯНИЕ КОНЦЕНТРАЦИИ ИОНОВ ВОДОРОДА И ЖЕЛЕЗА НА
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СЕРОВОДОРОДА МЕЖДУ ГАЗОМ
И ПЛАСТОВОЙ ВОДОЙ
Как известно, равновесие газов между газовой и жидкой фаза-
ми описывается законом Генри, устанавливающим отношение пар-
циального давления компонента в газовой фазе к концентрации его
в жидкой фазе. Закон Генри можно записать следующим образом
[325]
PH2S = Kr[H2S], (5.12)
где: PH2S - парциальное давление; [HjS] - концентрация недис-
социированных молекул сероводорода; Кг - константа Генри.
Константа закона Генри в общем случае зависит от температу-
ры, давления, ионной силы раствора, т.е. концентрации растворен-
ных солей. Известны значения констант Генри при различных тем-
пературах и давлениях [325] и эмпирические зависимости констант
от ионной силы раствора при определенной температуре и давле-
нии.
Совместное использование закона Генри и закона действую-
щих масс для молекулярной диссоциации сероводорода на ионы
HS~ и fP показало влияние pH на равновесие H2S между газом и
пластовой водой. Константа равновесия для молекулярной диссо-
циации сероводорода в соответствии с реакцией H2S о
HS~ + Н+ равна [325]:
[«•1L«S]= (5.13)
[//2s]
Концентрации [ГГ], [Г£У],][//2<5] выражаются в моль/л.
Константа диссоциации по уравнению HS <=>
Н+ + Нг равна:
К-, = И 1'^1 -1=1,3-Ю 13 • (5-14)
152
При pH < 12 диссоциация HS~ иона пока ничтожно мала, по-
этому ею можно пренебречь. Тогда общая концентрация сероводо-
рода в растворе равна
Оу =[Ж~ММ-
(5.15)
Подставляя в (5.15) значение [7//Г] из (5.13), получим
Откуда
Подставляя (5.17) в (5.12), получим
(5-16)
(5-17)
(5.18)
при pH = 7g[/7 ]. Если измеря-
ется непосредственно величина
pH, то [7Г] = 1О’рН [325].
Зависимость парциального
давления сероводорода от pH
(или концентрации ионов водо-
рода) определяется зависимо-
стью величины функции у[Н*]
= г 1^-1 от pH (рис. 5.11).
М+к,
Величина pH оказывает
существенное влияние на рав-
новесное парциальное давление
сероводорода. А при pH > 1
увеличение pHwa одну единицу
(т е. увеличение концентрации
Н* на порядок)снижает парци-
альное давление практически
нг ноля ток. Из уравнения (5.18)
Рис. 5 11. Зависимость функции
lg I/'" ] от pH.
Г"*Т+<
153
следует, что величина парциального давления сероводорода прямо
пропорционально зависит от общей концентрации сероводорода в
растворе. При большой общей концентрации сероводорода даже
при высоком значении pH парциальное давление сероводорода
(концентрация сероводорода в газовой фазе) может достигать зна-
чительных величин. Поэтому снижение общей концентрации серо-
водорода также является существенным фактором уменьшения
концентрации сероводорода в газовой фазе. При смешении железо-
и сероводородсодержащих водонефтяных эмульсий ионы Fe2+
взаимодействуют с H?S и HS~, образуя малорастворимый сульфид
железа FeS, произведение растворимости которого ПРп$+
[F^ HS2 ] равно 3,2-10“18. Если в растворе [Fe2' [-[S2] > nPFeS,
то протекает реакция образования FeS; если же неравенство не вы-
полняется, то FeS не образуется. Общая концентрация сульфида в
растворе равна
Ся2ИМЧж”№2”]-
(5-19)
Подставляя в (5.19) значение [HS^] и [«S’2 ] из (5.13) и (5.14),
получаем
(5.21)
Откуда
К2 К,К2
т.е. сульфид железа будет образовываться при выполнении нера-
венства
-- "i5 —г ГГе2“1> ПРМ = 3.210 18 ’
ДИД"!
К,к2
(5.22)!
1
или
(5.23)
154
Исходя из
равенства С^.[Яе2+] = HPFeS 1 +
рассчитаны равновесные концентрации сероводорода в растворе
при различных pH в зависимости от концентрации ионов железа
(рис. 5.12). Пользуясь рис. 5.12 и зная CFe2', CH^S и pH, можно оп-
ределить, будет ли образовываться сульфид железа.
для этого из точек осей
абсцисс и ординат, соответст-
вующих данным концентра-
циям Fe2', CHiS, проводят
перпендикуляры. Если точка
пересечения этих перпенди-
куляров окажется ниже пря-
мой, соответствующей дан-
ному значению pH, то суль-
фид железа будет образовы-
ваться.
При высоких pH гидро-
окись железа выпадает в оса-
док согласно произведению
растворимости
Л?**, =[я4М =48-10”.
Подставляя в равенство зна-
чение ОН~ из ионного произ-
ведения воды
кно = \н-
«2^ L
получаем
Рис. 5.12. Зависимость равновесных
концентраций сероводорода в воде от
концентрации ионов железа; линии 1-7
соответствуют значениям рН=4-10.
][я+]=110'м,
[Яе2+]10“28
|"1
Тогда Fe(OH)2 выпадает в осадок, если
Fe2+ ] ПРре(он)2
Я > К2Н1о
155
Поэтому максимальная концентрация ионов железа в растворе рав-
на
[^2+L=4,8-10’2-[h+]2.
(5.24)
Значения этих концентраций приведены в таблице (5.2).
Таблица 5 2.
Максимальная концентрация ионов железа в воде При pH, равном
7 8 9 10
[Fe2+]max, МОЛЬ/Л 4,8 10 2 4,8.10“ 4,8-10-6 4,8-10“*
мг/л 2700 27 2,7-10“’ 2,7-102
lg[Fe2+]nMK, моль/л -1.32 -3.32 -5.32 -7 32
Линия АБ на рис. 5.12 показывает зависимость величины мак-
симальной концентрации ионов Fe2+ от pH [325].
Из неравенства (5.23) видно, что увеличение pH создает более
благоприятные условия для образования сульфида железа. Таким
образом, увеличение pH одновременно снижает концентрацию се-
роводорода в газовой фазе (5.17) и способствует образованию
сульфида железа (5.23).
Если при смешении вод различных горизонтов в смеси исход-
ная концентрация сероводорода Сн s, и, больше исходной концен-
трации железа С и, то после протекания реакции образования
сульфида железа остаточная концентрация сероводорода равна
тогда уравнение (5.18) примет вид
Рн s = Кг (с„ k, U - С£, U)- г • (5-25)
I \ re * / I уу 4- | i
Если при смешении Сн^,ипримерно равна Cf^,u, то их
разность становится величиной одного порядка с величиной кон-
центраций ионов железа и сероводорода, равновесных с сульфидом
железа при данных условиях. Если равновесные значения концен-
траций сероводорода и ионов железа будут равны у и х , то чтобы
найти величину у и х, необходимо решить систему уравнений
156
xy = HPleS
CFe2+, и - x = Сн^ ,u-y.
В результате решения этой системы уравнений получается
Снг$,и С>и
2
при
Найденное значение равно равновесной концентрации серово-
дорода в воде после смешения вод различных горизонтов. Полу-
ченное выражение у подставляется в уравнение (5.18) и вычисляет-
ся парциальное давление сероводорода в газе над смесью вод.
В настоящее время на практике наиболее часто встречается
соотношение , и > CH^S, и. В этом случае
npFeS
’ и ~ ChjS ’ и
Учитывая (5.21), уравнение (5.18) выглядит для этого случая
следующим образом [325]:
. -к Г"У ПМ.М.УМ
' С ,,и-С„<,и К.К7 Кг \Н+ +Я,
(5.26)
157
При рН< 10
К, К, Кг
поэтому ею можно пренебречь.
Тогда (5.26) упрощается
р
rH2S
ПРЛ! [/Г Г
С/ е2' ’ и ~ ^H2s ’ U
(5.27)
Если при смешении для повышения pH добавляется щелочь, то
необходимо проверить, не превышает ли величина С^, и — CH^S и
величину [Те2+]тах из уравнения (5.24). Если
С,.-, -C„,s,,S h2*L, ТО [S-],
,, = „ [h*F к ПР^
K‘S Г [л’*к К,Кг Г4,810,г[//-]2
[и*]2 _ к ПР^К^
к,к, ГПРпт-К,К,
(5.28)
Анализ уравнения (5.27) показывает, что парциальное давле-
ние сероводорода (концентрация сероводорода в газе) прямо про-
порционально квадрату концентрации ионов железа. Поэтому по-
вышение pH раствора за счет добавления щелочи является более
эффективным методом снижения парциального давления серово-
дорода, чем повышение концентрации ионов железа. Однако, когда
при увеличении pH [Fe2+]max станет меньше и — и, парци-
альное давление сероводорода уже не будет зависеть ни от pH, ни
от количества ионов железа. Таким образом, при повышении pH и
увеличении концентрации ионов железа парциальное давление се-
роводорода уменьшается, пока не достигнет минимального значе-
ния
P^S min
npreS-K\o
ПРре(ОРГ)2 ' ^1^2
- 6,4 10 5 Па,
158
что соответствует концентрации 9,6-105 г/100 нм3 (при А/, равном
72,19 МПа [325]).
На рис. 5.13 приве-
дены кривые, характери-
зующие характер измене-
ния концентрации серо-
водорода в воде и газе
при добавлении в раствор
ионов железа, рассчитан-
ные по формулам (5.25-
5.28).
При расчете исход-
ная концентрация серо-
водорода была принята
равной 1-10'3 моль/л (34
мг/л), температура 20°С,
давление 0,1 Мн/м2, мо-
лекулярный вес газа 34.
Значение константы Ген-
ри, равное 72,19 МПа для
концентрации солей в
воде 2,0 моль/л, взято из
работы [325].
При pH, равном 5,
изменение концентрации
H2S в воде и в газе незна-
чительно. При pH, рав-
Рис. 5.13. Изменение концентрации серо-
водорода при добавлении железа.
а - в воде; б - в газе CHSu=\ Ц)-1 моль/л,
линии 1,2,3 соответствуют значениям
pH =5, 7.9
ном 9, имеет место резкий скачок, однако он ограничен снизу. Для
сероводорода в воде концентрация 5,2-10 9 моль/л при pH, равном
9, является минимальной для данной величины pH (при pH, равном
7, концентрация сероводорода еще меньше при >2-10 3
моль/л). Для сероводорода в газе концентрация 9,6-10 5 г/100 м3
является абсолютным минимумом [325].
5.7. ОЧИСТКА ГАЗА ОТ СЕРОВОДОРОДА В ВАРИАНТЕ
БЕЗНАСОСНОЙ ЦИРКУЛЯЦИИ АБСОРБЕНТА
Технология и установка для очистки газа от сероводорода с
получением элементарной серы [75] в безопасном варианте цирку-
159
ляции католического абсорбента имеет существенные преимущест-
ва перед традиционным (рис. 5.14).
Рис 5 14 Установка для очистки газа от сероводорода
в варианте безнасосной циркуляции абсорбента.
В общем составе абсорбента 2% массовых составляет трилон
-динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, имеющей
следующую структурную формулу
СООН СООН
4
NH-CH-CH-NH
COONa COONa
Реакция извлечения HiS из газа комплексом трехвалентного,
железа с трилоном Б (Т) протекает в соответствии с (5.29)
H2S + 2FemT -+S + 2FT + 2Fe”T.
(5.29)
Реакция регенерации абсорбента кислородом воздуха осуще-
ствляется в соответствии с (5.30)
160
4Fe"T + O2+ 4H+ -> 4FeT + H2O.
(5.30)
В соответствии с технологией расход компонентов абсорбента,
необходимого для изолирования 1 тонны Н2 составляет:
сульфат железа 40 кг
FeSO, х 1Н2О
СООН
грилон Б
тринатрийфосфат
кальциниров. сода
50 кг
15 кг
15 кг
СООН
Na2SO2 х ЮН2О
NH - CH - СН -
СООН
СООН
Степень очистки газа не менее 99,9%. При давлении очищен-
ного газа до 0,3 атм регулирование очистки осуществляется без
средств автоматизации. При давлении более 0,3 атм необходимо
использование автоматики для поддержания давления отработан-
ного воздуха, равным давлению очищенного газа.
Для предотвращения замерзания раствора в абсорбент вводят
моноэтиленгликоль в количестве 40%. Абсорбент не пожароопа-
сен, не токсичен и до температуры +50°С по отношению к углеро-
дистым сталям не агрессивен. Плотность раствора 1100 кг/м3.
Для осуществления регенерации абсорбента температуру не
следует снижать ниже +10°С.
Процесс окисления Н2Х сопровождается выделением тепла. В
теплоизолированном абсорбере при концентрации H2S в газе более
1% необходимая температура абсорбента поддерживается за счет
тепла реакции, а при меньших концентрациях H2S в газе его нужно
подогревать сухим паром или электронагревателем.
Получение товарной серы из фильтрата достигается традици-
онными методами, т.е. переплавкой.
Установка работает следующим образом [75].
Абсорбер 1 и регенератор 2 заполняют абсорбентом сероводо-
рода - раствором комплекса трехвалентного железа с этилендиа-
минтетрауксусной кислотой, взятыми в соотношении 1:8 соответ-
ственно; по подводящему трубопроводу 18 через входной сепара-
тор 14 и трубопровод 20 в абсорбер 1 подают газ с содержанием
161
сероводорода 34,1-40,2 г/м3 через распределитель газа 5, располо-
женный в нижней части абсорбера. Сероводородсодержащий газ,
проходя через слой абсорбента, очищается от сероводорода и по
трубопроводу 25 поступает в выходной сепаратор 15, где осушает-
ся и с остаточным содержанием сероводорода до 20 мг/м3 по тру-
бопроводу 26 направляется потребителю Отделившийся от газа
абсорбент по трубопроводу 21 поступает в верхнюю часть абсор-
бера 1. Одновременно с подачей сероводородсодержащего газа в
абсорбер в регенератор 2 компрессором 17 через распределитель
воздуха 6 подают воздух, который с помощью присутствующего в
нем кислорода регенерирует отработанный абсорбент, поступаю-
щий из абсорбера 1 по закругленному трубопроводу 4 в нижнюю
часть регенератора 2, при этом участок трубопровода, входной в
нижнюю часть, установлен тангенциально и расположен ниже рас-
пределителя воздуха 6. Отработанный воздух из верхней части ре-
генератора 2 отводят через воздушный клапан 12 и трубопровод 23
в атмосферу. Для поддержания равных давлений в абсорбере и ре-
генераторе регулирующий клапан 12, установленный на регенера-
торе, соединен с датчиком давления 13, установленным в верхней
части абсорбера. Подготовленный таким образом раствор из реге-
нератора 2 по закругленному трубопроводу 3 поступает в нижнюю
часть абсорбера 1, входной участок которого установлен тангенци-
ально к корпусу абсорбера и расположен ниже распределителя газа
5. Плотность жидкости в абсорбере и регенераторе, где осуществ-
ляется барботаж её газом и воздухом соответственно, меньше
плотности дегазированной жидкости в трубопроводах 3 и 4 Суще-
ствующая разность плотностей позволяет осуществлять циркуля-
цию жидкости (абсорбента) из одного аппарата в другой Наличие
наклонных перемычек 7 и 7 в верхних частях трубопроводов 3 и 4,
диаметры которых меньше диаметров отводящих абсорбент из аб-
сорбера и регенератора трубопроводов 3 и 4, причем диаметры
нижних меньше диаметра верхних, соединенных с карманами 8 и
8, расположенными на внутренних стенках корпусов абсорбера и
регенератора, позволяет регулировать и поддерживать циркуляцию
жидкости в аппаратах в случае изменения давления очищенного
газа. При увеличении давления очищенного газа уровень абсорбен-
та в абсорбере понижается, а в генераторе повышается (до тех пор,
пока клапан 12 с помощью датчика 13 не выровняет давление воз-
духа в регенераторе и газа в абсорбере). При этом уровень абсор-
162
бенга может опускаться ниже верхней части трубопровода 4, со-
единенного с абсорбером. В этом случае циркуляция абсорбента по
установке не нарушается, так как абсорбент начинает циркулиро-
вать через верхнюю перемычку 7. Если уровень жидкости понижа-
ется еще ниже, то циркуляция осуществляется через нижнюю пе-
ремычку 7. Таким образом, предотвращается нарушение циркуля-
ции абсорбента. Причем диаметр верхней перемычки 7 меньше
диаметра трубопровода 4, а диаметры перемычек уменьшаются
сверху вниз. Такое распределение диаметров по высоте позволяет
исключить циркуляцию абсорбента через верхнюю часть трубо-
провода 4 и перемычки 7 одновременно. Верхняя перемычка 7 на-
чинает «работать» только тогда, когда уровень жидкости опускает-
ся ниже верхней части трубопровода 4, а нижняя перемычка 7 -
когда уровень жидкости опускается ниже верхней перемычки.
Таким образом, расположение труб крест-накрест и места вхо-
да и выхода отработанного и отрегенерированного абсорбента при
соединении аппаратов между собой, снабжение верхних частей за-
кругленных трубопроводов наклонными перемычками, соединен-
ными последовательно с карманами, расположенными на внутрен-
них стенках абсорбера и регенератора, позволяет обеспечить ста-
бильную безнасосную циркуляцию абсорбента на установке.
В процессе абсорбции сероводорода в результате реакции с
абсорбентом образуется сера, которая в виде суспензии в отрабо-
танном абсорбере поступает по закругленному трубопроводу 4 в
нижнюю часть регенератора 2, где оседает и выводится из него по
трубопроводу 9 на узел 10 выделения серы. Закругление трубопро-
водов 3 и 4 предусмотрено для исключения оседания и образования
в них серных пробок.
Отработанный абсорбент с наиболее мелкими частицами серы
в регенераторе обрабатывается кислородом воздуха, восстанавли-
вает свои поглотительные свойства и по закругленному трубопро-
воду 3 поступает вниз абсорбера, где доочищается от серы и под-
нимается дальше в абсорбер, контактируя с сероводородсодержа-
щим газом. Затем процесс повторяется. Скорость циркуляции аб-
сорбента поддерживают в пределах 4,2-18,1 м3/ч, что позволяет
производить очистку 80-276 м3/ч сероводородсодержащего газа до
остаточного содержания сероводорода 20 мг/м3.
С рецензия серы в абсорбенте из нижней зоны абсорбера 1 по
Щ проводу 9 поступает на узел 10 выделения серы, откуда по
163
трубопроводу 22 выводится потребителю. Абсорбент, отделивший-
ся на узле выделения по трубопроводам И и 1Г, насосом 16 пода-
ется в нижнюю часть абсорбера и регенератора, при этом входы их
расположены тангенциально корпусам аппаратов и ниже распреде-
лителей газа 5 и воздуха 6, но в противоположном направлении к
входным в нижнюю часть участков трубопроводов 3 и 4, располо-
женных крест-накрест, что позволяет периодически взмучивать
осевшую серу, избегая, тем самым, её уплотнения на дне аппара-
тов, и своевременно выводить из абсорбера и регенератора.
Технико-экономическая эффективность такой установки для
очистки газа от сероводорода достигается за счет снижения капи-
тальных затрат на 14% и эксплуатационных - на 44%.
5.7.1. ОЧИСТКА ОТ СЕРОВОДОРОДА ГАЗОВЫХ ВЫБРОСОВ
ИЗ ВОДЯНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
Концентрация сероводорода в сточных водах Татарии достига-
ет 250 мг/л. В период пребывания воды в резервуаре сероводород
выделяется в паровоздушную фазу. При больших и малых «дыха-
ниях» газовая фаза, содержащая сероводород, выбрасывается в ат-
мосферу [326].
Концентрация сероводорода в газовой фазе резервуара зависит
от многих факторов: концентрации HjS в сточной воде; соотноше-
ния объемов воды и газовой фазы; температуры воды; периодично-
сти «дыханий» резервуаров. Растворимость углеводородных газов
в воде незначительна, поэтому объем выделяющегося из воды газа
мал, и он состоит в основном из кислых компонентов. Так, из сточ-
ной воды, поступающей на очистные сооружения Куакбашской
установки подготовки высокосернистой нефти (УПВСН) НГДУ
«Лениногорскнефть», при снижении давления до атмосферного
выделилось 15 мл газа на 1 л воды, причем объемная концентрация
сероводорода в выделившемся газе составила 65%. В связи с этим
газовой фазой в водяных резервуарах является воздух, загрязнен-
ный сероводородом.
Наибольшие выбросы сероводорода происходят из буферных
резервуаров при их заполнении сточной водой. В этот период из
резервуаров выбрасывается газовоздушная смесь в количестве,
практически равном объему поступающей воды. При удачном под-,
боре подачи откачивающего насоса, когда объемы откачиваемой и
164
поступающей воды одинаковы, обеспечивается наименьший общий
выброс сероводорода. Однако при этом возрастает концентрация
сероводорода в газовой фазе, что приводит в итоге к более опасно-
му газовому выбросу из резервуара при его заполнении.
Исследования состава газовой фазы резервуаров показали, что
концентрация сероводорода изменяется в широких пределах. Так,
на очистных сооружениях Кама-Исмагиловской и Кичуйской
УПВСН она изменялась от 0,16 до 18,4 г/м3. Вредное влияние вы-
бросов из водяных резервуаров усиливается неблагоприятными
характеристиками выброса: низкой температурой и малой высотой.
Поэтому на герметичных узлах подготовки сероводородсодержа-
щей нефти выбросы из водяных резервуаров могут играть основ-
ную роль в загрязнении воздуха H2S. Например, на Кичуйской
УПВСН они составляли более 80% всех выбросов сероводорода.
Расчеты рассеивания сероводорода при неблагоприятных метеоус-
ловиях, проведенные по методике ОНД-86, показали, что загряз-
ненность атмосферного воздуха ближайших населенных пунктов
равна 10-30% ПДК. Зона вредного действия установок такого типа
достигает 10 км, а концентрации, превышающие ПДК, наблюдают-
ся на расстоянии 1,5-2 км.
Таким образом, нейтрализация выбросов сероводорода из во-
дяных резервуаров имеет большое значение для улучшения со-
стояния атмосферного воздуха в зоне влияния объектов сбора неф-
ти и воды. Наличие в газовых выбросах кислорода обусловливает
возможность их очистки путем окисления сероводорода до элемен-
тарной серы. С учетом того, что процесс периодичен, а концентра-
ция сероводорода относительно невелика, наиболее эффективное
окисление можно провести в жидкой фазе, используя в качестве
катализатора комплекс железа с этилендиаминтетрауксусной ки-
слотой (ЭДТА). Комплекс трехвалентного железа быстро окисляет
сероводород до элементарной серы, переходя в двухвалентное со-
стояние, которое при взаимодействии с кислородом окисляется до
трехвалентного.
Для очистки газовых выбросов из водяных резервуаров пред-
лагается технологическая схема, основанная на жидкофазном
окислении сероводорода до элементарной серы, в соответствии с
которой насос нагнетает окислительно-восстановительный абсор-
бент сероводорода на основе комплекса железа с ЭДТА в газожид-
костный эжектор, который затем откачивает газовую фазу из водя-
165
ного резервуара. В эжекторе абсорбент взаимодействует с серово-
дородом и кислородом. Одновременность взаимодействия ком-
плекса железа с сероводородом и кислородом ускоряет процесс
так как при этом уменьшается диффузионное сопротивление жид-
кой фазы. Газожидкостная смесь из эжектора поступает в емкость,
где происходят сепарация очищенного воздуха и осаждение серы.
Очищенный воздух направляется на свечу рассеивания. Абсорбент
вновь поступает на прием насоса [326].
Основные выбросы из водяных резервуаров имеют место во
время больших «дыханий», когда не работает насос, откачивающий
воду. Для экономии электроэнергии насос должен быть связан с
работой насоса откачки: автоматически включаться при выключе-
нии насоса откачки, и наоборот. Подача насоса и размеры эжектора
подбираются в зависимости от объема сточной воды, поступающей
в резервуары.
5.7.2. ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НА СКОРОСТЬ ОКИСЛЕНИЯ
КОМПЛЕКСА Fe (И) С ЭДТА КИСЛОРОДОМ ВОЗДУХА
Так как возможны другие варианты очистки газа от сероводо-
рода с использованием комплекса железа с этилендиаминтетраук-
сусной кислотой (ЭДТА), то в этих случаях важно иметь информа-
цию о влиянии температуры на скорость реакций. В абсорбере при
контакте сероводорода с водным раствором катализатора происхо-
дит реакция [214]
H2S + 2Fe(III) Y—>S + 2Fe (II) Y +2H', (5.31)
где Y- кислотный остаток ЭДТА.
Окисление Fe (II) Y до Fe(III) Y проводят кислородом воздуха
4Fe(II) Y+O2 + 4H-> 4Fe(IIl) Y + 2H2O. (5 32]
i
Скорость процесса (5.31) значительно больше скорости про^
цесса (5.32) [214]. Поэтому лимитирующей стадией результирукй
щей реакции |
2H2S + O2->2S + 2Н2О (5,33|
*
является окисление Fe(II) кислородом. В литературе известней
уравнение зависимости скорости этого процесса от величины рт
166 •’
Рис. 5.15 Зависимость концентрации
/•'e(II) С (%) от времени т (мин).
Температура (°C) I - 5,2 - 20,
3-40,4-60,5-80
Исследовано так же влияние температуры на степень конверсии
сероводорода в серу версенатом железа. Однако эти исследования
осуществлялись при одновременном контакте с раствором катали-
затора сероводорода и кислорода, т.е. реакции (5.31) и (5.32) проте-
кали параллельно, в связи с чем эксперименты не зафиксировали
влияния температуры на процесс окисления комплекса железа.
Для оценки влияния
температуры на окисление
Fe(II) кислородом воздуха
раствор комплекса Fe(II) Y
готовили растворением се-
миводного сульфата железа
(II) и динатриевой соли ЭД-
ТА в дистиллированной
обескислороженной воде.
Концентрация ионов железа
составляла 4,0 г/л. Карбона-
том натрия величину pH
раствора поддерживали на
уровне 8,5. Окисление рас-
твора осуществляли в реак-
торе, снабженном распреде-
лителем воздуха. Раствор
помещали в термостат, ко-
торый поддерживал темпе-
ратуру с точностью ±1°. В
процессе эксперимента кон-
тролировали концентрацию
ионов железа -(II) титрованием
прекращали после окисления 99% исходного количества железа.
На рисунке 5.15 показано изменение концентрации железа (II)
(в процентах от исходного содержания) от времени при температу-
ре 5, 20 40, 60, 80°. При увеличении температуры от 5 до 40° время
окисления двухвалентного железа уменьшается с 40 до 10 мин. Од-
нако дальнейшее увеличение температуры не оказывает заметного
влияния на время окисления Fe(II), поэтому температура 40° явля-
йся оптимальной для проведения процесса (5.32).
бихромата калия. Эксперимент
ГЛАВА VI
VI. ЭФФЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРИЕМЫ
СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ ГАЗА И ПАРОВ НЕФТИ
НА ПРОМЫСЛАХ
6.1. ОТБОР ГАЗА ИЗ ЗАТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА СКВАЖИН
Идея откачивать газ из затрубного пространства скважины с
последующей его утилизацией является весьма привлекательной,
поскольку при этом достигается целый ряд целей:
- исключаются выбросы вредных веществ в атмосферу;
- предотвращаются прямые потери нефтяного газа;
- увеличивается дебит нефти за счет повышения коэффициен-
та наполнения насоса и роста депрессии на пласт.
Одним из вариантов реализации технологии отбора газа из за-
трубья являются компрессоры с приводом от балансира станка-
качалки или от шкива двигателя. Опыт применения технологии от-
качки газа из затрубного пространства скважин в мировой практике
свидетельствует о том, что выбор скважин для установки на них
компрессоров осуществляется, зачастую, «методом проб и оши-
бок», который не позволяет оценить перспективы внедрения ком-
прессоров на промыслах и спрогнозировать эффективность (или
неэффективность) применения компрессора на конкретной сква-
жине.
Поэтому возникает задача нахождения критерия выбора сква-
жин для установки на них компрессоров, который позволил бы без
особых затрат, на основе имеющейся базы данных о фонде сква-
жин определить область применимости (объем внедрения) техно-
логии откачки газа из затрубного пространства скважин [162. 319.
327, 328, 329, 330].
168
6.1.1. АНАЛИЗ ФАКТОРОВ, ОБУСЛОВЛИВАЮЩИХ ПРИМЕНЕНИЕ
КОМПРЕССОРОВ ДЛЯ ОТКАЧКИ ГАЗА
ИЗ ЗАТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА СКВАЖИН
Использование компрессоров для откачки газа из затрубного
пространства обеспечивает снижение давления в затрубном про-
странстве, что приводит к увеличению дебита скважины. Послед-
ний вывод следует из анализа зависимости дебита от параметров
скважины
QM=K„-(P„„-PX-P3„), (6-1)
где- Q>k - дебит, т/сут; Кп - коэффициент продуктивности,
т/сут-МПа; Р„, - пластовое давление, МПа; Рж- давление, созда-
ваемое на забое столбом жидкости, МПа; /’,„ - давление в затруб-
ном пространстве, МПа.
Из выражения (6.1) ясно, что снижение Рзп приводит к росту
дебита скважины, причем в тем большей степени, чем выше коэф-
фициент продуктивности К„. Отсюда также вытекает, что в качест-
ве критерия выбора скважин, на которые следует устанавливать
компрессор, является коэффициент продуктивности: чем выше К,„
тем большего эффекта можно ожидать.
Введем понятие «коэффициент технологической эффективно-
сти», определяемый как отношение дебитов скважины до (£/ж„) и
после установки компрессора:
Qjkk {Рцл Рж- Pjnkj ГА
=|f Г ’
х-'Жн \* ПЯ ж Л эпн /
где Рти и Ртк - давление газа в затрубном пространстве скважины
соответственно до и после установки компрессора. Результаты рас-
четов по формуле (6.2) для условного примера приведены на рис.
6.1, откуда видно, что наибольший эффект может быть достигнут
на скважинах с минимальным пластовым давлением (точнее, раз-
ностью Рп., - Рж) и максимальным давлением в затрубном про-
странстве Рзпн. Давление в затрубном пространстве скважин, на ко-
юрые целесообразно устанавливать компрессоры, можно опреде-
лить из формулы (6.2), если представить ее в следующем виде:
169
(6 3)
где: Р„ - давление в нефтяной линии, Ксж - степень сжатия ком-
прессора; после установки компрессора давление в затрубном про-
странстве будет в Ксж раз меньше, чем на выкиде компрессора, то
есть в нефтяной линии Р„
Из последнего выражения получим:
(6-4)
Рпл-Рж, МПа
Рис 6 1 Зависимость К,ф=/(Рпл-Рхе, Р,п)
Задаваясь в формуле (6.4) величинами Р„ и (Р„т - Рх ), получим
значение начального (исходного) давления в затрубном простран-
стве скважины, при котором установка компрессора с К^ж допус-
тима и обеспечивает некоторую удовлетворительную эффектив-
ность К3ф. На рис. 6.2. приведены результаты расчета по формуле
(6.4) для диапазона данных (КЭф = 1,1...2,0; Рн= 6...21 кГ/см“ при Рт
-Рж =30 кГ/см2, Ксм =3), из которых видно, что давление в затруб-
ном пространстве может находиться в широких пределах- как ниже
170
давления в нефтяной линии, так и значительно превышать его. На-
пример, если требуется прирост добычи 10% (то есть Кзф = 1,1), то
при Ри~ 12 кГ/см2 давление в затрубном пространстве должно быть
не ниже 6 кГ/см2, а если нужен двукратный прирост (/С^ = 2), то
рм, должно быть не ниже 17 кГ/см2. Давление в затрубном про-
странстве ниже Р„ наблюдается на скважинах с низким газовым
фактором при частом стравливании газа в атмосферу; давление Рти
равное давлению в нефтяной линии Р„ достигается при наличии
образного клапана между затрубным пространством и нефтяной
зинией; обычно Рзп11 > Р„.
4 6 В 10 12 14 16 18 20 22
Давление в нефтяной линии Рн,
кГ/см2
Рис 6 2 Зависимость Р №„=f (Рпл-Рж, Р„, Ксж, Кяф)
Таким образом, из рис. 6.2 на основе формулы (6.4) можно вы-
явить более конкретный количественный критерий выбора скважин
для установки на них компрессоров, а именно: следует выбирать
скважины с давлением в затрубном пространстве не ниже рассчи-
танного по формуле (6.4).
Однако в формуле (6.4) подбор правильного значения Кэф яв-
ляется неопределенным. В самом деле, задавая максимальные зна-
чения Кэф, приходится сужать область выбора, то есть выбирать
скважины только с высокими давлениями в затрубном пространст-
ве Причем большое значение Кзф не означает большого абсолют-
ного прироста добычи нефти, например, для малодебитных сква-
ин В то же время, дополнительная добыча нефти в абсолютном
171
выражении должна быть такой, чтобы компрессор окупился за
приемлемый срок. Отсюда следует, что критерием выбора скважин
является также экономическая эффективность компрессора, свя-
занная, в первую очередь, с дебитом скважины. Подробно вопросы
экономической эффективности и выбора обобщающего критерия
на ее основе рассмотрены в [327].
В дополнение к выявленным критериям, рассмотренным вы-
ше, следует учитывать ограничения, обусловленные, в первую оче-
редь, несоответствием параметров компрессора параметрам обо-
рудования скважины (например, количество газа из некоторых
скважин значительно превышает производительность имеющихся
компрессоров), а также другими соображениями (например, значи-
тельной удаленностью скважины и трудностью квалифицирован-
ного обслуживания компрессора, предполагаемым переводом
скважины в режим нагнетания и т.д.). То есть, при выборе скважин
для установки на них компрессоров следует дополнительно соблю-
дать ряд условий, основные из которых описаны ниже.
1) Производительность компрессора QKOV (м3/сут) должна быть
близкой к расходу газа из затрубного пространства скважины Q,:
Q,MU=Q. = Qfl-гФ, (6.5)
где: Q,/ - дебит нефти (т/сут); Гф - газовый фактор (м3/т).
По большому числу скважин одного из НГДУ АО «Татнефть»
были рассчитаны объемы газа, поступающего из затрубного про-
странства при давлении всасывания компрессора. Результаты рас-
чета сведены в виде гистограммы на рис. 6.3, откуда видно, чго на
подавляющем числе скважин количество газа не превышает 0,2
м3/мин, причем на большей их части находится в интервале
0,01...0,1 м3/мин.
Например, компрессор УОГ-1 при давлении всасывания
0,2...0,4 МПа имеет производительность 0,1...0,2 м3/мин, то есть
способен работать на большинстве скважин. Однако, в каждом
случае условие (6.5) должно проверяться.
2) Давление в нефтяной линии скважины не должно превы-
шать максимального допустимого давления компрессора. На боль-
шинстве скважин давление в нефтяной линии находится в интерва-
ле 0,6.. 1,6 МПа (это видно из гистограммы на рис. 6.4), однако
имеются скважины с высоким буферным давлением (до 3,2 МПа),
172
превышающим предельное давление компрессора, обычно равное
1,6...2,5 МПа.
Рис 6.3 Распределение скважин по расходу газа затрубного пространства
Рис 6 4 Распределение скважин по давлениям в выкидной линии
173
3) Число двойных ходов полированного штока не должно пре-
вышать допустимое по паспорту компрессора. На большинстве
станков-качалок частота хода штока находится в пределах 2,5...5
мин1 (рис. 6.5), что благоприятно для работы известных типов
компрессоров.
Рис 6 5 Распределение скважин по числу двойных ходов
полированного штока.
4) Длина хода полированного штока станка-качалки должна
быть такой, чтобы длина хода штока поршня компрессора не пре-'
вышала допустимого (паспортного) значения. На рис. 6.6 представ-
лена гистограмма распределения длин ходов полированного штока/
откуда видно, что на большинстве станков заданы длины ходов £П1Й;
= 1,5...1,9 м. Если иметь в виду, что подвесные компрессоры уста-j
навливают на расстоянии от подшипника балансира, равном!
0,3...0,5 длины переднего или заднего плеча балансира, то приве-i
денным значениям Ьпш будет соответствовать длина хода штока|
поршня Ь,МЛ1 = 0,5...1,0 м. На большинство станков-качалок можно*
устанавливать компрессоры с паспортным значением длины хода!
не ниже I
Таким образом, общий подход к выбору скважин из дейст-|
вующего фонда для установки на них компрессоров заключается в
выборе скважин с максимальными значениями коэффициента про^
174
ду ктивности, максимальными давлениями в затрубном пространст-
ве, минимальными пластовыми давлениями.
Рис 6 6 Распределение скважин по длине хода полированного штока.
В качестве критерия выбора можно принять экономическую
эффективность компрессора (на конкретной скважине), которую
косвенно можно оценить через такие показатели, как давление в
нефтяной линии, затрубное давление, которое должно быть не ни-
же определяемого по формуле (6.4), дебит скважины и др. При вы-
боре должно быть соблюдено соответствие параметров компрессо-
ра (производительность, давление, частота и длина хода штока
поршня) параметрам скважины и станка-качалки.
6.1.2. ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ И ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ
КОМПРЕССОРОВ
Компрессор типа ПК-350
Затрубный газ глубинно-насосных скважин собирали еще в 40-
50 ые годы на промыслах Азербайджана двумя способами: либо с
помощью разветвленной вакуумной газосборной сети и централи-
’пвадной вакуумной станции, либо индивидуальными малогаба-
11 Иъыи компрессорами с приводом от станка-качалки [328].
175
Один из известных типов компрессоров ПК-350 представлял
собой цилиндрово-поршневую пару с двумя камерами сжатия (со-
единенными параллельно), то есть являлся двухходовым, односту-
пенчатым компрессором (рис. 6.7), который подвешивали к балан-
сиру станка-качалки.
Рис. 6.7. Схема монтажа подвесного компрессора ПК-350.
1-устье скважины, 2-выкид, 3-шланг резиновый, 4-лубрикатор,
5-станок-качалка, 6-привод лубрикатора. 7- компрессор подвесной
Затрубный газ откачивали и подавали в выкид той же скважи-
ны по гибким шлангам. Уход за компрессорами сводился, главным
образом, к проведению регулярной смазки трущихся частей, под-
тяжке сальниковых уплотнений, обеспечению герметичности со-
единений труб, идущих от устья скважины до компрессора и от
компрессора до выкидной линии. Какие-либо данные о влиянии
компрессоров на дебит скважин не обнаружены.
Компрессор фирмы «WBC Manufacturing, Inc»
Компрессор WBC с приводом от балансира станка-качалки
(Walking Beam Compressor - балансирный компрессор) представ-
ляет собой одноходовой, одноступенчатый поршневой компрессор
[329]. Схема его приведена на рис. 6.8.
Компрессор WBC выпускается с диаметром цилиндра трех ти-
пов: 8, 10 и 12 дюймов (20, 25 и 30 см); длина хода штока поршня -
176
24, 36, 48 и 60 дюймов (от 0,6 до 1,5 м). Ранние модели компрессо-
ра WBC были подвержены частым поломкам, которые препятство-
вали их широкому применению.
В современных моделях пре-
одолены недостатки путем исполь-
зования цилиндра и поршня с
хромированными стенками, сталь-
ных клапанов, производительной
системы смазки. В 1981-1990 го-
дах было установлено примерно
475 компрессоров в бассейнах D-J
(восток Колорадо), Мичиган, Ана-
дарко (запад Оклахомы) и Техасе.
В 80% случаев наблюдалось уве-
личение дебита. Характерные ре-
зультаты представлены на примере
двух скважин: С1 на месторожде-
нии Wattenburg и 31-21-2 на ме-
сторождении Holster.
Скважина С1: эксплуатацион-
ная колонна D= 5 1/2", Н = 2500 м;
продуктивные пласты в интервале
2288-2378 м (известняки) и
2414-2423 м (песчаник), оба пла-
ста имеют микротрещины, харак-
теризуются как газонепроницае-
мые. Пористость 6...20%, прони-
цаемость - 0,01...0,05 мД. Давле-
ние в затрубном пространстве - 60
ат., пластовое давление - 315 ат.
За период с 1976 г. до уста-
новки компрессора в 1987 г. сред-
Рис. 6.8.
Схема компрессора WBC.
1 - цилиндр, 2 - поршень, 3 -
фильтр, 4 - клапаны, 5 - предо-
хранительный клапан.
ний дебит нефти составлял 2,84
баррелей в день. После установки компрессора дебит в течение
первого месяца увеличился до 10,5 баррелей в день, за 48 месяцев
средний дебит составил 3,65 баррелей в день, то есть возрос на
'‘%. Прямым результатом применения компрессора явилась до-
''п’ник-льная добыча 200 тонн нефти и 716,8 тыс. м3 газа. Ком-
прессор WBC стоимостью 12000 долларов окупил себя за 7 меся-
цев, а прибыль составила 220 %.
Скважина 31-21-2: эксплуатационная колонна D = 5 1/2", Н =
2590 м, продуктивный пласт-песчаник в интервале 2541-2544. По-
ристость - до 18%, проницаемость - до 500 мД. Давление в затруб-
ном пространстве - 8,5 ат., пластовое давление - 144 ат. За 9 меся-
цев, предшествовавших внедрению компрессора, дебит составлял
4,36 баррУдень. После установки компрессора средний дебит дос-
тиг 16,9 барр./день, в течение последующего периода с июля 1989
г. до августа 1991 г. - 8,8 баррУдень. Рост дебита нефти составил
102% и газа - 118% (рис. 6.9).
Рис 6 9 Результаты внедрения компрессора WBC
Дополнительная добыча в результате применения компрессора
за эти 25 месяцев составила: нефти - 3390 баррелей (540 т), газа -
20,9 млн. куб. футов (585,2 тыс. м3); дополнительная прибыль - 61
600 долл., что позволило окупить компрессор WBC за 2,2 месяца.
Сравнение результатов по двум скважинам показывает, «то на
первой скважине (С 1) рост прибыли связан, в основном, с ростом
добычи газа, в то время как во втором случае (скважина 31-21-2)
возросла в равной степени добыча и нефти, и газа. Авторы иссле-
178
дований связывают это с существенно различающимися проницае-
мостями пластов - в первом случае низкой (0,1 мД), во втором слу-
чае - гораздо большей (200-500 мД). Полученные результаты счи-
таются представительными. Что касается остальных скважин, обо-
рудованных компрессорами WBC, исследователи ссылаются на
промысловиков, подтверждающих эффективность примерно в 80%
случаев.
Компрессор фирмы «Permian Production Equipment, Inc»
Схема компрессора
BGC (Beam Gas
Compressor - балансирный
газовый компрессор) при-
ведена на рис. 6.10.
Это одноступенчатый
двухходовой поршневой
компрессор (такого же ти-
па, что и применявшийся
на промыслах Азербай-
джана) с диаметрами ци-
линдра в шести вариантах
от 6 до 16 дюймов (15 см
...40 см). Компрессор уста-
навливают на заднем плече
балансира станка-качалки с
помощью подъемника 2-3
человека. В оборудовании
предусмотрен перепускной
клапан для сброса газа из
нагнетательной линии во
всасывающую, а также
предохранительный кла-
пан.
Большинство ком-
прессоров BGC установле-
но на скважинах с низким
забойным давлением. Ком-
прессор BGC позволяет снижать давление с 2,8...3,5 кГ/см2 практи-
179
Рис. 6.10 Схема компрессора BGC
чески до 1,0 кГ/см2 и подавать газ прямо в нагнетательную линию с
давлением свыше 9,8 кГ/см2, то есть степень сжатия достигает поч-
ти 10. В некоторых случаях компрессор BGC отбирает газ из за-
трубного пространства с давлением 10,5 кГ/см2 и подает в линию с
давлением 49 кГ/см2. Известен случай, когда один компрессор об-
служивал 20 скважин, поддерживая давление в затрубном про-
странстве близкое к атмосферному, а на выкиде - 4,5 кГ/см2. Сред-
ний дебит скважин в США, на которых установлен компрессор
BGC, составляет 14 баррелей в день (2,2 т/сут).
По мнению фирмы, наилучшие результаты при снижении про-
тиводавления показывают пористые пласты с высоким коэффици-
ентом продуктивности.
Отмечают несколько направлений использования компрессо-
ров. Среди них:
- снижение противодавления на пласт для увеличения дебита
нефти;
- добыча затрубного газа для увеличения добычи углеводоро-
дов в целом и повышения дохода;
- получение большего количества газа из скважин для работы
оборудования на добывающем участке (таких, как газовые двига-
тели, подогреватели).
Решение об установке компрессора BGC на скважине прини-
мают после так называемой «тест-вентиляции», заключающейся в
том, что затрубное пространство в течение нескольких дней держат
открытым (или прикрытым), одновременно замеряя дебит. На ос-
нове измерений оценивают достигнутое увеличение добычи нефти,
после чего подсчитывается экономический и технологический эф-
фекты.
Работа компрессоров BGC фирмы «Permian Production
Equipment, Inc» была проверена и на российских промыслах. Ис-
пытания подвесных компрессоров осуществлялись в период с мар-
та по июнь 1995 г. на Бобровском месторождении. Положительные
результаты (увеличение дебита нефти) наблюдались на четырех
скважинах из шести. На двух скважинах (2904 и 2302) получены
результаты, которые трудно напрямую связать с установкой или
демонтажом компрессора. На скважине 2904, хотя и отмечено не-
которое увеличение дебита жидкости, произошло снижение добы-
чи нефти из-за больших и резких колебаний обводненности, кото-
180
рЫе наблюдались и после демонтажа компрессора. На скважине
2302 дебит жидкости не менялся, а после демонтажа компрессора
наблюдалось снижение добычи и нефти, и воды.
Дебит скважин в среднем повысился на 3,5 т/сут (примерно на
25%), то есть монтаж 4 подвесных компрессоров на Бобровском
месторождении позволил фактически отказаться от бурения и обу-
стройства 1 скважины для достижения такого же эффекта. В пери-
од испытаний был предотвращен выброс в атмосферу газа в коли-
честве 18,9 тыс. м3.
По результатам испытаний было принято решение о широком
использовании компрессоров этой фирмы в НГДУ «Бузулукнефть».
Результаты работы компрессоров за 8 месяцев 1997 года показали
высокий среднесуточный эффект. Например, на скважине 923 до-
быча нефти до установки компрессора была на уровне 6,3 т/сут,
при этом давление в затрубном пространстве равнялось 20 кГ/см2.
После установки компрессора давление в затрубном пространстве
установилось на уровне 4...4,5 кГ/см2, а среднесуточный прирост
дебита составил:
- за 4 месяца 1997 г. - 0,6 т/сут или 9,5%;
- за май - 0,3 т/сут или 4,6%;
- за июль и август - 2,9 т/сут или 46%.
Дополнительная добыча нефти с января по август составила
18077 т, при этом среднесуточный эффект по всем скважинам со-
ставил 30%.
Компрессор АО «Спецнефтехиммаш»
Опытный образец компрессора представляет собой поршне-
вую машину объемного действия и состоит из следующих частей:
цилиндра с органами газораспределения и системой клапанов;
поршня; штока; уплотнительного устройства штока; уплотнитель-
ного устройства поршня; шарнирных опор; рамы монтажной.
Привод компрессора осуществляется от балансира станка-
качалки. Шарнирная опора штока закрепляется на балансире стан-
ка-качалки, а шарнирная опора цилиндра - на опорной раме качал-
ки. При работе станка-качалки происходит как возвратно-
Пис гунательное движение поршня относительно цилиндра, обеспе-
Щг >ющее процессы всасывания и нагнетания газа, так и возвратно-
! и;азельнос движение цилиндропоршнсвой группы. Транспор-
181
тировка всасываемого и нагнетаемого газа между неподвижным
газопроводом и подвижным цилиндром осуществляется с помо-
щью гибких шлангов высокого давления.
Рабочие клапаны (всасывающий и нагнетательный), предохра-
нительный и байпасный клапаны на опытных образцах компрессо-
ра использованы те же, что и на компрессоре BGC. Отличием явля-
ется отсутствие системы смазки (громоздкой емкости, лубрикатора,
масляных шлангов), что стало возможным благодаря использова-
нию самосмазывающихся подшипников.
Эксплуатационные испытания опытного образца компрессора,
изготовленного ОАО «Спецнефтехиммаш» были осуществлены на
скважине № 359 Мих-Коханского месторождения НГДУ «Перво-
майнефть» в Куйбышевской области. Была произведена обкатка на
холостом ходу и на рабочем газе. Результатом испытаний явился
вывод о работоспособности компрессора и удовлетворительном
качестве его изготовления.
Устройство откачки газа УОГ-1 (ОАО «Татнефть»)
Компрессор УОГ-1 (устройство откачки газа), разработанный
в ОАО «Татнефть» (НГДУ «Лениногорскнефть» совместно с ин-
ститутом ТатНИПИнефть и АО «Газспецмашремонт»), представля-
ет собой одноходовой, одноступенчатый компрессор. УОГ-1 со-
держит следующие узлы:
- устройство откачки газа (цилиндропоршневую пару) в собранном
виде;
- крепежные детали для крепления устройства откачки газа к ба-
лансиру и раме станка-качалки;
— трубопроводы;
- запорную арматуру;
- метрологические средства.
На рис.6.11 приведена технологическая схема обвязки устрой-
ства откачки газа. Прием УОГа соединяется при помощи компен-
сатора (трубопровода с петлей расчетной длины) с газопроводом,
который через осушитель газа соединен с затрубным пространст-
вом глубинно-насосной скважины. Осушитель газа предназначен
для сепарирования газа от влаги.
Выкид компрессора УОГ-1 с помощью компенсатора соединя-
ется с выкидной линией скважины для транспортирования газа со-
182
вместно с нефтью. Для предупреждения попадания жидкости в ци-
1индр компрессора на его выкидной линии устанавливается обрат-
ный клапан. В случае чрезмерного повышения давления на нагне-
тательной линии компрессора, для предупреждения возможной
аварии срабатывает перепускной клапан, установленный в корпусе
компрессора, сбрасывающий избыточный газ в затрубное про-
странство скважины. При движении поршня вверх газ всасывается
в цилиндр, затем при ходе поршня вниз сжимается до необходимо-
го давления и через нагнетательный клапан подается в выкидную
линию.
Рис 6 11 Технологическая схема обвязки компрессора УОГ
1-усгьевое оборудование скважины. 2-УОГ, 3-компенсаторы трубные,
4-перепускной клапан, 5-обратный клапан, 6-манометр, 7-электроконтактный
манометр 8-всасывающая линия, 9-нагнетательная линия
183
Компрессор шарнирной опорой монтируется на раме станка-
качалки между редуктором и стойкой балансира (или между усть-
евой арматурой скважины и стойкой балансира).
Шток поршня посредством штанги с шарнирной подвеской
присоединяется к заднему (или переднему) плечу балансира стан-
ка-качалки. Поршень приводится в движение балансиром станка-
качалки. Шарнирное крепление цилиндра позволяет ему изменять
наклон своей оси при перемещении поршня.
Технические характеристики УОГ-1:
Плотность откачиваемого газа, кг/м3 Состав откачиваемого газа (объемная доля, %)• не более 1,3
- азот 4 10
- двуокись углерода I .1,5
- сероводород следы
- метан 40 80
- этан 21 27
- пропан 13 17
- бутаны и выше 10 14
leMnepaiypa откачиваемого газа от 0 до 20 °C
Число ходов полированного штока станка-качалки Давление газа от 3 до 6
- максимальное 2,5МПа
- номинальное (на входе в устройство) 0,4 Ml 1а
- минимальное (на входе в устройство) 0,1013мпа
Количество ступеней сжатия 1
Диаметр цилиндра, мм. не более 200
Диаметр штока, мм, не менее 40
Величина хода штока номинальная, мм 700±70
Объемная производительность (номинальная), нм3 / мин, не менее 0,4
1 емпература газа на выходе,°C, не более 80
Г абаритные размеры. - длина, не более 3000
- ширина, не более 600
Масса, кг, не более 1000
Особенностью компрессора УОГ-1 является наличие компен-
сационной камеры, в которой создается усилие, противодействую-
щее газовой силе, возникающей в рабочей камере при сжатии газа.
Это позволяет снизить дополнительную нагрузку на шатун, редук-
тор и двигатель станка-качалки. На рис. 6.12. приведена схема ба-
184
лансира с дейст-
вующими на него
силами в точках
4 (i оловка балан-
сира), В (место
крепления шату-
на) и С (место
крепления
компрессора) с
компрессором без
компенсационной Рис 6 12 Схема балансиРа с действующими
на него силами
камеры, напри-
мер, типа WBC,
рассмотренного выше.
При ходе головки балансира вверх баланс моментов можно за-
писать в виде:
(6.6)
откуда'
шот
А = Р* • /7 + /Г, • С
L тих w * газ ‘-ч
(6-7)
где- FU(a„, - усилие, возникающее в шатуне; - максимальная
нагрузка на головку балансира при ее ходе вверх; FaB - газовая си-
ла. возникающая в камере сжатия компрессора при ходе головки
вверх; a, h, с - расстояния от точек А, В, С до опоры балансира
точки О.
При ходе головки балансира вниз
' •b — г -а
шат min ’
откуда:
Fuiam
(6.8)
(6.9)
где Fmm- нагрузка на головку балансира при ее ходе вниз.
Если на станке-качалке установлен компрессор с компенсаци-
онной камерой, то сила FK„,„ возникающая в компенсационной ка-
мере от давления газа из нагнетательной линии на тыльную сторо-
Щ чоошня, противодействует газовой силе, создаваемой в камере
1Я5
сжатия при ходе головки балансира вверх. Тогда нагрузка на шатун
уменьшится:
(6.10)
а при Ргаз ~Fk„„ будет такой же, как без компрессора.
При ходе головки балансира вниз:
а с
Рамп Fmin , Fкои' . ?
О О
(6.11)
то есть нагрузка на шатун также уменьшается. Шатун будет рабо-
тать устойчиво на растяжение в случае, если:
'О > Рком'С-
(6-12)
Таким образом, отличительная особенность компрессора ОАО
«Татнефть» - наличие компенсационной камеры - позволяет
уменьшить влияние работы компрессора на станок-качалку. Такого
же эффекта можно достичь и при расположении обычного однохо-
дового компрессора на переднем плече станка-качалки.
Компрессоры УОГ-1 были испытаны на скважинах НГДУ
«Лениногорскнефть». Целью испытаний являлось определение ра-
ботоспособности этой конструкции компрессора и отладка его ос-
новных узлов. Результаты испытаний 11 компрессоров представле-
ны в таблице 6.1.
Таблица 6.1.
Номер скважи- ны Динамиче- ский уровень, м Давление в затруб- ном пространстве, кГ/см2 Давление в нефтяной линии, кГ/см2 Примечания
1 2 3 4 5
3911а 670 25 25 Компрессор уста- новлен на переднем плече.
24366з 356 1,5 13 Давление на выкиде компрессора 1,5 кГ/см2
12925 850 58 22 УОГ отключен, привязан к стейке.
186
Продолжение таблицы 6.1.
1 2 3 4 5
24288 - 27 15 УОГ снят.
17411 77 14 14 УОГ отключен Погнутие штока из- за попадания нефти в цилиндр.
1964 825 4,8 8,5
6026а 13 2 8 Станок- качалка и УОГ - отключены.
6311 670 20 13 Сорвано резьбовое соединение штока. При работе УОГ давление в затруб- ном пространстве было близко к 1 кГ/см2.
63566 1190 20 13 Изогнут шток из-за неправильного монтажа.
Нарушения в работе компрессора из-за искривления штока
были связаны, в основном, с неправильной установкой мертвого
пространства в процессе монтажа. На скважинах 3911а, 24366з от-
мечалась неустойчивая работа клапанов (давление на выкиде было
близким или равным давлению на всасывающей линии) из-за пло-
хой притертости пластины и седла вследствие низкого качества
изготовления.
Компрессор на скважине 1964 работал хорошо: газ устойчиво
откачивался из затрубного пространства (давление поддерживалось
равным 4,8 кГ/см2) в нефтяную линию (давление 8,5 кГ/см2). В це-
лом, по результатам испытаний был подготовлен ряд рекомендаций
по улучшению конструкции компрессора (в частности узла регули-
рования мертвого пространства), используемых материалов уплот-
нений и повышению качества изготовления. По результатам испы-
таний приступили к изготовлению еще 25 компрессоров.
Таким образом, анализ конструкций и работы компрессоров
Различных фирм и изготовителей показал их работоспособность,
187
причем имеющиеся данные свидетельствуют об их технологиче-
ской эффективности. В частности, обеспечивается снижение дав-
ления в затрубном пространстве и наблюдается увеличение дебита
скважин. Все конструкции и типоразмеры в основном близки меж-
ду собой, поэтому решение об использовании компрессоров той
или иной фирмы должно определяться технико-экономическими
расчетами.
6.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСЛОВИЙ ПРИМЕНИМОСТИ ПОДВЕСНОГО
КОМПРЕССОРА С ПРИВОДОМ ОТ СТАНКА-КАЧАЛКИ
6.2.1. ОСНОВНЫЕ УСЛОВИЯ ПРИМЕНИМОСТИ КОМПРЕССОРОВ
Очевидно, что параметры любого компрессора должны быть
увязаны с параметрами как скважины, так и станка-качалки, на ко-
торый он будет установлен. Например, соответствуя требованиям
по производительности, компрессор может создавать настолько
большую силу при сжатии газа в цилиндре, превышающую допус-
тимые нагрузки на станок-качалку, что его использование будет
невозможным. Поэтому, прежде всего, следует изучить влияние
компрессора на станок-качалку и выявить критерии (условия) его
применимости. Ниже рассмотрена работа с этой точки зрения од-
ноступенчатого компрессора, одностороннего (с одной камерой
сжатия) действия, однако результаты могут быть обобщены и рас-
пространены на компрессоры более сложных типов [162].
Возникающие дополнительные усилия в шатуне определяются
для двух схем:
а) с расположением ВПК на заднем плече балансира;
б) с расположением ВПК на переднем плече балансира.
По результатам расчетов схемы сопоставляются между собой
и с базовым вариантом (без компрессора).
На рис. 6.13 приведены схемы балансира с действующими на
него силами в точках А, В и С станка-качалки без компрессора
(«СК»), с задним расположением ВПК («СК+БПКз»), с передним
расположением ВПК («СК+БПКп»),
Из равенства моментов относительно точки О усилия в шатуне
определяются следующим образом.
Схема «СК».
При ходе вверх баланс моментов записывается в виде:
188
а) "СК'
б) "СК + БПК(з)
в) "СК + ВПК (п)"
нс 6 ] 3 Схема балансира с действующими силами' а без компрессора,
•ри расположении компрессора на заднем и переднем плече соответственно
189
Pmax ' ® Рщ ' Д
где Ртт - максимальная нагрузка на головку балансира при ходе
вверх.
Откуда
Рш=Р^а!Ь. (6.13)
При ходе вниз:
ртп а = рш-ь,
откуда
Рш=Ртт-а/Ь. (6.14)
Схема «СК ^БПКз».
При ходе вверх головки балансира заднее плечо опускается,
поэтому в равенстве моментов следует учесть дополнительную си-
лу Рс, возникающую при сжатии газа в цилиндре компрессора:
Лпах -а = Рш -Ь-Рс-С,
откуда
P.=P^a/b + P,c/b. (6.15)
При ходе вниз, из равенства моментов относительно точки О,
пренебрегая силами пары «поршень-цилиндр», можно записать:
Рш = Л™> -а1Ь-
(6.16)
Схема «СК+БПКп».
При ходе вверх влияние компрессора минимально. Следова-
тельно, пренебрегая силами трения в компрессоре:
Рт=Р^-а!Ь. (6.17)
Сжатие газа происходит при ходе головки балансира вниз. При
этом баланс моментов запишется следующим образом:
’min a-PL-С = РШ-Ь,
откуда
190
рш^ртп-а/Ь-Рс-с/Ь. (6.18)
Сравнивая полученные значения Рш, можно видеть, что при
сжатии газа в компрессоре усилия в шатуне изменяются, причем
при заднем расположении БПК нагрузка возрастает, а при переднем
расположении БПК - снижается на величину Рс- с/Ь.
При работе станка-качалки без компрессора или с компрессо-
ром на заднем плече шатун постоянно растянут при ходе головки
балансира как вверх, так и вниз. При переднем расположении ком-
прессора шатун также будет работать на растяжение при условии,
которое можно определить из (6.18):
рта-а^Рс-с. (6.19)
В результате установки компрессора также изменятся и усло-
вия уравновешивания станка-качалки, поэтому важно знать, на-
сколько значительным будет это изменение.
Расстояние от центра тяжести кривошипного груза весом G до
центра вала кривошипа СК определяют по формуле
R = (P + G/2)-a/b-r/Xp. (6.20)
Работа сил, действующих во время восходящего хода головки
балансира СК с компрессором на заднем плече, составит
LB = (Р + G) • Sa + Рс • Sc -XpR/r -SB,
где Sa, S B,SC- путь, описываемый точками А, В, С (рис. 6.13).
При ходе вниз:
LH~~PSa + Хр R/r -SB
Из условия LB - следует:
(Р + G ) • Sa + Рс Sc -Хр R/r SB= -P-Sa + Xp- R/r SB,
откуда:
Xp = ( P + G) • Sa/SB • r/R + PL SC/SB r/R,
или, заменяя Sa/ SB - a/bn решая относительно R:
191
R' = {(P + G/2)-a/b + Pcc/b}- r/Xp, (6.21)
то есть груз следует переместить от вала на величину Рс-с/Ь-г/Хр.
Таким же образом определяется расстояние, на котором следу-
ет разместить противовес для СК с компрессором на переднем пле-
че балансира:
/?"={(РтС/2) а/b-P. c/b} г/Хр. (6.22)
Сравнивая выражения (6.21) и (6.22) с (6.20), можно опреде-
лить величину относительного перемещения противовеса:
dR = (7? ’-/?) • 100/7? = (/?"- R) 100/7? =
= {Л • 100/(Р + G/2)} (с/а) %. (6.23)
Принимая приближенно Рс « 0,5 Р, Р + G/2 ~ Р, с/а = 0,5
подставляя в выражение (6.23), получается вполне приемлемая вв
личина dR =± 25 %. |
Условия, при которых допускается установка компрессора
станок-качалку, и критерии выбора места расположения подвесной
компрессора определяются следующим образом. я
При заднем расположении компрессора возможность его пря
менения обусловлена соблюдением следующего условия:
Рmax ’ & Рс(з) 'С < Р щ тах Ь,
где Рш пиа - максимальное усилие в шатуне, определяемое из прЯ
дельной (максимальной по паспорту СК) нагрузки Р на головга
балансира:
Рш max Р а!Ь.
Таким образом, подвесной компрессор, создающий силу Рс я
расположенный на заднем плече балансира на расстоянии С <Я
опоры, можно устанавливать на станок-качалку с существующ^
максимальной нагрузкой на головке балансира, равной:
Ртах < Р ~ Рс(з) ’ СI а.
Из последнего выражения следует формула для определеЩ
параметров компрессора при его заднем расположении:
192
Pc^<kP*-P^’alc, (6.24)
откуда видно, что чем больший резерв нагрузки на головку балан-
сира имеется (Р - Ртш ), тем более мощный по выкидному давле-
нию и производительности компрессор можно установить.
При переднем расположении компрессора в качестве критерия
его применимости можно принять выражение (6.19), преобразовы-
вая которое получим:
Рс(п) < Рт,п а!с, (6.25)
откуда следует, что веса штанг в жидкости при ходе головки ба-
лансира вниз должно быть достаточно для сжатия газа в компрес-
соре.
Условия, при которых предпочтителен тот или иной вариант
расположения БРК, определяются по следующей схеме.
Вводятся обозначения:
Максимальная нагрузка на шток СК без компрессора при ходе
головки балансира вверх:
Ртах ~ С ' Р ,
где е - коэффициент, отражающий степень использования пре-
дельно возможной нагрузки станка-качалки; при правильно подоб-
ранном СК коэффициент е близок к единице.
Минимальная нагрузка на шток при ходе головки вниз:
Рmm ~ V Ртах ' С ' Р ,
где v - введенный нами коэффициент для определения Рпип через
Рп,м Принимая Ртах = Р + G + X, а Ртт = Р-X, получим:
v = (Р -Х)/(Р + G + X) = (1 -ЖР)/(1 + G/P + Х/Р).
Если вес жидкости над плунжером 6 = 7 кН/км, вес штанг в
жидкости Р = 20 кН/км, а отношение динамической нагрузки к весу
Ш1ангА7Р~0,1...0,2,то v = 0,53...0,64.
Разделив выражение (6.25) на (6.24) и подставив значения
Pinm и Р1пах, получим:
193
Рс(П)/Рф) =Ртт /(P*-Pmin)= v • e P*I{P' - e P*) = v e/(l-e)
Pcty > Рф) при v e > 1 - e.
Таким образом, при степени загрузки СК, определяемой по
формуле (6.25), свыше 60...65% (по-видимому, наиболее вероятной)
на переднем плече можно установить более мощный компрессор,
чем на заднем плече балансира. В пределе, при Ртах ~ Р согласно
выражению (6.24) Рс(з) = 0, в то время как на переднем плече можно
установить компрессор согласно (6.25) с Pcfn) = Рт,п- а / с.
Итак, анализ влияния подвесного компрессора на работу стан-
ка-качалки показал следующее [162]:
- при заднем расположении компрессора усилие в шатуне воз-
растает, а при переднем расположении - снижается на величину
’ c/b'- f
- после установки компрессора требуется доуравновешивани|
станка-качалки: при заднем расположении БПК груз следует пер®
местить от вала, а при переднем расположении - к валу на величя
ну Р. (c/bytr/X,,'); I
- при высокой загрузке станка-качалки (порядка 2/3 и выик|
на переднем плече можно установить компрессор большей мощно!
сти, чем на заднем, а при низкой нагрузке - наоборот.
6 .2.2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
КОМПРЕССОРОВ
Положительный эффект использования компрессоров заклкЯ
чается в увеличении дебита скважин, а также в получении допол-
нительных объемов нефтяного газа и исключении выбросов вред-
ных веществ в атмосферу. Эффективность использования компрес|
сора и условия её достижения определяются следующим образом
[327]. ]
Так как налоги и другие показатели непрерывно изменяются^
расчет носит иллюстративный характер. |
Капитальные вложения. |
Для удобства расчетов в качестве единицы измерения затрат и
прибыли примем «тонну нефти», т.е. стоимость и монтаж одного
компрессора принимаются эквивалентными стоимости Q тонн неф1
194
Эксплуатационные затраты:
Э = Т + Е+3 + Н,
где: Т- затраты на текущий ремонт;
Т = кт-А,
где: кп, - отчисления на текущий ремонт (20%); А - амортизаци-
онные отчисления на реновацию, равные
А=ка Q = Q,\1-Q,
Т = к,„-A = km- ка -£> = 0,2-0,17- 2 = 0,034-Q.
Е - энергетические затраты
£«0,4-0
3 - зарплата с отчислениями на соц. страхование; принимаем
3 «0,035-0
Н- налоги (на ветхое жилье 0,6%, на жил. фонд 1,5%, на поль-
зователей а/дорог 1,8%, на НИОКР 1,5 % - от выручки, полученной
за реализацию нефти G, дополнительно добытой благодаря исполь-
зованию компрессора; отчисления от фовда оплаты труда 39%)
Н= (0,06+0,015+0,018+0,015) -G+0 0,01 • 0=0,054 G+0,01 • Q.
Таким образом, затраты (капитальные и эксплуатационные)
составят:
ЗсУи = Q + [ 0,034 -й + 0,4-Q + 0,035-Q + 0,054 • G +
+ 0,01 -g] = 1,48-2 + 0,054- G.
Экономический эффект Эф.
Эф = Б- Нприб -Huv = Б - 0,35 -Б- 0,02 • Q = 0,65 - Б - 0,02 • Q,
где Б - балансовая прибыль; НприГ, - налоги из прибыли (35% от
балансовой прибыли); Нш, - налог на имущество (2% от стоимости
'Кновяых фондов).
Балансовая прибыль от внедрения компрессора равна:
195
Б - В„ 4 Вг + Вш - 3^, - Накцю,
где Вн , Вг, Вш - выручка от реализации нефти, газа и стоимость
предотвращенных штрафов за выброс в атмосферу. Выручка от
реализации дополнительно добытой нефти в принятых единицах
измерения «тонны нефти» равна количеству добытой нефти, то
есть В„ = G тонн. Выручкой от реализации газа и стоимостью пре-
дотвращенных штрафов за выброс вредных веществ в атмосферу
можно в данном расчете пренебречь, ввиду их небольшой величи-
ны относительной выручки от реализации нефти, то есть Вг = Вш —
0.
HakJjm — налоги, отчисляемые в бюджет и внебюджетные фонды
(примерно 10% от выручки за реализацию нефти, то есть НакЦиз =
0,1 • G).
Балансовая прибыль составит:
Б = G-(1,48-g+ 0,054-0)-0,1 G «0,85-О-1,48 Q.
Тогда экономический эффект определится как:
Эф = 0,65-(0,85-G-1,48-Q) - 0,02-Q «0,55-G-Q,
откуда видно, что положительный эффект будет достигнут, если:
0,55-G-Q> 0
или
G > 1,8-2
то есть при условии, что годовая дополнительная добыча нефти
почти в 2 раза превышает стоимость компрессора с учетом затрат
на монтаж.
Срок окупаемости компрессора п определяется:
Q Q 1
14 — — - — — ~
э(. 0.55.С-е 055 С ,
откуда получают величину G/Q, показывающую, во сколько раз
годовой прирост добычи должен быть больше стоимости компрес-
сора, чтобы последний окупился за п лет:
196
G n +- I
Q n
1,8 •
В таблице 6.2 приведено несколько пар значений, рассчитан-
ных по этой формуле, откуда следует, что вполне приемлемый срок
окупаемости п = 0,5... 1,0 может быть достигнут, если годовая до-
полнительная добыча нефти в результате установки компрессора в
3,6...5,5 раз больше стоимости компрессора.
Таблица 6 2.
п 0,2 0,5 1 2 3 4
1 G/Q 10,9 5,5 3,6 2,7 2,4 2,3
6.2.3. ВЫБОР СКВАЖИН ДЛЯ УСТАНОВКИ КОМПРЕССОРА
С УЧЕТОМ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
Величину прироста суточного дебита, необходимую для того,
чтобы компрессоры различной стоимости окупились за 0,2...4 года,
можно ориентировочно определить из графика на рис. 6.14. На-
пример, при стоимости компрессора с монтажом 40...60 тонн нефти
(что соответствует на сентябрь 1997 г. 22...33 млн. руб.) для оку-
паемости компрессора в течение 1 года необходимо дополнительно
добывать примерно 0,4...0,6 т нефти в сутки. То есть для скважины
с суточным дебитом 4...6 т прирост добычи после установки ком-
прессора должен быть на уровне 10%.
Из полученных данных выявляется зависимость коэффициента
технологической эффективности от дебита, а именно, каждому
значению дебита QH соответствует определенное значение Кэф при
заданном приросте дебита, что видно из таблицы 6.3.
Таблица 6.3.
Зависимость Кэф = f (QH) при приросте дебита g = 0,4 т/сут
Дебит, QH, т/сут 0,4 0,6 0,8 1,0 2,0 3,0 4,0
Относительный прирост дебита, % 100 70 50 40 20 13 10
к1ф 2 1,7 1.5 1,4 1,2 1,13 1,1
Для установки компрессоров выбираются скважины с таким
сочетанием значений Q„, Р„, (Рт - Р* ) и Рзпн, чтобы выполнялось
условие:
197
+
где К^ф =f(Q„)
Рис 6 14 Необходимый прирост дебита в зависимости от стоимости
компрессора и периода окупаемости
На рис 6 15 представлена зависимость необходимого затруб-
ного давления от дебита скважины при различных значениях
Р„ (PIW ~ Рж ) и прироста дебита g, который зависит от стоимости
компрессора и периода окупаемости (см рис 6 14) при вполне ре-
альной степени сжатия Ксж = 3
Из анализа графиков на рис 6 15 можно сделать следующие
выводы
1) величина р = {Рп, -Рж ) не оказывает значительного влияния
на затрубное давление, что видно из сравнения близко располо-
женных кривых 1 и 2 (р равно, соответственно, 30 и 50 кГ/см2) или
кривых 3 и 4,
2) необходимый прирост дебита слабо влияет на затрубное
давление, что видно из близкого расположения кривых 1 и 5 (при-
198
рост g равен, соответственно, 0,4 и 0,6 т/сут при равных р и РИ) или
кривых 3 и 6,
Рис 6 15 Зависимость затрубного давления от дебита
Обозначения р - Рш - Рж [кГ/см2] g [т/сут] - прирост дебита Рн [кГ/см2]
3) наибольшее влияние на величину необходимого затрубного
давления оказывает давление в нефтяной линии Р,„ что видно из
сравнения двух групп кривых 1,5,2 (Р„ = 6 кГ/см2) и 3,6,4 (Р„ - 22
кГ/см2)
Поскольку, как было показано ранее, давление в нефтяной ли-
нии большинства скважин входит в интервал 6 22 кГ/см2, то мож-
но для каждого значения дебита указать диапазон давлений в за-
трубном пространстве скважин, на которые следует устанавливать
компрессоры Например, дебиту Q„ = 5 т/сут соответствует затруб-
ное давление не ниже, чем представленное в диапазоне 4,1 10,5
кГ/см2, ограниченном кривыми 1 и 4 на рис 6 15 Если разбить ин-
тервал давлений в нефтяной линии на несколько участков, напри-
мер, на два, то можно, соответственно, получить несколько (на-
пример, два) диапазонов затрубных давлений, что удобно для прак-
тического использования при выборе скважин В таблице 6 4 при-
веден пример такой интерполяции (по данным рис 6 15).
При наличии подобной таблицы выбор скважин для установки
на них компрессоров сводится к выполнению следующих дейст-
вий
199
Таблица 6 4.
Дебит, QH т/сут 6 < Р„ < 14 к! /см' 14 < Р„ <22 к! /см2
Р„,„, кГ/см* не менее Рзпн, к! /см2 ,не менее
>4 4 7 7 10
2 4 7 10,5 10,5 14
1 2 10 15 15 20
< 1 16 23 23 30
1. Из базы данных, включающей весь фонд скважин, отбирают
скважины с заданным дебитом (например, свыше 4 т/сут) и задан-
ным давлением в нефтяной линии (например, в пределах 14...22
кГ/см2).
2 Из полученной выборки исключают скважины с давлением в
затрубном пространстве ниже 7. 10 кГ/см2
3. Отбирают скважины с учетом ограничений соответствия па-
раметров компрессора параметрам скважины.
4. Повторяют все действия с п.1 по п.З для следующего интер-
вала значений дебитов (например, от 2 до 4 т/сут) при том же дав-
лении 14...22 кГ/см2 или для нового интервала давлений в нефтяной
линии (6... 14 кГ/см2) при том же дебите 4 т/сут и т д.
На примере одного из промысловых объектов можно показать
последовательность действий по выбору скважин, на которые сле-
дует устанавливать компрессоры для откачки газа из затрубного
пространства.
Пусть из 2990 эксплуатационных скважин надо выбрать те из
них, в затрубном пространстве которых следует снизить давление и
на которых следует установить компрессор.
При выборе следует пользоваться данными таблицы 6.4 Из
базы данных под СУБД «FOX-PRO» с помощью программы дина-
мического формирования отчетов «отбирают» скважины с дебитом
не ниже 4 т/сут. Количество таких скважин оказалось 978, то есть
почти треть. Далее область поиска сужается по условию: «давление
в нефтяной линии должно находиться в интервале от 14 до 22
кГ/см2» - 292 скважины. Далее задается следующее условие: «дав-
ление в затрубном пространстве должно быть не ниже 7 кГ/см2» -
205 скважин (7% от общего числа скважин). Если предполагается
устанавливать подвесной компрессор (а не какого-либо другого
типа), то следует выделить только те скважины, которые оборудо-
ваны станками-качалками Их оказалось 82.
200
Далее поиск продолжается по следующим признакам (см. табл.
6.4)
- «дебит не ниже 4 т/сут», количество таких скважин - 978 шт.;
- «давление в нефтяной линии в интервале 6 14 кГ/ см2» (543 шт );
- «затрубное давление не ниже 4. .7 кГ/ см2» (448...374 шт.);
- «только скважины с ШГН» (256 шт.).
Таким же образом выбираем скважины с сочетанием парамет-
ров из таблицы 6.4. Результатом выборки является:
1) общий перечень интересующих скважин;
2) количество скважин, которые отвечают каждому из условий
поиска, представлено в виде гистограммы на рис.6.16.
Рис 6 16 Распределение скважин после каждого этапа по признакам дебит (Q),
давление в нефтяной линии (Рн), затрубное давление (Рз).
способ эксплуатации (пл н)
Из рис. 6.16 видно, что основное количество скважин, на ко-
торых следует снижать давление, имеет дебит, превышающий 2
т/сут (934 шт). На скважинах с малым дебитом (ниже 2 т/сут)
только на небольшом количестве (174) скважин выполняется усло-
вие по требуемому затрубному давлению. В целом по НГДУ сни-
жение давления в затрубном пространстве эффективно на 1196
201
скважинах из 2990 (то есть на 40% от всего фонда эксплуатацион-
ных скважин), а установка подвесного компрессора будет эффек-
тивна на 696 скважинах (или на 35% от числа скважин с ШГН).
Оценочный расчет эффективности масштабного внедрения
компрессоров сводится к следующему. На отмеченных 696 сква-
жинах суммарный дебит составляет 3261,9 т/сут. При росте дебита
всего на 10% дополнительная годовая добыча составит 119,1 тыс.
тонн. Затраты на установку 696 компрессоров при стоимости 1
компрессора 40 тонн нефти составят 27,8 тыс. тонн нефти. Тогда
срок окупаемости всего парка компрессоров будет:
п =-----—- = 1/(0,55’119,1/27,8 -1) = 0,74 лет
0.55 — -1
Q
или 9 месяцев. Отметим, что на скважинах с дебитом не ниже 2
т/сут эффективность будет еще выше (табл. 6.5).
6.3. СЕПАРАЦИЯ И ПОТЕРИ ПАРОВ НЕФТИ И ГАЗА
6.3.1. СЕПАРАЦИЯ И СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ
С ПОТЕРЯМИ НЕФТИ И ГАЗА
Обеспечение народного хозяйства топливом и энергией в зна-
чительной степени определяется развитием энергосберегающих
технологий на промыслах, в том числе сокращением потерь нефти
и ее компонентов при сборе, транспорте, подготовке и хранении. В
наиболее полной мере борьба с потерями может быть осуществле-
на еще на стадии составления проектов разработки и обустройства
нефтяных месторождений, а также при последующей организации
технического обслуживания действующих промыслов. На стадии
проектирования систем обустройства предусматриваются: полная
герметизация промысловых объектов и сбалансированная утилиза-
ция всей продукции скважин, включая продажу углеводородов в
виде газа, нефти, нестабильного бензина, конденсата, серы, газа и
углекислоты, обеспечение ими собственных нужд, а также закачку ,•
в пласт газа и нефтепродуктов, не имеющих сбыта [20, 22, 24, 54, _•
55, 62, 76, 79, 81, 84, 86, 95, 97, 133, 135, 138, 140, 141, 147, 156,
161, 181, 185, 187, 192, 196, 202, 206, 208, 221, 228, 229, 231, 234,
202
1 аблица 6.5.
Анализ работы компрессоров за 4 месяца 1997 г
№ СКВ Место- рождение Дата спуска компрес- сора Показатели н дин., м Q жид, м3/сут Q нефти, т/сут % ВО- ДЫ Р затр., атм. Средне- суточный эффект, т/сут Отрабо- танный период, сут Эффект, тонн
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
до внедрения
1550 Тананыкское 06.03.96 после вне др. Ожидание ПРС с 16.11.96 г. 0 0
до внедрения 1200 10 3,7 55 20
222 Тананыкское 07.03.96 после внедр. 680 10,1 3,8 55 2 0,1 87 9
до внедрения 1200 8,1 3,9 42 20
1508 Тананыкское 07.03.96 после внедр. 780 23 П,1 42 4 7,2 101 729
до внедрения 950 7,4 4 35 20
265 Тананыкское 13.03.96 после внедр. 880 10,1 5,4 35 1,5 1,4 112 157
до внедрения 1100 5 4 4 60
244 Тананыкское 21.03.96 после внедр. 600 15 11,5 9 1,5 7,5 57 428
до внедрения 1000 18,6 1,6 89 21
225 Тананыкское 01.03.96 после внедр. 600 20 1,8 89 4,9 0,2 76 15
до внедрения 1000 8 2,8 58,3 30
1555 Тананыкское 18.07.96 после внедр. Ожидание ПРС с 18.11.96 0 0
до внедрения 1000 20 12,3 25 30
221 Тананыкское 01.03.96 после внедр. 600 55 29,7 35 4,9 17,4 107 1862
:эцн)
до внедрения 900 30 15,5 48 28
1526 Тананыкское 04.08.96 после внедр. 490 65 37,8 30 1,5 22,3 114 2542
ПЦН)
hJ
О
204
Продолжение таблицы 6.5.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
до внедрения 1380 19,3 9,6 40 26
905 Бобровское 20.10.96 после в недр. 930 19,9 8,6 42 17 0 113 0
до внедрения 1465 14 11,2 4 28
1064 Бобровское 09.09.96 после в недр. 514 15 12,3 1 18 1,1 90 99
до внедрения 1268 17 13,7 3 3
85 Бобровское 29.12.96 после внедр. 871 10,4 15,6 3 0 1,9 95 181
до внедрения 1310 12 9,4 6 22
1024 Бобровское 24.05 96 после внедр. 1410 16 12,7 4 10 3,3 114 376
до внедрения 1510 14,6 11,5 5 11,5
1025 Бобровское 24.05.96 после внедр. 1236 14,4 11,5 4 10 0 114 0
до внедрения 1510 8,3 6,3 9 16
459 Бобровское 08.05.96 после внедр. 900 14 11,6 0 6 5,3 84 445
до внедрения 982 20,3 15,7 7 30
886 Бобровское 15.02.96 после внедр. 420 20 16,4 1 8 0,7 115 81
до внедрения 1702 17,3 14,3 0,5 3
824 Бобровское 21.02.96 после внедр. 549 22 18,2 0,5 0 3,9 100 390
до внедрения 990 17.9 12,9 13 47
908 Бобровское 23.02.96 после внедр. 1086 28 21,3 8 1.4 8,4 96 806
до внедрения 1335 30,8 12,3 52 3
1079 Бобровское 29.03.96 после внедр. 810 32,5 13 52 0 0,7 109 76
до внедрения 1510 12 5 45
479 Бобровское 13.03.96 после внедр 1040 24 19,3 2,9 6 9,8 64 627
Продолжение таблицы 6.5.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
до внедрения 1640 18,6 13,9 10 2,5
209 Бобровское 20.03.96 после внедр. 1188 20 15,8 10 0,2 1,9 97 184
до внедрения 1200 16 10,1 24 25
936 Бобровское 22.07 96 после внедр. 590 45 18,7 50 19 8,6 105 903
до внедрения 1604 И 7,5 17,4 2
1026 Бобровское 31.05.96 после внедр. 1530 13,8 9,5 17,4 0,7 2 90 180
до внедрения 1124 10 6,3 24 20
923 Бобровское 20.10.96 после внедр. 180 10,8 6,9 23,1 45 0,6 57 34
Курманаевское до внедрения 1300 20,7 10,8 37 52
213 01.08.96 после внедр. 330 26 И,5 46,8 1 0,7 91 64
Курманаевское до внедрения 1250 17,7 11,6 21 50
255 27.05.96 после внедр. 370 21 12,4 29 0,5 0,8 120 96
257, 267, 268, 271, 274, 277, 281, 286, 288, 295, 299, 300, 302, 305,
307, 320, 326, 327].
Так, на месторождениях Биг Вэла, Восточный Техас, Уист
Уилмигтон (США) газ, отбираемый из герметизированных резер-
вуаров и аппаратов различного давления, направлялся на продажу,
а на месторождении Фрэндсвуд (США) весь газ, не имеющий сбы-
та, нагнетали в пласт для поддержания пластового давления. На
группе месторождений в заливе Кука (штат Аляска) большие объе-
мы газа сжижали на специальной установке и отправляли танкера-
ми в Японию, а на месторождении Прадхо Бэй (за Полярным кру-
гом) его использовали на собственные нужды, закачивали в пласт
для поддержания пластового давления и направляли в газопровод.
Аналогичные мероприятия осуществляли на месторождениях Ру-
лермоор (ФРГ), Луго и Парантис (Франция), Маран, Ахваз (Иран),
Сарир (Ливия) и других.
На месторождении Сарир утилизацию газа сочетали с предва-
рительным его отбензиниванием на месте. В условиях шельфовой
зоны на месторождениях типа Рио-Гранде, де Норте и других (Бра-
зилия), а также в условиях открытого моря на месторождении Эко-
фиск (Великобритания) нефть стабилизировали на платформах, газ
сжижали на берегу и танкерами отправляли потребителям.
Основными техническими средствами для сокращения потерь
нефти, обработки и утилизации нефтяного газа являлись установки
стабилизации нефти, осушки и отбензинивания газа, компрессор-
ные станции и холодильные установки для закачки газа в пласт или
его сжижения, установки улавливания легких фракций (УЛФ) из
резервуаров и аппаратов низкого давления. Причем, перед осуще-
ствлением операций по учету и продаже нефти с помощью системы
ЛАКТ для обеспечения надежной работы счетчиков осуществляли
«выветривание» нефти в резервуарах, оснащенных системой УЛФ
(месторождение Пембина, Канада и др.). Следовательно, при таких
элементах учета нефти, как резервуар и мерная лента, переход на
безрезервуарный учет свелся к замене ленты счетчиками, а резер-
вуары остались [21, 22].
Аналогичные технологические процессы и оборудование раз-
работаны и применяются в нефтяной и газовой промышленности
СССР. В 1983 г. ТатНИПИнефтью была разработана и сдана ве-
домственной комиссии система УЛФ, рассчитанная для отбора па-
ров нефти из резервуаров и аппаратов низкого давления. Она экс-
206
плуатировалась с использованием серийного отечественного обо-
рудования, включающего компрессоры серии ВКГ, газодувки, кон-
денсатосборник и систему автоматики, которая обеспечивала без-
аварийную работу объектов как в летний, так и в зимний периоды и
позволяла практически полностью исключить потери паров нефти.
Впоследствии, тогда это было выгодно, «закупили» американское
оборудование, так как приглашенные к проекту фирмы согласи-
лись поставить установки, учитывающие отечественные техноло-
гические схемы в обмен на нефтяной эквивалент уловленных па-
ров, т.е. практически для нашей стороны бесплатно, так как пары
все равно улетали в атмосферу, отравляя окружающую среду. Кро-
ме того, своей долей нефтяного эквивалента Татнефть получила
право выхода на мировой рынок. В этой связи по инициативе Тат-
ИИПИнефти и было создано совместное предприятие «Татекс», а
производство отечественных установок намечалось осуществлять
на базе ТатНИПИнефти. Но потом строительство установок не бы-
ло даже начато.
Первые установки США по договоренности с ТатНИПИнефть
стоили 60-70 тыс. долл. Став монополистом на нашем рынке, «Та-
тех» производит, закупает и продает установки другим, в настоя-
щее время стоимостью до 250 тыс. долларов, в зависимости от их
характеристик и комплектации.
Кроме того, ТатНИПИнефть и американские фирмы планиро-
вали также строительство установок для нужд промыслов, НПЗ,
трубопроводных управлений, нефтебаз танкерного флота и т.д. Ни-
чего этого, к сожалению, не произошло. Вся деятельность локали-
зовалась, в основном, на объектах Татнефти.
Важным резервом в сокращении потерь нефти является
уменьшение числа технологических резервуаров и аппаратов раз-
личного назначения, сырьевых и товарных резервуарных парков,
заходов ее в различные устройства по пути движения от групповых
установок до нефтеперерабатывающих заводов. Существующие
нормы проектирования систем обустройства не отвечают совре-
менному уровню развития науки и техники и должны быть пере-
смотрены. Так, следует пересмотреть норматив объема сырьевых
резервуаров, рассчитанного из условий создания суточного запаса
сырой нефти при установках по ее подготовке.
Лучшим естественным сырьевым резервуарным парком явля-
ется сам нефтяной пласт, располагающийся под землей на расстоя-
207
нии лишь 1,5-2 км от резервуарного парка на поверхности. Для по-
следующего восполнения добычи нефти при остановке установок
подготовки нефти более экономично создавать резервный фонд
скважин и систему быстрого их автоматического отключения и
включения.
Для этого широко применяют забойные и устьевые отсекатели,
а также отсекающие клапаны на выходе потока из групповых уста-
новок и входе в сборные пункты. Применение автоматизированных
систем контроля эксплуатации скважин за рубежом (месторожде-
ние Велма Симз Сэнд в США) позволило сократить и без того же-
сткие нормы потребности в резервуарах на 50%, труб - на 6%, дру-
гого оборудования - на 23% и увеличить при этом отбор легких
фракций на 15% при одновременном снижении плотности прода-
ваемой нефти на 41% [22, 25].
При общей добыче нефти по группе месторождений США в
районе залива Кука (Трейдинг Бэй, Мак-Артур-Ривер и др.) при-
мерно 12 млн. т/год на центральном сборном пункте находились
только четыре резервуара объемом по 1667 м3 и два - по 7500 м3.
Общий объем парка резервуаров (сырьевых и товарных) составляет
21,7 тыс. м3, т.е. 33% суммарного объема суточного запаса сырой и
товарной нефти. Так как нефть из товарного парка могла быть от-
правлена потребителям только танкерами, на регулярность движе-
ния которых сильно влияли льды и штормовая погода, становится
очевидным, что такие товарные парки очень небольшие. При воз-
можности откачки нефти с помощью трубопроводного транспорта
их объем оказывается еще меньше Так, при добыче нефти на ме-
сторождении Прадхо Бэй примерно 46,6 млн. т/год резервуарный
парк состоял всего из двух резервуаров вместимостью по 10000 м3,
что равно 7,8% суммарного остаточного суточного резерва сырой и
товарной нефти, соответствующего действующим нормам отрасли.
На некоторых объектах Самотлорского месторождения, Пока-
чевском и Урьевском месторождениях в Западной Сибири сырье-
вые резервуары не были предусмотрены проектами, и установки
подготовки нефти работали в жестком режиме «скважина-
технологические блоки» без промежуточных резервуарных парков
и сырьевых насосных. Это позволяет практически полностью ис-
ключить потери паров нефти в указанном интервале. Подобные
схемы предложены к использованию в 70-х годах [25]. Накоплен-
ный положительный опыт их реализации позволяет пересмотреть
208
сложившиеся системы обустройства месторождений в старых рай-
онах и исключить из технологического процесса большое число
резервуаров и аппаратов различного назначения. Использование в
технологических процессах промысловых трубопроводов, особен-
но конечных их участков, в качестве концевых делителей фаз
(КДФ), а также встроенных и выносных каплеобразователей для
разрушения эмульсии и отделения от нефти воды, пригодной для
закачки в пласт без дополнительной очистки, дает возможность
эффективно решить эту проблему
Одним из резервов сокращения потерь нефти на промыслах
является совершенствование процессов сепарации и снижение уно-
са окклюдированного газа с нефтью, а капельной нефти - с газом
Для этого применяют сепараторы с предварительным отбором газа
и усовершенствованными каплеуловителями. Более эффективно
использование перед сепараторами КДФ. Как показали исследова-
ния, на выходе из КДФ окклюдированный газ в нефти практически
отсутствует, а газ не содержит капельной жидкости [8, 21, 25, 60].
Введение в поток нефти горячей пластовой воды перед ступе-
нями сепарации улучшает процесс отделения газа от нефти вслед-
ствие увеличения выхода легких фракций в среднем на 15% [21,
116], что также сокращает их потери при последующем поступле-
нии нефти в резервуары. Целесообразность применения горячей
сепарации и стабилизации для уменьшения потерь нефти, когда
широкая фракция не являегся целевым продуктом, проблематична.
Действительно, для обеспечения работы узлов стабилизации необ-
ходимо повысить температуру нефти и сжечь при этом значитель-
ное количество газа из того объема, который нужно было бы со-
хранить. Кроме того, увеличение температуры нефти приводит к
росту ее потерь в виде паров при ведении нефти в резервуары, не
оснащенные системами УЛФ. Массовая доля потерянной стабили-
зированной девонской нефти при одновременном введении в ре-
зервуар составляет 0,15-0,17% по весу.
В целом работы по улучшению условий сепарации и стабили-
зации нефти, а также применение различных отстойников, конден-
сирующих тяжелые компоненты газа, и устройств не решают ради-
кально поставленной проблемы. Наиболее экономичным и универ-
сальным методом снижения потерь паров нефти и ее продуктов в
любой техноло! ической схеме подготовки продукции скважин яв-
ляется применение герметизированных систем УЛФ на базе ком-
209
прессоров или эжекторов, а в отдельных случаях - понтонов. При
этом полностью отпадает потребность в ужесточении режимов
технологических процессов и использовании большого числа сту-
пеней сепарации, горячей вакуумной сепарации и стабилизации
нефти, так как время пребывания нефти в резервуаре во много раз
превышает время ее обработки в сепараторах-булитах.
Например, герметизация резервуаров и отбор выделяющихся
паров нефти на месторождении Грэнд Айл (США) позволили ис-
ключить из технологического процесса большое число электроде-
гидраторов, нагревателей, сэкономить значительное количество
электроэнергии, на 25% уменьшить расход деэмульгаторов, упро-
стить обслуживание и повысить надежность работы всего объекта.
В данном случае резервуар одновременно выполнял функции
сырьевой, буферной и товарной емкостей, последней ступени сепа-
рации, аппарата предварительного сброса, обезвоживания и обес-
соливания нефти, шламонакопителя и др. На месторождении Вест
Дельта (США), разрабатываемом в шельфовой зоне Мексиканского
залива, на береговом сборном пункте применены герметизирован-
ные резервуары в качестве второй ступени сепарации. При этом
они используются как сырьевые емкости и делители потока, конце-
вая горячая ступень сепарации и товарные резервуары [22, 25].
Важным средством снижения потерь нефти на промыслах яв-
ляется осуществление предварительного сброса воды, обезвожива-
ния и обессоливания нефти при низких температурах. Это позволяв
ет не только сократить расход топливного газа, но и уменьшите
количество выделяемых из нефти легких фракций. Электрополе
для подготовки нефти на зарубежных промыслах применяют при
необходимости снижения температуры нагрева нефти или исклю-
чения его вообще. Трубная деэмульсация нефти дает возможность
осуществлять обезвоживание и обессоливание нефти типа ромаш*1
кинской без электродегидраторов при температуре не выше 3O°Cj
по сравнению с традиционной 60°С. 1
Указанная технология была внедрена в объединении «Тат*
нефть» на участках «Бирючевский товарный парк-Азнакаевский
головные сооружения» и «Чишминский товарный парк1’
Азнакаевские головные сооружения» [21, 116]. Наряду с сокращен
нием потерь нефти в 3-4 раза снижается объем капитальных вло-
жений на строительство установок. По себестоимости процесса, erd
надежности, простоте обслуживания и качеству подготовленной
210 ’
нефти технология имеет неоспоримые преимущества перед зару-
бежными аналогами. Для ее широкого внедрения необходимо отка-
заться от типового проектирования установок подготовки нефти,
преодолев психологический барьер проектировщиков и устранив
внутриведомственные препятствия в системе «подготовка-
транспортирование-сдача нефти».
Большое значение для сокращения потерь нефти имеет ис-
пользование технологии ее подготовки, исключающей образование
ловушечных стоков и их последующее испарение в прудах-
накопителях. К ней относится получившая широкое распростране-
ние в отрасли совмещенная технология. При этом вода, сбрасывае-
мая из отстойных аппаратов установок подготовки нефти, возвра-
щается в начало процесса вместе с промежуточным слоем (отстой-
ники регулируются по качеству нефти на выходе), а аппараты
предварительного сброса регулируются по качеству сбрасываемой
воды, которая без дополнительной очистки используется в системе
поддержания пластового давления [56, 95].
Уменьшение примесей в сбрасываемой сточной воде с 60 до
10-15 мг/л позволит в 4-6 раз уменьшить объем нефти, безвозврат-
но теряемой при ее закачке в продуктивный пласт или поглощаю-
щие горизонты. Это достигается многоступенчатой (каскадной)
очисткой воды с применением гидрофобных жидкостных фильт-
ров, отстойников с патронными фильтрами, мультигидроциклон-
ных установок, напорных отстойников и других аппаратов, исполь-
зуемых в отрасли.
Значительное количество нефти теряется при порывах трубо-
проводов (в среднем 2 т за один порыв) [331].
Проблему сокращения потерь нефти за счет уменьшения числа
порывов трубопроводов в мировой практике решают по следую-
щим направлениям:
- предварительный сброс агрессивных пластовых вод на груп-
повых установках и отдельных буровых с применением трехфаз-
ных сепараторов, что уменьшает коррозию трубопроводов и сни-
жает число их порывов, а также последующий сброс воды на всем
пуз и движения продукции скважин вплоть до нефтеперерабаты-
вающих заводов;
- применение трубной деэмульсации, способствующей удале-
нию водных линз из пониженных участков трубопроводов, дробле-
211
нию капель эмульсии в присутствии деэмульгатора, их взвешива-
нию турбулентными пульсациями и расслоению потока на КДФ;
- использование труб и оборудования в антикоррозионном ис-
полнении, а также ингибиторов коррозии;
- осуществление планово-предупредительных ремонтов на ос-
нове системы раннего обнаружения неисправностей и возможности
выхода из строя того или иного оборудования, в том числе трубо-
проводов;
- обустройство месторождений с применением минимального
набора оборудования, что облегчает организацию планово-
предупредительных мероприятий, уменьшает потребность в ре-
монтных службах и объем выполняемых ими работ;
- организация достаточного числа хорошо оснащенных мо-
бильных ремонтных служб для объектов с минимальным набором
технологического оборудования, что намного эффективнее вариан-
та обслуживания объектов с большим числом аппаратов и комму-
никаций, рано или поздно приходящих в негодность и требующи
выполнения больших объемов ремонтных работ.
Сброс воды из нефти по пути ее движения широко применяв
в объединении «Татнефть» и УСЗМН. На Альметьевском, Приказ
ском, Азнакаевском головных сооружениях сбрасывали огромна
количество пластовой воды, а на нефтеперерабатывающие завод]
направляли нефть более высокого качества. То же осуществляли н
магистральном трубопроводе Узень-Кульсары-Куйбышев, а за р)
бежом - в Алжире на месторождении Хаси-Мессауд.
Последовательное использование рассмотренных принципа
позволило высокоразвитым странам снизить потери нефти в 1985I
до 0,02%, в странах с недостаточно высоким научно-техничесюй
уровнем развития этот показатель составил 16%. j
Отрасль располагает большим набором технологических I
технических средств, принятых ведомственными комиссиями, пй
зволяющих устранить основной объем потерь нефти. Для этого не
обходимо на основе широкого применения совмещенных схем пол|
готовки нефти и методов увеличения производительности технолс
гического оборудования: <
- разработать индивидуальные регламенты эксплуатации де$
ствующих объектов сбора и подготовки нефти для существенной
уменьшения числа резервуаров и другого технологического обору
212
дования, используемого в различных целях и являющегося источ-
ником потерь нефти;
- герметизировать оставшиеся резервуары и оборудование на
основе индивидуального проектирования систем с использованием
установок УЛФ, компрессоров типа ВКГ, газодувок, эжекторов и
другой техники отбора и нагнетания газа;
- повсеместно внедрить технологию промысловой подготовки
газа путем рециркуляции газа последующих ступеней сепарации на
предыдущие;
- сократить потери сероводородсодержащих газов за счет во-
влечения их в поставки или использования на технологические ну-
жды после удаления сероводорода из газа на установках индивиду-
ального проектирования с применением каталитических абсорбен-
тов (трилона Б и др.), а также путем нейтрализации сероводорода
ионами железа, содержащимися в пластовой воде девонских гори-
зонтов, смешения обводненных девонских и угленосных нефтей в
расчетных соотношениях;
- улучшить процессы, повысить эффективность сепарации
нефти и газа снижением давления на концевых ступенях до 0,02-
0,03 МПа, применением КДФ, трубчатых газовых коалесценторов,
установкой вертикальных газоотделителей перед резервуарами,
оснастив последние, при необходимости, устройствами для кон-
денсации тяжелых углеводородов;
- снизить расход газа и температуру нагрева (на 40-50%) неф-
ти при ее подготовке за счет использования путевой деэмульсации
(обезвоживание, обессоливание) в интервале «групповые установ-
ки-дожимные насосные станции-товарные парки-головные соору-
жения» без ухудшения ее качества;
- уменьшить число порывов трубопроводов в результате вне-
дрения технологии предварительного сброса воды на дожимных
насосных станциях и групповых установках с получением качест-
венной воды, пригодной для закачки в пласт без дополнительной
обработки;
- ограничиться на промыслах только глубоким обезвоживани-
ем нефти в интервале «промысловый товарный парк-головные со-
оружения» с последующим улучшением качества нефти на участке
«головные сооружения-НПЗ», что позволит значительно сократить
энергозатраты на ее подготовку без ухудшения качества нефти при
213
последующей ее обработке на заводских ЭЛОУ, и пересмотреть в
связи с этим нормативные документы на ее поставку;
- установить цены на нефтяной газ и теряемые легкие фракции
выше уровня цен на нефть, что будет в более полной мере отражать
их потребительскую стоимость и стимулировать сокращение по-
терь нефти в виде ее паров;
- пересмотреть и установить более жесткие нормы (на 50-90%)
технологических потерь нефти для всех производственных объеди-
нений отрасли;
- осуществлять проектирование новых и реконструкцию
старых объектов в герметизированном варианте в соответствии с
рассмотренными принципами, предусматривающими сведение по-
терь до минимума и полную утилизацию всех компонентов про-
дукции скважин и т.д. 1
6.3.2. СЕПАРАЦИЯ ГАЗА И ОЦЕНКА ВОЗМОЖНЫХ
ПОТЕРЬ УГЛЕВОДОРОДОВ «
На месторождениях объединения «Татнефть» предусмотрен^
двухступенчатая сепарация с размещением сепараторов первой
ступени на ДНС или в товарных парках и второй - перед технолс^
гическими резервуарами УПН. На выходе нефти с ТХУ устанавлий
вают аппараты горячей сепарации. Абсолютное давление в сепарач
торах второй ступени и аппаратах горячей сепарации по проектам!
составляло 0,101-0,102 МПа, фактическое поддерживалось на
уровне 0,11-0,13 МПа. Основные показатели процесса сепарации
приведены в таблице 6.6. Из нее видно, что пластовый газовый
фактор по девонским залежам объединения «Татнефть» на 20-25%;
превышает этот параметр при двухступенчатой сепарации.
Около 2-3% общего количества углеводородов, содержащихся в|
нефти после второй ступени сепарации, составляет массовая доля;
газовых фракций С1-С4. При очередном перемешивании нефти, нб^
избежном при ее перекачке по нефтепроводам, заполнении и оп<Н
рожнении резервуаров, сопровождающемся нарушением мстаста^
бильности, интенсивно выделяется значительное количество лег^
ких фракций. Массовая доля их потерь достигает 1,23% при подпН
товке нефти на ТХУ и 0,87% при подготовке на УКПН. В нефпЧ
резервуаров головных сооружений содержится около 2% газовым
фракций С1-С4, их потери составляют 0,16-0,52% (табл. 6.7)4
214 1
Таблицабб
Товарный парк Абсолютное давление, МПа, на ступени сепарации Температура, °C, на ступени сепарации Газовый фактор, м1/т, на ступени сепарации Средний пласто- вый газовый фактор, м3/т
I II I П I II I+II
Северо-Альметьевский 0,45 0,15 14,0 14,0 40,0 11,7 51,7 66,1
Сев -Альмет площадь 0,44 0,13 16,5 17,0 36,5 9,8 49.3 58,6
1 ихоновский 0,33 0,11 19,0 24,3 37,8 10,7 48,5 60,8
Павловский 0,52 0,13 18,2 23,7 37,6 10,4 48,0 60,1
Горкинский 0.40 0,13 1,0 21,0 38,0 11.0 49,0 61,3
Лениногорский 0,33 0,12 20,5 20,4 41,0 11,4 52,4 61,8
Якеевский 0.35 0,11 16,8 16,6 41,7 10,2 51,9 64,5
Таблица 67
Компо- нент Массовая доля компонента в нефти, %
РНУ УСЗМН («Ромашкино») РНУ УСЗМН («Калейкино») АРНУ УСЗМН (Азнакаевская НПС)
Вход в резервуары Выход из резервуаров Вход в резервуары Выход из резервуаров Вход в резервуары Выход из резервуаров
С| 0,02 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01
Сг 0.05 0,03 0,08 0,08 0,18 0,15
С3 0,61 0,54 0,83 0,81 1,04 0,89
и-С4 0,30 0,29 0,37 0,32 0,40 0.35
н-С4 1,19 1,09 1,31 1,24 1,33 1,16
и-С5 1,05 0,95 1,05 1,06 0,93 0,90
H-Cs 1,29 1.19 1,30 1,28 1,15 1,09
^б+высш 95,49 95.90 95,05 95,20 94,96 95,45
Выход легких фракций, % 0.43 0,16 0,52
Ch
Исследованиями установлено, что при температуре 40°С в
давлении 0,1 МПа из тюменской нефти выделяется около 0,8 м3
газа на 1 т нефти (табл. 6.8).
Таблица 6 8.
Температура, °C Объем выделяющегося газа, mj/t, при давлении, МПа
0,1 0,08 0,06
40 0,769 4,75 4,75
50 2,57 4,65 4,95
60 4,65 4,04 4,29
70 7,29 3,485 6,73
Таким образом, сепарация нефти не завершается в некоторой
заранее выбранной точке, например, сепарационном блоке послед^
ней ступени, а осуществляется на всем пути ее движения от экс*
плуатационных скважин до нефтеперерабатывающих заводов. Это
объясняется как физико-химическими свойствами нефти (ее склон»
ностью к проявлению эффектов метастабильности), так и физиче^
ской сущностью процесса сепарации. Следовательно, функций
концевых сепарационных установок на практике переносятся н|
резервуары товарных парков нефтегазодобывающих и нефтепрй»
водных управлений, а также на товарно-сырьевые базы нефтепере|
рабатывающих заводов. ;
Связанные с этим существенные потери углеводородов требуй
ют принятия быстрых и решительных мер по их уменьшению^
Нельзя увеличивать добычу нефти и терять ее затем в резервуарах^
Необходимо создание и внедрение системы сокращения потерь уг|
леводородов на промыслах, объем которых, по нашему мненикй
может даже превысить количество дополнительно добытой нефп|
новыми методами и при более высокой эффективности. Так, срой
окупаемости затрат на систему улавливания легких фракций (УЛФ1
для головных сооружений составляет 1,1-1,8 года, а для промыслов
- нередко и 2 месяца. 1
Себестоимость сохранения с помощью систем УЛФ 1 т угле*
водородов, представляющих особую ценность для нефтехимиче^
ского производства и развития автотранспорта на новой основе^
значительно ниже себестоимости добычи нефти из скважин. Эко|
номический эффект от внедрения технологии улавливания легких
фракций в масштабе отрасли оценивался в 1,5 млрд. руб. (1985г.) 1
216
При этом в отличие от компенсации добычи нефти методами
увеличения нефтеотдачи, основанными на использовании дефи-
цитных ПАВ, применение системы УЛФ:
- позволяет сэкономить огромные денежные средства и материаль-
ные ресурсы, необходимые для разработки методов повышения
нефтеотдачи;
- не осложняет процессы добычи нефти, ее подготовки и очистки
сточных вод;
- исключает загрязнение нефти и газа балластными компонентами,
снижает коррозию оборудования;
- не требует использования дефицитных ПАВ, улучшает условия
охраны окружающей среды и снижает пожароопасность объектов;
- дает время для разработки и испытаний более эффективных ме-
тодов повышения нефтеотдачи.
Разработка методов повышения нефтеотдачи должна осущест-
вляться комплексно, с учетом преимуществ и недостатков, которые
могут проявляться в технологической цепи добычи, транспорта и
переработки нефти. При выборе направлений необходимо учиты-
вать реальные затраты на дополнительную добычу углеводородов
различными средствами, принимая во внимание то, что себестои-
мость получения дополнительных объемов углеводородов по пред-
лагаемому способу значительно ниже себестоимости добычи нефти
по таким нефтяным районам, как Татарстан, и на порядок ниже се-
бестоимости добычи нефти известными методами повышения неф-
теотдачи пластов. Система улавливания легких фракций из резер-
вуаров, разработанная ТатНИПИнефтью совместно с объединени-
ем «Татнефть», успешно принята Ведомственной комиссией Мин-
нефтепрома в 1983 г.
6.3.3. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЭЖЕКТОРОВ ДЛЯ СБОРА ГАЗА
Для утилизации низконапорных нефтяных газов можно ис-
пользовать насосно-эжекторные установки (НЭУ), важной частью
которых является жидкостно-газовый эжектор (ЖГЭ) [176, 177,
332].
Принцип работы НЭУ, технологическая схема которой пред-
ставлена на рис. 6.17, заключается в следующем.
Насос 1 откачивает рабочую жидкость из сепаратора 3 и пода-
ст ее на ЖГЭ 2, который откачивает и компримирует газ. Газ может
217
газ высокого
давления
газ низкого давления
Рис. 6.17. Технологическая схема
насосно-эжекторной установки.
отбираться из установки комп-
лексной обработки нефти, конце-
вых ступеней сепарации, блока
очистки сточных вод, сырьевых
резервуаров. Образовавшаяся га-
зожидкостная смесь из ЖГЭ на-
правляется в сепаратор 3, где про-
исходит отделение газа от рабочей
жидкости. Отсепарированный газ
из сепаратора 3 под давлением,
достаточным для подачи потреби-
телю, поступает в систему газо-
сбора. Рабочая жидкость вновь
откачивается насосом 1 из сепаратора 3 и подается к ЖГЭ 2. Таким
образом, рабочая жидкость непрерывно циркулирует по контуру
«сепаратор-насос-ЖГЭ-сепаратор», осуществляя при этом откачку,
компримирование и транспорт газа. В качестве рабочей жидкости
могут применяться техническая вода, различные водные растворы,
нефть.
НЭУ обладает следующими преимуществами перед компрес-
сорными станциями: высокая эксплуатационная надежность (от-
сутствие движущихся частей в ЖГЭ) и недифицитность комплек-
тующих узлов; незначительные капитальные затраты и числен-
ность обслуживающего персонала; низкие сроки строительства.
Кроме того, в сепараторе НЭУ дополнительно утилизируется газо-
вый конденсат, который на КС (на базе ВК) иногда безвозвратно
теряется. Экономический анализ позволил определить области
предпочтительного применения НЭУ и КС.
Реализация насосно- эжекторного способа для сбора и ком-
примирования нефтяного газа в нефтегазодобывающей промыш-
ленности стала возможной благодаря разработке ЖГЭ, КПД кото-
рого превышает 0,4. Это достигнуто оптимизацией геометрических
параметров эжектора. Конструкция такого ЖГЭ с оптимальными
размерами представлена на рис. 6.18 (разработчик Ивано-
Франковский институт нефти и газа).
ЖГЭ состоит из корпуса 5, соплового аппарата 2, конфузора 4,
камеры смешения 7, диффузора 8. На эффективность работы эжек-
тора оказывает влияние конструкция соплового аппарата и ее соос-
ность с камерой смешения. Для обеспечения соосности сопловой
218
аппарат вставляет-
ся в направляющее
кольцо 3, а часть
камеры смешения,
которая вводится в
корпус ЖГЭ, обо-
рудована центри-
рующими кольца-
ми 6.
Опыт эксплуа-
тации в НГДУ
«Кинельнефть» по-
казал, что на рабо-
ту ЖГЭ практиче-
ски не оказывает
Вид А
влияние состав газа
и наличие в нем Рис. 6.18. Жидкостно-газовый эжектор.
жидкой взвеси.
Длительная эксплуатация показала, что работа ЖГЭ устойчива в
широком интервале давления откачиваемого газа 0,7... 1,1 кгс/см2 и
давления нагнетаемого газа 4,0...9,7 кгс/см2 [332].
Технико-экономические показатели НЭУ и КС на базе ВК типа
7ВКГ-25/5 (для условий НГДУ «Кинельнефть» определены ЦНИЛ
объединения «Куйбышевнефть») представлены в таблице 6.9.
Таблица 6.9.
Показатели КС на базе ВК НЭУ
Капитальные вложения, тыс.руб. 255,0 34,4
Эксплуатационные расходы, тыс.руб. 67,71 63,27
Объем утилизации, млн.м’/г 9,36 10.8
Окупаемость капитальных вложений, г 6,8 0,8
Приведенные затраты, тыс.руб. 111,1 69,1
6.3.4. ПРИМЕНЕНИЕ ДОЖИМНОЙ СТРУЙНОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ СО-
ВМЕСТНОГО ТРАНСПОРТА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
Один из способов сокращения потерь нефтяного газа - приме-
нение однотрубной системы сбора с использованием дожимной
струйной установки (ДСУ). Для комплектации ДСУ [333] не тре-
оуются разработка и изготовление нового оборудования за исклю-
219
чением жидкостно-струйного компрессора (эжектора), изготовле-
ние которого возможно на базах производственного обслуживания
предприятий.
ДСУ работает следующим образом (рис. 6.19). продукция
скважин поступает в сепарационную установку. Нефть, отсепари-
рованная в сепараторе С-1, сначала направляется на прием насосов
Н-1 - Н-4, расположенных в шурфах глубиной 25 м, а затем - на
вход жидкостно-струйных компрессоров К-1 - К-4. В компрессо-
рах в процессе смешения нефти и газа последний компримируется,
после чего образующаяся нефтегазоводяная смесь подается в тру-
бопровод.
Особенностью ДСУ является параллельное соединение гидро-
компрессорных агрегатов, каждый из которых состоит из электро-
насоса и компрессора, например Н-1 и К-1. Это позволяет само-
стоятельно запускать любой гидрокомпрессорный агрегат при по-
ниженном противодавлении путем сбора газожидкостной смеси
через перепускную линию 1 на входе сепаратора С-1
Рис 6 19 Принципиальная схема дожимной струйной установки
для однотрубного транспорта продукции скважин
1, II - продукция скважин соответственно низкого н высокого дав пений, 1 - перепускные
тинии, 2 - распределительный газовый коллектор 3 - коллектор сбора газожидкостной
смеси Д-1 - Д 4 - погружные электродвигатели типа ПЭД, 3-1 - 3-20 - задвижки
Впервые такая ДСУ была построена на Малодевицком место-
рождении НГДУ «Черниговнефтегаз» для перекачки продукции
220
скважин на ЦПС по трубопроводу Малая Девица-Прилуки протя-
женностью 25 км. Проектная документация ДСУ разработана Укр-
гипрониинефтью, а конструкторская документация компрессора -
цфИНГом [333].
При проектировании сравнивались технико-экономические
показатели трех вариантов подачи продукции скважин на ЦПС. В
первом варианте предусматривали подачу продукции по трубопро-
воду с помощью ДСУ (рис. 6.19), во втором - разделение продук-
ции осуществлялось в сепарационной установке, а оттуда закачи-
вание газа и пластовой жидкости предусматривалось раздельно в
трубопровод с помощью газокомпрессорной станции и насосной
станции низкого давления. В третьем варианте разделение продук-
ции скважин осуществлялось в сепарационной установке, откуда
пластовая жидкость перекачивалась по трубопроводу насосной
станцией низкого давления, а газ под собственным давлением пе-
ремещался по отдельному газопроводу. Результаты расчетов вы-
полнены Укргипрониинефтью и приведены в таблице 6.10.
В процессе строительства ДСУ вместо запроектированных на-
сосов ЭЦН-6-700-800 были установлены насосы ЭЦН5А-5 00-800 с
приводом от электродвигателя номинальной мощностью 90 кВт. В
процессе работы ДСУ были получены следующие показатели.
Производительность
по 1 азу при нормативных условиях, тыс м3/суг 16,6
в том числе растворенного в пластовой жидкости 2,1
по пластовой жидкости 430
Абсолютное давление, МПа
1 аз в сепараторе 0,68
газожидкостной смеси на входе в трубопровод
Малая Девица-Прилуки 2,44
пластовой жидкости на входе компрессора 10,8
Показатели соответствуют перекачке сред со следующими
свойствами
Пчотность, кг/м1, безводной нефти 1100
Обводненность нефти, % 83
Кинематическая вязкость обводненной нефти
при стандартных условиях , м2/с 5,76 10 6
Пчетность газа при стандартных у словиях, ki /м3 1,145
Температура на входе компрессора, °C
пластовой жидкости 7,5
газа 0,5
газожидкостной смеси 10,5
221
222
Таблица 6 10
Объект Варианты
первый второй третий
Число объектов К Э Число объектов К Э Число объектов К Э
Сепарационная установка УЬС- 6300/16 1 22,3 5,95 1 22,3 5,95 1 22,3 5,95
Газопровод Малая Девица- Прилуки Жидкостно-струйный компрес- сор ЖСК-5,5 Газокомпрессорная станция с газокомпрессором 10 ГКН про- 4 4,8 0.12 1 1350 553,5
изводительностью Q = 55 тыс м’/сут
Насосная станция высокого давления, Q = 2400 м7сут, давление р = 9 МПа Насосная станция низкого дав- ления, О = 2400 м’/сут, Р = 2,0 МНа 1 99,74 83,45 1 80,94 37,72 1 80,94 37,72
Всего 126,84 89,52 1453,24 597,17 420,24 64,28
Приведенные затраты 108.55 815.16 127,32
Примечание Л' - капитальные вложения, тыс руб , Э - эксплуатационные затраты, тыс руб
По технологическим причинам давление в начале трубопрово-
да Малая Девица-Прилуки в процессе его эксплуатации могло из-
меняться в течение года от 1,8 до 2,3 МПа. Для расчета режимов
работы системы «ДСУ-трубопровод-ЦПС» необходимо распола-
1ать рабочими характеристиками компрессора. Для построения
опытных напорной и энергетической характеристик компрессор К-
4 был оснащен комплектом КИП. При испытании компрессора К-4
жидкость в ДСУ двигалась по замкнутому контуру «насос Н-4 -
компрессор К-4 - сепаратор С-1 - насос Н-4». Давление газожид-
костной смеси после компрессора регулировалось с помощью за-
движки 3-15, а газожидкостная смесь после дросселирования по
перепускной линии 1 поступала на вход сепаратора С-1. Результа-
ты испытаний для указанных условий представлены на рис. 6.20.
Из анализа рабочих характеристик следует, что испытанный
компрессор устойчиво работает при производительности, приве-
денной к условиям всасывания, большей 1645 м3/сут, что составля-
ет 77% оптимальной производительности.
Результаты исследований позволили автору [333] заключить,
что при использовании дожимных струйных установок возможно
значительно сократить капитальные вложения на транспорт про-
дукции скважин на ЦПС. Этот способ сокращения потерь нефтяно-
го газа по величине приведенных затрат вполне конкуренгноспосо-
223
бен с транспортированием газа по трубопроводу под собственным
давлением и перекачиванием пластовой жидкости насосами.
Показательно, что для строительства дожимной струйной ус-
тановки используется оборудование, идентичное применяемому в
промысловых системах сбора и подготовки нефти, газа и воды.
Жидкостно-струйные компрессоры могут быть изготовлены на ба-
зах производственного обслуживания предприятий и обслуживать-
ся персоналом промыслового сборного пункта. Их работа устойчи-
ва при повышении абсолютного давления нагнетания от 0,65 до
2,66 МПа (при давлении всасывания газа 0,68 МПа) и в интервале
изменения производительности по свободному газу, приведенной к
нормальным условиям соответственно от 14800 до 10830 м3/сут
[333].
6.3.5. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ НАКОПЛЕНИЯ КОНДЕНСАТА В
ГАЗОПРОВОДАХ С ПОМОЩЬЮ ЭЖЕКТОРА
Технологические потери нефтяного газа на промыслах в ос-
новном происходят при выделении конденсата в газопроводах и
продувке конденсатосборников. Кроме того, транспорт газов со-
провождается переходом в жидкую фазу тяжелых углеводородов, в
связи с чем снижается пропускная способность газопроводов, а
иногда они полностью закупориваются жидкостными пробками
[334].
Исследовательские работы, связанные с технологией предот-
вращения накопления конденсата в газопроводе, осуществлялись
на газопроводе протяженностью 14,5 км от компрессорной станции
(КС) до газоперерабатывающего завода (ГПЗ) с суточной произво-
дительностью 400 тыс.м3. Давление в начале газопровода 0,34...0,37
МПа. На трассе было установлено шесть конденсатосборников.
Замерялись следующие параметры: состав газа на входе и вы-
ходе газопровода - хроматографом; температура газа - термомет-
рами ГТ; давление - образцовым манометром; объем выделенного
в газопроводе конденсата - прямым замером.
Исследования осуществлялись как при отключенной, так и ра*-
ботающей КС.
Результаты опытов приведены в табл. 6.11, откуда следует, что,
при первом режиме работы газопровода, когда газ транспортиро-
вался до ГПЗ под собственным давлением, количество выпавшего
224
конденсата в газопроводе составило в среднем 0,043 м3/сут (от
0 039 до 0,045 м3), а при работающей КС количество конденсата
достигло 0,697 м3/сут. Расход газа составлял 400 тыс. м3/сут [334].
Таблица 611
Номер конден- сато- сборника Расстоя ние от КС, км Давление в га- зопроводе, МПа Количест- во выде- лившегося конденса- та, м3 Режим работ ы эжектор- ной уста- новки Температура газа в газопроводе, °C
на входе на выходе на входе на выходе
1 2 3 4 5 6 7 8
1 1,5 0,34 0,31 0,020 Установка 15 10
2 3,7 0,002 отключена
3 8,3 0,005 (беском-
4 9,2 0,012 прессор-
5 11,0 — ная подача
6 14,5 - газа)
1 1,5 0,34 0,31 0,018 То же 8 7
2 3,7 0,015
3 8,3 0,010
4 9,2 0,002
5 11,0 —
6 14,5 —
1 1,5 0,35 0,31 0,015
2 3,7 0,010 »
3 8,3 0,020
4 9,2 -
5 11,0 —
6 14,5 —
1 1,5 0,4 0,32 0,180 Установка 64 10
2 3,7 0,096 отключена
3 8,3 0,161 (подача
4 9,2 0,260 компрес-
5 11,0 - сором)
6 14,5 -
1 1,5 0,35 0,32 6 Эжектор 51 10
2 3,7 0,010 включен
3 8,3 — (установка
4 9.2 0,002 работает на
5 11,0 — 30%) По-
6 14,5 — дача ком-
прессором
225
Однако транспортировать газ без КС возможно лишь на незна-
чительные расстояния, а при расстояниях более 20 км такой способ
оказывается неприемлемым. Поэтому была испытана технология
транспортирования газа с применением путевой эжекторной уста-
новки.
Последняя была вмонтирована на четвертом конденсатосбор-
нике, где в течение года наблюдалось максимальное накопление
конденсата. [269].
Установка состояла из горизонтального конденсатосборника
вместимостью 5 м3 и газожидкостного эжектора с основным гео-
метрическим параметром 17,3 и расстоянием от среза сопла до ка-
меры смешения 15 мм. При перекачке газа углеводородный кон-
денсат накапливался в конденсатосборнике. Перед задвижкой со-
здавалась зона повышенного давления, а за ней - пониженного.
При работающем эжекторе в приемной камере создавалось разре-
жение, поэтому конденсат из конденсатосборника поступал в при-
емную камеру эжектора, смешивался с газом и в виде газожидкост-
ной смеси попадал в газопровод. Рабочим агентом для эжектора
являлся транспортируемый газ.
При включенной эжекторной установке в трубопроводе оказа-
лось 0,022 м3 конденсата, что в 31 раз меньше, чем без нее [269].
6.3.6. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СЕПАРАТОРОВ ДЛЯ
СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ
В результате исследований в ТатНИПИнефти установлено, что
средневзвешенная величина потерь легких фракций на объектах
сбора, подготовки и хранения нефти объединения «Татнефть» в 80-
ые годы составляла 1,034%. Кроме того, потери углеводородов
имеют место при хранении нефти в резервуарах головных соору-
жениях (ГС) - 0,16%, а также при транспорте нефтяного газа по
газопроводам. Массовые доли потерь углеводородов в процессе
транспорта этого газа от сепарационных узлов при установках
комплексной подготовки нефти (УКПН) далее составляют 0,19%, а
от узлов при термохимических установках (ТХУ) или электрообез-
воживающих установках (ЭЛОУ) - 0,15% добычи нефти [15, 16,
267, 280].
Технологические потери углеводородов по процессам в систе-
ме системе сбора, транспорта, подготовки продукции скважин и на
226
головных сооружениях объединения «Татнефть» приведены в
табл. 6.12 (отдельно для объектов УКПН и ТХУ или ЭЛОУ).
Таблица 6 12
— ' Объекты и сооружения Технологические потери углеводородов о г добываемой нефти по процессам, массовая доля, % м3/т
сбора и транс- порта газа на место- рождениях предварительного сброса воды при подготовке нефти хранения гото- вой нефти на товарных парках транспорта и хранения нефти на ГС
УКПН и ГС 0,19 0,65 0,22 0,16
1,43 4,04 1,16 0,80
ТХУ и ГС 0,15 0,65 0,58 0,16
из 4,04 3,35 0,80
Из данных таблицы видно, что массовое содержание макси-
мальных потерь углеводородов на месторождениях Татарии имеет
место при процессах предварительного сброса воды на объектах
подготовки нефти (0,65%) и при хранении товарной нефти, подго-
товленной на ТХУ или ЭЛОУ (0,58%). Массовые доли суммарных
потерь по процессам на объектах УКПН и ГС составляют 1,22%, а
на ТХУ (ЭЛОУ) и ГС - 1,54% от добываемой нефти. Эти потери
вызваны, в основном, недостаточной герметизацией системы сбора,
подготовки и транспорта нефти и газа, содержащей атмосферные
резервуары (РВС), не оснащенные установками для улавливания
легких фракций (УЛФ).
В ТатНИПИнефти еще в 1974 г. было разработано несколько
типов газоотделителей, предназначенных для отбора газа из нефти
на различных участках системы сбора и подготовки (после второй
ступени сепарации и др.) и для предотвращения разрушения крыш
резервуаров (РВС). Конструктивно газоотделитель выполнен в ви-
де вертикального аппарата диаметром 1000 м и высотой около 15
м, снабженного отводом для предварительного отбора газа из под-
водящего трубопровода, выполняющего функцию гидродинамиче-
ского делителя фаз. Газоводонефтяная смесь вводилась в аппарат
на горизонтальные полки, по которым нефть стекала в нижнюю его
часть. Отделившийся газ поступал в верхнюю часть аппарата, где
Размещены отбойные тарелки для улавливания уносимых капель
нефти. Газоотделитель устанавливается непосредственно перед ре-
227
зервуаром и подключается к подводящему нефтепроводу. Ото-
бранный из газоотделителя газ направляется через газовый сепара-
тор на компрессорную станцию (КС), а разгазированная нефть по-
ступает в РВС. При параллельной обвязке двух и более газоотдели-
телей должна быть предусмотрена возможность равномерного рас-
пределения потоков газоводонефтяной смеси между аппаратами.
Совершенствование технологии с учетом герметизации нефте-
промысловых объектов и применение вертикальных газоотделите-
лей и «горячей» ступени сепарации являются эффективными сред-
ствами снижения потерь углеводородов нефти. Исходя из анализа,
в качестве критериев эффективности работы сепарационных уст-
ройств данного типа на месторождениях приняты следующие
обобщающие показатели:
- степень (качество) очистки газа и жидкости на выходе из
оборудования;
- количество газа, отбираемого из аппаратов, применяемых в
технологической схеме.
Для оценки эффективности работы газоотделителей и сепара-
торов «горячей» ступени ТатНИПИнефтью в соответствии с при-
нятыми критериями был выполнен комплекс промысловых иссле-
дований на Северо-Альметьевском товарном парке. Степень очист-
ки нефти от газа в газоотделителях и в сепараторах «горячей» сту-
пени определяли сравнением фактического коэффициента уноса
газа жидкостью (содержание свободного газа в жидкости, выходя-
щей из аппаратов) с нормативной его величиной путем экспери-
ментальных измерений удельных объемов свободного газа, выде-
ляющегося из нефти на входе и выходе аппаратов. Объемы свобод-
ного газа и нефти устанавливали методом дегазации проб жидкости
в прозрачном пробоотборнике с установленной выдержкой време-
ни (10 мин) при рабочих параметрах процесса. Результаты иссле-
дований степени очистки нефти от газа в аппаратах представлены в
таблице 6.13.
Как видно из таблицы 6.13, суммарная производительность
обоих газоотделителей по жидкости превышала проектную в 1,5
раза. При этом объемная доля коэффициента уноса газа жидкостью
из первого (перегруженного) аппарата составила 2,026%, а из вто-
рого, работающего при загрузке, близкой к проектной, - 0,74%, или
соответственно массовое содержание 0,0064 и 0,0023%, что свиде-
тельствует о высокой эффективности процесса и о возможности
228
Таблица613
Наименование и размеры аппараюв Производитель- ность*, тыс м3/сутки Содержа- ние воды в пробах Т ермодинамические параметры в аппарате Время пребы- вания жидко- сти*, мин Скорость газа в свобод- ном сечении*, м/с Удельный объем газа, выделяющего- ся из нефти, л/т Содержание । аза в жидкости на выходе из аппарата (коэф- фициент уноса), л/м3
по жид- кости по газу пробоотборнике массовое содержание, %
массовое общее содержа- ние, % давление, кгс/см2 темпера- тура, °C
на входе на выходе Объемная доля, %
Газоотделитель 20,00 60,00 23,3 1,10 10,7 1,47 0,442 2980 39,65 20,26
№1 Dy=l м, Нж=13 м, V=10 м3 29,10 43,22 41,9 2,03 8,0 1,01 0,319 0,48 0,0064 2,026
Г азоотделитель №2 Dy=l м, Нж=13 м, V=10m3 1,10 1,77 11,0 8,0 14,41 0,0023 7,40 0,740
Сепараторы 8,00 80,00 — 1,29 25,0 4,75 0,147 1910 4,08 3,11
«горячей» сту- пени (4 шт.) Dy=2 м. L=4,2 м, V=16 м3 10,66 17,64 1,23 23,4 3,56 0,033 0,33 0,007 0,311
*В числителе представлены проектные величины, в знаменателе - фактические
229
качественной очистки нефти от газа перед входом в РВС. Из таб-
лицы 6.11 видно, что сепараторы «горячей» ступени (4 аппарата)
работают также с высокой эффективностью. Объемная доля коэф-
фициента уноса газа жидкостью из них составляет 0,3%, что соот-
ветствует массовому содержанию 0,0007% от поступающей нефти.
Полученные данные показывают, что коэффициент уноса газа с
жидкостью из обследованных аппаратов находится в пределах и
ниже нормативной величины, численное значение которой состав-
ляет 20-103 см3/м3 при рабочих параметрах процесса.
Исследования по определению количества газа, отбираемого
из газоотделителей и сепараторов «горячей» ступени, которые
применяются в технологической схеме, осуществляли измерением
потерь легких фракций нефти из резервуаров и величины их сни-
жения по сравнению с потерями, имевшими место до установки
аппаратов. Потери легких фракций из РВС определяли методом
сравнения углеводородного состава проб нефти, отобранных на
входе и выходе аппаратов и на выходе резервуаров. Результаты оп-
ределения количества газа, отбираемого из аппаратов, представле-
ны в таблице 6.14.
Таблица 6.14.
Аппараты и процессы в тех- нологической схеме Технологиче- ские потери нефти в РВС до внедрения аппаратов Показатели эффективности внедрения аппаратов в технологической схеме
потери нефти в РВС* отбор газа из аппаратов величина снижения потерь, %
Г азоотделитсли 0,65 0,17 0,48 74
(2 аппарата) для отбора газа из нефти перед РВС предвари- тельного сброса 4,04 1,06 2,98
ВОДЫ Сепараторы 0,58 0,25 0,33 57
«горячей» сту- пени (4 аппара- та) для стабили- зации нефти перед РВС хра- нения товарной нефти 3,35 1,44 1,91
*В числителе приведена массовая доля, %, в знаменателе - м 7т
230
Из таблицы видно, что количество отбираемых углеводородов
из газоотделителей несколько выше, чем из сепараторов «горячей»
ступени, а массовая доля потерь фракций нефти из резервуаров
снижается соответственно до 0,17 и 0,25% вместо 0,65 и 0,58%.
Комплексное применение газоотделителей перед ступенью предва-
рительного сброса воды и «горячей» ступени сепарации перед РВС
товарной нефти позволяет, как следует из таблицы 6.13, снизить
массовую долю технологических потерь легких фракций на 66%,
т.е. до 0,42% по сравнению с 1,23%, или на 0,81%, что свидетельст-
вует о высокой эффективности использования таких аппаратов в
системе сбора и подготовки нефти.
Таким образом, в результате промысловых исследований уста-
новлено, что качество сепарации продукции нефтяных скважин в
газоотделителях и в сепараторах «горячей» ступени отвечает нор-
мативным требованиям.
Массовая доля потерь испаряющихся фракций нефти в РВС от
применения газоотделителей сокращается на 74%, а от использова-
ния «горячей» сепарации - на 57%. Суммарная величина снижения
нормативных потерь нефти на ТХУ составит 66%. Соответственно
снижается загазованность территории товарного парка.
Кроме того, вследствие применения газоотделителей предот-
вращаются выбросы газовых пробок из подводящих нефтепрово-
дов в РВС, обеспечивается защита крыш резервуаров от разруше-
ния.
Перспективы сокращения потерь легких фракций нефти и
улучшения условий эксплуатации используемого для этих целей
оборудования связаны с осуществлением:
- эффективной системы улавливания легких фракций (включая
применение компрессорной техники), а также разработок и техно-
логии, исключающих применение резервуаров предварительного
сброса воды за счет совмещения этих процессов с обезвоживанием
в существующих отстойниках действующих установок; «горячей»
ступени сепарации на ТХУ при сниженном давлении (до 0,9
кгс/см2) с использованием вакуумных компрессоров или повыше-
ния температуры сепарации до 80°С с последующим охлаждением
товарной нефти до 20°С в холодильниках воздушного типа;
~ равномерного распределения потоков продукции на входе и вы-
ходе аппаратов путем замены схемы их обвязки на групповую с
применением концевых делителей фаз;
231
- предварительного отбора выделяющегося до сепараторов газа и
его отводу после регулирующих клапанов в газовую зону аппара-
тов;
- возврата широкой фракции углеводородов, получаемых при ста-
билизации нефти на установках «горячей» сепарации ТХУ, в то-
варную нефть;
- смешения сжатого газа концевой (второй) ступени сепарации с
газом в первой ступени на всех промысловых объектах.
6.3.7. ВЛИЯНИЕ РЕЦИРКУЛЯЦИИ ГАЗА НА УРОВЕНЬ
ПОТЕРЬ УГЛЕВОДОРОДОВ
В нефтяной промышленности выполнен ряд важных работ, на-
правленных на сокращение и устранение потерь нефти и газа при
их добыче, сборе, подготовке и транспортировании, что в свое вре-
мя позволило существенно повысить степень использования угле-
водородов в народном хозяйстве. Однако после ступенчатой сепа-
рации при обработке продукции скважин по традиционной техно-
логии на нефтепромыслах в разгазированной нефти остается значи-
тельное количество испаряющихся фракций, которые затем выде-
ляются из негерметизированных резервуаров и аппаратов низкого
давления в атмосферу. Это является причиной основных потерь
углеводородов, причем, в зависимости от технологической схемы и
конкретных условий, такие потери могут существенно превышать
нормативные. Это объясняется тем, что процессы сепарации осу-
ществляются в динамике при значительном отклонении процесса
от равновесного состояния фаз. В результате происходит неполное
их разделение и повышается содержание легких компонентов в
нефти, а тяжелых - в газе [77, 78, 79, 80, 182, 230]. При поступле-
нии разгазированной нефти в резервуар с большой поверхностью
раздела фаз и необходимым объемом легкие компоненты успевают >.
испариться и выделиться через дыхательные клапаны в атмосферу. -
Для предотвращения и устранения потерь нефтяного газа из
резервуаров и аппаратов низкого давления, рационального исполь- ]
зования углеводородного сырья и защиты окружающей среды от-
загрязнения ТатНИПИнефтью разработана технология двухступен-
чатой сепарации газонефтяной смеси с включением процесса ре-
циркуляции, по которому в свое время были выполнены промЫ-;
еловые исследования в Альметьевском товарном парке и на других .
232
объектах ОАО «Татнефть». Исследования выполнены в соответст-
вИи с РД 39-3-540-81 «Методические указания по определению
технологических потерь нефти на предприятиях Министерства
нефтяной промышленности» в Альметьевском товарном парке, ку-
да поступала эмульсия нефти девонского горизонта, имевшая сле-
дующие свойства: плотность 0,7918 г/м3; обводненность 78%; вяз-
кость нефти 3,53 мПа-c; газовый фактор 65,4 м3/т. Система двух-
ступенчатой сепарации газонефтяной смеси с рециркуляцией газа
второй ступени Альметьевского товарного парка, технологическая
схема которой приведена на рис. 6.21, работала следующим обра-
зом.
Рис 6 21 Технологическая схема двухступенчатой сепарации
газонефтяной смеси
Газоводонефтяная смесь (сырье) двумя потоками I, 2 через
трубный сепаратор 3 поступала на первую ступень сепарации 4, где
при температуре Т— 5-18°С и давлении р — 0,22-0,4 МПа разделя-
лась на газовую и жидкую фазы. Газ из первой ступени направлял-
ся в осушитель 6, где при Т= 5-2 ГС и р = 0,2-0,38 МПа имело ме-
сто выделение конденсата и осаждение капель нефти. Нефть пер-
вой ступени сепарации направлялась на вторую ступень сепарации
21, где осуществлялось разделение фаз при Г= 15-24°С и р = 0,02-
Д05 МПа. Газ из второй ступени сепарации подавался в осушитель
233
7, где при Т = 5-24°С и р = 0,02-0,05 МПа выделялся и осаждался
конденсат. Газ второй ступени из осушителей поступает на прием
винтового компрессора 8 типа 5 ВКГ-10/6, затем сжатый газ через
маслосепаратор 9 по циркуляционному газопроводу 5 подавался в
сепаратор первой ступени и процесс повторялся. Газ первой ступе-
ни из осушителя поступал в сборник конденсата 10, отсюда газ 11
направлялся на прием потребителю. Нефть второй ступени сепара-
ции поступала в резервуар сброса воды 18, буферный резервуар 17,
из последнего нефть 16 насосом 15 откачивалась потребителю. В
зимних условиях часть нефти подогревалась в теплообменнике 13
и циркуляционным насосом 14 по циркуляционному нефтепроводу
12 подавалась на вторую ступень сепарации. При этом из сепарато-
ра горячей ступени 19 дополнительно выделялся газ, который по-
ступал в газопровод второй ступени 20. Вода из резервуара 1Ц
сбрасывалась в канализацию 23. Дрипы 12 предусмотрены для сбо|
ра и продувки конденсата при его выделении в напорном газопро-г
воде.
Включение в систему сепарации процесса рециркуляции газц
второй ступени снизило реальные потери нефти с 1,1200 да
0,430%, т.е. почти в 3 раза. Вместе с тем, после применения этой
технологии в нефти уменьшилось содержание суммы легких ком-
понентов (метана, этана, пропана, бутанов) в 1,5-2 раза, вследствие
чего снизилась упругость паров нефти. Составы нефти и газа, вы-
ходящие из установки после рециркуляции, отличались от перво-
начальных, так как при контакте циркулируемого газа с нефтью S
нее переходят тяжелые компоненты газа. Таким образом, при осу-»
ществлении традиционного процесса сепарации продукции сква-
жин потери в резервуарах, превышающие нормативные, объясняй
ются повышенной загрузкой сепараторов по жидкости, что вызы-
вает соответствующие отклонения от равновесного состояния и,
следовательно, — увеличение содержания легких фракций в нефти,
требующих для их отбора подключения дополнительной емкости!
21. Однако при снижении уровня добычи на реальных объекта^
число сепараторов увеличивать не требуется. Введение в технолог
гию сепарации процесса рециркуляции обеспечивает многократ-
ный возврат газа второй ступени в начало системы, увеличивает
время контакта газовой и жидкой фаз, что является основным фак-s
тором более четкого перераспределения компонентов в разгазиро-.
ванной нефти и отбираемом газе. При этом отбор газовой фазы №
234
транспорт нефтяного газа происходят при параметрах первой сту-
пени сепарации, что способствует повышению качества газа и раз-
газированной нефти. В результате применения такой технологии
уменьшается общий выход нефтяного газа, снижается выпадение
Из него конденсата более чем в 2 раза, а содержание в обработан-
ном газе легких компонентов увеличивается, что обусловливает
снижение его потерь (в виде конденсата) и повышение выхода неф-
ти.
В связи с переходом конденсирующихся компонентов из газа в
нефть, а также возможностью интенсивного испарения в резервуа-
рах и аппаратах низкого давления для их отбора и утилизации не-
обходима система улавливания легких фракций (УЛФ).
Сравнение экспериментальных исследований с теоретически-
ми расчетами на ЭВМ показали удовлетворительную их сходи-
мость. В целом применение процесса рециркуляции газа второй
ступени в технологии сепарации газонефтяной смеси, обеспечи-
вающее улавливание более 50% углеводородов, является эффек-
тивным направлением снижения потерь легких фракций разгазиро-
ванной нефти в резервуарах и конденсата - в газопроводах.
6.3.8. О ПОТЕРЯХ ПАРОВ НЕФТИ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ
При оценке эффективности герметизации системы нефтегазос-
бора необходимо рассматривать в комплексе всю технологическую
цепочку сбора, подготовки и транспортирования нефти в интервале
«скважина-нефтеперерабатывающий завод». Очевидно, герметиза-
ция будет эффективна в том случае, если она при экономически
приемлемом уровне затрат действительно предотвращает потери
легких фракций нефти по пути движения ее от скважин до нефте-
перерабатывающих заводов, а не передвигает источник потерь из
одного места в другое [7, 59, 84-114].
Мероприятия, обеспечивающие лишь локальную герметиза-
цию отдельных аппаратов или процессов и не снижающие при этом
абсолютную величину потерь углеводородов в интервале «скважи-
на-нефтеперерабатывающий завод», порождают лишь видимость
борьбы с потерями, не решая задачи по существу. Эффективные
мероприятия по борьбе с потерями предполагают отбор легких
Фракций на объектах сепарации, герметизацию оборудования на
асем пути следования нефти, отбор и использование выделяющего-
ся при этом газа и паров нефти.
235
Анализ работы установок промысловой подготовки нефти по*
казывает, что на крупных узлах подготовки нефти даже в условиях
комплексной автоматизации резервуары не исключаются из техно-
логической схемы, так как они необходимы для выполнения сле-
дующих функций:
- буферных емкостей насосов большой производительности
для осуществления равномерной загрузки установок сырьем;
- технологических резервуаров для приема некондиционной
нефти при срывах технологического режима установок;
- буферных емкостей высокопроизводительных насосов от-
качки товарной нефти;
- емкостей резерва.
О величине потерь легких фракций в различных системах сбо-
ра и подготовки нефти можно судить по данным, приведенным в
табл. 6.15.
Табл и ц а 6.15
HI ДУ, схема сбо- ра, сепарации и подготовки нефти Потери в оборудовании между точками отбора проб, вес %
1-II II-III IV-V V-VI VII-VIII IX-X X-XI
Джалильнефть, совмещенная схе- ма обезвоживания 0 378 0,120 0,318 0,188
Джалильнефть, УКПН, обессоли- вание, стабилиза- 0,218 —
ция Ленино! орскнефь, типовая с испочь- зованием ТХУ, 0,64 0,58
обезвоживание
На рис. 6.22 приведена схема сбора и подготовки нефти мето-;
дом деэмульсации (совмещенная схема) на Чишминском товарной
парке (ЧТП) объединения «Татнефть». j
Нефть и газ на ЧТП поступали двумя потоками. По одному
них продукция скважин после подогрева, пройдя концевую ступень
сепарации (избыточное давление 1,3-1,5 кгс/см2), подавалась в тех!
нологический резервуар при температуре 17°С, где обезвоживалась
(до 2%) и затем откачивалась насосами на Якеевскую УКПН и АЗщ
накаевские головные сооружения. Второй поток поступал на сту|
236
пень сепарации при естественной температуре нефти, сепарировал-
ся при избыточном давлении 1,3-1,5 кгс/см" и затем после подогре-
ва до 26°С направлялся в технологические резервуары для обезво-
живания Обезвоженная до остаточного содержания воды 2% нефть
откачивалась на Якеевскую УКПН или Азнакаевские головные со-
оружения.
Рис 6 22 Принципиа иные технологические схемы сбора,
сепарации и подготовки нефти при определении потерь легких фракций
а, б - HI ДУ Джалильнефть, в - НГДУ Дениногорскнефть, I - XI - точки отбора проб,
1 - ввод реагента, 2 - технологический трубопровод - каплеобразователь, 3 - сепаратор,
4 - imi ревагель, 5 - технологический резервуар для обезвоживания, 6 - резервуар товарной
нефти, 7 - УКПН, 8 - резервуар товарной стабилизированной иефти,
9 - резервуар предварительного сброса воды
Как видно из рис. 6.22, потоки отличались друг от друга лишь
тем, что в первом случае на ступень сепарации поступала подогре-
тая до 16-18°С нефть, а во втором - холодная нефть при темпера-
туре 8-12°С Технологические резервуары работали в режиме тран-
зита, а резервуары товарной нефти - с периодической откачкой.
Потери на ЧТП оказались равными, (в %)
в первой технологической цепочке
технологический резервуар - 0,318
резервуар т оварной нефти - 0,188
Всего 0,506
во второй технолы ической цепочке
технологический резервуар - 0,378
резерву ар товарной нефти - 0,120
Всего 0,498
Как видно из полученных данных, суммарные потери по обо-
йм узлам оказались практически одинаковыми. Потери легких
237
фракций в товарных резервуарах после УКПН, где нефть подверга-
лась обследованию и стабилизации, составили 0,218%. Общие по-
тери углеводородов по объекту оцениваются в 0,715% от массы
обработанной нефти. Несколько большими оказались потери в тех-
нологической цепи «резервуар-термохимическая обезвоживающая
установка-резервуар». Расчеты показали, что при давлении сепара-
ции на последней ступени 1,2-1,5 кгс/см2 и температуре 30°С по-
тенциальные потери могут составить 1,3% от массы обрабатывае-
мой нефти.
Распределение потерь по их источникам оказалось следую-
щим: резервуар предварительного сброса (он же сырьевой) -
0,65%, резервуар товарной нефти после обезвоживающей установ-
ки - 0,58%. Суммарные потери составили 1,23%, что в 2 раза
больше, чем при обезвоживании нефти методом трубной деэмуль-
сации. Большие потери во втором случае объясняются тем, что ре-
зервуары предварительного сброса, выполняющие также и функ-
цию сырьевых, эксплуатируется в режиме «наполнение-откачка»,
что вызывает дополнительные потери в результате больших дыха-
ний. Значительные потери легких фракций в товарных резервуарах
после ТХУ объясняются повышенной температурой нефти.
Сравнивая источники и величину потерь легких фракций при
подготовке нефти методом трубной деэмульсации и на ТХУ, необ-
ходимо отметить следующее.
Объектами потерь при трубной деэмульсации нефти являются
только два аппарата: технологический и резервуар товарной нефти
(функции аппаратов для предварительного сброса, буферной емко-
сти и аппарата для обезвоживания осуществляются в одном и том
же резервуаре, работающем в режиме транзита). При подготовке на
ТХУ все эти операции проводятся обычно на четырех технологиче-
ских объектах: предварительного сброса, буферной емкости, уста-
новке подготовки нефти, товарной емкости. Таким образом, в пер-^
вом случае имеются два источника потерь, а во втором — четыре. \
При совмещении функций по предварительному сбросу Од
функциями буферной емкости в одном аппарате (см. рис. 6.23)-
число источников потерь уменьшается до трех, однако и в этом
случае потери оказываются высокими, так как резервуары работали
с колебаниями уровня в них при откачке нефти на ТХУ и, следова-
тельно, происходили большие дыхания, а нефть имела повышен-
ную температуру. Отсюда следует, что трубная деэмульсация неф;’
238
ти в отношении сокращения потерь более экономична даже без
систем УЛФ.
Рис 6 23 Принципиальная технологическая схема сепарации нефти
при работе товарного парка в блоке с УКПН
1 - гидродинамический делитель фаз, 2 - первая ступень сепарации, 3 - вторая ступень се-
парации, 4 - вертикальный газоотделитель, 5 - техноло! ический резервуар предварительно-
го сброса воды, 6 - распределнзель потоков, 7 - сырьевая насосная, 8 - УКПН, 9 - товарная
насосная, 10 - осушитель газа первой ступени, II - осушитель газа второй ступени, 12 -
блок УЛФ, 13 - осушитель газа после комирессоро-насосов, 14 - компрессорная станция,
линии I - вход водогазонефтяной смеси, II - выход товарной нефти, III - выход 1аза на ГПЗ,
IV - дренажная вода на очистку
Таким образом, в тех случаях, когда после осуществления се-
параций по обезвоживанию (обессоливанию) нефть попадает в не-
герметичные резервуары, потери неизбежны.
В этих случаях применение для предварительного сброса воды
на узлах подготовки нефти, работающих под давлением, горизон-
тальных емкостей, которые обеспечивают лишь локальную герме-
тизацию процесса, создает иллюзию борьбы с потерями углеводо-
родов и практически не приводит к их сокращению. Действенными
Направлениями работ по сокращению потерь головных фракций
нефти от испарения являются:
~ эффективная сепарация нефти на последней ступени при вакууме
Около 0,8 кгс/см2 и температуре 35-40°С;
~ герметизация резервуаров и отбор выделившегося в них газа с
помощью систем УЛФ;
~ Разработка высокопроизводительных аппаратов на базе горизон-
тальных емкостей, по технико-экономическим параметрам не усту-
239
пающих резервуарам. Важной предпосылкой снижения потерь лег-
ких фракций является внедрение безрезервуарного учета нефти.
6.3.9. ВЛИЯНИЕ СОСТАВА ГАЗОВОЙ ФАЗЫ НА ПРОЦЕСС
ИСПАРЕНИЯ НЕФТИ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ
Продукты испарений нефти в резервуарах представляют собой
тяжелый газ, около 80% массового состава которого представляют
собой углеводороды, пропан + высшие, в том числе около 45% -
пропан, 23-25% - бутан, а 12-14% - пентан + высшие, относящиеся
при нормальных условиях к жидкостям.
Следовательно, резервуарный газ по углеводородному составу,
отнесенному к нормальным условиям, имеет промежуточное по-
ложение между газом и нефтью [21, 22, 59, 114, 115].
Герметизация резервуаров с помощью системы улавливания
легких фракций нефти (УЛФ) позволяет откачивать вытесняемые
углеводородные пары и направлять их в газосборную сеть. При
снижении давления в резервуаре, например, при его опорожнении,
газовое пространство заполняется не атмосферным воздухом, а
специально подаваемым подпиточным углеводородным газом. Та-
ким образом, состав газовой фазы в резервуарах, оборудованных
системой УЛФ, существенно отличается от состава газовой фазы
негерметизированных резервуаров, представляющей собой смесь
воздуха и продуктов испарения нефти.
Замещение воздуха в газовом пространстве резервуара углево-,
дородным газом, подаваемым извне, замедляет процесс испарения
нефти, причем возможен и обратный процесс в зависимости, в ка-
кую сторону отклоняется состав газа (нефти) от равновесного, ха- j
рактерного для данной системы «нефть-газ» при определенных J
термодинамических условиях. Если содержание углеводородных
компонентов в газе ниже равновесного содержания над нефтью, то
будет наблюдаться выделение углеводородных паров из нефти, ес-
ли выше равновесного, то будет протекать процесс абсорбции неф-
тью газовых компонентов.
Изучение направленности процесса массообмена в различных
условиях, учитывающих назначение резервуаров (сырьевой или'*’
товарный), углеводородный состав газа подпитки, соотношение
газовой и жидкой фаз и температуру, позволяет решать многие
практические задачи, связанные с разработкой системы УЛФ, та- ,
кие, например, как выбор технологической схемы, определение
240
производительности оборудования, выбор подпиточного газа,
уточнение показателей эффективности и др.
Исследования процесса испарения нефти при подпитке сырье-
вые и товарных резервуаров, оборудованных системой УЛФ, раз-
личными видами газов, которые используются или могут быть по-
лучены в промысловых условиях, привели к интересным результа-
там. Состав нефтей и газов подпитки, характерный для объектов
ДО «Татнефть», приведен в таблице 6.16.
Таблица 616
Компоненты Массовый со- став нефти, % Объемный состав газа, %
в сырь- евом резер- вуаре в то- вар- ном резер- вуаре топ- ливный (природ ный) 1-й ступени сепара- ции 2-й С1упени сепара- ции от установки предвари- тельного • сброса воды (УПС)
У1 лекислый - — — 0,79 0,82 0,81
газ
Азот — — 3,78 10,04 2,76 0,79
Меган 0,010 0,005 96,12 43,64 23,55 14,23
Этан 0,101 0,023 0,08 21,76 25,46 26,18
Пропан 0,900 0.259 0,01 13.64 24,79 40,53
Изобутан 0,400 0,143 — 2,95 4,74 3,65
Норм бутан 1,180 0,623 — 4,98 8,45 8,45
Изопентан 1,108 0,586 — 1,06 4,14 2,68
Норм пен i ан 1,200 0,722 — 0,78 3,32 1 67
Гептан 2,807 2,334 — 0,32 1,71 0,90
Г ексап Ьвысш 92.294 95,205 - 0.04 0,26 0,11
Газожидкостные смеси для расчетов процессов «абсорбции-
десорбции» составляли следующим образом: к 1 м3 воздуха или
углеводородного газа добавляли определенный объем добываемой
(сырой) или стабилизированной нефти, достигая достаточно широ-
кого интервала соотношений газовой и жидкой фаз Vr/VH, равных
1,0; 2,0; 10,0 и соответствующих различной степени заполне-
ния резервуаров. Перераспределение углеводородов между фазами
рассчитывали по уравнениям фазовых концентраций, исходя из
предположения о равновесности процесса массообмена в резервуа-
ре Но при предварительной оценке направления массобмена не-
прерывность процесса в какой-то мере может быть учтена с помо-
241
щью завышенного значения V,/VH, означающего, что газ контакти-
рует не со своей нефтью, находящейся в резервуаре, а только с ее
частью. Рассматриваемый интервал соотношений Vr/VH включает
заведомо большее значение, равное 10.
Процесс осуществляли при следующих термодинамических
условиях: давление - 0,101 МПа, температура в товарном резер-
вуаре - +30°С, в сырьевом - +18 и +25°С. Результаты исследований
представлены в графическом виде.
Из рис. 6.24 видно, что в условиях сырьевого резервуара объем
паровоздушной смеси возрастает в большей степени, чем объем
подпиточного углеводородного газа. Объем газа подпитки, в каче-
стве которого используются топливный газ и газы 1-й и 2-й ступе-
ней, увеличивается по сравнению с исходным (1 м3) при контакти-
ровании с нефтью в сырьевом резервуаре при всех соотношениях
газовой и жидкой фаз и при температуре нефти 25°С. Объем под-
питочного газа от установки предварительного сброса (УПС) при
поступлении его в буферный сырьевой резервуар увеличивается
лишь при Vr/VH = 3...4, т.е. когда резервуар заполнен нефтью при-
мерно на четверть, а при меньших значениях Vr/V(I происходит аб-
сорбция углеводородов газа нефтью. При невысокой температуре
(18°С) количество газа 2-й ступени и газа от УПС уменьшается при
всех значениях Vr/VH [113].
Рис 6 24 Зависимость объема газо-
вой фазы после контактирования с
нефтью в сырьевом резервуаре
от Г/+„.
I - воздух, 2 - топливный газ, 3 - газ 1 -й
ступени, 4 - газ 2-й ступени, 5 - газ от
УПС, 6 -1 = 25”С, 7 -1 = 18t
Объем «легких» газов (топливного и 1-й ступени) возрастает
за счет перехода в них из нефти практически всех компонентов,
начиная с этана, в основном, пропан-бутановых фракций. При тем-
242
пературе 25°С газ 2-й ступени также обогащается пропан-
бутановыми компонентами, а при меньшей температуре (18°С) газ
обедняется компонентами С| и С4...С5. При использовании для
подпитки резервуаров газа от УПС в нефть переходят, в основном,
фракции С2 и С3, а при пониженной температуре - и бутан-
пентановые фракции. Во всех случаях газ подпитки является свое-
образным растворителем нефти, обеспечивая переход из жидкой в
паровую фазу наиболее тяжелых компонентов - C7Hil>IUI1 [113].
При подпитке нефти товарных резервуаров газ контактирует
со стабилизированной нефтью, обладающей высокой абсорбцион-
ной способностью. Это приводит к уменьшению объема газов 1-й и
2-й ступеней УПС по сравнению с исходным объемом газа 1 м3
(рис. 6.25). Количество сверхлегкого топливного газа после контак-
тирования с товарной нефтью превышает 1 м3 при всех Vr/VH
вследствие перехода в него из нефти компонентов С2...С7. Однако,
как и для сырьевых резервуаров, кривые изменения объема углево-
дородных подпиточных газов лежат ниже кривой, построенной для
воздуха. Газ 1-й ступени при равных объемах газовой и жидкой фаз
(V,/VH = 1) отдает нефти легкие фракции С1...С4, при этом из нефти
в газ переходят компоненты С5+высш, а при значительном превыше-
нии объема газа над объемом нефти (Vr/VH = 10) газ обогащается
компонентами, начиная с пропана. Из газа 2-й ступени и газа от
УПС при всех значениях происходит переход в нефть прак-
тически всех фракций до Сб-С7.
Рис 6 25 Зависимость объема газо-
вой фазы после контактирования с
нефтью в товарном резервуаре
от Г/Р„:
1 - воздух, 2 - топливный газ, 3 - газ 1-й
ступени, 4 - газ 2-й ступени, 5 - УПС
Таким образом, при подпитке резервуаров углеводородным га-
зом условия для испарения нефти ухудшаются в тем большей сте-
пени, чем тяжелее подпиточный газ. Причем при подпитке товар-
243
ных резервуаров тяжелым газом наблюдается обратный процесс -
поглощение из газа легких фракций Ci...C5 нефтью. Это приводит
к уменьшению объема откачиваемого из резервуара газа, сокраще-
нию числа включений компрессора, увеличению требуемого коли-
чества подпиточного газа, что должно учитываться при разработке
системы УЛФ для промыслового резервуарного парка с сырой и
товарной нефтью.
6.4. АНАЛИЗ МЕТОДОВ СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ И
НЕФТЕПРОДУКТОВ
Анализ методов и приемов сокращения потерь нефти и нефте-
продуктов показывает, что имеется целый арсенал средств, позво-
ляющих решить эту проблему. Однако потери от испарения в аппа-
ратах низкого и атмосферного давления остаются большими (табл.
6-17).
На зарубежных объектах системы сбора и компримирования
легких фракций (США, Канада) разработаны, в основном, на базе
роторных компрессоров с электродвигателями с высокой надежно-
стью автоматического управления всеми процессами, включая от-
бор и компримирование улавливаемого газа из резервуаров, выде-
ление и откачку конденсата, возврат конденсата в резервуары,
сброс газа на свечу при аварийных ситуациях.
Таблица 6.17
Источники, виды потерь Потери в системах, % от общих потерь
герметизированная открытая ;
Устьевые сальники — 0,74
Сборные и замерные емкости и
резервуары - 23,91
В узлах сепарации 8,56 —
Потери из резервуаров 90,38 74,80
Потери с дренажной водой 0,23 0,37
Потери от утечки в уплотнителях 0,83 0,18
До недавнего времени (1984 г.) в нашей стране преобладали
также технические решения в направлении сокращения потерь лег-
ких фракций нефти из резервуаров и оборудования, в которых за
основу был принят принцип сохранения легких углеводородов В
жидкой фазе путем изоляции свободной поверхности жидкости при-
244
помощи понтонов, синтетических шариков, искусственных пленок
и т.п.
Однако, изоляция свободной поверхности не может радикаль-
но решить эту проблему в полном объеме, ввиду значительного
давления насыщенных паров продуктов в резервуарах (до 500 мм.
рт. ст. и выше), которое всегда будет причиной перехода газовой
фазы из нефти и нефтепродуктов в паровое пространство через лю-
бые неплотности. Следовательно, при осуществлении упомянутого
принципа потери легких углеводородов неизбежны, что подтвер-
ждается многолетним опытом эксплуатации промышленно-
освоенного оборудования, в том числе резервуаров самого различ-
ного назначения, являющихся основным источником потерь легких
фракций нефти. Поэтому в последнее время большинство работ в
этой области отражает новую тенденцию комплексного подхода к
решению проблемы в целом, а именно - в направлении совершен-
ствования технологии сбора, транспорта и подготовки продукции
скважин на всем пути её движения с целью максимального извле-
чения газообразных углеводородов из жидкости, в том числе, как
из парового пространства резервуаров, так и из аппаратов на под-
ходе к ним. Однако на промышленных объектах были освоены
только отдельные элементы из имеющихся многочисленных разра-
боток.
В 80-ые годы институтом ТатНИПИнефть совместно с произ-
водственным объединением «Татнефть» на основе существующего
отечественного оборудования разработана технология системы
сбора и первичной обработки нефтяного газа из резервуаров с по-
мощью установок улавливания легких фракций в нескольких вари-
антах. Системой предусматриваются отбор и использование испа-
ряющихся углеводородов практически на 100% [59].
В качестве агрегатов для отбора и компримирования легких
углеводородов в разрабатываемых вариантах могут быть использо-
ваны винтовые компрессоры, ротационные газодувки типа Г-24,
эжекторы ЭГ или блочные зарубежные модули такого же назначе-
ния. Системы работают в автоматическом режиме, имеют устрой-
ства самозащиты от случайных отключений, обладают способно-
стью функционировать длительное время в режиме частых вклю-
чений и отключений, работоспособны в условиях агрессивных сред
и низких температур [59].
245
Особо следует рассмотреть перспективные методы предот-
вращения потерь углеводородов в системе трубопроводного транс-
порта. Анализ показал, что решение проблемы сокращения потерь
легких фракций в этой системе в наиболее полном объеме может
быть достигнуто лишь на основе внедрения комплекса эффектив-
ных технологических мероприятий по всей цепочке: «промысел-
транспортное предприятие-завод», причем только в том случае
если герметизация технологического оборудования будет сопрово-
ждаться отбором и утилизацией легких фракций, выделяющихся из
нефти при складывающихся термодинамических условиях (давле-
ние, температура, время пребывания нефти в аппаратах и другие
факторы, влияющие на процесс). Только при этом условии гаран-
тирован полный эффект от внедрения системы герметизации. В
противном случае разгерметизация системы в одной из точек, либо
отсутствие или недостаточная герметизация одного из ее элемен-
тов, может существенно снизить эффективность затрат на резугпг;
таты герметизации в остальных звеньях. $
Анализ состояния проблемы улавливания и утилизации легких
фракций на промыслах и в системе управления магистральными
нефтепроводами, а также результатов исследований, выполненных
институтом ТатНИПИнефть, показал, что для комплексного реше-
ния проблемы снижения потерь легких фракций в нефтедобываю-
щей и смежных отраслях и загазованности головных сооружений
транспортных управлений и резервуарных парков нефтеперераба-
тывающих заводов необходимо [59]:
1) снизить содержание легких фракций в нефти, передаваемой с
промыслов нефтеперерабатывающим заводам;
2) построить и ввести в эксплуатацию на резервуарных парка#
промыслов системы улавливания легких фракций (УЛФ); 'j
3) осуществлять горяче-вакуумную сепарацию нефти на подходе Й
резервуарным паркам нефтепроводных и других транспортный
управлений;
4) построить и ввести в эксплуатацию систему УЛФ на резервуар
ных парках и головных сооружениях транспортных управлений*
танкерного флота, железнодорожных систем и нефтеперерабать^
вающих заводов. 4
Для снижения содержания легких фракций в нефтях добы-
вающих объединений, направляемых в магистральные нефтепроч
246
воды, необходимо построить сепарационные блоки и осуществить
горяче-вакуумную сепарацию на всех действующих термохимиче-
ских установках (ТХУ) и установках комплексной подготовки неф-
ти (УКПН).
Особенно важно обеспечить системами УЛФ резервуарные
парки трубопроводных транспортных управлений и по другим
причинам. Известно, что перекачка по магистральным трубопрово-
дам большого диаметра с повышенными скоростями нередко при-
водит к существенному повышению температуры потока нефти на
конечных участках. В свою очередь, это вызывает значительные
потери нефти в результате выбросов в атмосферу легких углеводо-
родов в резервуарных парках и затруднения в области учета нефти
[117].
Объемы выделяющихся при этом легких фракций весьма зна-
чительны. В табл. 6.18 приведены данные о количестве и составе
легких фракций из проб тюменских нефтей, поступающих на одно
из головных сооружений нефтепровода «Дружба».).
Таблица 618
Температура, °C Количество выделяющегося газа, нм3, на каждой ступени при изменении давлений, ата
1 0,8 0,6 стандартное
40 0,769 4,73 4,75 10,4
50 2,57 4,65 4,93 12,15
60 4.65 4,04 4,29 12,98
70 7,28 3,985 6,73 17,995
Даже при температуре 40°С количество выделяющихся легких
фракций из этой нефти достигало 0,769 нм3/т нефти, что при объе-
ме перекачки в десятки миллионов тонн может дать промышленно-
сти, при условии их отбора, большое количество ценных углеводо-
родов, в том числе около 40% по весу бутанов и пентанов.
Увеличение температуры до 70°С (горячая сепарация) позво-
ляет получить 7,28 нм3 легких фракций на каждую тонну нефти, из
них более 50% составляют бутаны и пентаны.
Использование системы УЛФ и блоков горячей сепарации по-
зволяет принципиально иначе оценивать последствия эффекта по-
догрева нефти при её движении в магистральных трубопроводах.
Если не так давно намечалась тенденция по разработке мер, на-
правленных на снижение температуры потока за счет, например,
247
ограничения загрузки трубопроводов или строительства лупингов
то применение систем УЛФ, наоборот, позволяет увеличить их ед
грузку при одновременном решении целого ряда других важны}
работ.
Использование в технологических целях естественно прозе
кающих процессов (нагрев) крайне важно ввиду их высокой эко
номичности. Это один из наиболее интересных случаев, когда теп
ло трения из вредного явления превращается в источник огромны^
выгод, так как при правильной оценке указанного явления оно
жет иметь положительные технологические последствия. Л
В частности, в результате разогрева потока снижается вязкосд
нефти, уменьшаются отложения парафина и увеличивается nptwjs
скная способность трубопроводов, компенсируются затраты элш
троэнергии на перекачку для последующих перекачивающих ста»
ций в связи с падением вязкости нефти на предыдущих участках,
улучшаются условия для разрушения эмульсий на простаивающие
или незагруженных установках в старых районах, предназначен-
ных для отбора легких фракций из нефти по трассе трубопроводов
с целью снабжения сырьем нефтехимических комплексов, распо-
ложенных в этих районах, для обеспечения топливом различные
энергетических объектов (при необходимости) промышленного
назначения или двигателей, используемых в качестве приводов на-
сосов, в связи с чем решается важный вопрос самоснабжения энер-
гией перекачивающих агрегатов.
По данным объединений Миннефтепрома величина техноло-
гических потерь, с учетом морской добычи, составляла в 80-ые го-
ды 3,6 млн. т/год, а с учетом Главтранснефти - около 6 млн. т/год.
Вместе с тем, по данным территориальных институтов потери
в отрасли составляли 1,4% масс от добычи или 8,68 млн. т/гоД; а с
учетом Главтранснефти - 10,6 млн. т/год.
Очевидно, последняя цифра более точная, но и она, по нашему
мнению, являлась заниженной и не отражала истинного положе»
дел.
•1
6.5. СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯ^
6.5.1. МНОГОСТУПЕНЧАТАЯ СЕПАРАЦИЯ
С ПРИМЕНЕНИЕМ ОТДУВКИ д
Неравновесное разгазирование нефти является основной пр1
чиной больших потерь легких углеводородов в технологически^
248
резервуарах, так как они частично выполняют функции дополни-
тельных сепараторов нефти при атмосферном давлении. В данном
случае ухудшаются условия работы газоуравнительных систем,
нарушается герметичность резервуаров, суммарные массовые по-
тери нефти могут достигать 1-1,5% [170]. Потери за счет сепарации
из-за неравновесного разгазирования в несколько раз превышают
потери от испарения, которые были бы при равновесном разгази-
ровании нефти до атмосферного давления в сепараторе концевой
ступени.
В связи с этим большое практическое значение может иметь
технология дегазации эмульсионной нефти методом отдувки при ее
сепарации, что обеспечивает не только достижение установленного
уровня стабилизации товарной нефти, но и большое сокращение
потерь легких фракций при подготовке эмульсионных нефтей в
технологических резервуарах [170].
Сепарацию с применением отдувки эмульсионных нефтей По-
кровского месторождения осуществляли на Покровской УПН ПО
«Оренбургнефть». Общая физико-химическая характеристика неф-
тей после разгазирования до атмосферного давления оказалась сле-
дующей.
Плотность при температуре 20°С,
кг/м3............................................855
Вязкость при температуре 20°С,
мПас.............................................9,83
Молекулярная масса, г............................224
Обводненность,%..................................40-60
Массовое содержание,%:
парафинов................................9,7
асфальтенов...............................3,4
смол силикагелевых........................6,8
серы......................................2,5
На рис. 6.26 представлена принципиальная технологическая
схема Покровской УПН, включающая три ступени сепарации (пер-
вую, концевую, горячую) при давлениях 0,3; 0,105; 0,105 мПа и
температурах 10-20, 10-20, 40°С соответственно.
В результате предварительных обследований УПН было уста-
новлено, что ДНП (давление насыщенных паров) товарной нефти
при температуре 38°С составляет 70,7-80 кПа, массовые потери
249
нефти в технологических резервуарах равны 0,7-1,3%, в товарных -
0,1-0,4% [170].
нефть
Рис. 6 26. Принципиальная технологическая схема Покровской УПН.
1,2- сепараторы первой и вгорой (концевой) ступеней сепарации соответственно, 3 - аппа-
рат для отдувки нефти, 4 - блок предварительного обезвоживания, 5 - сырьевой насос, 6 -
печь, 7, 8 - блоки обезвоживания и обессоливания соответственно, 9 - сепаратор горячей
ступени, 10-товарный резервуар, 11 - компрессор
На рис. 6.27 представлена схема пилотной установки, с помо-
щью которой отдувка эмульсионной нефти осуществлялась в спе-
циальном аппарате колонного типа, оборудованном насадкой АВР
высотой 1,1 м. Давление в аппарате поддерживалось равным дав-
лению на концевой ступени сепарации и изменялось от 0,102 до
0,110 мПа. Газ после отдувки подавался на свечу. При промышлен-
ной реализации данной технологии необходимо направлять его в
систему газа низкого давления [170].
В процессе проведения эксперимента периодически отбирали
пробы нефти и газа на входе и выходе экспериментального аппара-
та. Хроматографическим методом определяли углеводородный со-
став отбираемых проб, методом Дина-Старка - обводненность неф-
ти. По компонентному составу нефти рассчитывали ДНП и оста-
точное газосодержание (удельный объем газа, выделившийся при
равновесном разгазировании нефти при давлении 0,1 мПа и темпе-
ратуре пробы). Количество углеводородов, извлекаемых из нефти
при отдувке, рассчитывали по расходу и плотности газа на входе и
выходе аппарата.
Основные результаты исследований и расчетов представлены
в табл. 6.19.
Возможные потери нефти в сырьевых и товарных резервуарах
вычисляли по компонентному составу нефти после отдувки. Опре-
250
деленные таким образом по-
тери в сырьевых и товарных
резервуарах Покровской УПН
без отдувки совпадают с фак-
тическими потерями нефти,
оцененными по методике
ВНИИСПТнефти [6, 178], что
свидетельствует о достаточ-
ной точности и корректности
проведенных расчетов.
Из анализа полученных
данных следует, что при про-
хождении нефти через насад-
ку АВР даже без подачи газа
отдувки происходит дополни-
тельное разгазирование неф-
ти. Из нефти выделяется до
3,6 кг/т газообразных углево-
дородов, при этом потери в
сырьевых резервуарах сни-
жаются на 37-42%, однако
заметного снижения ДНП то-
варной нефти не происходит.
В этом случае аппарат работа-
ет как вертикальный газоот-
Рис. 6.27 Схема пилотной установки.
1 - корпус аппарата, 2 - запорная арматура, 3
- термометры, 4 - зигзагообразная перего-
родка, 5 - контактная решетка, 6 - манометр,
Д - 1, Д - 2 - расходомеры, I - сырая нефть,
II - нефть после отдувки, III - газ первой
ступени сепарации, IV - газ иа свечу, V -
отбор проб
делитель [П2].
При подаче в аппарат газа первой ступени сепарации в количе-
стве 3,3-5,2 м3/м3 нефти интенсивность газоотделения возрастает в
2-3 раза и достигает 6,6-8,8 кг/т. Это приводит к значительному
снижению остаточного газосодержания в эмульсионной нефти
(0,16-0,57 м3/т) и уменьшению ДНП товарной нефти до 65-69 кПа.
При этом потери в сырьевых резервуарах снижаются в 4,1-4,8 раза,
в товарных - на 13-16%, причем потери в сырьевых резервуарах
меньше, чем в товарных, что объясняется более низкой температу-
рой эмульсионной нефти и хорошей ее дегазацией. [170].
Такой режим отдувки дает возможность получать стабильную,
соответствующую ГОСТ 9965-76 нефть при минимальном сниже-
нии выхода товарной нефти (на 0,02-0,04%)
51
Таблица 6.19.
Экспериментальные данные Расчетные данные
Темпера- тура эмульсии, °C Расход эмуль- сии. м7ч Удель- ный расход газа, м3/м3 Остаточное газосодер- жание, м’/т Количество извлекае- мых из нефти уг- леводоро- дов, кг/т ДНП товар- ной нефти при темпера- туре 38°С, кПа Массовый выход товарной нефти, %, относительно количества нефти, выходящей из сепаратора второй ступени Возможные потери нефти в резервуарах, кг/т
сырьевых товарных
16.3 1,03 0 2,03 3,6 72 97,73 5,3 3.0
16,0 1,10 0 2,10 2.7 73 97,75 5,7 3,1
18,0 0,80 3,3 0,51 6,3 69 97,72 2.2 2,8
18,0 0,63 4,6 0,57 6,0 66 97,71 2,0 2,7
14,5 0,54 5,2 0,16 8.8 65 97,70 1,9 2,7
18,2 0,72 6,4 0,13 110,6 64 97,67 1,8 2,7
17,1 0.50 7,3 0.13 Н,9 63 97,60 1,7 2,6
19,5 0,86 8,6 0,14 13,9 61 97,52 1,9 2,5
19,0 0,61 10,6 0,12 15,1 59 97,44 1,6 2,5
17,5 0,31 13,6 0,10 15,2 59 97,44 1,7 2,4
20,2 0,61 15,8 0,09 17,8 57 97,30 1.5 2.3
15,0 0,43 15,3 0,13 14,1 58 97,43 1,7 2,4
12,4 0,48 15,8 0,16 12,0 62 97,58 1,6 2,4
Дальнейшее увеличение расхода газа обусловливает выделе-
ние из нефти дополнительного объема газа, уменьшение ДНП то-
варной продукции, но потери снижаются незначительно. Нецеле-
сообразность увеличения удельного расхода газа отдувки выше 5,2
м3/м3 для условий работы ТХУ и ЭЛОУ подтверждается также
уменьшением выхода товарной нефти. Это иллюстрируется зави-
симостями, приведенными на рис. 6.28 (кривые 1-3) [170].
Рис. 6.28. Зависимость количества
углеводородов Qy в, извлекаемых при
отдувке (1) и теряемых в сырьевых (2)
и товарных (3) резервуарах, от удель-
ного расхода газа Vr.
[170] считают, что процесс отдувки
Снижение выхода то-
варной нефти при отдувке
наблюдается при извлече-
нии из эмульсионной нефти
газообразных углеводоро-
дов в количестве, превы-
шающем потери в техноло-
гических резервуарах. Это
дает возможность теорети-
чески и экспериментально
установить расход газа от-
дувки при изменении усло-
вий процесса, например,
при увеличении высоты
слоя насадки, изменении
температуры, давления се-
парации, свойств нефти и
др.
Таким образом, авторы
эмульсионной нефти перед
технологическими резервуарами газом первой ступени сепарации в
массообменном аппарате является не только эффективным средст-
вом значительного сокращения потерь легких углеводородов в тех-
нологических и товарных резервуарах промысловых установок
подготовки нефти, но и позволяет получить более стабильную то-
варную нефть без дополнительного ее нагрева. Внедрение этой
технологии может быть реализовано при реконструкции сущест-
вующих и строительстве новых установок подготовки нефти.
6.5.2. СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ НА УКПН
Блоки стабилизации установок комплексной подготовки нефти
(УКПН) ПО «Татнефть» построены по схеме, предусматривающей
253
разделение нефти в полной ректификационной колонне. Подвод
тепла в колонну рассчитывали осуществлять: а) рекуперацией в
теплообменнике тепла горячего потока, отводимого из нижней час-
ти колонны; б) циркуляцией потока нефти из нижней части колон-
ны через печь. Однако, сложности эксплуатации системы горячей
циркуляции нефти через печь, разложение сернистых соединений
при повышении температуры нефти более 250°С вызвали необхо-
димость перевода УКПН на стабилизацию в укрепляющей секции
ректификационной колонны. Материальный баланс работы блоков
стабилизации нефти на примере Горкинской УКПН ПО «Тат-
нефть» представлен в табл. 6.20 [59].
Массовая доля отобранной широкой фракции легких углево-
дородов (ШФЛУ) в среднем составила 2,6% массы обессоленной
нефти. Однако снижение объема добываемой нефти уменьшает за-
грузку блоков стабилизации УКПН и, как следствие, сокращает
производство ШЛФУ. В связи с этим было принято решение о ре-
конструкции шести установок ПО «Татнефть» с целью доведения
массовой доли отобранной ШФЛУ до 3,5% массы нестабильной
нефти.
Реконструкции предшествовало исследование эффективности
существующих, а также разработанных в последующие годы тех-
нологических схем стабилизации нефти. Сравнение приведенных
затрат на производство ШФЛУ по этим схемам подтвердило пре-
имущество использования сепарации стабильной нефти при пони-
женном давлении и целесообразность возврата паровой фазы в рек-
тификационную колонну в парожидкостном состоянии [59].
Технологическая схема УКПН после реконструкции представ-
лена на рис. 6.29. Установка производительностью 3,3 млн. т нефти
в год была дооборудована сепаратором 16 объемом 100 м3, тепло-
обменником 12 с поверхностью теплообмена площадью 400 м2, хо-
лодильником водяного охлаждения 13 площадью 400 м2 и вмести-
мостью 16-25 м3, насосами 15 подачей 50 м3/ч и дифференциаль-
ным напором 150 м. При реконструкции Горкинской и Якеевской
УКПН было максимально использовано уже существующее обору-
дование - в качестве емкости 14 для сбора конденсата паровой фа-
зы сепаратора 16 применен простаивающий сепаратор ШФЛУ, на
Якеевской установке вместо холодильника 13 переобвязаны две
пары конденсаторов-холодильников ШФЛУ. На Северо-
Альметьевской, Сулеевской, Павловской и Миннибаевской УКПН
254
Таблица 620
Потоки Компонентный состав, т/ч
СН4 с,.н6 с3н8 i-C4JlI0 п-С4Н10 i-CsHI2 14+ВЫС1Л п- СбН]4+вь1сш Всего
Поступило: обессоленная нефть Получено: 0,1 0,6 4,2 Старая 1,5 схема 6,6 4,6 6,6 459,8 484
стабильная нефть - 0,1 1,4 0,8 3,1 2,7 4,3 456,3 468,7
ШФЛУ 0,1 2,1 0,6 3,0 1,5 2,1 3,2 12,6
газ стабилизации Поступило: 0,1 0,4 0,7 Новая 0,1 схема (пос; 0,5 те реконстр 0,4 укции) 0,2 0.3 2,7
обессоленная нефть Получено: 0,1 0,6 4,2 1,5 6,6 4,6 6,6 459,8 484
стабильная нефть - - 0,5 0,4 1,8 2,0 3,4 455,4 463,5
ШФЛУ - 0,2 2,9 0.9 4,2 2,1 2,9 4,0 17,2
газ стабилизации 0,1 0,4 0,8 0,2 0,6 0,5 0,3 0,4 3,3
узел сепарации стабильной нефти и конденсации паров был вы-
полнен полностью из дополнительного оборудования. Температура
нефти на выходе из печи после реконструкции поддерживалась
практически на уровне температуры до реконструкции и на раз-
личных установках составляла 160-185°С. Сепарация нефти в сепа-
раторе 16 осуществлялась при давлении 0,3-0,4 МПа.
Массовая доля отобранной ШФЛУ при работе на этом режиме
была более 3,5% массы обессоленной нефти. Массовое содержание
целевых углеводородов С[-С5 в стабильной нефти снизилось до
1,53% по сравнению с 2,65% в нефти, отводимой из колонны, при
ее работе по старой схеме.
Рис. 6.29. Схема стабилизации нефти:
I - нефть, поступающая на установку; II - стабильная нефть;
III - газ стабилизации, IV - ШФЛУ; 1,3, 5, 11,15 - насосы;
2, 6, 12 - теплообменники; 4 - отстойник обессоливания - обезвоживания;
7 - печь; 8 - ректификационная колонна; 9, 13 - холодильники водяного
охлаждения; 1 - сепаратор ШФЛУ; 14 - емкость для сбора конденсата
паровой фазы; 16 - сепаратор нефти.
Опыт работы реконструированных установок показал, что они
легко выводятся на стабильный режим и способны работать как по
старой, так и по новой схемам.
6.5.3. СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ С ПОМОЩЬЮ ГИДРОЦИКЛОНОВ
Одним из перспективных блочных аппаратов для стабилиза-
ции нефти с использованием поля центробежных сил является гид-
роциклон [335].
256
Процесс стабилизации нефти в гидроциклоне исследовался ав-
торами в промышленных условиях на установке комплексной под-
готовки нефти УКПН-2 в НГДУ «Октябрьскнефть». Исследования
осуществлялись на полупромышленной установке (рис. 6.30), со-
стоящей из гидроциклонного элемента 1 с цилиндрической частью
высотой 0,150 м, диаметром 0,075 м, углом конусности а = 15°,
разгрузочным отверстием диаметром 0,016 м и сливной камерой
диаметром 0,034 м. Нижняя часть последней с наконечником спе-
циальной конструкции была погружена на 0,02 м выше границы
раздела цилиндрической и конической частей. Общая длина слив-
ной камеры составляла 1 м, на верхнем конце ее для гидроразрыва
захватываемой с газом пленки нефти была смонтирована газосбор-
ная камера диаметром 0,10 и высотой 0,05 м. Для создания пленоч-
ного режима движения использовался завихритель, представляю-
щий собой плавно сужающийся винтовой канал с прямоугольным
сечением. Вводимая в аппарат нефть за один поворот перемеща-
лась к вершине конуса на расстояние, равное ширине входного от-
верстия [335].
Рис. 6.30. Гидроциклонная установка стабилизации нефти.
Исследования осуществлялись с использованием нефти плот-
ностью 0,855 г/см3 с массовым содержанием легких фракций угле-
водородов (С1-С5) 4,2%, давлением насыщенных паров (ДНП) 345
мм рт. ст. Давление нефти на входе в гидроциклон изменялось от
0,25 до 0,55 МПа с интервалом 0,05 МПа, температура Т - от 60 до
130°С с шагом 10°С. Нагретая нефть подавалась в гидроциклон, в
257
котором под действием центробежных сил происходит перерас-
пределение ее фракции по плотности: на периферийный участок
сечения аппарата перемещалась жидкость большей плотности, в
центре вращения потока создавалось разряжение, куда устремля-
лись наиболее легкие углеводороды и газ. Дегазированная нефть
через разгрузочное отверстие направлялась в товарный резервуар, а
выводимая парогазовая смесь с захваченной капельной нефтью че-
рез сливное отверстие поступала в емкость 2 - сборник капельной
нефти. Парогазовая смесь из емкости 2 охлаждалась в холодильни-
ке 3 до температуры 25°С и поступала в газосепаратор 4, работав-
ший под давлением 0,05 МПа. Из нижней части аппарата отбира-
лась широкая фракция легких углеводородов (ШЛФУ), а из верх-
ней - сухой газ. В процессе исследований определяли ДНП неста-
бильной и стабильной нефти, компонентный состав этих продук-
тов, а также ШФЛУ и газа [335].
На рис. 6.31 и 6.32 представлен характер изменения ДНП ста-
бильной нефти в зависимости от Т и рвх. Из рис. 6.31 видно, что
степень стабилизации нефти под действием центробежных сил по-
вышается пропорционально росту температуры.
Рис. 6.31. Зависимость снижения
ДНП нефти, стабилизированной
в гидроииклоне, от температуры
Т на входе в аппарат.
давление на входе в аппарат, МПа:
1 - 0,55; 2 - 0.25; 3 - 0,50; 4 - 0,45;
5-0.30; 6-0,40; 7-0,35.
Из рис. 6.32 следует, что с увеличением рю при всех темпера-
турах степень стабилизации возрастает и, достигнув максимума,
снижается. Эффективными являются режимы работы гидроцикло-
на при рвх - 0,3-0,5 МПа и Т > 70°С. При этих режимах создаются
наиболее благоприятные условия для сепарации нефти: обеспечи-
вается высокая степень закрутки потока пропорционально количе-
258
ству нефти, поступающей в гидроциклон, возрастает перепад дав-
лений между стенкой аппарата и сливным патрубком. При р,а > 0,5
МПа эффективность стабилизации несколько снижается.
Рис. 6.32. Зависимость снижения
ДНП нефти, стабилизированной в
гидроциклоне, от давления на его
входе Рвх.
температура, °C: I - 70; 2 - 80; 3 - 90;
4— 100; 5 - НО; 6- 120; 7-130.
Наибольший интерес представляет стабилизация нефти при
температурах до 70-90°С, при которых на промыслах осуществля-
ют обезвоживание и обессоливание нефти на УКПН.
В этих условиях ДНП стабилизированной в гидроциклоне
нефти снижается в 1,5-2,5 раза, однако изменение ДНП не может
служить единственным критерием для определения эффективности
стабилизации нефти. Для нефтей, ДНП которых определяется, в
основном, содержанием самых легких гомологов метана, испаре-
ние небольшого количества углеводородов значительно снижает
этот показатель и, наоборот, для нефтей, практически не содержа-
щих таких углеводородов, уменьшение ДНП на незначительную
величину достигается испарением большого количества пропанов и
бутанов, т.е. углублением стабилизации. Поэтому для более полно-
го исследования процесса глубокой стабилизации нефти в гвдро-
циклоне осуществляли исследования компонентного состава сырья
и стабильной нефти. Нестабильная нефть, поступающая на стаби-
лизацию в гидроциклон, имела следующий углеводородный состав
[335]:
Массовая доля, %
С, — пС4 1,25
С-2 0.03 iC5 0,78
Сз 0,51 пС5 1,26
iC4 0,37 р МНвысш 95,80
259
Рис. 6.33. Зависимость массо-
вой доли «С» извлеченных
углеводородов при стабилиза-
ции нефти в гидроциклоне от
давления на входе в аппарат рвх
при температуре 80 (а), 90 (б) и
100 (в) °C
1 - Сз, 2 - 1С4, 3 - пС«, 4 - iC-, 5 - nCs
Известно, что ДНП сырья опре-
деляется, в основном, содержанием
пропана, бутанов и пентанов.
На рис. 6.33 а, б, в представлены
зависимости степени извлечения ин-
дивидуальных компонентов (пропана,
изобутана, нормального бутана, изо-
пентана, нормального пентана) при
стабилизации нефти в гидроциклоне
от давления и температуры на входе в
аппарат. С ростом рвх для всех рас-
сматриваемых компонентов при Т =
80-100°С наблюдается одинаковая
закономерность, аналогичная зависи-
мости снижения ДНП стабилизиро-
ванной в гидроциклоне нефти. Ха-
рактер зависимости степени извлече-
ния индивидуальных углеводородов
от показывает, что ДНП нефти
уменьшается вначале преимущест-
венно за счет отбора самого легкого
углеводорода - пропана (при давле-
ниях 0,25-0,30 МПа), а затем - после-
довательно всех остальных компо-
нентов. Как следует из рис. 6.33, с
ростом Т снижается давление, при
котором происходят максимальные
выделения легких углеводородов и
снижение ДНП.
Так, при Г = 80°С наиболее оп-
тимально рвХ = 0,5 МПа; при Т = 90
°C - рвх — 0,35-0,40 МПа; при Т -
100°С - рвх = 0,30-0,35 МПа. При
дальнейшем увеличении давления на
входе в гидроциклон наблюдается
тенденция роста ДНП и уменьшение
доли извлеченных индивидуальных
углеводородов, т.е. эффективность
260
стабилизации снижается. В процессе экспериментов было выявле-
но, что с ростом температуры нефти на входе в гидроциклон про-
дукты стабилизации утяжеляются за счет доли более высокомоле-
кулярных углеводородов.
В таблице 6.21 представлены данные, характеризующие долю
извлечения легких углеводородов (С(-С5) при стабилизации нефти
в гидроциклоне и долю отбора этих углеводородов при стабилиза-
ции нефти в ректификационной колонне на УКПН-2 НГДУ «Ок-
тябрьскнефть». Различие в компонентном составе нефти, стабили-
зированной в ректификационной колонне в летнее и зимнее время,
авторы объясняют тем, что в теплое время года УКПН испытывает
значительные трудности с конденсацией бензиновых паров, в связи
с чем отбор легких углеводородов снижается [335].
Таблица 6.21.
Аппарат для стабилизации нефти Параметры рабо- ты гидроциклона Массовая доля извлечения (отбора) легких углеводородов, %
Т, °C Рвх, МПа с2 Сз iC4 пС4 1С5 NCS
Ректификаци- онная колонна лето 130 0,25 60 41 25 21 8 7
зима 150 0,2 100 72 59 55 28 35
Г идроциклон 80 0,50 100 75 67 50 38 30
90 0,35 100 60 54 47 31 30
100 0,35 100 73 52 46 34 26
110 0,25 100 66 51 48 24 23
В результате исследований авторы пришли к выводу, что при
стабилизации нефти в гидроциклоне выделяется значительная
часть легких компонентов. Причем ДНП нефти, обработанной в
гидроциклоне при давлениях на входе в аппарат 0,25-0,30 МПа,
уменьшается преимущественно за счет отбора пропана. С даль-
нейшим ростом давления этот показатель снижается с последова-
тельным выделением из сырья остальных компонентов. При увели-
чении давления на входе в гидроциклон эффективность стабилиза-
ции повышается, достигая максимума при некотором его значении.
При дальнейшем росте давления сепарационный эффект снижает-
ся. Чем выше температура нефти, поступающей в гидроциклон, тем
261
меньшее давление необходимо для достижения наибольшего эф-
фекта.
В целом оказалось, что с ростом температуры эффективность
стабилизации нефти повышается и выделяющиеся из нефти ШФЛУ
и газ утяжеляются.
Качество нефти, обработанной в гидроциклоне, вполне соот-
ветствует качеству нефти, стабилизированной в ректификационной
колонне, и при некоторых режимах работы аппарата превосходит
последнюю.
В зависимости от того, в каких продуктах стабилизации име-
ется наибольшая потребность (ШФЛУ или газ), регулируя основ-
ные технологические параметры на входе в аппарат, можно осуще-
ствлять стабилизацию в нужном направлении, отказавшись от
применения дорогостоящих ректификационных колонн в составе
УКПН на промыслах.
6.5.4. РАСЧЕТ АБСОРБЕРОВ С МНОГОСЛОЙНЫМИ
БЕСПЕРЕЛИВНЫМИ КОНТАКТОРАМИ
Разработанная в КраснодарНИПИнефти конструкция противо-
точного массообменного аппарата с многослойными бесперелив-
ными контактными устройствами, представленная на рис. 6.34, по-
казала хорошие результаты по эффективности и производительно-
сти как при лабораторных исследованиях, так и в промысловых
условиях [336].
Сепаратор-абсорбер сконструирован на базе объемного верти-
кального сепаратора путем дооборудования его многослойной та-
релкой 4, отбойником 2 и патрубком 3 для ввода абсорбента. Кон-
такт газа с абсорбентом происходит в противотоке на многослой-
ной решетчатой тарелке. Обработанный газ выходит через патру-
бок 1, жидкость стекает через патрубок 5. Промысловые испытания
аппаратов с многослойными беспереливными устройствами вы-
явили их преимущества по сравнению с насадочными аппаратами и
абсорберами с однослойными решетчатыми тарелками. Некоторые
результаты исследований приведены в табл. 6.22 (скорость газа в
свободном сечении колонны 0,1 м/с, плотность орошения абсор-
бентом 20 м3/м2-ч, давление газа 16 кгс/см2, температура 30°С)
[336].
Исследования осуществляли с применением раствора гидрата
262
окиси железа при очистке природного газа с начальным содержа-
нием сероводорода 16 г/100 м3.
Таблица 6.22.
Тип абсорбера Характеристика контактного устройства Эффектив- ность, % Число единиц переноса
Насадочный Размер насадки 10x1 Ох,5 мм 72 1,68
С однослой- ной тарелкой Диаметр отверстий 7 мм, шаг 15 мм 82 2,95
С пятислой- ной тарелкой Диаметр отверстий 7x9x10x11x12 мм, шаг 15 мм 96 3,65
Эффективность процессов в аппарате
определяли по степени извлечения серово-
дорода из газа
(6.26)
где у,„ук - концентрация сероводорода в
газе до и после осуществления очистки,
г/100 м3.
Общее число единиц переноса опреде-
ляли по равенству
__Р , (6.27)
Ь р
где _ур - равновесная концентрация серово-
дорода в газе, г/100 м3.
Исследования показали, что отличи-
тельными особенностями такой конструк-
ции контактного устройства по сравнению с
Рис. 6.34. Тарельча-
тый сепаратор-
абсорбер.
существующими являются: увеличение сте-
пени очистки и производительности, расширение диапазона эф-
фективной работы, уменьшение механического уноса и продольно-
го перемешивания жидкости, снижение чувствительности к коле-
баниям нагрузок по жидкости и газу [336].
263
На основании проведенных лабораторных и промысловых ис-
следований авторами разработана технологическая схема npoiv -
еловой обработки газа с использованием абсорбера, оснащение э
многослойными тарелками. По этой схеме было предложено о -
ществлять осушку газа для безгидратной его транспортировки на
Анастасиевско-Троицком месторождении объединения «Красно-
дарнефтегаз» и очищать газ от сероводорода гидратом окиси желе-
за на месторождении Прорва объединения «Эмбанеф’ь». Исследо-
вание эффективности аппаратов с многослойными тарелками вы-
полняли в диапазоне рабочих нагрузок по газовой фазе 0,1-2,0 м/с,
по жидкости 5-30 м3/м2 при давлении газа 16 кгс/см2, средней тем-
пературе 28°С в условиях очистки газа от сероводорода [336].
Газ на промысловую обработку поступал в тарельчатый сепа-
ратор, в котором при прохождении через многослойную тарелку
происходило отделение жидкости. Освобожденный от капельной
жидкости газ направлялся в тарельчатый абсорбер, где в противо-
токе с абсорбентом осуществлялась его очистка. Из абсорбера газ
поступал к потребителю, а абсорбент - в отстойник. Из последнего
абсорбент направлялся на регенерацию, после чего насосом транс-
портировался в абсорбер. Исследования позволили авторам полу-
чить уравнения, учитывающие кинетические закономерности про-
цесса массопередачи в сепараторе-абсорбере. При обработке экс-
периментальных данных по кинетике массопередачи использова-
лись известные критериальные зависимости. Расхождение расчет-
ных и экспериментальных данных чисел единиц переноса не пре-
вышало 10%.
Nugx = 1.53и Rex°’67[1+0-7(m’1) 1 Рг/5. (6.28)
Nu^ = [1,13 + 1,65(щ -1)] Re/75+0х
X jye-lc 38+0 >^-1)1 р7?0 5 , (6 29)
N,Lh N,Gh
где: Nu = — —, =----~ - диффузионный критерий Нус-
^ж^Рж w,hp
сельта в жидкой и газовой фазах; Re = , Re = ‘ -
Рж Р
264
критерий Рейнольдса для жидкой и газовой фаз; Рг = * ,
Рж^1
Р
Рг = - диффузионный критерий Прандтля для жидкой и
Pj\,
р twoH
газовой фаз; We = — ° _ критерий Вебера; п - число слоев
тарелки; w,, wM — скорость газа и жидкости в свободном сечении
колонны, м/с; h - высота слоя жидкости на тарелке, м; G,L - расхо-
ды газа и жидкости, кмоль/с; N(„ NL - числа единиц переноса в га-
зовой и жидкой фазах; D(„ D! - коэффициент диффузии в газовой и
жидкой фазах, м2/с; Ft - свободное сечение аппарата, м2; рг, рж -
плотность газа и жидкости, кг/м3; рг, рж - вязкость газа и жидко-
сти, Н с/м2; Нп - высота пены, м; сг - поверхностное натяжение,
Н/м; wo - скорость газа в отверстиях решетки, м/с.
По уравнениям (6.28) и (6.29) определяли числа единиц пере-
носа в газовой и жидкой фазах [336].
Общее число единиц переноса определяли по соотношению
11 Я
А'Л ~ N(,+ N,
Сравнительный анализ данных экспериментальных и расчет-
ных величин общих чисел единиц переноса приведен в таблице
6.23.
Таблица 6 23
Количество слоев Диаметр отверстий при шаге 15 мм, мм Общее число единиц переноса, полученных по уравнениям
(2) (5)
1 7 0,485 0,475
2 7x12 0,75 0.72
5 7x9x10x11x12 0,97 0,91
В результате обработки экспериментальных данных по гидро-
динамике и массопередаче на многослойных беспереливных тарел-
ках получены обобщенные уравнения регрессии.
м = 0,9и- + 0,06гс/>,
265
N(j = 0,08 + 0,5wM + 0,15Л,
где rip - среднее время пребывания жидкости на тарелке, с.
Коэффициенты множественной корреляции Rlm R(, соответст-
венно равны 0,7 и 0,9. Частные коэффициенты корреляции опреде-
лялись как парные
rN/Wi =0,55; r6;W; =0,04;
^=0’82;
=0’01;
Ча =0’90’
Ча =0,35.
=0,85; ^=0.63;
Величины коэффициентов корреляции позволяют сделать вы-
вод, что полученные в результате экспериментов данные являются
достоверными, и предлагаемый метод расчета чисел единиц пере-
носа может быть использован без больших погрешностей.
Результаты исследований показали, что эффективность аппа-
ратов с многослойными тарелками выше эффективности сущест-
вующих конструкций [336].
6.6. ПЕРВАЯ ОТЕЧЕСТВЕННАЯ ПРОМЫШЛЕННАЯ УСТАНОВКА
УЛФ НА ПРОМЫСЛОВОМ ТОВАРНОМ ПАРКЕ
Для проверки работоспособности системы УЛФ в институте
ТатНИПИнефть в компрессорном варианте Ведомственной комис-
сии в 1983 году была предъявлена установка, смонтированная на
Павловском товарном парке АО «Татнефть» [89].
Технология УЛФ предусматривала отбор газа, выделяющегося
в паровом объеме резервуара, перераспределение его между резер-
вуарами по газопроводам газоуравнительной системы, подачу из-
бытка газа на прием газодувок (компрессоров), его компримирова-
ние, поступление на установку промысловой подготовки газов,
обогащенных тяжелыми углеводородами, и транспорт на прием
промысловой компрессорной станции или непосредственно к по-
требителю. Производительность газодувки (компрессора) по от-
качке газа из резервуаров регулировали с помощью подпитки сис-
темы УЛФ газом из напорного газопровода или газопроводов от
первой, а также второй ступеней сепарации. Для этого были преду-
смотрены регулирующие клапаны с пневмоприводом, обеспечи-
266
вающие подачу недостающего количества газа на прием компрес-
сора. Задача могла быть решена также регулированием числа обо-
ротов электродвигателей газокомпрессорных агрегатов с помощью
тиристорных преобразователей частоты тока, но в то время эта
идея реализована не была. Хотя позднее, по требованию института
ТатНИПИнефть, эта проблема была решена в блоках следующих
поколений УЛФ, поставляемых из-за рубежа. Безопасность и на-
дежность технологического процесса обеспечивалась с помощью
создания в паровом объеме резервуаров постоянного избыточного
давления, исключающего возможность подсоса воздуха, а также
включения в схему автоматизации ряда основных и вспомогатель-
ных блокировочных систем.
Схема ее приведена на рис. 6.35. Установка включала два ре-
зервуара 4 объемом по 5000 м1 * * * (максимальное рабочее давление
200-10'5 МПа или 200 мм. вод. ст., минимальное 20-10'5 МПа или 20
мм. вод. ст.), два вертикальных газоотделителя 1, предназначенных
для отделения свободного газа, который мог поступать из прием-
ных нефтепроводов, насос 7, конденсатосборник 6, компрессор 9,
регулирующие пневматические клапаны 8 и сигнализаторы напора
(сильфонные взрывозащищенные) СНСВ-1, 2, смонтированные на
каждом резервуаре и конденсатосборнике. Включение в схему сиг-
Рис 6 35. Схема опытно-промышленной установки улавливания легких
фракций из резервуаров и аппаратов низкого и атмосферного давлений.
1 - вертикальный газоотделитель, 2 - сигнализатор напора, 3 - огневые предохрани-
тели, 4 - резервуар, 5 - напоромеры, 6 - конденсатосборник, 7 - насос,
8 - регулирующие пневматические клапаны, 9 - компрессор,
10 - ротационный газовый счетчик
267
нализаторов напора СНСВ-1 предотвращало угрозу смятия резер-
вуаров от вакуума, поскольку при уменьшении в них давления ни-
же минимального значения сигнализаторы подают аварийный сиг-
нал на отключение электродвигателя компрессорного агрегата. Ус-
тановка включала также напоромеры, сильфонные пневматические
НСП-I, установленные на конденсатосборнике, ротационные газо-
вые счетчики РС-600 и РС-250 10, смонтированные на напорном
газопроводе и газопроводе подпитки, огневые предохранители 3,
запорную арматуру, компрессорную воздуха, трансформаторную
подстанцию, блок КИП и А, насос откачки конденсата. На газопро-
водах от резервуаров перед конденсатосборниками установлены
огнепреградители. Для компримирования легких фракций были
смонтированы два компрессора: роторный ГД-12/2 (производи-
тельность 12 м3/мин, абсолютное давление 0,2 МПа) и винтовой
5ВК-10/6 (производительность 10 м3/мин, абсолютное давление 0,6
МПа).
Промышленные испытания технологии УЛФ из резервуаров и
аппаратов низкого и атмосферного давлений были осуществлены
на Павловском товарном парке НГДУ «Актюбанефть» в осенне-
летний период 1983 г. и в зимний период 1983-1984 гг. Работы вы-
полняли на резервуарах, предназначенных для предварительного
обезвоживания нефти, и вертикальных газоотделителях, установ-
ленных на приемных нефтепроводах. Диаметр вертикальных газо-
отделителей составлял 1000 мм объемом по 10 м , производитель-
ностью по нефти 10000 т/сут при абсолютном рабочем давлении
0,08-0,1 МПа. Обводненность нефти на входе в резервуары состав-
ляла в среднем 80, а на выходе -20%. Количество жидкости, посту-
пающей в резервуары, изменялось от 20 до 40 тыс. м3/сут.
В соответствии со схемой сбора и сепарации нефти, приме-
няемой на промысле, нефть от скважин под буферным давлением
поступала сначала на групповые замерные установки «Спутник».
Затем она направлялась в аппараты первой ступени сепарации, ус-
тановленные на Павловском товарном парке и обеспечивающие
прием, сепарацию нефти северной и центральной частей Павлов-
ской площади, а также на ДНС, находящуюся в южной части пло-
щади. Далее нефть поступала на вторую ступень сепарации Пав-
ловского товарного парка. На товарном парке был смонтирован
узел бригадного учета нефти, на котором осуществлялась ее до-
полнительная сепарация.
268
Газ после первой ступени сепарации поступал непосредствен-
но в напорный газопровод и затем - на ГПЗ, газ второй ступени
сепарации направлялся на прием газокомпрессорной станции
Нефть после второй ступени сепарации поступала на прием верти-
кальных газоотделителей и далее - в резервуары. Газ от вертикаль-
ных газоотделителей и резервуаров направлялся в конденсатосбор-
ник и поступал на прием компрессора, а затем, после второй ступе-
ни сепарации, подавался в газопровод и далее на прием стационар-
ной газокомпрессорной станции.
При недостатке количества газа, выделяющегося в газоотдели-
телях и резервуарах, дозагрузку компрессора осуществляли пере-
пуском газа из напорного газопровода в конденсатосборник с по-
мощью регулирующих пневматических клапанов, один из которых
являлся основным, а второй - дублирующим. При уменьшении из-
быточного давления в резервуаре ниже 200-300 Па (20-30 мм вод.
ст.) электродвигатель компрессора по командам, поступившим от
сигнализаторов напора СПСВ-1, отключался. Избыточное давление
в резервуарах поддерживалось в пределах 400-500 Па (40-50 мм
вод. ст.), в конденсатосборнике - в пределах 350-550 Па (35-55 мм
вод. ст.).
Количество газа, выделившегося в газоотделителях и резер-
вуарах, учитывали с помощью ротационных газовых счетчиков РС-
600 и РС-250. Оно составляло 2-5 м3/т нефти и было максимальным
в летний период. Температура изменялась в пределах от 25-35°С в
летний, до 10-12°С в зимний периоды.
Давление в резервуарах определяли по датчикам напора
СНСВ-1 и контролировали по U-образным манометрам.
Для повышения надежности работы установок УЛФ при экс-
плуатации их в зимний период были предложены следующие ре-
комендации, в основном, учтенные впоследствии в поставляемых
зарубежных модулях:
- монтаж компрессоров целесообразно осуществлять в модуле
блочного типа с размещением в нем приборов автоматизации и ре-
гулирования (датчиков СНСВ-1 и НСП-1, регулирующих клапанов,
расходомеров, системы маслоснабжения компрессора);
- газопроводы газоуравнительной системы и конденсатосбор-
ников должны быть теплоизолированы;
- монтаж резервуарных датчиков СНСВ-1 целесообразно пре-
269
дусмотреть на минимальном расстоянии от резервуаров (установка
импульсных трубок вертикальная, при этом длина их должна быть
минимальной, а подсоединение трубок к датчикам следует осуще-
ствлять без установки вентилей и разделительных сосудов);
- датчики и импульсные трубки целесообразно теплоизолиро-
вать или подогревать их тепловой энергией нефти, хранимой в ре-
зервуарах;
- осуществлять вывод приемных патрубков пенокамер резер-
вуаров за пределы каре обвалования;
- предусмотреть установку насоса откачки конденсата из кон-
денсатосборника в боксе с компрессором;
- осуществлять меры по подготовке нефтяного газа, обога-
щенного тяжелыми углеводородами, обеспечивающие предотвра-
щение отложений конденсата в напорных газопроводах.
Компоновка системы УЛФ другими узлами и элементами хотя
и может несколько улучшать её, но принципиально ничего не ме-
няет.
При проведении испытаний технологического процесса УЛФ
на резервуарах было сохранено все традиционное оборудование
(непримерзающие дыхательные и гидравлические предохранитель-
ные клапаны, уровнемеры и др.). В зимний период оборудование
резервуаров работало надежно, и отказов в его работе не было. В
летний период загрузка компрессоров резервуарным газом дости-
гала 100%, в осенний и зимний уменьшилась до 50-70%.
В целом было показано, «то разработанная институтом Тат-
НИПИнефть технология УЛФ и множество ее модификаций [54,
55, 97, 107-110, 120, 130, 131, 136, 165, 185, 204, 246, 268, 271, 277,
278, 281, 282, 286, 295, 299-305, 307-309, 311-317] позволяют ис-
ключить последний крупный источник потерь нефти и газа из лю-
бых резервуаров нефтегазодобывающих предприятий и на этой ос-
нове завершить герметизацию систем сбора, подготовки и транс-
порта нефти. Затраты на улавливание 1 т легких фракций оказались
значительно ниже затрат на добычу нефти из пластов, а срок оку-
паемости капиталовложений не превышает трех лет. Во многих
случаях этот срок оказывается менее одного года или составляет
всего несколько месяцев. Технологический процесс УЛФ из резер-
вуаров и аппаратов низкого и атмосферного давлений соответству-
ет требованиям безопасности, снижает пожаро-и взрывоопасность
270
объектов и значительно уменьшает концентрацию углеводородных
газов в окружающей среде.
6.6.1. ЗАЩИТА РЕЗЕРВУАРОВ И ОБЕСПЕЧЕНИЕ НОРМАЛЬНОЙ
РАБОТЫ СИСТЕМ УЛФ
Системы УЛФ ТатНИПИнефть имеют следующие уровни за-
щиты резервуаров от разрушения и обеспечения нормальной рабо-
ты объектов.
От запредельного снижения давления:
1. Уменьшение числа оборотов компрессора по командам от дат-
чиков давления.
2. Работа компрессора «на себя» по схеме рециркуляции.
3. Поочередное отключение компрессоров при применении блока
из нескольких компрессоров малой производительности.
4. Подпитка парового пространства резервуаров газом из внешнего
источника или выкидного газопровода.
5. Подпитка жидкостного и парового пространств резервуаров га-
зированной нефтью.
6. Остановка основного компрессора по команде «стоп» от датчи-
ка давления.
7. Открытие штатных дыхательных клапанов.
От превышения давления выше допустимого'.
1. Увеличение числа оборотов компрессора по командам датчиков
давления.
2. Поочередное включение резервных компрессоров малой произ-
водительности применяемого блока компрессоров.
3. Перепуск излишнего газа в приемную линию компрессорной
станции.
4. Перепуск газа из парового пространства буферных и резервуа-
ров предварительного сброса в товарные.
5. Подключение к приему нефти резервных резервуаров.
6. Снижение давления на последней ступени сепарации и умень-
шение объема поступающего с нефтью газа.
7. Сброс части газа на факел.
8. Открытие штатных дыхательных клапанов.
9. Срабатывание разрывных мембран.
271
гия лишена этих недостатков (рис. 6.36).
Рис 6.36 Схема улавливания и нейтрализации
сероводородсодержащих паров нефти
6.6.2. ТЕХНОЛОГИЯ УЛАВЛИВАНИЯ И НЕЙТРАЛИЗАЦИИ
СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ ПАРОВ НЕФТИ
При очистке газов низкого давления [136], содержащих серо-
водород, например, резервуарного (избыточное давление 0, 0,08
МПа), эффективность очистки снижается, так как взаимодействие
уловленных паров с абсорбентом происходит на малой поверхно-
сти фаз или практически не происходит, когда давление оказывает-
ся недостаточным для продавливания абсорбента, а неочищенные
пары сбрасываются через дыхательный клапан резервуара в атмо-
сферу, что приводит к ее загрязнению. Рассматриваемая техноло-
Сероводородсо-
держащие пары
нефти или воды из
резервуара 1 разде-
ляют на потоки 2 и
3. Поток 2 серово-
дородсодержащих
паров под собст-
венным давлением
газового простран-
ства резервуара по-
дается под слой аб-
сорбента 4 (на глу-
бину, определяе-
мую давлением га-
зового пространст-
ва). Второй поток 3,
в количестве не ме-
нее 0,10 объем. % от
общего, сжимают компримирующим агрегатом 5, например, эжек-
тором, до уровня на 0,002-0,01 МПа превышающего давление в га-
зовом пространстве и подают под слой абсорбента ниже места вво-
да первого потока 2. Это позволяет вводить пары под слой абсор-
бента ниже места ввода другого потока на глубину 200-1200 мм,
что обеспечивает степень очистки вводимых паров до 100%, пере-
мешивание абсорбента, получение пены из отрегенерированного
абсорбента в месте ввода другого потока. В абсорбенте происходит
272
окисление сероводорода, содержащегося в парах второго потока 3,
до элементарной серы, очистка паров и регенерация абсорбента
кислородом, содержащимся в парах.
Образующаяся в результате реакции коллоидная сера, концен-
трацию которой поддерживают равной 0,1-4,0 г/л, придает абсор-
бенту пенообразующие свойства. Поэтому в процессе барботажа
жидкости резервуарным газом на поверхности абсорбента в месте
ввода первого потока 2 образуется слой пены 6.
Первый поток сероводородсодержащих паров 3, проходя под
слой пены 6 (или жидкости 4 и пены 6), создаваемой вторым пото-
ком 3, очищается от сероводорода и совместно со вторым потоком
направляется потребителю или в атмосферу. Одновременно с про-
цессом очистки происходит регенерация отработанного абсорбента
кислородом, содержащимся в парах. По этой схеме производится
очистка всех паров, выделяющихся из жидкости в резервуарах при
любых режимах их работы (заполнение, хранение, откачка) [136].
6.6.3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ
СЕПАРАЦИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СИСТЕМЫ УЛФ
Особенностью разработки нефтяных месторождений Татар-
стана в последнее десятилетие является снижение добычи нефти и
нефтяного газа, сопровождающееся прогрессирующим обводнени-
ем продукции скважин во времени. Это существенно влияет на
процесс сепарации вследствие увеличения вязкости среды и чере-
дующегося поступления в сепараторы пробок нефти и воды, вызы-
вая неустойчивость процесса сепарации газа и являясь причиной
неудовлетворительной работы сепарационных установок [217].
Исследования, выполнявшиеся в последние годы по повыше-
нию эффективности процесса разделения нефти и газа, были на-
правлены, в основном, на обоснование выбора конструктивных
элементов и использование различных устройств предварительной
подготовки нефтей к сепарации на первой ступени. При этом по-
вышение эффективности сепарации продукции скважин на конце-
вых ступенях сводится либо к увеличению глубины разделения
системы «жидкость-газ» за счет снижения давления до минималь-
ного возможного и повышения температуры в сепараторах этой
ступени, либо к герметизации резервуаров и использованию систем
улавливания легких фракций (УЛФ) как устройств, предотвра-
273
щающих потери углеводородного сырья в атмосферу. Промысло-
вый анализ работы концевых сепарационных установок ОАО «Тат-
нефть» показывает, что на большинстве объектов сепарации каче-
ственное разделение нефти и газа не обеспечивается. Унос газом
капельной жидкости может превышать 3 г/м3 при нормированном
показателе 0,1 г/м3, унос жидкостью окклюдированного газа дости-
гает 10% (по объему) при нормированном показателе 1%. В этих
условиях для обеспечения требуемого качества сепарации и дости-
жения необходимой производительности объектов неизбежно ис-
пользование большого числа дорогостоящих сепараторов значи-
тельного суммарного объема, что существенно увеличивает метал-
лоемкость этих объектов [217].
С другой стороны, повсеместное внедрение на промыслах сис-
тем УЛФ нефти из резервуаров позволяет осуществить нетрадици-
онный подход к оценке возможностей сепарационного оборудова-
ния и резервуаров. Снижение добычи нефтяного газа на месторож-
дениях отрасли и, в частности, в ОАО «Татнефть» с 3213 млн. м3 в
1980 г. до 1238 млн. м3 в 1990 г., т.е. на 62%, а так же повсеместное
уменьшение загруженности промысловых компрессорных станций,
создают определенные предпосылки использования резервуаров в
качестве концевых ступеней сепарации и позволяют на ряде объек-
тов полностью исключить вторую ступень сепарации и компрес-
сорные станции.
Для определения возможности использования промысловых
резервуаров в качестве объектов сепарации был выполнен анализ
распределения газовой фазы между второй ступенью сепарации и
резервуарами предварительного сброса воды. В табл. 6.24 пред-
ставлены средние значения газовых факторов второй и третьей (ре-
зервуар) ступеней сепарации на ряде объектов АО «Татнефть».
Таблица 6.24.
Объект (узел сепарации) Сту- пень сепара- ции Давление сепарации, МПа (аб- солютное) Газо- вый фактор, м3/т Суммарный газовый фактор, м3т Производи- тельность системы УЛФ, м’/м3
1 2 3 4 5 6
Первомайская УП11 II 0.12 2.1 2.7 4.13
III 0.1 0.6
Бондюжская УПС 11 0.12 2.1 24 4.13
III 0.1 0.3
274
Продолжение таблицы 6.24.
1 2 3 4 5 6
Бавлинская ЭЛОУ-2 II 0.12 4.6 5.08 4.13
III 0.1 0.48
Бавлинская ТХУ-3 II 0.12 1.6 1.8 4.13
III 0.1 0.2
Карабашская УКПН II 0.12 3.7 4.2 4.13
III 0.1 0.5
Коркинская УКПН II 0.12 4.9 5.7 3.94
III 0.1 0.8
Павловская УКПН II 0.12 4.2 4.9 7.17
III 0.1 0.7
Бондюжская УПС II 0.12 4.9 5.5 —
III 0.1 0.6
Сулеевская УКПН II 0.12 3.0 3.74 4.13
III 0.1 0.74
Якеевская УКПН II 0.12 3.0 3.9 4.13
III 0.1 0.9
Кама-Исмагиловская II 0.12 5.1 5.5 —
УПС III 0.1 0.4
Чишминская УПС II 0.12 6.6 7.1 7.17
III 0.1 0.5
Акташская УПН II 0.12 4.1 4.8 7.17
III 0.1 0.7
Елабужская УПН II 0.12 3.8 4.4 —
III 0.1 0.6
Азнакаевская УКПН II 0.12 4.1 4.55 7.17
III 0.1 0.45
Яшляушская УПС II 0.12 4.0 4.41 —
III 0.1 0.41
Из анализа табл. 6.24 следует, что по различным объектам га-
зовые факторы, которые зависят от давления на ДНС и первой сту-
пени сепарации, составляющего 0,3...0,4 МПа (абс.), меняются в
широких пределах, причем суммарные их значения на Первомай-
ском, Бондюжском, Сулеевском сепарационных узлах, а так же при
Бавлинской ТХУ-3 существенно ниже газовых факторов второй
ступени на других отдельных сепарационных пунктах. Это свиде-
тельствует о возможности сепарации нефти на вышеперечислен-
ных объектах непосредственно в резервуарах, оснащенных систе-
мой УЛФ без использования второй ступени сепарации. Однако
для полного обоснования возможности такой операции для различ-
ных сепарационных объектов необходимо учитывать критерий,
характеризующий безопасность осуществления технологического
275
процесса в резервуарах. Таким критерием может быть суммарная
пропускная способность систем УЛФ и дыхательных устройств
резервуаров, способных срабатывать и сбрасывать в критических
ситуациях излишний газ в атмосферу при выделении значительно-
го его количества во время поступления нефти в резервуары.
В последние годы практически на всех резервуарах промысло-
вых парков ОАО «Татнефть» применяются дыхательные клапаны с
проходным сечением 250 мм и пропускной способностью 304 м3/ч.
Анализ работы резервуаров с учетом объемов, характера поступле-
ния нефти и выделения из нее газа показал, что вышеуказанному
критерию даже только по пропускной способности дыхательных
клапанов отвечают Первомайский, Бондюжский, Елабужский, Яш-
ляушский сепарационные узлы и узел при Бавлинской ТХУ-3, а с
учетом системы УЛФ - практически почти все товарные парки.
Как видно из табл. 6.24, только на двух установках - Бавлинской
ЭЛОУ-2 и Горкинской УКПН - паспортная производительность
компрессора системы УЛФ оказалась меньше, чем суммарный га-
зовый фактор второй и третьей ступеней сепарации. Учитывая, что
реальный газовый фактор под влиянием факторов герметизации
существенно меньше, можно с уверенностью сказать, что на всех
объектах можно отказаться от стационарных компрессорных стан-
ций и второй ступени сепарации.
В связи с этим применительно к объектам сепарации с малыми
и повышенными газовыми факторами с учетом указанного крите-
рия разработана технологическая схема, которую можно рассмот-
реть на примере упомянутых сепарационных узлов (при Бавлин-
ской ТХУ-3 и Павловской УКПН).
На сепарационном узле при Бавлинской ТХУ-3 продукция
скважин в количестве 7000 м3/сут, обводненностью 55...60% после
сепарации на ДНС поступала на вторую ступень сепарации, где
при абсолютном давлении 0,11...0,13 МПа осуществлялось отделе-
ние газа от жидкости в количестве 1,2... 1,6 м3/т. Частично дегази-
рованная нефть с остаточным газосодержанием 0,2 м3/т направля-
лась в резервуары предварительного сброса РВС-2000. Общее со-
держание газа в жидкости перед сепарационным узлом составляет
1,8 м3/т, что в пересчете на выделяющийся в резервуарах газ соот-
ветствует 211 м3/ч.
Разработанная технологическая схема для объектов с малым
газовым фактором, подобных сепарационному узлу при Бавлин-
276
ской ТХУ-3, представлена на рис. 6.37. Технологической схемой
предусматривается: поступление продукции скважин в концевой
делитель фаз; расслоение смеси на нефть, газ и пластовую воду;
отвод нефти и газа в газоотделитель, а воды - в резервуары предва-
рительного сброса; сепарация нефти в газоотделителе, а затем
окончательно - в резервуарах и отбор из них выделившегося газа с
помощью компрессора системы УЛФ. Расчеты показали, что время
пребывания нефти в резервуарах предварительного сброса при
ТХУ-3 составляет более 9 час, а скорость потока газа в газовой зо-
не резервуара составляет 0,14...0,16 м/с, то есть намного ниже мак-
симально допустимой для сепараторов (0,25 м/с), что гарантирует
достаточно полную дегазацию нефти и полностью исключает унос
капельной нефти газом в газопровод. При раздельном вводе в ре-
зервуар продукции скважин из КДФ, вертикальный газоотделитель
также может быть исключен из схемы как излишний.
Рис. 6.37. Технологическая схема сепарации жидкости на промысловых объектах.
1 - концевой делитель фаз, 2 - газоотделитель, 3 - резервуары предварительного сброса
пластовой воды; 1 - газоводонефтяная эмульсия; И - газ, III - нефть,
IV - вода; V - конденсат
На Павловском узле сепарации продукция скважин после пер-
вой ступени на ДНС и при товарном парке в количестве 21000
м3/сут с обводненностью 86% поступала на вторую ступень сепа-
рации, где сепарировалась при абсолютном давлении 0,12...0,14
МПа и с остаточным газосодержанием порядка 0,7 м3/т направля-
лась в резервуары предварительного сброса воды РВС-5000, в ко-
277
торых дополнительно происходило отделение газа от нефти. Газ
второй ступени сепарации в количестве 4,0...4,2 м3/т поступает на
прием компрессоров компрессорной станции КС-9, а газ из резер-
вуаров отбирался компрессором системы УЛФ. Как видно из табл.
6.24, общее содержание газа и нефти, поступающей на вторую сту-
пень сепарации, составляет около 5,0 м3/т, что в 2,5 раза превышает
аналогичный показатель при сепарации нефти на узле при Бавлин-
ской ТХУ-3 и в пересчете на выделяющийся газ соответствует 772
м3/ч, что существенно меньше производительности системы УЛФ.
Из этого следует, что схема сепарации, включающая в качестве
концевой ступени концевой делитель фаз (КДФ), газоотделитель и
резервуары, вполне приемлема и для случая превышения суммар-
ным газовым фактором второй и третьей ступеней пропускной спо-
собности дыхательных клапанов.
В целях дополнительного обоснования выбора рассмотренной
схемы сепарации применительно к объектам с повышенным газо-
вым фактором на Павловском узле сепарации и Дусюмовской
УПВСН проведены исследования характера расслоения смеси и
распределения газовой фазы в объеме нефти по высоте КДФ.
На Павловском узле в качестве КДФ использовали трубопро-
вод диаметром 500 мм после второй ступени сепарации. Среднее
газосодержание нефти перед КДФ в период исследований состав-
ляло 0,56 м3/т. На Дусюмовской УПВСН продукция скважин непо-
средственно с промыслов в количестве 9600 м3/сут поступала в
КДФ диаметром 1400 мм с газосодержанием 3,2 м3/т. Результаты
исследований приведены в табл. 6.25.
Таблица 6.25.
Распределение газовой фазы в объеме нефти по высоте КДФ
Точка отбора пробы (расстояние от верхней образующей трубопровода), мм Содержание
воды, % газа, mj/t
Павловский узел
160 82,0/7,0 0,56/0,35
200 74.0/32,0 0,52/0,17
Дусюмовская УПВСН
480 77,0/12.0 3.20/1,80
550 68.0/36.0 3,10/0,90
Примечание В числителе - начальный участок КДФ, в знаменателе - конечный
участок КДФ
278
Анализ полученных данных о характере распределения газо-
вой фазы в объеме нефти при расслоении смеси на начальном и
конечном участках КДФ показал, что к завершению процесса рас-
слоения, которое характеризовалось ламинарным режимом при
скорости потока 0,25...0,30 м/с, на конечном участке распределе-
ние газовой фазы в объеме нефти (газосодержание) по высоте КДФ
меняется в значительной степени. Если на начальном участке газо-
содержание нефти по высоте КДФ практически одинаково, то на
конечном участке нижний слой нефти (обратной эмульсии) содер-
жит не более 30% общего количества газа в смеси. Подобный ха-
рактер распределения газовой фазы в объеме потока жидкости по
высоте КДФ позволяет сделать вывод о возможности послойного
отбора нефти либо водонефтяной эмульсии с различным газосо-
держанием и сепарацией каждого потока в отдельном аппарате. В
ходе исследований установлено, что нижний слой эмульсии содер-
жит, в основном, растворенный газ, а содержание окклюдирован-
ного газа находится в пределах 2,0...4,0% общего газосодержания
смеси, в то время как верхний слой эмульсии (практически чистая
нефть), граничащий с газовой фазой, содержит около 85% окклю-
дированного газа. Следует предположить, что подобное распреде-
ление газовой фазы в жидкости должно наблюдаться и при ее сепа-
рации в сепарационных установках.
В пересчете полученных данных применительно к Павловско-
му сепарационному узлу при условии послойного отбора жидкости
из КДФ перед второй ступенью сепарации остаточное газосодер-
жание жидкости, поступающей из КДФ, газоотделитель и резер-
вуары, составит не более 1,5 м3/т, что гарантирует полную безопас-
ность работы резервуарного парка при эксплуатации его в режиме
отбора газа системой УЛФ.
Из вышеизложенного следует, что разработанная технологиче-
ская схема сепарации для объектов как с малым, так и повышен-
ным газовым фактором позволяет исключить традиционную вто-
рую ступень сепарации, заменив ее системой КДФ-газоотделитель-
резервуары (возможно и без газоотделителя), обеспечив эксплуата-
цию этой системы в стабильном технологическом режиме, устра-
нив потери углеводородов и сократив затраты на утилизацию и
транспорт газа за счет применения вместо двух компрессорных
станций одной - системы улавливания легких фракций. Это значи-
тельно сокращает металлоемкость сепарационных пунктов при од-
новременном обеспечении высокого качества сепарируемых фаз.
279
6.6.4. УСТАНОВКА УЛАВЛИВАНИЯ ЛЕГКИХ ФРАКЦИЙ (УЛФ)
Освещению проблемы сокращения потерь и улавливания па-
ров нефти с помощью систем УЛФ посвящена обширная литерату-
ра [20, 22, 23, 25, 114, 137, 141, 167, 230, 231, 233, 234].
Применяемые в ОАО «Татнефть» установки улавливания лег-
ких фракций (УЛФ) представляют собой автоматизированные бло-
ки, обеспечивающие отбор излишнего газа из резервуаров и под-
качку в них подпиточного газа для исключения возможности попа-
дания в него атмосферного воздуха (рис. 6.38).
При достижении давления в резервуарах 50 мм вод. ст. блок
УЛФ включается и начинает откачку газа при максимальных обо-
ротах компрессора. При уменьшении давления на входе, обороты
электродвигателя компрессора с помощью тиристорной системы
уменьшаются вместе с объемами подачи газа до тех пор, пока ми-
нимальная скорость не снизится до 700 об/мин при давлении в ре-
зервуарах 32 мм вод. ст. В случае, если при минимальных оборотах
компрессора имеет место дальнейшее падение давления в резер-
вуарах, открывается автоматический клапан байпаса, который
обеспечивает рециркуляцию газа с выхода компрессора на его
вход. Такой режим сохраняется в течение 1 минуты, после чего
происходит автоматическая остановка блока. При дальнейшем
снижении давления в резервуарах до 6 мм вод. ст. открывается
клапан подпитки газа, что предотвращает образование в них ва-
куума. Клапан автоматической подпитки газа закрывается, когда
давление в резервуарах превышает 6 мм вод. ст. Если давление в
резервуарах увеличивается до 50 мм вод. ст., процесс работы ком-
прессора возобновляется. На контрольной панели УЛФ имеется
соответствующая индикация для определения состояния оборудо-
вания.
При возникновении аварийных ситуаций происходит блоки-
ровка работы компрессора, а причина аварии высвечивается на эк-
ране дисплея. На контрольной панели загорается сигнальная лампа,
в операторную резервуарного парка проходит сигнал аварии.
Защита оборудования УЛФ и обслуживающего персонала пре-
дусмотрена по следующим позициям:
- высокий уровень жидкости в скруббере;
- высокая температура на выкиде;
- высокое давление на выкиде;
280
Рис 6 38 Технологическая схема установки УЛФ
- недостаточная смазка компрессора;
- низкое давление на приеме;
- неисправность привода с вариатором скорости (тиристорная сис-
тема);
- вибрация компрессора;
- вибрация электродвигателя компрессора;
- высокая температура в установке;
- появление на установке сероводорода или взрывоопасной смеси.
Установка УЛФ состоит из шкафа управления и блок-бокса
УЛФ, которые соединены между собой трубной разводкой. В шка-
фу управления расположены:
- микропроцессорный контроллер, управляющий работой ус-
тановки в заданной программе;
- вариатор скорости, регулирующий число оборотов электро-
двигателя компрессора в зависимости от давления в газоуравни-
тельной системе;
- система питания технологического оборудования;
- система обогрева и вентиляции шкафа управления, поддер-
живающая в нем заданный температурный режим;
- контрольная панель с дисплеем и контрольными лампочка-
ми.
В блок-боксе, в котором поддерживается заданный темпера-
турный режим, расположены оборудование и технологическая об-
вязка установки УЛФ.
Основные параметры модификаций системы УЛФ!
- режим работы
- среда
- давление на всасывании, мм. вод ст
- давление нагнетания, МПа (кг/см3)
- производительность компрессора,
нм3/мин
- тип компрессора
- циклический
- легкие фракции углеводородов в
виде газа и жидкости (конденсат)
- от 20 до 100
- до 0,36 (3,6)
- от 0,5 до 100
- ротационный, лопаточный
- скорость вращения электродвигателя:
компрессора, об/мин - от 700 до 1450
- мощность электродвигателя, л с (кВт)- от 10 (7,5) до 50 (37,5)
- потребляемое напряжение, V - 380
- тип насоса конденсата, - ротационный, пластинчатый
282
- производительность насоса конденсата,
л/ч
- мощность электродвигателя насоса
конденсата, кВт
- потребляемое напряжение, V
- суммарная мощность установки, кВт
- температура газа на входе, °C
- температура газа на выходе установки, °C
- температура, поддерживаемая внутри
блок-бокса в зимний период, °C
- габаритные размеры установки УЛФ, мм
- длина
- ширина
- высота
- масса установки УЛФ, кг
- гарантийный срок:
- со дня поставки
- со дня пуско-наладочных работ
- от 5 до 18
- от 1 до 1,5
-380
- от 16 до 48
— от +5 до +50
- не более 107
- от +5 до +15
-4000
-2200
-2500
- не более 6000
- 1,5 года
- 1 ГОД
Установки УЛФ получили широкое применение не только на
промыслах Татарстана, но и в других нефтедобывающих регионах.
Разработка технологических схем и проектной документации осу-
ществляется институтом ТатНИПИнефть и НТЦ «ЭКОТЕХ», а по-
ставка и обслуживание - ЗАО «ТАТЕХ».
Совместное предприятие «ТАТЕХ», созданное по инициативе
института ТатНИПИнефть, является крупнейшим в России по-
ставщиком установок УЛФ. Более 40 установок работают на неф-
тяных предприятиях России и стран СНГ, в том числе на объектах
АО «Татнефть» — 27 установок.
Предприятием вместе с институтом ТатНИПИнефть выполне-
но широкомасштабное, не имеющее аналогов в мире внедрение
установок УЛФ на нефтяных объектах такого крупного нефтяного
региона, как Татарстан. Еще в 1995 году системы УЛФ были по-
строены практически на всех крупных резервуарных парках объе-
динения, а в рамках комплексной программы «Экология-90» сис-
темы УЛФ внедрены на небольших объектах и установках подго-
товки высокосернистой нефти, ДНС, УПС и т.д., расположенных
вблизи населенных пунктов. Впервые в мире решена проблема вы-
бросов легких фракций углеводородов в атмосферу из резервуаров
целого нефтяного региона, при этом предотвращено от испарений
более 900 000 тонн нефти, значительно улучшена экологическая
283
обстановка в населенных пунктах и на площадках нефтяных пред-
приятий
На рис 6 39 представлены данные о снижении валового вы-
броса вредных веществ в атмосферу на юго-востоке Татарстана,
причем основная доля положительного эффекта обусловлена при-
менением систем УЛФ
Рис 6 39 Общий валовый выброс вредных веществ в атмосферу,
по данным Юго-Восточной государственной инспекции охраны
окружающей среды и природных ресурсов Минприроды
Татарстана
Всего с 1991 года по 2000 год включительно ЗАО «ТАТЕХ» в
ОАО «Татнефть» ввело в эксплуатацию около 30 установок УЛФ,
часть из которых находится на балансе «ТАТЕХ», а часть является
собственностью ОАО «Татнефть» Благодаря своевременному и
квалифицированному текущему сервису, все установки УЛФ за
период эксплуатации работали без особых осложнений и аварий-
ных ситуаций Данные о количестве вводившихся по годам устано-
вок показаны на рис 6 40
Представление о количестве уловленных паров нефти с нарас-
тающим итогом можно получить по рис 6 41
284
22
Рис 6 40 Количество действующих установок УЛФ
в ОАО «Татнефть»
Рис 6 41 Количество уловленных паров нефти по нарастающей
установками УЛФ находящимися на балансе «Татех»
В последнее время применяются и производится поставка усо-
вершенствованных установок УЛФ (за счет более современного
программного обеспечения и оснащения по предложению институ-
та ТатНИПИнефть установок вариаторами скорости вращения
электродвигателей компрессоров), что позволило осуществлять
285
плавный пуск и остановку компрессоров, регулировать автомати-
чески число оборотов их электродвигателей, а, следовательно, и
производительность компрессоров в зависимости от давления в
газоуравнительных линиях резервуаров. Эти установки в дальней-
шем были использованы как базовые при организации производст-
ва установок УЛФ в городе Альметьевске. В 1994 году был осуще-
ствлен пуск в эксплуатацию первой установки, изготовленной в
городе Альметьевске, стоимость которой значительно ниже, чем у
зарубежных аналогов. Не уступая зарубежным по техническим и
эксплуатационным показателям, надежности и качеству, отечест-
венная установка более удобна в эксплуатации и удачней приспо-
соблена к работе в тяжелых климатических условиях за счет вне-
дрения при проектировании и монтаже ряда разработок и усовер-
шенствований, предложенных специалистами «ТАТЕХ» на основе
опыта, накопленного за время эксплуатации в условиях СНГ анало-
гичных установок УЛФ зарубежных фирм.
В целях дальнейшего усовершенствования и снижения себе-
стоимости, а также с учетом государственной политики поддержки
отечественных производителей «ТАТЕХ» осуществляет комплекс
работ по выпуску установок УЛФ на основе отечественных ком-
плектующих.
Следует также особо отметить, что применение установок
обеспечивает более здоровую атмосферу для жителей республики,
позволяет исключить затраты по оплате штрафов природоохран-
ным организациям, снижает затраты на содержание резервуарных
парков, дает возможность осуществления огнеопасных работ на
территории резервуарных парков без отключения подачи нефти
(нефтепродуктов), снижает уровень профессиональных заболева-
ний персонала из-за уменьшения воздействия вредных факторов.
Учитывая экономическую и экологическую эффективность
применения систем УЛФ, Минтопэнерго России (письмо исх. №
ВО-3837 от 30.05.97 г.) рекомендовано использование этих систем
на всех нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предпри-
ятиях, а также нефтепроводном транспорте.
6.6.5. ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ КОМПРЕССОРА СИСТЕМЫ УЛФ
Основным элементом для реализации технологии УЛФ явля-
ется компрессор, откачивающий в систему газосбора выделяющие-
286
ся из нефти в паровую область резервуаров углеводороды. Поэтому
правильный выбор параметров компрессора (подачи и давления) во
многом определяет эффективность работы всей системы УЛФ
[127].
Давление на выкиде компрессора определяют, исходя из дав-
ления в точке технологической схемы объекта, куда будут направ-
лены уловленные углеводороды, т.е. оно должно быть достаточным
для преодоления гидравлического сопротивления выкидного газо-
провода до места подачи углеводородов и давления в системе газо-
сбора в точке подключения газопровода.
Более сложной проблемой является правильное определение
подачи компрессора. Это связано с тем, что объем выделяющихся
паров и, следовательно, требуемая подача компрессора зависит от
многих факторов, существенно изменяющихся во времени не толь-
ко по чисто промысловым причинам, но, что особенно важно, и
вследствие применения самой системы УЛФ. В частности, объем
выделяющихся паров зависит:
- от количества нефти, поступающей в резервуары;
- состава нефтей, проходящих через резервуарный парк;
- остаточного газового фактора при температуре в резервуарах;
- числа резервуаров и технологического режима их работы;
- степени заполнения резервуаров и объема газовой зоны;
- состава газа подпитки;
- атмосферного давления;
- рабочего давления в резервуаре.
Целесообразно рассмотреть влияние основных из указанных
выше факторов по отдельности.
Остаточный газовый фактор. Перед подачей в резервуары
нефть подвергается сепарации. Технологические параметры про-
цесса (давление, температура и время нахождения в сепараторе,
конструкция последнего) определяют состав нефти, поступающей в
резервуары, где поддерживается небольшое избыточное давление,
а из нефти продолжаются выделение газа и испарение легких
фракций. Время пребывания нефти в резервуарах обычно составля-
ет несколько часов, т.е. на 2 порядка больше, чем на ступенях сепа-
рации. Поэтому в резервуарах выделяется практически весь газ,
оставшийся в нефти после концевой ступени сепарации и испаря-
ется часть легких фракций нефти [127].
287
В ОАО «Татнефть» нефть из скважин до поступления в резер-
вуары обычно проходит 2 ступени сепарации. На 2-й ступени сепа-
рации давление (избыточное) не превышает 0,05 МПа, а на многих
объектах оно поддерживается на уровне 0,01 МПа и ниже. В этих
условиях остаточный газовый фактор обычно не превышает 0,5
м3/т. Так, на Карабашской УКПН при избыточном давлении на 2-й
ступени сепарации 0,02 МПа газовый фактор составляет 0,25 м/т,
при 0,05 МПа - 0,5 м’/т.
В товарной нефти остаточный газовый фактор близок к нулю.
Большая часть девонской нефти в ОАО «Татнефть» стабилизирует-
ся при температуре 180...220°С. Перед поступлением в резервуары
она охлаждается до 40°С, поэтому после стабилизации газовый
фактор также равен 0.
Объем выделяющихся из резервуара паров можно вычислить
по формуле
Ог = Q,^., -Г 2), (6.30)
где: Q? - объем выделяющихся из резервуара паров, м3/ч; Qu - ско-
рость поступления нефти в резервуар, т/ч; Гфj , Гф2 - газовый фак-
тор до и после резервуара.
Остаточный газовый фактор нефти на выходе из резервуаров
обусловлен более высоким гидростатическим давлением, препятст-
вующим выделению газа из нефти в нижних слоях по сравнению с
вышележащими слоями. Остаточный газовый фактор нефти после
резервуаров на большинстве объектов ОАО «Татнефть» обычно не
превышает 0,05 м3/т, или 10% от Гф^. Поэтому при решении прак-
тических задач, связанных с выбором компрессора, особенно при
затруднениях с возможностью инструментального определения Гф2
этой величиной можно пренебречь.
Количество нефти, поступающей в резервуар. Влияние его
описывается уравнением (6.30), согласно которому объем выде-
ляющихся паров прямо пропорционален количеству нефти.
Однако влияние количества нефти, поступающей в резервуар,
на выделение паров этим не ограничивается. Необходимо учесть,
что поступление нефти на объекты её подготовки, при которых
обычно и находятся резервуарные парки, неравномерно во време-
ни. В периоды повышенной нагрузки процесс сепарации газа осу-
788
ществляется менее полно, особенно если объект не имеет запаса
производительности для условий пиковых нагрузок. Ухудшение
процесса сепарации на предыдущих ступенях приводит к повыше-
нию газового фактора нефти на входе в резервуары. Таким обра-
зом, реальная зависимость объема выделяющихся из резервуаров
паров от расхода нефти больше прямо пропорциональной.
Кроме того, пары вытесняются поступающей в резервуары
нефтью. Последняя нередко перетекает или перекачивается из од-
ного резервуара в другой. В связи с этим процесс следует рассмат-
ривать комплексно для всего резервуарного парка в целом.
Состав нефти, проходящей через резервуары. Влияние соста-
ва нефтей, проходящих через резервуары, на количество выделяю-
щихся из них паров проявляется в первую очередь через потенци-
альный газовый фактор. Однако зависимость объема выделяемых
паров от состава нефти оказывается значительно более сложной,
особенно при использовании системы УЛФ в резервуарном парке,
где нефти существенно отличаются по составу. Например, чаще
всего на одной территории находятся резервуары с нефтью, посту-
пающей с промыслов (сырой) и товарной, причем нередко под-
вергнутой стабилизации. Газ, выделяющийся из сырой нефти в ре-
зервуарах, как правило, тяжелый, его плотность составляет 1,6...2,2
кг/м3. Попадая по газоуравнительной системе в товарные резервуа-
ры, он вступает в контакт со стабилизированной, обедненной лег-
кими компонентами нефтью. Между газом и нефтью происходит
массообмен, его интенсивность, направление, избирательность по
отдельным компонентам зависят в первую очередь от состава неф-
ти. Поглощение стабилизированной нефтью компонентов газа при-
водит к увеличению тоннажа товарной нефти и уменьшению коли-
чества паров, поступающих на прием компрессора системы УЛФ,
т.е. снижает возможность его загрузки [127].
Число резервуаров и технологический режим их работы. Тех-
нологический режим работы резервуарных парков определяется
типом проходящих через них нефтей, максимальными скоростями
закачки и откачки нефти, назначением и, следовательно, конструк-
цией резервуаров, а так же схемой движения нефти по парку. Из-
вестно, что на промыслах резервуары используют не только для
хранения нефти, но и как технологические аппараты, в частности,
для предварительного обезвоживания водонефтяной эмульсии.
289
Кроме того, резервуары работают как концевые ступени сепарации,
т.е. в них входит газоводонефтяная эмульсия, а выходят три пото-
ка: вода, предварительно обезвоженная эмульсия и легкие фракции
нефти. Количественные характеристики каждого потока сущест-
венно меняются во времени. В результате объем жидкости в резер-
вуаре колеблется, что влияет на размер парового объема, гидравли-
ческое давление в нижних слоях и количество самих паров нефти,
поступающих в систему УЛФ. Влияние физического объема жид-
кости на объем выделяющихся паров может быть прослежено по ее
(жидкости) уровню в резервуаре, который является результирую-
щим показателем движения всех потоков через резервуары и фик-
сируется через 2 часа на всех объектах.
Анализ изменения уровня во времени во всех резервуарах,
планируемых к подключению к системе УЛФ, позволяет оценить
влияние изменения количества жидкости на выбираемую подачу
компрессора в условиях, когда нефть проходит через несколько
резервуаров. Например, на установках подготовки нефти ОАО
«Татнефть» сложилась технологическая цепочка из последователь-
но работающих резервуаров: сырьевой технологический-сырьевой
буферный-товарный технологический-товарный буферный. Часто
объемы жидкости, перекачиваемой из одного типа резервуара в
другой, практически совпадают. Так, после сырьевого буферного
резервуара содержание воды в эмульсии нередко составляет всего
лишь 1...2%. Эту эмульсию насосом подают на установку подго-
товки нефти, откуда практически в том же количестве с обводнен-
ностью до 0,5% она возвращается в товарный технологический ре-
зервуар. Ясно, что в таком случае при единой газоуравнительной
обвязке увеличение объема жидкости в одном резервуаре компен-
сируется уменьшением в другом. Выявление и учет таких зависи-
мостей значительно упрощают определение степени влияния изме-
нения объемов поступающих и откачиваемых жидкостей на необ-
ходимую подачу компрессора для данного объема. Это очень важ-
но, так как даже при незначительных газовых факторах вклад из-
менения объема жидкости в объем поступающих на прием ком-
прессора паров нефти в тот или иной период очень значителен и
может стать основным [127].
Увеличение числа резервуаров, подключенных к системе
УЛФ, может по-разному отразиться на требуемой подаче компрес-
290
сора, однако, безусловно, способствует поддержанию относительно
постоянной производительности проектируемой системы УЛФ.
Поэтому следует стремиться к обвязке с единой газоуравнительной
системой возможно большего числа резервуаров. Это приведет к
увеличению диаметра газоуравнительной системы, но сократит
число необходимых установок, повысит стабильность их работы,
снизит уровень капиталовложений и эксплуатационных затрат.
Состав газа подпитки существенно влияет на интенсивность
массообменных процессов с нефтью. Для товарной нефти, обед-
ненной легкими углеводородами, характерно поглощение газооб-
разных углеводородов. К тому же интенсивность откачки товарной
нефти из резервуаров нередко бывает велика, что при небольшом
потенциале способных к выделению паров требует поддержания
положительного давления за счет подачи подпиточного газа от
внешнего источника. Г аз, попадая в газовый объем резервуара, сра-
зу вступает в контакт с нефтью и участвует в массообменных про-
цессах. Равновесные концентрации нефти и газа могут быть зара-
нее рассчитаны по уравнениям состояния. Однако в условиях неф-
тяных промыслов такое равновесие не достигается, так как скоро-
сти поглощения газа не всегда бывают достаточно высокими [127].
ТатНИПИнефтью выполнены исследования на эксперимен-
тальной установке и действующих объектах ОАО «Татнефть», по-
зволившие оценить скорость поглощения газа товарной нефтью,
учитываемую при выборе характеристик компрессоров.
С учетом рассмотренных выше факторов были рассчитаны
объемы паров, выделяющихся из нефти в 11 резервуарах Якеевской
УКПН НГДУ Джалильнефть, из которых 4 являются сырьевыми, 7
- товарными. Объем проходящей через парк нефти составлял 2,3
млн. т/год, остаточный газовый фактор нефти - 0,73 м3/т, плот-
ность выделяющегося газа изменялась от 1,6 до 2,4 кг/м3. Объем
паров, образовавшихся в резервуарах в течение 7 суток, приведен в
таблице 6.26, а изменения объема паров - на рис. 6.42.
Таблица 6.26
Часы в сутках Количество легких фракций по дням недели, м3/мин
1 2 3 4 5 6 7
1 2 3 4 5 6 7 8
2 8.38 -15,16 -6,25 -13,1 -8.87 0 2,32
4 9,04 -3,65 3,31 -3,34 8,4 8,38 -5,6
291
Продолжение таблицы 6.26
1 2 3 4 5' 6 7 8
6 0 -2,27 7,75 10.21 7.87 0 9,2
8 8,38 8,9 0 0 7,87 9,3 8,0
10 7.36 8,63 7,48 0 0.5 8,6 8.8
12 8,65 9,29 7,73 0 7,20 8,4 0
14 -2,7 8,83 8,39 1,9 8,25 9,2 0
16 -12,54 -2,12 -6,9 9,29 -0,7 0,3 0
18 -10,98 -7,65 -12,85 10,72 -12,75 -3,75 8,4
20 -2,8 0 -4,12 4,0 -1,48 -7,76 -1,14
22 -3,86 8,39 -0.26 -8,26 0,6 -10,55 2,91
24 -0,57 0 7,13 -12,83 1,5 8,7 9,98
Рис. 6.42. Количество легких фракций нефти, выде-
ляющихся из резервуаров Якеевской УКПН
НГДУ Джалильнефть.
Из рис. 6.43, где приведена зависимость количества уловлен-
ных паров от подачи компрессора, видно, что для улавливания
100% выделяющихся паров подача компрессора должна быть равна
12 м3/мин. Однако такое количество выделяемых паров наблюда-
лось всего лишь один раз в неделю. Поэтому целесообразно вы-
брать такую предельную производительность компрессора, которая
обеспечит устойчивую работу установки с высокой степенью ути-
лизации паров. Так, для достижения улавливания 95% выделяю-
щихся из резервуаров Якеевской УКПН углеводородов достаточна
подача компрессора 8,3 м’/мин.
29"'
Потери углеводородов из
сырьевых и товарных резервуа-
ров на Якеевской УКПН до
применения системы УЛФ со-
ставляли соответственно 8,1 и
6,4 тыс. т/год. В рабочих усло-
виях - это 7,1 млн.м3. Если счи-
тать, что выделение углеводо-
родов происходит равномерно,
то подача компрессора должна
быть выбрана равной 13,5
м3/мин. Если учесть неравно-
мерность поступления продук-
ции введением коэффициента 2,
то подача компрессора составит
27 м3/мин. По расчетам, выпол-
Подача компрессора, м->'мин
Рис. 6.43. Зависимость степени улав-
ливания легких фракций от подачи
компрессора установки УЛФ.
ненным с учетом различных
факторов, оказалось, что для практически 100%-й утилизации па-
ров достаточно выбрать компрессор с подачей 12 м3/мин, что в два
с лишним раза меньше предельно высокой. Такое расхождение
объясняется влиянием самой системы УЛФ, так как единая газовая
обвязка позволяет перераспределять углеводороды между резер-
вуарами, особенно при высоком коэффициенте совпадения опера-
ций поступления и откачки нефти. Более того, имеет место погло-
щение части углеводородов стабильной нефтью в других резервуа-
рах. И, наконец, удаление из резервуаров воздуха приводит к изме-
нению состава газового пространства, что уменьшает количество
испаряющихся из нефти углеводородов. Все это, в конечном счете,
позволяет уменьшить подачу компрессора, необходимую для ути-
лизации паров нефти в полном объеме [127, 128].
Проведенные данные являются достаточно наглядным приме-
ром того, что формальное определение подачи компрессора систе-
мы УЛФ по объему потерь может привести к серьезным ошибкам и
требует отдельных исследований применительно к конкретному
резервуарному парку с учетом всех влияющих факторов.
6.6.6. ОСОБЕННОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СИСТЕМ УЛФ
С РЕЗЕРВУАРАМИ РАЗЛИЧНОГО НАЗНАЧЕНИЯ
Для улавливания углеводородов, выделяющихся из резервуа-
ров, могут применяться установки, основанные на использовании
293
процессов охлаждения, абсорбции, адсорбции, компримирования
[88, 94, 113, 127, 133, 180, 337], разделения на мембранах. Однако
именно компрессорная система с поддержанием положительного
давления в резервуарах позволяет достичь практически 100% сте-
пени утилизации углеводородов. Она наиболее дешева и наименее
энергоемка, поэтому, безусловно, имеет преимущества перед дру-
гими, и ее следует рассматривать как приоритетную при решении
вопросов улавливания паров нефти. Единственным ограничением
является наличие системы газосбора, куда должна направляться
уловленная продукция и откуда, при необходимости, можно взять
газ для подпитки в периоды снижения давления в резервуарах. Это
условие обеспечивается не на всех объектах. Некоторые объекты
перекачки нефти и ее налива требуют других решений. Однако для
нефтедобычи установки УЛФ компрессорного типа всегда приме-
нимы и приемлемы для использования на резервуарных парках
различного назначения. На объектах нефтедобычи резервуарные
парки можно разделить на 2 основные группы:
- сырьевые, через которые проходит водонефтяная эмульсия, по-
ступающая с промыслов;
- товарные, принимающие нефть после подготовки (обезвожива-
ния, обессоливания и частичной стабилизации).
Сырьевые и товарные резервуары отличаются по составу неф-
ти, режимным параметрам эксплуатации. Эти различия необходимо
учитывать при проектировании и эксплуатации системы УЛФ, хотя
принципиальная технологическая схема герметизации резервуаров
и конструкция установки не меняется [337].
Например, по состоянию на 1 января 1995 г. из 20 установок
УЛФ, эксплуатировавшихся на объектах ОАО «Татнефть», 6 были
смонтированы на сырьевых парках, 2 - на товарных, остальные -
на смешанных. Одной из первых в конце 1991 г. была введена в
эксплуатацию система УЛФ на Азнакаевской УКПН, которая по-
зволила герметизировать сырьевой парк, состоящий из 4 техноло-
гических и 4 буферных резервуаров РВС-5000 и РВС-2000 (рис.
6.44). Производительность компрессора системы УЛФ составляла
6,8 м3/мин. При работе системы УЛФ на сырьевых резервуарах
средний объем откачиваемого газа достигал 1500 м3/сут.
В 1993 г. к системе УЛФ были подключены 8 железобетонных
резервуаров ЖБР-5000, через которые проходила стабилизирован-
294
ная товарная нефть (см. рис. 6.44). Из табл. 6.27, где приведены
средние составы нефтей Азнакаевской УКПН после сырьевых и
товарных резервуаров, видно, что товарная нефть более плотная, а
главное - обедненная легкими компонентами. Так, содержание
C|<-Cs в товарной нефти оказалось в 2,8 раза меньше, чем в сырой.
Рис. 6.44. Схема расположения резервуаров на Азнакаевской УКПН.
I - газ на вторую ступень сепарации; II - конденсат на УКПН.
Таблица 6.27.
Компо- ненты Мольная концентрация, %
Сырая нефть Товарная нефть
до внедрения УЛФ после внедрения УЛФ до внедрения УЛФ после внедрения УЛФ
Сг 0,05 0,12 0,01 0,01
Сз 0,45 0,73 0,09 0,13
с< 1,09 1,56 0,34 0,41
С5 1,71 2,24 0,75 0,89
Cg+в 96,70 95,35 98,81 98,56
Подключение к системе УЛФ товарных резервуаров изменило
работу установки: уменьшились время работы компрессора и, со-
ответственно, объем откачиваемых паров нефти, число пусков и
295
остановок компрессора. Расчетные объемы паров, выделившихся
из резервуаров, и количество паров, откачанных компрессором ус-
тановки УЛФ за неделю в сентябре 1993 г., приведены в табл. 6.28.
Таблица 6 28
Дни недели 1 2 3 4 5 6 7 Всего
Расчетное количество выделившихся паров, м1 * 3/су г 3560 5600 3980 3650 6550 4950 7200 35490
Количество паров, отка- чанных уста- новкой УЛФ, м3/сут 850 850 320 1660 537 585 305 5107
Расчетное количество выделившихся из резервуаров паров оп-
ределяли сложением объемов выбросов из сырьевых и товарных
резервуаров в соответствии с методикой, изложенной в [127] (кри-
вые 1-3 на рис. 6.45).
Рис. 6 45 Объемы паров нефти, выделяющихся из резервуаров
Азнакаевской УКПН
1 - сырьевые резервуары. 2 - товарные резервуары, 3 - сумма объемов паров из сырьевых и
товарных резервуаров, 4 - поступление паров на прием компрессора с учетом процесса
абсорбции 5 - подача компрессора
296
Сложение выбросов из сырьевых и товарных резервуаров, ес-
тественно, изменяет картину, которая была до подключения товар-
ных резервуаров к системе УЛФ (сравнить кривые 1 и 3 на рис.
6.45). Суммарные выбросы в отдельные промежутки времени мо-
гут быть как больше, чем из сырьевых резервуаров, так и меньше.
За протяженный период (например, неделю и более) при подклю-
чении товарных резервуаров они не изменяются, так как после ста-
билизации нефть не содержит остаточного газа, а объемы поступ-
ления и откачки практически совпадают. Совпадение тем лучше,
чем более длительный период рассматривается.
Однако, при механическом сложении объема выбросов из
сырьевых и товарных резервуаров не учитывается процесс абсорб-
ции стабильной товарной нефтью паров, выделяющихся из сырье-
вых резервуаров. Расчеты равновесий [113], которые говорят о
преобладании процессов абсорбции над испарением, подтвержда-
ются многочисленными результатами внедрения систем УЛФ на
объектах ОАО «Татнефть». Из табл. 6.28 видно, что откачанные
компрессором установки УЛФ пары, составляют лишь 15% от ко-
личества, которое должно было бы выделиться. Конечно, это мож-
но было попытаться объяснить неплотностями в кровле и стенах
железобетонных резервуаров, которые находятся в эксплуатации
более 30 лет. Гарантировать полное отсутствие утечек через не-
плотности для таких старых железобетонных резервуаров, естест-
венно, нельзя. Однако процесс абсорбции подтверждается и изме-
нением состава товарной нефти в резервуарах с системой УЛФ
(табл. 6.29).
Из данных, приведенных в табл. 6.29, видно, что содержание
легких углеводородов в стабилизированной нефти увеличивается.
На объектах, где нефть не стабилизируется, содержание легких
компонентов может и уменьшаться (Кичуйский и Акташский ТП),
и Если пренебречь возможными утечками паров через плотности,
то скорость абсорбции углеводородов товарной нефтью в резер-
вуарах Азнакаевской УКПН колеблется от 1,4 до 4,8 м3/мин и в
среднем равна 3,3 м3/мин (табл. 6.28). С учетом средней скорости
процесса абсорбции в товарных резервуарах количество паров неф-
ти, поступающих на прием компрессора, определяется кривой 4
(рис. 6.45). Ни в какой отрезок времени это количество не превы-
шает подачу компрессора (прямая 5 на рис. 6.45), т.е. установка
297
УЛФ на Азнакаевском ТП может отбирать все пары нефти, посту-
пающие на ее прием в любой промежуток времени.
Таблица 6.29.
Установка Время исследования Массовое содержание Cin, % Стабили- зация товарной нефти*
до резервуаров после резер- вуаров
Азнакаевский ТП Февраль 1994 г. 1,38 1,44 +
Горкинский ТП Ноябрь, 1991 г. 1,81 2,25 +
Апрель 1992 г. 1,83 1,88
Павловский ТП Март 1992 г. 2,54 3,22 4-
Апрель 1994 г. 2,37 3,43
Карабашский ТП Март 1992 г. 2,08 2,17 +
Март 1994 г. 2,28 2,36
Северо- Альметьевский ТП Март 1992 г. 1,73 1,78 4-
Тихоновский ТП Май 1994 г. 2,13 2,44 —
Первомайский ТП Июль 1994 г. 3,92 3,93 -
Кичуйский ТП — 1,84 1,79 -
Акташский ТП — 3,79 3,75 —
Бавлинская ЭЛОУ-2 3,96 4,47 -
“+” - нефть стабилизирована; - нефть не стабилизирована.
Таким образом, исследования и анализ работы установок УЛФ
на объектах ОАО «Татнефть» показали, что при проектировании
установок для товарных резервуарных парков необходимо учиты-
вать влияние процесса абсорбции легких углеводородов, выде-
ляющихся из сырьевых резервуаров, или газа подпитки стабильной
нефтью. Процесс абсорбции приводит к изменению объемов паров,
поступающих на прием компрессора, и количества подпиточного
газа.
6.6.7. ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ
НЕФТИ ПРИ РАБОТЕ РЕЗЕРВУАРОВ В БЛОКЕ С КСУ
Снижение добычи нефти на промыслах АО «Татнефть» и в
других нефтедобывающих регионах страны в общем объеме про-
дукции скважин и вытекающее отсюда уменьшение добычи нефтя-
ного газа, транспортируемого совместно с нефтью, привело на ряде
промыслов к заметному снижению использования возможностей
298
компрессорных станций (КС), перекачивающих газ концевых сту-
пеней сепарации (КСУ). Для надежной эксплуатации компрессоров
существующих КС и в целях устранения дисбаланса между уста-
новленной производительностью и объемами поступления газа с
концевых ступеней сепарации чаще всего используется способ
подпитки компрессоров газом с выкида на прием по байпасному
трубопроводу, либо из напорного газопровода первой ступени се-
парации, поскольку многие перекачивающие агрегаты не имели
автоматических систем регулирования производительности. Ана-
лиз работы ряда компрессорных станций управления «Татнефте-
газ» (табл. 6.30) показывает, что коэффициент использования этих
КС, равный отношению фактического расхода углеводородного
газа, поступающего с концевых ступеней сепарации, к производи-
тельности компрессоров, составляет величину, заметно меньшую
единицы.
Таблица 6.30.
Параметры работы существующих КС
Номер КС Тип ком- прессора Производи- тельность компрессора, м3/мин Коэффициент использова- ния производительности
без системы УЛФ с системой УЛФ
КС-1 при Бавлин- ской ЭЛОУ-2 5ВКГ 10/6 10...11 0,86 0,95
КС-7 при Бирюче- ской УПС 5ВКГ 12/5 12 0,58 —
КС-19 при Якеев- ской УПС 5ВКГ 10/6 10...11 0,60 0,75
КС-11 при Сулеев- ской УПН 7ВКГ 25/25* 12...14 0,60 0,72
КС при Бондюжской УПН 5ВКГ10/6 10...11 0,31 0,35
КС-2 при Минниба- евской УПН 5ВКГ 10/6 10...11 0.67 0,80
КС-8 при Карабаш- ской УКПН 5ВКГ 12/6 12 0,67 0.75
КС-25 при Кичуй- ской УПВСН 5ВКГ 10/6 10...11 0,47 —
Как следует из табл. 6.30, компрессорные станции загружены
газом КСУ только на 60.. .90%, а в отдельных случаях - всего лишь
299
на 30...50%. При этом значительная часть энергии компрессоров
расходуется на перекачку газа подпитки, который может быть по-
дан на ГПЗ бескомпрессорным способом под собственным давле-
нием. Подключение систем улавливания легких фракций нефти
(УЛФ) из резервуаров и поступление уловленных паров на сущест-
вующую КС (а именно такая технология внедрена на промыслах)
позволяет повысить загрузку компрессорных станций всего лишь
на 10... 15%, что явно недостаточно для полной загрузки КС газом.
Кроме того, при эксплуатации резервуаров различного техно-
логического назначения в условиях постоянного колебания уровня
нефти в них, работы товарных резервуаров в режиме «прием-
откачка» компрессор установки УЛФ также требуется подпитывать
газом от внешнего источника. Пары, уловленные из резервуаров,
компримируются при этом дважды: компрессором установки УЛФ
и компрессором существующей КС. Таким образом, сложившаяся
схема сбора газа из компрессоров КСУ и паров из резервуаров оп-
ределяет наличие двух компрессорных станций: установки УЛФ и
существующей КС, причем обе станции требуют подпитки ком-
прессоров газом высокого давления [320].
Поставляемые на российский рынок совместным российско-
американским предприятием «ТАТЕХ» установки УЛФ фирмы
UMC Automation имеют широкий диапазон производительности от
2,0 до 18,0 м3/мин и обладают тонкой системой ее регулирования -
не менее 50%. Это позволяет эксплуатировать установки в мягком
технологическом режиме отбора паров нефти из резервуаров, од-
нако, естественно, не исключает необходимость использования
системы подпитки при высоких скоростях отбора нефти из резер-
вуаров и снижения в них её уровня. В некоторых случаях эксплуа-
тация системы подпитки может вызвать ряд осложнений в зимнее
время года при низких температурах, причинами которых является
образование гидратов.
В целях поиска более надежных и экономичных условий сбора
газов концевых ступеней сепарации и паров нефти из резервуаров
выполнены исследования и осуществлен сравнительный анализ
работы установок улавливания легких фракций в двух вариантах:
- сбор только паров нефти из резервуаров;
- совместный сбор газа из сепараторов КСУ и паров нефти из ре-
зервуаров.
300
Исследования и сравнительный анализ таких режимов работы
систем УЛФ выполнены применительно к Сулеевской УПН и Яке-
евской УПС НГДУ Сулеевнефть ОАО «Татнефть».
На Сулеевский узел подготовки поступало 3400 т/сут нефти,
газосодержание которой перед второй ступенью сепарации состав-
ляло 3,0 м3/т, а остаточный газовый фактор не превышал 0,75 м3/т.
В соответствии с методикой, изложенной в [127], в течение не-
скольких дней через каждые 2 ч определяли объем выделяющихся
в сырьевых и товарных резервуарах паров нефти. Характер изме-
нения объемного поступления газа и паров на установку УЛФ во
времени представлен на рис. 6.46.
б)
Рис 6 46. Изменение объемов газа и паров нефти,
поступающих на установку УЛФ.
а, б - соответственно Сулеевская УПН и Якеевская УПС, /, I поступление паров из
резервуаров, 2, 2’- совместное поступление паров нефти из резервуаров
и газа из сепараторов
Из рис. 6.46а (кривая 1) следует, что максимальное поступле-
ние паров нефти из резервуаров на установку УЛФ составило за
И'1
рассматриваемый период порядка 7,0 м3/мин. Однако при выборе
такой подачи компрессора установка УЛФ большую часть времени
будет простаивать, что снизит коэффициент использования ее про-
изводительности и отрицательно скажется на экономичности ее
работы. Поэтому производительность установки УЛФ определя-
лась, исходя из утилизации 95% паров нефти, что достигается при
ее значении 5,0 м3/мин [337]. Если принять, что диапазон регули-
рования подачи компрессора составляет 50%, то непрерывная его
работа будет обеспечена в интервале объемного расхода паров от
2,5 до 7,0 м3/мин. При меньшем расходе паров (46% времени) ком-
прессор должен работать либо в режиме байпасирования газа, ко-
гда выделение паров из нефти в резервуарах продолжительное
время минимальное, либо простаивать (9,5% времени), когда дав-
ление в резервуарах достигнет нижнего предельно-допустимого
значения. Последнее наиболее характерно для случаев откачки
нефти из резервуаров. При этом в резервуары поступает подпиточ-
ный газ от внешнего источника. Как видно из рис. 6.46а, это проис-
ходит не менее восьми раз, причем максимальное количество под-
питочного газа составляет 3,2 м3/мин. Кривая 2 на рис. 6.46а харак-
теризует второй вариант работы установки УЛФ, когда на установ-
ку совместно с парами нефти поступает газ со второй ступени се-
парации. Поскольку объем проходящей нефти и газовый фактор
изменяются во времени, то в расчетах объема выделения газа из
нефти в сепараторах принимался максимальный газовый фактор,
полученный во время исследований. Как видно из рис. 6.46а, мак-
симальное поступление газообразных углеводородов на установку
УЛФ составило 14,2 м3/мин. С учетом утилизации 98% уловленных
углеводородов приемлемая производительность составила 11,6
м3/мин. Минимальное количество поступающего на установку
УЛФ углеводородного газа из сепараторов и резервуаров, при ко-
тором компрессор будет работать непрерывно, составляет 5,8
м3/мин. Как следует из рис. 6.46а, интервал расхода газа при непре-
рывной работе компрессора равен 5,8... 14,2 м3/мин. И только при
трех значениях поступления газа на установку УЛФ компрессор
непродолжительное время будет работать в режиме подпитки, но
не от внешнего источника, а путем байпасирования газа с выкида
на прием. В этом случае основной объем газа из сепараторов КСУ
поступает не на установку, а по газоуравнительной системе - в ре-
зервуары во время откачки нефти для поддержания в них мини-
302
мально допустимого давления [320].
Аналогичные выводы были сделаны и при анализе этих вари-
антов работы установки УЛФ на Якеевской УПС (на рис. 6.466
кривые 1' и 2'). Здесь остановка компрессора при поступлении фак-
тически всего объема газа из сепараторов в резервуары при их опо-
рожнении (кривые 2') возможна лишь в одном случае.
Анализ эксплуатации ряда промысловых объектов, где вне-
дрены системы УЛФ, показывает, что рассмотренные особенности
совместного сбора паров нефти из резервуаров и газа из сепарато-
ров характерны практически для всех. Рассмотренная технология
предотвращения потерь нефти принята к внедрению на Гожанской
УППН-5 НГДУ «Чернушканефть» ОАО «Лукойл-Пермнефть».
Проектом предусмотрена обвязка газоуравнительной системой
трех сепараторов второй ступени сепарации, двух сепараторов го-
рячей ступени, восьми сырьевых и товарного резервуаров. На Го-
жанскую УППН-5 поступало около 4200 т/сут нефти. Газовый фак-
тор второй ступени сепарации составлял 2,0 м3/т, остаточный газо-
вый фактор не превышал 0,71 м3/т. Газовый фактор ступени горя-
чей сепарации составлял 0,078 м3/т, а в товарные резервуары нефть
поступала с газосодержанием 0,082 м3/т. После соответствующих
расчетов были определены объемы поступления паров нефти из
резервуаров и газа из сепараторов на установку УЛФ и их измене-
ние во времени. Результаты представлены на рис. 6.47. Как видно
на нём (кривая 1), количество поступающего газа из сепараторов
составляет порядка 4,0...8,0 м3/мин, или в среднем 6,0 м3/мин, что
при традиционном способе сбора газа концевых ступеней требует
установки отечественных компрессоров типа ВКГ или ГВ, мини-
мальная подача которых составляет 10... 12 м3/мин. Отбор паров
нефти только из резервуаров (кривая 2) даже при регулировании
подачи компрессора определяет периодический режим работы ус-
тановки с обязательным использованием подпиточного газа от
внешнего источника. Совместный сбор газа из сепараторов и паров
из резервуаров (кривая 3) позволяет при выборе подачи компрессо-
ра установки УЛФ порядка 11,6 м3/мин обеспечить непрерывную
её работу в диапазоне объемного расхода газообразных углеводо-
родов из резервуаров и сепараторов от 5,8 до 14,0 м3/мин, а при
меньших расходах - с помощью кратковременной подпитки по-
средством байпасирования газа. При этом исключается потреб-
ность в источнике внешнего газоснабжения, поскольку при быст-
303
ром снижении давления в резервуарах товарного парка роль подпи-
точного газа выполняет газ, поступающий в резервуары из сепара-
торов.
Рис. 6.47. Изменение объемов газа и паров нефти, поступающих на установку
УЛФ (Гожанская УППН-5).
1 - поступление газа из сепараторов; 2 - поступление паров из резервуаров.
3 - совмесгное поступление газа из сепараторов и паров из резервуаров
Таким образом, совместный сбор газа из сепараторов КСУ и
паров нефти из резервуаров позволяет осуществлять процесс сбора
газа и паров в более стабильном технологическом режиме при не-
прерывной работе компрессора установки УЛФ, исключить систе-
му подпитки резервуаров газом от внешнего источника за счет са-
мообеспечения системы УЛФ газом КСУ, повысить коэффициент
использования применяемых установок УЛФ, существенно снизив
при этом эксплуатационные и материальные затраты, используя
вместо двух компрессорных станций (традиционной существую-
щей КС и установки УЛФ) лишь одну установку УЛФ.
6.6.8. О НЕКОТОРЫХ НАПРАВЛЕНИЯХ СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ
ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ В СИСТЕМЕ
ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
Анализ показал, что решение проблемы сокращения потерь
легких фракций нефти в полном объеме может быть достигнуто
304
лишь на основе внедрения комплекса эффективных технологиче-
ских мероприятий во всей цепочке «промысел-транспортные
предприятия-завод», причем только в том случае, если герметиза-
ция технологического оборудования будет сопровождаться отбо-
ром и утилизацией легких фракций, выделяющихся из нефти при
складывающихся термодинамических условиях (давление, темпе-
ратура, время пребывания нефти в аппарате и другие факторы,
влияющие на этот процесс). Только при этом условии гарантирован
эффект от внедрения герметизации. В противном случае разгерме-
тизация системы в одной из точек, либо отсутствие или недоста-
точная герметизация одного из ее элементов, сводят на нет эффек-
тивность затрат на герметизацию во всех остальных звеньях [133].
Анализ состояния проблемы улавливания и утилизации легких
фракций на промыслах и в системе Управления магистральными
нефтепроводами, а также результатов исследований, выполненных
институтом ТатНИПИнефть еще в 1977-1980 гг., показал, что для
комплексного решения проблемы снижения потерь легких фракций
в нефтедобывающей и смежных отраслях и степени загазованности
головных сооружений транспортных управлений и резервуарных
парков нефтеперерабатывающих заводов необходимо:
1) снизить содержание легких фракций в нефти, направляемой с
промыслов нефтеперерабатывающим заводам;
2) построить и ввести в эксплуатацию на резервуарных парках
промыслов систему улавливания легких фракций (УЛФ);
3) осуществлять горяче-вакуумную сепарацию нефти на подходе к
резервуарным паркам нефтепроводных и других транспортных
управлений;
4) построить и ввести в эксплуатацию систему УЛФ на резервуар-
ных парках и головных сооружениях транспортных управлений,
танкерного флота, железнодорожных управлений и нефтеперераба-
тывающих заводов.
Расчеты показали, что в этом случае единовременные капита-
ловложения окупаются в течение 0,86 года.
Строительство блоков горяче-вакуумной сепарации, а также
дозагрузка, например, тюменской нефтью УКПН и ТХУ, по произ-
водительности эквивалентной производственнным объектам Тата-
рии в свое время, позволило бы стабилизировать значительный
объем тюменской нефти. Единовременные капиталовложения по
этому варианту окупались за 0,98 года (без учета затрат на трубо-
305
проводы-перемычки, необходимые для доставки тюменской нефти
на действующие установки объединения «Татнефть»).
С целью снижения потерь легких фракций при хранении и
транспорте, а также уменьшения загазованности товарных парков и
головных сооружений необходимы строительство и эксплуатация
систем улавливания легких фракций, рассчитанных на работу в ус-
ловиях именно транспортных управлений, которые, как известно,
отличны от промысловых.
Известно, что перекачка по магистральным трубопроводам
большого Диаметра с повышенными скоростями приводит к повы-
шению температуры потока нефти на конечных участках. В свою
очередь, это вызывает значительные потери нефти в результате вы-
броса в атмосферу легких углеводородов в резервуарных парках и
затруднения учета нефти.
Объемы выделяющихся при этом легких фракций весьма зна-
чительны. В табл. 6.31 приведены данные о количестве и составе
легких фракций из проб тюменских нефтей, поступавших на го-
ловные сооружения нефтепровода «Дружба». Даже при температу-
ре 40°С количество выделяющихся легких фракций достигало 0,769
нм3/т нефти, что при объеме перекачки в десятки миллионов тонн
может дать промышленности, при условии их отбора, большое ко-
личество ценных углеводородов, в том числе около 40% по весу -
бутанов и пентанов [133].
Таблица 6.31.
т,°с 41!У ~~ — S Количество выделяющегося газа, нм , на каждой ступени при изменении давления, ата
1 0,8 0,6 суммарное
40 0,769 4.73 4,75 10,4
50 2,57 4,65 4,93 12,15
60 4,65 4,04 4,29 12,98
70 7,28 3,985 6,73 17,995
Увеличение температуры до 70°С (горячая сепарация) позво-
ляет получать 7,28 нм3 легких фракций на каждую тонну нефти, из
них более 50% бутанов и пентанов.
Ориентировочная стоимость системы УЛФ автономного цикла
производительностью 5,5 млн. т, включая проектно-изыс-
кательские работы для опытно-промышленного объема, составляла
386 тыс. руб. Окупаемость объекта в тех условиях - 1,6 года.
306
Большие возможности по обеспечению нефтехимических ком-
плексов, расположенных в районе прохождения магистральных
трубопроводов, возникают при организации ступенчатой вакуум-
ной сепарации нефти на специально построенных объектах при
соответствующих головных сооружениях, а также в местах разме-
щения действующих УКПН (с блоками стабилизации) или газопе-
рерабатывающих заводов. В этом случае количество извлекаемых
углеводородов при Р = 0,6 ата и Т= 70°С достигает 18 нм3/т.
Ориентировочные расчеты показали, что при производитель-
ности объекта 70 млн. т нефти в год капиталовложения составляли
около 750 тыс. руб.
Использование систем УЛФ и блоков горячей сепарации по-
зволяет принципиально иначе оценивать последствия эффекта по-
догрева нефти при движении в магистральных трубопроводах. Ес-
ли намечались тенденции по разработке мер, направленных на
снижение температуры потока за счет, например, ограничения за-
грузки трубопроводов, то применение систем УЛФ, наоборот, по-
зволяет увеличивать их загрузку при одновременном решении це-
лого ряда других важных работ [133].
Использование в технологических целях естественно проте-
кающих процессов крайне важно ввиду их высокой экономично-
сти. Это один из наиболее интересных случаев, когда тепло трения
из вредного явления превращается в источник огромных выгод, так
как при правильной оценке этого явления оно может иметь поло-
жительные технологические последствия.
В частности, в результате разогрева снижается вязкость нефти,
уменьшаются отложения парафина и увеличивается пропускная
способность трубопроводов, компенсируются затраты электро-
энергии на перекачку для последующих перекачивающих станций
в связи со снижением вязкости нефти на предыдущих участках.
Кроме того улучшаются условия для разрушения эмульсий на про-
стаивающих или незагруженных установках в старых районах, воз-
никает возможность отбора легких фракций из нефти по трассе
трубопроводов с целью снабжения сырьем нефтехимических ком-
плексов, расположенных в этих районах. Создаются условия для
обеспечения топливом различных нагревательных объектов (при
необходимости) промышленного назначения или двигателей, ис-
пользуемых в качестве приводов насосов, в связи с чем решается
вопрос самоснабжения энергией перекачивающих агрегатов.
307
6.6.9. ДИФФЕРЕНЦИАЦИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ ПО ОБЪЕКТАМ
НА ПРОМЫСЛАХ
Для осуществления технологических процессов в соответствии
с проектами обустройства нефтяных месторождений на промыслах
используются различные технологические аппараты [339].
Первая ступень сепарации осуществляется на дожимных на-
сосных станциях (ДНС), где для отделения газа использовались, в
основном, сепараторы, выпускаемые Салаватским машинострои-
тельным заводом. Конструкция сепараторов для улавливания ка-
пельной нефти, уносимой из основной сепарационной секции, пре-
дусматривала дополнительную каплеуловительную секцию в виде
емкости небольшого объема, расположенной непосредственно по-
сле основной части сепаратора. Однако практика и промысловые
исследования показали, что каплеуловительные секции сущест-
вующих сепараторов работали недостаточно эффективно и в ряде
случаев были исключены из технологического процесса [339].
Результаты исследований потерь нефти по различным объек-
там приведены в табл. 6.32.
Определены потери капельной нефти с потоком газа на второй
ступени сепарации, расположенной перед резервуарными парками
или установками подготовки продукции скважин высокосернистой
нефти (УПВСН) [339]. Результаты исследований показали, что се-
параторы второй ступени также работают недостаточно эффектив-
но. Определенное количество нефти из сепараторов непрерывно
уносится с потоком газа в систему газопроводов.
Таблица 6.32.
Объект Потери нефти, %
С потоком газа из сепараторов Со сточными водами
1 ступень II ступень
1 2 3 4
НГДУ Альметьевнефть: Северо-Альметьевский ТП 0,0043 0,0067
Тихоновский ТП — 0,0045 0,002
Миннибаевский ТП 0,0046 0,0076
Альметьевская УПВСН 0,004 0,0105
ДНС-1с 0,0046 — 0,021
ДНС-650 0,0052 — 0.083
308
Продолжение таблицы 6.32.
1 2 3 4
НГДУ Азиакаевскнефть: Азнакаевский ГП 0,0086 0.0014
Яшляушский ТП — 0.0043 0,0023
ДНС-1С 0,0088 — 0,0071
ГЗНУ-28 0,0079 — 0,008
ГЗНУ-41 0,0064 - 0,0073
НГДУ Актюбанефгь Павловский ТП 0,0042 0,04
Бирюлевский ТП - 0,0034 0,043
НГДУ Лениногорскнефть: Лениногорский ТП 0,0052 0,06
Горкинский ТП — 0,0038 0,09
Куакбашская УПВСН - 0,0006 0.01
НГДУ Сулеевнефть- Сулеевский ТП 0,0026 0,0016
Сулеевская УПВСН - 0,0026 0,0049
НГДУ Заинскнефть: Акташский ТО - 0,0012 0,0077
НГДУ Прикамнефть: 0,0012
Первомайский ТП: — 0,0015 0,0051
Елабужский ТП: 0,0022 0,0013
Бондюжский ТП 0,0014 0,008
Ново-Суксинская УПВСН 0,0086 0.0022 0,0053
ДНС (Кызыл-Тау) 0,0038 — 0,0049
ДНС (Салауш) 0,0046 — 0,0061
ДНС (Ямурзино) 0,0034 -
НГДУ Джалильнефть: Чишминский ТП 0.0058 0,0016
Якеевский ТП 0,0029 0,011
Дюсюмовская УПВСН 0,0026 0,014
ДНС-2с 0,0055 — 0,0016
ДНС-Зс 0,0062 — 0,0028
У ПС-61 0,0049 — 0,0018
ЦПС (Сарманово) 0,0046 - 0,0015
НГДУ Елховнефть: Кичуйский ТП 0,0064 0,0152
Кичуйская УПВСН - 0,003 0.0046
309
Продолжение таблицы 6.32.
1 2 3 4
НГДУ Иркеннефть. Карабашский ТП 0,0023 0,0041
Кама-Исмагиловская УПВСН - 0,0049 0,007
НГДУ Бавлынефть: Бавлинская ЭЛОУ-2 0.004 0,0054
Бавлинская ТХУ-3 — 0,002 0,0046
ДНС (Южная) 0,0086 0,0042 0,0086
ДНС-1472 0.0042 — 0,0031
УПС-436 0,0044 — 0,0071
УПС-102 0,0056 — 0.0068
УПС-1640 0,0068 — 0,0087
ДНС-1472 0,0031 - 0,0079
НГДУ Нурлатнефть: Нурлатская ТХУ-7 0,007 0,0038
ДНС-3 0,0062 — 0,006
ДНС-4 0,0057 - 0,009
НГДУ Ямашнефть: Ямашинская УПВСН 0,0012 0,002
ДНС-1 0,004 — 0,0045
дне-11 0,0038 - 0,008
Определенное количество нефти теряется также со сточными
водами при ее утилизации (табл. 6.32) [339].
Наибольшие потери нефти имеют место в резервуарных пар-
ках, где было сосредоточено значительное количество условно
герметичных емкостей для сырой и товарной нефти.
Исследования показали, что величина уноса капельной нефти
из сепараторов в среднем составляет 4 г/м3 и иногда достигала бо-
лее 15 г/м3.
В связи с этим массовая доля технологических потерь от уноса
капельной нефти из сепараторов по всем объектам ОАО «Тат-
нефть» в среднем составляла 0,003% от общей добычи нефти.
По оценке [341], массовая доля технологических потерь нефти
в резервуарах сырой нефти в среднем не превышала 0,41%, а в ре-
зервуарах товарной нефти после УПН - 0,29% от количества добы-
той нефти.
310
Суммарные технологические потери нефти на промысловых
объектах ОАО «Татнефть» без применения систем УЛФ в товар-
ных парках оценивались в 0,713% от объема добытой нефти, в том
числе от испарения из нефтяных резервуаров - 98,18%, уноса неф-
ти сточными водами - 1,26%, уноса капельной нефти потоком газа
из сепараторов - 0,42%, утечек нефти из фланцевых соединений,
уплотнений, пробоотборных краников и устройств - 0,14% [341].
6.6.10. РЕАЛЬНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ ЗА СЧЕТ
ПРИМЕНЕНИЯ СИСТЕМ УЛФ НА ПРОМЫСЛАХ
В течение 1997-1998 годов были выполнены исследования по-
терь нефти из резервуаров 18 товарных парков ОАО «Татнефть» с
целью определения эффективности применения современной тех-
ники и технологии улавливания легких фракций (УЛФ). Исследо-
вания были выполнены в зимнее и летнее время года при работе
резервуаров с системой УЛФ и без. Результаты исследований при-
ведены в таблице 6.33 [340].
Таблица 6.33.
Объект исследования Время выпол- нения исследо- ваний Темпе- ратура окру- жаю- щей среды, °C Потери из резервуаров, %
сырьевых товарных
без УЛФ С УЛФ без УЛФ с УЛФ
1 2 3 4 5 6 7
Севсро- март 1998 г. -17 0,43 0,08 0,32 0,04
Альметьевский ТП июнь 1998 г. +32 0,47 0,04 0,35 0,03
Тихоновский ТП март 1998 г. -16 0,41 0,07 — —
июнь 1998 г +36 0,47 0,06 - 1
Миннибаевский январь 1998 г -28 0,39 0,06 0,32 0,04
ТП июнь 1998 г. +37 0,42 0,05 0,37 0,03
Азнакаевский ТП январь 1998 г. -27 0,41 0.11 0.35 0,03
июнь 1998 г. +35 0,40 0,05 0,41 0,02
Павловский ТП февраль 1998 г. -27 0,42 0,05 —
июнь 1998 г. +35 0,48 0,05 - —
311
Продолжение таблицы 6 33
1 2 3 4 5 6 7
Горкинский ТП декабрь 1997 г. -24 — 0,29 0,00
июнь 1998 г. +33 — — 0,34 0,03
-24
Лениногорский ТП декабрь 1997 г +33 0,57 0,05 — -
июнь 1998 г 0,60 0,01 -
Кичуйский ТП ноябрь 1997 г -6 0,45 0,19 0,34 0,18
июнь 1998 г. +34 0,47 0,05 0,51 0,04
Чишминская ТП февраль 1998 г -24 0,37 0,05 — —
июнь 1998 г. +34 0,43 0,05 -
Якеевский ТП март 1998 г -16 0,40 0,12 0,31 0,12
июнь 1998 г +35 0,45 0,07 0,33 0,05
Сулеевский ТП февраль 1998 г. -19 0,31 0,05
июнь 1998 г. +35 0,39 0.05 - - 1
Бавлинская ЭЛОУ-2 март 1998 г. -18 0,35 0,08 0,41 0,03
июнь 1998 г +32 0,36 0,03 0,42 0.02
Бавлинская ГХУ-3 февраль 1998 г. -18 0,31 0,10 0,32 0.02
июнь 1998 г. +32 0,33 0,08 0,37 0,04
Акташский ТП февраль 1998 г. -10 0,43 0,08 0,39 0,05
июнь 1998 г. +34 0,46 0,02 0,39 0,01
Карабашский ТП январь 1998 г. -25 0,26 — 0,38 0,07
июнь 1998 г. +36 0,26 - 0,44 0,07
Первомайский ТП март 1998 г -9 0,43 0,12 0,31 0.07
июнь 1998 г. +36 0,48 0,04 0,35 0,02
Бондюжский TII март 1998 г. -9 0,43 0,04 —
июнь 1998 г +36 0,47 0,03 - -
В связи с изменением объемов добычи нефти некоторые уста-
новки по комплексной подготовке нефти, в частности Тихоновская,
Павловская, Сулеевская УКПН и Бондюжская ТХУ, были переве-
дены на работу в режиме только предварительного сброса основно-
го объема пластовой воды. Нефть с остаточным содержанием воды
из этих резервуарных парков для окончательной подготовки на-
312
правлялась на более производительные УКПН, что видно из табли-
цы 6.33.
Представленные материалы убедительно показывают высокую
эффективность применения системы УЛФ [340].
6.6.11. ПРОБЛЕМА ОЧИСТКИ И УТИЛИЗАЦИИ НЕФТЕШЛАМОВ
НА ПРОМЫСЛАХ
В процессе разработки нефтяных месторождений в технологи-
ческом оборудовании различного назначения и на технологических
площадках накапливается значительное количество нефтесодер-
жащих шламов, состоящих из частиц породы пласта, продуктов
бурения, ремонтов и коррозии, асфальто-смолистых веществ, ми-
нерализованной воды, нефти, различных солей и других веществ.
Такие шламы, накапливаясь, не только нарушают со временем
нормальный ход технологических процессов, но и представляют
собой большую опасность для окружающей среды [68, 142-146,
148, 149, 150, 151, 152, 153, 154, 155, 156, 157,310,313,338].
Поэтому сокращение вредного воздействия на окружающую
среду в результате работ, связанных с нефтедобычей, имеет важное
народно-хозяйственное значение.
Анализ многочисленных зарубежных схем и технологий, отно-
сящихся к утилизации буровых и других производственных шла-
мов, показал их фрагментарность и незавершенность во многих
частях при высокой стоимости оборудования и эксплуатационных
затрат.
Исследования ТатНИПИнефти позволили осуществить техно-
логический прорыв в этой области, разработать технологические
процессы высокой эффективности, переводящие заведомо затрат-
ные, по существующим представлениям, экологические разработки
в разряд высокоэффективных технологий с экономическим эффек-
том в сотни миллиардов рублей сэкономленных капиталовложений
и десятки миллиардов рублей - по эксплуатационным затратам.
Расчеты, выполненные для объектов ОАО «Татнефть», показали,
что в области бурения разработка новейших технологий позволяет
избежать капитальных затрат в объеме 172 млрд, руб., а за счет
эксплуатационных затрат и ежегодных убытков - 20 млрд, руб.,
получая вместо этого реальную прибыль порядка 1,17 млрд. руб.
ежегодно (на 1996 г.).
313
В области утилизации резервуарных нефтешламов новые тех-
нологии позволяют избежать капиталовложений порядка 225,6
млрд, руб., а также убытков за счет непроизводительных эксплуа-
тационных затрат ежегодно в объеме 26,4 млрд. руб. и получить
вместо этого реальную экономию от утилизированных нефтепро-
дуктов 2,3-2,6 млрд. руб. в год.
По обоим направлениям предотвращенный ущерб для ОАО
«Татнефть» составил порядка 397,6 млрд. руб. капвложений, уст-
ранены ежегодные возможные убытки по статье эксплуатационных
затрат - 46,4 млрд. руб. и обоснована возможность получить ре-
альную прибыль не менее 3,47-3,77 млрд, руб./год.
Комплексная технологическая блок-схема переработки отхо-
дов нефтяного производства представлена на рис. 6.48, откуда вид-
на многоплановость решаемой проблемы и потребность в разра-
ботке большого количества технологий и подсистем, учитывающих
специфику утилизируемых шламов.
Рис 6 48 Комплексная блок-схема формирования и утилизации нефтешламов.
Нейтрализация и утилизация огходов осуществляется в бурении - на скважине, ЗГР, узле
доочистки, в капремонте - на спецучастках, узле доочистки, на товарных парках - непосред-
ственно в ТП, узле доочистки, узел доочистки и дожигания - стационарный,
остальные элементы - передвижные блоки
Основное оборудование и установки угловой пресс, центрифуги, шламовые насосы, шнеко-
вые конвейеры, блок очистки воды, системы УЛФ, узлы химреагентов, гидроэлеваторы,
блок очистки газа, нагреватели, генераторы пара, разделители
314
6.6.11.1. КОМПЛЕКСНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА
ТАТНИПИНЕФТИ ПО ОБРАБОТКЕ НЕФТЕШЛАМОВ
ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ, ОСНАЩЕННАЯ СИСТЕМОЙ УЛФ (КТСОН)
Технологическая схема. Анализ зарубежных технологиче-
ских схем обработки нефтешламов показал, что для них характерна
фрагментарность, рассчитанная на осуществление отдельных про-
цессов. В основу комплексной технологии КТСОН заложен прин-
цип универсальности и необходимой полноты всех подпроцессов,
используемых в том или ином сочетании, включающих:
- технологию зачистки герметизированных резервуаров и оборудо-
вания с помощью нефти (воды), включающую растворение и ре-
суспензирование в ней основной части углеводородов, входящих в
состав шлама;
- гомогенизацию нефтешлама и отмывку углеводородов от меха-
нических его составляющих с помощью растворителей, ПАВ и т.д.;
- отбор механических компонентов из суспензий с целью их даль-
нейшего безопасного использования по назначению (керамзитовое
производство, отсыпка технологических площадок и дорог, скла-
дирование в отвалах, производство строительных блоков, капсули-
рование и т.д.);
- отделение и сброс воды, содержащейся в нефтешламах, в суще-
ствующие системы водоподготовки;
- регенерацию использованных растворителей;
- улавливание паров нефти существующей автономной системой
УЛФ.
Необходимое для реализации технологии оборудование мон-
тируется на платформах автомашин или трейлеров в виде четырех
основных модулей:
- блока зачистки аппаратов (БЗА);
- блока гомогенизации шламов, растворения углеводородов и их
отмывки от твердых взвесей (БГО);
- блока регенерации растворителя (БРР);
- вспомогательного блока (БВ).
Исследования показали, что наиболее эффективный вариант
реализации технологии связан с использованием в качестве рабоче-
го (отмывающего) агента нефти, имеющейся в достаточном коли-
честве на любой установке подготовки нефти, лучше горячей. В
этом случае удается избежать формирования очень стойких множе-
315
ственных эмульсий, значительно усложняющих и удорожающих
процесс утилизации нефтешламов. При этом оказывается возмож-
ным осуществление двух вариантов реализации процесса.
1 вариант. На технологическом объекте, где осуществляется
зачистка оборудования, работает только первый модуль (БЗА). По-
лученная в резервуаре в результате размыва пульпа транспортиру-
ется автотранспортом на стационарный узел переработки шлама.
Преимущества этого варианта состоят в том, что:
- время транспортирования пульпы превращается в технологиче-
ское и процесс растворения парафинов горячей нефтью осуществ-
ляется более полно;
- в процессе транспортирования продолжает осуществляться гомо-
генизация пульпы;
- отпадает необходимость переброски на очищаемый объект всех
четырех модулей;
- время зачистки резервуара регламентируется, в основном, време-
нем,. необходимым для вывоза пульпы на технологическую пло-
щадку стационара;
- вредные выбросы от энергетических установок всех блоков не
осложняют экологическую ситуацию на очищаемом товарном пар-
ке - ввиду их незначительности;
- система очистки сточных вод не загружается дополнительными
сбросами;
- отпадает (для НГДУ) необходимость в утилизации отмытых
шламов, что может быть решено централизованно;
- нарушение в режиме отмывки твердых составляющих шлама или
регенерации растворителей не задерживает передачу очищенного
объекта заказчику;
- возможность квалифицированно и с более полной нагрузкой экс-
плуатировать II-III-IV модули.
Недостатки варианта:
- повышенные транспортные расходы на перевозку пульпы;
- снижение температуры пульпы в процессе ее транспортирования
(потеря тепла) и возможность вторичного выпадения парафина;
- неизбежность транспортирования значительных объемов балла-
стной воды и необходимость решения проблемы ее очистки и ути-
лизации в условиях стационара;
- разрыв непрерывности процессов и появление дополнительных
операций по разгрузке a/цистерн и загрузке II—III—IV модулей в
условиях стационара;
316
- выброс в атмосферу продуктов сгорания автотранспортом, задей-
ствованным в перевозке пульпы.
Технологический регламент 1 варианта. Паровое пространство
очищаемого резервуара подсоединяется к газоуравнительной об-
вязке системы УЛФ, чем достигается герметизация процесса и ис-
ключение выбросов паров нефти в атмосферу (рис. 6.49).
Рис. 6.49. Комплексная технологическая схема обработки нефтешламов
из резервуаров (КТСОН), оснащенных системой УЛФ.
1 - очищаемый резервуар; 2 - отбор паров в систему УЛФ; 3 - шлам; 4 - размывающее уст-
ройство; 5 - линия горячей иефти (вода); 6 - эжекгор-гидроэлеватор; 7 - подводящая линия к
эжектору; 8 - трубопровод отвода пульпы; 9 - трубопровод подводки растворителя; 10 -
теплообменник; 11 - горячая нефть в отпарную колонну и отпаритель; 12 - горячая нефть от
отпарной колонны и теплообменника; 13 - блендер, 14 - мешалки; 15 - регулятор уровня; 16
- ввод инертного газа (азота); 17 - отбор инертного газа с углеводородами; 18 - задвижки; 19
- насосы; 20 - предохранительные клапаны (обратные); 21 - регулирующие элементы; 22 -
шнековый отпаритель сухого шлама; 23 - осушенный шлам; 24 - пары от шлама в холо-
дильник; 25 - тележка (шламовая); 26 - двухфазная центрифуга; 27 - отстойник; 28 - сброс
воды в канализацию и систему очистки; 29 - отпарная колонна; 30 - емкость отбора горячей
нефти; 31 - источник горячей иефти (пара); 32 - подвод энергоносителя; 33 - сброс конден-
сата (вода), 34 - холодильник; 35 - накопитель растворителя; 36 - хранилище растворителя;
37 - резервуар с теплой нефтью; 38 - источник инертного газа, 39 - приемник инертного
газа, 40 - отстойник шлама; 41 - шнековый (винтовой) иасос, 42 - линия оборотной нефти;
43 - подвод горячей нефти; 44 - трубопровод, 45 - установка размыва шлама УРЗ-1, 46 -
подвод воды; 47 - отбор пульпы; 48 - нагреватель; 49 - рециркуляционная линия; 50 - раз-
рузочное устройство; 51 - свеча рассеивания.
В имеющиеся люки резервуара через герметизирующие вводы,
исключающие попадание воздуха в резервуары и образование в
связи с этим взрывоопасной смеси, вводят размывающее устройст-
317
во (гидромонитор 4) и эжектор-гидроэлеватор 6 установки. У ЕЗ. 45.
Последние вводят под слой нефти высотой 40-50 см над верхним
обрезом патрубка откачки нефти и не менее 1 м общей высоты, что
соответствует правилам и инструкции по технической эксплуата-
ции металлических резервуаров и очистных сооружений. Слой
нефти остается в резервуаре при его подготовке к зачистке и слу-
жит первым, аккумулирующим размываемый шлам объемом. Кро-
ме того, он необходим для осуществления операции по размыву
шлама в варианте погружной струи, что необходимо для избежания
возникновения статического электричества во время работы гид-
ромонитора. Горячая нефть (30-35°С) подводится к гидромонитору
4 через УРЗ 45 (или другого аналогичного устройства) по трубо-
проводу 5 через задвижки 18 под расчетным давлением с помощью
насоса 19 отбираемой из резервуара товарной нефти 37. Если на
объекте теплой нефти нет или необходима более высокая темпера-
тура, нефть должна подогреваться автономным нагревателем 48,
устанавливаемым в разрыве подводящей трубы 5. Для сокращения
расхода нефти и обеспечения эффективной грязеемкости пульпы, а
также повышения степени растворения углеводородов обеспечива-
ется ее рециркуляция с помощью перемычки 49.
В зависимости от плотности шлама, его объема, состава и дру-
гих факторов расход нефти, давление насосов УРЗ и температура
нагрева рассчитываются ТатНИПИнефтью на основе специальных
исследований и выдаются бригаде в специальной технологической
карте.
Установка УРЗ-1, предназначавшаяся для механизированной
зачистки наземных стальных и подземных железобетонных резер-
вуаров от отложений нефти и нефтепродуктов, планировалась к
выпуску на Армавирском машиностроительном заводе Главнефте-
снаба РСФСР и имела следующие характеристики:
- транспортная база-автомашина, автоприцеп КрАЗ-257;
- привод механизмов - ходовой двигатель автомашины КрАЗ-257
или электродвигатель;
- производительность 14-15 т/час, расход воды (нефти) 90-1001
м3/час; j
- давление насосов (избыточное) - 12-16 кг/см2. j
Естественно, что при работе на нефти установка должна отве-
чать требованиям пожаро-взрывобезопасности.
318
Дальнобойность струи гидрантов - 25-30 м. Это означает, что
из одной точки можно зачистить практически весь резервуар. Од-
нако возможны варианты установки гидрантов в разных точках,
исключающие какие-либо мертвые зоны, не подвергавшиеся раз-
мывающему действию струи. Гидроэлеватор в состоянии транс-
портировать пульпу на расстоянии 300-400 м от очищаемой емко-
сти.
Второй вариант отличается от первого тем, что, если по усло-
виям и договору между организацией, зачищающей резервуар, и
его владельцем, нефть, используемая для зачистки резервуара, не
должна вывозиться за пределы резервуарного парка, а только смо-
ченный нефтью концентрат шлама, это может быть осуществлено с
помощью отстойника 40, из которого нефть с диспергированным в
ней тонкодисперсным шламом по трубопроводу 42 может быть
возвращена в резервуар 37 (насос не показан), а оставшаяся часть
шлама, содержащая основной объем мехпримесей, может быть
отобрана в автоцистерну через разгрузочное устройство 50, шнеко-
вого (винтового) насоса 41.
Взмученная в резервуаре пульпа по этому варианту гидроэле-
ватором 6 по трубопроводу отвода пульпы 8 вводится в отстойник
грубодисперсного шлама 40, перед входом в который, при необхо-
димости, вводится расчетное количество растворителя по трубо-
проводу 9. Нефть с мелкой (парафины) тонкодисперсной частью
шлама возвращается в резервуар 37, а отстоявшаяся часть шлама
шнековым (винтовым) насосом через теплообменник 10, нагревае-
мый теплой нефтью, поступающей в него по трубопроводу 11, вво-
дится в гомогенизатор 13 (блендер), оснащенный мешалками 14.
Для исключения возможности взрыва из-за появления статического
электричества при перемешивании в блендер подается азот (в газо-
вую подушку) из источника 38, а также расчетное количество рас-
творителя. Количество растворителя, подаваемого в блендер, регу-
лируется клапаном 21 по командам от регулятора уровня 15. Хо-
рошо отмытый от АСП и углеводородов шлам (возможна много-
ступенчатая отмывка) через задвижку 18 насосом 19 через обрат-
ный клапан 20 и расходомер М направляется в двухфазную цен-
трифугу 26, куда также вводится азот, а из центрифуги и блендера
по линии 17 осуществляется отбор инертного газа с углеводорода-
ми на факел или приемник инертного газа 39. Если владельцы сис-
темы УЛФ отказывают в обвязке зачищаемого резервуара их обо-
319
рудованием, то газовая линия из резервуара 1 трубопроводом 2
должна быть подтянута к приемнику инертного газа 39. В случае
невозможности осуществить герметизацию резервуара 1 при мон-
таже на нем гидромониторов и элеваторов, газовую линию от ис-
точника инертного газа 38 следует проложить к резервуару 1 (для
введения азота), введя её непосредственно в его газовое простран-
ство.
Отделившийся от осветленной растворителем пульпы твердо-
образный шлам направляется в шнековый отпариватель 22. Сухой
шлам с содержанием нефтепродуктов не более 2% по линии 23
сбрасывается в тележку 25 и далее, будучи безопасным, использу-
ется по назначению, а пары растворителя по коммуникации 24 на-
правляются в холодильник 34. Образовавшийся конденсат сбрасы-
вается в емкость 35, а остатки азота и других компонентов направ-
ляются на свечу рассеивания. Растворитель с отмытой от мехпри-
месей нефтью и водой из центрифуги 26 попадает в отстойник 27.
Отстоявшаяся вода сбрасывается в канализацию 28, а нефть с рас-
творителем через задвижку 18 насосом 19 через обратный клапан
20 подается в отпарную колонну 29. Низ колонны нагревается неф-
тью УКПН от источника 31, подогреваемого энергоносителем 32.
Пары растворителя направляются в холодильник 34, а выпавший
конденсат - в накопитель растворителя 35. Вода сбрасывается в
канализацию 33, а растворитель возвращается в начало процесса и
вводится в поток в нескольких точках: перед отстойником 40 (при
необходимости), теплообменником 10, в блендер 13. Из емкости 36
растворитель, по необходимости, добавляется в сборник конденса-
та 35. Горячая нефть из отпарной колонны 29 направляется в ем-
кость отработанной нефти 30. Сюда же возвращается нефть, вы-
шедшая из источника горячей нефти 31 для обогрева шнекового
осушителя 22 и элементов теплообменника 10. Кроме того, нефть
из отпарной колонны может подаваться насосом в резервуар 37 или
смешиваться с насыщенным парафином потоком 42, растворять
его, а затем также попасть в резервуар 37. Подвод горячей нефти в
линию 5 может осуществляться из источника 43.
Как уже отмечалось, в этом варианте размыв и вынос отложе-
ний шлама из резервуаров осуществляется в товарном парке, нефть
остается, в основном, здесь же, а концентрат транспортируется на
площадку со стационарно установленным оборудованием, начиная
320
с приемно-разгрузочного блока, теплообменника 10 и всего ос-
тального набора, представленного на рис. 6.49.
Это, очевидно, наиболее экономичный вариант, который, од-
нако, необходимо подтвердить технико-экономическим расчетом.
В целом схема позволяет осуществлять большое количество подва-
риантов, в том числе и совмещение процессов утилизации нефтеш-
ламов с зачисткой резервуаров.
6.6.11.2. ТЕХНОЛОГИЯ «ТАТНИПИНЕФТЬ—США»
Президент американской компании Р. Феррис во время пребы-
вания в ТатНИПИнефть в 1995 г. отметил:
«Как вы знаете, стандартной приемлемой технологии извлече-
ния и переработки резервуарных шламов в мире нет. Большинство
предпринимателей сжигают их. Хотя в этом ничего плохого нет.
Ваша цель - иметь технологию, которая превратила бы шламы в
ценные продукты. Эта технология будет относиться уже к области
искусства. Я предлагаю вариант реализации этой идеи (см.
рис.6.50), которая выкристаллизовывалась после обсуждения про-
блемы с вами».
Рис. 6.50. Система переработки шлама «ТатНИПИнефть-США».
1 - очищаемый резервуар; 2 - скруббер; 3 - компрессор; 4 - угольный фильтр; 5 - насос; 6 -
емкость реагентов н растворов; 7- 1рязная нефть; 8 - счетчик; 9- байпас; 10, 12 - центрифу-
га, 11 - двигатель; 13 - вакуумная емкость; 14 - винтовой конвейер; 15 - узел капсулирова-
ния; 16 - водяная емкость; 17 - реактор; 18 - холодильник; 19- шламовоз;
20 - накопитель твердого шлама
321
Подготовка и очистка резервуаров. В начале процесса необ-
ходимо ввести раствор химиката в шлам и механически переме-
шать, насколько это возможно. Затем эта смесь должна быть вы-
держана в резервуаре около 2 дней, чтобы привести шлам в состоя-
ние, близкое к сырой нефти. Если в шламе имеется эмульсия, она
будет разрушена. Используя вакуумную установку, песок и вода
могут быть отсосаны со дна резервуара, а нефть может быть остав-
лена в нем. Можно отобрать все, чтобы резервуар был окончатель-
но очищен.
Если необходимо иметь чистые стены и крышу - можно ис-
пользовать химикаты с применением паров горячего перхлорэтана
(РЕРС). Технология позволит очистить резервуар так, как будто он
стал совершенно новым. Но здесь есть проблема извлечения РЕРС
из шлама и паров после завершения работ по очистке резервуаров.
Эти действия и необходимое оборудование пока не прорабатыва-
ются до согласования с Заказчиком: «Было бы правильным обсу-
дить проблему, когда Вы будете здесь».
После отбора шлама вакуумной установкой, он откачивается
насосом на горизонтальную центрифугу для отделения нефти от
осадков и воды.
Во многих случаях нефть готова к тому, чтобы быть направ-
ленной на НПЗ без дополнительной обработки. Опыты показали,
что на НПЗ невозможно обнаружить даже следов химикатов, при-
менявшихся для очистки резервуаров.
Шламы можно вымыть гидравлически из резервуаров, что
увеличит количество хорошего продукта на выходе из центрифуги.
Это достигается использованием в качестве рабочей жидкости неф-
ти под давлением (гидромонитором) и применением принципа ре-
циркуляции.
Так как часть нефти должна быть обработана до высоких кон-
диций, ее необходимо пропустить через вертикальную центрифугу
для отделения тяжелой части, нуждающейся в термообработке.
Поскольку шламы в резервуарах отличаются друг от друга, для
выбора химикатов и режима необходимы лабораторные исследова-
ния. США и отечественные предприятия могут предоставить хими-
каты. Это сложные, но эффективные соединения, например, «Тер-
мос-2».
Обработка шламов. После обработки на центрифуге основная
часть нефти может быть направлена прямо в трубопровод, а остав-
322
шаяся часть с высокомолекулярными соединениями (парафин, ас-
фальтены) и мехпримесями направляется на вертикальную цен-
трифугу. После отбора текущей нефти шлам направляется в термо-
реактор. Сюда же направляются осадки (вариант) после горизон-
тальной центрифуги. Термореактор - аппарат непрямого подогрева
с помощью газа. Реактор оснащен механизмом непрерывного пе-
ремещения и удаления песка после обработки. Тяжелые углеводо-
роды подвергаются термокрекингу, отбираются из верхней части
реактора и конденсируются на холодильной установке, после чего
могут быть смешаны с нефтью первой или второй центрифуг.
Обработка осадков. Если химикаты выбраны правильно, то
твердые осадки оказываются очищенными от нефти еще на на-
чальной стадии. Если нет - необходимо прибегнуть к капсулирова-
нию с помощью соответствующих химикатов.
Химикаты для капсулирования пригодны и для нейтрализации
буровых отходов.
Обработка воды. Наиболее целесообразно осуществлять об-
работку воды на существующих очистных сооружениях при уста-
новках подготовки нефти. Если применялись химикаты для раз-
мягчения шламов, то вода будет чистой и обработки практически
не потребует. Для очистки воды и твердых осадков от нефти воз-
можно применение биопрепаратов, но это потребует больше вре-
мени и поддержания необходимой температуры.
Оборудование. Все оборудование может быть смонтировано на
базе автомобилей. Общая стоимость - 1,5 млн. долл. [142, 156].
ГЛАВА VII
VII. СОКРАЩЕНИЕ ПОТЕРЬ ПАРОВ НЕФТИ
ЗА РУБЕЖОМ И МЕТОДЫ ИХ РАСЧЕТА
Возрастающие объемы использования нефти и газа в мировой
экономике и требования улучшения охраны окружающей среды
обусловили необходимость улавливания паров углеводородов на
всем пути движения нефти от промыслов до потребителей и со-
кращения ее потерь до минимума. В 1920 г. общие потери углево-
дородов за рубежом достигали 10%, в 1933 г. - 6%, в 1962 г. - 3%
добытой нефти. До недавнего времени только в США стоимость
теряемых легких фракций нефти достигала 35 млн. долл./год, а во
всем мире этот показатель превышал миллиарды долларов. Этому в
значительной мере способствует возрастание размеров товарных
парков, а так же сроков хранения в них сырой нефти. В Японии
запасы нефти предполагалось довести до 90-дневной потребности,
что соответствует 76 млн. м3, в ФРГ запасы нефти соответствуют
70-дневной потребности, а нефтепродуктов - 90-дневному расходу.
В Швейцарии минимальный запас нефти составляет 80-суточную
потребность, предполагается довести его до 120-суточной, хотя
хранение нефти обходится около 3...4 долл, на 1 т.
В США сырая нефть и ее продукты хранятся в товарных пар-
ках нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) от 3 до 56 дней. Сырая
нефть, поступающая на завод по трубопроводу, хранится от 3,8 до
15 сут, а доставляемая на них танкерами - 14... 15 сут. Средний
срок хранения промежуточных и готовых продуктов составляет
12...34 сут.
Потери нефти значительны не только на промыслах. Так, если
общее количество углеводородов, испаряющихся в атмосферу по
пути от НПЗ до потребителя, принять за 100%, то доля НПЗ соста-
324
вит 16%, нефтебаз 32% и бензозаправочных станций 52%, причем
около 60% потерь приходится на резервуары.
В целом потери нефтепродуктов в этом звене оцениваются в
сотни миллионов долларов ежегодно, причем складываются они не
только из стоимости потерянного продукта. В результате потерь
легких фракций существенно снижается качество основного про-
дукта. Потеря 1% легких фракций приводит к уменьшению плот-
ности нефти на 0,4° (по данным АНИ - Американского нефтяного
института), а при падении плотности на 1° цена нефти снижается от
12 центов в центральных районах до 45 центов в Калифорнии. Так
как цены на нефть непрерывно меняются, эти цифры дают лишь
общее представление о важности сохранения легких фракций в
нефти и уровне ущерба. Нефтедобывающие предприятия являются
одновременно и крупными потребителями различного вида топли-
ва, которое также может теряться в больших количествах.
В результате испарений ухудшаются антидетонационные
свойства моторных топлив. Согласно американским данным, 1%
потерь от испарения приводит к снижению октанового числа бен-
зина на единицу. При этом сводится на нет работа, направленная на
повышение этого показателя производителями моторных топлив.
Например, увеличение октанового числа бензина лишь на одну
единицу обходится промышленности США в 200 млн. долл. Из од-
ного резервуара со стационарной крышей вместимостью 12,7 тыс.
м\ не оснащенного системой улавливания легких фракций (УЛФ),
ежегодно теряется до 300 т бензина.
Испарение нефтепродуктов при наливе транспортных цистерн
составляет 0,004...0,08% от объема отгрузки в зависимости от вида
продукта, типа транспортной цистерны и технологии налива. Поте-
ри бензина при заполнении морских и речных танкеров составляют
0,014... 0,057%.
На состоявшемся в Париже международном симпозиуме по
охране окружающей среды приводились данные о потерях нефте-
продуктов на американском НПЗ производительностью 5 млн.
т/год, на котором из резервуаров со стационарными крышами, не
оснащенных системами УЛФ, терялось 0,27 (12,5 тыс. т/год), а при
наливе железнодорожных и автомобильных цистерн - до 0,02%
переработанной нефти. Борьба с потерями нефти и ее продуктов
дополняется мерами по сокращению потерь различных видов энер-
гии на промыслах, НПЗ, при транспортировании и потреблении. По
325
данным АНИ, находящиеся в стадии рассмотрения законодатель-
ные акты для сокращения потерь и улучшения условий охраны ок-
ружающей среды, требуют дополнительных затрат в размере 14,5
млрд, долл./год.
Во многих странах достигнуты существенные успехи в этой
области. Так, за последние 10 лет потребление нефти шведской
промышленностью сократилось наполовину при одновременном
росте промышленного производства. Это явилось результатом ме-
роприятий по экономии энергии, которые позволили уменьшить ее
непроизводительные расходы и создать новое важное направление
шведского экспорта. Толчком для развития направления энерго-
сбережения послужило повышение цен на нефть в 1974 г. - так на-
зываемый первый нефтяной кризис, который потребовал психоло-
гической перестройки сознания общества. Вопросы использования
энергии заняли центральное место в промышленности и нацио-
нальном хозяйстве, затронули технологические процессы, методы
производства, изготовление товаров, транспорт и весь комплекс
жилищного хозяйства. Для Швеции экономия энергии означала
уменьшение зависимости от поступления нефти. Эта необходи-
мость возросла после второго нефтяного кризиса 1979 г., когда ис-
чезла надежда на снижение цен в будущем, и потребители энергии
начали искать возможности сокращения потребления нефти. Про-
цесс экономии энергии коснулся всех областей техники, но глав-
ным образом теплогенераторов, теплообменников и изоляционных
материалов. Главная задача состояла в предотвращении потерь
различных видов энергии, ее аккумуляции и обеспечении вторич-
ного использования. К 1985 г. по национальному хозяйству в целом
потребление нефти сократилось на 40% по сравнению с уровнем
1974 г., причем ее удельное потребление в киловатт-часах на 1
крону промышленной продукции (в ценах 1980 г.) снизилось с 0,23
до 0,018. Это свидетельствует о больших возможностях уменьше-
ния расхода энергии в мировой экономике.
В настоящем разделе рассматриваются методы сокращения
потерь нефти и газа, применяемые на промыслах и других объектах
за рубежом.
7.1. СОКРАЩЕНИЕ ПОТЕРЬ НЕФТИ И ЕЁ ФРАКЦИЙ
НА ПРОМЫСЛАХ
Целесообразность применения системы УЛФ на промыслах
зависит от рынка сбыта газа концевых ступеней сепарации, коли-
326
чества газа, выделяющегося в резервуарах, стоимости отбора и
доставки газа на рынок. Совершенствование техники добычи нефти
создавало предпосылки для эффективного извлечения и утилиза-
ции газа из нефти на всем пути ее движения. Полностью автомати-
зированные блочные установки, хорошо спроектированные и изго-
товленные, позволяют решить эту проблему на любом объекте в
минимальные сроки и при умеренной стоимости.
7.1.1. УЛАВЛИВАНИЕ ГАЗА ИЗ МЕЖТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА
СКВАЖИН
Объем этого газа обычно невелик, однако в нем содержатся
углеводороды, являющиеся наиболее ценными компонентами. При
выборе оборудования для системы улавливания углеводородов из
межтрубного пространства скважин важно правильно оценивать
количество собираемого газа. В противном случае неизбежны
лишние затраты на приобретение оборудования и снижение эффек-
тивности его использования. Так, на одном из участков Западного
Техаса были установлены системы улавливания газов из межтруб-
ного пространства 120 скважин. Единичными измерениями было
установлено, что со скважин можно отбирать 23000 м3 газа в сутки.
Однако, после строительства и введения системы в эксплуатацию
было получено всего лишь 2548 м3 газа в сутки. Такое положение
явилось следствием двух серьезных ошибок: была исследована
только часть скважин, намеченных к подключению к системе;
предварительные испытания скважин осуществлялись непродол-
жительное время. Для замера количества газа, отбираемого из меж-
трубного пространства скважин, наиболее часто используют не-
большую передвижную установку с расходомером диафрагменного
типа. Установка с таким расходомером обвязывается непосредст-
венно с межтрубным пространством скважин и пригодна для изме-
рения небольших объемов газа (до 14 м3/сут). Эту же установку
можно использовать и для замера газа, улавливаемого из техноло-
гического оборудования (делителей потока, деэмульсаторов, бу-
ферных емкостей, нагревателей) и небольших резервуаров, в кото-
рых невозможно поддерживать достаточно высокое давление для
замера газа другими средствами из-за опасности их разрушения. На
стадии проектирования системы выполняются исследования по
определению содержания в газе тяжелых углеводородов, а также
таких нежелательных компонентов, как сероводород, кислород и
327
двуокись углерода. Эффективность применения системы улавлива-
ния легких фракций из межтрубного пространства скважин вычис-
ляется, в основном, по прибыли, получаемой от продажи сухого
газа и тяжелых (жидких) фракций. Одним из главных факторов,
определяющих особенности системы улавливания легких фракций
из межтрубного пространства скважин, является необходимость ее
эксплуатации при очень низких давлениях на линии всасывания.
Это обусловливает применение в установках роторных компрессо-
ров.
Установка может использоваться также для отбора легких
фракций и из резервуаров. Регулирующее устройство, расположен-
ное на крыше резервуаров, управляет приводом задвижек, регули-
рует поток газа из резервуаров в общую систему сборных линий.
При создаваемом в установке вакууме пары из резервуара переме-
щаются по трубопроводам обвязки. Применение вакуумных систем
для сбора нефти и газа в США формально запрещено во всех шта-
тах. Это связано с возможностью возникновения опасных смесей,
способных взрываться под воздействием тепла работающих ком-
прессоров, и повышением агрессивности среды. Кроме того, про-
никновение кислорода в систему из атмосферы усиливает коррози-
онную активность сероводорода, который может присутствовать в
газе. Во избежание попадания кислорода в газ все трубопроводы
сборной системы испытываются под давлением до 0,7 МПа, а мес-
та их соединений проверяются с помощью вспенивающихся ве-
ществ.
Проблема сбора и транспортирования легких фракций может
осложниться выпадением в трубопроводах и накоплением в пони-
женных местах газового конденсата. Это уменьшает эффективное
сечение трубопроводов и приводит к дополнительному снижению
давления в системе. Частично проблему можно решить установкой
дриппов в пониженных местах по длине трубопровода в естествен-
ных зонах накопления жидкой фазы. Размеры дриппов должны
быть достаточны, чтобы вместить всю выделяющуюся часть угле-
водородов, обеспечить периодическое освобождение трубопрово-
дов и отсутствие в них жидкости. Поскольку накопление жидкости
в трубопроводах во многих случаях нельзя предсказать, устанавли-
вать дриппы можно и после введения системы в эксплуатацию.
Возможны и другие осложнения. Так, большинство старых сква-
жин подвергается обработке реагентами для удаления загрязнений
328
или предотвращения коррозии, выпадения парафина, возникнове-
ния солевых отложений. Это также способствует накоплению жид-
кости в системе газосбора, так как какая-то часть химикатов или
растворителей может попасть вместе с газом в коммуникации. По-
этому при разработке технологии обработок необходимо преду-
смотреть меры для предотвращения попадания этих жидкостей в
систему газосбора. При строительстве системы сбора в ней появ-
ляются окалина и другие виды загрязнений, которые затем неиз-
бежно попадают в компрессор и могут вывести его из строя. В свя-
зи с этим фильтры должны устанавливаться непосредственно перед
компрессором. Фильтры представляют собой легко заменяемые
элементы, которые рекомендуется менять особенно часто в началь-
ный период эксплуатации системы.
Опыт показывает, что применение системы улавливания лег-
ких фракций из межтрубного пространства скважин достаточно
эффективно. Об этом свидетельствуют результаты использования
системы на участке одного из нефтяных месторождений (60 сква-
жин).
Нефть и газ, добываемые на участке, собирались на объеди-
ненном сборном пункте. До применения системы межтрубное про-
странство во всех скважинах оставалось открытым, так как пласто-
вое давление составляло всего лишь 1,7 МПа. Газ из резервуаров
товарного парка также не утилизировался (сжигался на факеле), так
как его общее количество на выходе из сепараторов составляло 2,4
тыс. м3/сут. Тщательные исследования показали, что применение
системы УЛФ позволит получить на участке газа более 15 тыс.
м3/сут: из межтрубного пространства скважин - 10 тыс. м3/сут, из
сепараторов - 2,4 тыс. м3/сут, из резервуаров товарного парка - 2,6
тыс. м3/сут. При стоимости всей системы 117 тыс. долл., доле при-
были 87,5% и эксплуатационных затратах не более 10% утилизация
газа обеспечивает окупаемость системы за 1,25 года [138]. На уча-
стке из 10 скважин эта система окупается практически за тот же
период и обеспечивает прибыль 22,4 тыс. долл ./год. В значитель-
ной мере уровень доходов определяется не только количеством, но
и составом газа, а также ценами на него и конденсат.
7.1.2. УСТАНОВКИ УЛАВЛИВАНИЯ ЛЕГКИХ ФРАКЦИЙ
Система УЛФ позволяет одновременно решить две проблемы:
сокращения потерь ценных углеводородов и охраны окружающей
329
среды. В этом случае затраты на охрану окружающей среды много-
кратно компенсируются и приносят прибыль не только от улуч-
шенного состояния воздушного бассейна, но и от утилизации за-
грязняющего продукта - углеводородов. При этом потери углево-
дородов с применением этих систем сокращаются на 98%. Приме-
нение системы УЛФ значительно расширяет возможности увели-
чения прибыли на промыслах и НПЗ, поскольку на продажу на-
правляются: терявшиеся ранее углеводороды из затрубного про-
странства скважин и попутный газ, пары нефти из резервуаров и
аппаратов низкого и среднего давления, тяжелые компоненты газа,
отбираемые при его осушке с применением гликолей, смеси угле-
водородов с сероводородом и углекислым газом (концевых и кис-
лых газов на промыслах и НПЗ), углеводородная часть газа, зака-
чиваемая в пласт при нагнетании горячего пара, пары нефти и ее
продуктов при товарно-транспортных операциях на нефтебазах,
заправочных станциях, танкерном флоте и т.д.
Выпуском установок УЛФ за рубежом заняты многие компа-
нии и корпорации, в том числе: Oil and Gaz supply Co, United Meter
Company Land Meter Zervise, Haliburton Resouse Management Com-
pessor, system Inc, Harley Industries Inc, Baker intermational company,
Pourr Service Inc, Superior Mechanical Industries Inc, LTV ENERGY
PRODUCT и др.
В частности, компания NATKO выпускала компактные блоч-
ные установки типа VRU, способные работать круглый год под от-
крытым небом практически на любых промышленных объектах.
Помимо стандартных вариантов фирмой предполагалось несколько
модификаций установок, изготовленных по специальным заказам,
например, с двухступенчатым сжатием газа и системой промежу-
точного и выходного охлаждения. Установки могут эксплуатиро-
ваться в блоке с электрическими, бензиновыми или газовыми при-
водами.
Фирма Superior Mechanical Industries Inc выпускала различные
модификации установок для работы на платформах шельфовой зо-
ны. Установка фирмы Land R Mater servise Ins развивала вакуум на
всасывающей линии порядка 196-9,8 Па. При перекачке влажного
газа с относительной плотностью 1,5... 1,8, избыточном давлении
на всасывающем патрубке 147-9,8 Па, частоте вращения двигателя
1000... 1200 мин'1 давление на выкиде составляло 31,5 Па
330
Фирма Kobe systems выпускала установки для улавливания и
отбора сероводородсодержащего газа. В обычных системах УЛФ
при отборе газа со значительным содержанием H2S необходима
замена масла для смазки подшипников в течение одной недели и
осуществление частых осмотров. Система УЛФ фирмы Kobe ис-
пользовала модификацию компрессоров RO-FLO со специальной
защитой трущихся частей, позволяющей существенно повысить
срок эксплуатации оборудования без периодических осмотров.
Применение установок этого типа стоимостью 15 тыс. долл, на
месторождении сероводородсодержащей нефти «Магнолия» по-
зволило утилизировать 7,3 млн. м3/год газа с экономическим эф-
фектом 125 тыс. долл, в год.
Общеевропейская фирма МС Gill International производит сис-
темы УЛФ, используемые при наливных разгрузочных операциях
нефти и топлива на автомобильном, железнодорожном и морском
транспортах, а также для отбора газа из резервуаров товарных пар-
ков нефти и ее продуктов. Установки запатентованы и производят-
ся в Европе. Более 350 из них успешно эксплуатировались на раз-
личных промысловых объектах многих стран мира.
Корпорация Harley Industries Inc конструировала и выпускала
блочные компактные установки типа Harley's Vapor recovery на ба-
зе лопастных компрессоров RO FLO фирмы Allis-Chalmers. Эти
установки, способные перекачивать большие объемы газа при из-
быточном давлении 35 Па, могут применяться в любых условиях и
отвечают любым запросам потребителей.
В Оклахоме работали три таких установки, каждая из которых
отбирала газ из нефтяных резервуаров и транспортировала его до
ГПЗ на расстояние 16 км. Производительность одной из них по га-
зу при давлении на выкиде 35 Па составляла 1,7 м3/мин (2455
м3/сут), что свидетельствует об ее экономичности при отборе и пе-
рекачке даже небольших объемов газа.
Фирма Allis-Chalmers, производящая компрессоры для систе-
мы УЛФ, предлагает варианты компрессоров и установок в блоч-
ном исполнении для любых условий эксплуатации и перекачки
любых сред. Выпускаемые ею компрессоры типа RO-FLO могут
работать и как вакуумные машины, и как компрессоры с давлением
нагнетания 42 Па. Скользящая конструкция лопастей ротора оказа-
лась чрезвычайно эффективной при перекачке кислых газов, что
подтверждено их успешной эксплуатацией в течение более 60 лет.
331
Более 3500 установок эксплуатируется при минимальных затратах
на обслуживание почти во всех странах мира.
Фирма Compressed Corpooration - основной производитель
компрессоров, член института компримирования воздуха и газа
Compressed Air and Gas Institute-CAGL гарантирует, что эти уста-
новки обеспечивают паспортную производительность и потребля-
ют мощность с отклонениями не более ± 3%.
Применение установки УЛФ даже на небольшом объекте из
четырех резервуаров на месторождении Блок 31 (Западный Техас)
позволило отбирать около 7 м3 газа из 1 м3 нефти. При производи-
тельности узла по нефти 2350 м3/сут общий объем уловленных па-
ров легких фракций равен 6,059 млн. м3/год. При стоимости уста-
новки 32 тыс. долл, экономический эффект компании Atlantik Rich-
field составил 230 тыс. долл./год при сроке окупаемости 2 мес. При
монтаже таких установок на объединенных участках продукции
скважин мелких месторождений, принадлежащих различным вла-
дельцам, общая газовая обвязка в резервуарах товарных парков в
последнее время не предусматривается. В этом случае каждый ре-
зервуар снабжен отдельной газоотводной снижающей линией, что
уменьшает пожароопасность объектов, хотя увеличивает металло-
емкость и стоимость объекта. Это повышает также оперативность
обслуживания и позволяет отключать для профилактических ос-
мотров или ремонтов любой из резервуаров.
7.1.3. ПРОМЫСЛОВАЯ ОБРАБОТКА И УТИЛИЗАЦИЯ
НЕФТЯНОГО ГАЗА
Объекты подготовки нефти и обработки газа на зарубежных
промыслах органически связаны со всем комплексом нефтяного
месторождения. Совместная обработка нефти и газа позволяет зна-
чительно уменьшить территорию, занимаемую промышленными
объектами, за счет сокращения и объединения многих узлов обще-
го назначения и снизить капитальные вложения и энергозатраты на
25...30% по сравнению с раздельной подготовкой нефти и газа на
технологически и организационно автономных объектах. В США,
Франции и других странах приняты законы, запрещающие добычу
и подготовку нефти без полной утилизации нефтяного газа.
Кроме того, промышленники стремятся получить дополни-
тельную прибыль в результате несложной обработки продукции
332
скважин в промысловых условиях. Вид и способ обработки выби-
раются с учетом охраны окружающей среды, природных факторов,
требований рынка. Промысловая обработка продукции скважин
требует капитальных вложений, поэтому масштабы и степень под-
готовки нефти и газа оцениваются с учетом допустимой нормы
прибыли и возврата вложенного капитала в возможно более корот-
кие сроки. Все это позволяет не только удовлетворить требования
рынка и избежать юридической ответственности за загрязнение
окружающей среды, но и получить значительную прибыль в ре-
зультате улучшения качества нефти и газа и уменьшения содержа-
ния в них нежелательных примесей.
В некоторых случаях выполнение мероприятий по охране ок-
ружающей природы приводит к снижению прибыли, поэтому про-
мышленники стараются обойти эти требования. В соответствии с
законодательством США промысловые отходы делятся на ограни-
чиваемые и ненормируемые. К последним относят пресную воду,
водяной пар, двуокись углерода, метан и этан, к ограничиваемым -
сероводород, окислы серы, углерода и азота, дымовые газы (про-
дукты сгорания факелов, печей и двигателей), углеводороды с мо-
лекулярной массой более 40 и соленую воду. В некоторых штатах
метан и этан также относят к ограничиваемым. Часть этих отходов
после обработки находит эффективное применение. Например, се-
роводород можно использовать как сырье для производства серной
кислоты. Пропан и более тяжелые углеводороды являются основ-
ными продуктами для НПЗ. Извлеченные из газа, они могут сме-
шиваться с нефтью и транспортироваться вместе с ней потребите-
лям. Метан и этан также чрезвычайно ценные продукты на рынке.
Используемые на промыслах остатки технологического сухого га-
за, не содержащие сероводород, хотя и могут сжигаться на факелах
или рассеиваться в атмосферу, но в большинстве штатов правила-
ми охраны недр такая практика запрещена. Однако, выполнение
этих предписаний независимыми промышленниками, разрабаты-
вающими месторождения иногда без всякого планирования, неред-
ко существенно отражается на их финансовом положении. Наибо-
лее сложным является удаление из газа соединений серы, особенно
сероводорода. Посредством абсорбции сероводорода газом его со-
держание в нефти может быть уменьшено до 0,007% и менее. Од-
нако, после снижения токсичности и коррозионной агрессивности
нефти предпринимателям приходится иметь дело с абсорбирую-
333
щим газом, содержащим сероводород. Этот газ может смешиваться
на установках до остаточного содержания 0,005% и менее, что оп-
ределяется условиями транспортирования газа по газопроводам
или требованиями рынка. Для очистки газа от сероводорода с це-
лью его транспортирования и осушки часто используют моноэта-
ноламиновые системы. Экономически выгодными считаются про-
цессы с использованием соединения аминов или дигликольаминов.
После подготовки газа для транспортирования и продажи ос-
тается актуальной проблема глубокого извлечения из него двуоки-
си углерода и сероводорода. Наиболее широко распространены два
метода ее решения: один - извлечение сероводорода и перевод в
элементарную серу с последующей продувкой двуокиси углерода,
другой - закачка кислого газа в продуктивный пласт. Большинство
действующих установок по извлечению серы основаны на исполь-
зовании различных модификаций процесса Клауса, обеспечиваю-
щего степень очистки газа от сероводорода на 95...99%, однако, в
последнее время разработаны и применяются новые, более эффек-
тивные методы. Закачка кислого газа в пласт, представляющая со-
бой сложный процесс, в условиях капиталистических хозяйствен-
ных отношений еще больше осложняется. Поступление газа в до-
бывающие скважины предпринимателей, эксплуатирующих другие
участки этого же месторождения, чревато судебными процессами.
Это является одной из веских причин широкого применения раз-
личных устройств и установок для очистки сероводородсодержа-
щего газа на промыслах. Когда объемы извлекаемого газа невели-
ки, геологические условия благоприятны, прибегают к закачке газа
в пласт. Содержание тяжелых компонентов в нефтяном газе обыч-
но значительно (табл. 7.1), поэтому их извлечение в промысловых
условиях осуществляется на газобензиновых заводах и небольших
промысловых установках аналогичного типа.
Таблица 7.1.
Компоненты Содержание компонентов в мольных долях (%) при давлении сепарации, МПа
2,8 0,35 0,1
1 2 3 4
Углекислый газ 0.30 0,68 0,81
Азот и воздух 0 — 2,16
Метан 89,6 81,8 69,1
Эган 4,65 5,84 5,07
334
Продолжение таблицы 7.1.
1 2 3 4
Пропан 3,60 6,46 8,76
Изобутан 0.52 0,92 2,14
Н-бутан 0,90 2.26 5,02
Изо-пентан 0,19 0.50 1,42
Н-пентан 0,12 0,48 1,41
Гептан 0,15 1,05 4,13
Из данных таблицы следует, что по мере снижения давления
сепарации содержание тяжелых компонентов в нефтяном газе, а,
следовательно, и необходимость их извлечения из нефти перед
транспортированием или продажей возрастает.
Промысловая обработка газа диктуется следующими условия-
ми контрактов: содержание сероводорода в газе должно быть не
выше 7 мг/м3, температура точки росы находится в пределах от
+7,2°С (южные районы) до -17,8°С (северные районы), допустимое
содержание воздуха в газе - 1.. .5%, углекислого газа - 1... 5%, теп-
лотворная способность газа - не ниже 37710 кДж/м3 (цена на газ
при изменении этого показателя меняется), давление поступающе-
го газа обусловлено давлением в принимающем трубопроводе и
может составлять 0,35 МПа (при поступлении в газораспредели-
тельную систему газоснабжающей фирмы) или 5,6...7 МПа (при
поступлении в магистральные трубопроводы). В спецификациях на
продажу газа, как правило, предусматриваются определенное со-
держание воды, углеводородов, кислых продуктов, теплота сгора-
ния и плотность. Обработка газа обычно осуществляется на мало-
габаритных установках блочного типа мощностью 250 м3/год. Из
772 ГПЗ в США (на начало 1980 г.) малогабаритные установки
(МГБ) составляли около 330. По методам подготовки газа установ-
ки распределяются следующим образом.
Низкотемпературная конденсация (НКТ)....... 131 39,8
Низкотемпературная абсорбция (НТА)............... 79 24,0
Криогенные с использованием турбодетандера. 49 14,9
Масляная абсорбция (МАУ)......................... 30 9,1
Криогенная с использованием эффекта Джоуля-
Томпсона......................................... 17 5,2
Адсорбция........................................ 16 4.1
Компрессия................................. 7 2,1
335
Из приведенных данных видно, что наибольшая часть МГБ
использует процесс НКТ как наиболее эффективный. По мнению
фирмы Russel Со (США), эффективность установок этого типа свя-
зана с гибкостью их эксплуатации. В зависимости от объемов пере-
работки и спроса на продукцию на установках можно перерабаты-
вать различные объемы газа и достигать при этом различных уров-
ней целевых компонентов. Продолжает оставаться острой пробле-
ма повышения утилизации нефтяного газа небольших месторожде-
ний, который теряется безвозвратно при сжигании его на факелах.
Так, в 1979 г. было сожжено 189 млрд, м3, или около 10% объема
его мировой валовой добычи. В странах Азии и Среднего Востока
сжигалось 59% добываемого нефтяного газа, в Латинской Америке
- 31%, в Западной Европе - 75%. Поэтому повсеместно стремятся
использовать газ на местах добычи или транспортировать его в
промышленные районы.
Непосредственно на промысле газ используется как топливо
для газовых турбин, паро-и электрогенераторов, для закачки в
пласт в систему ППД. Известны варианты двукратного использо-
вания нефтяного газа по схеме: выработка пара высокого давления
и его использование в турбинах с последующей закачкой отрабо-
танного пара в пласт. В таблице 7.2 приведены данные по закачке
газа в пласт в нефтедобывающих районах мира по состоянию на
1979 г.
Таблица 7.2.
Нефтедобывающие страны Объемы закачки газа в пласт, млрд, м’/год % от уровня добычи
США 31,4 5,0
Венесуэла 21,0 61,0
Ливия 10,8 54,0
Алжир 6,4 20,2
Саудовская Аравия 6,1 14,2
Иран 4,0 12,0
Бахрейн 1,0 21,7
Кувейг 0,9 7,9
Однако закачка газа в пласт не всегда целесообразна.
В этом случае возникает потребность в его подготовке к
транспорту. Если из-за суровых климатических условий, сложной
местности и по другим причинам строительство газопроводов за-
336
труднено, то перед сжиганием газа на факелах из него извлекают
компоненты С4(в для последующего транспортирования с нефтью.
Ниже приводятся данные по эффективности извлечения из газа
и закачке в транспортируемую нефть конденсата на месторождени-
ях фирмы Total CFP (Франция) соответственно до и после стабили-
зации.
Продано неф i и, т/сут............. 18200 18830
Увеличение объема проданной нефти,
т/сут.................................... - 630
Упругость паров нефти по Рейду, Мпа... 0,07 0,07
Увеличение прибыли, млн. долл./гол. - 40
Одним из способов транспортирования газа является его кон-
версия в метанол с последующим транспортом в энергопотреб-
ляющие районы. При этом пропускная способность трубопровода
возрастает в 5-6 раз, а диаметр и металлоемкость соответственно
уменьшаются. Преимущество метанольного варианта перед други-
ми состоит и в возможности его переработки без предварительной
очистки от двуокиси углерода при содержании его в газе до 25%.
В ФРГ запатентован способ совместного транспорта метанола,
полученного из нефтяного газа вместе с нефтью.
Фирма Qnebec (Канада) разработала технологию транспорти-
рования газа малых месторождений в сжатом виде на грузовом
транспорте.
В целях сокращения до минимума затрат на переработку газа
на морских платформах фирмами British Gaz и Mobil разработан
проект однотрубной системы сбора нефтяного газа с 21 месторож-
дения Северного моря и доставки его на расстояние 640 км на ГПЗ
в Сант-Фергус (Великобритания).
7.1.4. СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ
При поставке трубопроводными компаниями нефти плотно-
стью 0,8 г/см3 и ниже ее цена существенно снижается. Первона-
чально это объяснялось потерями, которые транспортные компа-
нии должны были неизбежно понести при последующем ее хране-
нии. Применение системы УЛФ устранило эту причину, а стабили-
зация нефти на промыслах, обусловленная расширением рынка по-
требления газа, значительно повысила прибыль нефтедобывающих
337
компаний. Этому же способствовали сохранение углеводородов
путем их закачки в пласт и требования правительств об улучшении
условий охраны окружающей среды. В связи с чем наиболее широ-
кое распространение получила тепловая стабилизация нефти, со-
вмещаемая во многих случаях с ее обезвоживанием в нагревателях-
деэмульсаторах. Однако, тепловая стабилизация применяется и при
добыче безводной нефти Тепловые параметры стабилизации вы-
бирают на основе предварительных исследований по определению
оптимальной стоимости суммы выделившихся продуктов и стаби-
лизированной нефти. В ряде случаев стабилизация на промыслах
оказывается невыгодной. Целесообразность осуществления стаби-
лизации обусловлена следующими факторами: возможностью за-
ключения контракта на продажу газа, если неизбежен возврат с га-
зобензинового завода на месторождение нефти более 50% сухого
газа и более 40% нестабильного бензина; принадлежностью ГПЗ
владельцу (владельцам) участка или месторождения, что позволяет
им извлекать прибыль как от продажи сжиженных продуктов сухо-
го газа, так и стабилизированной нефти; ограничениями в добыче
нефти, а ее стабилизация - дополнительной добычей нефти из дей-
ствующего фонда скважин; плотностью нефти, что связано с воз-
можностью снижения ее цены.
В промысловых условиях возможно использование нескольких
вариантов стабилизации нефти. Наиболее простая технологическая
схема приведена на рис. 7 1.
Рис 7 1 Принципиальная технологиче-
ская схема стабилизации нефти
на типовом участке
1 - вход продукции скважин, 2 - выход газа
на продажу 3 - сепаратор, 4 - ввод газа в
качестве топлива 5 - выход нефти, 6 - резер-
вуар товарной нефти, выполняющий одно-
временно функции второй, концевой и горя-
чей ступеней сепарации, 7 - компрессор
системы УЛФ
Нефть подвергается стабилизации, при которой упругость ее
паров снижается до уровня, обеспечивающего минимальные поте-
ри (обычно 0,07 МПа при 38°С) Стабилизация нефти достигается
многоступенчатой сепарацией (4-7 ступеней). На месторождении
Хаси Мессауд (Алжир) построена установка по тепловой стабили-
338
зацвд нефти, так как нефть этого месторождения (плотность 0,82
г/см3) богата легкими фракциями. Целесообразность стабилизации
нефти путем ее многоступенчатой сепарации была обоснована как
технологическими, так и экономическими исследованиями Уста-
новлено, что для снижения потерь нефти при ее транспортировке
достаточно ограничиться полным удалением из нее метана и этана
и лишь частичным удалением пропан-бутановых фракций. Сохра-
нение в нефти значительной части пропан-бутановых фракций уве-
личивает ее товарный объем и повышает стоимость. При дегазации
нефти в 4-5 ступеней ее объем на 4-5% превышает объем нефти,
дегазированной в одну ступень.
На первых установках по стабилизации нефти, построенных в
Иране, предусматривалось 7 ступеней сепарации нефти, но в даль-
нейшем число ступеней было снижено до 4-5. Кроме стабилизации
нефти, на установках по ее подготовке предусмотрено хранение
нефти с растворенным в ней сероводородом, который вызывает
интенсивную коррозию нефтепроводов и танкеров. Для его удале-
ния на некоторых групповых установках сооружают специальные
колонны, в которых стекающая с верха колонны нефть «продувает-
ся» потоком газа, не содержащего сероводород. Интересны техно-
логические решения по стабилизации нефти, добываемой на плат-
формах в условиях шельфовой зоны. Месторождение Экофиск в
норвежском секторе Северного моря было открыто в 1969 г. в 290
км от берега, глубина моря в этой зоне достигает 73 м. Плотность
нефти составляла 0,84 г/см3, газовый фактор - 267 м3/м3. В составе
нефти обнаружены следы сероводорода и менее 1% окиси углеро-
да. Содержание воды в нефти на первом этапе разработки было не-
значительным. Добытая нефть перевозилась танкерами, причали-
вающими к специальным плавучим буям-причалам, рассчитанным
на прием только одного танкера. Нефть и газ на платформе подвер-
гались сепарации в две ступени Для предотвращения образования
кристаллогидратов в поток газа вводился метанол. Для улучшения
сепарации и снижения упругости паров нефти перед отгрузкой на
танкеры ее подогревали блочной печью, установленной на плат-
форме. Максимально допустимая упругость паров, при которой
еще возможна закачка нефти в танкеры, составляет 0,006 МПа. От-
сепарированная нефть замерялась и продавалась, а газ на первой
стадии эксплуатации месторождения сжигался. Нефть добывалась
только в период загрузки танкеров при производительности сква-
339
жин на этом этапе 1590...3180 м3/сут. На второй стадии обустрой-
ства этого района месторождение Экофиск было выбрано в качест-
ве технологического центра для группы месторождений. Здесь бы-
ла установлена огромная железобетонная технологическая плат-
форма, имеющая емкости для хранения на 159 тыс. м3 нефти. На
платформу, кроме продукции месторождения Экофиск, поступала
нефть месторождений Год Албускэйл, Тор, Западный Экофиск,
Эдда, Элдфиск. Нефть с платформы транспортировалась на берего-
вую базу Тисайд (Великобритания) по трубопроводу диаметром
830 мм длиной около 350 км, а газ - по газопроводу диаметром 880
мм длиной около 418 км в Эмден (ФРГ). На платформах преду-
смотрена первичная сепарация газа. Нефть с остаточным газом
транспортировалась с помощью трех насосных станций, включая
две подпорные. Газ перекачивался двумя компрессорными стан-
циями.
На центральной платформе были установлены две автономные
автоматизированные системы, одна из которых обеспечивала
управление разработкой и контроль за добычей нефти, а вторая -
безаварийную эксплуатацию магистральных нефте-и газопроводов.
Системы контролируют состояние подпорных насосных станций и
положение входных и выходных задвижек на всех платформах
вдоль трубопроводов; состояние устройств для запуска и приемки
очистных скребков на эксплуатационных платформах и станциях
системы перекачки; состояние скважин, давление на устье и в тру-
бопроводах, дебит нефти и газа; положение задвижек скважин на
каждой из эксплуатационных платформ; суммарную добычу за су-
тки по каждой платформе и в целом по комплексу; температуру
нефти на входе и выходе подпорных насосных станций; давление;
положение задвижек; текущий объем откачиваемой нефти; превы-
шение температуры сверх допустимой в ответственных узлах на-
сосных и компрессорных станций; запуск и прием скребков с пода-
чей информации на телеэкраны и одновременной ее записью с по-
мощью печатающих устройств; запуск и остановку насосных и
компрессорных станций, поддержание заданного давления на их
приеме и выкиде; изменение состояния задвижек подводных тру-
бопроводов; состояние газопроводов и поддержание необходимого
давления в них; остановку и пуск в эксплуатацию всех платформ
или подпорных станций за исключением терминала Эмден. Добыча
нефти на платформах прекращалась при нарушении целостности
340
или закупорке подводных трубопроводов. При нарушении подачи
телеинформации с платформ на центральном пункте включалась
аварийная сигнализация. Стабилизация и хранение стабилизиро-
ванной нефти, фракционирование отобранных легких углеводоро-
дов, загрузка нефти в танкеры осуществлялись на центральном бе-
реговом пункте приема и обработки нефти в Тисайде.
Упругость газов нефти в шести стабилизированных колоннах,
работающих параллельно и рассчитанных на обработку 150 тыс.
м3/сут нефти, снижается с 4,5 до 0,1 МПа. Стабилизированная
нефть отправляется в товарный парк, расположенный на расстоя-
нии около 5 км и включающий 23 резервуара объемом 125 тыс. м3
каждый. Система откачки нефти при производительности 20 тыс.
м3 позволяет осуществлять загрузку двух танкеров одновременно.
Из продуктов стабилизации получали сухой топливный газ, этан,
пропан и нормальный бутан. Бутан и пропан транспортировались
потребителям в сжиженном состоянии. Суммарная добыча нефти
на этой группе месторождений превышала 20 тыс. м3/сут, а газа -
5,6 млн. м3 в сутки.
Предварительно обезвоженная нефть направлялась в деэмуль-
саторы, где она нагревалась до 52°С и обезвоживалась до 0,5% при
давлении 0,19 МПа. Выделившийся в деэмульсаторах, нагревателях
и распределителях потока газ отбирался компрессором системы
УЛФ. Обезвоженная нефть с первой установки поступала в шесть
резервуаров для товарной нефти объемом 1600 м3 каждый, в кото-
рых поддерживалось давление, близкое к атмосферному. Резервуа-
ры герметизированы и использовались в качестве концевой ступе-
ни сепарации. Газ из них отводился системой УЛФ, компримиро-
вался и подавался на дальнейшую обработку.
7.1.5. ОБОГАЩЕНИЕ НЕФТИ ЛЕГКИМИ ФРАКЦИЯМИ
Обогащение нефти легкими фракциями осуществляется с це-
лью их сохранения и снижения плотности самой нефти. Обогащен-
ная нефть содержит большее количество сжиженных легких угле-
водородов, чем резервуарная нефть, а отбензиненный газ получает-
ся более сухим. Так как конечной ступенью сепарации на промыс-
лах обычно являются резервуары товарной нефти, работающие
практически при атмосферном давлении, в нее добавляются лишь
те компоненты, которые можно сохранить в нефти при этом давле-
141
НИИ и температуре. Как уже отмечалось, минимальная плотность
нефти достигается при использовании многоступенчатой сепара
ции, однако, применение большого числа ступеней сепарации ока-
зывается не всегда приемлемым. Удаление легких фракций из неф-
ти достигается, как правило, с помощью вакуумных компрессоров
гидроциклонов и стабилизационных колонн. В некоторых случаях
применяется горячая сепарация, отпарка нефти сухим газом или
сочетание этих методов. Отпарка осуществляется при низком дав-
лении, а нефть после этого используется в качестве абсорбента.
Обогащенная легкими компонентами нефть подвергается сепара-
ции с фракционированием, причем на последней ступени - при ат-
мосферном давлении. На небольших участках используются блоч-
ные установки, работающие при низкой температуре или с приме-
нением абсорбента. Продолжительность цикла составляет 30...60
мин.
На месторождении Сарир (Ливия) первая ступень сепарации
осуществляется на групповых установках при давлении 1,2 МПа.
Вторая и третья ступени предусмотрены в аппаратах центрального
сборного пункта при давлении 0,25 МПа, а также при атмосферном
давлении в резервуарах. На центральном сборном пункте (ЦСП)
смонтированы три сепаратора фирмы BSB с номинальной произво-
дительностью 19 тыс. м3/сут каждый и три сепаратора производи-
тельностью по 5,5 тыс. м3/сут. На ЦСП концентрируются два пото-
ка: один с нефтью, содержащей 40...45 мг/л солей, а второй - око-
ло 2100...2500 мг/л. Содержание солей во втором потоке нефти
снижается до требуемых норм в результате обессоливания, осуще-
ствляемого в три ступени. На первой - путем разрушения эмульсии
с помощью деэмульгаторов и последующего ее отстоя в резервуа-
рах. На выходе из резервуаров остаточное содержание солей в неф-
ти составляет около 570 мг/л. На второй и третьей ступенях обес-
соливание нефти достигается с помощью электродеэмульсаторов.
Три деэмульсатора с фильтрами фирмы BSB рассчитаны на работу
при давлении 0,7 МПа и температуре +93°С, однако рабочее давле-
ние составляет 0,35 МПа. Другие девять обессоливающих блоков
конструкции корпорации Petrolite рассчитаны для работы при дав-
лении 0,10 МПа и температуре +203°С. Рабочее давление и темпе-
ратура составляют соответственно 0,5... 1,9 МПа и 80 СЭлектро-
дегидраторы рассчитаны на обессоливание 63,5 тыс. м нефти в
сугки (23,2 млн. м3/год). Высокая природная температура нефти
342
исключает необходимость ее предварительного нагрева и связан-
ные с этим дополнительные энергозатраты. Обессоленная нефть
после смешения с несоленой природной нефтью перекачивается с
помощью насосов по магистральному трубопроводу в Тобрук По-
сле обработки общее содержание солей в нефти - около 40 мг/л.
Насосная установка на ЦСП располагает шестью центробежными
насосами, три из которых - для перекачки «сухой» нефти, а три -
для обводненной нефти. В зависимости от темпов прироста добычи
обводненной нефти число и производительность насосов могут из-
меняться.
Для извлечения конденсата из добываемого газа предусмотре-
на установка производительностью 2000 м3/сут. Сжиженный газ не
имеет отдельного потребителя и закачивается в сырую нефть. Это
позволяет снизить не только потери углеводородов, но и плотность
нефти на 0,0057 г/см3, что увеличивает ее объем.
Подготовленная и обогащенная конденсатом нефть прокачива-
ется через замерный блок из восьми счетчиков типа В-115Е Рок-
велл-Бродье с максимальной производительностью 880 м3/ч при
давлении 8,5 МПа. Работа счетчиков контролируется и проверяется
государственным инспектором ежемесячно. Подпорная станция
построена приблизительно на половине пути к Тобруку, в связи с
чем предусмотрено дистанционное управление станций из Сарира.
В качестве двигателей используются агрегаты, работающие на
обессоленной нефти, что исключает потребность в электроэнергии
со стороны. Для обессоливания нефти до 5.. 7 мг/л для ее исполь-
зования в виде топлива предусмотрены специальные обессоли-
вающие блоки. Небольшая нефтеперерабатывающая установка на
ЦСП снабжает дизельным топливом двигатели насосов.
7.2. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ПОТЕРЬ ЛЕГКИХ ФРАКЦИЙ НЕФТИ И
ЕЕ ПРОДУКТОВ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ И ЕМКОСТЕЙ
7.2.1. ПОТЕРИ В ЕМКОСТЯХ И РЕЗЕРВУАРАХ СО СТАЦИОНАРНЫМИ
КРЫШАМИ
Различают три вида потерь легких фракций нефти в резервуа-
рах товарных парков: потери при малых и больших дыханиях (по-
тери от испарения) и потери от кипения [25, 1 14, 231].
Потери при малых дыханиях обусловлены изменением темпе-
ратуры окружающей среды и, следовательно, находящихся в резер-
343
вуарах нефти углеводородных паров. В дневное время в результате
нагрева объем газа в паровом пространстве увеличивается. Одно-
временно с этим повышается температура поверхности нефти, что
увеличивает количество испарившихся углеводородов. В результа-
те повышения давления в резервуаре некоторое количество паров
сбрасывается в атмосферу Во второй половине дня температура
снижается, испарение и расширение газа постепенно уменьшаются.
В ночное время, когда охлаждаются корпус и крыша резервуара, а
также снижается температура в паровом пространстве, происходит
конденсация наиболее тяжелых углеводородов, что сопровождает-
ся возникновением вакуума и возможностью подсоса в паровое
пространство резервуара воздуха. В утренние часы температура и
углеводородный состав смеси парового пространства относительно
стабильны и состояние системы близко к равновесному.
По.пери при больших дыханиях. При откачке нефти (нефтепро-
дуктов) из резервуаров освобождающееся пространство частично
заполняется парами углеводородов, испаряющихся с поверхности
откачиваемой жидкости, и частично воздухом или сухим (инерт-
ным) газом при использовании системы УЛФ. При заполнении ре-
зервуаров пары углеводородов вытесняются в атмосферу.
Потери от кипения (сепарации) образуются в условиях, когда
в резервуары поступает нефть с растворенным или окклюдирован-
ным в ней газом, сепарирующимся в резервуаре. Аналогичные
процессы происходят и при нагреве корпуса резервуара с солнеч-
ной стороны. Кипение сопровождается значительным выделением
легких фракций, особенно при использовании резервуаров в каче-
стве концевых ступеней сепарации и при подогреве нефти.
7.2.2. ПОТЕРИ ОТ МАЛЫХ ДЫХАНИЙ
Для определения потерь легких фракций от малых дыханий из
обычных резервуаров пользуются формулой АНИ [114, 231]'
= 0,0545 F-С
133,3-Р
736-133,3- Р
х0,68
-£>173 -Я051 -А/0,5, (7.1)
где: G,, с - потери от малых дыханий для резервуара со стационар-
ной крышей, м3/год; Р - упругость паров продукта при температуре
хранения, Па; At - разность между среднемесячной максимальной
344
и минимальной температурами, °C; D - диаметр резервуара, м; Н—
высота газового пространства, м; F - коэффициент окраски (для
белой краски принимается равным 1), С - постоянный коэффици-
ент
Ориентировочно потери за одно малое дыхание можно опре-
делить [114, 231] по номограмме на рис. 7.2.
Рис 7 2 Номограмма для определения потерь нефти в резервуарах
со стационарной крышей при одном малом дыхании
Р1 133.3 ~ минимальное давление насыщения паров, Па ночью, Р2 133,3 - минимальное дав-
ление насыщения паров, Па днем, 1,2- вспомогательные оси, N - число молей, Q - потери
на единицу объема газового пространства, г/м1, М - шкала молекулярной массы продукта,
А, В - шкала постоянных величин
В качестве примера рассмотрен резервуар диаметром 22,8 м,
вместимостью 5 тыс. м3 и высотой 11,9 м, заполненный бензином.
Температура газа ночью t1 = 10°С, днем tj = 50°С. Молекулярная
масса паров бензина М = 10. Высота взлива бензина в резервуаре 8
м Парциональное давление пара в газовом объеме определяют по
выражению:
lgP = J--, (7.2)
t
где для бензина А = 7,3; В - 1600; t - температура.
Тогда Р/ = (44-133,3) Па, Р2 = (222-133,3) Па. Для определения
потерь на оси максимального значения парционального давления
345
Р2 находят точку, соответствующую 222-133,3 Па, опускают пер-
пендикуляр до пересечения с вспомогательной шкалой 1. Получен-
ную точку соединяют с точкой на оси А, соответствующей значе-
нию 7,3, получая на вспомогательной оси 2 еще одну точку. Из од-
ной точки проводят линию к вспомогательной оси В к точке 1600,
и на шкале N находят искомое число молей. Соединяя эту точку с
точкой, соответствующей молекулярной массе бензина М - 110 на
шкале М, получают еще одну точку пересечения со шкалой Q, где
отмечают значение потерь на 1 м3 газового пространства. В данном
случае эта величина составила 375 г/м3. Объем газового простран-
ства (сумма конусйой и цилиндрической частей) резервуара в дан-
ном случае составила 1668 м3. Потери за одно дыхание - 63 кг.
Значительный интерес представляет информация об измене-
нии температуры и количестве углеводородов, выделяемых из ре-
зервуаров в течение суток по данным прямых замеров (рис. 7.3).
Величину потерь за одно малое дыхание в сутки в зависимости
от размеров резервуаров можно определить по номограмме рис.
7.4.
V. тыс. м3
Рис. 7.3. Кривые изменения темпе-
ратуры (1) и количества выделяю-
щихся углеводородов (2) при малых
дыханиях.
Рис. 7.4. Величина потерь AQ от
малых дыханий в зависимости от
вместимости резервуаров V со
стационарной крышей.
1,2, 3 - соответственно легкий бензин,
бензин, сырая нефть.
346
7.2.3. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ПАРОВ НЕФТИ ПРИ БОЛЬШИХ ДЫХАНИЯХ
РЕЗЕРВУАРОВ
При негерметизированных системах сбора нефти в резервуар-
ных парках потери легких фракций могут достигать 3% от добычи
нефти. Возникает проблема оценки влияния различных факторов
на потери легких фракций нефти, хранящейся в резервуарах.
Потери нефти в резервуарах, не имеющих понтонов или пла-
вающих крыш, зависят от: плотности, вязкости и температуры неф-
ти; атмосферного давления; температуры окружающей среды; со-
стояния атмосферного воздуха; системы опорожнения и наполне-
ния; степени очистки нефти от окклюдированного газа на послед-
ней ступени сепарации и величины давления на этой ступени; вре-
мени хранения нефти; частоты наполнения и опорожнения резер-
вуара (большие “дыхания” резервуара) и некоторых других факто-
ров.
Массовые потери углеводородов, выбрасываемых в атмосферу
из резервуаров, определяют по формуле
G = Vo-c-Pt), {13)
где: V,, - объем газовоздушной смеси, вышедшей из резервуара за
измеряемый промежуток времени при нормальных условиях, м3; с
- средняя концентрация углеводородов в газовоздушной смеси,
доли единицы; р„ - плотность вышедших из резервуара углеводо-
родов (газа) при нормальных условиях, кг/м3.
В зависимости от физико-химических свойств нефти концен-
трация углеводородов по высоте газового пространства (ГП) резер-
вуара может иметь разные значения.
При заполнении и опорожнении резервуаров с легкой нефтью
(р„ = 800-820 кг/м3) концентрация углеводородов по высоте газо-
воздушного пространства практически сохраняется, но изменяется
во времени, а для тяжелых нефтей (рн = 850-920 кг/м3) - неравно-
мерна и непостоянна. Степень равномерности концентрации угле-
водородов по высоте и объему ГП в резервуаре зависит, в основ-
ном, от интенсивности испарения нефти и темпа выделения окклю-
дированного газа из нее, величина которого значительно выше у
легких нефтей, чем у тяжелых [114, 231].
Средняя концентрация углеводородов в ГП резервуара суще-
347
ственно зависит также от скорости подъема или падения уровня
нефти в резервуаре при приемо-сдаточных операциях.
Произведение объема газовоздушной смеси к нормальным ус-
ловиям осуществляют по формуле (7.4)
Уо
РрТр1
РоТр
(7.4)
где: рриТр~ соответственно давление и абсолютная температура в
газовоздушном пространстве резервуара; р0 и То - давление и абсо-
лютная температура при нормальных условиях (ро = 760 мм рт. ст.,
Т„ - 273°К); Z - коэффициент сжимаемости газа, здесь можно при-
нимать равным 1.
Средняя концентрация углеводородов в ГП резервуара, зави-
сящая от интенсивности и продолжительности испарения нефти г с
площади контакта Stl, определяется из выражения (7.5)
УГП
где: q — интенсивность испарения нефти и выделения из нее окк-
людированных пузырьков газа, не успевших отделиться в сепара-
торе, м3/(м2-ч); SH — площадь поверхности, с которой происходит
испарение нефти и выделение пузырьков газа, м ; г - время, час
(опорожнения, наполнения, хранения); Vpp] — объем газовоздушного
пространства в резервуаре, м3.
Из формулы (7.5) видно, что средняя концентрация углеводо-
родов в ГП резервуара прямо пропорциональна интенсивности ис-
парения нефти, площади контакта ее с газовоздушным пространст-
вом и времени контакта т и обратно пропорциональна объему газо-
воздушного пространства Vm, т.е. чем больше объем ГП резервуа-
ра, тем меньше концентрация углеводородов “с” при всех прочих
равных условиях.
На основании опытных данных среднюю концентрацию угле-
водородов в ГП резервуара при расчете потерь нефти можно при-
нимать в пределах от 0,1 до 0,5.
При опорожнении резервуара интенсивность изменения газо-
воздушной фазы, согласно формуле (7.5), можно представить в
348
следующем виде [114, 231]:
2W = - ^1'ПК ~^гпн ск)р гп (То +Z)
$Н Та $Н Тп 7607’; п
где: q„— интенсивность выделения газа и испарения нефти, приве-
денная к стандартным условиям, м3/(м2 ч); с к - средняя концентра-
ция углеводородов в долях объема ГП соответственно до (Рш//) и
после (Угпк) опорожнения резервуара; Угпн , Угпк ~ начальный и
конечный объемы ГП резервуара, м3; ргп~ абсолютное давление
газовоздушной смеси, мм рт. ст.; Тгп абсолютная температура газо-
воздушной смеси, То - абсолютная температура, К (То = 273 К); t -
температура газовоздушной смеси в нефти, °C.
Определение интенсивности выделения газа и испарения неф-
ти при заполнении резервуара осуществляют с учетом объема и
концентрации углеводородов, вытесненных в атмосферу (7.7)
(с/г ~ сн )^гпн Ргп (273 + 20)
’ 7ЮГГП
(7.7)
При хранении нефти в резервуаре интенсивность выделения
газа и испарения нефти, вытесняемых в атмосферу, определяется
по (7.8)
(273 + 20)
760Тгя
(7.8)
где с — средняя во времени концентрация легких фракций нефти,
доли объема ДУ, вытесняемого в атмосферу из-за превышения дав-
ления в ГП под давлением, устанавливаемым дыхательным или
предохранительным клапанами.
Массовые потери углеводородов, выбрасываемых в атмосферу
из резервуара при заполнении его, могут определяться также по
(7.9) [114, 231]
— ^гп(1-сн)^~-~^гпк(1~
Ро L 1 гпн
\Ргпк
СК)~
1 ГПК _
ср „
1-с Рср’
1
(7.9)
349
где: G - потери легких фракций, кг; Угпн и Угпк ~ начальный и ко-
нечный объемы ГП резервуара, м3; ршн и рщк ~ начальное и ко-
нечное давление в ГП резервуара; ctp - средняя концентрация угле-
водородов; рср - средняя плотность углеводородов в ГП резервуара
[114, 231].
При расчетах потерь легких фракций нефти, выбрасываемых
из ГП резервуара при заполнении, опорожнении и хранении, по
формулам (7.6), (7.7) и (7.8) возникают значительные трудности в
определении начальной с„ и конечной ск концентраций углеводоро-
дов, которые, как правило, находятся для разных по физическим
свойствам нефтей экспериментально или расчетом с использовани-
ем закона Рауля-Дальтона, характеризующего равновесное состоя-
ние системы между фазами «смесь газов-нефть». Если эксперимен-
тальные данные или эмпирические формулы, по которым можно
определять эти концентрации, отсутствуют, то для расчетов потерь
нефти следует задаваться этими концентрациями, учитывая свой-
ства нефти (плотность, вязкость и др.), а также скорость падения
или подъема уровня нефти при заполнении и опорожнении резер-
вуаров.
Потери нефти или нефтепродуктов от больших дыханий - Gga
в м2/сут могут быть также рассчитаны по формуле АНИ [114, 231]
А;-А^2-105, (7.10)
где: V - количество нефти, поступающей в резервуары, м3/сут; Р -
упругость паров нефти, кгс/см2; К/ - коэффициент оборачиваемо-
сти резервуаров; К2 - коэффициент, характеризующий свойства
нефти или нефтепродуктов (для высокооктанового бензина прини-
мается равным 1, для нефти - 0,75).
Из формулы (7.10) видно, что с ростом упругости паров и ко-
личества нефтепродуктов в резервуарах потери пропорционально
возрастают. Так, если при всех прочих равных условиях потери
легкого бензина (давление насыщения Р = 0,78... 1,1 кгс/см2, сред-
ний молекулярный вес паров М = 62) от большого дыхания состав-;
ляют 1,23 кг/м3, то для более тяжелого бензина (Р = 0,45...0,7’
кгс/см2, М = 68) - 1,06 кг/м3, а для сырой стабильной нефти (Р
0,28...0,4 кгс/см2, М = 94) потери составляют 0,52 кг/м3.
350
На рис. 7.5 представлена номограмма, позволяющая опреде-
лять потери от больших дыханий в резервуарах указанного типа.
При этом учитываются годовая оборачиваемость резервуаров, их
объем и давление насыщения паров при температуре основной
массы нефти или ее продуктов [114, 231].
I.K
I8U
200
300
400
^00
600
700
800
1000
1200
1460
1600
6,0
5.0
2,9
2.0.
1.0
0,8
0.7
Bliiovoi агечьная
ось .'
0-46
40
50
60
«о
100
150
200
400
1,0
0,9
0,8
0 014
0,012
0,010
•0,02
0,016
0,014
0,012
I
3
3
Рис. 7.5. Номограмма для определения потерь от
больших дыханий в резервуарах со стационарной крышой.
Объем потерь нефти и ее продуктов при хранении в результате
малых и больших дыханий зависит и от условий работы резервуар-
ных парков.
7.2.4. ПОТЕРИ ОТ ВЕНТИЛЯЦИИ ГАЗОВОГО ПРОСТРАНСТВА
РЕЗЕРВУАРА
Потери от вентиляции газового пространства резервуара GK
кг/сут определяют по формуле [114, 231]
351
GK =86400 C-rB ^ Fyl2gP/rc , (7.11)
где: G — концентрация паров нефтепродуктов, кг/м3; р - коэффици-
ент расхода отверстий; F - площадь отверстий, м2; g - ускорение
свободного падения, м/с2; Р - давление, при котором происходит
истечение паровоздушной смеси, равное разности столбов высотой
Нпаровоздушной смеси /с и воздуха /в [Л = Р(у, - у,.)].
Так, структура потерь от испарения в резервуарных парках
НПЗ в среднем оказывается следующей: потери от вентиляции га-
зового пространства составляют 60...65%; от больших дыханий и
обратного выдоха - 32...34%; от малых дыханий - З...6%. Высо-
кий процент потерь от вентиляции газового пространства объясня-
ется нарушением требований герметизации резервуаров (особенно
крыш), потери от больших дыханий обусловлены и высокой обора-
чиваемостью резервуаров. При длительном хранении нефти и ее
продуктов потери имеют место, в основном, за счет малых дыха-
ний.
7.2.5. ПОТЕРИ НА ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ЭСТАКАДАХ
Для ориентировочных оценок потерь парообразных углеводо-
родов при операциях налива нефти и ее продуктов в цистерны же-
лезнодорожного транспорта рекомендуют пользоваться формулой
[114, 231]:
(7.12)
Л г
где: GM „ - потери при наливе, кг; К - коэффициент, учитывающий
степень насыщения газового пространства и увеличение объема
вытесняемой паровоздушной смеси вследствие ее донасыщения во
время наполнения; V,, - объем налитого бензина, м3; Рб - давление
насыщенных паров бензина при температуре окружающей среды;
Рг - давление газового пространства (принимается равным атмо-
сферному); р- плотность паров нефтепродуктов, кг/м3.
Значения коэффициента Л" приведены в таблице 7.3.
Потери при сливе нефти и ее продуктов определяются по фор-
муле [114,231]
6.. = Г(Р„/Р,Т),
(7.13)
359
где: GJ/t t - потери при сливе, кг; V - объем цистерны, из которой
осуществляется слив, м3; Р - парциональное давление паров в цис-
терне после слива, Па.
Таблица 7.3.
Зона Период года
весенне-летний осенне-зимний
Северная 0,38 0,16
Средняя 0,42 0,20
Южная 0,70 0,36
По данным западно-европейской комиссии по охране чистоты
воздуха и водного бассейна, объемное содержание потерь от испа-
рения нефтепродуктов при наливе транспортных цистерн составля-
ет 0,004...0,81%. Потери бензина при наливе морских и речных
танкеров составляют 0,014...0,057%. Объемное содержание потерь
бензина при испарении в процессе налива железнодорожных и ав-
томобильных цистерн в зависимости от технологии налива состав-
ляет, %:
Верхний налив при помощи наружной трубы
из-под слоя продуктов....................... 0,055
То же с первоначальным замедлением подачи 0,050
То же открытой струей.................. 0,105
Нижний налив................................ 0,050
Из приведенных данных видно, что при наливе открытой стру-
ей потери в два раза выше, чем при наливе под уровень продукта
[114, 231].
7.2.6. ПОТЕРИ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ С ПЛАВАЮЩИМИ КРЫШАМИ
Одним из средств борьбы с потерями нефти и нефтепродуктов
от испарения является использование резервуаров с плавающими
крышами. В США находят применение пластмассовые плавающие
крыши, предназначенные для использования в стальных верти-
кальных резервуарах, снабженных нормальными коническими
крышами [114].
Плавающая крыша собирается непосредственно в резервуаре
из панелей толщиной 5 см размером 1,22x2,44 м. Каждая из пане-
лей состоит из двух слоев полиэфирной смолы, армированной стек-
353
ловолокном с прослойкой из твердого пенополиуретана.
При изготовлении панелей соединяемые листы помещаются в
форму, а пространство между ними заполняется жидкими компо-
нентами полиуретана, после чего форма помещается в печь для по-
лимеризации полиуретана и его спекания с листами полиэфирной
смолы. Края панели имеют форму, обеспечивающую соединение
«в замок». При сборе панелей их покрывают сверху и снизу эпок-
сидной смолой, а по краям - склеивающими полимерами.
Конструкция первых плавающих крыш разрабатывались на
основании эмпирических решений и опыта. С увеличением разме-
ров и расширением области применения резервуаров были разра-
ботаны методы их расчетов с использованием ЭВМ. В США пла-
вающие крыши проектируются в соответствии с требованиями
стандарта 650 (Приложения С и А), который без существенных из-
менений используется в настоящее время в самых различных стра-
нах.
Плавающая крыша состоит из полого кольцевого понтона и
плоского днища, прикрепленного к нижнему краю внутреннего
обода понтона, разделенного на отсеки. Двухслойная плавающая
крыша имеет два настила, разделенных воздушным пространством,
которое служит эффективным теплоизоляционным слоем на по-
верхности нефти или ее продуктов.
Двухслойная плавающая крыша делится на отсеки кольцевыми
и радиальными перегородками. Верх крыши имеет уклон в сторону
дренажного патрубка. Такие крыши применяются, в основном, на
больших резервуарах, например, вместимостью 200 тыс. м3.
Известна конструкция, представляющая собой чашеобразную
плавающую крышу с равномерно расположенными цилиндриче-
скими или прямоугольными поплавками, повышающими степень
ее плавучести при проколах настила или переливе жидкости свер-
ху. Одновременно с этим возрастает и жесткость конструкции та-
кой крыши, что обеспечивает ее конкурентоспособность с двух-
слойной плавающей крышей.
Современные плавающие крыши представляют собой сложные
инженерные сооружения, включающие такие элементы, как: дре-
нажная система, лестница, уплотняющие затворы, располагаемые
по периметру крыши и вокруг направляющих колонн и пробоот-
борных труб, дыхательный клапан, подогреватели (в отдельных
случаях), скребки, собственно крыша из множества газонепрони-
354
цаемых отсеков, обеспечивающих ее плавучесть при одновремен-
ном заполнении жидкостью центральной части и двух соседних
отсеков. Плавающая крыша должна выдерживать нагрузку накап-
ливающейся на ней воды, выталкивающую силу жидкости и не
снижать полезную вместимость резервуара по сравнению с геомет-
рическим.
Для повышения безопасности эксплуатации резервуаров с пла-
вающими крышами применяются разнообразная контрольно-
измерительная аппаратура и приборы, в частности, газосепараторы
для определения взрывоопасности паровоздушной смеси, вакуум-
ная коробка для проверки герметичности швов днища и крыши,
прибор для обнаружения утечки газа через дыхательные клапаны,
аппаратура для проверки заземления, ультразвуковой толщиномер
для контроля толщины стенок, тензометры для контроля фактиче-
ских напряжений на корпус резервуара при его наполнении нефте-
продуктом и т.д.
Основными недостатками резервуаров с плавающими крыша-
ми являются: возможное образование взрывоопасной паровоздуш-
ной смеси над крышей и за пределами резервуара; затопление
крыш и необходимость в последующих ремонтных работах (чаше-
образная плавающая крыша может затонуть при переливах жидко-
сти или одновременном затоплении нескольких смежных отсеков
при достижении предельного верхнего уровня и продолжении за-
качки жидкости в резервуар; при нахождении на нижнем предель-
ном уровне и начинающейся закачке со скоростью более 0,9 м/с);
загрязнение нефти или ее продуктов пылью и влагой; возможность
примерзания уплотняющих затворов к стенкам резервуаров; выход
из строя дренажной системы крыши, особенно в зимнее время;
коррозия поверхности крыши в результате накопления влаги; не-
достаточно высокая степень герметизации и неизбежность потерь
значительного количества парообразных углеводородов через уп-
лотняющие затворы [114,231].
Резервуары с плавающей крышей применяются для хранения
нефти и ее продуктов, но преимущественно - для хранения нефти,
так как в этом случае менее опасно попадание в продукт воды и
механических примесей.
В ФРГ в резервуарах с плавающими крышами хранят как сы-
рую нефть, так и бензины с температурой вспышки +21 °C.
355
В Великобритании около 80% резервуаров, предназначенных
для хранения сырой нефти, оснащены плавающими крышами.
Во Франции на НПЗ широко применяются и плавающие кры-
ши, и понтоны. На отдельных заводах (НПЗ в Гравансионе) ими
оснащено более 68% резервуаров.
В местах с суровыми климатическими условиями (порт Вал-
дез, терминал трансаляскинского нефтепровода) применение пла-
вающих крыш из-за сильных морозов оказалось неприемлемым.
Здесь были построены резервуары вместимостью по 80 тыс. м3 со
стационарными крышами. В Лос-Анжелесе применение плаваю-
щих крыш во всех резервуарных парках считается обязательным.
В Австрии одни и те же резервуары с плавающей крышей
применяются и для хранения легкой нефти, и для тяжелого мазута.
В этом случае они оснащаются устройствами для разогрева мазута.
Применение плавающих крыш сокращает потери, но не ис-
ключает их в такой мере, чтобы считать эти потери несуществен-
ными. Величина потерь от испарения в резервуарах с плавающей
крышей зависит от многих факторов, среди которых основными
являются давление насыщенных паров продукта, температура ок-
ружающей среды, степень герметичности уплотняющих элементов
затвора, технология эксплуатации резервуаров, скорость ветра,
оборачиваемость резервуаров, свойства нефти и ее количество, на-
липающее на стенки резервуаров при опускании крыши.
При нагреве нефти под плавающей крышей ее пары выходят
через дыхательный клапан и неплотности уплотняющего затвора,
создавая потери от дыханий. Второй вид потерь связан с налипани-
ем нефти на стенки резервуаров и испарением легких фракций. Для
вычисления потерь от дыханий резервуаров с плавающей крышей
АНИ рекомендует формулу [114, 231]
( 133 3-Р V’7
G = 0,677-tf-D1’5 ’ - - -И0’7 К. -К2К3, (7.14)
пк 1,760-133,3PJ 1 2 3
где: Gn к - годовые потери от испарения из резервуара с плавающей
крышей, м3/год; К - коэффициент, учитывающий тип резервуара
(принимается равным 0,045 для сварных резервуаров с чашеобраз-
ной или понтонной плавающей крышей с одинарным или двойным
затвором); D - диаметр резервуара, м; Р - истинное давление на-
356
сыщенных паров продукта при средней температуре хранения, Па;
V— средняя скорость ветра, км/ч; Kt - коэффициент, учитывающий
степень уплотнения затвора (принимается равным 1 - для совре-
менного металлического, 1,33 - для неплотного); К2 - коэффици-
ент, учитывающий свойства хранимого продукта (принимается
равным для бензина 1, для стабилизированной сырой нефти - 0,75);
К3 - коэффициент окраски резервуаров и плавающей крыши (при-
нимается равным 0,9 - для белой краски; 1,0 - для светло-серой
или алюминиевой).
Для этой же цели
предлагается номограмма
(рис. 7.6). Получаемые по
этой номограмме значения
умножаются на соответст-
вующие коэффициенты:
при хранении бензина - на
1,0 (светло-серая или алю-
миниевая окраска резер-
вуара) или 0,9 - для белой
краски, а при хранении
нефти, соответственно, на
0,75 и 0,68. Если размеры
резервуаров D превышают
46 м, полученное по номо-
грамме значение умножа-
ют на 0,22 [114, 231].
Для определения по-
терь продукта G„k от на-
липания при опорожнении
резервуара компания Nip-
pon предлагает следую-
щую формулу
м
__ .273+/ ’
22,4----
273
Рис. 7.6 Номограмма АНИ для определе-
ния потерь от малых дыханий из резер-
вуаров с плавающими крышами
квадрант А - диаметр резервуаров, м, квадрант
Б - средняя скорость ветра, м/с, Р - упругость
паров продукта, К - коэффициент потерь
(7.15)
где: G„a - потери при опорожнении, кг/м ; М- средний молекуляр-
ный вес паров; t — температура внутренней стенки резервуаров, °C;
357
Kj - коэффициент, зависящий от свойств продукта, принимается
равным 0,00231 м3/м2 для бензина и 0,000695 м3/м2 - для сырой
нефти; D — диаметр резервуара, м.
Рассчитанные по формуле (7.15) значения потерь за одно опо-
рожнение составили для бензина и резервуаров объемом 5, 10 и 20
тыс. м3, соответственно: 0,00214; 0,0016 и 0,00107 кг/м3, а для неф-
ти - 0,0665; 0,0048 и 0,0032 кг/м3. По данным компании Nippon, в
резервуаре с плавающей крышей, содержащем бензин с давлением
насыщенных паров 0,95 кгс/см2, при возрастании температуры под
понтоном на 1°С (с 3 до 32°С) выделение углеводородных паров
составило 50 м3/час. За один год потери бензина из такого резер-
вуара достигли 20,6 т. Если давление насыщенных паров прибли-
жается к атмосферному, потери возрастают в десятки раз. Неслу-
чайно, для выполнения программы по снижению упругости паров
нефтепродуктов в США выделяется 300 млн. долл. Таким образом,
применение плавающих крыш хотя и позволяет существенно сни-
зить потери легких углеводородов, но не решает проблемы полно-
стью. При хранении продуктов с низким давлением паров допол-
нительные затраты на сооружение и эксплуатацию плавающих
крыш стоимостью сэкономленного продукта не окупаются, а при
давлении насыщения продукта, близком к атмосферному, в связи с
бурным выделением легких фракций потери резко возрастают, и их
применение также оказывается недостаточно эффективным. Стои-
мость подвижной части плавающей крыши на резервуаре диамет-
ром 80 м составляет около 30 тыс. долл., поэтому плавающие кры-
ши применяются для нефти и нефтепродуктов с давлением насы-
щенных паров в интервале (150.. .700)-133,3 Па в районах, где нет
опасности их примерзания и скоплений больших количеств снега и
льда.
7.2.7. ПОТЕРИ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ С ПОНТОНАМИ
Сокращение потерь легких фракций путем разделения объемов
в резервуарах, занятых нефтью, нефтепродуктами и газом, пла-
вающими покрытиями было предложено еще в 1948 г. и испытано
в 1955 г. Уже к 1962 г. было установлено 95 понтонов. Средний
срок эксплуатации этих понтонов составил около 5 лет [114, 231].
В 1955 г. во Франции в резервуаре диаметром 12 м был уста-
новлен понтон (плавающий экран), изготовленный из поливинил-
358
хлорида, поддерживаемый поплавками из такого же материала. В
течение 6 лет такие экраны были установлены в 280 резервуарах.
Однако, материал оказался проницаемым для нефтепродуктов, в
связи с чем такие резервуары во Франции и Бельгии были допол-
нительно оборудованы газодувками, устанавливаемыми на кры-
шах, что позволило поддерживать низкую концентрацию углево-
дородов в газовом пространстве над понтонами и избежать воз-
можности образования взрывоопасных смесей [114, 231].
Резервуары с понтонами предназначались первоначально для
хранения бензина, дистиллятов и реактивного топлива. Они оказа-
лись применимыми также для хранения спирта, жирных кислот,
бензола, толуола, ацетона и других продуктов.
Западными фирмами разработано большое число модифика-
ций понтонов следующих типов:
А - сборная алюминиевая конструкция на поплавках из этого
же материала;
В-в отличие от понтона типа А, прямоугольные поплавки за-
менены трубчатыми;
С - сборная трехслойная конструкция толщиной 50 мм, со-
стоящая из двух наружных слоев спрессованного стекловолокна с
полиэфиром или эпоксидной смолой. Внутренний слой выполнен
из пенопласта;
Д - полиэфирные сборные блоки, армированные стекловолок-
ном с поплавками из жесткого пенопласта, покрытого стеклово-
локном;
Е - из пластин пенопласта толщиной 40 мм, покрытых тонкой
алюминиевой оболочкой;
F - монолитная конструкция из вспененного пенополиуретана,
армированного стеклопластиком.
Канадская компания Alcan Aluminium Goods (Algoods) выпус-
кала пенополиуретановые, облицованные алюминием понтоны
стоимостью 18,5 тыс. долл., монтаж которых в резервуаре диамет-
ром 24 м может быть осуществлен за 10 дней, а срок окупаемости
составляет 2 года. Стоимость аналогичного понтона, выполненного
из стали, оказывается выше на 30%.
На рис. 7.7 приведены данные о стоимости 1 м3 емкости ре-
зервуаров от их вместимости. С увеличением вместимости резер-
вуара его удельная стоимость уменьшается. Резервуар с плавающей
359
крышей дороже резервуара такой же вместимости с конической
крышей на 30...40 %. Алюминиевые и пластмассовые понтоны из-
готавливались в США фирмами Energy Services International, Olin
Mattison Chemical, Mayflower ware Speel, Pittsburd des Mines Steel,
Laroch Buvj, Chicago Bridge and Iron Cerover Tank.
Рис. 7.7. Стоимость 1 м3 резер-
вуара в зависимости от его
объема.
1.2- для резервуаров с плаваю-
щей и стационарной крышей
соответственно
Степень сокращения потерь от больших и малых дыханий при
использовании понтонов этих фирм достигает 95%. Понтоны ока-
зались сравнительно эффективными при использовании на про-
мыслах, нефтебазах, нефтеперерабатывающих заводах фирм Gulf,
Sun Pipe line, Shell, Mobil, Phillips, Esso, Irving Oil и др. По мнению
фирм-изготовителей, понтоны могут конструироваться для резер-
вуаров диаметром до 50 м, однако, для новых резервуаров диамет-
ром от 6 до 27 м рекомендуется применение понтонов, а диаметром
более 27 м - плавающих крыш. Для резервуаров со стационарными
крышами ограничений для применения в них еще и понтонов не
предусматривается.
По мнению зарубежных специалистов, резервуары со стацио-
нарной крышей, дополненной понтонами, должны повсеместно
вытеснить открытые резервуары с плавающей крышей, так как они
обеспечивают более надежную защиту нефти и ее продуктов от
атмосферных осадков в любое время года, значительно сокращают
потери легких фракций от испарения и не требуют больших экс-
плуатационных расходов, особенно в зимнее время.
Целесообразно применение крытых резервуаров с понтонами
на объектах хранения продуктов, чувствительных к попаданию в
них влаги. Технология подъема затонувших понтонов состоит из
таких операций, как: последовательное понижение уровня продук-
360
та до краев борта понтона, закачка в резервуар воды и откачка под-
нятого на воде нефтепродукта, введение тяжелого углеводородного
абсорбента для сбора более легкого продукта, содержащегося в ре-
зервуарах, удаление абсорбента и затем воды. Так как понтон мо-
жет разрушиться под действием собственного веса, не рекоменду-
ется откачивать жидкость из резервуара ниже краев борта до тех
пор, пока не будет освобожден от жидкости сам понтон.
Более сложно восстанавливать плавучесть понтона в резер-
вуаре со стационарной крышей, хотя какое-то время резервуар мо-
жет эксплуатироваться и с затонувшим понтоном. В этом случае
для предотвращения интенсивного выделения паров нефти венти-
ляционные отверстия закрывают, на резервуаре устанавливают ды-
хательный клапан с огнепреградителем. Затем уровень жидкости в
резервуаре снижается до края борта понтона путем ее откачки, по-
сле чего в резервуар закачивается вода до этого уровня или немно-
го выше.
Когда понтон с оставшимся на нем нефтепродуктом начинает
плавать, на его крышу шлангом подается вода. Остатки нефтепро-
дуктов разбавляют более тяжелыми фракциями и затем откачивают
их с поверхности воды. Для более полной очистки понтона и уда-
ления нефтепродуктов промывка может осуществляться несколько
раз. Перед осмотром понтона определяют концентрацию паров уг-
леводородов в резервуаре и, если их уровень не превышает допус-
тимого, приступают к последующим работам. Около 80% всех пон-
тонов установлено на резервуарах бензиновых товарных парков,
остальные 20% - на водяных, винных и других типах резервуаров.
Монтаж понтонов длится в среднем на 14 дней меньше, чем мон-
таж плавающей крыши (для резервуаров D = 80), что является их
основным преимуществом [114].
Вместе с тем следует отметить, что плавающие крыши и пон-
тоны радикального решения проблемы устранения потерь не обес-
печивают. На рис 7.8 приведены данные о потерях бензина из ре-
зервуаров различного типа.
Неэффективными оказались и другие покрытия. Так, результа-
ты многолетних испытаний покрытий из пустотелых плавающих
шариков, выполнявшихся компаниями Standart Oil Sohio Pipe Line,
holton Chemical Kapricorn Industrial service и др., показали, что, не-
смотря на достижение значительного эффекта по сокращению по-
терь легких фракций, которые изменялись в зависимости от
свойств нефтепродуктов и условий хранения от 76 до 98,2%, про-
мышленники отказались от их применения. Это связано с тем, что
микробаллоны утрачивают плавучесть в «кипящей» жидкости, на-
пример, при выделении из нефти газа, а также существует возмож-
ность их перемешивания с жидкостью при закачке и откачке неф-
тепродуктов. Они неравномерно покрывают поверхность
защищаемого продукта и др.
Рис 7 8 Потери бензина AV из ре-
зервуаров различного типа
V - емкость резервуара, 1,2, 3 - соогвет-
С1венно для резервуаров со стационарной
крышей без системы УЛФ, с плавающей
крышей и понтоном оснащенным мегал-
лическими затворами «Гьюбисил»
7.2.8. СОКРАЩЕНИЕ ПОТЕРЬ ПАРОВ НЕФТИ С ПОМОЩЬЮ СИСТЕМЫ
УЛФ В РЕЗЕРВУАРАХ ПРОМЫСЛОВЫХ ТОВАРНЫХ ПАРКОВ
Оправдано использование установок для улавливания легких
фракций для резервуаров товарных парков, так как они по сущест-
ву являются концевой ступенью сепарации, газ которой характери-
зуется высоким содержанием жидких углеводородов. Разработка
простых и эффективных автоматизированных установок отбора
легких фракций на базе роторных компрессоров обусловила воз-
можность реконструкции практически всех действующих товарных
парков во всех основных районах мира. На вновь строящихся то-
варных парках применение системы УЛФ предусматривается уже
на стадии проектирования. До недавнего времени считалось, что
система улавливания паров углеводородов из резервуаров товар-
ных парков сводится к герметизации крыш и установлению на них
дыхательных клапанов, рассчитанных на определенное избыточное
362
давление и вакуум. Ошибочность такого мнения очевидна, так как
в таком варианте - это не система улавливания легких фракций, а
мера по предотвращению потерь некоторой части углеводородов
при хранении нефти. Настоящая система УЛФ предусматривает
постоянный отбор паров углеводородов при заполнении резервуа-
ров, хранении нефти и повышении температуры в паровом про-
странстве, а также возврат сухого или инертного газа в паровое
пространство резервуаров при откачке нефти или снижении темпе-
ратуры в нем. Применение этой системы в резервуарных парках
сокращает потери ценных углеводородов, уменьшает пожароопас-
ность, не допускает смешения воздуха с парами углеводородов при
откачке нефти из резервуаров или снижении температуры в паро-
вом пространстве; предотвращает повышение плотности нефти за
счет сокращения потерь легких фракций; снижает коррозию внут-
ренних стенок резервуаров, исключая попадание кислорода возду-
ха и влаги в их паровое пространство; уменьшает загазованность
территории товарных парков со всеми вытекающими отсюда тех-
ническими и технологическими преимуществами; улучшает охрану
окружающей среды.
7.2.9. ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ УЛФ
Назначение системы следующее: отбирать из резервуаров па-
ры углеводородов во время их заполнения и при расширении газа в
результате повышения температуры; вводить в резервуары сухой
газ во время откачки из них нефти и уменьшения давления в них
при снижении температуры газа; обеспечивать получение дополни-
тельной прибыли за счет снижения пожароопасности объектов,
уменьшения коррозии резервуаров, улучшения условий работы об-
служивающего персонала и создания благоприятных условий для
сохранения окружающей среды. Система должна работать автома-
тически, иметь устройства самозащиты от случайных отключений,
обладать способностью функционировать длительное время в ре-
жиме частых включений и отключений, быть работоспособной в
условиях высокоагрессивных сред.
Типичная система УЛФ из резервуаров товарных парков пред-
ставлена на рис. 7.9. Она состоит из трубопроводов, обвязки для
сбора продуктов испарения, приборов КИП и А, обеспечивающих
поддержание постоянного давления в резервуарах, и компрессора
363
для отбора газа из резервуаров и подачи его в газосборную сеть. На
приеме компрессора обычно поддерживается давление, близкое к
атмосферному, а на выкиде - давление газосборной системы.
Рис. 7.9. Принципиальная схема обвязки установки улавливания легких фракций.
1 - резервуар, 2 - прелохранительный клапан; 3 - манифольд; 4 - блок регуляторов давле-
ния; 4 - уклон, 6 - линия возврата жидких углеводородов из скруббера в резервуар;
7 - линия связи; 8 - привод (двигатель); 9 - скруббер; 10 - регулятор верхнего предела
уровня жидкост и в скруббере, 11 - компрессор; 12 - трехходовая задвижка;
13 - обратный клапан; 14 - регулятор предельного давления на выкиде компрессора,
15 - линия выхода газа в систему газосбора или на продажу, 16 - газовый счетчик.
Для сбора углеводородов из резервуаров применяются тонко-
стенные трубы большого диаметра, так как система должна обес-
печивать отбор большого объема газа при низких перепадах давле-
ния. В большинстве случаев полное дифференциальное давление в
резервуарах не превышает 0,013 МПа. Поэтому потеря напора в
трубопроводах должна быть минимальной и не превышать 0,1% от
максимального рабочего давления в системе. Для уменьшения про-
тяженности газосборных трубопроводов рекомендуется размещать
компрессорную установку с электроприводом непосредственно
около резервуаров (расстояние 0,5 м от стенки считается безопас-
ным), а пускатель - на расстоянии 3...7 м. Линию от резервуаров к
компрессору (см. рис. 7.9) необходимо монтировать с уклоном, что
позволяет предотвратить накопление в них конденсата. На мани-
фольде устанавливается дыхательный клапан, предохраняющий
резервуары от избыточного давления или вакуума, возникновение
которых возможно в связи с ненормальной работой регулятора
давления или компрессора. На дыхательном клапане предусмотре-
364
на установка предохранителя (рис. 7.10), защищающего резервуар
от проникновения огня внутрь во время работы дыхательного кла-
пана.
Рис. 7.10. Принципиальная схема расположения
регулирующих устройств системы УЛФ.
1 - патрубок; 2 - огневой предохранитель; 3 - дыхательный клапан; 4- взрывной клапан,
5 - контрольная линия; 6 - линия отбора паров; 7 - уклон; 8 - регулятор избыточного
давления (сырого газа); 9 манометр; 10 - регулятор вакуума; 11, 12 - манометры;
13 - опора и трап; 14 - дренажный вентиль трапа; 15 - дренажный вентиль
грязеуловителя; 16-уровень земли; 17- грязеуловитель; 18-водосборник,
19 - выход сырого газа; 20 - обратный клапан сухого газа, 21 - линия сухого газа;
22 - сборный коллектор газа группы резервуаров; 23 - крыша резервуара.
Откидная крышка люка-лаза, имеющегося на каждом резер-
вуаре, служит для аварийного сброса газа при чрезмерном повы-
шении давления. Для контроля давления в газовом пространстве
резервуаров предусмотрены два регулятора, один из которых кон-
тролирует максимально допустимое давление в резервуарах и под-
держивает его на заданном уровне путем сброса избыточного газа
на прием компрессора, а второй - минимально допустимый вакуум,
поддержание его в заданных пределах путем впуска в паровое про-
странство сухого газа. Установленный здесь же манометр позволя-
ет оператору следить за работой системы в пределах заданных дав-
лений, регулирующая аппаратура монтируется так, чтобы при мак-
симальном расходе перепад давления в паровой линии между ре-
зервуарами и регуляторами и вес паров в контрольной линии не
365
превышал усилия, необходимого для открытия дыхательного кла-
пана. Датчик регулятора реагирует на изменение перепада давле-
ния между газовым пространством резервуара и атмосферой. В од-
них случаях для этого используются диафрагмы, в других - диффе-
ренциальные манометры. Диафрагменные приборы относительно
недороги и пригодны для использования в установках, работающих
в диапазоне перепадов давлений от 1,8 до 3,6 кПа. Дифференци-
альные манометры дороже, и установка их сложна. Однако они бо-
лее чувствительны и, в отличие от диафрагменных, практически не
реагируют на колебания температуры окружающего воздуха. Раз-
меры необходимых регуляторов давления выбираются по номо-
граммам, а дыхательная арматура определяется по стандартам
АНИ (США, РР-2000, 1965) или рассчитывается по известному
объему отбираемого газа. При неисправности задвижек на газовой
линии сепараторов весь газ вместе с нефтью может поступить в
резервуары, однако разрушение резервуаров маловероятно и в этом
случае, так как открываются откидные крышки люков-лазов. Для
обеспечения большей безопасности системы предусматривается
применение дополнительного вспомогательного оборудования. В
частности, перед регулятором сухого газа монтируется грязеулови-
тель, защищающий регулятор от попадания в него различных ме-
ханических примесей. Твердые частицы, проходя через клапаны
при большой скорости, могут серьезно повредить клапанные седла,
что потребует их ремонта или замены. После регулятора давления
предусматривается установка обратного клапана, предназначенно-
го для защиты системы от возможного распространения огня через
регулятор сырого газа. Манометр устанавливается на общей кон-
трольной линии, а не на вертикальном стояке, так как в этом месте
его показания были бы неверными из-за воздействия переменных
потоков газа, что недопустимо. Манометр - один из наиболее важ-
ных контрольных элементов схемы, используется для первона-
чальной настройки регуляторов, контроля за исправностью систе-
мы в целом. Ниже контрольной линии устанавливается автомати-
ческий сборник конденсата. В верхней части стояка монтируется
взрывной разгрузочный клапан, снижающий высокое давление,
возникающее в результате вспышки сырого газа в линии ниже ре-
гулятора давления. Объем вспыхнувших паров, в зависимости от
их состава, мгновенно увеличивается примерно в 15 раз. Поэтому
при выборе размера взрывного клапана необходимо учитывать, что
366
его производительность должна в 15 раз превосходить объем ваку-
умной трубы, а все расчеты должны выполняться на объем газа,
приведенного к атмосферному давлению. При вспышке газа зона
повышенного давления будет смещаться в противоположном на-
правлении от места возникновения, и, в конечном счете, давление
будет сброшено во взрывном клапане.
Эффективность работы системы УЛФ в значительной мере оп-
ределяется регулированием объемов откачки и заполнения резер-
вуаров нефтью. В хорошо работающей системе удаление из нее
паров сведено к разумному минимуму. Однако, добиться этого бы-
вает непросто и оказывается возможным практически только при
строгом соблюдении режимов равномерного заполнения и откачки,
что позволяет перераспределить газ между резервуарами через га-
зовую обвязку. Это условие обычно выполняется при непрерывной
работе насосов, когда объем откачиваемой из резервуаров нефти
равен объему поступающей. В практике эксплуатации резервуаров
товарных парков это встречается очень редко, поэтому систему ос-
нащают различными перепускными клапанами, откидными крыш-
ками люков-лазов и регуляторами, предотвращающими разруше-
ние резервуаров при изменении давления в пределах, отличающих-
ся от расчетных. В отличие от дыхательных клапанов и аварийных
откидных люков-лазов регуляторы давления рассчитываются на
давление, близкое к атмосферному. При отклонении давлений от
расчетных значений, а также в случаях, когда регуляторы не успе-
вают справляться с нагрузкой, вступают в действие дыхательные
клапаны. Если давление не снижается, то срабатывают откидные
крышки люков-лазов, предотвращая резервуары от разрушения.
Однако, как правило, регуляторы давления работают вполне на-
дежно даже при очень незначительных колебаниях давления.
Другое вспомогательное оборудование системы УЛФ включа-
ет автоматические приборы замера уровня в резервуарах, исклю-
чающие потери газа при ручном замере, а также задвижки на газо-
вых линиях каждого из резервуаров, позволяющие отключать для
ремонтных работ любой из них, не нарушая работу системы в це-
лом. На вводах в резервуары сухого газа также устанавливают об-
ратные клапаны, предотвращающие поступление в них паров из
резервуаров. Компрессорная часть системы может состоять из га-
зодувки или компрессора с необходимым вспомогательным обору-
дованием, что определяется давлением газосборной системы. В не-
367
которых случаях система УЛФ работает под небольшим вакуумом.
Это исключает необходимость монтажа компрессоров непосредст-
венно около резервуаров. Газодувки или компрессоры могут рабо-
тать непрерывно. В зависимости от объема отбираемого газа кон-
троллеры автоматически увеличивают или снижают их загрузку.
Для замера отобранного газа на выкидных линиях компрессоров
устанавливаются расходомеры.
Большинство компрессорных установок для утилизации лег-
ких фракций представляют собой компактные блоки, которые лег-
ко монтируются в промысловых условиях. Современные установки
требуют только присоединения всасывающих и выкидных трубо-
проводов, подключения энергии и установления средств контроля
на резервуарах. Так как вибрация установки незначительна, необ-
ходимости в большом фундаменте нет, и для установки оборудова-
ния применяется бетонное основание толщиной 10 см. В комплект
обычной установки входят следующие элементы: компрессор,
входной скруббер (с эпоксидным покрытием для сернистых газов);
система смазки; пусковой двигатель, привод, передаточный вал с
муфтами сцепления, система контроля «компрессор-резервуар»;
система контроля верхнего предельного уровня для входного
скруббера; устройство для снижения входной скорости газа; пере-
движное основание; контрольная задвижка на выкиде, контрольная
и сигнальная панели во взрывоопасном или пневматическом ис-
полнении с кнопками «пуск» - «стоп»; рукоятка включения энер-
гии; манометры различного назначения; сигнальные устройства
выключения энергии и регистрации наружной и внутренней темпе-
ратуры подшипников, температуры воды в системе охлаждения
компрессора, предельно высокого и низкого давления в скруббере,
температуры и уровня жидкости в скруббере, уровня вибрации.
Трудности, связанные с эксплуатацией установок такого типа,
обусловлены чрезмерной степенью сжатия газа, что в свою очередь
вызывает повышение температуры газа на выкиде (150°), приводя-
щее к преждевременному выходу из строя подшипников. Чтобы
избежать этого, устанавливают второй компрессор и осуществляют
сжатие газа в две ступени. На установках применяют компрессоры
воздушного охлаждения, одноступенчатые, многолопастные, ро-
торного типа. Рекомендуемое давление нагнетания - 0,3 МПа.
Компрессор может работать на газе, содержащем большое количе-
ство жидкости (3,8 л/м3). Он снабжен системой принудительной
368
смазки, имеющей привод от его вала. Смазка осуществляется во
время работы компрессора с помощью насоса, приводимого в дви-
жение клиноременной передачей. Правильная смазка - одно из
наиболее важных требований, необходимых для обеспечения на-
дежной работы компрессора. Масло, используемое для смазки
компрессора, должно быть химически совместимым с составом
сжимаемых углеводородов. Нарушение требований, предъявляе-
мых к смазке, вызывает преждевременный выход из строя под-
шипников и возникновение отложений на движущихся частях, что
ухудшает скольжение и ведет к потере мощности компрессора.
Разработаны и применяются механические методы защиты глав-
ных подшипников, а также защитные и отключающие автоматиче-
ские устройства, срабатывающие при превышении заданного дав-
ления на выкиде, высокой температуре в подшипниках и низком
уровне масла в системе принудительной смазки. В качестве приво-
да применяют электродвигатели, которые дешевы и требуют ми-
нимума затрат для монтажа и обеспечения автоматического режи-
ма их работы. Электромотор и компрессор соединены клиноремен-
ной передачей. Это позволяет регулировать производительность
компрессора, которая должна соответствовать объему отбираемого
и сжимаемого газа. В настоящее время клиноременная передача
уступает более современным методам изменения производительно-
сти компрессора.
Установка УЛФ начинает работать, как только давление в ре-
зервуаре достигает заданного уровня. Компрессор рассчитан на
прием газа при таком давлении и работает до тех пор, пока в резер-
вуаре поддерживается давление на этом уровне. Если давление в
резервуаре уменьшиться, срабатывает другой выключатель, отклю-
чающий компрессор. Это позволяет поддерживать положительное
давление в резервуаре, что предотвращает попадание в него возду-
ха. Для предотвращения опережающего включения и отключения
компрессора предусматривается использование еще одного вы-
ключателя, реагирующего на изменение давления в системе. Если
давление снизится незначительно, этот выключатель открывает
задвижку на байпасной линии и соединяет выкидную линию ком-
прессора со скруббером и через него — с резервуаром. Возвращение
газа в систему поддерживает в ней давление в течение некоторого
времени, что предотвращает преждевременное отключение ком-
прессора. Эта операция контролируется с помощью таймера, отре-
гупированного на 3-5 мин работы установки в этом режиме. Если
давление в резервуаре достигает давления включения компрессора
до окончания заданного периода времени, задвижка на обводной
линии закроется. Если давление до конца цикла не повысится, ус-
тановка отключится и не будет работать до тех пор, пока давление
в системе не увеличится до пускового. Все три выключателя давле-
ния, регулирующие включение и отключение установки, монтиру-
ются в секции, устанавливаемой иногда на крыше резервуара. Для
установления давления в заданных пределах на каждом из регуля-
торов (выключателей) применяются калиброванные грузы. Исполь-
зование грузов исключает неточность, связанную с применением
трубок Бурдона и других малочувствительных датчиков давления.
Монтаж вспомогательного клапана на крыше резервуара исключа-
ет возможность падения давления за счет утечки изолирующей
жидкости или ее замерзания между источником давления и вспо-
могательным клапаном. Накопление сконденсировавшихся тяже-
лых углеводородов в системе и попадание их во всасывающую ли-
нию компрессора опасно для последнего. В связи с этим на всасы-
вающей линии устанавливается скруббер, в котором улавливаются
жидкие частицы и очищается газ на входе в компрессор. Скруббер
оснащен автоматической системой контроля за уровнем и сбросом
жидкости обратно в резервуар. Если автоматическая система кон-
троля не обеспечит поддержания жидкости на заданном уровне,
выключатель верхнего предельного уровня отключит установку до
устранения неисправности. В нормальных условиях не возникает
осложнений со сбросом жидкости из скруббера. Однако, в холод-
ное время года выкидная линия из скруббера в резервуар может
замерзнуть, что вызовет отключение установки. Поскольку скруб-
бер обычно не теплоизолирован, то изолируют трубопроводы, со-
единяющие емкости. Автоматизация процесса, небольшое число
движущихся частей в компрессоре и других элементах установок в
сочетании с низкой стоимостью обеспечивают повсеместное их
применение и высокую степень эффективности.
Факторы, влияющие на стоимость системы УЛФ, многообраз-
ны: давление в коммерческом газопроводе, объем улавливаемого
газа и его состав, число резервуаров в товарном парке, тип приме-
няемого компрессора и его привода, степень автоматизации уста-
новки, цены производителя на сухой и сжиженный газ, личный ин-
терес покупателя и т.д. На рис 7.11 приведены данные о приблизи-
370
тельной стоимости С небольших установок УЛФ в зависимости от
которые долгое время имели место в
объема отбираемого газа Q8,
США.
Этой информацией
можно пользоваться лишь
для ориентировочных расче-
тов стоимости установок.
Используя приближенные
оценки, владелец нефтепро-
мысла может определить,
какие из товарных парков
наиболее перспективны и
где необходима организация
системы УЛФ в первую оче-
редь. Факторами, способст-
вующими принятию реше-
ния об использовании сис-
Рис. 7.11 Зависимость стоимости
системы УЛФ от количества
отбираемого газа Q..
темы УЛФ, являются высокая степень концентрации объектов сбо-
ра, сепарации нефти и газа и его объем.
Эффективность применения системы УЛФ на промысловых
товарных парках. С 1951 г. система УЛФ получила широкое рас-
пространение на мелких, средних и крупных (по американским
масштабам) товарных парках при сборе, обработке и хранении
нефтей с различными газовыми факторами и физико-химическими
свойствами. Так, в результате применения системы УЛФ в течение
месяца на промысле с небольшим уровнем добычи нефти (около
0,5 млн. м3/год) и высоким газовым фактором, составлявшим 765
м3/м3, было уловлено в резервуарах 367 тыс. м3 газа, или 9.1 м3 на 1
м3 добытой нефти (1,2% общего объема газа). Количество бутанов
+ высших углеводородов в уловленном газе составляло около 12%
от их содержания во всем добытом газе. Эффективность примене-
ния системы УЛФ оказалась еще выше на более крупных объектах.
В течение одного месяца на объекте с уровнем добычи Q = 1 млн.
м3/год при высоком газовом факторе (547 м3/м3) применение сис-
темы УЛФ позволило собрать из резервуаров 476 тыс. м3 газа, что
составляет 5,6 м3 на 1 м3 добытой нефти. Среднее содержание жид-
кости в парах составило 1,94 м3 на 1000 м3 газа, или 925 м3, что со-
ставляет 7,5% от всего объема жидких компонентов, содержащихся
во всем добытом газе. Естественно, что в этом случае, как и в пре-
371
дыдущем, резервуары по существу являлись концевой ступенью
сепарации, что обусловлено характерной для промыслов недоста-
точной эффективностью работы ступеней сепарации. Используя
систему УЛФ, промышленники считают, что увеличение добычи
нефти на промыслах и борьбу за высокий коэффициент нефтеизв-
лечения следует начинать с полной герметизации промыслов, со-
хранения и использования уже добытых углеводородов. Этот под-
ход следует признать правильным, тем более, что применение сис-
темы УЛФ позволяет решить эту проблему на объектах любой
производительности и с любым газовым фактором.
Об экономической эффективности системы УЛФ можно су-
дить и по результатам ее внедрения (округ Фресно, Калифорния) в
1950-1951 гг. в условиях низких цен на нефть на четырех сборных
пунктах, оснащенных небольшими стальными резервуарами (вме-
стимостью 250 м3 каждый) в количестве 2, 5, 6 и 13 единиц. Со-
держание газа в нефти, давление сепарации на последней ступени и
другие качественные характеристики на всех сборных пунктах бы-
ли практически одинаковыми. Стоимость оборудования системы
УЛФ на сборных пунктах изменялась от 2 тыс. долл, для системы
из трех резервуаров до 5,5 тыс. долл, для 13 резервуаров. Общая
стоимость оборудования системы УЛФ всех 27 резервуаров соста-
вила менее чем 14 тыс. долл, (без стоимости проектирования). От
реализации уловленных паров фирма получила доход 101 тыс.
долл. Срок окупаемости системы УЛФ составил около 2 мес.
Особенно высокий уровень прибыли при использовании сис-
темы УЛФ достигается на товарных парках для легкой нефти. Так,
в течение нескольких лет компания Atlantic Refaining оборудовала
системой УЛФ три товарных парка с общим объемом добычи неф-
ти около 1,9 млн. м3/год. При общих капитальных вложениях около
50 тыс. долл, компания и ее совладельцы получили доход 360 тыс.
долл, в год. В частности, на участке Блок 31 (Западный Техас), где
была применена система УЛФ, девонская нефть после сепарации
на групповых установках концентрировалась на центральном то-
варном парке, состоящем из 4 резервуаров, объемом 3174 м3. До-
быча нефти составляла 0,868 млн. м3/год, плотность нефти - 0,79
г/см3. Паровая фаза из резервуара отбиралась с помощью установки
УЛФ, сжималась до 0,2 МПа и транспортировалась на газоперера-
батывающий завод. Система улавливания и утилизации легких
фракций обошлась фирме в 30 тыс. долл, и окупилась в течение 2
372
мес. Из резервуаров отбирали и утилизировали около 16,6 тыс.
м3/сут газа. Чистый доход компании и ее совладельцев на этом уча-
стке составил 230 тыс. долл. Эта цифра включает доход, получен-
ный и на промысле, и на ГПЗ.
Система УЛФ оказалась эффективной и на сборных пунктах с
предельной малой добычей нефти, например, на месторождении
Дентон (штат Нью-Мексико). Система УЛФ была рассчитана на
отбор паров из двух групп резервуаров, последующее их смешение,
сжатие до 0,1... 0,15 МПа и транспортирование с месторождения на
ГПЗ. Группы резервуаров расположены рядом. Одна из них со-
стояла из 5 резервуаров вместимостью по 160 м3 и одного резер-
вуара вместимостью 240 м3; вторая - из 4 резервуаров вместимо-
стью по 160 м3 каждый. Общая производительность обеих групп
резервуаров была небольшой и составляла 0,064 млн. т/год, плот-
ность нефти - 0,8 г/см3. Обе группы резервуаров имели единую
систему улавливания легких фракций стоимостью около 4700
долл., позволявшую утилизировать 1135 м3 газа в сутки. Чистый
доход от использования этой системы, включая прибыль на про-
мысле и на ГПЗ, составил от 8 до 10 тыс. долл, в год.
Система УЛФ оказывается эффективной на товарных парках
для сероводородсодержащей нефти. Установки УЛФ создают безо-
пасные условия для работы на объектах сбора и подготовки нефти,
содержащей сероводород. Эффективность применения системы
УЛФ можно показать на примере месторождения Магнолия (Юж-
ный Арканзас, США), где осуществлялась добыча сероводородсо-
держащей нефти. Предварительно отсепарированная на четырех
замерных установках нефть после замера направлялась в рабочий
сепаратор, работавший под давлением 0,105 МПа. Нефть плотно-
стью 0,83 г/см3 с общим дебитом 2,77 тыс. м3/сут и оставшимся в
ней газом поступала в буферный резервуар вместимостью 3174 м3.
Установка улавливания легких фракций позволяла отбирать и ути-
лизировать около 20 тыс. м3 газа, выделившегося в резервуаре, и
после сжатия в две ступени до 0,7 МПа направлять его на ГПЗ.
Стоимость системы - 15 тыс. долл. Экономический эффект от ее
эксплуатации в течение месяца составил около 125 тыс. долл. При-
менение установки позволило получить около 60% всех жидких
фракций, извлекаемых из газа на ГПЗ, и обеспечить дополнитель-
ную прибыль от продажи очищенного газа.
373
Высокая эффективность системы УЛФ обусловила укрупнение
принадлежащих различным владельцам участков добычи нефти,
объединению их в единую систему сбора, позволяющую сконцен-
трировать сепарацию и обработку нефти на объединенных сборных
пунктах и увеличить прибыль. На месторождении Фэйрвэй добыча
нефти достигала 0,912 млн. м3/год, сбор нефти осуществлялся в 25
небольших сборных пунктах. Система улавливания легких фрак-
ций отсутствовала. Анализ показал, что применение системы УЛФ
оказывается экономичным даже на большом числе мелких объек-
тов. В результате реконструкции системы сбора и концентрации
всей продукции скважин на пяти укрупненных сборных пунктах
эффективность повысилась. Укрупнение участков позволило уве-
личить добычу нефти до 2,7 млн. м3/год, снизить эксплуатацион-
ные затраты, улучшить условия сбора и использование пластовых
вод, транспортировать газ на ГПЗ при высоком давлении и мень-
шем числе компрессоров и техники для закачки газа в пласт, обес-
печить более экономичный отбор газа из резервуаров. В новой объ-
единенной системе нефть плотностью 0,79 г/см , добываемая из
фонтанных скважин, поступала на сборные пункты, где последова-
тельно проходила через сепараторы высокого давления (5,9...6,3
МПа), сепараторы среднего давления (2,4...2,8 МПа) и поступала в
группу резервуаров с общей газовой обвязкой, в которых выдержи-
валась определенное время перед отправкой в магистральный тру-
бопровод. Дренажная вода из резервуаров и деэмульсаторов зака-
чивалась в нагнетательные скважины, а газ транспортировался на
ГПЗ для отбензинивания и последующей закачки в пласт.
В резервуарах выделялся газ (около 5 м3/м3), который улавли-
вался системой УЛФ и отправлялся на ГПЗ. В течение первых 12
месяцев работы с помощью пяти установок УЛФ было собрано
13,65 млн. м3 газа. Извлечение жидких компонентов из газа на 1 м3
нефти удвоилось.
Хроматографический анализ газа, отбираемого системой УЛФ,
указал на большое содержание в нем жидких компонентов (3332,6
см3/м3), что делало применение системы УЛФ еще более эффек-
тивным. В состав установок входили три блока производительно-
стью по 7 тыс. м3/сут (мощность электродвигателей 18 кВт) и два
блока производительностью 11 тыс. м3/сут каждый (с двигателем
мощностью 29 кВт). Дополнительные доходы, полученные от экс-
плуатации пяти новых установок УЛФ на месторождении Фэйрвэй,
374
позволили окупить их стоимость (34 тыс. долл.) за 18 дней экс-
плуатации. Ориентировочная стоимость установок УЛФ произво-
дительностью 5000 м3/сут составляла тогда 10 тыс. долл.[25, 114].
7.2.10. ГЕРМЕТИЗАЦИЯ И УЛАВЛИВАНИЕ ЛЕГКИХ ФРАКЦИЙ В РЕ-
ЗЕРВУАРНЫХ ПАРКАХ ГОЛОВНЫХ СООРУЖЕНИЙ
Герметизации товарных парков головных сооружений и улав-
ливанию легких фракций при заполнении емкостей придается осо-
бо важное значение. Это объясняется высокой концентрацией неф-
ти на этих объектах, а, следовательно, и большим количеством уг-
леводородов, которые оказывается возможным сохранить, а также
стремлением снизить пожарную опасность объектов и добиться
разрешения на их эксплуатацию со стороны учреждений, контро-
лирующих состояние воздушного бассейна и соответствие приня-
той технологии условиям охраны окружающей среды. Применяют-
ся два метода улавливания легких фракций при эксплуатации го-
ловных сооружений. Один из них - отбор легких фракций в про-
цессе заполнения резервуаров, их обработка и утилизация (напри-
мер, сжигание на силовых установках, теплостанциях и т.д.) с по-
следующей очисткой, охлаждением и использованием выхлопных
газов для заполнения резервуаров при откачке из них нефти. Вто-
рой метод - отбор газа из резервуаров при их заполнении и возврат
отобранного газа в резервуары в процессе откачки нефти с утили-
зацией образующихся излишков легких фракций.
В качестве примера первого варианта можно привести систему
герметизации и улавливания легких фракций на крупных головных
сооружениях в порту Валдез, рассчитанных на прием по трансаля-
скинскому трубопроводу нефти, добываемой на месторождении
Прадхо-Бэй. Следует отметить, что защита и сохранение окру-
жающей среды также была одной из наиболее актуальных проблем,
учитывающихся при строительстве и эксплуатации головных со-
оружений трансаляскинского магистрального нефтепровода. Для
обеспечения безопасности утилизации легких фракций и поддер-
жания чистоты воздуха в соответствии с установленными стандар-
тами в товарном парке была сконструирована автоматическая сис-
тема контроля и слежения за работой резервуаров, насосов, холо-
дильников, компрессорных установок и другого оборудования,
обеспечивающая нормальную эксплуатацию комплекса.
375
Назначение системы. Система УЛФ предназначена для обес-
печения инертным газом товарного парка и заполнения его резер-
вуаров при откачке нефти, а так же для сжигания на теплостанции
углеводородного газа, вытесняемого из резервуаров при их запол-
нении и малых дыханиях.
Система автоматически следит, управляет, обнаруживает и ре-
гулирует любые отклонения параметров от нормы, последователь-
ность включения компрессоров, подающих инертный газ в резер-
вуары. Одно из преимуществ системы обеспечения контроля за ра-
ботой комплекса - ее гибкость. Изменения в программе достигают-
ся без дополнительных исследований по доработке системы, а сама
программа зафиксирована на магнитной ленте. Инертный газ полу-
чали очисткой топочных газов, образующихся при сжигании угле-
водородного газа на тепловой энергостанции. Топочный газ охлаж-
дался, обезвоживался, сжимался и через распределительную гре-
бенку поступал в резервуары. Система обеспечивала автоматиче-
ский запуск-остановку компрессоров, последовательность их
включения, контроль и управление системой охлаждения и пятью
холодильниками газа. Предусмотрено использование нескольких
групп компрессоров. Две из них обеспечивали отбор газа и нор-
мальную работу дыхательной системы резервуаров. Три группы
связаны с блоком заполнения резервуаров инертным газом. Три
блока лопастных компрессоров могли подключаться как к первой,
так и ко второй группе. Система их обвязки имела две входные и
две выходные контрольные задвижки на каждый из них. Когда
принималось решение о включении компрессоров этой группы в
работу, одновременно могли включаться только соответствующие
входные и выходные задвижки. Кнопки управления компрессорами
выведены на панель в операторскую. Компрессоры с помощью
программного устройства включаются в работу по мере поступле-
ния сигналов о том, что давление в системе инертного газа или па-
ровом пространстве резервуаров отклоняется от заданных значе-
ний. Контролируются они поочередно по программе через задан-
ные промежутки времени. Контрольное устройство по окончании
опроса решает, какой из компрессоров включить в работу. Если
компрессор не включается в течение заданного времени, он авто-
матически отключается, в действие вводится резервный компрес-
сор и программа выполняется в намеченной последовательности.
Таким же образом управляются и холодильники.
376
Система инертного газа. После очистки инертный газ непре-
рывно подавался в резервуары через распределительное устройст-
во. Количество подаваемого газа изменялось в соответствии с сиг-
налами о колебаниях давления в системе, поступающими от рас-
пределительного устройства на линии инертного газа, которое кон-
тролирует и поддерживает давление на заданном уровне. При от-
качке нефти из резервуаров (танкеры, стоящие на рейде, принима-
ют нефть) давление в них снижалось. Контролирующее устройство
выбирало необходимую группу компрессоров и включало ее. По-
сле компрессоров одна из пяти систем охлаждения газа автомати-
чески включалась в работу и новые порции выхлопных газов от
теплостанции подавались на очистку и использовались для запол-
нения резервуаров. Холодильники применялись только в системе
инертного газа, а порядок их включения определялся оператором с
помощью кнопок на панели управления. Когда давление достигало
заданного уровня, компрессоры переводились на резервный режим
работы по обводному трубопроводу.
Система отбора газа из резервуаров. Работала при давлении
ниже атмосферного. Когда давление в коллекторе увеличивалось
до атмосферного, что происходило при заполнении резервуаров,
устройство контроля на всасывающей линии компрессора срабаты-
вало, и он включался в работу. Когда давление на линии всасыва-
ния снижалось ниже предельного уровня, компрессор отключался.
Панель контроля. Включала в себя графическую схему всей
системы, печатающее устройство, кнопки управления и могла ис-
пользоваться для управления независимо от заданной программы,
выполняемой автоматически. Графическая схема отражала ход вы-
полнения программы и позволяла видеть, какая группа компрессо-
ров и другого оборудования находится в работе, указывала на по-
ложение основных задвижек и состояние холодильников. Данные о
состоянии оборудования поступали в виде дискретных импульсов
на панель и преобразовывались в сигналы, видимые на световом
табло. Панель управления позволяла установить очередность
включения компрессоров, холодильников газа, что сразу же отра-
жалось на световом табло и затем выполнялось автоматически. От-
мена команд и их стирание из электронной памяти осуществлялись
с помощью специальных кнопок. Если оператором подавалась
ошибочная команда, загоралась сигнальная лампочка. Печатающее
377
устройство фиксировало все поданные команды, возникающие не-
поладки в процессе работы и время их устранения.
Следящая система. В программном устройстве использован
принцип ступенчатого выполнения команд в сочетании с подсис-
темой, следящей за их выполнением. Следящая система всегда
«знает», какое число компрессоров и холодильников находится в
работе и каков характер этой работы, учитывает все отклонения от
нормы. Когда такая ситуация возникает, подается команда на от-
ключение компрессоров и другого оборудования. Прежде чем это
произойдет, будет учтена обширная информация о состоянии от-
дельных элементов и системы в целом. При нормальной работе
системы осуществляется принцип страховки последовательности
включения оборудования на основе информации о том, принята
команда или нет. Так, после выбора нужного компрессора и подачи
команды на его включение специальный таймер в течение 60 се-
кунд подтверждает, что такая команда принята и выполнена. Если
в течение этого периода команда не принята или не выполнена, та-
кая же команда подается на другой компрессор и так продолжается
до тех пор, пока задача не будет решена. Кроме того, предусматри-
вается автоматическое отключение компрессоров через каждые 4
часа их работы, что необходимо для предотвращения перегрева их
двигателей. Система позволяет вносить необходимые изменения в
программе автоматического контроля обычными средствами и
средствами автоматики с помощью перфокарт, имеет защиту на
случай отключения энергии. После появления энергии работа осу-
ществляется с того же момента, на котором она была прервана. Не-
достатками системы являются смешивание инертного газа с угле-
водородным при заполнении резервуаров и необходимость приме-
нения сложной системы его очистки. Оказалось, что более эконо-
мично и приемлемо (с позиции охраны окружающей среды) вместо
дымовых газов применять углеводородный нефтяной газ. Для
взрыва углеводородных фракций, по сравнению с вариантом ис-
пользования дымовых газов, требуется большее количество возду-
ха. Применение углеводородных паров для заполнения резервуаров
при откачке нефти позволяет использовать их с конусными фикси-
рованными крышами, стоимость которых намного ниже стоимости
резервуаров с плавающими крышами. Кроме того, пары и другие
объекты, импортирующие нефть, могут использовать для топлива
газ, вытесняемый, например, из грузовых отсеков танкеров при их
378
загрузке или резервуаров при их заполнении. При заполнении ре-
зервуаров топливным газом эти фракции обычно выбрасываются в
атмосферу или сжигаются на факеле. Следовательно, применение
углеводородных газов позволяет сохранять ценное топливо или
сырье для нефтехимии. Следует указать еще одно преимущество
применения углеводородных газов: дымовые газы перед использо-
ванием должны быть очищены от компонентов, обладающих по-
вышенной коррозионной активностью, в то время как углеводо-
родные фракции кроме одоризации не требуют дополнительной
обработки.
7.2.11. ПРИМЕНЕНИЕ СИСТЕМЫ УЛФ НА
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДАХ
По мнению зарубежных специалистов, объемное содержание
потерь углеводородов от испарения на нефтеперерабатывающих
заводах, нефтебазах и автозаправочных станциях составляет соот-
ветственно 16, 32, 52 % от суммы этих потерь.
Установки УЛФ применяются на НПЗ для отбора паров угле-
водородов из резервуаров для сырья и из резервуаров для товарной
продукции. Схема установки несколько отличается от промысло-
вой (рис. 7.12).
Рис. 7 12 Технологическая схема отбора паров углеводородов
из резервуаров НПЗ.
1 - регулятор давления, 2 - дыхательный клапан, 3 - датчики давления,
4 - соленоидный клапан, 5 - ротаметр, 6 - компрессор, 7 - сепаратор.
8 - конденсатосборник, 9 - линия газа на подпитку, 10 - линия газа в систему сбора
Водокольцевой компрессор, являющийся основной частью
системы, автоматически включается при давлении в газовом про-
379
странстве 0,25 кПа и отключается при давлении 0,025 кПа. Пуска-
тель электродвигателя компрессора открывает и закрывает солено-
идный клапан, позволяющий бензину из нижней части резервуара
поступать в компрессор для пополнения жидкостного кольца. Так
как продукт отбирается из наиболее холодной зоны резервуара, это
позволяет при его контакте с газом конденсировать около 90%
улавливаемых паров непосредственно в компрессоре. Оснащение
этой системой обычных цилиндрических резервуаров с допусти-
мым избыточным давлением 0,37 кПа и вакуумом 0,25 кПа, с упру-
гостью паров бензина по Рейду 0,05...0,09 МПа позволило полно-
стью исключить потери от испарений, обеспечив окупаемость ус-
тановки менее чем за один год.
В последнее время на ГПЗ технологические факелы использу-
ются для выработки энергии, что сводит потери газа практически к
минимуму.
Не так давно считалось, что на НПЗ в Северной Америке ути-
лизировать факельные газы нетехнологично, неэкономично и не-
безопасно. Фирма Shell Canada доказала обратное.
Каждый НПЗ имеет систему предохранительных устройств и
факелов, через которые сбрасываются газы низкого давления, что
позволяет безопасно осуществлять основные технологические про-
цессы.
Использование системы улавливания этих фракций выгодно не
только как дополнительный источник доходов, но и для охраны
воздушного бассейна в густонаселенных районах страны. Окупае-
мость затрат на эти цели не превышает обычно 2 лет.
Большое число НПЗ в Европе и Северной Америке оснащено
установками утилизации факельных газов. Так, более 30 НПЗ кор-
порации Shell, размещенных в различных частях мира, оснащены
такими установками.
В Западной Европе система УЛФ на НПЗ является его неотъ-
емлемой частью даже для заводов небольшой производительности
(3,5...5,2 млн. м3 в год).
В развивающихся странах утилизация такого газа встречается
редко, так как заводы, как правило, обеспечены топливным газом с
избытком. На очень маленьких НПЗ (1,75 млн. м3/год) экономиче-
ская эффективность применения системы УЛФ оказывается незна-
чительной, но при этом решается проблема охраны воздушного
бассейна.
380
Два завода в Канаде, эксплуатирующиеся в течение многих
лет, оснащены системой УЛФ, позволяющей утилизировать малые
факельные газы в качестве топлива и включать их в систему газо-
снабжения ГПЗ.
Этому предшествовала работа по определению объема утили-
зированного газа, оценке свойств газа для выбора компрессоров,
определению необходимой системы контроля за процессом, оценке
расходов на безопасную эксплуатацию установок и объектов, рас-
чету экономичности процесса в целом. Немалое значение на НПЗ
придается также утилизации тепла отходящих газов. В начале 1983
г. на НПЗ фирмы Etland Petroleum (США) было пущено в работу
два котла-утилизатора с псевдоожиженным слоем. Агрегаты вклю-
чены в схему системы утилизации тепла новыми процессами пере-
работки отбензиненной нефти. Вместе с этим уменьшаются выбро-
сы окиси углерода, двуокиси серы и окислов азота. Система состо-
ит из смесительной камеры сгорания, реактора с псевдоожижен-
ным слоем, котла-утилизатора, экономайзера и фильтра.
В результате котел-утилизатор (КПД 80%) производил пар
давлением 3,1 МПа, температурой 343°С, необходимый для приво-
да конденсационной паровой турбины, что позволило сэкономить
большое количество тепловой энергии.
7.3. ПОТЕРИ УГЛЕВОДОРОДОВ В ТРУБОПРОВОДНОМ
ТРАНСПОРТЕ
Основные потери при перекачке нефти связаны с порывами
трубопроводов. Места утечек определяют при опрессовках с по-
мощью специальных приборов-детекторов, работающих на основе
ЭВМ. Кроме этого, осуществляется контроль за перекачкой нефте-
продуктов. Такая система функционировала, например, на нефте-
проводе Эмпайр-Паскагула (США).
В США запатентован метод обнаружения внезапных утечек
или разрывов в трубопроводах на основе принципа фиксации вол-
ны отрицательного давления, образующейся в месте утечки и рас-
пространяющейся по потоку перекачиваемой жидкости со скоро-
стью звука в этой среде. При этом на трассе трубопровода, по ко-
торому под давлением перекачивалась нефть, располагались кон-
трольные посты. Расстояние между ними было таким, чтобы волна
отрицательного давления до своего затухания в жидкости достигла
381
2-3 контрольных постов и составляло 15...30 км. На постах име-
лись электронные детекторы снижения давления, выходные сигна-
лы которых поступали через усилитель и передавались в систему
дистанционного контроля. По данным западноевропейских компа-
ний по охране окружающей среды, общий объем потерянных жид-
ких углеводородов в Западной Европе в 1984 г. составил 5198 м3,
или 0,001% общего объема транспортируемой нефти и ее продук-
тов. Причем потери в окружающую среду составили 4427 м3. Такой
высокий объем утечек явился следствием одного инцидента, на ко-
торый приходится около 90% общего объема разлитой нефти и ее
продуктов. При оценке значимости объемов потерянной нефти
следует учитывать, что речь идет об объеме перекачки порядка 495
млн. м3 углеводородов при общей длине трубопроводов 17,3 тыс.
км (около 200 крупнейших нефтепродуктопроводов, эксплуати-
руемых 69 компаниями). В течение года иногда регистрируют до
13 случаев утечек, часть из которых происходят на насосных стан-
циях. В этих случаях очистные работы выполняются за одну неде-
лю после обнаружения утечек, а в остальных — в течение месяца. В
некоторых случаях разлитая нефть (нефтепродукты) собирается
практически полностью, а загрязнения источников питьевой воды
места не имеет.
Было также отмечено 3 случая разлива нефти из-за механиче-
ских повреждений трубопроводов. Общий объем потерь составил
160 м'1 (3% общего уровня потерь), причем 3 м3 нефти собрать не
удалось. Наибольшая потеря (141 м3) имела место на изгибе горя-
чего трубопровода, проложенного двадцать лет назад. В процессе
нагрева и охлаждения металл трубопровода приобрел хрупкость,
что и явилось причиной аварии. Разлитая нефть попала в канал и
озеро. Район загрязнения был огражден боновым барьером, и вся
разлитая нефть практически полностью была собрана плавучими
абсорбентами. Одна из утечек произошла из-за разрыва соедини-
тельного резинового шланга в технологическом оборудовании,
вторая - при разрушении фланцевого соединения. Из четырех слу-
чаев разрушения трубопроводов из-за коррозии (было разлито 262
м3 нефти, т.е. около 5% всех потерь), только в одном из них авария
была связана с внутренней коррозией трубопровода, вызванной
присутствием плавиковой кислоты в воде, собравшейся в пони-
женной его части после одной из технологических операций на
промыслах.
382
В других случаях порывы были связаны с точечной внешней
коррозией на участках трубопроводов, не имеющих катодной за-
щиты, Утечки были обнаружены по перепаду давлений после пере-
крытия контролируемых участков секущими задвижками.
7.4. ПОТЕРИ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ-ЗА ПОЖАРОВ
Одним из видов потерь углеводородов на промыслах и нефте-
перерабатывающих заводах являются пожары. По статистике На-
циональной ассоциации противопожарной профилактики (НАПП)
в резервуарных парках на базах и НПЗ в США за один год про-
изошло 1500 пожаров (в это число не входят пожары на нефтехи-
мических предприятиях, перерабатывающих углеводороды). В по-
ловине резервуаров находилась нефть, в остальных - нефтепродук-
ты. При этом 45% резервуаров были с коническими крышами, 30%
- с плавающими, 20% - с уплотнениями типа пантограф и 5% -
прочие. Конкретные причины пожаров, как правило, не указывают-
ся, хотя ясно, что в большинстве случаев пожары связаны с появ-
лением взрывоопасной смеси, нарушением целостности углеводо-
родсодержащих емкостей и аппаратов и открытыми источниками
пламени. Убытки от отдельных пожаров достигают 100 млн. долл,
и нередко сопровождаются человеческими жертвами.
В стандартах НАПП отмечается высокая эксплуатационная
надежность резервуаров с плавающей крышей. Но горят и они.
Большинство возникающих на них пожаров связано с нарушением
герметичности кольцевых уплотнений крыш.
Во время пожара на резервуаре с плавающей крышей диамет-
ром 78 м, высотой 20 м (НПЗ в Милфорд-Хейвен, Великобритания)
загорелась нефть, накопившаяся на его поверхности на площади
4650 м2. Плавающей крышей резервуара служил кольцевой понтон
с однослойным покрытием, снабженный 24 дополнительными ра-
диальными поплавками. Уплотнение плавающей крыши типа SRJ
выполнено в виде сплошной кольцевой мембраны из асбестовой
ткани, пропитанной акронитрилкаучуком. Оно было снабжено
оцинкованными башмаками с приводом типа пантограф. К момен-
ту пожара резервуар был наполовину заполнен малосернистой
нефтью месторождений Северного моря. Загорание связано с паде-
нием на крышу раскаленных частиц сажи, принесенных ветром с
близко расположенной факельной установки. В ходе тушения по-
жара на крыше скопилось значительное количество воды, в резуль-
тате чего крыша затонула, что привело к образованию водных про-
слоек в толще нефти и двум мощным выбросам при вскипании во-
ды.
Во время пожара откачкой удалось спасти половину содержа-
щейся в резервуаре нефти. При ликвидации пожара приняло уча-
стие более 150 пожарных и 50 пожарных автомобилей, 70 автоцис-
терн и прицепов для подвоза пенного концентрата со складов
фирм-производителей на расстояние 480 км. Одной из причин по-
падания нефти на плавающую крышу явилось развитие усталост-
ных трещин. К районам, для которых характерны такие поврежде-
ния плавающих крыш резервуаров, относятся Северная и Южная
Америка, юг Франции, Нидерланды, северные районы ФРГ и реги-
он Персидского залива. На многих нефтеперерабатывающих пред-
приятиях и в товарных парках трещины, возникающие в обшивке
плавающих крыш, обычно заливают эпоксидными смолами, однако
во многих случаях это оказывается неэффективным. Степень по-
жарной безопасности резервуаров различных типов показана в
табл. 7.4.
Таблица 7.4.
Тип резервуара Степень пожарной безопасности, в баллах
Условно-идеальный резервуар 100
Резервуар с конической крышей и системой УЛФ 99
Резервуар с плавающей крышей 80
Резервуар с понтоном и крышей 70
Резервуар с переменным газовым пространством и с
инертным газом 60
Резервуар с конической крышей без системы УЛФ 35
* Оценка автора.
По оценке Национальной ассоциации защиты от пожаров
США крупным считается пожар, убытки от которого превышают
250 тыс. долл. Загорание в резервуарах с плавающей крышей про-
исходит в системе уплотнения крыши, а воспламенение - от разря-
дов статического электричества или искры внешнего источника.
Согласно «Классификации опасных зон» Международной электро-
технической комиссии (МЭК) выделяют три зоны опасности.
384
Зона 0. Взрывоопасная смесь присутствует постоянно или в
течение длительного периода. К этой зоне относится газовое про-
странство в резервуарах со стационарной крышей без системы
УЛФ и газовое пространство под затвором в резервуарах с пла-
вающей крышей.
Зона 1. Взрывоопасная смесь может возникнуть при обычных
условиях. К этой зоне относится пространство вокруг резервуара.
Зона 2. Возникновение взрывоопасной смеси маловероятно, а
если возникает, то кратковременно. Сюда относится территория за
пределами резервуарного парка.
Все отверстия на границе между зонами 0 и атмосферой долж-
ны быть защищены огнепредохранителями. Дыхательные и предо-
хранительные клапаны должны быть взрывобезопасными. Все
вращающиеся оси и валы должны выходить из этой зоны через
пламенепроницаемые каналы. Все металлические детали внутри
резервуара должны иметь тот же потенциал, что и корпус резер-
вуара, а их максимальное сопротивление не превышать 10 Ом.
В отличие от нефтепродуктов нефть и мазуты практически не
накапливают электростатических зарядов, так как обладают отно-
сительно небольшим электросопротивлением.
ЛИТЕРАТУРА
1 Тронов ВП,Амерханов ИМ Формирование и разрушение стойких
пенных структур при сепарации газа из высоковязкнх нефтей с повышенным содержанием
коллоидных стабилизаторов Отделение общей и технической химии АН СССР Тезисы
докладов VIII Всесоюзной конференции по коллоидной химии и физико-химической
механике 31 0^ -03 06 83 г часть VI Ташкент
2 Тронов ВП,Амерхан о в ИМ Влияние предварительной подготовки
нефтегазовой смеси на производительность сепараторов М , Недра Нефтяное хозяйство, №
4 1989
3 Тронов ВП Основные направления в технологии сепарации и подютовки нефти
(за рубежом) Экспресс-информация М Нефтепромысловое дело, № 14, 1977
4 Маринин НС Саватеев ЮН Кириллов НВ и др Результаты
испытаний сепараторов с устройствами предварительною отбора газа М, ВНИИОЭНГ,
Нефтепромысловое дело, № 5. 1980
5 Маринин НС и др Исследование технологии сепарации нефти на
Мамонтовском ЦПС М , Нефтепромысловое дело, № 8, 1980
6 Репин Н Каштанов АА,Марин ин НС,Трон овВП,Крю ков В
РД 39-1-620-81 «Методические указания по сепарации обводненных нефтей», М , 1982
7 Тронов ВП Качественная оценка некоторых факторов, влияющих па
приведение системы «нефгь-газ» в состояние перенасыщения в связи с ее разгазированием
1 атарская нефть № 11, Казань, 1962
8 Тронов ВП,Усков ПН Кривоножкин АВ Исследование процессов
сепарации газонефтяной смеси в концевых участках трубопроводов и повышение
производительности аппаратов в объединении Татнефть М, ВНИИОЭНГ,
Нефтепромысловое цело, № 5, 1980
9 Тронов ВП Современные тенденции в совершенствовании техники и
технологии сепарации газа М , Нефтепромысловое дело, № 5 1980
10 Тронов ВП,Ширеев АИ,Метельков ВП и др Повышение
эффективности промысловой подготовки продукции скважин М , Нефтяное хозяйство, № 2,
1987
11 Лутошкин ГС Сбор и подготовка нефти, газа и воды М , Недра, 1979
12 Engineering Data Book, NGPA, Tulso, Oklachoma, 1967
13 Лутошкин 1 С Дунюшкин ИИ Сборник задач по сбору и подготовке
нефти, газа и воды на промыслах М , Недра 1985
14 Маринин НС Саватеев ЮН Разгазирование и предварительное
обезвоживание нефти в системах сбора М Недра 1982
15 Махмудов РХ,Сагбиев ИР.Хамидуллин ФФ Тронов ВП и
др Вертикальный газоотделитель Ас 1761193 БИ, №34, 1992
16 Тронов B1I Кривоножкин АВ Усков ПН Использование
вертикальных сепараторов ,пя сокращения потерь нефти М Нефтепромысловое дело, № 6,
1980 с 59-60
17 Гужов АИ,Медведев ВД,Мищенко ИГ идр Технологические
расчеты промысловых трубопроводов Справочное руководство по проектированию
разработке и эксплуатации нефтяных месторождений Добыча нефти Под общ ред Ш К
Гимату динова М Недра, 1983
18 Баринов ЬА Повышение эффективности работы газонефтяных сепараторов в
процессе их эксплуатации М ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело №6,1980
19 Гронов В 11,1 райфер ВИ Обезвоживание и обессоливание нефти Казань,
Таткнигоиздат, 1974
20 Hoge Т Hydrocarbon Vapous Pecovery Eased - Oil and Gas J, vol № 25, 1974
21 Тронов ВП Промысловая подготовка нефти М, Недра, 1977
386
22 Тронов ВП Вопросы подготовки нефти, газа и воды за рубежом М,
ВНИИОЭНГ, 1974
23 Saitta G N Programmable Covt roller is Used Wapour-Recovery System - Oil and Gas
J,vol 76,№4, 1978
24 Straits J F Proper Flare Operation Conseves Energy in Rebinery-Oil and Gas J, vol 77,
№1 1979
25 Тронов ВП Промысловая подготовка нефти за рубежом М , Недра, 1983
26 Тронов ВП,Ибатуллин КР,Махмудов РХ Пеногасигель А с №
1411002 БИ, №27, 1988
27 Тронов ВП Амерханов ИМ,Толстов ВА Совершенствование
конструкции сепараторов пенистой нефти М , Химическое и нефтяное машиностроение, №
12, 1988
28 Тронов ВП,Амерханов ИМ,Ли АД идр Исследования по подготовке
высокопенистых нефтей к сепарации М , Недра, Нефтяное хозяйство, № 8, 1984
29 Тронов ВП,Амерханов ИМ,Тронов АВ и др Выбор формы
насадок промысловых аппаратов М , Нефтяное хозяйство, № 11, 1985
30 Тронов ВП,Амерханов ИМ,Шаймарданов РА Пенистые
свойства пластовых нефтей М ВНИИОЭНГ Нефтепромысловое дело и транспорт нефти
№ 1, 1985
31 Тронов ВП,Тронов АВ.Ширеев АИ О форме пеногасящих секций
сепараторов Киев, Техника, Нефтяная и 1азовая промышленность, № 2, 1985
32 Тронов ВП,Амерханов ИМ, Шаймарданов РА Исследование
распределения высокопенистых пластовых нефтей в аппарате сепарационных установок М ,
ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, № 11, 1985
33 Тронов ВП,Амерханов ИМ,Ибатуллин КР Сепарация пенистых
нефтей и методы интенсификации этих процессов Труды ТатНИПИнефть, вып 59, 1986
34 Тронов ВП,Ибатуллин КР,Махмудов РХ Повышение
эффективности сепарации пенистых нефтей Экспресс-информация М, ВНИИОЭНГ,
Нефтепромысловое дело, № 5,1987
35 Тронов ВП,Ибатуллин КР,Махмудов РХ Новые методы
сепарации пенистых нефтей Сборник докладов конференции молодых ученых
ТатНИПИнефть, Альметьевск, 1987
36 Тронов ВП,Амерханов ИМ,Толстов В Промысловые испытания
сепараторов на объектах высоковязкой пенистой нефти М, ЭИ серия «Техника и
технология добычи и обустройство нефтяных месторождений», № 5, 1988
37 Тронов ВП.Амерханов ИМ,Тронов АВ Сравнительная
характеристика коалесценторов различного типа при гашении пены Труды ТатНИПИнефть,
Бугульма, вып 59, 1990
38 Тронов ВП.Метельков ВП Исследование по предварительной
под|отовке высоковязких нефтей к сепарации Сборник тезисов докладов научно-
технической конференции, Уфа 1986
39 Тронов ВП,Махмудов РХ Исследование по предварительному гашению
пены высоковязких нефтей Сборник тезисов докладов научно-технической конференции
Пермь, 1986
40 Тронов ВП,Амерханов ИМ идр Сепарация пенистых нефтей и методы
интенсификации этих процессов Труды ТатНИПИнефть, Бугульма, вып 61,1987
41 Тронов ВП,Ибатуллин КР,Махмудов РХ Исследование
изменения физико-химических свойств нефти в результате косвенного пеноподавления
Труды ТатНИПИнефть, Бугульма, вып 50, 1990
42 Тронов ВП, Амерханов ИИ,Зикунов В М и др
Производительность сепараторов при обработке пенистых безводных нефтей высокой
вязкости М Нефтепромысловое тело н транспорт нефти № 5, 1984
387
43 . Амер .х ан о в И.М., Шаймарданов Р.А., Тронов В.П. Основные
факторы, влияющие на процесс сепарации высокопенистых нефтей. М.; ВНИИОЭНГ,
Нефтепромысловое дело, № 3, 1984.
44 . А м е р х а н о в И.М .Тронов В.П Особенности исследования пенистых
нефтей при проектировании объектов сепарации М.; Нефтяное хозяйство, №4, 1990.
45 . Амерханов И.М . Гронов В.П., Шаймарданов РА Как повысить
производительность сепараторов при обработке высокопенисгых нефтей М , Нефтяное
хозяйство. № 8, 1988
46 . Амерханов И.М .Тронов В П. Влияние предварительной подготовки
нефтегазовой смеси на производительность сепараторов. М.; Нефтяное хозяйство, № 4, 1989.
47 . Т р о н о в В.П., Амерханов И.М .Толстов В.А .Крюков ВА
Испытание опытной сепарационной установки СУ-82. М.; ВНИИОЭНГ, Э.И. серия «Техника
и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений», № 5, 1988.
48 . Т р о н о в В.П., Амерханов И.М., Толстов В.А. Испытание блочной
сепарационной установки БСУ-84. М.; ВНИИОЭНГ, Э.И. серия «Техника и технология
добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений», № 3, 1988.
49 . Т р о н о в В.П., Амерханов И.М., Гревцов В.М. Газосепаратор. Ас. №
1329793, БИ, №30, 1987.
50 . Ахмадеев Г.М., Тронов В.П., Махмудов Р.Х. и др. Устройство для
разделения газонефтяной смеси. А.с. № 1260011, БИ, № 36, 1986.
51 . Тронов В.П., Метельков В.П., Тронов А.В. и др. Установка сепарации
продукции скважин. А.с. № 1510862, БИ, № 36, 1989.
52 Ибатуллин К.Р .Тронов В.П., Махмудов Р.Х и др Устройство для
разрушения нефтяной пены. А.с. № 1308354, БИ, №17, 1987.
53 . Т р о н о в В.П., Муртазин А.М., Кр и в о н о ж к и н А.В. н др. Способ
транспортирования газоводонефтяной смеси. А.с. № 1093874, БИ, № 19, 1984.
54 . Т р о н о в В.П., Кривоножкин А.В., Метельков В.П. и др. Система
улавливания паров углеводородов и предварительной подготовки нефти А.с. № 1194787,
БИ, №44, 1985.
55 . Т р о н о в В.П., М о р г а е в В.П., Метельков В.П., Тронов А.В. и др.
Установка улавливания легких фракций. А.с. № 1404090, БИ, № 23,1988.
56 . Т р о н о в А.В. Аппараты предварительного сброса пластовых вод и их
использование в условиях дожимных насосных станций М.; Нефтепромысловое дело и
транспорт нефти, № 1, 1985.
57 . М а х м у д о в Р X., Н и г м ату л л и н Ш.Ш., Г и л ь ф а н о в А.Г. Промысловые
исследования расслоения продукции скважин с осложненными реологическими и физико-
химическими свойствами. М.; ВНИИОЭНГ, Э.И. сер. «Техника и технология добычи нефти
и обустройство нефтяных месторождений», вып. 4, 1990.
58 . Т р о н о в В.П.. Сучков Б.М., Корабликов Н.С. и др. Способ
транспортирования газоводонефтяной смеси. А.с. № 503036, БИ, № 6,1976.
59 . Ибрагимов М.Г., С ал ах ут ди н о в Р.Ш., Шакирзянов Р.Г. и др.
Интенсификация процесса стабилизации нефти на УКПН. М.; Нефтяное хозяйство, № 2, с.
74-76, 1986.
60 . Т р о н о в В П. и др. Расслоение потока на нефть, газ и воду в концевых участках
трубопровода. М.; Недра, Нефтяное хозяйство, № 1, 1980.
61 . Т р о н о в В.П., Гревцов В.М., Махмудов Р.Х. Определение диаметра и
режимов работы концевого делителя фаз. М ; Нефтяное хозяйство, № 11, 1983.
62 . Т р о н о в В.П, Амерханов И.М., Шаймарданов Р.К. и др.
Нефтегазовый сепаратор А.с. № 1215207.
63 . Г у ж о в А И., Т и т о в В.Г., Медведев В.Ф., Васильев В.А. Сбор,
транспорт и хранение природных углеводородных газов. М ; Недра, 1978.
64 . Деточенко АВ., Михеев А.Л., Волков М.М Спутник газовика. М.,
Недра, 1978
388
65 . Т ро н о в В.П., Сахабутдинов Р.З., Ш и р е е в А.И., Л и А.Д. и др. Способ
подготовки сероводородсодержащей нефти к трубопроводному транспорту. А.с. № 1236244,
БИ, №21,1986.
66 . Сахабутдинов Р.З., Тронов В.П., Г арифуллин Р.М. и др. Очистка
газов от сероводорода окислением до элементарной серы. 2-я Международная выставка-
ярмарка 19-23.09.95. Научно-техническая конференция России, Белгород, 1995.
67 . Т р о н о в В.П., Сахабутдинов Р.З., Ш н р е е в А.И., Л и А.Д.
Технологические схемы нейтрализации сероводорода в продукции скважин угленосных
горизонтов. Тезисы докладов VII научно-технической конференции молодых ученых и
специалистов, Бугульма, 1981.
68 . Т р о н о в В.П., Л и А.Д., Орлинская В.П. Механизм образования смесей
угленосных н девонских эмульсий. Труды ТатНИПИнефть, вып. XXIX, Казань, 1974.
69 . Т р о н о в В.П., Ш и р е е в А.И., Сахабутдинов Р.З. Исследование
процессов нейтрализации сероводорода в нефтяном газе ионами железа пластовой воды,
Нефтяное хозяйство, № 3,1983.
70 . Т р о н о в В.П., Сахабутдинов Р.З., Ш и р е е в А.И., Л и А.Д.
Исследование степени нейтрализации сероводорода в газе угленосного горизонта девонской
водой. Сб. докладов VII научно-технической конференции молодых ученых и специалистов,
Бугульма, 1981.
71 . Т р о н о в В.П., Сахабутдинов Р.З., Шавалеев И.И. Влияние
температуры иа скорость окисления комплекса Fe(II) с ЭДТА кислородом воздуха. М.,
Прикладная химия АН СССР, № 11,1985.
72 . Т р о н о в В.П., Ш и р е е в А.И., Л и А.Д. Технология совместного сбора
газированных нефтей карбона и девона с одновременной нейтрализацией сероводорода. М.;
ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, экспресс-информация, № 11, 1986.
73 . Т р о н о в В.П., Сахабутдинов Р.З., Ш и р е е в А.И. Сокращение выбросов
сернистых соединений в атмосферу прн разработке залежей нефти карбона. Сб. АН СССР,
Уральское отделение «Охрана окружающей среды», Сыктывкар, 1989.
74 . Т р о н о в В.П., Ш и р е е в А.И., Сахабутдинов Р.З. и др. Способ
транспортирования нефти. А.с. № 1038692, БИ, № 32, 1983.
75 .Сахабутдинов Р.З., Тронов В.П., Гарифуллин Р.М. и др. Установка
для очистки газа от сероводорода. А.с. № 201663, БИ, № 14,1994.
76 . Т р о н о в В.П., Метельков В.П., Нургалиев Ф.Н., М о р г а е в В.П.
Технологические процессы, направленные на сокращение потерь нефти и газа на промыслах.
М.; Нефтяное хозяйство, № 6, 1985.
77 . Т р о н о в В.П., Кривоножкин А.В., Метельков В.П., Калинина
Л.М., Т а х а у о в М.А. Технология промысловой подготовки нефтяного газа к транспорту.
М.; Э.И. Нефтяное дело, № 8, 1987.
78 . Т р о н о в В.П., Фаттахов Р.Б. К вопросу об устойчивости режима сепарации
нефти с рециркуляцией газа. РНТО. М.; ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, № 5, 1989.
79 . Т р о н о в В.П., Кривоножкин А.В., Калинина Л.М., К а т е е в а Х.Х.
Влияние рециркуляции газа на потери углеводородов нефти из резервуаров. М.; Недра,
Нефтяное хозяйство, № 9,1989.
80 . Фаттахов Р.Б., Тронов В.П. Выбор оптимального режима двухступенчатой
сепарации нефти с рециркуляцией газа. М.; Нефтепромысловое дело, № 9, 1992.
81 . Т р о н о в В.П., Метельков В.П., Кривоножкин А.В. Применение
технологии промысловой подготовки нефтяного газа, обогащенного тяжелыми
углеводородами. РД-39-1-1011-84 МНП, объединение Татнефть, 1984.
82 . Т р о н о в В.П., Быков В.А. Влияние бензинового потенциала нефти на ее
абсорбционную способность. М.; ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, № 6,1983.
83 . Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Тронов В.П. и др. Способ
подготовки нефти и газа. А с. № 200689, БИ, № 6, 1994.
84 . Т р о н о в В.П., Л е б е д и ч С.П. Оценка величины потерь нефти на
нефтепромыслах Татарии. Труды ТатНИПИнефть, Бугульма, вып. 33, 1975.
389
85 Тронов ВП,Усков ПН.Кривоножкин АВ,Пабережнова НФ
Уточненная методика определения потерь нефти от испарения по изменению давления
насыщенных паров Труды ТатНИПИнефть, Куйбышев, вып 35, 1977
86 Тронов ВП.Ширеев АИ Охрана окружающей среды при сборе,
транспорте н подготовке нефти, газа и воды Сб Охрана природы в районах добычи нефти
Татарии, Альметьевск, 1980
87 Т р о н о ь ВПидр Эффективность исследования в обтасти рационального
использования нефтяного газа Сб научных трудов Эффективность воздействия
хозяйственною механизма на производственную деятельность предприятий нефтяной
промышленности Татарии Альметьевск, 1983
88 Тронов ВП, Лебедич СП Метсльков ВП и др Оценка
эффективности УЛФ нефти на промыслах М , Недра, Нефтяное хозяйство, № I, 1983
89 Тронов ВП, Метел ьков ВП, Моргаев ВП Применение технологии
отбора легких фракций из резервуаров и аппаратов низкою и атмосферного давлений РД-
39-1-1095-84 МНП, Москва, 1984
90 Тронов ВП, Метельков ВПидр 1ехнологические процессы,
направленные на сокращение потерь нефти и газа на промыслах М, Недра, Нефтяное
хозяйство, № 6, 1985
91 Тронов ВП, Метельков ВП Борьба с потерями легких фракций из
резервуаров и аппаратов низкого давления М , Недра, Нефтяное хозяйство, № 9, 1985
92 Тронов ВП, Блинов ИГ, Фролов Ю А Проблема предотвращения
потерь легких углеводородов на промыслах В кн «Проблемы нефти и газа Тезисы докладов
на республиканской НТ конференции», Уфа, 1981
93 Тронов ВП, Блинов ИГ, Фролов Ю А Герметизация и улавливание
легких фракций в резервуарных парках головных сооружений В кн проблемы нефти и газа
Тезисы докладов на республиканской НТ конференции», Уфа, 1981
94 Тронов ВП, Метельков ВП, Моргаев ВП Совершенствование
технологий улавливания легких фракций на промыслах М Недра, Нефтяное хозяйство, №
3 1985
95 Тронов ВП Современные методы борьбы с потерями нефти и газа М , Недра,
Нефтяное хозяйство, № 8, 1987
96 Крюков ВА Об эффективности депульсаторов различных конструкций М ,
Нефтепромысловое дело, № 2, 1978
97 Фаттахов РБ Гронов ВП, Сахабутдинов Р 3 и др
Совершенствование систем улавливания легких фракций МНТК 21-25 мая, Севастополь,
1996
98 За рипов ТМ, Тронов ВП, Махмудов РХ идр Сокращение вредных
выбросов в атмосферу при эксплуатации резервуарных парков Тезисы докладов научной
конференции Сб Проблемы эффективности охраны окружающей среды на нефтепромыслах
Татарии, Альметьевск, 1988
99 Тронов ВП, Метельков ВП, Юсупов ИГ Ресурсосберегающие
технологии в нефтепромысловом хозяйстве М , Недра, Нефтяное хозяйство, № 8, 1989
100 Тронов ВП Энергосберегающие технологии подготовки продукции скважин
и вопросы проектирования систем обустройства нефтяных месторождений Сб трудов
Проблемы снижения капитальных и эксплуатационных затрат на обустройство объектов
нефтегазодобычи Куйбышев, 1988
101 Амерханов ИМ, Тронов ВП, Метельков ВП идр Сокращение
вредных выбросов в атмосферу при транспорте нефтяного газа Сб Проблемы охраны
окружающей среды в нефтяной промышленности Тезисы Всесоюзного совещания Уфа
1989
102 Тронов ВП, Фаттахов РБ, Сахабутдинов РЗ Экономический
ущерб выбросов вредных веществ в атмосферу от деятельности ПО Татнефть Сб Проблемы
охраны окружающей среды в нефтяной промышленности Тезисы Всесоюзного совещания
Уфа 1989
390
103 Тронов ВП, Ха м иду л л и н ФФ, Ширеев ЛИ и др Реконструкция
объектов сбора и подготовки продукции скважин с целью сокращения вредных выбросов в
атмосферу Сб Проблемы охраны окружающей среды в нефтяной промышленности Тезисы
Всесоюзного совещания Уфа, 1989
104 Тронов ВП, Метельков ВП, Махмудов РХ Новые
техноло! ические схемы предотвращения выбросов углеводородов из резервуаров в
атмосферу Сб Проблемы охраны окружающей среды в нефтяной промышленности Тезисы
Всесоюзного совещания Уфа, 1989
105 Тронов ВП Элементы энергосберегающих технологий при подготовке
продукции скважин за рубежом Сб Ресурсосберегающие техника и технология при
обустройстве и эксплуатации нефтяных месторождений Куйбышев, труды
Гипровостокнефти, 1989
106 Тронов ВП О первоочередных задачах по разработке экологически чистых
технологий Казань, ФЭН, Нефть и наука, 1993
107 Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ, Махмудов РХ идр
Улавливание паров бензина на Бугульминской нефтебазе 2-я Международная выставка-
ярмарка 19-23 09 95 г Научно-техническая конференция России, 1995, Белгород
108 Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ, Закиев ФА Утилизация
попутного газа мелких месторождений 2-я Международная выставка-ярмарка 19-23 09 95 г
Научно-техническая конференция России, Белгород, 1995,
109 Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ, Ибрагимов ИМ Система
улавливания паров нефти на нефтяных промыслах и нефтеперерабатывающих заводах 2-я
Международная выставка-ярмарка 19-23 09 95 г Научно-техническая конференция России,
Белгород, 1995
НО Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ, Лебедич СП Герметизация
резервуарных парков в системе магистрального транспорта нефти 2-я Международная
выставка-ярмарка 19-23 0995 г Научно-техническая конференция России, Белгород, 1995
111 Тронов ВП Технологии для охраны окружающей среды на нефтяных
промыслах Материалы конференции НТЦ Лукойл Москва, 1996
112 Тронов ВП Экология и технологии М , Нефть России, № 1, 1996
113 Фаттахов РБ, Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ и др
Исследование влияния состава газовой фазы на процесс испарения нефти из резервуаров,
оборудованных системой улавливания легких фракций М, ВНИИОЭНГ,
Нефтепромысловое дело, № 5, с 23-25, 1996
114 Тронов ВП Сокращение потерь нефти и газа за рубежом М , ВНИИОЭНГ,
обзор инф № 12, с 62, 1988
115 Тронов ВП Разрушение эмульсий при добыче нефти М , Недра 1974
116 Тронов В П Промысловая подготовка нефти Казань, ФЭН, с 416,2000
117 Тронов ВП, Муртазин AM, Метельков ВП идр Исследования по
разгазированию тюменской нефти, поступающей на ГС «Дружба» Зезисы докладов XVII
научно-технической конференции молодых ученых и специалистов, Бугульма, 1981
118 Тронов ВП, Хамидуллин ФФ, КривоножкинАВ Сокращение
потерь углеводородов на объектах подготовки нефти М , Нефтяное хозяйство, № 12, 1989
119 Установка УЛФ на Тихоновском резервуарном парке Рабочий проект, т 1, объект
№ 8746, Бугульма, 1992
120 Тронов ВП Оценка эффективности технологии УЛФ нефти на промыслах
М , Нефтяное хозяйство, № 1, 1983
121 Тронов ВП, Усков ПН, Крнвоножкнн АВ Совмещение операций
по сокращению потерь легких фракций и улучшению процессов деэмульсации нефти М ,
ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, № 5, 1974
122 Тронов ВП, Ширеев АИ Сахабутдинов РЗ Технология
промысловой подголовки нефтяного газа второй ступени сепарации Казань, инф листок
ЦНТИ № 360-93
391
123 Метельков ВП Тронов ВII Сокращение вредных выбросов в
атмосферу при эксплуатации нефтяных резервуаров Тезисы НТС 26 04 85 г Казань, ЦНТИ
124 Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ, Ширеев АИ идр Пути
сокращения вредных выбросов в атмосферу при добыче сероводородсодержащих нефтей
мелких месторождений Тезисы НТС 26 04 85 г Казань, ЦИТИ
125 Тронов ВП, Махмудов РХ Технология улавливание легких фракций с
ротационным компрессором М, Рационализация и изобретательство в газовой
промышленности, № 5, 1983
126 Айгистова С Ф, Валь ш ин РК, Даянов РМ идр Опытные работы
по сокращению потерь нефти в Чишминском 1П М , ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело,
вып 9, 1976
127 Сахабутдинов РЗ, Тронов ВП, Фаттахов РБ Выбор параметров
компрессоров системы улавливания легких фракций М , ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое
дело, № 2, с 32-35, 1996
128 Сахабутдинов РЗ, Тронов ВП, Фаттахов РБ Методика выбора
параметров компрессора системы УЛФ Международная научно-техническая конференция
21-25 мая 1996, Севастополь
129 Тронов ВП, Петров НМ Кривоножкин АВ Разработка
технологии, обеспечивающей сокращение потерь углеводородов на нефтепромыслах
Татарии Тезисы докл XVI НТК молодых ученых и специалистов ТатНИПИнефти
Областное правление НТО НТП Бугульма, 1979
130 Сахабутдинов РЗ, Фаттахов РБ, Тронов ВП Установка
улавливания легких фракций Пат № 2082479 Россия МКИ, ВО!Д 19/00, БИ, № 18, 1997
131 Сахабутдинов РЗ, Фаттахов РБ, Тронов ВП и др Способ
улавливания углеводородных паров при хранении нефтепродуктов в сырьевых и товарных
резервуарах Пат № 2087394, Россия, МКИ В65Д 90/30, БИ, № 23, 1997
132 Кривоножкин АВ, Тронов ВП, Моргаев ВП идр Новые
методы улавливания легких фракций на месторождениях Татарии Совершенствование
методов подготовки нефти на промыслах Татарии Труды ТатНИПИнефть, Бугульма, 1980
133 Тронов ВП, Лебедич СП, Метельков ВП, Муртазин AM О
некоторых направлениях сокращения потерь легких углеводородов в системе
трубопроводного транспорта М , Недра, Экономика нефтяной промышленноеги, № 11, с 7-
8, 1982
134 Тронов ВП, Хамидуллин ФФ, Филимонов ЕС Блочное
усгройство для дозирования реагентов БУР-25, М , Нефтяник № 6, 1973
135 Гафаров НН, Сахабутдинов РЗ, Тронов ВП, Деникаев РТ
Определение оптимальных параметров низкотемпературной адсорбции паров бензина М ,
ВНИИОЭНГ, Защита от коррозии и охрана окружающей среды, № 6-7,1995
136 Фат । ахо в РБ, Сахабутдинов РЗ, Тронов ВП идр Способ
улавливания сероводородсодержащих паров из резервуаров А с № 2040463, БИ, № 21,1995
137 Тронов ВП, Гайнуллин ФГ. Амерханов ИМ Предотвращение
потерь лежих углеводородов за рубежом М, ВНИИОЭНГ, Нефтепромысчовое дело,
экспресс-информация, Ns 8, 1980
138 Vanolik 1 Rotary Compressors Can Profitably Collect Gas from Marginal Sources - Oil
and Gas I, vol 75, № 23, 1977
139 Surface Operation in Petraleum Production Edited by Chilmgar G and Beeson C
American Elsvier Publishing Company, New lork, 1969
140 Breakly W В Magnolio Field Goes Automatik - Oil and Gas, vol Ns 8,1961
141 Andrew!) Vapour Recovery Increases Profit in Fairwell Unit -World Oil, February 1,
vol Ns 2, 1972
142 Зарипов Al, Емкое AA, Семенов БД и др Физико-химическая
очистка трубопроводов систем сбора и аппаратов установок подготовки нефти М,
ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, Ns 2,1981
392
143 Гутман ЕМ, Мустафаев AM, Ершов ВП Применение
гидроциклона для отмывки песка от нефти М, ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, № 3,
1978
144 Тронов ВП Технологические схемы утилизации нефтешламов на промыслах
и НПЗ за рубежом 2-я Международная выставка-ярмарка 19-23 09 95 г Научно-техническая
конференция России, Белгород, 1995
145 Тронов ВП, Фассахов Р X Переработка и утилизация амбарных
нефтешламов в промысловых условиях 2-я Международная выставка-ярмарка 19-23 09 95 г
Научно-гехническая конференция России, Белгород, 1995
146 Юсупов ИГ, Тронов ВП, Магалимов АФ и др Технологические
приемы нейтрализации и утилизации отходов бурения на промыслах АО Татнефть 2-я
Международная выставка-ярмарка 19-23 09 95 г Научно-техническая конференция России,
Белгород, 1995
147 Тронов ВП Формирование и методы улавливания паров углеводородов из
резервуаров различного технологическою назначения на промыслах АО Татнефть 2-я
Международная выставка-ярмарка 19-23 09 95 г Научно-техническая конференция России,
Белгород, 1995
148 Тронов ВП Экология и проблема утилизации нефтешламов в промысловых
условиях МНТК 21-25 мая, 1996, Севастополь
149 Тронов ВП Экологически безопасное осуществление ремонтных работ на
нефтескважинах МНТК 21-25 мая, 1996, Севастополь
150 Тронов ВП, Ширеев АИ, Тронов АВ идр Повышение
экологической безопасности при подготовке продукции скважин на объектах АО Татнефгь
МН ГК 21-25 мая, 1996, Севастополь
151 Тронов ВП Технологии экологически безопасного бурения скважин МН ГК
21-25 мая, 1996, Севастополь
152 Тронов ВП, Исмагилов ИХ, Тронов АВ ндр Улучшение
экологической обстановки на объектах сбора и обезвоживания природных битумов МНТК
21-25 мая, 1996, Севастополь
153 Тронов ВП, Юсупов ИГ, Магалимов АФ Разработка технологии
утилизации жидких и твердых отходов Отчет № 93 701 96, Бугульма, ТатНИПИнефть, 1995
154 Тронов ВП, Юсупов ИГ, Магалимов АФ идр Экология и
методы утилизации буровых шламов в нефтедобыче Казань, Экология, 1996
155 Тронов ВП, Ширеев АИ, Тронов АВ идр Способ зачистки и
утилизации нефтесодержащих шламов Пат № 2155101, БИ, № 24,2001
156 Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ, Тронов АВ Технологии для
охраны окружающей среды на нефтяных промыслах Москва, Лукойл, ноябрь 1995, тезисы
докладов
157 Базлов МН, Шалайкин АФ, Большаков PH Осаждение
механических примесей в сборных групповых установках при добыче высоковязких нефтей
М , ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, № 1, 1983
158 Репин НН, Крюков ВА, Маслов ВП идр Особенности механизма
разрушения газожидкостных смесей высоковязких нефтей Нефтяное хозяйство, 1986, № 5,
с 56-59
159 Тронов ВП, Фаттахов РБ, Сахабутдинов РЗ, Галимов РХ
Устройство откачки газа из затрубного пространства скважин М , Нефтепромысловое дело,
№6,2000, с 31-33
160 Тронов АВ, Г а л имев РХ, Тронов ВП, Хохлов ДБ Сравнение
эффективности работы напорных и рогациоиных i идроциклов М , Нефтепромысловое дело.
№ 6,2000, с 16-27
161 Гревцов ВМ, Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ Ибрагимов
Н М Некоторые acneKtbi работы системы улавливания легких фракций М,
Нефтепромысловое дето, 2000, с 27-31
391
162 Фаттахов РБ, Сахабутдинов РЗ, Тронов ВП Определение
условий применимости подвесного компрессора с приводом от станка-качалки Труды
ТатНИПИнефть, юбил выпуск, Бугульма, 1996, с 200-208
163 Залятов ММ, Тронов ВП, Фаттахов РБ, Сахабутдинов РЗ
Способ добычи нефти Пат РФ № 2106482, БИ, № 7,1998
164 Т а х ау т д и н о в Ш Ф, Н у р м у х а м ето в Р С, ГалимовРХ, Тро-
нов ВП, Сахабутдинов РЗ, Фаттахов РБ, Дорофеев ВА, Набиев
ЗГ Установка для добычи нефти Пат РФ №2122105, БИ, №32, 1998
165 Метельков ВП, Кривоножкин АВ, Махмудов РХ.Рахи-
м о в ИВ Технологические схемы улавливания легких фракций нефти Труды
ТатНИПИнефть, № 57, 1985,с 80-86
166 Тронов ВП идр Оценка величины потерь нефти на промыслах Татарии
Труды ТатНИПИнефть, Бугульма выл XXXIII, 1975, с 187-197
167 Тронов ВП Основные направления в технологии сепарации и подготовки
нефти (за рубежом) Э И М Нефтепромысловое дело, №> 14, 1977
168 Тронов ВП Вопросы подготовки нефти, газа и воды за рубежом М,
ВНИИОЭНГ, с 61, 1978
169 Тронов ВП, Гайнуллин ФГ, Амерханов ИМ Предотвращение
потери легких углеводородов на промыслах за рубежом М, ВНИИОЭНГ, Э И
Нефтепромысловое дело, № 8, 1980, с 5-15
170Лесухнн СП, Соколов АГ, Позднышев ГН Стабилизиция нефти
методом многоступенчатого сепарации с применением отдувки Нефтяное хозяйство, № 8,
1988, с 43-46
171 Махмудов РХ, Кривоножкин АВ, Шнепп ВБ Разработка
функционально-структурных схем технического оснащения установок отбора и
компримирования газа из аппаратов низкого давления Труды ТатНИПИнефть, № 53, 1983
172 Метельков ВП, Тронов ВП, Нургалиев ФН, Моргаев ВП
Технологические процессы, направленные на сокращение потерь иефти и газа на промыслах
Нефтяное хозяйство, № 6, 1985, с 12-17
173 Метельков ВП, Тронов ВП Борьба с потерями легких фракций из
резервуаров и аппаратов низкого давления Нефтяное хозяйство, № 9, 1985, с 7-11
174 Тронов ВП, Лебедич СП, Кривоножкин АВ, Метельков
ВП,Махмудов РХ, Хегай ВФ Оценка эффективности технологии улавливания
легких фракций нефти на промыслах Нефтяное хозяйство, № 1,1983, с 34-37
175 Саттаров УГ, Тронов ВП, Кривоножкин АВ, Моргаев
ВП, Каштанов АА Новые методы улавливания легких фракций нефти на
месторождениях Татарии Труды ТатНИПИнефть, 1980, с 107-123
176 Рошак ИИ, Городневский АВ Опыт эксплуатации насосно-
эжекторной установки по утилизации нефтяного газа Нефтяное хозяйство, № 2, 1981, с 50-
52
177 Донец КГ, Рошак ИИ, Городневский АВ Утилизация нефтяного
газа с помощью насосно-эжекторной установки в НГДУ «Кинельнефть» Нефтяное
хозяйство, № 7,1979, с 42-44
178 Методические указания по определению фактических потерь нефти на
предприятиях Татнефтепрома Уфа, ВНИИСПТнефть, 1972
179 Ольгин АЕ, Ковтунов ЕГ, Кузьменко АП Устройство для
сокращения технологических потерь нефти М Э И , № 4, 1987
180Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ, Фаттахов РБ, Закиев
ФА Ибрагимов НМ Совершенствование технотогий утилизации углеводородов на
нефтяных промыслах Нефтяное хозяйство, №1, 1998, с 57-59
181 Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ, Фаттахов РБ Анализ и оценка
масштабов загрязнения атмосферного воздуха в результате деятельности ПО Татнефть
Труды ТатНИПИнефть, 1991, вып 71, с 53-55
зе4
182 Руководство по технологии подготовки нефтяно! о газа второй и последующих
ступеней сепарации на промыслах РД 39-0147585-018-8 Бугульма, ТатНИПИнефть, 1988, с
18
183 Шаталов АН, Тронов ВП Влияние традиционной технологии сепарации
газожидкостных смесей на качество разделения фаз Сб научных трудов Научный
потенциал нефтяной отрасли Татарстана на пороге XXI века Бугульма, 2000, с 286-293
184 Фаттахов РБ, Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ Способ
подготовки сырой нефти Патент №2009688 РД МКИ В01 D 19/00, БИ, №6, 1994
185 Метельков ВП, Галюк ВХ, Тронов ВП, Лебедич СП, Ши-
реев АИ, Шаталов АН, Фаттахов РБ, Махмудов РХ, Юсупов РН
Система улавливания паров нефти и нефтепродуктов нз резервуаров Патент РФ 15С5779,
B65D 90/30, БИ, № 19, 1990
186 Гронов ВП, Амерханов ИМ, Метельков ВП, Амерханов
ИИ, Тахаувов МА Способ транспортирования нефтяного газа Патент 1574975 РД
МКИ BOID 19/00, БИ, № 24, 1990
187 Тронов ВП, Фаттахов РБ, Махмудов РХ, Метельков ВП
Вертикальный газоотделитель Патент 1542569 РД МКИ BOID 19/00, БИ, № 6, 1990
188 Тронов ВП, Хамиду л лин Ф Ф, Кривоножкин АВ, Катеева
X X Сокращение потерь углеводородов на объектах подготовки нефги Нефтяное хозяйство,
№ 12, 1989, с 65-67
189 Цветков ВИ Анализ возможности сокращения потерь легких углеводородов
на Покровской УПН НГДУ «Чапаевскнефть» Сборник научных трудов
«Ресурсосберегающие техника и технология прн обустройстве и эксплуатации нефтяных
месторождений» Куйбышев, 1989, с 72-76
190 Тронов ВП, Метельков ВП, Сивелькина AM, Кривонож-
кин АВ, Тахаувов МА, Зарипов ТМ, Рахимов ИВ Эффективность
исследований в области рациональною использования нефтяного газа Сборник научных
грудов «Эффективность хозяйственного механизма на деятельность предприятий нефтяной
промышленности» Альметьевск, 1983, с 19-23
191 Атапов ГА, Солдатов ВД, Григорченко ЕВ, Плесовских
А Н Об учете потерь при транспорте нефтяного газа М , Нефтепромысловое дело, № 2,
1978, с 27
192 Баринов БА, Шамов ВД, Немиров МС, Фишман ИИ, Баты-
рова НВ Определение потерь нефти от испарения в промысловых резервуарах М,
Нефтепромысловое дело, № 1,1998, с 20-21
193 Маринин НС, Каган ЯН, Саватеев ЮН идр Совершенствование
технологических схем сбора и подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири М,
Обзор ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, № 8, 1983, с 45
194 Тронов ВП, Шаталов АН, Сахабутдинов РЗ, Махмудов
Р X Анализ эффективности работы концевых делителей фаз на объектах ОАО «Татнефть»
Сб научных трудов Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана
Бугульма, 2000, с 258-270
195 Сорокин АВ, Тимонина СИ, Утесинов АН, Миронов АГ
Очистка нефтяного газа от капельной нефти М, Нефтепромысловое дело, № 6, 1983
196 Брешенко ЕМ, Игнин НП, Чернов АВ Пути повышения
эффективности использования нефтяного газа М , Нефтепромысловое дело, № 1, 1983
197 Усков ПН идр Сепаратор для разделения нефтегазовой смеси Ас СССР, №
295568, БИ, № 8, 1971
198 Усков ПН идр Способ разделения потока нефтегазовой смеси А с СССР, №
348593, БИ, №25, 1972
199 Усков ПН идр УстройС! во для разделения нефтегазовой смеси Ас СССР,
№319323, БИ, №33, 1971
200 Тронов ВП, Сучков БМ, Кораблинов НС и др Способ
транспортирования газоводяной смеси А с СССР, № 503086, БИ, № 6,1976
395
201 Тронов ВП, Кораблинов НС, Волошин БХ н др Способ
транспортирования газоводонефтяной смеси Ас СССР, № 666375, БИ, №21, 1979
202 Усков ПН идр Способ перекачки попутного нефтяного газа А с СССР №
362467, БИ, № 15, 1971
203 Усков ПН, Набережнова НФ Г розенок ЛА,Кривоножкин
А В Определение потерь нефтяного газа на промыслах Сборник научных трудов Бугульма,
1980, с 123-127
204 Калинина Л М, Махмудов РХ Разработка функционально-
структурных схем технического оснащения установок компримирования газа из аппаратов
низкого давления Тезисы докладов XVI конференции молодых ученых и специалистов,
Бу|ульма, 1981, с 67-68
205 Метельков ВП, Рейм ГА, Амерханов ИИ Распределение
ресурсов легких углеводородов при добычи нефти на промыслах и пути повышения степени
нх использования Труды ТатНИПИнефть, Бугульма, вып 61,1987, с 5-20
206 Муртазин AM, Тронов ВП, Метельков ВП, Амерханов
И И Исследования по разгазированию тюменской нефти, поступающей на головные
сооружения «Дружба» Тезисы докладов XVII конференции молодых ученых и
специалистов, 1981, с 84-85
207 Быков ВА, Тронов ВП, Углов НП Оптимизация процесса
промыслового отбензинивания нефтяного газа М, Нефтепромысловое дело, № 9, 1982, с
41-42
208 Быков ВА, Тронов ВП Влияние бензинового потенциала нефти на ее
абсорбционную способность Нефтепромысловое дело, № 6, 1983 с 19-20
209 Тронов ВП, Амерханов ИМ Влияние предварительной подготовки
нефтегазовой смеси на производительность сепараторов М , Нефтяное хозяйство, № 4, 1989,
с 53-56
210 Гронов ВП, Амерханов ИМ, Толстов ВА Йены гание блочной
сепарационной установки БСУ-84 ЭИ Сер «Техника и технология добычи нефти и
обустройство нефтяных месторождений», вып 8, 1988, с 1-28
211 Тронов ВП, Амерханов ИМ, Ибатуллин КР, Толстов ВА
Сепарация пенистых нефтей и методы интенсификации этих процессов Труды
ТатНИПИнефть, вып 61, 1987, с 20-32
212 Тронов ВП, АмерхановИМ, Ли АД, Гревцов ВМ,Шаймар-
данов РА Исследование по подготовке высокопенистых нефтей к сепарации М,
Нефтяное хозяйство, № 8, 1984, с 42-45
213 Тронов ВП, Амерханов ИМ, Зикунов ВМ, Крюков ВА,
Толстов ВА Производительность сепараторов при обработке пенистых безводных
нефтей высокой вязкости М , Нефтепромысловое дело Транспорт нефти, № 5, 1984, с 20-
24
214 Сахабутдинов РЗ, Тронов ВП, Шавалеев ИИ Влияние
температуры па скорость окисления комплекса Fe (II) с ЭДТА кислородом воздуха Журнал
«Прикладная химия», АН СССР, № 4, 1985, с 2543-2544
215 Сахабутдинов РЗ, Тронов ВП, Ширеев АИ, Ли АД
Исследование степени нейтрализации сероводорода в газе угленосного горизонта девонской
нефти Тезисы докладов XVII конференции молодых ученых и специалистов, Бугульма,
1981, с 73-74
216 Карамышев ВГ, Корнилов ГГ Технология сбора и транспорта
газожидкостной смеси с высоким газовым фактором М, Нефтепромысловое дело, № 1,
1998, с 15-19
217 Тронов ВП, Шаталов АН, Махмудов РХ Совершенствование
технологических схем сепарации на промысловых объектах АО «Татнефть» М,
Нефтепромысловое дело, № 7, 1996, с 21-24
396
218 Амерханов ИМ, Шаймарданов РА, Тронов ВП Основные
факторы, влияющие на процесс сепарации высокопенистых нефтей М , Нефтепромысловое
депо Транспорт нефти № 10 1984 с 22-24
219 Тронов АВ Амерханов ИМ, Тронов ВП, Ширеев АИ Выбор
формы насадок промысловых аппаратов М , Нефтяное хозяйство, № 11, 1985, с 35-41
220 Гронов ВН, Амерханов ИМ, Толстов ВА, Крюков ВА
Испытания опытной сепарационной установки СУ-82 М , ЭИ Серия «Техника и технология
добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений», вып 6, 1988, с 8-13
221 Тронов ВП, Амерханов ИМ, Толстов ВА Промысловые
испытания сепараторов на объектах высоковязкой пенистой нефти М , ЭИ Серия «Техника
и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений?), вып 5, 1988, с 6-12
222 Амерханов ИМ, Тронов ВП Особенности исследования пенистых
нефтей при проектировании объектов сепарации М, Нефтяное хозяйство, № 4, 1990, с 62-
65
223 Амерханов ИМ, Тронов ВП, Шаймарданов РА Как повысить
производительность сепараторов при обработке высокопенистых нефтей М, Нефтяное
хозяйство, Ns 8, 1988, с 47-49
224 Тронов ВП Современные тенденции в совершенствовании техники и
технотогии сепарации газа М , Нефтепромысловое дело, Ns 5, 1980 с 46-48
225 Тронов ВП, Усков ПН, Кривоножкин АВ Исследование
процессов сепарации газонефтяной смеси в концевых участках трубопроводов и повышение
производительности аппаратов в объединении Гатнефгь М , Нефтепромысловое дело, Ns 5,
1980 с 48-50
226 Метельков ВП Тронов ВП, Юсупов ИГ Ресурсосберегающие
технотогии в нефтепромысловом хозяйстве М , Нефтяное хозяйство, № 8, 1989, с 68-71
227 Тронов ВП, Ширеев АИ, Метельков ВП Повышение
эффективности промысловой подготовки продукции скважин М , Нефтяное хозяйство, № 2,
1987, с 16-20
228 Метельков ВП, Тронов ВП, Нургалиев ФН Технологические
процессы, направленные на сокращение потерь нефти и газа на промыслах М, Нефтяное
хозяйство, № 6, 1985, с 12-16
229 Фат гахов РБ, Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ, Галимов РХ
Оценка эффективности применения компрессоров для откачки газа из затрубного
пространства скважин Сб научных трудов ТатНИПИнефтн Разработка и эксплуатация
нефтяных месторождений Татарстана Бугульма, 2000, с 250-258
230 Тронов ВП Прогрессивные технологические процессы в добыче нефти
(Сепарация газа, сокращение потерь) Казань, ФЭН, 1997, с 308
231 Яковлев ВС Хранение нефтепродуктов М , Химия, 1987, с 152
232 Фатхиев НМ Применение плавающих покрытий для сокращения потерь
нефти и нефтепродуктов М , ВНИИОЭНГ, обзорная серия «Транспорт и хранение нефти и
нефтепродуктов», с 58
233 Beeman J К Vorkmg loss emissions from fixed-roof storage tanks - Appl simul and
model Pro 1983 p 189-195
234 DURR CA Van LAERHOVbN, Vapoue recovery from ligued Hydrocarbon storage
tanks FH Rickmansworth, Amsterdam, 1985, p 521
235 Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ, Шаталов АН Анализ работы
действующих систем сепарации, сбора газа и разработка рекомендаций по повышению их
эффективности на поздней стадии разработки нефтяных месторождений Договор
97 1170 99 Бугульма
236 Тронов ВП, Шаталов АН Махмудов РХ Совмещение процессов
сепарации и предвари (етьного сброса воды на ЦПС в ОА «Татнефть» Сб научных трудов
ТатНИПИнефть Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана
Бугульма 1996 с 209-217
397
237 Смирнов ВИ, Тронов ВП, Каримов РС, Арзамасцев Ф Г
Способ борьбы с бактериями в заводненном нефтяном пласте А с СССР, № 578448, БИ, №
40,1977
238 Ли АД, ТроновВП, Волков ЮН,Смирнов ВИ Арзамасцев
ФГ, Помобай ЛИ Способ борьбы с образованием сероводорода при заводнении
нефтяных пластов А с СССР, № 724704, БИ, № 12, 1980
239 Усков ПН, Ли АД, Тронов ВП Способ транспортирования
газоводонефтяной смеси А с СССР, № 914867, БИ, № 11, 1982
240 Тронов ВП, Кривоножкин АВ, Муртазин АЛ Способ
транспортирования газоводонефтяной смеси и устройство для его осуществления Ас
СССР, № 976214, БИ, № 43 1982
241 Тронов ВП, Ширеев АИ, Сахабутдинов РЗ, Хамидуллнн
ФФ, Гуфранов ФГ, Биккулова РЗ Способ транспортирования нефти А с
СССР Ns 1038692, БИ, № 32, 1983
242 Сахабутдинов РЗ, Тронов ВП, Ширеев АИ, Королева АА
Способ промыслового сбора обводненных сероводород-и железосодержащих нефтей Ас
СССР, № 1052776, БИ, №41, 1983
243 Тронов ВП, Муртазин AM, Кривоножкин АВ, Шаповалов
ДК, Махмудов РХ Способ транспортирования газоводонефтяной смеси А с СССР,
№ 1093874, БИ, № 19,1984
244 Т р о н о в В П, Л и А Д, Ширеев АИ, Хамидуллин ФФ,Арза-
масцев ФГ Способ транспортирования газоводонефтяной смеси А с СССР № 1118830,
БИ, № 38, 1984
245 Тронов ВП, РозенцваЙг АК, ИсмагиловИХ, Арзамасцев
Ф Г Способ транспортирования газоводонефтяной смеси по трубопроводу А с СССР №
1134838, БИ, №2, 1985
246 Тронов ВП,Кривоножкин АВ,Метельков ВП,Махмудов
РХ,Шагалеев Р М, Ш а ф е е в ММ Система улавливания паров у[леводородов и
предварительной подготовки нефти А с СССР Ns 1194787, БИ, № 44, 1985
247 Бойко С.И, Милывтейн ЛМ, Зиберт ГК идр Разделение
трехфазных смесей и эмульсий при сборе и переработке нефтяного газа М, Обзор
ВНИИОЭНГ, сер «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных
месторождений», 1990, с 70
248 Ахмадеев ГИ, Тронов ВП, Махмудов РХ, Амерханов ИМ,
Гревцов ВМ Устройство для разделения газонефтяной смеси А с СССР № 1260011,
БИ, №36, 1986
249 Тронов ВП, Ли АД, Гревцов ВМ, Ширеев АИ Способ
транспортирования газоводонефтяной смеси А с СССР № 1291784, БИ, № 7, 1987
250 Ибатуллин КР, Тронов ВП, Махмудов РХ, Амерханов
ИМ, Тронов АВ Устройство для разрушения нефтяной пены А с СССР № 1308354,
БИ, № 17,1987
251 Тронов ВП, Ширеев АИ, Ли АД, Тронов АВ, Ремизов НА,
Махмудов РХ Способ транспортирования газоводонефтяной смеси А с СССР №
1321987, БИ, №25, 1987
252 Ибатуллин КР, Тронов ВП, Махмудов РХ Способ сепарации
газонефтяной смеси А с СССР № 1321988, БИ, № 25, 1987
253 Тронов ВП, Амерханов ИМ, Гревцов ВМ,Тронов АВ,Тол-
стов ВА,Ширеев АИ Газосепаратор Ас СССР,№ 1329793,БИ,№30,1987
254 Тронов ВП, Ширеев АИ, Ли АД, Тронов АВ, Амерханов
ИМ Способ разделения газоводонефтяной смеси Ас СССР№ 1367996, БИ, № 3, 1988
255 ТроновВП, Амерханов ИМ, Шаймарданов РА, Амерха-
нов ИИ, Тронов АВ Устройство для разде >ения газонефтяной смеси А с СССР №
1378891, БИ, №9, 1988
398
256 Тронов ВП, Ли АД, Тронов АВ, Ширеев АН, Хохлов ДБ,
Шаталов АН Способ транспортирования газоводонефтяной смеси Ас СССР №
1399585 БИ, №20, 1988
257 Тронов ВП, Моргаев ВП, Метельков ВП,Тронов АВ,Гай-
нуллин ФГ Махмудов РХ, Хохлов ДБ Установка улавливания легких
фракций Ас СССР№1404090 БИ,№23, 1988
258 Тронов ВП, Ибатуллин КР Махмудов РХ Пеногаситель А с
СССР № 1411002, БИ. № 27, 1988
259 Тронов ВП, Ли АД, Тронов АВ, Ширеев А И Установка
предварительного сброса пластовой воды А с СССР № 1423142, БИ, № 34, 1988
260 Тронов ВП, ШиреевАИ, Тронов АВ, Ли АД Способ
транспортирования газоводонефтяной смеси А с СССР, № 1427146, БИ, № 36, 1988
261 Тронов ВП, Шаталов АН, Махмудов РХ, Н а г и м о в НМ
Установка для сбора и сепарации нефги А с СССР, № 1489800, БИ, № 24, 1989
262 Тронов АВ, Тронов ВП, Ширеев АИ, Ли АД Способ сепарации
продукции скважин А с СССР, № 1507415, БИ, № 34, 1989
263 Тронов ВП.МетельковВП, Тронов АВ,Махмудов Р X, Ш и-
р е е в ЛИ Установка сепарации продукции скважин Ас СССР, № 1510862, БИ,№ 36,
1989
264 Тронов ВП, Шаталов АН, Махмудов РХ, Метельков ВП
Установка для сбора и сепарации нефти А с СССР, № 1530204, БИ, № 47, 1989
265 Тронов ВП, Амерханов ИМ, ШаталовАН, МахмудовРХ
Способ подготовки сырой нефти А с СССР, № 1535575, БИ, № 2, 1990
266 Метельков ВП, Тронов ВП Способ перекачки газожидкостной смеси
А с СССР, № 1536168, БИ, № 2,1990
267 Тронов ВП, Фаттахов РБ, Махмудов РХ, Метельков ВП
Вертикальный газоотделитель А с СССР, № 1542569, БИ, № 6, 1990
268 Метельков ВП,Галюк ВП,ТроновВП,ЛебедичСП, Шире-
ев АИ,Шагалов АН,Фаттахов РБ Махмудов РХ, Юнусов РН
Система улавливания паров нефти и нефтепродуктов из резервуаров Ас СССР, № 1565779,
ЬИ, № 19, 1990
269 Тронов ВП, Амерханов ИМ, Метельков ВП, Амерханов
ИИ,Тахауов МА Способ транспортирования углеводородного газа А с СССР, №
1574975, БИ, №24, 1990
270 Тронов ВП, Кривоножкин АВ, Тахауов МА, Махмудов
Р X Уствновка для подготовки нефтяного газа к транспорту А с СССР, № 1581342, БИ, №
28, 1990
271 Тронов ВП, Метельков ВП, Тронов АВ, Махмудов РХ
Установка отбора газа н паров нефти из технологических аппаратов А с СССР, № 1583131,
БИ, №29,1990
272 Ремизов НА, Тронов ВП, Бессонов Ю А Устройство для
сепарации продукции скважин А с СССР, № 1466778, БИ, № 11, 1989
273 Метельков ВП, Тронов ВП, Кривоножкин АВ, Тронов
АВ, Махмудов РХ Система комплексной подготовки продукции скважин А с СССР
№ 1632452, БИ, №9, 1991
274 Тронов ВП, Метельков ВП, Шаталов АН Установка сепарации
продукции скважин А с СССР, № 1648531, БИ, № 18, 1991
275 Тронов ВП, ШаталовАН, Метельков ВП, Калинина ЛМ
Установка сепарации продукции скважин А с СССР, № 1662613, БИ, № 26, 1991
276 Махмудов РХ, Сагбиев ИР, Хамидуллин ФФ,Тронов ВП,
Ибатуллин КР, Бакиров М, Сулейманов ИИ Устройство для разделения
газонефтяной смеси А с СССР, № 1669485, БИ, №30, 1991
277 Метельков ВП, Мухаметзянов АК, Тронов ВП, Юсупов
ИГ, Ишкаев РК, Усманов АВ, Шаталов АН Способ улавливания легких
399
фракций из резервуаров с углеводородной жидкостью Ас СССР, № 1687529, БИ, № 40,
1991
РХ, Сагбиев ИР, Хамидуллин ФФ, Бакиров
Валеев ФР Вертикальный газоотделитель А с СССР, №
278 Сахабутдинов РЗ, Фаттахов РБ, Тронов ВП Способ
утилизации нефтяного газа из резервуаров А с СССР, № 1740034, БИ, №22, 1992
279 Тронов ВП, ВишникинАВ, Шаталов АН, Метельков ВП
Установка сепарации продукции скважин А с СССР, № 1754144, БИ, № 30, 1992
280 Махмудов
НХ, Тронов ВП,
1761193, БИ, №34, 1992
281 Метельков
ВП, Тронов ВП, Шаталов АН,Чернышев ИН,
Тронов ВП, Амерханов ИМ, Ганеев РГ, Рахитов ИВ Установка для
компримирования и транспорта нефтяного газа Ас СССР, № 1735658, БИ, № 19, 1992
282 Метельков ВП,Тронов ВП,Ибатуллин КР.Вишникин АВ,
Калинина ЛМ.Лебедич СП, Амерханов ИИ.Нагимов НМ,Шатало
в АН Диспергатор Ас СССР № 1803673, БИ, № 11, 1993
283 МетельковВП, Тронов ВП, Амерханов ИИ, Тронов АВ,
Чернышев ИН,Шаталов АН,Ибатуллин КР Способ сбора и транспорта
нефти и нефтепродуктов А с СССР, № 1768473, БИ, № 38, 1992
284 Тронов ВП, Шаталов АН, Савельев
Тронов АВ Установка сепарации продукции скважин А с СССР, № 1820841, БИ, №21,
1993
285 Тронов ВП, Фаттахов РБ, Хохлов
Установка для сепарации нефти А с СССР, № 1773438, БИ, № 41, 1992
286 Метельков ВП,Тронов ВП,Сахабутдинов РЗ,Тронов АВ,
Савельев АВ, Шаталов АН Способ утилизации легких фракций из резервуаров
А с СССР, № 1790539, БИ, № 3, 1993
287 Метельков ВП, Тронов В П, Гайнуллин ФГ, Мангушев
КИ, Чернышев ИН Способ сбора и транспорта продукции нефтяных скважин А с
СССР, № 1785568, БИ, № 48, 1992
288 Тронов ВП, Шаталов АН, Метельков ВП Установка сепарации
АВ, МетельковВП,
ДБ, Метельков ВП
продукции скважин А с СССР, № 1769719, БИ, № 38, 1992
289 Сахабутдинов РЗ, Фаттахов РБ, Тронов ВП Установка
подготовки сероводородсодержащей нефти А с СССР, № 1794178, БИ, № 5, 1993
290 Махмудов РХ, Хамидуллнн ФФ, Тронов ВП, Уйманов
Ю В Сепарационная установка А с СССР, № 1799279, БИ, № 8, 1997
291 Сахабутдинов РЗ,Тронов ВП,Гарифуллин РМ,Фаттахов
РБ, Шавалеев ИИ, Васильев АИ Установка для очистки газа от сероводорода
А с СССР, № 2016633, БИ, № 14, 1994
292 Тронов ВП,Амерханов ИМ Гревцов ВМ, Амерханов ИИ,
Тронов АВ,Савельев АВ Устройство для разрушения пены А с СССР, №
2001655, БИ, № 39-40, 1993
293 Тронов ВП, Вишникин АВ, Савельев АВ, Махмудов РХ,
Тронов АВ, Метельков ВП, Шаталов АН, Амерханов ИМ Установка
сепарации продукции скаажин А с СССР, № 1837931, БИ, № 32, 1993
294 Тронов ВП, Амерханов ИМ,Ширеев АИ,Амерханов ИИ,
Тронов АВ, Савельев АВ Нефтегазовый сепаратор А с СССР, № 2001654, БИ, №
39-40, 1993
295 Метельков ВП, Тронов ВП, Гайнутдинов РС, Метельков
АВ, Тронов АВ Способ улавливания легких фракций из резервуаров и система его
осуществления Ас СССР,№ 1837932, БИ, №32, 1993
296 Фаттахов РБ, Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ, Метельков
В П Способ подготовки нефтяного газа А с СССР, № 2009689, БИ, № 6, 1994
297 Фаттахов РБ Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ Установка для
подготовки нефтяного газа к транспорту Ас СССР, №2019256, БИ, №17, 1994
400
298 Фаттахов РБ, Сахабутдинов РЗ, Тронов ВП, Гарифуллин
РМ, Васильев А И Установка нейтрализации сероводородсодержаших выбросов из
резервуаров Ас СССР,№2022625,БИ,№21, 1994
299 Фаттахов РБ, Сахабутдинов РЗ, Тронов ВП, Гарифуллин
РМ, Васильев АИ Способ улавливания сероводоролсодержащих паров из
резервуаров Ас СССР №2040463, БИ,№21, 1995
300 Тронов ВП, Метельков ВП, Савельев АВ, Сахабутдинов
РЗ,Me тельков АВ, Савельева ИВ Способ улавливания легких фракций из
резервуаров с углеводородной жидкостью и система для его осуществления А с СССР, №
2027651, БИ, №3, 1995
301 Mere i ь ков ВП, Гронов ВП, Сахабутдинов РЗ, Савельев
АВ, Метельков АВ, Хохлов ДБ, Фаттахов РБ Способ подготовки
продукции скважин А с СССР по заявке № 5040743, реш 01 06 94 г
302 Метельков ВП, Тронов ВП, Рахимов ИВ,Ибрагимов ИГ,
Вишникин АВ Способ улавливания легких фракций А с СССР, № 2649520, БИ, № 34,
1995
303 Сахабутдинов РЗ, Фаттахов РБ, Тронов ВП, Гафаров НН
Установка улавливания углеводородных паров Ас СССР, №2050170, БИ, № 35, 1995
304 Гафаров НН, ТроновВП, Сахабутдинов РЗ, Махмудов
РХ, Шаталов АН Установка улавливания паров нефтепродуктов А с СССР, №
2106903, БИ №8, 1998
305 СахабутдиновРЗ, Фаттахов РБ, Тронов ВП Установка
улавливания легких фракций нефти из резервуаров Г fai РФ № 2082479, БИ, № 18,1997
306 Шаталов АН, Тронов ВП, Махмудов РХ, Сахабутдинов
РЗ,Тронов АВ Способ сепарации газоводонефтяной смеси Пат РФ №2090239, БИ, №
26,1997
307 Тронов ВП,Фаттахов РБ,Сахабутдинов РЗ Способ хранения
нефти в резервуарах Пат РФ № 2077463, БИ, № 11,1997
308 Сахабутдинов РЗ,Тронов ВП,Гафаров НН,Фаттахов РБ,
Икрамов РД, Махмудов РХ Установка утилизации углеводородных паров Пат
РФ, № 2080159, БИ, № 12, 1997
309 Фаттахов РБ, Сахабутдинов РЗ, Тронов ВП Установка
улавливания сероводородсодержащих паров Патент РФ № 2077931, БИ, № 12, 1997
310 Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ, Тронов АВ, Савельева
ИВ, Ширеев АИ Способ хранения нефти и ее продуктов Пат РФ, № 2093442, БИ, №
29, 1997
311 Сахабутдинов РЗ, Савельев АВ, Шаталов АН, Тронов
АВ, Тронов ВП, Ширеев АИ, Савельева ИВ Установка улавливания
летких фракций нефти и нефтепродуктов Пат РФ№ 2157717, БИ, № 29,2000
312 Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ, Савельева ИВ, Тронов
АВ, Ширеев АИ, Шаталов АН Установка улавливания легких фракций нефти и
нефтепродуктов Пат РФ № 2157718, БИ, № 29,2000
313 ТроновВП, Ширеев АИ, СахабутдиновРЗ, Тронов АВ,
СавельевАВ Способ хранения нефти и нефтепродуктов в резервуаре Пат РФ №
2130415, БИ, № 14, 1999
314 Сахабутдинов РЗ, Фаттахов РБ, Тронов ВП, Вншникин
АВ, Метельков ВП Способ улавливания углеводородных паров из резервуаров при
хранении нефтепродуктов в сырьевых и товарных резервуарах Пат РФ № 2087394, БИ, №
23,1997
315 Сахабутдинов РЗ, Фаттахов РБ, Тронов ВП Способ
утилизации паров бензина Пат РФ № 2155631, БИ, № 25 2000
316 Фаттахов РБ, Сахабутдинов РЗ, Тронов ВП Махмудов
РХ,Гахаугдинов ШФ Система хранения нефтепродуктов Пат РФ №2128614 БИ,
№ (0 1999
401
317 Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ, Фаттахов РБ Способ
улавливания легких фракций нефти из резервуаров Пат РФ № 2159150, БИ, № 32,2000
318 Гревцов ВМ, Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ, Ибра,имов
Н М Некоторые аспекты работы системы улавливания легких фракций (УЛФ)
Нефтепромысловое дело, № 6, с 27-31, 2000
319 Тронов ВП, Фаттахов РБ, Сахабутдинов РЗ, I алимов РХ
Устройство откачки газа из затрубного пространства скважин М, Нефтепромысловое дело,
№6,2000, с 31-33
320 Тронов ВП, Шаталов АН Сахабутдинов РЗ Особенности
технологии предотвращения потерь нефти при работе резервуаров в блоке с КСУ М ,
Нефтепромысловое дело, № 8-9, 1997, с 25-28
321 Тронов ВП, Шагалов АН Влияние некоторых факторов на
сепарационные свойства эмульсий Нефть Татарстана, № 2, 1998, с 40-43
322 Репин НН Абрамова АА Влияние обводненности нефти на процесс
сепарации М , Нефтяное хозяйство, № 9,1979, с 56-58
323 Малинин НС, Каган ЯМ, Маричев ФИ, Саватеев ЮН, Ки-
риллов НВ Результаты испытаний сепараторов с устройством предварительного отбора
газа М , Нефтепромысловое дело, № 1, 1978
324 Тронов ВП, Муртазин AM, Кривоножкин АВ и др Способ
транспортирования газоводонефтяной смеси Ас № 1093874, БИ, № 19,1984
325 Сахабутдинов РЗ Влияние концентраций ионов водорода и железа на
распределение сероводорода между । азом и пластовой водой Гр ТатНИПИнефть, вып 55,
1984,с 158-164
326 Сахабутдинов РЗ, Фаттахов РБ, Гарифул лнн РМ Очистка
от сероводорода газовых выбросов из водяных резервуаров Нефтяное хозяйство, № 1, с 42-
43, 1991
327 Фаттахов РБ, Тронов ВП, Сахабутдинов РЗ, Галимов РХ
Оценка эффективности применения компрессоров для откачки газа из затр}бного
пространства скважин Сб научных трудов ТатНИПИнефть Разработка и эксплуатация
нефтяных месторождений Татарстана Бугульма, 2000, с 250-258
328 Абасов АА, Бурдин ЮП Эксплуатация объектов нефгегерметизации
Азнефтеиздат, 1953, с 221
329 Ch McCoy Relies ing Back Pressure May Boost Rod Pumping Wells The American
Oil&Gas Reporter May 1989, Vol 32, № 5
330 P Fairchild, M Sherry “Wellhead gas compression extends life of beam-pumped
wells” World Oil, July 1992, p 71-76
331 Панов ГЕ, Петряшин Л Ф, Лысяный ГН Охрана окружающей
среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности М, Недра, 1986
332 Рошак ИИ, ДонецКГ, Городивский АВ Применение жидкостно-
газового эжектора для сбора нефтяною газа Машины и нефтяное оборудование, № 4, 1980,
с 28-29
333 Донец КГ Дожимиая струйная установка для совместного транспорта
продукции скважин на ЦПС М , Нефтяное хозяйство, № 9,1989
334 Амерханов ИМ, Шайхутдинов МЯ, Амерханов ИИ и др
Методы предотвращения выделения конденсата в газопроводах М, НТИВ, ВНИИОЭНГ,
1989, с 8-10
335 Андрианов ВМ, Астафьев ИГ, Ихсанов ФС и др Втияние
параметров гидроциклона на процесс стабилизации нефти М , Нефтяное хозяйство № 2,
1986 с 64-67
336 Шалайкин А Ф, Завертайло ММ О расчете промысловых аппаратов с
многослойными беспереливными контактными устройствами М, Нефтепромысловое дело,
№1, 1978, с 17-19
337 Сахабутдинов РЗ, Тронов ВП, Ибрагимов НМ, Хайрул-
л и н ИА Особенности использования системы улавливания легких фракций на
резервуарах различного назначения М, Нефтепромысловое дело, № 8-9,1996, с 28-31
338 Иергушев ЛП, Тронов ВП Волков ЮН, Деникаев РТ
Осадконакопление в огстойных аппаратах М, Нефтепромысловое дело, № 8-9, 1996
339 Хамндуллин ФФ, Шайхутдинов МЯ, Закиев ФА и др
Исследование потерь нефти на месторождениях Татарстана М , Нефтепромысловое дело, №
7, 1996, с 17-21
340 Хамидуллин ФФ, Кавнев ХЗ, ЗакиевФА и др Об эффективности
применения современных систем улавливания легких фракций нефти на объектах ОАО
«Татнефть» Нефть Татарстана, № 2, 1998, с 43-45
341 Хамидуллин ФФ, Шайхутдинов МЯ, Гибадуллин АА
Гехнотогическне потери углеволородов на объектах ОАО «Татнефть» н пути их
сокращения М, Нефтяное хозяйство, № 12, 1998, с 25-26
СОДЕРЖАНИЕ
Стр.
Введение ....................................................... 3
Глава [ Сепарация слабопенистых нефтей................... 11
1.1. Распределение ресурсов легких углеводородов при
добыче нефти..................................... 11
1.2. Дифференциальное и контактное расгазирование... 24
L3. Фазовые состояния углеводородных систем и расчеты
разгазирования нефти............................. 30
1.4. Расчет количества газа, выделяемого из нефти в сепа-
раторах, по коэффициенту растворимости............... 35
1.5. Конструкции отечественных промысловых сепарато-
ров.................................................. 38
1.5.1. Вертикальные гравитационные сепараторы........... 38
1.5.2. Гвдроциклонный сепаратор Гипровостокнефти...... 38
1.5.3. Нефтегазовые сепараторы конструкции Центрального
конструкторского бюро нефтеаппаратуры............ 40
1.5.4. Полочный сепаратор Грозненского нефтяного институ-
та ...................................................... 41
1.5.5. Блочная сепарационная установка УБС ТатНИИиефте-
маша............................................. 42
1.5.6. Сепараторы с предварительным отбором газа........ 44
1.6. Определение пропускной способности и диаметра неф-
тегазовых сепараторов................................ 53
1.6.1. Расчет гравитационных сепараторов по газу........ 56
1.6.2. Расчет гравитационных сепараторов по жидкости.. 60
1.6.3. Расчет циклонных сепараторов..................... 62
1.6.4. Расчет насадочных сепараторов.................... 63
1.6.5. Выбор числа ступеней сепарации и давлений в сепара-
торах ................................................... 64
Глава II Сепарация и сепараторы газа за рубежом............ 66
2.1. Классификация и конструктивные особенности сепара-
торов ................................................. 68
2.1.1. Элементы первичной сепарации..................... 71
2.1.2. Фильтры.......................................... 74
2.1.3. Регуляторы уровня................................ 76
2.1.4. Регуляторы экстремальных температур.............. 78
2.2. Сравнительные характеристики сепараторов различных
типов............................................ 79
404
Глава III Сепарация пенистых и эмульсионных нефтей.......... 84
3.1. Свойства пенистых нефтей.............................. 84
3.2. Распределение газа, пены и нефти в сепараторах.. 88
3.3. Влияние формы каналов пеногасящих секций на сепа-
рацию .................................................. 93
3.4. Влияние некоторых факторов на сепарационные свой-
ства эмульсий........................................... 98
Глава IV Сепарация обводненных нефтей и трехфазные сепа-
раторы ....................................................... 106
4.1. Гидродинамические характеристики трехфазных сепа-
раторов ............................................... 107
4.2. Аппараты для разгазирования и частичного обезвожи-
вания нефти............................................ 112
4.2.1. Автоматизированная концевая совмещенная сепараци-
онная установка.......................................... 112
4.2.2. Блочные автоматизированные установки БАС-1 .......... 113
4.2.3. У становки предварительного сброса воды типа У ПС ... 115
4.2.4. Аппарат ОГ-2000 СПКБ Саратовнефтегаз................. 117
4.2.5. Аппарат для совместной подготовки нефти и воды Ги-
провостокнефти........................................... 118
4.2.6. Аппарат для предварительного обезвоживания нефти
института СибНИИНП....................................... 120
4.3. Сепарация газонефтяной смеси в концевых делителях
фаз.................................................... 121
4.3.1. Назначение трехфазного концевого делителя фаз... 122
4.3.2. Совмещение процессов сепарации и предварительного
сброса воды.............................................. 122
Глава V Очистка газа в промысловых условиях.................. 134
5.1. Осушка газа и борьба с гидратообразованием........... 134
5.2. Осушка газа твердыми поглотителями................... 138
5.3. Осушка газа жидкими поглотителями.................... 140
5.4. Низкотемпературная сепарация......................... 143
5.5. Технология сокращения содержания H2S в продукции
скважин отдувкой....................................... 143
5.6. Технология очистки газа от сероводорода ионами же-
леза пластовой воды.................................... 145
5.6.1. Влияние концентрации ионов водорода и железа на
распределение сероводорода между газом и пластовой
водой.................................................... 152
5.7. Очистка газа от сероводорода в варианте безнасосной
циркуляции циркуляции адсорбента....................... 159
5.7.1. Очистка от сероводорода газовых выбросов из водяных
резервуаров.............................................. 164
5.7.2. Влияние температуры на скорость окисления комплек-
са Fe (11) с ЭДТА кислородом воздуха..................... 166
Глава VI Эффективные технологические приемы сокраще-
ния потерь газа и паров нефти на промыслах................... 168
6.1. Отбор газа из затрубного пространства скважин.... 168
405
6 11 Анализ факторов, обусловливающих применение ком- прессоров для откачки газа из затрубного пространства
скважин 169
6 1 2 Отечественный и зарубежный опыт экспл} атации ком- прессоров 175
62 Определение условий применимости подвесною ком- прессора с приводом от станка-качалки 188
62 1 Основные условия применимости компрессоров 188
622 Технико-экономическая оценка использования ком- прессоров 194
623 Выбор скважин для сшановки компрессора с учетом экономической эффективности 197
63 Сепарация и потери паров нефти и газа 202
63 1 Сепарация и современные методы борьбы с потерями нефт и и газа 202
63 2 Сепарация таза и оценка возможных потерь углеводо- родов 214
633 Использование эжекторов для сбора газа 217
634 Применение дожимной струйной установки для совме- стного транспорта скважин 219
635 Предотвращение накопления конденсата в газопрово- дах с помощью эжектора 224
636 Использование вертикальных сепараторов для сокра- щения потерь нефти 226
63 7 Влияние рециркуляции газа на уровень потерь углево- дородов 232
638 О потерях паров нефти из резервуаров 235
639 Влияние состава газовой фазы на процесс испарения нефти из резервуаров 240
64 Анализ методов сокращения потерь нефти и нефтепро- дуктов 244
65 Стабилизация нефти в промысловых условиях 248
65 1 Многоступенчатая сепарация с применением отдувки 248
652 Стабилизация нефти на УКПН 253
653 Стабилизация нефти с помощью гидроциклонов 256
654 Расчет абсорберов с многослойными контакторами 262
66 Первая отечественная промышленная установка УЛФ на промысловом товарном парке 266
66 1 Защита резервуаров и обеспечение нормальной работы системы УЛФ 271
662 Технология улавливания и нейтрализации сероводо- родсодержащих паров нефти 272
663 Совершенствование технологических схем сепарации с использованием системы УЛФ 273
664 Установка улавливания легких фракций (УЛФ) 280
665 Выбор параметров компрессоров системы УЛФ 286
666 Особенности использования системы УЛФ на резер- вуарах различного назначения 293
406
667 Особенности технологии предотвращения потерь неф- ти при работе резервуаров в блоке с КСУ 298
668 О некоторых направлениях сокращения потерь легких фракций в системе трубопроводнот о транспорта 304
669 Дифференциация потерь нефти по объектам на про-
мыслах 308
6 6 10 Реальные сокращения потерь нефти за счет применения систем УЛФ на промыслах 311
66 11 Проблема очистки и утилизации нефтешламов на про-
мыслах 313
66 H I Комплексная технологическая схема ТатНИПИнефти по обработке нефтешламов из резервуаров, оснащенная системой УЛФ (КТСОН) 315
66 112 Технология ТатНИПИнефть-США 321
Глава VII Сокращение потерь нефти н газа за рубежом и ме- тоды их расчета 324
7 1 Сокращение потерь нефти и ее фракций на промыслах 326
7 1 1 Улавливание газа из межтрубного пространства сква-
жин 327
7 1 2 Установки улавливания легких фракций 329
7 1 3 Промысловая обработка и утилизация нефтяного газа 332
7 1 4 Стабилизация нефти 337
7 1 5 Обогащение нефти легкими фракциями 341
72 Предотвращение потерь легких фракций нефти и ее продуктов из резервуаров и емкостей 343
72 1 Потери в емкостях и резервуарах со стационарными крышами 343
722 Потери от малых дыханий 344
723 Расчет потерь паров нефти при больших дыханиях ре- зервуаров 347
724 Потери от вентиляции газового пространства резервуа- ра 351
725 Потери на железнодорожных эстакадах 352
726 Потери из резервуаров с плавающими крышами 353
727 Потери из резервуаров с понтонами 358
728 Сокращение паров нефти с помощью системы УЛФ в резервуарах промысловых товарных парков 362
729 Характеристика системы УЛФ 363
7 2 10 Герметизация и улавливание легких фракций в резер- вуарных парках головных сооружений 375
72 11 Применение системы УЛФ на нефтеперерабатывающих заводах 379
73 Потери углеводородов в трубопроводном транспорте 381
74 Потери yi леводородов из-за пожаров 383
Литература 386
407
Валентин Петрович Тронов
СЕПАРАЦИЯ ГАЗА И СОКРАЩЕНИЕ
ПОТЕРЬ НЕФТИ
Редактор ГВ Некрылова
Обложка художника ГЕ Трифонова
[ехническийредактор ВН Галкина
Компьютерная верстка ТП Лукьянова
Подписано в печать 2 aaiycia 2002 1 Формат 60x90 1/16
Печа, пых листов 25,5 Бумага офсетная Тираж 900 экз
Издательство «Фзн» («Наука») Академии наук Татарстана
420044, Казань, ул Волгоградская, 49 Заказ Э-261
Лицензия № 0226 выдана 10 марта 1998 г издательству «Фэн»
АНТ Министерством информации и печати РТ
Отпечатано в ООО «Поволжский полиграфкомбинат»
Лиц Серия ПД № 7-0124 от 26 марта 2001 г