/
Text
Н.С.МАРИНИН, Ю.Н.САВВАТЕЕВ
РАЗГАЗИРОВАНИЕ
И ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ
ОБЕЗВОЖИВАНИЕ
НЕФТИ
В СИСТЕМАХ СБОРА
МОСКВА "НЕДРА" 1982
УДК 622.276.8
Маринин Н.С., Савватеев ЮЛ. Разгазирование и предварительное обезвоживание
нефти в системах сбора. М., Недра, 1982,171 с.
Показаны основные направления совершенствования сепарационных систем в
промысловом нефтегазосборе. Рассмотрены условия оптимального распределе-
ния углеводородов между жидкой и газовой фазами при разгазировании нефти. Ос-
вещены некоторые вопросы механизма выделения газа и нефти. Изложены резуль-
таты теоретических и промысловых исследований и даны рекомендации по усовер-
шенствованию и практическому использованию систем сепарации нефти. Описаны
автоматический контроль и регулирование технологических параметров сепарацион-
ных установок.
Для инженерно-технических и научных работников нефтедобывающей промыш-
ленности, а также студентов нефтяных вузов и факультетов.
Табл. 43, ил. 72, список лит. - 50 назв.
Рецензент канд. техн, наук И.М. Байков (ИМЭМО АН СССР)
М
2504030300-077
043 (01) - 82 15У~81
©Издательство "Недра’,’
1982
ВВЕДЕНИЕ
Высокие темпы развития нефтедобывающей промышленности обусловли-
вают создание все более совершенной технологии и техники промыслово-
го сбора, подготовки и транспортирования нефти. Одной из первоочеред-
ных задач является снижение металлоемкости сепарационного оборудова-
ния, так как это ведет к значительному сокращению капитальных вложе-
ний и способствует ускорению обустройства и ввода в эксплуатацию цеф-
тяных месторождений.
Не менее важная задача — это сокращение потерь нефти и нефтепро-
дуктов. В Г97$ ГДвйшуЙн^иормируемых потерь нефти по Министерству
нефтяной пррмышкёнйрсЫ составила 1,35 %. В 1976 г. она уменьшилась
до 0,7 %,'fi в 19$0 г. (tyuial снижена до 0,65 %. Помимо нормируемых по-
терь, основная часть которых — потери от испарения из мерников и резер-
вуаров, существуют потери, связанные с несовершенством технологичес-
ких процессов сепарации нефти, которые особенно велики на осваивае-
мых месторождениях.
На долю систем сбора и подготовки нефти приходится около 50 % всех
затрат на промысловое обустройство, а сепарационные узлы и относящая-
ся к ним технологическая обвязка составляют более 30 % общей металло-
емкости без учета трубопроводов и наземного оборудования.
За последние годы научно-исследовательскими и проектно-конструк-
торскими организациями проделана большая работа в области совер-
шенствования технологии и техники промыслового хозяйства. Разработка
однотрубных герметизированных систем сбора с применением блочного
автоматизированного оборудования создала предпосылки для резкого
сокращения потерь нефти и уменьшения металлоемкости.
Однако блочное оборудование не всегда удовлетворяет требованиям
конкретных месторождений, что приводит к снижению эффективности
его применения. Резкое увеличение производительности аппаратов и сок-
ращение сроков внедрения может быть достигнуто разработкой неслож-
ных для реализации технических решений, направленных на усовершенст-
вование оборудования и технологии.
На основании исследований, проведенных авторами этой книги, уста-
новлено, что использований внутритрубного разгазирования нефти с при-
менением несложных по конструкции устройств позволяет повысить
производительность сепарационного оборудования в 1,5—2 раза, сохранить
в нефти большее количество легких фракций по сравнению с обычной
многоступенчатой сепарацией.
Совмещение в одном аппарате процессов разгазирования и частичного
обезвоживания нефти позволяет использовать концевые или промежуточ-
ные сепараторы для предварительного сброса воды перед установками
подготовки товарной нефти, что уменьшает металлоемкость оборудова-
ния и сокращает потери нефти от испарения за счет исключения из систе-
мы нефтегазосбора открытых технологических резервуаров. )
Глава I
ПРОМЫСЛОВЫЙ СБОР НЕФТИ И ГАЗА.
ЗАДАЧИ РАЗГАЗИРОВАНИЯ
И ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ
СИСТЕМЫ СБОРА НЕФТИ И ГАЗА
Продукция нефтяных скважин, представляющая собой смесь нефти, газа
и воды, должна быть собрана и подготовлена для передачи ее потребите-
лям — нефте- и газоперерабатывающим заводам.
Современные системы нефтегазосбора — это сложные комплексы
объектов и сооружений, технологически связанных между собой. Наибо-
лее совершенные из них — это герметизированные напорные системы,
предусматривающие совместное транспортирование нефти и газа по одно-
му трубопроводу. Вначале совместное транспортирование осуществлялось
только до групповых замерных установок (ГЗУ), расположенных на рас-
стоянии не более 500 м от устья скважин. После ГЗУ нефть обычно нап-
равляли в открытые емкости сборных пунктов, откуда ее перекачивали
насосами на установку товарной подготовки, а газ компрессорами подава-
ли на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Такие нефтегазосборные систе-
мы получили название систем раздельного сбора и транспортирования
нефти и газа или двухтрубных систем (рис. 1).
В этих системах продукция скважин по трубопроводам поступает в тра-
пы, расположенные у скважин или на групповых установках. Сепарацию
в трапах ведут при давлении1 0,11-0,15 МПа. Нефть из трапов под давле-
нием подается в открытые мерники, где она полностью разгазируется и са-
мотеком (благодаря естественным уклонам на местности) по нефтесбор-
ным коллекторам поступает в промежуточные сборные пункты, а газ —
на прием компрессорных станций. Из промежуточных сборных пунктов
нефть насосами перекачивают в промысловые резервуарные парки и далее
на установки товарной подготовки.
Самотечная система сбора обладает серьезными недостатками: необхо-
димость сооружения большого числа рассредоточенных по территории про-
мысла технологических установок с разветвленной сетью нефтяных и га-
зовых трубопроводов, требующих больших затрат металла и средств на
их возведение и эксплуатационное обслуживание; путь движения продук-
ции скважин до установок товарной подготовки негерметизирован, что
является причиной потерь легких углеводородов, величина которых воз-
растает пропорционально объему добываемой нефти и увеличению давле-
ния в газосборных коллекторах. С увеличением давления растет остаточ-
1 Здесь и в последующем изложении дано абсолютное давление.
4
Рис. 1. Самотечная система сбора нефти и газа:
1 — скважина; 2 — трап; 3 — групповая трапная установка; 4 — мерник; 5 — резер-
вуар промежуточного сборного пункта; 6 — компрессор; 7 — насос; 8 — резервуары
промыслового парка; 9 — батарея задвижек
На газлифтные скважины
Рис.2. Система сбора Бароняна-Везирова:
1 — скважина; 2 — сепаратор высокого давления; 3 — групповая замерная установ-
ка; 4 — батарея задвижек; 5 — нефтегазовый сепаратор; 6 — газоосушитель; 7 —
отстойник; 8 — компрессор; 9 — газовый сепаратор; 10 — сборные резервуары для
нефти; 11 — сырьевые резервуары; 12 — насос
лая газонасыщенность нефти, поступающей из сепарационных установок
в открытые мерники и резервуары, где происходит ее разгазирование
при атмосферном давлении.
*Начиная с 50-х гг., на нефтяных месторождениях Советского Союза на-
чали внедрять однотрубные системы нефтегазосбора [15], т. е. совмест-
ные сбор и транспортирование продукции нефтяных скважин при повы-
шенном давлении (0,6-0,7 МПа) до сборного пункта, расположенного на
расстоянии 3—8 км. Протяженность трубопроводов, транспортирующих
совместно нефть и газ, измеряется в настоящее время десятками километ-
ров, а рабочее давление достигает 6 МПа. Наибольшее распространение по-
лучили следующие системы сбора.
Система сбора Бароняна-Везирова (рис. 2) предусматривает двухсту-
пенчатую сепарацию нефти при давлении 0,4 МПа на I ступени и атмосфер-
ном давлении или вакууме на II. Герметизация обеспечивается тем, что
всю продукцию скважин (нефть, газ, вода и песок) с давлением 0,4—
0,6 МПа на устье (независимо от способа эксплуатации скважин) направ-
ляют по выкидным линиям через групповые замерные установки в общий
5
I
3
4
Рис.З. Напорная система Гипровостокнефти:
1 — скважина; 2 - батарея задвижек; 3 - групповая замерная установка; 4 - сепа-
ратор I ступени; 5 - сепаратор II ступени; 6 - сепаратор III ступени; 7 - сырьевые
резервуары
трубопровод и далее на сборный пункт. Система сбора, за исключением
отстойников и сборных резервуаров, работает при повышенном давле-
нии и при больших скоростях движения продукции скважин. Сепарация
газа и очистка нефти от воды и песка происходит на сборном пункте.
Газ из затрубного пространства насосных скважин собирают с по-
мощью компрессоров или центральных вакуум-компрессорных станций,
утилизирующих газ II ступени разгазирования (отстойников и сборников
нефти).
Продукцию фонтанных скважин высокого и среднего давления направ-
ляют предварительно в трапы высокого и среднего давления, сооружае-
мые около групповых установок. Отделившийся в трапах газ направля-
ют на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) или в газлифтные скважины,
а нефть - на групповые замерные установки, где она смешивается с про-
дукцией всех остальных скважин.
В системе сбора Бароняна—Везирова сбор и транспортирование продук.
ции под давлением позволяют значительно повысить к.пд. компрессор-
ных станций, так как на прием компрессоров газ поступает под давлени-
ем, поддерживаемым на I ступени разгазирования, т.е. до 0,4 МПа.
Преимуществом данной системы сбора является: централизация пунк-
тов измерения дебита скважин на групповых установках и узлов сепара-
ции газа, воды и механических примесей от нефти на сборных пунктах;
однотрубное транспортировние продукции скважин до центральных про-
мысловых сооружений за счет энергии пласта и скважинных насосов, что
уменьшает стойкость эмульсий.
Однако в этой системе сбора не сокращаются потери легких углеводо-
родов от испарения в сырьевых резервуарах и отстойниках.
Напорная система сбора Гипровостокнефти (рис. 3). В этой системе I
ступень разгазирования осуществляется в индивидуальных или групповых
сепарационных установках при давлении 0,6-0,7 МПа, которое обеспечи-
вает бескомпрессорное транспортирование газа потребителю.
Из сепарационных установок нефть вместе с растворенным газом под
давлением сепараторов или давлением, развиваемым насосами, транспор-
тируют до дожимных насосных станций (ДЦС) или непосредственно
до центральных промысловых сооружений, где происходит разгазирова-
ние на II (и Ш, если требуется) ступени. После концевой сепарацион-
6
ной установки нефть поступает в сырьевые резервуары установки по
подготовке товарной нефти или, минуя их, непосредственно на установку.
Газ II и III ступеней сепарации подают на прием компрессоров ГПЗ, нахо-
дящихся на общей территории центральных промысловых сооружений.
К преимуществам напорной системы сбора можно отнести:
объединение промысловых пунктов сбора и подготовки нефти, газа
и воды в единый центральный пункт, обслуживающий группы нефтяных
месторождений или целый нефтяной район в радиусе до 100 км и более;
это достигается сокращением протяженности (участков) однотрубного
сбора продукции скважин и применением большого числа сборно-сепа-
рационных индивидуальных и групповых установок с дожимными на-
сосами;
герметизацию пути движения нефти и газа от устья скважин до цент-
ральных промысловых сооружений, исключающую потерю легких фрак-
ций, что можно осуществить при подаче сырой нефти и газа с концевой
ступени сепарации или на установку товарной подготовки, минуя буфер-
ные резервуары открытого типа, или на прием компрессоров ГПЗ, вхо-
дящих в состав центральных промысловых сооружений;
бескомпрессорное транспортирование газа I ступени разгазирования
потребителю.
Такие системы с некоторыми видоизменениями использованы при об-
устройстве месторождений Западной Сибири. Отличительная особенность
их — высокая степень централизации технологических объектов. Произво-
дительность комплексных1 * и центральных сборных пунктов достигает
здесь 100 - 200 тыс. м3/сут и более нефти. Высокая степень централиза-
ции технологических объектов, кустовой способ разбуривания и неболь-
шие буферные давления предопределили применение на большинстве мес-
торождений Западной Сибири аналогичных напорных систем сбора [27].
Система нефтегазосбора Западно-Сургутского месторождения (рис. 4).
(Подобные же системы применены на Федоровском, Мамонтовском, Усть-
Балыкском, Советско-Соснинском и других месторождениях.) В данной
системе осуществляется раздельный сбор безводной и обводненной нефти.
Нефть из скважин, пройдя групповую замерную установку, поступает на
первичный сборный пункт (дожимную насосную станцию (ДНС), в кото-
рый входят устройство предварительного отбора газа (УПО), сепаратор I
ступени, каплеуловитель и дожимной насос. После разгазирования нефть
откачивают на ДСП, а газ при давлении О,3-»О;35 МПа направляют на комп-
рессорную станцию и далее — на Сургутскую ГРЭС. На ДСП безводная
нефть (см. рис. 4, д) проходит II и III (концевую) ступени сепарации и
1 В системах нефтегазосбора месторождений Западной Сибири, в частности Са-
мотлорского, нашли применение так называемые комплексные сборные пункты
(КСП), на которых происходят сепарация и деэмульсация нефти и ее откачка на
центральный сборный пункт (ЦСП) .
7
Рис.4. Система нефтегазосбора Западно-Сургутского месторождения для безводной
нефти (а) и для обводненной нефти (6)s
I - скважина; 2 - групповая замерная установка; 3 — устройство предварительного
отбора газа; 4 - сепаратор I ступени; 5 - каплеуловитель; 6, 10, 15 - дожимной на-
сос; 7 - сепаратор II ступени^ 8 - сепаратор III ступени; 9 - сырьевой резервуар;
11 - нагреватель; 12 - устройство для разрушения эмульсии; 13 — отстойник; 14 —
резервуар; 16 - линия рециркуляции дренажной воды; 17 - лицйя рециркуляции
нагретой нефти; 18 — насос повторной рециркуляции дренажной воды; / Ц Щ _
газ после сепарации; IV- реагент; V- дренажная вода; VI- товарная нефть;
VII — конденсат
после товарного резервуара ее откачивают насосом на головные сооруже-
ния магистральных трубопроводов. Обводненная нефть (см. рис. 4, б)
после подачи в нее реагента-де эмульгатора проходит II (концевую) сту-
пень сепарации и после сырьевого резервуара ее насосом подают в нагрева-
тель. После нагревателя нефть проходит через устройство разрушения
эмульсии и затем обезвоживается в отстойнике. Из товарного резервуара
нефть откачивают насосом на головные сооружения.
Для интенсификации процессов предварительного и окончательного
обезвоживания нефти в системе предусмотрена подача дренажной воды
и нагретой частично обезвоженной нефти в поток сырья, поступающего
с ДНС, а также повторная подача дренажной воды в поток нефти перед
устройством для разрушения эмульсии [42,44,45].
В системе сбора Самотлорского месторождения, по которой нефть
и газ проходят через все технологическое оборудование установок подго-
товки нефти без применения промежуточных насосов, нефть деэмульси-
руется в газонасыщенном состоянии (рис. 5).
Продукция скважин, пройдя групповую замерную установку, поступа-
ет на узел I ступени сепарации, расположенный на КСП. Узел включает в
себя устройство для предварительного отбора газа (УПО), нефтегазовые
сепараторы и каплеуловитель. Отсепарированный газ I ступени, пройдя
очистку в каплеуловителе, направляется под собственным давлением
(0,5-0,6 МПа) на ГПЗ, а нефть поступает в аппарат для предварительного
сброса воды. Нагретая в печи частично обезвоженная нефть проходит про-
8
Рис.5. Система сбора Самотлорского месторождения с подготовкой нефти в газона-
сышенном состоянии:
1 — скважина; 2 — замерная установка; 3 — устройство предварительного отбора
газа; 4 - сепаратор I ступени; 5 — каплеуловитель; б — аппарат для предварительно-
го сброса воды; 7 — печь; 8 — промежуточный сепаратор; 9 — электродегидратор;
10 — дожимной- насос; 11 - сепаратор концевой ступени; 12 - насос товарной
нефти; 13 — насос дренажной воды; /, II, Щ - газ после сепарации; IV — реагент;
V - дренажная вода; VI - товарная нефть; VII - конденсат
межуточный сепаратор, где газ отделяется при давлении 0,4 МПа, и окон-
чательно обезвоживается в электродегидраторе. Из электродегидрато-
ра обезвоженную нефть с остаточным растворенным газом откачивают
на ЦСП, где расположены концевые сепарационные установки и узлы уче-
та и сдачи товарной нефти.
Преимуществами газонасыщенной подготовки нефти являются:
централизация объектов по сбору и переработке газа концевых ступе-
ней на площадке ЦСП, что позволяет повысить степень утилизации газа;
снижение потерь давления при перекачке нефти и уменьшение затрат
на деэмульсацию в результате снижения вязкости при растворении в нефти
газа.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ СЕПАРАТОРЫ
Назначение и классификация нефтегазовых сепараторов. Сепарация — это
процесс отделения от нефти легких углеводородов и сопутствующих газов
Он происходит при снижении давления и повышении температуры нефти,
а также вследствие молекулярной диффузии углеводородных и других
компонентов, содержащихся в нефти.
Сосуд, в котором происходит отделение газа от жидкой продукции
скважин, называют сепаратором (трапом). В нем может происходить
и отделение нефти от воды.
Отделяют нефть от газа и воды в различных сепараторах для получения
нефтяного газа, используемого как химическое сырье или как топливо,
уменьшения потерь нефти и газа при их дальнейшем транспортировании
и отделения воды от нефти при добыче нестойких эмульсий.
Сепараторы, применяемые на нефтяных месторождениях, можно услов-
но подразделить на следующие основные типы [21,23]:
по назначению — замерные и рабочие;
по геометрической форме и положению в пространстве - цилиндричес-
кие, сферические, вертикальные, горизонтальные и наклонные;
9
по принципу действия — гравитационные, центробежные, ультразвуко-
вые и др.;
по рабочему давлению — высокого давления (2,5 МПа и выше), сред-
него (от 0,6 до 2,5 МПа), низкого (от 0 до 0,6 МПа), вакуумные;
по месту положения в системе сбора — I, II, концевой ступеней сепара-
ции и т. д.
В сепараторе любого типа различают четыре секции:
основную сепарационную, служащую для отделения нефти от газа;
осадительную, в которой происходит дополнительное выделение пу-
зырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции;
секцию отбора нефти, предназначенную для сбора и вывода нефти из
сепаратора;
каплеуловительную, расположенную в верхней части сепаратора и слу-
жащую для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых пото-
ком газа в газосборный трубопровод.
Эффективность работы сепаратора любого типа зависит от количества
капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной сек-
ции, и количества окклюдированного газа, уносимого потоком нефти из
секции сбора нефти. Чем ниже эти показатели, тем эффективнее работа се-
паратора.
Рис.6. Трап с тан-
генциальным вво-
дом:
1 — ввод жидкос-
ти; 2 — выход га-
за; 3 — выход
жидкости; 4 — от-
стойник; 5 — кор-
пус
10
Конструкции отечественных промысловых
сепараторов
Вертикальные гравитационные сепараторы применяют
для обустройства промыслов в основном при двух-
трубных системах сбора и устанавливают на I, II и
последующих ступенях сепарации на скважинах или
групповых сборных пунктах. Сепараторы имеют две
основные модификации: ГТ — с тангенциальным
вводом и ГЩ — с щелевым вводом. Основные техни-
ческие данные сепараторов (трапов) с тангенциальным
вводом (рис. 6) приведены в табл. 1.
В результате исследования процесса сепарации в
вертикальных гравитационных трапах в промысловых
условиях сделаны следующие выводы.
1. С увеличением производительности сепараторов
гравитационного типа по жидкости увеличивается унос
газа в окклюдированном состоянии из-за отсутствия
равновесия фаз.
2. При увеличении площади контакта фаз (поверх-
ности аппарата или сливных полок) в 5—6 раз допол-
нительное выделение газа из нефти составляет только
10-15 % от общего количества, остающегося в нефти.
3. Время пребывания нефти в вертикальном грави-
тационном трапе не оказывает существенного влияния
на выделение растворенного газа, остающегося в ней
из-за отсутствия фазового равновесия.
Таблица 1
Условный диаметр, мм Рабочее давление, МПа Пропускная спо- собность по газу, м /сут Высота корпу- са, мм Общая масса, кг
400 1,6 80 3525 484
6,0 180 3525 748
600 0,07 33 3630 357
0,6 100 3630 454
1,6 180 3630 725
800 0,07 60 3710 500
0,6 175 3710 640
1,6 320 3720 1310
1000 0,07 90 3810 735
0,6 275 3810 900
1,6 500 3820 1826
1200 0,6 400 3900 1615
1,6 730 3920 2640
1400 Ofi 540 4000 1920
1600 0,6 720 4110 2100
2000 0,07 370 4310 1840
Гидроциклонный сепаратор Гипровостокнефти. В данном сепарато-
ре в результате использования центробежных сил обеспечивается наиболее
высокая степень отделения газа от нефти.
В технологической емкости газ очищается от капелек жидкости,
а нефть — от пузырьков и механических примесей. В емкости предусмот-
рены устройства для уменьшения ценообразования.
Гидроциклонные сепараторы предназначены Для работы на I ступени се-
парации. По конструктивному исполнению технологические емкости раз-
деляются на двух- и одноемкостные.
В двухемкостном сепараторе (рис. 7) нефтегазовая смесь поступает
в центробежный дегазатор, где идет процесс разделения нефти и газа на
самостоятельные потоки. Нефть из центробежного дегазатора по сливной
полке поступает в уголковый разбрызгиватель, в котором поток нефти
разбивается на множество отдельных струек. Далее нефть через штуцер
попадает на сливную полку и по ней стекает в нижнюю емкость.
Газ, отделившийся от нефти в дегазаторе, проходит по верхней части ем-
кости, где под действием гравитационных сил из газа выпадают наиболее
крупные капли жидкости. Перфорированные перегородки служат однов-
ременно для очистки газа и выравнивания объемной скорости газа. Зона
перфорированных перегородок отделена от зоны уголкового разбрызги-
вателя 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.
Двухемкостные гидроциклонные сепараторы производительностью (по
нефти} 400 м3 /сут нашли широкое промышленное применение в составе
серийно выпускаемых блочных замерных установок типа ЗУГ-5, ’’Им-
пульс”, ’’Спутник”.
И
Таблица 2
Сепарационная установка Рабочее давление, МПа Номинальная про- изводительность, мл/сут Габариты
длина
СУ1-75О-1О 1,0 750 3367
СУ1-1500-10 1,0 1500 5060
СУ1-3000-10 1,0 3000 4700
СУ1-5000-10 1,0 5000 6377
СУ2-750-16 1,6 750 5005
СУ2-750-25 2,5 750 5005
СУ 2-7 5 0-40 4,0 750 5005
СУ2-1500-16 1,6 1500 5352
СУ2-15ОО-25 2,5 1500 5352
СУ2-1500-40 4,0 1500 5352
СУ 2-3 000-16 1,6 3000 6308
СУ 2-3000-25 2,5 3000 6308
СУ2-3000-40 4,0 3000 6308
СУ2-5000-16 1,6 5000 6308
СУ2-5000-25 2Л 5000 6308
СУ 2-5000-40 4,0 5000 6308
П римечание.
Допустимое колебание производительности гидроциклонных сепараторов ±20 %,
сепараторы типа ГС-1; в остальных — ГС-2.
Производительность по нефти, по данным Гипровостокнефти, может
достигать 1000-1200 м3 /сут при сохранении приведенной к условиям се-
парации скорости входа газонефтяного потока 10—30 м/с.
Техническая характеристика гидроциклонных сепараторов приведена
в табл. 2.
Нефтегазовые сепараторы конструкции Центрального конструкторско-
го бюро нефтеаппаратуры (ЦКБН). Проектная производительность сепа-
раторов 2000, 5000, 10000, 20000 и 30000 т/сут по нефти при объемах ем-
костей соответственно 8, 14, 28, 56 и 80 м3, давлениях — 0,6; 1,6; 2,5;
4,0; 6,4 МПа и температурах от 0 до +100° С. Они предназначеньГдля от-
деления газа от нефти на I ступени сепарации и качественной очистки газа
перед подачей его в выходной трубопровод.
Сепаратор (рис. 8) представляет собой горизонтальный аппарат, внут-
ри которого непосредственно у вводного штуцера смонтированы сливные
полки, обеспечивающие выделение основного количества газа. У штуцера
Рис.7. Двухемкостной гидроциклонный
сепаратор:
1 — нижняя технологическая емкость;
2 — штуцер; 3 - верхняя технологичес-
кая емкость; 4 — газоочиститель; 5 -
уголковый разбрызгиватель; 6 - перфо-
рированные перегородки; 7,9 — слив-
ные полки; 8 — центробежный дегаза-
тор; 10 — вертикальная перегородка
12
установки, мм Объем сепаратора, Общая масса сепара- тора установки, кг
ширина высота
1820 3470 — —
2094 3660 — —
2748 4200 — —
3100 4600 — —
2150 3328 1,74 5991
2150 3328 1,74 6596
2150 3328 1,74 6939
2550 3800 3,32 8108
2550 3800 3,32 8118
2550 3800 3,32 9762
3210 3600 4,18 11369
3210 3600 4,18 11853
3210 3600 4,18 13730
3210 3600 8,36 11369
3210 3600 8,36 11853
3210 3600 8,36 13730
В установках СУ-750-10, СУ 1-1500-10, СУ 1-3000-10, СУ 1-5000-10 используют
выхода газа смонтированы вертикальный и горизонтальный фильтры
очистки газа. Штуцер выхода нефти оборудован устройством, предотвра-
щающим образование воронки.
Нефтегазовая смесь поступает через вводной штуцер на сливные полки,
где и происходит основное выделение газа. Далее нефть движется по аппа-
рату, занимая по высоте приблизительно половину диаметра, при этом из
нефти выделяется газ, не успевший выделиться ранее. Выделившийся газ
вместе с частицами нефти, которые находятся во взвешенном состоянии,
Рис. 8. Нефтегазовый сепаратор ЦКНБ:
1 - вводный штуцер; 2 - сливные полки; 3 - фильтр газа грубой очистки; 4 -
штуцер выхода газа; 5 - фильтр газа тонкой очистки; 6 - штуцер выхода нефти;
7 - корпус; 8 - люк-лаз
13
Выход газа
6 8
недзти
Дреном •
llllHIIIIIIIIIinil
Рис.9. Полочный сепаратор Грозненского нефтяного института:
1 -входной патрубок; 2 - перегородка; 3 - пеногасительные решетки; 4 - полка;
5 - газоходы; 6 - перегородка; 7 — каплеотделители; 8 - регулатор уровня; А, Б,
В, Г - отсеки сепаратора ’ ’
поступает на фильтры грубой и тонкой очистки газа. Очищенный газ через
штуцер выхода газа выводится из аппарата. Дегазированная нефть через
штуцер выхода нефти, расположенный в нижней части, также выводится
из сепаратора.
Следует отметить, что фактическая производительность сепараторов
ЦКБН, эксплуатируемых на месторождениях Западной Сибири, меньше
проектной в 3—4 раза. Для увеличения производительности данных сепара-
торов непосредственно на промыслах устанавливают устройства предвари-
тельного отбора газа, предложенные институтом СибНИИНП.
Полочный сепаратор Грозненского нефтяного института (рис. 9) имеет
наклонные полки для увеличения поверхности контакта газ — жидкость и
для предотвращения пенообразования при сливе жидкости из верхних сек-
ций сепаратора в нижнюю, накопительную.
Работает сепаратор следующим образом: газонефтяная смесь поступает
в приемный отсек А под слой жидкости через входной патрубок, опущен-
ный почти до низа сепаратора. Отделившаяся жидкость перетекает через
перегородку в отсек Б, снабженный решетками для гашения пены. Разру-
шение пены способствует лучшему выделению газа из жидкости. Далее
жидкость через горизонтальную щель перетекает в отсек В, где она разли-
вается по полке, а с нее перетекает на полки, расположенные ниже. При
движении жидкости тонким слоем по полкам создаются благоприятные
условия для выделения газа из жидкости и массообмена между газом и
жидкостью, так как площадь раздела фаз в таком сепараторе очень ве-
лика. Выделившийся газ поднимается в верхнюю часть сепаратора через
газоходы, предусмотренные в полках.
Камера отбора жидкости Г отделена от отстойника отсека перегород-
кой для предотвращения возмущающих явлений в зоне отстоя. Отделив-
шийся газ из всех отсеков проходит через каплеотделители, которые из-
готавливают из проволочной коалесцирующей набивки. Уровень жидкос-
14
ти в сепараторе в отборном отсеке поддерживается поплавковым регуля-
тором уровня, соединенным с заслонкой на нефтяной линии.
Управление технологическим режимом в сепараторах автоматизирова-
но. Предусмотрена сигнализация на диспетчерский пункт о количестве
поступающей жидкости и изменении давления в аппарате.
Производительность сепараторов по жидкости составляет 5000 т/сут,
рабочее давление 1,6—6,4 МПа, газовый фактор от 100 до 500 м3/м3.
Блочная сепарационная установка УБС ТатНИИнефтемаша предназна-
чена для I ступени сепарации нефти с одновременным оперативным уче-
том продукции в системах герметизированного сбора и транспортирова-
ния нефти и газа.
В настоящее время разработан нормальный ряд установок УБС на про-
изводительность по жидкости от 2 до 16 тыс. м3/сут и давление от 0,4 до
1,6 МПа. Ниже приведены технологическая характеристика и описание ус-
тановки УБ С-16000/16.
Производительность установки,
м3/сут...................... 16000
Рабочее давление, МПа ...... 1,6
Газовый фактор, м3/м3....... 120
Температура сырья, С........ +50
Рабочая среда - сырая нефть с
содержанием сероводорода, % Не более
0,2
Питание - переменный ток;
Потребляемаямощность,
Вт........................... 1500
Габариты установки, мм:
длина.................... 28000
ширина............. 4 500
высота................... 5880
Объем сепаратора, м3 ... 80
Масса, кг................... 36338
напряжение, В............... 220/380
частота, Гц................. 50
Установка блочная сепарационная с предварительным отбором газа
УБС-16000/16 выполнена в моноблоке (рис. 10) и состоит из устройства
предварительного отбора газа, технологической емкости, каплеотбойника,
запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и управления.
Рис. 1Q. Установка блочная сепарационная с предварительным отбором газа
УБС-16000/16:
/ — устройство предварительного отбора газа; 2 — технологическая емкость; 3 —
задвижка; 4 — лоток; 5 - предохранительный клапан; 6 — труба для установки дат-
чиков и регулятора уровня; 7 — каплеотбойник; 8 — перегородка; 9 — полка
15
Устройство предварительного отбора газа расположено на нисходящем
участке трубы. Такая компоновка обеспечивает наилучшее качество раз-
деления нефти и газа. Устройство для отбора газа представляет собой тру-
бу диаметром 700 мм, длиной 15 м, установленную под углом 3°.
Технологическая емкость - цилиндрический сосуд диаметром 3000 мм
и длиной 11,4 м. С наружной части емкость имеет патрубки для ввода неф-
тегазовой смеси, газа, выхода нефти, газа, для пропарки, дренажа и систе-
мы контроля и управления. Для профилактического осмотра и ремонта
имеются по торцам два люка-лаза. Внутри технологической емкости нахо-
дятся лоток для распределения 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 исследования эф-
фективности работы сепаратора в различных режимах предусмотрены про-
боотборники и штуцеры для установки контрольно-измерительных при-
боров.
На сепараторе с помощью опор установлен каплеотбойник, представля-
ющий собой емкость с внутренним диаметром 1600 мм и длиной 3100 мм,
в котором установлены два сетчатных отбойника. Для слива отделившей-
ся нефти и для ввода газа, выделившегося в технологической емкости,
в нижней части каплеотбойника имеются два патрубка диаметром 100 мм
и один патрубок диаметром 450 мм. На емкости оборудуют площадку для
обслуживания. Сам аппарат 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. Отделившийся газ отводится по
вертикальному стояку в каплеотбойник, где очищается от капельной жид-
кости и направляется в газопровод.
Нефть из устройства предварительного отбора газа поступает в техноло-
гическую емкость и по лотку и полке, где происходит дополнительная се-
парация нефти и газа, затем нефть стекает в ее нижнюю часть. Наличие лот-
ка с направляющими пластинами и заслонкой способствует гашению пуль-
сации, а полки — увеличению свободной поверхности.
Газ, выделившийся в емкости, через каплеотбойник направляется в га-
зопровод, разгазированная нефть — в нефтепровод.
На газовой линии между каплеотбойником и устройством предвари-
тельного отбора газа имеются две задвижки для направления газа из уст-
ройства предварительного отбора газа в каплеотбойник или в нефтегазо-
вый сепаратор.
АППАРАТЫ ДЛЯ РАЗГАЗИРОВАНИЯ И ЧАСТИЧНОГО
ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ
Аппараты предназначены для разгазирования и частичного (до 5—20 % ос-
таточной воды) обезвоживания нефти перед подачей ее на установку то-
варной подготовки.
16
Газ
Рис. 11. Автоматизированная концевая совмещенная сепарационная установка:
/.— сепаратор; 2 — брызгоулавливатель; 3 — счетчик газа; 4 — отвод нефти; 5 — рас-
пределитель; 6 — смеситель; 7 — счетчик жидкости; 8 — насадок; 9 — регулятор
уровня
Рис. 12. Блочная автоматизированная вепарационная установка БАС-1-100:
1 — задвижка; 2 - турбинный счетчик; 3 — регулятор уровня; 4 — предохранитель-
ный клапан; 5 — датчик предельного уровня; 6 — манометр электроконтактный;
7 — сепарационные полки; 8 — газосепарационный отсек; 9 — перегородка; 10 — во-
доотделительный отсек; 11 — манометр технический; 12 — труба для отбора нефти;
13 — регулятор уровня вода—нефть; 14 — патрубок для отбора воды; 15 — распреде-
литель; 16 — счетчик импульсов
Возможность и экономическая целесообразность совмещения этих про-
цессов в одном аппарате были впервые доказаны на основании исследова-
ний, проведенных в Октябрьском филиале ВНИИКАнефтегаз [24,42].
Автоматизированная концевая совмещенная сепарационная установка
(КССУ) разработана в ОФ ВНИИКАнефтегаза (рис. 11).
Установка работает следующим образом. Сырая нефть с обводненнос-
тью 30 % и более, прошедшая I ступень сепарации, содержащая остаточный
газ в количестве 2-10 м3/м3, смешивается с горячей дренажной водой ус-
тановки товарной подготовки. Затем смесь поступает в сепаратор через
распределитель под уровень воды, который поддерживается на высоте
17
Яеж № <90385
Библиотека УНИ
Рис. 13. Установка БАС-1-200:
1 - газовый отсекатель; 2 - труба для отбора газа; 3, 7 - перегородки; 4 — регуля-
тор 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 во-
ды; 14 - счетчик электрических импульсов; 15 — датчик предельного уровня
1—2 м. В сепараторе происходят дегазация и частичное обезвоживание неф-
ти до остаточного содержания воды 10—20 % при температуре 25—30 С
без применения реагента-деэмульгатора. При объеме аппарата 80 м3 про-
изводительность установки по сырой нефти составила 2000 т/сут.1
Автоматическое регулирование уровней осуществляется пневматичес-
кими регуляторами. Количество частично обезвоженной нефти, дренируе-
мой и рециркулируемой воды измеряется турбинными счетчиками жид-
кости, а количество отсепарированного газа — счетчиком типа РГ.
Блочные автоматизированные установки БАС-1 разработаны также ОФ
ВНИИКАнефтегазом и имеют две модификации: БАС-1-100 и БАС-1-200.
Установку БАС-1-100 (рис. 12) используют на месторождениях с со-
держанием воды в нефти более 30 %, обустраиваемых по однотрубной на-
порной герметизированной системе сбора. Емкость этой установки имеет
газосепарационный отсек, который рассчитан на работу при газовом фак-
торе до 120 м3/м3.
Установка БАС-1-200 (рис. 13) разработана для применения на место-
рождениях, где уже имеются центральные сепарационные узлы и появляет-
ся необходимость предварительного сброса воды. Сепаратор установки
БАС-1-200 обеспечивает частичное обезвоживание нефти с содержанием
газа не более 10 м3 на 1 м3 безводной нефти.
В установках БАС-1 реализуется тот же технологический процесс, что
и в КССУ. Опытные образцы установок испытаны на промыслах НГДУ
1 Данные получены в условиях Туймазинского месторождения объединения
Башнефть.
18
Рйс. 14. Установка УПС-2000/6:
Л 5, 6, 7, 12 — перегородки; 2 — вертикальная труба; 3 — распределительный козы-
рек; 4 — распределитель; 5, 10 — щели; 9 — сферическая перегородка; 11 — регуля-
тор перепада давления; 13,15 — регуляторы уровня; 14 — трубка гидростатического
регулирования уровня
Туймазанефть объединения Башнефть и НГДУ Альметьевнефть объедине-
ния Татнефть.
Производительность установок БАС-1-100 и БАС-1-200 по сырой нефти
составляет соответственно 3000 и 5000 т/сут.
Установки предварительного сброса воды типа УПС, разработанные
ТатНИИнефтемашем совместно с СПКБ Нефтехимпромавтоматика име-
ют несколько модификаций: УПС-2000/6, УПС-ЗСОО/6 и УПС-10000/6 про-
изводительностью соответственно 2000,3000 и 10000 т/сут.
Установка УПС-2000/6 (рис. 14) состоит из одного моноблока, включа-
ющего газосепаратор, смонтированный на технологической емкости, кото-
рая разделена глухой сферической перегородкой на два отсека: приемный
и водоотделительный. Приемный разделен на два отсека продольной пере-
городкой, в которой предусмотрена щель для измерения количества пос-
тупающей на установку продукции. Для успокоения жидкости в одном из
отсеков расположены две перегородки.
Жидкость в промывочный отсек поступает через перфорированный рас-
пределитель, выполненный в виде настила, далее через перегородки пере-
текает в отсек отстоя, в котором уровень раздела сред вода-нефть под-
19
Рис. 15. Технологическая схема установок УПС-3000/6М и УПС-6300/6М
1 — сопло; 2 — нефтеразливная полка; 3 — каплеотбойник; 4 — регулятор давле-
ния; 5 - штуцеры выхода нефти; 6 — перфорированный трубопровод; 7 — входной
распределитель; 8 — каплеобразователь; 9 — регулятор уровня; А, Б — отсеки
держивается трубкой гидростатического регулирования уровня. Часть во-
доотделительного отсека разделена перегородками на водосборную каме-
ру и нефтяной отсек.
Отстоявшаяся эмульсия и отделившаяся вода через регуляторы уровня
направляются соответственно на концевую ступень сепарации и очистные
сооружения. Отсепарированный газ, проходя через брызгоулавливатель из
колец Рашига, поступает в газовый коллектор.
Имеется модернизированный вариант установок УПС-2000/6 и
УПС-3000/6, которые в настоящее время выпускаются как установка
УПС-3000/6М (16М) иУПС-6300/бМ (16М) (рис. 15).
Установки спроектированы по одной технологической схеме; конст-
рукции их подобны и имеют унифицированную систему КИП и автомати-
ки. Различие состоит в объемах технологических емкостей и диаметрах ус-
ловных проходов запорно-регулирующей арматуры.
Продукция скважин поступает в сепарационный отсек А по соплу и
нефтеразливной полке, на которой основной объем газа отделяется от
жидкой фазы. Отделившийся газ через регулятор уровня отводится в от-
сек Б, откуда через каплеотбойник и регулятор давления — в газовый
коллектор.
Водонефтяная эмульсия из отсека А поступает в отсек Б через входной
распределитель под действием перепада давления. Допустимый перепад
давления между отсеками А и Б не более 0,2 МПа (в зависимости от дли-
ны петли каплеобразователя между отсеками). Для интенсификации про-
цесса отделения воды из эмульсии продукция скважин предварительно
смешивается с горячей водой, поступающей из установок термохимичес-
кой подготовки нефти и содержащей остаточный деэмульгатор. Трубопро-
вод-каплеобразователь между отсеками Л и Б изготавливают в виде петли
определенной длины в зависимости от требуемого времени контакта
эмульсии и горячей дренажной воды. Иногда допускается работа устано-
20
вок без каплеобразователя при условии подачи горячей воды с установок
подготовки нефти за 200-300 м до входа в технологическую емкость.
Отстоявшаяся вода отводится из аппарата через порфированный трубо-
провод. Предварительно обезвоженная нефть выводится через штуцер на
днище, который связан с перфорированной трубой, расположенной в верх-
ней части емкости.
При работе в режиме полного заполнения (при незначительных газовых
факторах) предварительно обезвоженную нефть отводят 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; сигнализа-
цию предельных (аварийных) значений давления и уровня нефти; отклю-
чение установки при достижении аварийных уровня и давления в емкос-
ти; измерение давления и температуры.
При параллельной работе допускается использование не более двух ус-
тановок.
Техническая характеристика установок
УПС-3000/6М УПС-6300/6М
Наибольшая производительность по
сырью, т/сут............................. 3000 6300
Рабочее давление, МПа .......................... Не более 0,6
Газовый фактор, м3/м3........... До 120
Обводненность нефти, %:
поступающей..................................... Не более 90
выходящей из установки .. .Q.................... Не более 20
Температура рабочей среды, С..... 16-50
Объем технологической емкости, j<3 100 200
Температура окружающей среды, С От -40 до +50
Ток............................................. Переменный
Напряжение, В................... 380/220
Частота. Гц..................... 50
Потребляемая мощность, кВт.... Не более 1,5
Габаритные'размеры, мм ............ 17/750x5/345x4956 26400x5900x6300
Масса установки, кг................... Не более 29 500 Не более 43500
Рассмотрим установки, принципиально отличающиеся от рассмот-
ренных.
Аппарат ОГ-200С СПКБ Саратовнефтегаз (рис. 16) был сконструиро-
ван как отстойник для окончательного обезвоживания нефти с отбором
газа. Однако он нашел применение и как аппарат для предварительного
сброса воды.
Технологическая емкость аппарата имеет объем 200 м3 и разделена
сплошной перегородкой на газосепарационный и водоотделительный отсе-
ки. В газосепарационном отсеке расположен сепаратор, из которого отби-
рают основную часть свободного газа. Оставшаяся часть газа отделяется
в емкости газосепарационного отсека за счет гравитационных сил. Дегази-
рованная эмульсия через отверстия в нижней части перегородки направля-
ется в распределитель, представляющий собой две параллельно перфори-
рованные трубы диаметром 426 мм каждая. Над трубами, перпендикуляр-
21
Рис.16. Аппарат ГО-200С:
1 — ввод газожидкостной смеси; 2 — сепаратор; 3 — сливная полка; 4 — предохрани-
тельный клапан; 5 — перегородка; 6 — сборник нефти; 7 — регулятор уровня вода-
нефть; 8 — штуцер выхода пластовой воды; 9 — переливное устройство; 10 — шту-
цер для пропарки; 11 — штуцер дпя зачистки; 12 — распределитель эмульсии; 13 —
регулятор уровня нефть—газ
но к ним, расположены уголковые конструкции, предназначенные для
более равномерного распределения эмульсии по объему аппарата. Эмуль-
сия в аппарате проходит через слой воды и движется вертикально к распо-
ложенным в самой верхней части емкости перфорированным трубам для вы-
вода частично обезвоженной нефти. Отделившаяся вода проходит перелив-
ное устройство и через штуцер выводится из аппарата.
При работе на Самотлорском месторождении аппарат ОГ-200С имел
следующие характеристики:
производительность по жидкости, м3/сут, 5000—7000;
содержание воды в частично обезвоженной нефти при обводненности
сырья 16 %, %, 3-5;
газовый фактор нефти на входе, м3 /м3,4,2-5,4;
Рис.17. Аппарат ОГ-200П:
а — конструкция аппарата; б — технологическая схема: 1 — распределитель жидкос-
ти; 2 — корпус аппарата; 3 — отвод нефти; 4 — штуцер для сброса воды; 5 — устрой-
ство предварительного отбора газа; 6 — устройство для разрушения эмульсии; 7 —
аппарат ОГ-200П; 8 — буферная емкость; 9 — насос; 10 — ввод реагента-деэмуль-
гатора
22
температура процесса, °C, 28;
расход деэмульгатора R = 11, кг/кг, 15-10'6.
Аппарат ОГ-200 П конструкции ВНИИнефтемаша и Гипротюменнефте;
газа (рис. 17,а). Отличительной особенностью его является наличие двой-
ного распределителя жидкости, выполненного в виде двух горизонталь-
ных перфорированных труб диаметром 720 мм. Эти трубы проложены по
всей длине емкости на высоте 1 м (считая от центра трубы до нижней об-
разующей аппарата). Частично обезвоженную нефть отбирают через двой-
ные горизонтальные отводы, расположенные в двух верхних точках ем-
кости, а воду сбрасывают через штуцер диаметром 300 мм, расположен-
ный в конце аппарата.
Институтом СибНИИНП. предложена технологическая схема частичного
обезвоживания нефти на дожимных насосных станциях и комплексных
сборных пунктах с использованием аппарата ОГ-200П (см. рис. 17, б).
Схема работает следующим образом. Газожидкостная смесь по сбор-
ному трубопроводу поступает в устройство предварительного отбора газа
(УПО), где происходит основное отделение свободного газа в наклонном
нисходящем трубопроводе. Далее обводненная нефть направляется в уст-
ройство для разрушения эмульсии1 [40]. В нем при определенном гидро-
динамическом режиме и времени контактирования с реагентом, подавае-
мым на входе УПО, происходит разрушение эмульсии. Разрушенная
эмульсия вводится через распределители в аппарат ОГ-200П, в котором
происходит разделение нефти и воды. Частично обезвоженная нефть в
технологических схемах с ДНС направляется в емкость, из которой она
насосом откачивается на центральный сборный пункт для окончательного
обезвоживания. В технологических схемах с КСП частично обезвоженная
нефть из аппарата ОГ-200П непосредственно поступает на установку де-
эмульсации. Дренажная вода не требует дополнительной сложной очистки
и может быть использована для поддержания пластового давления.
Техническая характеристика схемы
Рабочее давление, МПа......... 0,6 Расход деэмульгатора R= 11,
Обводненность на входе, мае. % ... .Свыше 30 кг/кг..........15-30-10"6
Обводненность на выходе, мае. % 5-10 Газовый фактор нефти,
м7м3................... бОг-60
Объем водоотделителя, м 200
Производительность схемы в зависимости от физико-химических
свойств газожидкостной смеси составляет от 5 до 20-103 м3 /сут. Все эле-
менты схемы испытаны в промысловых условиях .(на Самотлорском и
Усть-Балыкском месторождениях).
В аппарат для совместной подготовки нефти и воды Гипровостокнефти
заложена технология, предусматривающая разделение эмульсии после ее
Необходимость такого устройства обосновывается исходя из конкретных ус-
ловий (устойчивость эмульсии, тип реагента, глубина частичного обезвоживания
нефти и др.).
23
Рис.18. Аппарат для совместной подготовки нефти и воды Гипровостокнефти:
1 — корпус; 2 — поперечные перегородки; 3 — распределители; 4 — регулятор уров-
ня вода—нефть; 5 — штуцер выхода воды; 6 — секция отстаивания; 7 — секция обез-
воживания нефти и очистки воды; 8 — секция расслоения; 9 — продольные перего-
родки; 10 — отверстия для перетока
разгазирования и обработки деэмульгатором при динамическом отстаива-
нии в течение 5—10 мин с образованием двух потоков: частично обезво-
женной эмульсии и загрязненной свободной воды. Затем эти потоки кон-
тактируют при их встречном гравитационном движении подачей потока
частично обезвоженной эмульсии в слой воды, а потока загрязненной во-
ды — в слой частично обезвоженной нефти.
Аппарат для совместной подготовки нефти и воды (рис. 18) представ-
ляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость, разделенную двумя
близко расположенными поперечными перегородками на секции расслое-
ния, обезвоживания нефти и очистки воды, причем первая занимает лишь
10 % общего объема сосуда. Продукцию скважин, предварительно отсепа-
рированную и обработанную реагентом-деэмульгатором, вводят в секцию
расслоения, где поток разделяется на нефтяную эмульсию и воду, тре-
бующую очистки. Из секции расслоения по специальным каналам, образо-
ванным поперечными и продольными перегородками, нефтяная эмульсия
й отделившаяся вода попадают соответственно в нижнюю и верхнюю части
секции обезвоживания и очистки воды. Потоки распределяются по сече-
нию аппарата для предотвращения образования застойных зон, обеспече-
ния их вертикальности и, следовательно, максимального использования
единицы объема сосуда через безнапорные распределители. Выйдя из них,
нефтяная эмульсия и загрязненная вода контактируют при встречном ка-
24
Рис.19. Аппарат для предварительного обезвоживания нефти СибНИИНП:
1 — газосепарационный отсек; 2, 3, 5 — вертикальные перегородки; 4 — регулятор
уровня вода—нефть; 6 — регулятор уровня нефть—газ; 7 — патрубок для сброса
воды; 8 — горизонтальная перегородка
пельном гравитационном движении. При этом капли нефти, загрязняющие
воду, соприкасаются с распределенным потоком всплывающей эмульсии,
укрупняются, сливаются в поток, уменьшая содержание нефти в воде.
Дисперсные включения воды и эмульсии подвергаются воздействию пото-
ка осаждающейся воды. Процесс взаимоочистки идет почти по всей высоте
аппарата. Восходящий поток нефти интенсифицирует очистку воды, а эф-
фективность обезвоживания повышается за счет образования в области
контактирования с капельным фильтром. Уровень раздела фаз нефть—вода
в секции обезвоживания нефти и очистки воды поддерживается регулято-
ром, а в секции расслоения устанавливается за счет разности высот стол-
бов жидкости во второй секции и переточных каналах. Частично обезво-
женную нефть с содержанием воды до 10 % выводят из верхней части аппа-
рата, а очищенную воду — через штуцер.
Характерно, что дополнительная подача в верхнюю часть аппарата заг-
рязненной воды не ухудшает, а повышает эффективность обезвоживания
нефти. В пластовой воде содержание нефти составляет (10—30)х
х10"3 кг/м2.Это соответствует аналогичному показателю сточной воды,
выделившейся при разрушении эмульсии. Дополнительная очистка воды
при этом не требуется. Принцип обработки эмульсии, принятый в аппа-
рате, проверен на экспериментальной модели на Зольненском месторож-
дении в НГДУ Жигулевскнефть. Результаты испытания положительные.
Аппарат для предварительного обезвоживания нефти института
СибНИИНП (рис. 19)1 предназначен для работы в условиях, когда воз-
можно образование и отложение солей (карбонатов) на технологическом
оборудовании, запарафинивание и значительный вынос механических при-
месей и шлама из системы сбора. В этих случаях все рассмотренные выше
конструкции аппаратов, оборудованные распределителями в виде перфори-
1 В разработке конструкции аппарата принимали участие авторы книги, а также
сотрудники СибНИИНП канд. техн, наук ТЛ. Федорищев и инж. НВ. Кириллов.
25
рованных труб или лотков, непригодны из-за быстрого забивания отверс-
тий в процессе эксплуатации.
Аппарат СибНИИНП работает следующим образом. Водонефтяную
эмульсию, разгазированную на предыдущей ступени и частично разрушен-
ную (обработкой реагентом с использованием специальных устройств,
подачей рециркулируемой дренажной воды, нагревом и другими способа-
ми) , подают в газосепарационный отсек,в жидкость. Здесь происходит от-
деление остаточного газа. Затем эмульсия за счет разности уровней перете-
кает под вертикальной перегородкой в водоотделительный отсек, в кото-
ром водная зона отгорожена другой перегородкой для устранения возму-
щений, вносимых входным потоком жидкости. При движении разрушен-
ной эмульсии в водоотделительном отсеке происходит отделение воды за
счет гравитационных сил. Воду выводят из аппарата через патрубок, распо-
ложенный под горизонтальной перегородкой, предотвращающей унос неф-
ти потоком воды. Частично обезвоженная нефть перелит ается через третью
вертикальную перегородку в буферный отсек, откуда ее подают на даль-
нейшую подготовку. Уровень воды в водоотделительном и уровень нефти
в буферном отсеках поддерживают с помощью регуляторов. Уровни неф-
ти в газосепарационном и водоотделительном отсеках не требуют автома-
тического поддержания, так как их постоянство обеспечивается верти-
кальными перегородками.
СЕПАРАТОРЫ ЗАРУБЕЖНЫХ ФИРМ
Вертикальные сепараторы применяют в основном для сепарации нефти
с низким газовым фактором; горизонтальные - для нефти с высокими
газовым фактором и содержанием воды. Широко используют также сфе-
рические сепараторы [19].
В сепараторах фирм ’’Блэк Сивелс” и ’’Брисон” используют специаль-
ные устройства для интенсификации процесса сепарации: гидроциклонные
вводы, чашечные дефлекторы, струевыпрямители и ламинизаторы потока
газа и жидкости, каплеуловители и фильтры на выходе газа из сепаратора.
Этой же фирмой разработаны и выпускаются вертикальные и сферические
сепараторы. Компании ’’Бритиш Петролеум Кампони Лимитед” и ”Нэше-
нэл Тэнк Кампони” выпускают горизонтальные и наклонные сепараторы
на давление до 7 МПа, которые обеспечивают улавливание жидких частиц
размером до 10-1 О'6 м, что обеспечивает качественную подготовку газа
к транспортированию.
Горизонтальные сепараторы фирмы "Нзшенэл Тэнк Кампони” состоят
из четырех секций:
первичного разделения нефти и газа, представляющей собой набор
уголковых жалюзийных перегородок;
основной очистки газа, состоящей из наборов наклонных пластин, ко-
торые размещены секциями по всей длине сепаратора; газовый поток при
движении между пластинами теряет капельки жидкости, содержащейся
в нем; жидкость в виде пленки стекает в нижнюю часть сепаратора;
26
окончательной осушки газа;
сбора и дегазации жидкости.
Горизонтальные сепараторы фирмы ’’Гольдхан” (ФРГ) двухемкост-
ные. Верхняя емкость работает как сепаратор для отделения газа, ниж-
няя — как дегазирующий отстойник. На выходе из сепаратора газ прохо-
дит через коалесцирующие насадки. Производительность сепараторов этой
фирмы до 980 т/сут. Рабочее давление 0,88 и 1,76 МПа (для I и II ступеней
сепарации). z
Сепараторы для разделения нефти, газа и воды также широко распрост-
ранены в системе сбора и подготовки нефти.
Трехфазные сепараторы с ’’холодной” деэмульсацией выпускают фир-
мы ’’Блэк Сивелс и Брисон” (США), ’’Нэшенэл” , ”Тэнк Кампони”
(США), ’’Гольдхан” (ФРГ), "Кэмко” (США). Производительность этих
аппаратов в отличие от сепараторов, создаваемых в СССР, незначительна
(до 800 т/сут).
Кроме указанных установок за рубежом применяют сепараторы - де-
лители потока, которые помимо предварительного сброса воды и газосе-
парации равномерно распределяют эмульсии по потокам. Число потоков
зависит от числа подогревателей-деэмульгаторов,1 установленных после
делителя потока. Установки для сброса свободной воды, совмещенные
с делителем потока, выпускают только горизонтального типа. Число ка-
мер в аппаратах может изменяться от 2 до 10. Номинальная производи-
тельность каждой камеры по эмульсии достигает 300 м3/сут и выше.
ПОТЕРИ НЕФТИ ПРИ СЕПАРАЦИИ
При работе сепараторов иногда уносятся значительные количества свобод-
ного газа с нефтью и капельной жидкости (нефти и конденсата) с потоком
газа. Причина этого - наличие больших пульсаций входного потока и не-
равномерное распределение объема жидкости между параллельно рабо-
тающими аппаратами. Следствие некачественной сепарации — срыв подачи
насосов для откачки нефти, загазованность территории товарных парков,
аварийное отключение газопроводов, большие потери нефти и газа.
В институтах Гипротюменнефтегаз и СибНИИНП были проведены ис-
следования, позволившие оценить величину потерь, возникающих в ре-
зультате несовершенства процесса сепарации на предприятиях Главтюмен-
нефтегаза. По данным исследований, проведенных в 1973 г., потери неф-
ти в узлах сепарации составили 0,9 % при общей величине потерь 1,2 % от
добычи нефти. Таким образом, на узлы сепарации приходилось более 70 %
всех потерь. Потери из резервуаров также в значительной мере обусловле-
ны несовершенством сепарации нефти и газа.
Во-первых, эти потери возникают в результате уноса из сепараторов ка-
пельной нефти с отсепарированным газом и сжигание ее в факелах.
Во-вторых, некоторая часть свободного (окклюдированного) и раство-
ренного газа уносится из сепараторов КСУ в резервуары из-за инерцион-
ности процесса разгазирования, а также в результате перехода газа из раст-
27
воренного состояния в свободное ввиду перепада давления между сепара-
тором КСУ и резервуаром.
В-третьих, бензиновые и более легкие фракции нефти уносятся в газо-
образном состоянии и сжигаются в факелах.
Приведем некоторые результаты исследований, позволивших получить
количественную оценку потерь, возникающих в результате несовершенст-
ва процесса сепарации на месторождениях Западной Сибири.
Количество остаточного (растворенного) газа в нефти после КСУ-4
и КСУ-5 Нижневартовского ЦТП Самотлорского месторождения состав-
ляет в среднем 0,4-0,64 м3/м3.
Полагая, что весь остаточный газ неизбежно выделится в резервуарах
при товарно-сдаточных операциях и при перекачке нефти от месторожде-
ния до НПЗ, можно количественно оценить величину возникающих при
этом потерь. Плотность нефтяного газа, по данным измерений, на КСУ-4
и КСУ-5 равна 1,42 кг/м3, тогда средняя величина потерь составит 0,057-
0,091%.
Помимо растворенного газа из сепараторов КСУ в резервуар поступает
некоторое количество свободного газа. Поскольку этот газ движется от-
дельным потоком или в виде пробок в верхней части трубопровода, то ото-
брать представительную пробу нефтегазовой смеси и полностью оценить
потери известными методами невозможно.
Мы предлагаем определять потери в результате выделения в трубопро-
воде свободного газа отдельно. Для этого трубопровод, соединяющий сепа-
раторы КСУ и резервуар, надо рассматривать как источник потерь. Отби-
рая пробу нефти (без содержания свободного газа) на выходе КСУ и на
входе в резервуар, можно косвенно оценить количество свободного газа,
выделяющегося в трубопроводе, например, по условной упругости паров.
Эта методика предполагает наличие адекватных условий испарения в
промысловых и лабораторных условиях.
Нами были исследованы различные условия испарения образцов Самот-
лорской нефти, отобранной до и после резервуара. Испарение в открытых
стаканах при различной температуре и в бутыли с широким горлышком
дает зависимости логарифма давления насыщенных паров ps от величины
потерь G, которые в диапазоне потерь от 0,2 и выше являются прямыми,
параллельными друг другу (рис. 20). Можно предполагать, что процесс
разгазирования (испарения) происходит при этом дифференциально. По-
тери, определяемые по любой из этих прямых, дают одно и то же значение.
Картина резко меняется, если процесс испарения вести контактно, нап-
ример, в бомбе Рейда. Наклон полученных в этом случае прямых (см. рис.
20) существенно отличается от прямых, полученных при дифференциаль-
ном испарении. Можно предполагать, что прямые lgps = f(G), полученные
при контактном испарении, соответствуют условиям выделения свобод-
ного газа в трубопроводе. Тогда, зная значение условной упругости паров
в начале и конце трубопровода, можно оценить количество свободного
газа. Основываясь на вышеприведенных рассуждениях, нами были прове-
дены предварительные исследования по Самотлорскому ЦСП. Исследова-
28
Pffc. 20. Зависимость давления насыщенных паров нефти от величины потерь:
1 - дифференциальное испарение; 2 — контактное испарение
ния показали, что потери в результате выделения свободного газа состав-
ляют 0,05—0,1 % (или 0,3—0,6 м3 газа на 1 м3 нефти).
Унос газом капельной жидкости в узлах сепарации составляет неболь-
шую величину в общей сумме потерь. При значительном уносе капель
и брызг нефти они выпадают в газопроводе, что приводит к аварийной
ситуации. Ниже приведены величины уноса капельной жидкости из сепара-
торов.
29
Месторасположение Ступень сепарации Среднее зшчение уноса, Ю'6 г/м3
НГДУ Нижневартовскнефть ДНС-1 1380
КСП-3 48800
ДНС4 18720
КСП-9 11600
КСП-10 7650
КСУ II ступень 1700
КСУ III ступень 3600
НГДУ Мегионнефть I ступень сепарации (ДНС-2) 5000
II ступень сепарации (ДНС-2) 3600
КСУ-1 1500
КСУ-2 и КСУ-34 1750
Мамонтовское месторож-
дение I ступень сепарации (ДНС-7) 1000
КСУ (нефть безводная) 835
Буферная емкость (Ш ступень
сепарации) 3700
Примечание.
Унос капельной жидкости определяли по методике ВНИИСПТнефти, а также улав-
ливанием капель ватным фильтром.
Из данных следует, что унос газом капельной жидкости из работаю-
щих сепараторов в 10-20 раз и более превышает допустимые значения
уноса [30].
В табл. 3 приведены величины потерь нефти на Самотлорском и За-
падно-Сургутском месторождениях, полученные в результате исследова-
ний Гипротюменнефтегаза. ’Как видно из таблицы, более 50 % потерь
обусловлено некачественным разделением нефти и газа. Особенно вели-
ки (35—50 % всех потерь) потери от уноса бензиновых фракций нефти
вместе с отсепарированным газом. На месторождениях, где газ не утили-
зируется, эти фракции сжигаются в факелах.
Следует отметить, что потери легких фракций нефти из резервуаров
в большей степени обусловлены несоблюдением проектных режимов. Так,
абсолютное давление на концевой ступени по проекту должно составлять
0,1-0,5 МПа. На практике оно составляет 0,12—0,15 МПа, так как при
более низком давлении не обеспечивается транспортирование продуктов
сепарации. Повышение давления на концевой ступени ведет к увеличению
потерь и создает условия повышенной взрывоопасности.
НАПРАВЛЕНИЯ В СОВЕРШЕНСТВОВАНИИ СЕПАРАЦИОННЫХ
СИСТЕМ
Техника и технология разгазирования нефти
Развитие техники нефтегазосбора в направлении создания однотрубных
напорных герметизированных систем привело к необходимости укрупне-
ния и централизации сепарационных пунктов. Появилась реальная возмож-
ность полнее использовать энергию пласта и глубинных насосов для транс-
портирования продукции скважин по наземным трубопроводам, облег-
чить управление процессом дегазации нефти-
30
Таблица 3
Причина и место потерь Величина потерь, т/год,в НГДУ
Сургутнефть Нижневартовскнефть
Потери из резервуаров 32070 458850
в том числе в результате
испарения 20044 397670
выделения свободного газа 12026 61800
Потери с дренажной водой нефти 10 1162
газа — 122
Потери в узлах сепарации 45600 311410
в том числе в результате
уноса капель нефти 1002 27531
уноса бензиновых фракций 44598 281430
Прочие потери 9752 36952
Всего 87432 808490
Примечение.
К потерям от уноса бензиновых фракций условно отнесены углеводороды СjH12
и выше.
Характерная особенность централизованных систем совместного сбора
нефти н газа — применение многоступенчатой сепарации, обеспечивающей
сохранение в нефти легких углеводородов при ее разгазировании. Давле-
ние ступеней сепарации и их число изменяются в зависимости от местных
условий (запас пластовой энергии, величина газового фактора, плотность
нефти и газа и др.). Двух- и трехступенчатую сепарацию применяют на
большинстве месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири1 *, имею-
щих невысокие газовые факторы. Четырехступенчатая сепарация наиболее
эффективна для легких нефтей с высокими газовыми факторами и высо-
кими давлениями на устье скважин, а также в тех случаях, когда необхо-
димо обеспечить бескомпрессорное транспортирование газа, содержащего
незначительное количество бензиновых фракций. Например, нефти место-
рождений Чечено-Ингушской АССР характеризуются пластовыми давле-
ниями до 75 МПа и газовыми факторами, достигающими 650 м3 на 1 т
нефти. В проектах обустройства таких месторождений принята четырехсту-
пенчатая сепарация с давлениями ступеней 5,5; 4; 1,6; 0,1 МПа.
За рубежом наблюдаются аналогичные тенденции в технике сбора и се-
парации нефти. В США в штате Луизиана на месторождениях Дусон приме-
няется высоконапорная система совместного транспортирования газа и
конденсата, которые разделяются на центральном сборном пункте, где
установлены сферические сепараторы высокого и низкого давления. Пос-
ле двухступенчатой сепарации и дегидратации газ высокого давления
направляют потребителю, а газ низкого давления используют на собствен-
ные нужды. В Техасе на месторождении Оулд Оушн имеется сборный
пункт, обслуживающий нефтяные и газоконденсатные скважины. Для
1 Последней (II и III) ступенью является здесь открытый резервуар или сепара-
торы КСУ, работающие при давлении 0,1 - 0,5 МПа.
31
газоконденсатных скважин установлены сепараторы, рассчитанные на ра-
боту при давлениях 12 и 8,5 МПа, для нефтяных скважин при давлениях
6,5; 3,5 и 1 МПа. После дегазации нефть смешивают с конденсатом, а за-
тем она поступает на стабилизационную установку. Значительное развитие
однотрубные системы сбора получили в Канаде [6].
В странах Среднего Востока и особенно в Иране месторождения харак-
теризуются высокими дебитами скважин и пластовыми давлениями. Отли-
чительная особенность систем сбора этих месторождений — применение
многоступенчатой сепарации с числом ступеней от трех до восьми [15,21,
41]. При семиступенчатой сепарации давления на ступенях равны соответ-
ственно: 5-6; 3,5; 1,7; 0,7; 0,3; 0,15; 0,05 МПа. I ступень осуществляет-
ся, как правило, в непосредственной близости от скважины. Газ I ступени
обычно сжигают в факелах. Остальные ступени ведут на центральном сбор-
ном пункте, пропускная способность которого составляет 20 — 25х
х103 т/сут по нефти. При трехступенчатой сепарации давления на ступенях
составляют приблизительно 2,5; 0,25 и 0,1 МПа (центральный сепарацион-
ный пункт на острове Дас-Айленд в Персидском заливе) и 3,2-2,1; 0,6 и
0,1 МПа (месторождение Хасси-Месауд в Алжире). Сепарация, как прави-
ло, осуществляется в аппаратах горизонтального типа.
Развитие систем совместного сбора и транспортирования нефти и газа
и высокой централизации технологических объектов ставит новые пробле-
мы в разработке конструкций для разгазирования нефти (сепараторов)
и компоновки сепарационных сцртем в целом.
До применения систем совместного сбора для разделения нефти и газа
применяли преимущественно аппараты небольшой производительности,
в частности вертикальные сепараторы. Недостаток таких сепараторов в ус-
ловиях двухтрубной системы сбора мало заметен, так как требующаяся
при этом производительность небольшая и может обеспечиваться одним
или двумя аппаратами. При совместном централизованном сборе нефти
и газа, когда суточная производительность сепарационного узла может
достигать (50—80)-103 м3 и более, применение сепараторов с производи-
тельностью (50-10) 103 м3/сут превращает сепарационные узлы в гро-
моздкие и металлоемкие сооружения. Появляется необходимость в уста-
новке большого числа аппаратов (10-15 шт.), подготовке площадок
больших размеров, что иногда (например, при заболоченности территории
или в условиях морских промыслов) вызывает большие затраты. Приме-
нение большого числа аппаратов усложняет обвязку и увеличивает расход
запорной и регулирующей аппаратуры. Кроме того, при большом числе
параллельно работающих аппаратов в подводящем трубопроводе практи-
чески невозможно осуществить равномерное распределение нагрузки меж-
ду аппаратами изменением положения входных задвижек. Это в конеч-
ном счете приводит к перегрузке сепараторов, некачественному разделе-
нию нефти и газа (увеличивается унос из сепаратора капельной нефти с по-
током газа и свободного газа с потоком нефти) и, как следствие,'к боль-
шим потерям нефтепродуктов.
Перечисленные осложнения характерны в той или иной мере для всех
ступеней сепарации. Разница заключается лишь в том, что пульсации пото-
32
ка достигают наибольшей величины на I ступени и там, где длина подводя-
щего трубопровода и перепад давлений между данной и предыдущей сту-
пенями достаточно велики. Предыдущая ступень по отношению к после-
дующим является своеобразным буфером, сглаживающим пульсации.
Проблемы сепарации нефти особенно ярко проявляются при рассмотре-
нии систем нефтегазосбора, применяемых в Западной Сибири, в которых
достигнута небывалая степень централизации сборных пунктов.
Нефти месторождений Западной Сибири характеризуются сравнительно
небольшим газосодержанием, вязкостью и давлением насыщения. В табл.
4 приведены физические характеристики пластовых нефтей основных мес-
торождений (значения параметров даны при температуре пласта).
На основании данных этой таблицы все нефти можно условно разбить
на три группы. Первая группа - нефти с газосодержанием до 60 м3/м3
(Западно-Сургутское, Усть-Балыкское и Мамонтовское месторождения),
вторая группа — нефти с газосодержанием от 60 до 100 м3/м3 (Самотлорс-
кое, Мегионское, Аганское месторождения) и третья группа — нефти с га-
зосодержанием более 100 м3/м° (Федоровское месторождение).
Сравнительно небольшое газосодержание нефтей и особенности компо-
новки схема сбора и подготовки нефти обусловили применение на место-
рождениях Западной Сибири в основном двух- и трехступенчатой сепара-
ции. Сепараторы I ступени, выполняющие одновременно роль буферных
емкостей, располагаются, как правило, непосредственно на месторожде-
нии: на ДНС и КСП. Давление сепарации на I ступени выбирают исходя
из условий бескомпрессорного транспортирования газа потребителю и
находится в пределах от 0,4 до ОД МПа. В табл. 5 приведены состав обору-
дования и режим работы некоторых ДНС и КСП Самотлорского место-
рождения.
Сепараторы II и III ступени на большинстве месторождений располага-
ют на территории центральных сборных пунктов (товарные парки, пло-
щадки по подготовке и перекачке нефти). Давление на II ступени для раз-
ных месторождений составляет 0,25-4)3 МПа, на III ступени- примерно
равно атмосферному (по проекту 0,105 МПа). Для осуществления перето-
ка нефти в резервуар сепараторы концевой ступени устанавливают на эста-
каде высотой 10—12 м.
В табл. 6 приведены состав оборудования и режим работы КСУ цент-
рального сборного пункта Самотлорского месторождения.
Из приведенных таблиц видно, что число аппаратов, устанавливаемых
на одном КСП и ЦСП, составляет от 10 до 50 шт.
Капиталовложения в связи с установкой значительного числа аппаратов
и строительством площадок больших размеров в условиях высокой забо-
лоченности территории достигают 700—800 тыс. руб. на один КСП произ-
водительностью (45-50)-103 м3/сут. Кроме того, вводу столь большого
числа параллельно работающих сепараторов осуществить их равномерную
загрузку в условиях пульсирующего потока входной газожидкостной
смеси практически невозможно, в результате чего резко увеличиваются
потери нефти при сепарации.
33
A
Таблица 4
Месторождение Пласт Давление насыще- ния, МПа Газосодрржа- 3, 3' ние, м /м Плотность нефти, кг/м3 Вязкость пластовой нефти, 103 Па с Плотность газа, кг/ig3 , при температуре 20 С
пластовой сепарирован- ной
Западно-Сургутское BCj 9,45 827,0 8863 4,39 0,9969
бс2_3 8,7 — 844,3 892,0 6,48 0,9765
БС]0 10,059 41,61 825,1 886,3 3,67 1,054
Усть-Балыкское BCj 9,102 43,16 799,3 876,2 3,00 1,1501
бс2_3 8,285 39,61 821,0 882,1 3,84 1,1027
БСщ 9,200 52,74 799,1 881,2 2,90 1,2395
Мамонтовское БС10 8,85 52,47 798,2 879,8 2,37 1,2462
Самотлорское ABi_2 11,03 80,15 759,0 860,4 137 1,2246
АВ? 11,467 75,76 749,0 858,2 1,36 1,1577
АВ4 s 14,166 64,02 766,4 885,0 236 0,8963
вв8 10,639 84,01 743,5 850,2 1,022 1,2664
БВю 10,334 82,94 732,1 845,3 0,95 1,2450
Мегионское BBg 9,106 68,94 734,0 851,3 0,96 1,286
А ганское БВЯ 10,3 77,12 754,2 850,7 1,28 1,394
Федоровское БС10 17,197 124,52 727,4 863,1 — 1,1315
20
I 60
ч
ь 100
I
§140
<3100
20 25 10 вО
Производительность,
тысм3/сдт
40
£ 60
й 80
^3 Ъ ^2 Пб
Тзхнико - экономичес-
кий показатель
Рис. 21. Диаграммы рангов по параметру
’’производительность” и технико-экономи-
ческим показателям
Изложенное позволяет
сделать вывод, что совер-
шенствование способов и уст-
ройств для сепарации нефти
должно предусматривать:
увеличение единичной про-
изводительности аппаратов,
что даст возможность умень-
шить число параллельно ра-
ботающих сепараторов, а сле-
довательно, улучшить качест-
во разделения нефти и газа,
т.е. уменьшить потери, облег-
чить кон!роль и.управление процессом;
изменение технологии разгазирования в направлении уменьшения ко-
личества бензиновых фракций нефти, уносимых вместе с газом.
Однако увеличение производительности экономически целесообразно
только до определенного предела, обусловливаемого характеристикой
месторождения, на котором он будет применен, компоновкой технологи-
ческой схемы, габаритами сепаратора, его массой и др. Нами на основе
экспертных оценок определены наиболее предпочтительные значения
максимальной единичной производительности сепараторов для условий
месторождений Западной Сибири. Одновременно выявлено, какие из
технико-экономических показателей конструкции сепаратора (снижение
стоимости, уменьшение габаритов и др.) наиболее важны для этих усло-
вий.
Результаты обработки экспертной информации показывают (рис. 21), *
что для условий месторождений Западной Сибири единичная производи-
тельность сепаратора должна составлять не менее 20103 м3/сут, для мес-
торождений типа Самотлорского — 30—35-103 м3/сут, т. е. в 4—5 раз боль-
ше по сравнению с месторождениями европейской части СССР. Из техни-
ко-экономических показателей наиболее важны сокращение затрат и сро-
ков при монтаже, возможность транспортирования аппарата в собранном
виде и уменьшение его габаритов.
Рассмотрим возможности некоторых конструкций сепараторов.
В сепараторе института Гипровостокнефть (см. рис. 7)l гидроциклоны
используют в качестве вводного устройства к горизонтальному аппарату
для увеличения его производительности. Авторы работы [19] считают, что
основное разделение нефтегазовой смеси на жидкостную и газовую фазы
происходит в гидроциклоне, а в горизонтальном аппарате, служащем од-
новременно буферной емкостью, осуществляется только дополнитель-
ная очистка газа от нефти и нефти от газа. Однако испытания этого сепа-
ратора, проведенные Грозненским нефтяным институтом, показали, что
основная роль в процессе разделения нефти и газа принадлежит гравита-
ционным силам, действующим в горизонтальной емкости. Аналогичные
выводы получены при испытании гидроциклонов в НГДУ Лениногорск-
нефть объединения Татнефть [33]. Этими исследованиями установлено,
35
Таблица 5
Параметры ДНС-1 днем КСП-3 КСП-9 КСП-10
Суточная добыча жидкости, м3/сут 31000 33000 60000 25600 51000
Число нефтяных сепарато- ров, шт. 6 6 9 4 9
Объем нефтяного сепара- тора, м 100 100 100 100 100
Единичная производитель- ность нефтяного сепарато- ра по жидкости, м3/сут 5167 5500 6667 6400 5670
Число газовых сепарато- ров, шт. 1 1 2 1 1
Объем газового сепарато- ра, м3 100 100 100 100 100
Единичная производитель- ность газового сепаратора, 103 м3/сут 2635 2805 1500 2176 4335
Таблица 6
Параметры КСУ-1 К СУ-2 КСУ-3
Суточная производитель- ность по жидкости, м3/сут 20000 20000 16000
Число сепараторов, шт.: П ступени — — 4
III ступени 4 4 4
Объем сепаратора, м3 50 50 32
Единичная производитель- ность сепаратора по жид- кости, мл/сут 5 000 5000 4000
Продолжение табл. 6
Параметры КСУ-4 КСУ-5 КСУ-6
Суточная производитель- ность по жидкости, м3 /сут 40000 70000 110000
Число сепараторов, шт.: II ступени 4 7 и
III ступени 4 7 11
Объем сепаратора, м3 100 100 100
Единичная производитель- ность сепаратора по жид- кости, м3/сут 10000 10000 10000
что применение гидроциклонов увеличивает ценообразование. Объем пены
может достичь 15—18 % от объема жидкости по сравнению с 5 % при ис-
пользовании свободного ввода со скоростью газожидкостного потока
1 м/с. Таким образом, эффективного использования центробежных сил в
указанной конструкции гидроциклонного сепаратора пока получить не
удалось.
Отличительные особенности полочного сепаратора Грозненского нефтя-
36
ного института (см. рис. 9) — это введение газонефтяной смеси под слой
жидкости и наличие в аппарате большого числа полок.
Авторы работы [15], объясняют эффективное разделение нефти и газа
увеличением поверхности контакта газ—жидкость и предотвращением пе-
нообразования при сливе жидкости из верхней части сепаратора в ниж-
нюю, накопительную. Они считают также, чтр растекание нефти по полкам
тонким слоем способствует более быстрому всплыванию газовых пузырь-
ков. Промысловые испытания сепаратора показали, что при производи-
тельности от 2 до 5 тыс. м3/сут выход газа по сравнению с гидроциклон-
ным сепаратором увеличивается на 2—3 %. Унос газа жидкостью и жид-
кости газом в полочном сепараторе меньше, чем в гидроциклонном, при-
чем качество сепарации улучшается с увеличением числа полок. Однако
единичная производительность его довольно низкая.
В настоящее время на большинстве месторождений Западной Сибири
применяют сепараторы ЦКБН Минхиммаша (см. рис. 8). Для интенсифи-
кации процесса разделения нефти и газа в них так же, как и в сепараторах
ГНИ, используют полки (дефлекторы), сетчатые каплеотбойники и пено-
гасительные перегородки.
Однако эти сепараторы ни по производительности, ни по качеству дега-
зации не удовлетворяют предъявляемым требованиям.
В сепараторах американских фирм для обеспечения хорошего качества
сепарации при высокой производительности применены специальные уст-
ройства, интенсифицирующие процесс разделения нефти и газа: чашечный
дефлектор, циклонный ввод, струевыпрямительные пластины, фильтры
для очистки газа от капель жидкости. Американские специалисты считают
[43], что площадь поверхности раздела фаз между жидкостью й газом в
процессах отделения газа от нефти имеет большое значение. Наибольшая
поверхность раздела фаз обеспечивается в горизонтальных сепараторах,
которые применяют для нефтей с высоким газовым фактором. В конст-
рукциях вертикального и сферического сепараторов в нижней отстойной
секции предусматривают вторичную зону разделения фаз. Сепараторы
конструируют таким образом, чтобы лучше использовать высокую ско-
рость ввода газонефтяной смеси, центробежную силу, возникающую при
круговом движении смеси по спирали; эффект удара о поверхность и вне-
запного расширения газа, при которых происходит удаление капель нефти.
В газовой зоне сепаратора конструктивно обеспечиваются развитая поверх-
ность контакта и изменение направления движения.
Анализ конструкций сепараторов и их характеристик позволяет сде-
лать вывод о необходимости разработки новых технических решений,
обеспечивающих существенное увеличение производительности аппаратов
и повышение качества разделения нефти и газа. Применение специальных
устройств, устанавливаемых на входе в сепаратор (см. рис. 10) и создаю-
щих более благоприятные условия для его работы, позволяет повысить
производительность существующих конструкций до требуемых значений.
Разработку таких устройств ведут в нашей стране, начиная с 60-х гг., они
создают более благоприятные условия работы сепараторов и увеличивают
37
1
газа
5
Нефтегазовая/ I__ Максимальный
смесь » Р- -—'----------1 — ----— уровень
Минимальный I I ZJi Нормальный
уровень ~ ? г -к ~ уровень
3 । Выход жидкости
~ Д * Нефть
Рис. 22. Коллектор — гаситель
пульсаций потока ГНИ:
7 — трубопровод нефтегазосбор-
ный; 2 — перемычки; 3 — нижняя
секция; 4 — компенсатор-буфер;
5 — верхняя секция
Рис. 23. Депульсатор конструкции
ТатНИПИнефти и объединения
Татнефть:
1 — наклонный восходящий трубо-
провод; 2 — двойной отвод; 3 —
штуцер газа
их производительность сглаживанием пульсаций расхода в подводящих
трубопроводах.
Группой ученых Грозненского нефтяного института, возглавляемой
доктором техн. наук. А.И. Гужовым, было установлено, что эффектив-
ность работы сепараторов в значительной мере зависит от характера дви-
жения смеси в подводящем трубопроводе [15]. Наилучшее разделение
достигается при равномерном поступлении смеси. Однако чаще всего про-
дукция скважин движется в подводящем трубопроводе в виде газовых
и жидкостных пробок. При таком режиме движения наблюдаются значи-
тельные пульсации давления и неравномерная подача газонефтяной смеси
в сепараторы. Перегрузка сепаратора может достигать трехкратного значе-
ния. Все это приводит к большим осложнениям в работе сепараторов: уве-
личивается унос свободного газа вместе с жидкостью, происходят выбро-
сы нефти в газопровод, наблюдается сильная вибрация оборудования.
Чтобы обеспечить нормальную работу сепарационных установок, число
сепараторов приходится увеличивать в 1,5—2 раза.
Сотрудниками Грозненского нефтяного института предложены конст-
рукции, позволяющие уменьшить пульсации потока. Ими разработан кол-
лектор-гаситель пульсаций, состоящий из трех горизонтальных труб-сек-
ций, расположенных в вертикальной плоскости и соединенных между со-
бой перемычками (рис. 22). Он работает следующим образом.
При прохождении жидкости по нефтегазосборному трубопроводу одна
часть ее по перемычкам сливается в нижнюю секцию, в другая проходит
по средней секции в компенсатор-буфер, откуда по мере прохождения газа
в верхнюю секцию также поступает в нижнюю секцию. В нижней и средней
секциях с помощью соответствующей регулирующей аппаратуры поддер-
38
живают определенный уровень жидкости с тем, чтобы не было прорыва
газа через нижнюю секцию и переброса нефти в верхнюю. Длина описанно-
го коллектора—гасителя пульсаций должна составлять 50 м при про-
изводительности 20000 т/сут и 15—20 м - при производительности
10000 т/сут. Диаметр выбирают таким образом, чтобы обеспечить режим
спокойного раздельного течения.
В НГДУ Горскнефть был запроектирован и построен опытно-промыш-
ленный образец данного устройства, рассчитанного на производительность
10000 т/сут при газовом факторе 230 м3/м3 [15]. Длина коллектора—га-
сителя пульсаций составляла 22 м, диаметр - 0,5 м. Установлено, что при-
менение коллектора—гасителя пульсаций позволяет повысить производи-
тельность сепарационной установки на 30 % и улучшить качество разделе-
ния при пульсирующем режиме движения смеси.
В ТатНИПИнефти и объединении Татнефть [32] разработана конструк-
ция депульсатора, выполненного в виде наклонного восходящего участка
входного трубопровода, оборудованного двойным отводом (рис. 23).
Газ, отобранный из трубопровода с помощью депульсатора, направляют
непосредственно в сепаратор. Качество разделения в этом случае улучша-
ется: уменьшаются объем пены в аппарате и унос свободного газа нефтью.
Таким образом, интенсификация процесса разделения нефти и газа
в промысловых сепараторах отбором газа из подводящего трубопровода
очень эффективна.
Однако мы считаем, что при некотором конструктивном усовершенст-
вовании устройств, осуществляющих отбор газа из нефтепровода и раз-
дельный ввод протоков газа и нефти в аппарат, и формировании необходи-
мой структуры потока можно добиться качества разделения нефти и газа
в трубопроводе, сравнимого с качеством разделения в сепараторе. Это от-
крывает возможности к использованию трубопровода в качестве самос-
тоятельной ступени сепарации, что позволит резко сократить металлоем-
кость и увеличить число ступеней практически без дополнительных капи-
таловложений, а следовательно, увеличить выход жидкостной фазы при
дегазации нефти.
Данные предположения определили постановку следующих задач:
выявить предельные возможности сокращения потерь (увеличения вы-
хода жидкостной фазы) при сепарации нефти;
оценить эффективность применения и оптимизации многоступенчатой
сепарации на базе существующего сепарационного оборудования;
определить эффективность использования внутритрубного разгази-
рования для увеличения выхода жидкостной фазы;
разработать устройства и провести комплекс промысловых исследова-
ний по использованию трубопровода в качестве дегазатора нефти для сок-
ращения потерь и увеличения производительности сепараторов.
Техника и технология частичного обезвоживания нефти
Рост добычи обводненной нефти и повышение себестоимости ее подготов-
ки приводят к необходимости применения в системах нефтегазосбора уст-
ройств для предварительного сброса основного количества пластовой
39
Таблица 7
Основные показатели Годы
1 2 3 4 5 6 7 8
Совместный
Добыча жидкости (объем подготовки без предварительного обезвоживания),
ТЫС. т 286 503 581 802 1072 1240 1414 1511
Обводненность неф- ти, % Количество деэмуль- 18 12 12 9 23 25 30 35
саторов, шт. Объем подготовки 2 3 4 5 6 7 8 9
с предварительным обезвоживанием,тыс. т Число деэмульсато- 286 503 581 801 1025 1170 1244 1232
ров, шт. 2 3 4 5 6 7 7 7
Раздельный
Количество безводной нефти, тыс. т Объем щдготовки без предварительного обез- 166 401 482 605 700 805 847 776
воживания, тыс. т 120 102 93 197 372 435 556 735
Обводненность неф- ти, % Число деэмульсато- 43 61 73 33 67 72 75 71
ров, шт. Объем подготовки 1 1 1 2 3 3 4 5
с предварительным обезвоживанием, тыс.т 86 50 31 159 152 155 173 264
Число деэмульсато- ров, шт. 1 1 1 1 1 1 1 2
воды до установок товарной подготовки. Наиболее эффективные устрой-
ства — это совмещенные сепарационные установки, в которых предвари-
тельное обезвоживание нефти осуществляется в процессе ее разгазирова-
ния за счет нагрева до 25—30° С и умеренного перемешивания (барботиро-
вания) эмульсии выделяющимся газом.
Основные преимущества совмещенных установок перед сырьевыми ре-
зервуарами, осуществляющими предварительное обезвоживание нефти,
состоят в том, что их применение в напорных и однотрубных системах
сбора позволяет:
осуществить герметизированный сбор, транспортирование и подготов-
ку нефти и за счет этого исключить потери легких углеводородов, а также
существенно улучшить физико-химические свойства товарной нефти;
стабилизировать технологический режим работы установок товарной
подготовки нефти;
сократить металлоемкость систем сбора, упростить организационную
структуру обслуживания промыслов и снизить себестоимость сбора,
транспортирования и подготовки нефти.
40
разработки
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
сбор
1463 1438 1461 1287 1276 1103 1033 1027 901 750
37 45 56 63 72 75 76 80 81 78
9 8 9 8 7 7 6 6 5 5
1151 981 796 601 448 342 310 227 214 201
7 сбор 6 5 4 3 2 2 2 2 2
642 482 370 256 174 124 102 56 46 36
821 956 1091 1931 1102 969 931 871 855 714
66 69 75 79 83 93 84 85 85 82
5 6 6 6 7 6 6 5 5 4
350 320 336 269 90 236 163 161 160 156
2 2 2 2 2 1 2 1 1 1
Применение совмещенных установок в системах нефтегазосбора с уче-
том изменения объема добычи обводненной нефти приобретает народно-
хозяйственное значение. Так, герметизация пути движения продукции
скважин до установок товарной подготовки на промыслах восточных
районов СССР позволит сократить общие потери нефти и газа более чем
вдвое. При использовании теряемых углеводородов по целевому назна-
чению для нефтехимической промышленности стоимость их реализации
должна составить сотни миллионов рублей.
В настоящее время прогнозирование добычи и сбора раздельно обвод-
ненной и безводной нефти осуществимо на основе методов проектиро-
вания разработки нефтяных месторождений, учитывающих, в частности,
послойную и зональную неоднородность продуктивного пласта. Использо-
вание методики ТатНИПИ [14], которая в отличие от других методик
учитывает разнодебитность и одновременность работы скважин отдель-
ных эксплуатационных рядов, делает принципиально возможным прог-
нозирование числа обводнившихся скважин по годам, раздельно по ря-
дам и участкам залежи. По этой методике можно получить исчерпываю-
41
щие исходные данные для научно обоснованного проектирования раздель-
ной системы сбора безводной и обводненной продукции скважин. Приме-
нение методики ТатНИПИ и методики расчета совмещенных сепарацион-
ных установок позволяет прогнозировать необходимые мощности устано-
вок по обезвоживанию нефти при проектировании обустройства нефтяных
месторождений. Например, используя исходные данные по разработке
Куак-Башской площади, полученные по методике ТатНИПИ, мы рассмот-
рели варианты применения раздельного и нераздельного (смешанного)
сбора обводненной и безводной нефти и определили необходимые мощ-
ности установок по обезвоживанию нефти без учета и с учетом примене-
ния совмещенных сепарационных установок в системе нефтегазосбора на
весь период разработки. Мощности установок по обезвоживанию нефти
с учетом и без учета предварительного обезвоживания даны в табл. 7.
Из таблицы видно, что если не применять раздельный сбор обводнен-
ной и безводной нефти и предварительное обезвоживание, то, начиная с
пятого года разработки Куак-Башской площади, необходимо было довес-
ти мощность установки по обезвоживанию более чем до 1 млн.т/год, а на
восьмом году - до 1,5-106 т/год. При раздельном сборе нефти и примене-
нии для предварительного обезвоживания совмещенных установок необхо-
димо иметь обезвоживающие установки мощностью 160-103 и 172х
хЮ3 т/год,т.е. мощности установок и объемы подготовки нефти сокра-
щаются в 6—9 раз. Если же не проводить предварительное обезвоживание
при раздельном сборе, потребовалось бы на восьмом году разработки
Куак-Башской площади в 3 с лишним раза увеличить мощность деэмуль-
сационной установки.
Сравнительные расчеты [25] показали высокую эффективность предва-
рительного обезвоживания нефти на совмещенных установках. При этом
наиболее высокие показатели получены при раздельном сборе. Источника-
ми эффективности совмещенных установок в сравниваемых вариантах
раздельного и нераздельного сбора нефти являются:
сокращение капитальных вложений в строительство мощностей уста-
новок по обезвоживанию;
уменьшение эксплуатационных затрат в связи с уменьшением объема
подготовки нефти.
Глава II
УСЛОВИЯ ОПТИМАЛЬНОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
УГЛЕВОДОРОДОВ МЕЖДУ ЖИДКОЙ И ГАЗОВОЙ ФАЗАМИ
ПРИ РАЗГАЗИРОВАНИИ НЕФТИ
Изменением режима разгазирования продукции скважины можно полу-
чить различное количество дегазированной нефти из 1 т пластовой, а сле-
довательно, регулировать величину потерь.
Увеличение количества нефти и соответственно уменьшение количест-
ва отбираемого газа при том же уровне добычи даже в условиях полной
герметизации ведет к увеличению прибыли нефтегазодобывающего пред-
приятия, так как цена товарной нефти значительно выше цены нефтяного
газа. Кроме того, с увеличением количества товарной нефти улучшается ее
качество, поскольку оно происходит за счет повышения содержания в неф-
ти наиболее ценных бензиновых фракций. В США, например, уменьшение
содержания в нефти бензиновых фракций, характеризующееся снижением
ее плотности в градусах API, ведет к резкому падению цены на нефть. Сни-
жение плотности нефти на 1° API равносильно уменьшению ее объема на
2,5%' (43].
В СССР в настоящее время качество нефти по содержанию в ней бензи-
новых фракций учитывается только при экспортных поставках. Сохране-
ние в нефти бензиновых фракций может намного увеличить рентабель-
ность действующих нефтеперерабатывающих заводов и нефтехимических
комбинатов.
ОЦЕНКА ПРЕДЕЛЬНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ УВЕЛИЧЕНИЯ
ВЫХОДА НЕФТИ ПРИ ЕЕ РАЗГАЗИРОВАНИИ
Максимально возможный выход дегазированной нефти из 1 т пластовой
можно определить исходя из следующих соображений. Пусть &,•(/ =
= 1,2,..., и) означает количество (масса в килограммах) определенного
компонента в 1 т пластовой нефти,g^i = 1,2,.. .,п) - количество (масса)
этого же компонента в дегазированной нефти. Кроме того, обозначим х(- -
молярная доля z’-го компонента в жидкостной фазе (дегазированной неф-
ти) , р(- - упругость пара /-го компонента при заданной температуре, р* -
заданная упругость паров дегазированной нефти.
Из пластовой нефти нужно отобрать компоненты в таком количестве,
чтобы их суммарная масса была максимальной, а упругость паров полу-
ченного состава не превосходила заданной величины р*. Упругость паров,
в частности, ограничивается величиной атмосферного давления (р* =
= 0,1 МПа), что необходимо для предотвращения ’’кипения” нефти в от-
крытых резервуарах.
Таким образом, математически задача формулируется так:
1 Возрастанию плотности в градусах API соответствует уменьшение ее в приня-
тых в СССР единицах плотности.
43
п
максимизироватьR = gj
(1)
при условиях 0 < gi < bf,
п
^xpi^p*.
(2)
(3)
Здесь условие (3) выведено на основании закона Рауля для упругости па-
ров смеси жидких углеводородов. Преобразуем ограничения (3). Обоз-
начим - число молей ьго компонента. Тогда выражение (3) примет
вид
; NiPi
ъ —тг-----
/=1 sT
/=1 '
<р*.
(4)
Заменим в уравнении (4) Ni = gjMi, где - молекулярная масса ьго
компонента, и проведем преобразования
П М; Pi П g(
г = 1 Mi
или
1^=1 Mi
gi <0.
Обозначив (Pi - р*)/М, = ait приходим к задаче линейного программиро-
вания, в которой неизвестны
-----► max; ' (5)
i=l,2,... ,и; (6)
j=aigi <0. (7)
Сформулированную задачу решили на ЭВМ ”Наири-К” с применением
стандартной программы, реализующей симплекс-метод. Расчеты проводи-
ли для характерных нефтей месторождений Западной Сибири. Для сравне-
ния проведены расчеты для некоторых нефтей Урало-Поволжья. В табл. 8
приведены данные по исходным и полученным (оптимальным) составам
нефтей, а в табл. 9 — предельное увеличение количества дегазированной
нефти при температуре 20° С и давлении 0,1 МПа. Из табл. 8 видно, что
для получения оптимального состава из тяжелых нефтей необходимо
полностью удалить метан и полностью или частично этан, из легких — ме-
тан, этан и в некоторых случаях частично пропан. Потенциальный выход
44
Таблица 8
Компоненты рр МПа Af,- Исходный состав
масса, кг молярная доля
Устъ-Б алыкское месщ юждение ,БС1 (rpj ^ппа I)
сн4 30,0 16,04 2,62 0,2674
с2н6 2,721 30,07 0,33 0,0180
С3Н8 0,833 44,09 1,01 0,0375
'•=с4н10 0,249 58,12 0,54 0,0152
п С4н1о 0,2047 58,12 1,25 0,0352
1 = CSH12 0,0756 72,15 0,81 0,0183
и —C5Hj2 0,0558 72,15 1,15 0,0260
СбН.а 0,0046 88 ,6 3,94 0,0729
С7Н16+ высшие 0,000405 284 88,35 0,5074
Самотлорское месторождение, БВ8 (группа ID
сн4 30,0 16,04 3,66 0,2872
с2н6 2,721 30,07 0,65 0,0272
С3Н8 0,833 44,09 2,23 0,0637
/ с4н. 0 0,249 58,12 0,76 0,0165
п=С4< 0,2047 58,12 2,26 0,049
' = CsH12 0,0756 72,15 1,05 0,0184
и — С5Н12 0,0558 72,15 1,62 0,0283
С6Н14 0,0046 88,6 5,93 0,0842
<л С7Н16+высшие 0,000405 242 81,84 0,4256
Оптимальный состав Исходный состав Оптимальный состав
масса, кг молярная доля масса, кг молярная доля масса, кг молярная доля
Мамонтов ское место южден 1е- БС10 (г руппа I)
— — 16,04 3,01 0,2954 —
0,18 0,0136 30,07 0,51 0,0268 0,03 0,0023
1,01 0,0518 44,09 1,60 0,0571 1,60 0,0841
0,54 0,0210 58,12 0,45 0,0121 0,45 0,0178
1,25 0,0486 58,12 1,59 0,0431 1,59 0,0635
0,81 0,0253 72,15 0,80 0,0175 0,80 0,0257
1,15 0,0359 72,15 1,25 0,0272 1,25 0,0401
3,94 0,1006 88,6 4,84 0,0859 4,84 0,1264
88,35 0,7032 311 85,95 0,4330 85,95 0,6401
Федорове кое местор ождени БС10 (гр унпа III)
— 16,04 5,59 0,3876 — —
— — 30,07 0,55 0,0204 0,01 0,00062
2,09 0,0875 44,09 1,96 0,0495 1,96 0,0835
0,76 0,0242 58,12 0,77 0,0147 0,77 0,0248
2,26 0,0718 58,12 2,34 0,0448 2,34 0,0756
1,05 0,027 72,15 1,31 0,02 131 0,0342
1,62 0,0415 72,15 1,65 0,0255 1,65 0,043
5,93 0,1235 88,6 5,80 0/1728 5,80 0,1229
81,84 0,6244 244 80,03 0,3648 80,03 0,6155
Таблица 9
Месторождение Плотность пластовой нефтц. кг/м3 Газовый фактор, м /м Выход нефти на 1 т пласто- вой, кг Приращение выхода неф- ти, мае. %
при односту- пенчатом раз- газировании при оптималь- ном разделени] углеводородов
Устъ-Балыкское, БС, 799 43,2 947,9 972,3 2,6
Мамонтовское, ьс10 798 52,5 938,0 965,1 2,9
Самотлорское, бв8 743 84,0 896,5 955,5 6,6
Федоровское, БСю 727 124,5 871,0 938,7 7,8
Арланское (угле- носная свита) 881 17,0 970,9 987,6 1,7
Туймазинское, Д, 810 50,0 931,9 969,2 4,00
Шкаповское, Д4 738 123,0 835,4 935,2 12,0
дегазированной нефти для месторождений Западной Сибири больше
выхода при одноступенчатом разгазировании (см. табл. 12) на 2,6—
7,8 %. Наибольший абсолютный выход наблюдается у тяжелых нефтей с
газовым фактором до 60 м3/м3, наибольшее увеличение выхода — у лег-
ких нефтей с газовым фактором 80 — 100 м3/м3 и более.
Выявленные тенденции характерны не только для месторождений За-
падной Сибири, но и для месторождений Урало-Поволжья, о чем свиде-
тельствуют результаты расчетов, приведенные в табл. 9 для некоторых
нефтей объединения Башнефть.
Учитывая, что ГОСТ 9965-76 ограничивает величину условной упругос-
ти паров (по Рейду) товарной нефти значением 0,066 МПа при температу-
ре 38° С, полученные выводы требуют уточнения с учетом ограничения
на условную упругость паров.
Уравнение для расчета условной упругости паров выведено нами из
уравнения концентраций для жидкой фазы исходя из того, что процесс
разгазирования в бомбе Рейда подчиняется законам фазового равновесия
для углеводородных смесей [2, 35]. При этом учитывали геометрические
соотношения в бомбе Рейда и принимали во внимание, что эмпирические
зависимости констант фазового равновесия X,- = flp)r=const хорошо ап-
проксимируются уравнением
(8)
где К{0 — значения константы фазового равновесия при р — 0,1 МПа и
Г= 311 К, которые берутся из графиков [2]; а( — постоянный коэффи-
циент, величина которого вблизи точки р = 0,1 МПа мало отличается от 1.
Окончательно уравнение для расчета условной упругости паров ру
46
имеет вид
Рц273
л */(22,4+^,р ж у )
S_-------------------------1, (9)
' -1 22,4+ ^ж ^-к/о
где 2{- молярная доля ьго компонента в дегазированной нефти; <рг -
соотношение объемов газовой и жидкостной камер в бомбе Рейда; рж —
объем одного моля жидкости.
В уравнении (9) неизвестными являются ру и Мж/рж(Мж,рж
молекулярная масса и плотность жидкости в бомбе Рейда).
Однако рж = (------1 ~л 1------23а) 103,
44,29+ SMyX,-
где а - температурная поправка на плотность. Следовательно, уравнение
(9) может быть решено итеративным путем относительно ру. Уравнение
решают следующим образом [38].
Вначале задают приближенное значение гж, например, исходя из экспе-
риментальных данных для дегазированной нефти. Затем из уравнения (9)
находят ру, по которому вычисляют х,.
По вычисленным и справочным данным для М( находят уточненное
значение уж, которое вновь подставляют в уравнение (9) и т. д. Итерации
повторяют, если предыдущее и полученное на данной итерации зна-
чения ру отличаются более чем на 0,0001. Найденное значение давления
является условной (по Рейду) упругостью паров дегазированной нефти.
Введение дополнительного ограничения (9) в задачу (1) - (3) не поз-
воляет свести ее к задаче линейного программирования. Поэтому при ре-
шении было учтено, что с ростом молекулярной массы значение упругости
пара ьго компонента снижается.
Следовательно, оптимальный состав может быть найден последователь-
ным отбрасыванием компонентов или их части, начиная с самого легкого
и проверяя каждый раз условие ру <р*.
Результаты данных расчетов, приведены в табл. 10, где в качестве р*
брали упругость паров нефти при одноступенчатом разгазировании (тем-
пература дегазации 20° С). *
Потенциальное увеличение выхода дегазированной нефти довольно
большое (3,5-5,2 %). Следует отметить, что ограничение на условную уп-
ругость паров 0,066 МПа, определяемую при температуре 38° С, обуслов-
ливает необходимость применения на некоторых месторождениях вакуум-
ной, или ’’горячей”, сепарации на последней ступени. При этом абсолют-
ный выход дегазированной нефти снижается, а отсутствие оборудования
по утилизации газа низкого давления приводит к большим потерям
(сжиганию в факелах) газообразных продуктов сепарации, в том числе
наиболее ценных, бензиновых фракций нефти. Поэтому наиболее эффек-
тивным мероприятием для сокращения потерь следует считать макси-
47
Таблица 10
Месторождение Упругость па- ров нефти при одноступенча- том разгазиро- вании, МПа Выход нефти на 1 т пластовой, кг Приращение выхода неф- ти, мае. %
при односту- пенчатом раэ- газировании при оптималь- ном разделение углеводородов
Федоровское, БС. 0 0,039 871,0 916,1 5,2
Самотлорское, БВа 0,045 896,5 940,0 4,8
Мамонтовское, БС, 0 0,038 938,0 972,7 3,7
Устъ-Балыкское, БС, 0,036 947,9 980,8 3,5
мальную герметизацию систем сбора, подготовки и транспортирования
нефти вплоть до нефтеперерабатывающих заводов, исключающую необхо-
димость применения ’’горячей”, или вакуумной, дегазации.
ЗАДАЧИ ОПТИМИЗАЦИИ МНОГОСТУПЕНЧАТОЙ
СЕПАРАЦИИ
Как было показано потенциальное увеличение выхода дегазированной
нефти по сравнению с одноступенчатым разгазированием для западноси-
бирских нефтей составляет 2,6-7,8 %. Как известно [13, 22, 49], много-
ступенчатая сепарация иногда дает увеличение выхода нефти на 2—5 % и бо-
лее по сравнению с одноступенчатым разгазированием. Однако предельные
возможности этого процесса и оценка его экономической эффективности
не установлены, так как это связано с большим объемом вычислений и
экспериментов. Выполнение полного объема исследований при трех- и че-
тырехступенчатом разгазировании, если необходимо изучить влияние не
только давления, но и температуры на ступенях, практически невыполни-
мо. Поэтому наиболее предпочтительны расчетные методы.
Постановка задачи оптимизации и формирование
критерия
Выявление предельных возможностей многоступенчатого разгазирования
связано с отысканием оптимального режима процесса, т. е. такого режима,
при котором выходной параметр (количество дегазированной нефти) дос-
тигает своего максимального значения. Существующие методы поиска, да-
же когда применяют ЭЦВМ, недостаточно эффективны. Эти методы бази-
руются в основном на интуиции исследователя. Машине задаются несколь-
ко (около 3—5) режимов разгазирования, выбранных самим исследовате-
лем. После проведенного расчета выбирают лучший, и если предполагает-
ся, что результат может быть улучшен, то задается еще несколько режи-
мов, которые вновь просчитываются и т. д. При таком методе выбранный
режим, естественно, неоптимален, и, кроме того, при его поиске затрачива-
ется много непроизводительного времени по многократному ручному
вводу данных. Поскольку число всех возможных режимов может состав-
48
Phc. 24. Схема процесса многоступенчатого разгазирования нефти
пять 1000 и более, детальное исследование многоступенчатого разгазиро-
вания описанным методом при числе ступеней более трех вызывает боль-
шие затруднения.
Были разработаны алгоритм и программа расчета процесса многосту-
пенчатого разгазирования на ЭЦВМ М-22 и ЕС-1020, в которых использу-
ют машинный поиск оптимального режима. Для этого в программе зало-
жены правила формирования режимов и алгоритм их последовательного
перебора при поиске, учитывающие особенности многоступенчатой сепа-
рации. Программа позволяет не только освободить исследователей от опе-
раций, связанных с процессом поиска оптимального режима, но и сокра-
тить время поиска.
Определение оптимального режима многоступенчатого разгазирования
нефти представляет собой задачу поиска экстремума для некоторой функ-
ции цели. При этом процесс разгазирования (рис. 24) описывается следую-
щими рекуррентными соотношениями:
Х} = ^(Х^х, ...т (10)
или
17 = /2 (А> _ i/6r),7= 1,2,... (11)
здесь Xj Yj - «-мерный вектор фазовых координат, определяющий состав
жидкостной и газовой фаз соответственно; Ujг -мерный вектор
управления, определяющий давление и температуру на данной ступени;
/ - индекс, обозначающий номер ступени дегазации по ходу движения га-
зожидкостной смеси; т — число ступеней сепарации.
Рассмотренная схема относится к многостадийным системам. Роль ста-
дии в данном случае играют сепараторы i-й ступени.
Задача оптимизации состоит в определении таких значений вектора уп-
равления ty/ - 1,2,... , т), которые дают экстремум функции цели вида
^ = <p(Xj,U]} (12)
49
и принадлежит к области допустимых управлений
U, j= 1,2,... ,т. (13)
Размерность вектора фазовых координат в системе достаточно велика
(порядка 6—10).
Считаем, что вектор Хо (состав исходной смеси) закреплен, а на век-
тор управлений наложены ограничения
(14)
Такая постановка задачи может соответствовать нескольким вариан-
там, каждый из которых будет иметь свой критерий, подлежащий экстре-
мизации.
Как уже отмечалось, мы рассматриваем тот случай, когда в качестве
критерия выбран количественный выход жидкостной фазы на т-й сту-
пени.
Запишем выражение для выбранного критерия
т п
R0= (15)
где(?м — количество вещества исходной смеси; - молярная доля жид-
кой фазы на/-й ступени; — молярная доля /-го компонента в жидкост-
ной фазе на т-й ступени;
Рекуррентные соотношения (10) в нашей программе вычисляют с ис-
пользованием уравнения концентраций, записанного в виде
П П X; .• - 1
S х.. , = S-------------------=1, (16)
где = flpp tj) — константа фазового равновесия ьго компонента, зави-
сящая от давления и температуры на/-й ступени.
Ограничения (14), наложенные на вектор управления, записывают в
виде
Pjmin ^Р/^Р/max’ (17)
9 min ^/max > (18)
Pj~Pj+ 1 >^Pj j = 1,2,... ,m, (19)
где Pj - давление на /-й ступени разгазирования; - минимально до-
пустимые давления разгазирования, определяемые условиями транспорти-
рования продуктов сепарации; Pjm3X — максимально допустимые давле-
ния разгазирования, обусловленные созданием противодавления на сква-
жины и прочностью оборудования; tj - температура на j-й ступени;
(ппах _ допустимые пределы изменения температуры, определяемые усло-
50
Рис. 25. Сетка переменных в задаче многоступенчатого разгазирования
виями деэмульсации и дефицитом теплоты; Др;- - допустимый перепад
давления между/-й и (/ + 1)-й ступенями.
Метод решения. Особенность данной задачи та, что критерий оптималь-
ности в ней не может быть выражен в явном виде для заданной совокуп-
ности независимых переменных. Значение критерия вычисляют по рекур-
рентным соотношениям (10) с решением на каждой ступени уравнения
(16) при учете ограничений (14).
Задачи оптимизации такого вида, т. е. с нелинейными и трудновычис-
лимыми соотношениями, определяющими критерий оптимальности и ог-
раничения, относится к задачам нелинейного программирования. Из из-
вестных методов решения таких задач нами использован метод поиска
на сетке переменных (метод сканирования) [7], заключающийся в после-
довательном переборе значений критерия оптимальности в точках, при-
надлежащих к допустимой области изменения переменных, и нахождении
среди них той, в которой критерий оптимальности принимает максималь-
ное значение. Преимуществом этого метода является то, что при достаточ-
но ’’густом” расположении исследуемых точек всегда гарантируется на-
хождение глобального оптимума с необходимой степенью точности, так
как анализируется вся область изменения независимых переменных. К не-
достаткам метода относится необходимость вычисления значений крите-
51
Рис. 26. Схема формирования режимов
рия для большого числа режимов сепарации, что иногда приводит к боль-
шим затратам машинного времени.
Ограничение на перепад давления между ступенями (19) обусловило
некоторые особенности сетки переменных и алгоритма формирования
и перебора всех возможных режимов сепарации. На рис. 25 приведено схе-
матическое изображение сетки с числом переменных, равным 4, а на рис.
26 представлена схема формирования режимов для трехступенчатого раз-
газирования. Число всех возможных режимов разгазирования при посто-
янной температуре будет зависеть от числа ступеней сепарации и дискрет-
ных точек давления на каждой ступени. Для простоты дальнейших выво-
дов примем перепад давления Др;- равным шагу дискретности, а число
дискретных точек — одинаковым для всех ступеней.
В этом случае при формировании режимов наблюдается определенная
закономерность. При минимальном числе ступеней промыслового разга-
зирования, которое равно 2, число возможных режимов 52 равно числу
дискретных точек давления К на I ступени (точка с давлением р = 0,1 МПа
не входит в это число). При трехступенчатом разгазировании число режи-
мов равно (К — 1)-му члену числовой последовательности, каждый член
которой образован суммированием первых членов натурального ряда чи-
сел в количестве, равном номеру члена данной последовательности. При
52
Таблица 11
Число ступеней Члены последовательности Номер после- довательности
2 1 2 3 4 5 6^43 8 9 10
3 1 3 6 10 15 21 28 36 45 1
4 1 4 10 20 л г35> 56 84 120 2
S *1 -—5 -—15—»- [35Г 70 126 210 3
четырехступенчатом разгазирования число режимов равно (К — 2) -му чле-
ну числовой последовательности, каждый член которой образован сумми-
рованием соответствующего числа первых членов предыдущей последова-
тельности и т. д.
В табл. 11 приведена описанная последовательность при К < 10.
Выражения для определения числа режимов можно записать в виде
к-1
Sk.l=^i.l -1. /=1.2,3,..., (20)
где -натуральный ряд чисел 1,2,3.......(К- 1), К', I - номер последо-
вательности.
Используя выражение (20) и выражения для суммы членов конечных
числовых рядов, получаем окончательные формулы для подсчета числа ре-
жимов при трехступенчатом разгазировании:
53- Л-К(К-\)-, (21)
при четырехступенчатом S4 = -^-К (К — 1) (К — 2), (22)
при пятиступенчатом 5S = (К — 3) (К — 2) [6 + (К — 3) (К + 2) ]. (23)
Аналогично могут быть получены формулы для большего числа ступе-
ней.
Число режимов может быть определено и по табл. 11. Для этого берут
число К в верхней строке и опускаются по диагонали вниз и влево до пе-
ресечения со строкой, соответствующей числу ступеней. Цифра в точке пе-
ресечения дает искомое число. В таблице показан пример определения чис-
ла режимов при К = 7 и т = 5. Для случая, когдаК > 10 и т > 5, таблицу
можно расширить, используя описанную закономерность или расчетные
формулы (21), (22), (23).
Результаты подсчета по формулам и по таблице наглядно иллюстриру-
ют трудности, которые возникают при исследовании процесса многосту-
пенчатого разгазирования. Так, при числе дискретных точек давления на
каждой ступени, равном 20, для трехступенчатого разгазирования необхо-
димо исследовать 190 режимов, а для четырех- и пятиступенчатого — соот-
ветственно 1140 и 4845 режимов.
Машинное время на расчет одного режима для ЭЦВМ М-222 составляет
от 48 до 60 с. Как следует из формул (21), (22) и (23), на выполнение
53
Число ступеней сепарации
увеличение
>сти от чис-
нефть; 2 - са-
f — предельный
веской нефти;
код для самот-
[рованной неф-
ддя различных
20 С)
' — Самотлорс-
:кое; 4 — Усть-
всего расчета может потребоваться 16 ч и более. Это обстоятельство выну-
дило нас на первоначальном этапе исследований уменьшить число дискрет-
ных точек до 11. В дальнейшем, по мере установления местонахождения
оптимума, была применена сетка с переменным шагом, что позволило уве-
личить точность определения оптимального режима и сократить время
счета.
Следует отметить, что метод прямого перебора на первых этапах иссле-
дования многоступенчатой сепарации оправдан, так как в силу неизучен-
ности процесса трудно использовать какие-либо физические закономер-
ности для ускорения поиска, не опасаясь попасть в локальный экстремум.
Кроме того, метод перебора позволяет получить значение выходного пара-
метра не только при оптимальном, но и при любом другом интересующем
нас режиме, что необходимо для более полного представления о процессе.
Локальный же экстремум будет при этом обязательно существовать внут-
ри нового диапазона изменения давления.
Действительно, увеличение числа ступеней (при оптимальном режиме)
ведет к получению большого количества товарной нефти. Тогда изменение
давления на/-й ступени до верхнего предела, равного давлению на (/— 1)-й
54
ступени, или до нижнего предела, равного давлению на(/+ 1)- ступени,бу-
дет равноценно исключению ;-й ступени, что, естественно, приведет к
уменьшению значения критерия. Следовательно, оптимальное значение
давления на j-й ступени находится внутри рассматриваемого диапазона.
Из данного доказательства также следует, что на I ступени оптимальное
давление не может быть бесконечно большим, поскольку при давлении,
равном давлению насыщения, I ступень исключается из процесса.
Для проведения расчетов с целью выбора оптимального режима много-
ступенчатой сепарации разработана программадляЭВВМ М-222 и ЕС-1020.
Результаты расчетов. Были просчитаны оптимальные режимы двух-,
трех- и четырехступенчатой сепарации нефти для основных месторождений
Западной Сибири. Рассматривали диапазон изменения давлений 0,1—
2,5 МПа при температурах 20; 26,7 и 37,8е С. В табл. 12 в качестве приме-
ра приведены оптимальные значения давления на ступенях и выход дегази-
рованной нефти для Самотлорского месторождения. Рассчитывали без
учета ограничения (17). Проведенные расчеты позволили установить сле-
дующее:
а) применение многоступенчатой дегазации дает наибольшее прираще-
ние выхода для нефтей второй и третьей группы. Переход от одно- к трех-
ступенчатой сепарации при t = 20° С увеличивает выход нефти для Самот-
лорского месторождения с 896,5 до 928,8 кг, т. е. на 3,6 %, а для Усть-Ба-
лыкского месторождения - с 947,9 до 964,2 кг, т. е. на 1,72% (рис.
27, 28);
б) значения оптимальных давлений для данной нефти при любом числе
ступеней практически не зависят от изменения температуры сепарации;
в) при нагревании нефти эффект от применения многоступенчатой се-
парации растет. Так, переход от одно- к
трехступенчатой сепарации при
Г= 37,8° С увеличивает выход нефти по
Самотлорскому и Усть-Балыкскому мес-
торождениям соответственно на 4,65 и
2,4% (табл. 13).
Следует отметить, что оптимальный
режим, установленный без учета ограни-
чения (17), соответствует максимально
возможному выходу нефти и может быть
рекомендован только для тех месторож-
дений, где газ сжигается в факелах. Если
газ утилизируется, то может оказаться
целесообразным задать давление на про-
межуточных (II и III) ступенях, т. е.
ввести ограничение с тем, чтобы обеспе-
чить бескомпрессорное транспортирова-
ние газа потребителю.
Основные выводы, полученные в ре-
зультате проведенных расчетов, иллюст-
рируются зависимостями, представлен-
Рис. 29. Использование резервов
увеличения выхода нефти при
многоступенчатой сепарации на
месторождениях:
1 — Мамонтовское; 2 — Устъ-Ба-
лыкское; 3 — Федоровское; 4 —
Самотлорское
55
Таблица 12
Число сту- пеней Диапазон измене- иия давления, МПа Оптимальные значения давления
О при 20 С при 26,7° С
2 0,1-1,0 0,6; 0,1 0,6-0,1
0,1-1,0 1,0; 0,02; 0,1 1,0; 0,2; 0,1
3 0,1-1,9 1,3; 0,3; 0,1 1,3; 0,3; 0,1
0,1-1,0 1,0; 0,4; 1,2; 0,1 1,0; 0,4; 0,2; 0,1
0,1-2,5 1,9; 0,7; 0,2; 0,1 1,9; 0,7; 0,2; 0,1
ними на рис. 29. Здесь за 100 % принята предельная величина резервов
увеличения количества дегазированной нефти (см. табл. 9). Условные
кривые, проведенные в точках, соответствующих числу ступеней дегаза-
ции, показывают, в какой мере могут быть использованы эти резервы за
счет применения многоступенчатого разгазирования. Так, применение
трехступенчатой сепарации при условии оптимального ведения процесса
позволяет использовать резервы на 55—75 %. Однако в реальных условиях
достичь такого режима не всегда можно. Кроме того,увеличение числа
ступеней сепарации требует дополнительных капитальных затрат и экс-
плуатационных расходов. В связи с этим целесообразность применения
многоступенчатого разгазирования необходимо оценить также экономи-
чески.
Экономическая оценка эффективности применения
многоступенчатого разгазирования
Для оценки целесообразности применения многоступенчатой сепарации
были проведены расчеты сравнительной экономической эффективности
двух-, трех- и четырехступенчатого разгазирования на примере Самот-
лорского месторождения. Увеличение количества нефти по сравнению с
одноступенчатым разгазированием взято из расчетов (см. рис. 28) и соста-
вило для двух-, трех- и четырехступенчатого разгазирования соответствен-
но 2,9; 3,6 и 3,8 %. Капитальные вложения в базовом варианте (односту-
пенчатая сепарация) при производительности сепарационного узла по жид-
кости 20,5 млн. т/год и обводненности 50 % взяты по фактической стои-
мости КСП-11 Самотлорского месторождения. В расчетах было принято,
что капитальные вложения при многоступенчатой сепарации увеличивают-
ся пропорционально числу ступеней соответственно в 2; 3 и 4 раза (без
учета затрат на транспортирование газа).
За критерий экономической эффективности были взяты суммарные
приведенные затраты. В расчете учитывали улучшение экономических по-
казателей добычи нефти по НГДУ Нижневартовскнефть. В табл. 14 приве-
дены результаты выполненных расчетов.
Как видно из табл. 14, при использовании существующего сепарацион-
ного оборудования наибольший годовой экономический эффект достига-
ется при двухступенчатой сепарации.
Последовательное уменьшение металлоемкости и габаритов используе-
56
на ступенях, МПа Выход дегазированной нефти на 1 т пластовой, кг
при 37,8° С при 20° С при 26,7° С при 37,8° С
0,6-0,1 922,5 919,9 910,8
1,0; 0,2; 0,1 928,8 926,4 918,0
1,3; 0,3; 0,1 928,9 — —
1,0; 0,4; ОД; 0,1 930,6 928,6 919,9
1,9; 0,7; 0,2; 0,1 931,2 — —
мых сепараторов за счет увеличения их производительности в 1,5; 2; 2,5 и
3 раза и т. д. (а следовательно, снижение во столько же раз капитальных
затрат) показало следующее:
применение трехступенчатой сепарации становится экономически вы-
годным при увеличении производительности не менее чем в 2 раза (см.
табл. 14). При этом годовой экономический эффект по сравнению с двух-
ступенчатой сепарацией, предусматривающей использование существующе-
го оборудования, увеличивается более чем на 140 тыс. руб.;
применение четырехступенчатой сепарации экономически эффектив-
но при снижении металлоемкости не менее чем в 6 раз.
Таким образом, расчеты показывают, что резервы увеличения выхода
нефти в процессе ее дегазации используются не полностью.
Эти резервы могут быть использованы при условии:
увеличения производительности существующего сепарационного обору-
дования в 2-6 раз, что позволит снизить его металлоемкость и габариты,
а следовательно, сделать применение многоступенчатой сепарации экономи-
чески эффективным;
разработки новой технологии дегазации нефти, обеспечивающей увели-
чение количества компонентов С3Н8 + высшие в жидкой фазе по сравне-
нию с равновесным разгазированием.
Процесс разгазирования нефти‘начинается в трубопроводе, и, следова-
тельно, трубопровод может быть использован в качестве самостоятельной
ступени. Есть основание предполагать, что при определенных условиях
течения нефтегазовой смеси разгазирование в трубопроводе происходит
неравномерно. При этом отсутствие равновесия характеризуется большим
содержанием высоколетучих компонентов (СН4 и С2Н6) в газовой фа-
зе и низко летучих (С3Н8,С4Н10,С5Н12 + высшие) в жидкой фазе.
Таблица 13
Число ступеней Усть-Балыкское месторождение Самотлорское месторождение
Выход нефти, кг Приращение выхо- да, % Выход нефти, кт Приращение выхо- да, %
1 936,9 0 877,2 0
2 955,7 2,01 910,8 3,83
3 959,6 2,42 918,0 4,65
4 960,9 2,56 919,9 4,87
57
Таблица 14
Показатели До внедрения (базовый вари ант) После внедрения
двухступенча- тая дегазация трехступенча- тая дегазация четырехсту- пенчатая дегаза- ция
Капитальные вложе- 774,8 1549,6 2324,4 3099,2
ния, тыс. руб. Э ксплуатационные 774,8 1162,2 1549,6 1937,0
затраты, в том числе 20541,0 20663,22 20781,38 20888,28
раты Амортизационные 20541,0 ' 20607,51 20655,61 20721,79
85,23 170,46 255,68 340,91
отчисления (11 %) 85,23 127,84 170,46 213,07
текущий ремонт (30 % от амор- 25,57 51,14 76,70 102,27
тизационных от- числений) 25,57 38,35 51,14 63,92
вспомогатель- 358,75 369,15 371,67 372,40
ные материалы 358,75 369,15 371,67 372,40
4,21 4,33 4.36 4,37
топливо 4,21 4,31 4,26 4,37
20,69 21,29 21,43 21,48
электроэнергия 20,69 21,29 21,43 41,42
Объем сепарируемой 10,250 10,547 10,619 10,640
нефти, млн. т/год 10,250 10,547 10,619 10,640
Удельные эксплуата- 2,004 1,959 1,957 1,963
ционные затраты, руб/т Годовой экономичес- кий эффект, тыс. руб. 2,004 1,954 1,946 1,948
342,9 235,7 41,1
461,49 484,19 398,27
Примечание.
В числителе - при использовании существующего оборудования, в знаменателе-
при увеличении производительности сепарационного оборудования в 2 раза.
Следовательно, используя трубопровод в качестве ступени сепарации
можно, во-первых, добиться эффекта многоступенчатой сепарации практи-
чески без увеличения числа ступеней и, во-вторых, дополнительно увели-
чить выход нефти за счет использования неравновесного разгазирования.
Глава III
МЕХАНИЗМ ВЫДЕЛЕНИЯ ГАЗА ИЗ НЕФТИ
ОБЩИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ КИПЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ
СМЕСЕЙ
Нефти большинства месторождений недонасыщены газом, поэтому выде-
ление газа происходит при снижении давления до давления насыще-
ния рнас. Выделение газа из нефти начинается в стволе скважины вследст-
вие падения давления по длине колонны труб и продолжается в промысло-
вых трубопроводах и технологических аппаратах (сепараторы, отстойни-
ки, резервуары и т. д.).
Дегазация нефти сопровождается: зарождением, формированием и вы-
делением газовой фазы в виде пузырьков и распределением компонентов
(как углеводородных, так и неуглеводородных) между жидкой и газовой
фазами. Оба процесса протекают одновременно и оказывают влияние
друг на друга.
Механизму образования газовой фазы в литературе уделено недоста-
точно внимания. В некоторой степени процесс зарождения газовых пу-
зырьков в вертикальных (лифтовых) трубах отражен в работах [3, 10,
27, 39]. Однако полученные здесь выводы не могут быть перенесены на
горизонтальные трубопроводы, так как процесс дегазации в них сущест-
венно отличается от вертикальных.
Существующие методы расчета производительности сепараторов по
жидкости и мероприятия, направленные на увеличение ее, базируются на
скорости всплытия газового пузырька определенного размера [21]. Про-
цесс дегазации нефти следует рассматривать с учетом особенностей зарож-
дения и формирования пузырьков. Это дает более четкое представление
о физических явлениях, происходящих в трубопроводе и сепараторе и
уменьшает ошибки в расчетах.
Например, при движении нефти по трубопроводу происходит непре-
рывное зарождение новых и рост уже образовавшихся пузырьков. Причем
время роста пузырьков [28] до видимых размеров настолько мало (при-
мерно 10'4 с), что его можно не учитывать в практических расчетах. Поэ-
тому можно принять, что формирование пузырьков происходит достаточ-
но быстро и их конечный (максимальный) размер будет обусловлен толь-
ко гидродинамическими параметрами потока. Это подтверждается работа-
ми некоторых авторов [9, 27], которые установили, что пузырьки газа
в колонне фонтанных труб имеют приблизительно одинаковые размеры
(диаметр около 0,6 мм). Попадая в сепаратор, эти пузырьки должны
всплыть в нем за сравнительно малое время (40—60 с). Тем не менее на
практике из сепаратора уносится значительное количество окклюдирован-
ного газа (до 100 л на 1 м3 жидкости) при времени пребывания жидкости
в аппарате 300 с и более.
Это можно объяснить интенсивным перемешиванием газожидкостной
смеси и дроблением пузырьков при вводе в сепаратор, а также образова-
59
нием внутри сепаратора завихрений и местных течений большой скорости,
препятствующих всплытию пузырьков. Однако есть й другие причины, об-
условленные особенностями процесса зарождения и формирования газо-
вых пузырьков и интенсивностью кипения и пересыщения.
Известно, что интенсивность кипения зависит от числа центров парооб-
разования и частоты отрыва пузырьков [28, 47]. Для перехода газа из
растворенного в свободное состояние необходимо определенное время.
Процесс выделения газа может не закончиться в трубопроводе, поскольку
в нем отсутствует равновесное состояние из-за больших скоростей потока
и непрерывного снижения давления по ходу движения смеси. Поэтому пу-
зырьки газа продолжают зарождаться и формироваться внутри сепаратора,
а иногда и после него. Отсюда следует, что производительность сепаратора
в какой-то мере определяется интенсивностью кипения, а не только ско-
ростью всплытия пузырьков.
Образование газовых пузырьков на выходе из сепаратора возможно
вследствие того, что в полностью дегазированной при данных давлении
и температуре нефти всегда присутствует некоторое количество газа, по
отношению к которому система находится в относительно устойчивом,
или метастабильном, состоянии. В метастабильном состоянии могут нахо-
диться чистые жидкости [28]. Нефть — сложная многокомпонентная
смесь. Метастабильное состояние может быть у некоторых компонентов.
В соответствии с теорией кипения [28, 47] для перехода жидкости в
устойчивое парообразное состояние система должна преодолеть некото-
рый активационный барьер, обусловленный действием поверхностных
сип. Образующийся при этом газовый пузырек имеет критический размер,
величина которого зависит от условий механического и молекулярно-ки-
нетического равновесия. Первое условие сводится к равенству давления
пара внутри пузырька сумме внешнего и лапласовского давлений:
рп = р + 2о/Ап, (24)
где р — внешнее давление; рп — давление в пузырьке; о — поверхностное
натяжение на границе жидкость — газ; Rn — радиус пузырька.
Второе условие выполняется, если давление пара в пузырьке равно
упругости пара над вогнутой поверхностью жидкости:
2ОГ*
рП = р°ОехР(--^7-)> <25>
где Г* - объем жидкости, приходящийся на одну молекулу; рж - упру-
гость насыщенного пара над плоской поверхностью; к — постоянная
Больцмана.
Совместное решение уравнений (24) и (25) дает равенство для опреде-
ления критического радиуса пузырька [28]:
^2аГ*дПп(роо/р). (26)
60
V£ можно определить по формуле
П=Мж/ЫАрж, (27)
где NA — число Авогадро.
Из выражения (26) следует, что макроскопические пузырьки могут
возникнуть только при условии рж >р, т. е. когда нефтегазовая смесь на-
ходится в пересыщенном состоянии.
Работа образования зародыша радиуса R^, являющаяся, по Гиббсу, ме-
рой метастабильности пересыщенной жидкости, определяется как [28]
W= -j-irR^2 а. (28)
Чем меньше величина этой работы, тем интенсивнее процесс кипения.
При одной и той же величине пересыщения и прочих одинаковых тер-
мо- и гидродинамических условиях для нефтей с меньшим поверхностным
натяжением процесс выделения газа будет протекать намного интенсивнее,
поскольку коэффициент поверхностного натяжения при подстановке ра-
венства (26) в формулу (28) входит в выражение (28) в третьей степени.
Такой же эффект наблюдается при добавлении в нефть поверхностно-ак-
тивных веществ [5].
РАЗГАЗИРОВАНИЕ НЕФТИ НА СТУПЕНЯХ СЕПАРАЦИИ
Приведенные зависимости позволяют оценить также изменение скорости
дегазации нефти на участках ее движения, начиная от забоя и кончая се-
паратором КСУ. Нами определено изменение поверхностного натяжения
нефти на границе с газом при последовательном прохождении ею ступе-
ней сепарации по формуле, приведенной в работе [35]:
pchl(Xl(29)
где Pchj- значение парахора Z-го компонента, которое находится из графи-
ков [35].
Составы газовой и жидкостной фаз на каждой ступени, плотности и мо-
лекулярные массы определяли на основании расчетов многоступенчатой
дегазации по разработанной программе.
В табл. 15 приведены результаты расчета, которые показывают, что зна-
чение а на последней ступени сепарации (р = 0,1 МПа) больше, чем, напри-
мер, у устья скважины (р = 1,9 МПа) на (3,7 - 3,8) • 10'3 Дж/м2, и для об-
разования зародыша, радиус которого равен критическому, на последней
ступени потребуется совершить в 2,2 раза большую работу.
На практике увеличение работы определяют по увеличению пересыще-
ния. Экспериментальные зависимости, полученные при лабораторном раз-
газировании нефти в статистических условиях на установке, приведены на
рис. 30. В процессе эксперимента изменялся перепад Др между первона-
61
Таблица 15
Давление сепара* ции, МПа мж ^Ж’ . з кг/м О, 103, Дж/м2 W, Дж Мж Р-ж’ , 3 кг/м а, ю3, Дж/м2 ЦАЦ)'10 Дж
1,9 158,4 Самотлор 805 скал нефть 17,5 360 5 205,5 'сть-Балы 847 некая неф1 19,0 650
0,7 170,9 817 19,8 590 220,8 857 21,4 1080
0,2 179,2 825 20,9 740 229,0 863 22,5 1360
0,1 , 184,2 830 21,4 820 231,9 864 22,7 1460
чальным и конечным давлениями дегазации. Из рисунка видно, что при
любом перепаде кривая с конечным давлением 0,1 МПа располагается
выше кривой с конечным давлением 0,4 МПа. Полученные соотношения не
могут служить количественными оценками скорости дегазации или вре-
мени кипения. Они позволяют только качественно сравнить эти параметры
на различных стадиях процесса. На основании такого сравнения можно
предположить, что для образования пузырьков в области высоких давле-
ний, например близких к забойному, не требуется значительных величин
пересыщения, так как поверхностное натяжение существенно уменьшает-
ся с повышением давления. В работе [39] это явление объясняется сле-
дующим образом. Молекула, расположенная на границе раздела фаз,
притягивается молекулами не только жидкости, но и газа. Чем больше
давление (т. е. число молекул в единице объема газа), тем сильнее по-
верхностная молекула притягивается газом и тем меньше поверхностное
натяжение. Исходя из этого делается вывод, что первичные газовые заро-
дыши должны образовываться из достаточно тяжелых компонентов, мо-
лекулы которых обладают силой притяжения, сравнимой с силой притя-
жения молекул жидкости. При этом обеспечивается минимум затрат энер-
гии на образование новой поверхности.
Однако при такой трактовке, во-первых, упускается из виду условие
Рис. 30. Зависимость степени пересыще-
ния от перепада давления:
1 — конечное давление дегазации
0,1 МПа; 2 — то же,0,4 МПа
(26), согласно которому крити-
ческий радиус пузырька и, сле-
довательно, энергия образования
зародыша тем меньше, чем
больше давление (упругость)
насыщенного пара; во-вторых,
трудно объяснить причины, обус-
ловливающие увеличение работы
образования зародыша по мере
выделения газа из нефти, — ведь
концентрация тяжелых компо-
нентов при этом не уменьшается,
а увеличивается.
По-видимому, определяющим
фактором при формировании
зародыша является упругость
пара, поэтому зародышами пер-
62
вых газовых пузырьков будут служить молекулы наиболее летучих
компонентов. Увеличение же энергии для образования зародыша по мере
выделения газа из нефти объясняется снижением концентрации летучих
компонентов в жидкой фазе, а также ростом величины поверхностного
натяжения. На увеличение величины пересыщения по мере снижения
давления в лифтовых трубах указывалось К.В. Виноградовым [10],
установившим это экспериментально. Некоторые особенности кипения
нефти связаны с тем, что в ней растворены сопутствующие газы (азот,
углекислый газ и др.).
Кипение газированных жидкостей отличается тем, что пузырьки содер-
жат не пар, а растворенный газ. В остальном механизм зарождения, фор-
мирования и выделения пузырьков принципиально не отличается от обыч-
ного кипения. Однако существуют некоторые особенности. Во-первых,
скорость кипения со временем падает. Объясняется это уменьшением кон-
центрации растворенного газа в жидкости, что, в свою очередь, приводит
к уменьшению диффузионного потока молекул на поверхность пузырька
[29]. Во-вторых, интенсивность кипения в значительной мере зависит от
поверхностной активности растворенного газа, т.е. от способности его мо-
лекул адсорбироваться на поверхности раздела фаз. Растворенные в нефти
сопутствующие газы поверхностно неактивны, в связи с чем интенсивность
их выделения во времени резко падает. Поскольку образование газовых
пузырьковое этом случае затруднено, дегазация нефти будет происходить
в основном за счет поверхностного фазового перехода — испарения газа.
ОСОБЕННОСТИ РАЗГАЗИРОВАНИЯ ОБВОДНЕННОЙ
НЕФТИ
Поддержание пластового давления закачкой воды в продуктивные гори-
зонты приводит к тому, что большая часть добываемой нефти обводнена.
Поэтому при перенесении результатов исследования в реальные условия
необходимо учитывать влияние обводненности нефти на отделение газа
и вести процесс таким образом, чтобы он не ухудшал условия разрушения
эмульсии и отделения свободной воды.
Для определения степени влияния обводненности на распределение
компонентов между газовой и жидкой фазами в расчеты необходимо
ввести соотношения, учитывающие растворимость воды в нефти [35]:
•Ун, о ₽н,о
к — 2 — 2
ЛН,О “ х ~ х п
2 хн2о xsP
где Кн о — константа равновесия для воды при общем давлении и темпе-
ратуре V; ун о ’ хн о _ молярные доли воды в газовой фазе и жидком
углеводороде Соответственно; рн о - упругость паров воды при темпера-
туре Т\ xs- молярная доля вод& в жидком углеводороде при насыще-
нии; р — общее давление в системе.
Величину xs при известной молекулярной массе жидкого углеводорода
определяют по графикам, приведенным в работе [35].
63
Таблица 16
Компоненты Без учета воды
20° С 37,8° С
н2о
СО, 0,0007329 0,000040019
N2 0,000014458 0,000012392
сн4 0,003918392 0,003398776
С2Н6 0,002 044 021 0,001484486
С3Н8 0,013282883 0,010565 268
<-сл. 0,011107456 0,025520513 0,007839574 0,018013291
0,020879201 0,016007713
”'^5^12 0,033999080 0,027 218228
С6Н,4 + высшие 0,147313911 0,144912367
Остаток 0,74 1 846747 0,770507842
Таблица 17
Вариант расчета о Температура, С
20 26,7 37,8
Самотлорское месторожд *еиие
Без учета воды 110,543 110,033 108,191
С учетом воды 110,483 109,931 108,027
Отклонение, % « -0,054 -0,093 -0,152
Продолжение табл. 17
Вариант расчета О Температура, С
20 26,7 37,8
Мамонта вское месторождение
Без учета воды 160,351 159,909 158,187
С учетом воды 160,246 159,744 157,949
Отклонение, % -0,065 -0,203 -0,150
Нами проведены расчеты одноступенчатого разгазирования Самотлорс-
кой нефти с учетом соотношения (30). Результаты расчета показали (табл.
16), что учет обводненности нефти приводит к некоторому изменению
концентраций компонентов в жидкой фазе.
Однако изменение это очень незначительно и по абсолютной величине
не превышает 0,4 % при температуре 37,8° С. Аналогичные данные полу-
чены нами и для других нефтей.
На основании соотношения (30) нами рассчитан также общий выход
жидкой фазы при дегазации обводненной нефти (табл. 17).
Из табл. 17 следует, что общий выход жидкой фазы изменяется еще
меньше. Абсолютная величина отклонения составляет здесь при темпера-
туре 37,8° С приблизительно 0,15 %.
64
С учетом воды Отклонение, %
20° С 37,8° С 20° С 37,8° С
0,000033478 0,000070223 —
0,000073237 0,000039951 -0,072 -0,170
0,000014447 0,000012371 -0,076 -0,169
0,003912816 0,003388272 -0,142 -0,309
0,002 042613 0,001482 050 -0,069 -0,164
0,013275044 0,010533549 -0,059 -0,300
0,011104 688 0,007832358 -0,025 -0,092
0,025511334 0,017957018 -0,036 -0,312
0,020880386 0,016002853 0,006 -0,030
0,034 003964 0,027216102 0,014 -0,008
0,147220844 0,144918669 -0,063 -0,004
0,741927042 0,770546503 0,011 0,005
Таким образом, расчеты показывают, что молярные концентрации
углеводородов в жидкой и газовой фазах и общий выход нефти в диа-
пазоне температур от 20 до 37,8° С изменяются незначительно, а следо-
вательно, присутствие воды практически не оказывает влияние на рас-
пределение компонентов при дегазации нефти.
Подтверждением данного вывода может служить также работа
Р. Хайдемана [48], применившего модифицированный вариант уравне-
ния Редлиха—Квонга к системе метан — н-бутан — вода. Р. Хайдеман ука-
зывает на го,что расчетное соотношение метана и н-бутана в паровой
фазе существенно не меняется в зависимости от того, насыщены пары во-
дой или нет, за исключением тех случаев, когда температура превышает
104,5° С. Вывод Р. Хайдемана экспериментально подтвердили Мак-Кет-
та и Катц [48].
Вместе с тем процесс дегазации оказывает существенное влияние на
частичное обезвоживание нефти.
РАЗГАЗИРОВАНИЕ НЕФТИ ПРИ ЕЕ ДВИЖЕНИИ
ПО ПРОМЫСЛОВЫМ ТРУБОПРОВОДАМ
Особенности процесса разгазирования в трубопроводе — это большая ско-
рость движения смеси (до 10—15 м/с), непрерывное снижение давления
по ходу движения и наличие интенсивного перемешивания жидкости. Эти
особенности позволяют предполагать, что в трубопроводе равновесие фаз
отсутствует.
В.А. Сахаров [39], исследуя влияние скорости движения жидкости в
вертикальных трубах на величину давления насыщения, пришел к выво-
ду, что скорость увеличивает давление насыщения за счет перемешива-
ния (фактор динамичности) и уменьшает его за счет переноса пузырьков
из области высокого в область низкого давления (фактор переноса).
В.А. Сахаров использовал для моделирования процесса воду и углекислый
65
газ. Полученные им закономерности могут быть перенесены на движение
нефтегазовой смеси по вертикальным трубопроводам.
Дин [28] показал, что в спокойной перенасыщенной газами жидкости,
из которой полностью удалены воздушные пузырьки, газовыделение
практически не происходит. Однако механическое перемешивание, встря-
хивание или взбалтывание жидкости обычно приводят к обильному обра-
зованию пузырьков. Образование пузырьков объясняется существовани-
ем свободных вихрей. Внутри такого вихря давление меньше, чем в невоз-
мущенной жидкости, поэтому он является центром образования пузырь-
ков. Если при этом упругость пара меньше внешнего давления, то возник-
ший внутри вихря пузырек не сможет вырасти и, попав в зону повышен-
ного давления, он резко уменьшится. Если же упругость пара больше
внешнего давления, то образующиеся в вихре макроскопические пузырь-
ки будут беспрепятственно увеличиваться и выделяться из жидкости.
Общее влияние скорости движения нефти в трубопроводе на количество
и компонентный состав выделяющегося газа складывается из влияния
перемешивания жидкости и переноса кипящей жидкости в область низ-
кого давления.
С увеличением скорости все большую роль будет играть фактор перено-
са, поскольку скорость перемешивания по достижении определенного пре-
дела не должна влиять на выделение газа.
Для получения дополнительных сведений о влиянии скорости движе-
ния смесей в трубопроводе на отклонение от фазового равновесия следует
оценить время микропроцессов, сопровождающих образование газового
пузырька.
Стадия образования зародыша критического размера. Пузырек газа,
образовавшийся в жидкости, сможет вырасти до видимых размеров, если
его радиус превышает Я*. Для образования пузырька с таким радиусом
потребуется испарить объем жидкости, равный
~ з Рж'
(31)
Пар в пузырьке должен обладать энергией, достаточной для соверше-
ния работы преодоления давления жидкости и поверхностного натяжения
при расширении до радиуса Я*. Причем расширение должно произойти дос-
таточно быстро, чтобы энергия не успела рассеяться за счет теплопровод-
ности жидкости.
Время рассеяния теплоты можно оценить по формуле [31 ]
тт= (qR*yi4kJt
(32)
где q - постоянный коэффициент, который в соответствии с работой [31]
можно принять равным 0,75; /ст — температуропроводность среды.
Рассчитанные по исходным данным гт для нефти и гт для пропана, за-
имствованные из работы [31] .приведеныниже.
66
Параметр Т, К Роо-Р.МПа а, 10 •*, Дж/см2 Пропан Нефть 333 293 0,9 0,5 3,0 19,8
Параметр Я*,10'5 м Кт, 10'7 м2/с Тт, IO’10 с Пропан Нефть 0,7 1,03 0,639 0,66 1,55
Здесь использованы данные для нефти Самотлорского месторождения,
разгазируемой при р = 0,7 МПа. Для другой нефти общая картина процес-
са существенно не изменится, потому что даже в чистых жидкостях время
образования пузырька по порядку величину такое же, как в смесях.
Как видно из приведенных данных, гт = 1,55-Ю'10 с. Следовательно,
процесс образования пузырька имеет характер взрыва. Начальный пузы-
рек образуется за ничтожно малое время. Затем он расширяется за счет
внутренней энергии пара, и, если к моменту, когда эта энергия будет из-
расходована, радиус превысит Я*, пузырек будет расти дальше за счет
теплоты, поступающей из жидкости, и диффузии газа.
Как уже отмечалось, первые зародившиеся в нефти пузырьки должны
состоять в основном из молекул наиболее летучих компонентов. Поэтому
для того, чтобы состав пара в пузырьке в условиях равновесия соответст-
вовал составу жидкости, необходимо было бы к границе пузырька подвес-
ти некоторое дополнительное количество легколетучих компонентов, нап-
ример, перемешиванием жидкости. Известно [31], что характерное время
диффузии к поверхности сферического пузырька
тд=Я2/4Хд, (33)
где Кд - кинематический коэффициент диффузии.
Для большинства органических веществ [8] коэффициент диффузии
имеет величину порядка (1-3)10‘7 м2/с. Следовательно, время диффу-
зии на два-три порядка больше времени образования пузырька. Таким
образом, при быстром испарении в состав пара могут войти и более тяже-
лые углеводороды, а слой жидкости, непосредственно прилегающий к по-
верхности пузырька, обеднится легколетучими компонентами. Однако по
мере увеличения концентрации легких компонентов в поверхностном
слое за счет молекулярной и конвективной диффузии, а также в результа-
те интенсивного перемешивания нефти при движении ее по трубопроводам
тяжелые углеводороды будут конденсироваться на стенке пузырька и сос-
тав пара обогатится легколетучими компонентами.
Рост макроскопического пузырька на второй стадии его образования,
т. е. когда радиус превышает R*. После того, как энергия пара рассеялась
и температура его стала равна температуре жидкости, давление в пузырьке
будет определяться условием молекулярно-кинетического равновесия
(25), так как давление насыщенных паров будет превышать сумму внеш-
него и лапласовского давлений. В результате этого происходит расшире-
ние г^зырька и испарение жидкости на его стенке. При этом температура
67
на стенке будет понижаться, что способствует конденсации тяжелых ком-
понентов. Очевидно, что установится динамическое равновесие, характери-
зующееся наличием определенного градиента температуры вблизи пузырь-
ка. Дальнейший рост пузырька и испарение жидкости будут происходить
за счет подвода теплоты и диффузии легких компонентов из окружающей
среды.
В настоящее время не представляется возможным с достаточной точ-
ностью оценить скорость роста макроскопического пузырька для такой
сложной системы, как нефть. Из экспериментальных данных [31] извест-
но, что для чистых жидкостей время роста пузырьков до размера около
10'4 м составляет почти 10’3 с, т. е. скорость может достигнуть 0,1 м/с
(например, скорость роста пузырьков в пропане составляет 0,2-10'2 —
0,7-10’2 м/с).
Для жидких смесей скорость роста пузырьков меньше, чем в чистых
жидкостях. Здесь определяющим фактором скорости роста пузырька бу-
дет диффузия, поскольку коэффициент диффузии значительно меньше
коэффициента температуропроводности. Из этого следует, что время рос-
та пузырька в нефти сравнимо с характерным временем диффузии и мо-
жет быть в первом приближении оценено по формуле (33). Для пузырь-
ков радиусом 2-10'4 м время роста составит приблизительно 1 с. По мере
выделения газа из нефти время роста пузырьков будет увеличиваться, так
как концентрация легколетучих компонентов уменьшится не только на
стенке пузырька, но и в растворе.
Влияние ПАВ на механизм образования газовых пузырьков. Раствори-
мые в нефти ПАВ (смолы, асфальтены, нафтеновые кислоты) в результа-
те абсорбции образуют пленки на поверхности раздела фаз. Процессу аб-
сорбции препятствуют тепловое движение молекул и диффузия. Из-за
действия этих сил наступает определенное динамическое равновесие, ха-
рактеризующееся избытком концентрации ПАВ на границе раздела фаз.
Равновесие устанавливается через доли секунды.
Н.Н. Непримеров по аналогии с водонефтяными эмульсиями ука-
зывает на возможность образования на поверхности зародившегося газо-
вого пузырька защитной пленки из вязких стабилизаторов, в избытке
имеющихся в нефти (смолы, асфальтены). За счет сил межмолекулярно-
го сцепления эта пленка может оказаться довольно прочной, газовый пу-
зырек приобретает большую стойкость и его обмен с окружающей средой
(коалесценция, диффузия)нарушается. Предположение о наличии прочной
оболочки на поверхности пузырька позволило Н.Н. Непримерову рас-
крыть некоторые особенности механизма выделения газа в лифтовых
трубах. В частности, указывается, что выделение метана и этана для неко-
торых нефтей Урало-Поволжья начинается при 5,2—5,6 МПа. При этом
для того, чтобы пузырек сохранился и не растворился сразу же после за-
рождения, он должен мгновенно покрыться защитной пленкой. Если
в нефти имеется азот, то он, внося свое парциальное давление в общее
давление внутри пузырька, делает пузырек более стабильным. Газовый
пузырек, покрытый защитной оболочкой, выносится потоком в область
низкого давления и продолжает существовать до тех пор, пока оболочка
68
под действием повышенного внутреннего давления не разорвется из-за
недостатка эластичности. Освободившийся газ начинает {расширяться
и занимать тот объем, который соответствует объему газа при давлении
жидкости в данном сечении скважины.
ВЛ. Сахаров [39] считает, что значительная адсорбция смол и асфаль-
тенов на поверхности раздела нефть — углеводородный газ маловероятна.
Он придерживается мнения, что на поверхности газового пузырька обра-
зуется так называемая жидкорастянутая пленка ПАВ, не оказывающая
значительного препятствия диффузии газа в пузырек. К.В. Виноградов
[10] также считает, что монослой ПАВ мало влияет на перераспределение
компонентов между жидкой фазой и газовым пузырьком. Если предпо-
ложить, что эта пленка достаточно прочна и уменьшает массообмен между
жидкой и возникшей газовой фазой, то фактор переноса будет играть еще
большую роль. Следовательно, отклонение фазового равновесия по ком-
понентному составу в данном сечении трубопровода будет еще больше,
и газовая фаза будет тем более обогащена летучими компонентами.
На распределение компонетов между жидкой и газовой фазами в тру-
бопроводе будет существенно влиять структура газонефтяного потока.
Структурные формы газожидкостного потока в промысловых трубо-
проводах. Совместное течение нефти и газа по трубопроводу характеризует-
ся различными формами потока, отличающимися друг от друга распределе-
нием фаз по сечению трубы [11, 15]. При движении газожидкостной сме-
си по вертикальным трубам газ будет либо равномерно распределяться
в жидкости в виде мелких пузырьков, либо двигаться в виде отдельных
газовых скоплений в центре трубы, подобно поршню. При увеличении
количества газа он может занять все центральное сечение трубы и дви-
гаться в виде сплошного газового ’’стержня” внутри жидкостного коль-
ца. В горизонтальных и наклонных трубопроводах газовая фаза стремится
занять верхнюю часть сечения. Это приводит к тому, что при определенных
условиях жидкость и газ будут двигаться в трубопроводе раздельными по-
токами с различными скоростями. Наличие в горизонтальном трубопрово-
де относительного движения фаз приводит к образованию многочислен-
ных структурных форм двухфазного потока, характеризующихся раз-
личным уровнем изменения давлений, различной скоростью движения фаз
и другими явлениями. Структурные формы зависят от скорости смеси,
количественного соотношения фаз и их физических свойств и от парамет-
ров трубопровода. Для газонефтяных смесей при течении в горизонталь-
ных и наклонных трубопроводах основными формами являются: раздель-
но-волновая, пробково-эмульсионная, пузырьковая и эмульсионная.
В работе [15] отмечается, что структурные формы, наблюдаемые для
газонефтяных смесей, не отличаются от форм потока для воздуховодя-
ных смесей. Однако для промышленных нефтегазопроводов характерны
специфические особенности:
непрерывное образование газовых пузырьков в потоке, изменение
скорости и гаэосодержания по длине трубопровода;
сравнительная устойчивость газонефтяных эмульсий и пен, обусловли-
ваемая наличием ПАВ;
69
смена структур потока, обусловливаемая рельефом местности и нали-
чием местных гидравлических сопротивлений.
Многообразие структурных форм и невозможность создания единой
математической модели, описывающей всевозможные режимы течения,
привели к необходимости выделения среди них двух основных зон: разде-
лительной с гладкой волновой поверхностью и пробковой, не имеющей
четкой границы раздела фаз [11]. Области существования этих основных
структур определяются скоростью и газосодержанием смеси. В значитель-
ной мере они зависят от направления и угла наклона трубопровода и фи-
зических свойств жидкости. Так, при восходящем течении отсутствует
раздельно-волновая структура, в результате чего значительно расширяется
область пробковой структуры. При нисходящем течении смеси наблюда-
ются такие же структурные формы потока, как и при горизонтальном, но
граница перехода раздельно-волновой структуры в пробковую смещается
в сторону больших скоростей смеси с увеличением угла наклона трубы
[11, 15]. Диаметр трубопровода при постоянной скорости и неизменном
газосодержании смеси оказывает незначительное влияние на форму пото-
ка. С увеличением диаметра область раздельно-волновой структуры нес-
колько расширяется, а область пузырьково-пробковой сокращается [15].
Повышение вязкости жидкости и снижение поверхностного натяжения
приводят к более интенсивному дроблению газовых пузырей и ценообра-
зованию. Однако относительная скорость фаз при этом уменьшается и наб-
людается более быстрое затухание волн. Увеличение плотности жидкости
повысит степень гравитационного разделения, что должно способствовать
переходу к раздельной структуре.
На структуру потока наибольшее влияние оказывают скорость смеси
и расходное газосодержание 0. Для определения структуры потока
используют диаграммы в координатах определяющих параметров — кри-
терия Фруда Fr^ и расходного газосодержания 0:
FrcM = w2CM/^; <34)
0 = ег/ег + еж, (35)
где D - диаметр трубопровода; g - ускорение свободного падения; 2Г,
2Ж — расходы газа и жидкости соответственно в условиях трубопровода.
Диаграммы, полученные на основании экспериментальных данных, приве-
дены в работах [11].
Анализ описанных закономерностей образования различных структур-
ных форм позволяет сделать вывод о том, что можно не только предска-
зывать существование той или иной структуры потока в действующем
трубопроводе, но и управлять этим процессом, т. е. формировать необхо-
димую структуру, например изменяя диаметр трубопровода, угол его нак-
лона и т. д. При этом при эмульсионной структуре потока, когда относи-
тельная скорость фаз близка к нулю и пузырьки газа длительное время
контактируют с окружающей жидкостью, составы фаз будут ближе к
равновесным. При раздельной структуре потока составы газа и жидкос-
70
ти будут существенно отличаться от равновесных, соответствующих дав-
лению и температуре в данном сечении трубопровода, причем газ по срав-
нению с равновесным составом будет более обогащен высоколетучими
компонентами.
Разделим условно трубопровод на небольшие участки, давление в
которых можно принять постоянным. В результате снижения давления
при прохождении нефти от одного участка трубопровода к другому в
нефти зарождаются и формируются газовые пузырьки. Вследствие преи-
мущественного испарения более летучих компонентов первые зароди-
вшиеся пузырьки будут иметь в своем составе большее количество азота,
метана и этана, чем газ, находящийся при данном давлении в равновесии с
жидкостью. Эти пузырьки быстро растут, коагулируют, всплывают в
верхнюю часть трубопровода и при раздельном течении уносятся пото-
ком газа, скорость которого больше скорости жидкости.
Вследствие обеднения низкокйпящими составляющими слоев жидкос-
ти, прилегающих к центрам образования пузырьков, величина зародыша
критического размера увеличивается, что ведет к уменьшению числа ак-
тивных центров, а следовательно, к снижению интенсивности кипения.
Теперь зародившиеся пузырьки будут иметь состав, близкий к равновес-
ному. Однако рост их замедляется и может совсем прекратиться. Пузырь-
ки находятся в так называемом, окклюдированном состоянии, коагуля-
ция их затруднена, они не успевают всплыть и переносятся жидкостью на
участок трубопровода с меньшим давлением. Следовательно, и в перене-
сенных пузырьках газ тоже будет больше обогащен высоколетучими ком-
понентами по сравнению с газом равновесного состава при давлении
в данном сечении трубопровода.
Таким образом, наибольшее отклонение от состояния фазового равно-
весия следует ожидать при раздельной структуре потока, наименьшее —
при эмульсионной. Пробковая структура будет занимать промежуточное
положение. Вместе с тем при любой структуре потока степень отклонения
от равновесного состояния, вероятно, будет тем больше, чем больше ско-
рость движения нефти в трубопроводе.
МЕТОДИКА И РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО
ИССЛЕДОВАНИЯ НЕРАВНОВЕСНОГО РАЗГАЗИРОВАНИЯ
Для исследования неравновесного разгазирования введем количественные
оценки, характеризующие степень отклонения системы от равновесного
состояния.
Такой оценкой для чистых жидкостей служит отношение количества га-
за, выделившегося при неравновесных условиях, к количеству газа, вы-
деляющегося в условиях равновесия, т. е. когда процесс кипения закон-
чился.
^=^гр. (36)
где Еу - степень равновесности по количеству выделившегося газа; Vm,
71
Крр — объемы газа, выделившегося при неравновесных и равновесных ус-
ловиях соответственно. Как видно из формулы (36), степень равновеснос-
ти Е у принимает значения от 0 до 1. Условие Ev = 1 соответствует равно-
весию в системе. /
Для газонефтяных смесей для определения равновесности необходимо
ввести оценки, характеризующие степень отклонения от равновесного сос-
тояния компонентного состава газовой и жидкой фаз. В качестве таких
оценок нами предлагаются соотношения
Eyi У in!У ip’ i 1>2.......п>
Exi = xip!xiw /=1>2......«>
(37)
(38)
где Eyi — степень равновесности по компонентному составу газа для z-ro
компонента; уь; у1р - молярные концентрации z-ro компонента в га-
зовой фазе при неравновесных и равновесных условиях соответственно;
Ех1 — степень равновесности по компонентному составу жидкости для
z-ro компонента; х^, х|р - молярные концентрации z-ro компонента
в жидкостной фазе при неравновесных и равновесных условиях соот-
ветственно.
Оба показателя (37) и (38) при необходимости могут быть объедине-
ны в один Efa = Еу^^, который является отношением коэффициентов
распределения в неравновесных и равновесных состояниях:
=2»l -2iL=^L, f=i>2,
хт У1р % ip
п.
(39)
В условиях равновесия Eyi = Exj = Е^ = 1. При неравновесных усло-
виях все три показателя могут принимать значения как больше, так и
меньше единицы.
Для проведения исследований была создана специальная лабораторная
установка (рис. 31), состоящая из цилиндра 13 и термостатирующей ру-
башки 14, выполненных из органического стекла. Полезный объем ци-
линдра равен 10'3 м3. Цилиндр и термостатирующая рубашка 14 зажаты
между фланцем-основанием 3 и верхним фланцем 12 с помощью болтов
15. Внутри цилиндра перемещается поршень 16, имеющий в центре сквоз-
ное отверстие 5. Герметичность между цилиндром и поршнем достигается
с помощью уплотнительных колец 4. Поршень соединен с полым штоком
18, имеющим в средней части отвод 79 с вентилем 20, через который отби-
рают пробы нефти и сливают разгазированный остаток.
Нижняя часть штока выполнена в виде ходового винта 7, на который
насажены верхняя гайка 22, соединенная с муфтой 21 защелками 2,
и нижняя гайка 24. Защелка имеет Т-образную форму и при повороте
вокруг вертикальной оси входит в прорезь 25 муфты. Гайки снабжены
приводными рукоятками 26. Между гайками расположена цилиндри-
ческая винтовая пружина 23, которая верхним свободным концом упира-
ется в муфту 21, а нижним - в нижнюю гайку 24.
72
Рис. 31. Лабораторная установка для исследования неравновесного разгазирования
Для входа и выхода термостатирующей жидкости имеются штуцеры
7 и 17. На верхнем фланце расположены штуцеры с вентилем для ввода
газожидкостной смеси 8, штуцер с вентилем для отбора газа77,карман
для термометра 6 и манометр 10. Жидкость перемешивается пропеллер-
ной мешалкой с электроприводом 9.
Установка рассчитана на рабочее давление от 0,05 до 10 МПа (при тол-
щине стенок цилиндра 20 мм и внутреннем диаметре 60 мм). Предложен-
ная конструкция позволяет как плавно, так и резко увеличивать объем
в цилиндре. Плавно увеличивают или уменьшают объем перемещая пор-
шень 16 при снятых гайке 24 и пружине 29 вращением муфты 21 и сцеп-
ленной с ней гайки 22. Для резкого увеличения объема в цилиндре на
шток 7 надевают пружину 23 и наворачивают гайку 24. Вращением этой
гайки сжимают пружину. Поворотом защелки 2 расцепляют гайку 22
и муфту 21. При этом под действием силы сжатой пружины и давления
внутри цилиндра поршень со штоком резко опускается (отстреливается)
вниз, в результате чего объем резко увеличивается, а давление в цилиндре
падает. Над исследуемой газонефтяной смесью внутри цилиндра помещают
слой прозрачной жидкости, нерастворимой в нефти и имеющей меньшую
плотность. Такой жидкостью служит метиловый или этиловый спирт. Слой
спирта исключает контакт газовой зоны с исследуемой газонефтяной
смесью, что дает возможность устранить влияние диффузионных процес-
сов на поверхности жидкости и позволяет наблюдать процесс выделения
газовых пузырьков.
Было проведено две серии опытов. В первой серии вместо нефти ис-
пользовали дизельное топливо. Его насыщали пропан-бутановой смесью
непосредственно в рабочем цилиндре установки при периодическом пере-
мешивании. При этом поршень устанавливали в средней или верхней части
цилиндра в зависимости от объема жидкости. Момент насыщения фиксиро-
вали по стабилизации давления. После насыщения жидкость выдерживали
некоторое время (0,5 — 1 ч) для выравнивания состава по всему объему и
диссипации теплоты, выделившейся при конденсации пропан-бутановой
смеси. Эксперименты проводили при температуре 20° С.
Процесс кипения вызывали снижением давления в цилиндре при пере-
мещении поршня в нижнее положение. Время движения поршня изменя-
лось от долей секунды до нескольких минут.
На рис. 32 приведены кривые изменения давления во времени, полу-
ченные на модельной жидкости при давлении насыщения 0,68 МПа, газо-
вом факторе 10,35 м3/м3 и температуре 20° С, а на рис. 33 - на газиро-
ванной нефти Самотлорского месторождения при давлении насыщения
0,46 МПа, газовом факторе 2,56 м3 /м3 и температуре 20° С.
Точка, соответствующая минимальному давлению pmin, делит каждую
из кривых 2, 3, 4 на две части. Левая часть (участок декомпрессии) харак-
теризует изменение давления в цилиндре при движении поршня вниз, пра-
вая (участок рекомпрессии) — изменение давления в процессе кипения
жидкости.
Кривая (см. рис. 32) соответствует мгновенному перемещению порш-
ня. Разгазирование при этом протекает наиболее интенсивно. Вскипание
74
Рис. 32. Изменение давления в цилиндре (модельная жидкость)
1 — мгновенное перемещение поршня; время декомпенсации, мин: 2 — 0,4; 3 —
0,5; 4 - 1
Рис. 33. Изменение давления в цилиндре (газонасыщенная нефть) при времени де-
компрессии, мин:
1 - 0,42; 2 - 0,8; 3 - 1
Жидкости носит взрывообразный характер. Кипение происходит по всему
объему, и вся смесь представляет собой пенообразную массу. Пена разру-
шается через 1-2 с.
При медленном перемещении поршня пузырьки образуются на поверх-
ности поршня и в местах его контакта с цилиндром. Затем в объеме жид-
кости также начинают зарождаться нойые пузырьки, имеющие очень ма-
лые размеры.
Как следует из рис. 32-33, интенсивность разгазирования жидкости су-
щественно зависит от скорости изменения ее объема. Для определения ви-
да этой зависимости были построены графики (рис. 34), где интенсив-
75
ность кипения определяли как
J /z/V/m’c
Рис. 34; Зависимость интенсивности разгази-
рования от скорости изменения объема сме-
си при газосодержания, м3/м3:
1 - 21,6; 2 - 10,35; 3 - 2,56
' = РпшЛг/Ун7д, (40)
где Ег, Кн — объемы газа и
нефти в цилиндре соответствен-
но; т — время декомпрессии.
Как следует из рис. 34, интен-
сивность кипения снижается с
уменьшением газосодержания G,
однако время полной дегазации
с увеличением газосодержания
несколько увеличивается.
При перемешивании жидкос-
ти время кипения уменьшается
приблизительно в 4—5 раз
(давление насыщения 0,64
МПа, газовый фактор
3 м3/м3, температура 20° С)
(рис. 35).
На рис. 36 показано измене-
ние степени равновесности Е v во
времени, полученное на основа-
нии приведенных графиков (см.
рис. 32). Из рис. 36 видно, что
система приходит в равновесное
состояние лишь при т -» °° и
что в результате местабильного состояния в жидкости может оставаться
до 3 % газа (кривая 2) от общего его количества, которое должно выде-
литься при данном давлении. Время для выделения 99 % газа при макси-
мальной интенсивности кипения, соответствующей мгновенному переме-
щению поршня, составляет приблизительно 30 с (общее количество выде-
лившегося газа 2,7 м3/м3 при Др = 0,41 МПа). Заметим для сравнения,
что на большинстве сборных пунктов месторождений Западной Сибири
при таком же перепаде давления между сборными трубопроводом и се-
паратором время движения газожидкостной смеси составляет всего
2-5 с.
Если предположить, что процесс кипения по всей длине сборного трубо-
провода проходил при Еу= 1, а интенсивность кипения принять наиболь-
шую, из полученных при лабораторных исследованиях, то и в этом слу-
чае газ не успеет выделиться в трубопроводе и кипение нефти будет про-
должаться в сепараторе. Причем в результате отсутствия интенсивного пе-
ремешивания жидкости внутри аппарата выделяющийся в нем газ будет
обедняться легколетучими компонентами, а интенсивность кипения на-
чинает резко падать. Именно по этой причине в выходящей из сепаратора
нефти наблюдается заметное увеличение содержания метана и этана по
76
/(МПа
Рис. 35. Изменение давления в цилиндре в процессе дегазации (модельная жид-
кость) '.
1 — без перемешивания; 2 — с перемешиванием; 3 — при отстреле поршня
Рйс. 36. Изменение степени равновесности во времени:
1 — мгновенное перемещение поршня; 2 —время декомпрессии 1 мин
сравнению с равновесным состоянием [75]. Такая нефть при интенсивном
перемешивании может снова ’’закипеть”.
На описанной установке были проведены эксперименты, позволяю-
щие оценить изменение компонентного состава газа при различных режи-
мах разгазирования.
В качестве исходной смеси брали нефть, отобранную на устье скв. 312
Самотлорского месторождения при р = 1,5 МПа. Разгазирование в уста-
новке проходило при t = 20° С и давлении 0,1 МПа при трех режимах:
1) медленном изменении объема смеси, 2) интенсивном перемешивании
77
Таблица 18
Компоненты Медленное изменение объема смеси Интенсивное переме- шивание с непрерыв- ным отбором газа Умеренное переме- шивание без отбора газа
мол. % Eyi мол. % мол. % Eyi
сн4 53,13 0,72 77,0 1,04 74,23 1
С2Н6 9,30 1,29 6,29 0,87 7,20 1
с3н8 19,73 1,92 8,67 0,85 10,25 1
3,14 2,31 1,06 0,78 1,36 1
л-С4Н10 7,15 2,65 2,45 0,91 2,70 1
‘С5Н12 1,52 2,62 0,64 1,10 0,58 1
" "С5Н12 1,81 2,66 0,85 1,25 0,68 1
2-метилпентан 0,33 2,2 0,19 1,27 0,15 1
3-метилпентан 0,26 2,36 0,12 1,09 0,11 1
С6Н14 0,50 2,17 0,34 1,48 0,23 1
метилциклопентан 0,14 2 0,09 1,29 0,07 1
со, 0,95 0,87 0,99 0,91 1,09 1
N, 2,05 1,52 1,30 0,96 1,35 1 1
Плотность газа,кг/м3 1,266 । । 0,941 1 0,965 1
с. непрерывным отбором газа и 3) умеренном перемешивании без отбо-
ра газа.
Результаты эксперимента приведены в табл. 18.
В приведенной табл. 18 за равновесный состав был принят состав
газа, выделившегося при умеренном и длительном перемешивании смеси
без отбора газа до установления постоянного давления в сосуде. Разгази-
рование при медленном изменении объема смеси более всего соответству-
ет процессу дегазации, происходящему в сепараторе, а при интенсивном пе-
ремешивании с непрерывным отбором газа — процессу дегазации в тру-
бопроводе.
Как видно из таблицы, разгазирование при медленном изменении объе-
ма характеризуется значением £^, для СН4 меньшим единицы, а для
С3Н8 + высшие - большим единицы. Это указывает на то, что при отсут-
ствии перемешивания область, прилегающая к центрам пузыреобразования,
быстро обедняется легколетучими компонентами и в состав газа начинают
входить более тяжелые углеводороды. Такой режим дегазации невыгоден
практически, поскольку он ведет к уносу (потерям) вместе с газом боль-
шого количества бензиновых и более тяжелых фракций нефти. Плотность
газа при этом на 31,2'% больше, чем плотность в условиях равновесия.
Разгазирование нефти при интенсивном перемешивании с непрерывным
отбором газа характеризуется лучшими показателями по сравнению с
равновесным разгазированием: показатель Еи для метана имеет значение
больше единицы, а для С3Н8, j-C4H] 0 и и ,-С4Н( 0 - меньше единицы.
Плотность газа при этом также меньше на 2,5 %, чем при равновесном
разгазировании. В реальном трубопроводе отклонение будет еще заметнее,
поскольку ему будет способствовать фактор переноса и больший перепад
78
давления по сравнению с перепадом, при котором проводили моделирова-
ние. Увеличение концентрации легких углеводородов в газе при интенсив-
ном перемешивании жидкости объясняется существованием свободных
вихрей и кавитационных полостей, которые в условиях наведенной диф-
фузии быстро заполняются наиболее летучими компонентами и образуют
жизнеспособные пузырьки. Это явление, названное нами кавитационным
экстрагированием газа, можно использовать, например, для стабилизации
нефтей при небольших подогревах непосредственно в сепараторах КСУ.
Следует отметить, что уменьшение газового фактора, полученного при
промысловой дегазации нефти по сравнению с равновесным лабораторным
разгазированием было замечено В.И. Горояном [13]. По его данным, раз-
ница величины газового фактора при давлении дегазации 0,5 МПа и темпе-
ратуре 20° С достигает 20 м3/м3. Уменьшение газового фактора при разга-
зировании на промыслах объясняется уносом окклюдированного газа. Од-
нако для такого объяснения мало оснований, поскольку унос свободного
газа в количестве 20 м3/м3 (4 м3/м3 в условиях сепарации) при нормаль-
ной работе сепараторов невозможен. На наш взгляд, столь значительное
уменьшение газового фактора объясняется существованием неравновесно-
го разгазирования в трубопроводе. Практическое применение неравновес-
ного разгазирования, происходящего в трубопроводе, мы видим в воз-
можности увеличения выхода жидкой фазы по сравнению с обычным раз-
газированием нефти в сепараторе.
Глава IV
ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ СИСТЕМ СЕПАРАЦИИ НЕФТИ
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВНУТРИТРУ БНОГО РАЗГАЗИРОВАНИЯ
НЕФТИ
Предпосылки использования внутритрубного разгазирования на основа-
нии теоретического анализа, описанного ранее, и лабораторных экспери-
ментов послужили основой к разработке специального устройства, позво-
ляющего отбирать газ непосредственно из трубопровода до ввода газо-
жидкостной смеси в сепаратор.
Отбор газа из нефтегазопровода возможен только в том случае, если
в трубопроводе существует устойчивая раздельная структура потока.
Его необходимо осуществлять не на горизонтальном или восходящем
участке трубопровода, как это предлагается в работах [15, 52], а на нис-
ходящем. При этом газ отбирают с наименьшим содержанием капель жид-
кости, что дает возможность подавать его после несложной очистки непос-
редственно на ГПЗ, а трубопровод использовать в качестве самостоятель-
ной ступени дегазации. Применение наклонного нисходящего трубопрово-
да позволяет получить раздельную структуру потока при меньшем диамет-
ре, а следовательно, сократить металлоемкость или увеличить пропускную
способность трубопровода при том же диаметре.
Для подтверждения этих выводов нами выполнены сравнительные рас-
четы с привлечением диаграмм [ 11 ], отражающих зависимость критерия
Фруда для смеси FrCM от объемного газосодержания и определяющих гра-
ницу перехода раздельного течения с гладкой или волновой поверхностью
раздела в пробковое течение. Расчеты выполняли в такой последователь-
ности.
Определяли объем свободного газа, приходящегося на 1 м3 и выделяю-
щегося в наклонном трубопроводе по формуле Гипровостокнефти:
^.B^nig-^/lg-^, (41)
-Ср f'o
где Ип - полный газовый фактор, м3/м3; рнас - давление насыщения,
МПа; рср - среднее давление в наклонном трубопроводе, МПа; р0 - ат-
мосферное давление, МПа.
Определяли объем свободного газа, приведенного к условиям трубо-
провода:
^пр = ^срРо/^оРср’ (42)
где Тср - средняя температура смеси в наклонном трубопроводе, К; z —
коэффициент сжимаемости; TQ — температура, соответствующая стан-
дартным условиям.
80
Расход газа в условиях трубопровода
Сг = 2ж(1--^-)Гпр. (43)
где 2Ж — расход дегазированной жидкости, м3/с; wCH — обводненность
сырой нефти, массовая доля, %.
Расход нефти в условиях трубопровода определяли по формуле
<2н = еж(1--^)*. (44)
где В — коэффициент увеличения объема нефти, определяемый по номо-
грамме Стендинга [2].
Вычисляли коэффициент объемного газосодержания
& = QTl(QT*Qv + Qj^Y (45)
Расход смеси в трубопроводе
<2см = 2г + 2н + 2ж^- (46)
По графикам, полученным В.А. Мамаевым, Г.Э. Одишария и др. [18],
для заданного угла наклона трубопровода в и вычисленного значения 0
определяли параметр FrCM.
Вычисляли диаметр наклонного трубопровода
о;- ^5. (47)
У *FlCM
Формула (47) получена из выражения для критерия Фруда (34), в ко-
тором скорость смеси выражена через расход и диаметр трубопровода.
На рис. 37 приведены графики, иллюстрирующие зависимость расчет-
ного диаметра Dy от угла наклона в при различных значениях производи-
тельности. Из анализа кривых видно, что трубопровод с углом наклона
4° по сравнению с горизонтальным имеет диаметр в 1,4-1,6 раза мень-
ше. При одном и том же диаметре пропускная способность наклонного
трубопровода по сравнению с горизонтальным увеличивается в 2 раза
и более. Из рис. 37 также видно, что существенное уменьшение диаметра
трубопровода происходит при углах наклона до 4°. Дальнейшее увеличе-
ние угла, по-видимому, не влияет на структуру потока и приводит к неоп-
равданному усложнению конструкции.
Вывод о целесообразности отбора газа на наклонном нисходящем участ-
ке трубопровода был подтвержден экспериментально. Во время экспери-
мента через стеклянную трубу длиной 6 м с внутренним диаметром 60 мм
прокачивали воздуховодяную смесь при расходах по воде и воздуху до
20 и 10 м3/ч соответственно и наблюдали структуру потока. Угол наклона
81
Рис. 37. Зависимость расчетного диа-
метра от угла наклона при расходе,
тыс. м3 /сут:
1 - 5; 2-10; 2-20
Рис. 38. Конструкция ввода:
1 — наклонный трубопровод; 2 — отклоняющий экран; 3, 4', 5 — вертикальные
пластины
Рис. 39. Схема привязки УПО к сепаратору:
1 — подводящий трубопровод; 2 — ввод; 3 — наклонный трубопровод; 4 — гаэоот-
водящий трубопровод; 5 — каплеуловитель; 6 — фильтр грубой очистки; 7 — конус-
ный отбойник; S - фильтр тонкой очистки; 9 - газовая линия; 10 — сепаратор
a
Рис. 40. Графики для выбора диаметра трубопровода предварительного отбора газа
(м/м) при гср = 20 С и р = 0,2 МПа (а) и р = 0,4 МПа (б) :
1- И; = 20; 2- К»=40; 3- И*=60; 4- Г* = 80
трубы изменяли от -4 до +4°. Была качественно оценена зависимость
структуры потока от способа подачи смеси в наклонный трубопровод.
Эксперименты показали, что конструкция ввода оказывает большое влия-
ние на формирование устойчивой раздельной структуры потока. Наиболее
эффективна (по сравнению с подачей через цилиндрический насадок, пат-
рубок со скошенным торцом, струевыпрямляющие трубки и др.) подача
смеси через ввод, выполненный в виде отклоняющего экрана с продоль-
ными вертикальными пластинами, расположенными по ходу движения
83
Рис. 41. Графики для выбора диаметра трубопровода предварительного отбора газа
(м3/м3) при р = 0,8 МПа и ?ср = 20° С
1 - Гп= 100; 2- Г„ = 120; 3- Кп=Ч50; 4 - Кп = 200; 5 - Гп = 300
потока (рис. 38). Применение такого ввода исключает перемешивание
газожидкостного потока на входе в наклонный трубопровод и позволяет
отбирать газ с наименьшим содержанием капельной жидкости. Аналогич-
ные выводы получены при промысловых испытаниях.
Проведенные исследования послужили основой к разработке промыш-
ленной конструкции устройства предварительного отбора газа (УПО) из
трубопровода [46]. Конструкция УПО и схема привязки его к сепаратору
показаны на рис. 39. Устройство представляет собой трубопровод, имею-
щий уклон в сторону* сепаратора. На входе в устройство установлен ввод,
к которому подсоединен подводящий трубопровод. Газоотводящий тру-
бопровод соединен с наклонным трубопроводом и с выносным каплеуло-
вителем, в качестве которого используют существующий газовый сепара-
тор, обустроенный конусными отбойниками и фильтрами грубой и тонкой
очистки. Нижний конец наклонного трубопровода подсоединен к выходу
сепаратора, а газовая линия сепаратора — ко второму вводу каплеулови-
теля. Схема работает следующим образом. Газожидкостную смесь из под-
водящего трубопровода через насадок вводят в наклонный трубопровод,
где происходит разделение ее на самостоятельные потоки жидкости и га-
за. Отделившийся в трубопроводе свободный газ из наклонного трубопро-
вода по газоотводящему трубопроводу подают в каплеуловитель и далее
на ГПЗ. После отбора газа нефть из наклонного трубопровода поступает в
сепаратор, где происходит окончательное разделение нефти и газа. Из сепа-
ратора нефть под собственным давлением или с помощью насоса направля-
ется на установку товарной подготовки, а газ — в каплеуловитель и далее
на ГПЗ.
84
В институте СибНИИНП разработана методика определения основные
размеров конструкции устройства предварительного отбора газа, расчез
которых ведут по уравнениям (41) - (47). На рис. 40,41 приведены об
общенные графики для выбора диаметра наклонного трубопровода пре
расходе жидкости от 5-103 до ЗО-1О3 м3/сут и газовом факторе от 2С
до 300 м3 /м3.
Рекомендуемая конструкция УПО и компоновочная схема (см. рис.
39) позволяют уменьшить ценообразование, создать более благоприят-
ные условия для равномерной нагрузки параллельно работающих аппа-
ратов, а следовательно, увеличить их производительность. Оценочные
расчеты, проведенные по методике Гипровостокнефти, показывают,
что уменьшая количество газа, поступающего на вход в сепаратор на
50—80 %, можно увеличить расход жидкости на один аппарат объемом
80 м3 до (12-15)-103 м3/сут, а при использовании аппарата объемом
100 м3 эта нагрузка может быть доведена до (18-20)-103 м3/сут. Эти
цифры подтверждаются результатами промысловых испытаний.
ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ И ПРОМЫШЛЕННОЕ ПРИМЕНЕНИЕ
СЕПАРАЦИОННЫХ УСТАНОВОК С УСТРОЙСТВАМИ
ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ОТБОРА ГАЗА
Для промышленной проверки было изготовлено несколько модификаций
опытных образцов УПО (рис. 42), техническая характеристика которых
дана в табл. 19, и проведено их испытание на Самотлорском (ДНС-1 и
КСП-9) и Усть-Балыкском (ЦСП) месторождениях.
На Самотлорском месторождении УПО испытывали в участковой систе-
ме сбора при обводненности нефти 5-30 % и газовом факторе порядка
90 м3/м3. На ДНС-1 испытания проводили в комплекте с сепаратором
СУ-20 000 объемом 50 м3, на КСП-9-в комплекте с сепаратором объемом
100 м3 (рис. 43). На Усть-Балыкском месторождении УПО испытывали
в однотрубной системе сбора в условиях высокой обводненности нефти
(более 50 %) с газовым фактором около 40 м3 /м3. Сепаратором служил
аппарат объемом 200 м3, обустроенный на входе дефлектором из двух
полуцилиндрических поверхностей (рис. 44). Нефть из УПО можно было
подавать либо в сепаратор I ступени, либо, минуя его, непосредственно на
КСУ; при этом УПО испытывали как самостоятельную (I) ступень сепара-
ции. В конструкции УПО была предусмотрена возможность отбора газа
в трех точках: в начале (над насадком), в середине и в конце наклонного
трубопровода.
Целью испытаний было: 1) определение структуры потока в наклон-
ном трубопроводе; 2) измерение величины уноса капельной жидкости
и газового фактора после сепараторов и УПО; 3) определение степени от-
бора газа из УПО; 4) определение компонентного состава газа.
Структуру потока определяли с помощью зондов, унос капельной жид-
кости - по методике ВНИИСПТнефть, газовый фактор — методом разга-
зирования нефти при атмосферных условиях с измерением объемов жид-
кости и газа. Степень отбора газа определяли с помощью расходомеров
85
Рис. 42. Модифицированные опытные образцы УПО:
а - КСП-9; б - ДНС-1; в - ЦПС
Рис. 43. Схема испытаний УПО на КСП-9 Самотлорского месторождения:
1 — наклонный трубопровод; 2 — газоотводящий трубопровод; 3 - распределитель-
ный трубопровод; 4 — сепаратор; 5 — каплеуловитель; 6 — буферная емкость; 7 —
насос; /, II — точки отбора
или сравнением газовых факторов на входе и выходе УПО, компоновоч-
ный состав газа — на лабораторном хроматографе по пробам, отобранным
обычными методами.
В табл. 20 приведены изменения газового фактора на входе и выходе
сепараторов, полученные при испытаниях на КСП-9. Из таблицы следует,
что газовый фактор на входе в сепараторы в результате применения УПО
уменьшился в среднем на 69-75 %, а на выходе - на 66 % (с 9,16
до 3,13 м3/м3).
Отличие газовых факторов на входах в сепараторы обусловлено комп-
лекторной схемой подачи продукции скважин. В такой схеме первый по
ходу движения смеси сепаратор (№ 1) оказывается значительно перегру-
женным. Это отмечалось ранее и другими исследователями [15]. При ра-
боте с УПО разница в газовых факторах уменьшается.
На рис. 45 показаны экспериментальные зависимости газового фактора
от удельной нагрузки по жидкости (отношение суточной производитель-
ности сепаратора к его объему). Результаты показывают, что УПО способ-
ствует более полному выделению газа в сепараторе. Это происходит за
счет снижения скорости ввода и устранения интенсивного перемешивания
газожидкостной смеси и дробления газовых пузырьков в аппарате [33].
86
Таблица 19
Параметры КСП-9 днс-1 ЦСП
Диаметр наклонно- го трубопровода, мм Длина наклонного 800 800 1000
трубопровода, м Угол наклона, 22 25 15
градус Диаметр газоотво- дящего трубопро- 4 5 4
вода, мм 200 325 300
Число точек отбора Способ подачи газо- 2 1 3
жидкостной смеси Без специального Через патрубок со Через ввод с откло-
ввода скошенным торцом няющим экраном
Однако уменьшение гавового фактора существенно лишь при расходах
100 м3/м3 и более, при расходах 50—60 м3/м3 предварительный отбор
газа практически не оказывает влияния на величину остаточного газового
фактора.
В табл. 21 приведены данные по содержанию капельной жидкости
в газе на выходе из сепаратора при работе с УПО и без него.
Как видно из таблицы, повышение единичной производительности
сепаратора до 25667 м3/сут при работе без УПО приводит к резкому
Рис. 44. Схема испытаний УПО на ЦСП Усть-Балыкского месторождения:
I — наклонный трубопровод; 2 — гаэоотводящий трубопровод; 3 — распределитель-
ный трубопровод; 4 - сепаратор I ступени; 5 — каплеуловитель; 6 — сепаратор
КСУ; 7 — расходомер; I, II, III — точки отбора
87
Рис. 45. Зависимость газового
фактора от удельной нагрузки
по жидкости:
1 - сУПО; 2 - без УПО
увеличению уноса капельной жидкости
(до 0,200 кг/м3). При включении УПО
унос уменьшается до (50—60) х
х10"6 кг/м3. Это указывает на то, что
очистку газа в сепараторе можно довести
до требуемых норм (50- 100 кг/м3) и
подавать газ непосредственно на ГПЗ,
минуя газовый сепаратор.
Таким образом, приведенными ис-
следованиями доказана принципиальная
возможность увеличения единичной про-
изводительности аппарата объемом
100 м3 за счет использования пред-
варительного отбора газа до (20—25) х
хЮ3 м3/сут.
В исследованиях была также пос-
тавлена задача выявить рациональные
режимы работы самого УПО и опре-
деления наиболее эффективных вари-
антов его конструктивного исполнения
для уменьшения уноса капельной
жидкости. Испытания на ДНС-1 и КСП-9 показали, что унос капельной
жидкости из УПО непостоянен во времени и изменяется в очень широких
пределах ((0,480 - 5600)-10’3 кг/м3). Кратковременные выбросы
жидкости достигают 0,080 — 0,100 кг/м3. Максимальная величина уноса
наблюдается в момент прохождения жидкостной пробки, в результате
чего структура потока в наклонном трубопроводе переходит от раздель-
ной к раздельно-волновой с амплитудой волны, достигающей верхнюю
образующую трубопровода. При этом гребни волн подхватываются по-
током газа и выносятся в газоотводящий трубопровод, вследствие чего
унос капельной жидкости резко увеличивается.
Для выявления условий отбора газа из УПО с наименьшим содержани-
ем капельной жидкости, а следовательно, облегчения его дальнейшей
очистки были проведены испытания различных вариантов ввода смеси
в наклонный трубопровод и отбора из него газа. Так, при испытаниях на
КСП-9 установили, что отбор газа в начале наклонного трубопровода (точ-
ка I, см. рис. 43) без насадка приводит к уносу вместе с газом 0,300 —
0,400 кг/м3 нефти и более. Это можно объяснить тем, что в данной точ-
ке отсутствует раздельное течение нефти и газа вследствие изменения нап-
равления потока от восходящего к нисходящему. При отборе газа в кон-
це наклонного трубопровода (точка II-, см. рис. 42) величина уноса жид-
кости уменьшается, но все же составляет (1-2) -10’3 кг/м3.
Картина резко изменяется, если вводить смесь через специальный на-
садок. В этом случае наиболее чистый газ получается при отборе его в на-
чале наклонного трубопровода и значение уноса уменьшается до (0,100 —
0,400)-10'3 кг/м3. Такой вывод получен при испытаниях УПО на ЦСП
Усть-Балыкского месторождения, где были исследованы варианты отбора
88
Таблица 20
1 Суммарная нагрузка по жидкости, м /сут Число сепараторов, шт. Нагрузка на один сепаратор, мл/сут Давление сепарации, МПа Газовый фактор ppi^ работе без УПО, м /м Газовый фактор -РРИ, работе с УПО, м /м3
на входе на выходе сепараторов на входе на выходе । сепараторов |
। сепаратор 1 №1 1 сепаратор №2 сепаратор №1 сепаратор №2
24 800 4 6200 — 5,9 — — —
25200 2 12600 0,35 120 413 23 21 11 24
25 200 2 12600 0,35 100 37,9 23 23 12 2,4
25200 2 12600 035 98 39 5,3 27,3 20 23
25200 2 12600 038 100 40 2,8 29 25 23
25 200 2 12600 0,34 ПО 50 3,0 32 18 2,0
25667 1 25667 0,48 — 90 25 — 18 4,6
25667 1 25667 0,60 — 90 23 — — 53
Таблица 21
Расход жидкости в одном ^епарато- ре, м /сут Место отбора пробы Содержание капельной жидкос- ти, 10'° (кг/м3)
без УПО с УПО
6200 Вход каплеуловителя 7300 —
12800 Выход сепаратора №2 1350 60
25667 То же 200000 50
газа из трех различных точек наклонного
трубопровода и где смесь вводили через
насадок с отклоняющим экраном и про-
дольными направляющими пластинами (см.
рис. 38). В табл. 22 приведены результаты
этих испытаний при работе УПО в качестве
самостоятельной (I) ступени сепарации
с различными точками отбора газа (р =
= 0,35 МПа, t= 34° С, Q= (12-19)х
хЮ+3 м3/сут).
Величина уноса зависит также от доли
отбора газа из УПО. На рис. 46 приведена
такая зависимость, полученная при испы-
таниях на Усть-Балыкском месторождении.
Данная зависимость указывает на воз-
можность управления качеством отбирае-
мого газа изменением степени его отбора.
Исследования позволили отработать на
Усть-Балыкском месторождении наиболее
эффективные режимы работы УПО как в
Рис. 46. Зависимость уноса
капельной жидкости от сте-
пени отбора газа в трубо-
проводе г*:
1 — в начале; 2 — в конце
89
Таблица 22
Точки отбора газа Доля отбора Величина уноса капельной жидкости, 10"3, кг/м3 Остаточное газосо- держание, м3/м3
1 0,8 0,090-0,200 —
1 1,0 0,200-0,450 2,150
2 1,0 0,500-1,300 2,4
3 1,0 Не более 10 2,0^2,9
1и2 0,8 0,200-0,900 —
1 и 3 0,8 0,500-1,500 —
2и 3 0,8 0,800-1,600 —
Таблица 23
Схема подключения УПО Средний рас- ход ж^щкости, м /сут Давле- ние се- пара- ции, МПа Величина уноса ка- пельной жидкости, 10" , кг/м3 Остаточное га- зосоде^жа^ие,
Самостоятельная ступень В комплекте с сепара- тором объемом 200 м3 15000 ЗЗООО 0,35 0,35 0,200-0,400 0,020-0,050 2,1—2,5 2,0-2,8
качестве самостоятельной ступени сепарации, так и в комплекте с сепа-
ратором. Результаты отработки режимов сепарации на Усть-Балыкском
месторождении даны в табл. 23.
Проведенными промысловыми исследованиями было подтверждено,
что при неравновесном (внутритрубном) разгазировании газовая фаза со-
Таблица 24
Дата Содержание
сн4 С2Н6 С3Н8 '=С4Н10 и=С4Ню '=С5Н12 ”=С5Н12
3.10.75 75,17 6,04 8,62 1,97 4,16 0,94 1,18
50,71 7,64 15,98 4,82 10,17 2,85 3,58
3.10.75 81,26 3,61 7,16 1,58 3,30 0,78 0,89
58,92 4,91 14,27 4,15 8,67 2,54 2,90
4.10.75 74,99 5,10 9,95 1,97 4,07 0,98 1,14
50,29 6,41 18,33 4,78 9,88 2,95 3,44
6.10.75 68,85 7,21 12,03 2,30 5,22 1,13 1,31
42,86 8,42 20,59 5,19 11,78 3,16 3,67
6.10.75 77,85 6,16 7,42 2,00 3,43 0,75 0,83
55,08 8,17 14,43 5,13 8,79 2,38 2,64
* В числителе молярное содержание компонентов (мол. %) , в знаменателе —
** Работа схемы без УПО.
90
держит меньшее число фракций C3Hg - С5Н2 2 по сравнению с условиями,
приближающимися к равновесным, т. е. условиями разгазирования в сепа-
раторе. В табл. 24 приведены компонентный состав газа и его плотность
при работе схемы с УПО и без него. Плотность газа при работе с УПО
в среднем на 0,087 кг/м3 меньше, чем плотность газа, отбираемого из се-
паратора без применения УПО. Уменьшение плотности произошло за счет
увеличения содержания в газе метана и уменьшения содержания более тя-
желых компонентов. Так концентрация пропана в газовой фазе уменьши-
лась на 21,6 %, н-бутана на 17,7 % и н-пентана на 224 % по сравнению
с первоначальным содержанием. Следовательно, часть этих компонентов
при разгазировании остается в нефти. При газовом факторе около
80 м3/м3 массовое количество этих компонентов равно 0,087-80 *
«в 7,0 кг/м3, или 8,23 кг/т (плотность нефти принята 850 кг/м3). Таким
образом* увеличение выхода жидкой фазы, или сокращение потерь, в ре-
зультате использования эффекта внутритрубного разгазирования состав-
ляет 0,82 % от массы нефти. Фактически эта величина будет несколько
больше, так как с применением внутритрубного разгазирования будет
уменьшаться не только плотность отеепарированного газа, но и его объем.
Приращение выхода компонентов СН4 - С5Н12 в жидкую фазу в ре-
зультате применения УПО, кг/т, показано ниже.
сн4 с2нб
-4,04 +1,45
Я '^4^1 0
+2,52
сэн8
+4,95
/-С5Н12
+0,71
/=с4н10
+0,66
л-С5Н12
+0,99
компонентов*
2 МП ЗМП с,н. л 6 14 МЦП со2 *2 Р24°
0,21 0,20 0,27 0,10 0,14 1,00
—— 1 — 0,988**
0,76 0,72 0,98 0,35 0,26 1,18
0,20 0,13 0,21 0,14 0,08 0,66 0,920 /
0,78 0,51 0,82 0,53 0,16 0,84
0,25 0,14 0,24 0,10 0,09 0,98 0,995**
0,90 0,50 0,86 0,35 0,16 1,15
0,22 0,19 0,36 0,14 0,25 0,79 1,071”
0,74 0,64 1,20 0,46 0,43 0,86
0,14 0,10 0,18 0,10 0,19 0,85 0,943
0,53 0,38 0,68 0,37 0,37 1,05
массовое (мае. %)
91
Рис. 47. Применение УПО в системах нефтегазосбора:
I— реагент; II — газ со ступеней сепарации; III— дренажная вода; IV— товарная
нефть; 1 — выкидная линия скважины; 2 - групповая замерная установка; 3 —
УПО; 4 — сепаратор I ступени; 5 — каплеуловитель; 6 — дожимной насос; 7 — сепа-
ратор с предварительным сбросом воды; 8 — нагреватель; 9 — устройство для раз-
рушения эмульсии; 10 — отстойник; 11 — сепаратор концевой ступени; 12 — расхо-
домер ’’Норд”; 13 — насос дренажной воды; 14 — промежуточный сепаратор; 15 —
технологический резервуар
Отсюда следует, что основное приращение выхода жидкой фазы проис-
ходит за счет пропана и бутанов (4,95 и 3,18 кг/т соответственно).
Приведенные результаты промысловых испытаний подтвердили спра-
ведливость выводов и позволили выдать практические рекомендации по
применению устройств предварительного отбора газа в схемах сбора и се-
парации нефти.
На рис. 47, а, б показано применение сепараторов с УПО в системах
нефтегазосбора с дожимными насосными станциями и комплексными
сборными пунктами (вариант газонасыщенной подготовки).
При небольших значениях газового фактора (40 м3/м3 и менее) в уст-
ройстве предварительного отбора газа может осуществляться I ступень
дегазации:
в однотрубных системах сбора (рис. 47,в);
в системах сбора с частичным обезвоживанием нефти (рис. 47, г).
Применение УПО в указанных схемах1 позволяет снизить металлоем-
кость сепарационного оборудования в 2—5 раз и одновременно увели-
чить содержание в нефти бензиновых и более легких фракций за счет ис-
пользования неравновесного разгазирования.
Технологические схемы сепарации нефти с устройствами предваритель-
ного отбора газа приняты ведомственной комиссией Миннефтепрома и ре-
комендованы к широкому промышленному применению. Такие схемы
используют во всех проектах обустройства и реконструкции месторожде-
ний Западной Сибири. Начиная с 1975 г., схемы внедрены и успешно экс-
плуатируются на Усть-Балыкском, Самотлорском, Федоровском, Мамон-
товском, Советско-Соснинском и других месторождениях Главтюменнёф-
тегаза и объединения Томскнефть.
конструктивные параметры УПО должны быть рассчитаны в каждом конкрет-
ном случае отдельно с учетом особенностей схемы нефтегазосбора, физико-химичес-
ких свойств нефти и колебаний расхода.
Глаза V
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ СОВМЕЩЕНИЯ
ПРОЦЕССОВ
РАЗГАЗИРОВАНИЯ И ЧАСТИЧНОГО
ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ
Необходимость предварительного обезвоживания нефти до установок то-
варной подготовки обусловлена возрастающим объемом поступающей
жидкости при высоком содержании в ней воды (30—90 % и более).
В качестве аппарата для предварительного обезвоживания нефти в от-
крытых (самотечных, двухтрубных) системах сбора повсеместно приме-
няют вертикальные стальные резервуары РВС (объем 1000—5000 м3).
В герметизированных напорных системах эти аппараты применять невоз-
можно, так как они не рассчитаны на работу под давлением.
Простая замена резервуаров РВС на аппараты высокого давления 0,6—
1,6 МПа, имеющие объем не более 200 м3, не может быть достаточно эф-
фективной, так как это увеличит число аппаратов, металлоемкость
и капитальные вложения. Переход на напорную систему должен предус-
матривать интенсификацию технологического процесса предварительного
обезвоживания нефти.
Один из способов интенсификации — это совмещение процессов предва-
рительного обезвоживания с процессом разгазирования в одной и той же
емкости, что позволяет не только полнее использовать установленный
объем технологического оборудования, но и значительно ускорить про-
цесс разрушения водонефтяной эмульсии и отделения свободной воды.
ВЛИЯНИЕ ПЛЕНОК РАСТВОРИМЫХ ВЕЩЕСТВ
НА ПРОЦЕССЫ ОБРАЗОВАНИЯ ЭМУЛЬСИЙ
И РАЗГАЗИРОВАНИЯ НЕФТИ
В процессах, связанных с разгазированием и обезвоживанием нефти, су-
ществуют две границы раздела фаз жидкость—газ и жидкость—жидкость.
При движении смеси по трубам, а также в сепарационных и водоотдели-
тельных устройствах в результате изменения термодинамических усло-
вий и дросселирования происходят выделение газа, образование пузырь-
ков, капель одной из жидкостей, движущейся в другой, дробление и ук-
рупнение пузырьков и капель.
Если вода — это раствор различных солей, то в нефти растворены по-
верхностно-активные вещества (ПАВ): смолы, асфальтены, нафтеновые
кислоты и др. Пленки этих веществ образуются в результате адсорбции
их на поверхности раздела фаз. В растворах, состоящих из нескольких
веществ, молекулы с ббльшей интенсивностью силового поля будут стре-
миться уйти внутрь жидкости, и поверхность в результате этого обогатит-
ся молекулами с меньшей интенсивностью. Этому процессу препятству-
ют тепловое движение молекул, осмотическое давление и диффузия. В ре-
зультате наступает определенное динамическое равновесие, характеризую-
94
щееся избытком концентрации ПАВ в поверхностном слое. Равновесие
обычно наступает через доли секунды. В результате обогащения поверх-
ностного слоя молекулами с меньшей интенсивностью силового поля
(втягивающихся внутрь с меньшей силой) поверхностное натяжение
уменьшается. Присутствие в воде неорганических солей незначительно по-
вышает поверхностное натяжение. Наличие пленок растворимых веществ
на поверхностях раздела и их строение характеризуют размеры пузырь-
ков газа; вид дегазации в скважинах и в сепарационных устройствах об-
условливает вид и стойкость эмульсий, которые бывают двух видов. В
одних основную роль в стабилизации играют электрические заряды,
в других — образование пленок растворимых или нерастворимых веществ.
Поверхностное натяжение нефти на границе с водой резко понижается,
если в ней присутствуют растворимые ПАВ и особенно нафтеновые кис-
лоты. Понижение поверхностного натяжения способствует эмульгирова-
нию. Однако при малом поверхностном натяжении не образуются стойкие
эмульсии. Многочисленные наблюдения и измерения показали, что устой-
чивые эмульсии характеризуются плотной упаковкой молекул, при этом
пленки, покрывающие глобулы эмульсии, могут быть твердыми или
жидкими.
Независимо от вида эмульсии диаметр капелек стабильной эмульсии
составляет несколько микрометров, хотя их величина может изменять-
ся, что связано с количеством эмульгатора. Когда эмульгатора немного,
то мала и устойчивая площадь раздела фаз и капли стабильной эмульсии
будут крупнее. Чем больше эмульгатора, тем больше площадь, которую
он может покрыть плотным монослоем и тем мельче мицеллы стойких
эмульсий. Они достигают минимальных размеров, зависящих как от ро-
да эмульсионной фазы, так и от вида и свойств эмульгатора, так как
оба эти фактора обусловливают устойчивость капли при минимальных
размерах.
В последнее время в литературе начали появляться высказывания
о ’’пережатии” пузырьков газа вследствие образования на границе разде-
ла с нефтью плотных пленок ПАВ, препятствующих не только расширению
газового пузырька при снижении давления, но и диффузии газа в пузы-
рек. В эмульсиях этому способствует полярность воды, облегчающая
адсорбцию ПАВ. Молекулы ПАВ ориентируются своими гидрофильными
концами в сторону воды, образуя жидкие или твердые пленки. Наличием
плотных пленок обусловливается стойкость водонефтяных эмульсий. Ко-
гезионные силы молекул пленки ПАВ на границе жидкость — жидкость
значительно слабее, чем на границе жидкость — газ. И если бы пленка была
не плотной, то при столкновении двух капель молекулы ПАВ оттеснялись
бы и капли сливались. Адсорбция ПАВ из органических жидкостей на
границе с воздухом незначительна. По нашему мнению, нет причин увели-
чения этой адсорбции на границе с газом. И если незначительность ад-
сорбции ПАВ в углеводородных жидкостях на границе с воздухом объяс-
няется тем, что силовое поле вокруг углеводородной части молекулы
ПАВ слабее, чем вокруг активной ее части, то на границе с газом на моле-
95
кулу, расположенную на поверхности жидкости будут действовать угле-
водородные молекулы газа.
Во многих девонских фонтанных скважинах на устье наблюдается дви-
жение газожидкостной смеси в виде пены. Но наиболее устойчивые к коа-
лесценции пузырьки и пены получаются при наиболее резком изменении
поверхностного натяжения с изменением концентрации ПАВ, т. е. когда
раствор легко и быстро изменяет поверхностное натяжение. Такие усло-
вия соблюдаются для растянутых жидких пленок либо для пленок, на-
ходящихся в состоянии двухфазного равновесия. Эти пленки не препят-
ствуют испарению жидкости, поэтому сохраняется возможность фазовых
переходов и диффузии газа в пузырек, которой объясняются довольно
большие размеры пузырьков на устье фонтанных скважин. Если, по дан-
ным К.В. Виноградова [10], зарождающийся пузырек имеет диаметр
10~4 — 10-s мм, то при уменьшении давления в 100 раз диаметр его в ре-
зультате расширения должен увеличиться всего в 5 раз; на самом деле он
увеличивается в 104 раз, достигая на устье размеров 0,2-0,6 мм [9].
При движении продукции скважин в трубах, в сепарационных и водо-
отделительных устройствах по мере падения давления происходит не толь-
ко диффузия газа в ранее образованные пузырьки, но и образование но-
вых газовых включений. Размеры зародившихся и уже развившихся в ре-
зультате диффузии пузырьков могут отличаться в сотни и тысячи раз.
В результате разной кривизны поверхности давление насыщенных паров
над вогнутой поверхностью меньше, чем над плоской, так как конденса-
ция паров вызывает уменьшение вогнутой поверхности, т. е. оказывает на
нее такое же действие, как и поверхностное натяжение.
ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА УСТОЙЧИВОСТЬ
ЭМУЛЬСИЙ
Основным показателем эмульсии является устойчивость, определяемая
временем ее существования:
т = H/V, (48)
где Н — высота эмульсии в делительной воронке, м; V — средняя линей-
ная скорость самопроизвольного расслоения системы, м/с.
Устойчивость эмульсии зависит от дисперсности, вязкости системы
и структурно-механических свойств защитных слоев на поверхности ка-
пель эмульгированной воды (для эмульсии вода в нефти) [50]. Эти фак-
торы взаимосвязаны.
Дисперсность эмульсии определяется величиной D
где Г], г2..гп - радиусы глобул воды, мкм; х, ,х2,... ,хп - число час-
тиц данного размера, % от общего числа частиц.
96
Радиус частиц,**.
Рис. 48. Распределение размеров глобул воды
в эмульсии на отдельных участках системы
сбора:
1 - на устье скв. 641; 2 - то же скв, 389; 3 —
до газосепаратора; 4 - до насоса; 5 - после
насоса
Рис. 49. Кинетика отстоя воды из эмульсии
дляГТУ-27:
7 — до газосепаратора; 2 — после газосепа-
ратора
Исследования, проведенные в НПУ Арланнефть И.Д. Муратовой, пока-
зали, что степень дисперсности эмульсии изменяется при движении ее от.
устья скважины до сборного пункта. На рис. 48 показано изменение
размеров глобул воды в зависимости от места отбора пробы в системе
нефтегазосбора. По сравнению с устьевой пробой эмульсия, отобранная пе-
ред газосепаратором, имеет меньшую дисперсность (больший размер гло-
бул). После газосепаратора дисперсность эмульсии повышается, затем
стабилизируется.
Отбор легких фракций нефти в процессе разгазирования приводит к
увеличению дисперсности и поверхностного натяжения, что способствует
образованию более стойкой эмульсии. На рис. 49 приведена зависимость
количества отделившейся воды (%) от времени отстоя из пробы эмуль-
сии, взятой в сепараторе до разгазирования и после него.
Из рисунка видно, что при одном и том же времени отстоя количество
отделившейся воды из разгазированной пробы эмульсии в 2—3 раза
меньше по сравнению с пробой эмульсии до разгазирования. Рост перепада
97
Таблица 25
Перепад давления при отборе пробы, МПа Содержание глобул воды, %, размером, мкм D
200 100 50 25 15 10 5
0,1-00 7 39 13 24 12 6 0 3,0
0,1-05 4 41 10 27 9 9 0 3,2
0,1-10 5 12 20 33 20 0 10 5,2
0,1-3 5 10 18 52 0 15 0 4,1
0,4-0 0 0 13 40 0 29 18 7,4
Таблица 26
Размеры глобул, мкм Режим центрифугирования Количество частиц, %, в зависимости от пере- мешивания, рад/с
рад/с время, мин 104,72 314,16 628,32 942,48
200 2 0 0 0
100 — 6 35 0 0 0
50 — 15 30 7 0 63
25 52,36 4 0 42 0 0
15 5236 5 23 44 73 0
10 52,36 12 0 7 2 0
5 209,44 5 12 0 68 б
2 209,44 28 0 0 15 87,5
1 418,88 33 0 0 73 0
давления при движении эмульсии по промысловым коммуникациям
приводит к повышению ее дисперсности. В табл. 25 приведены данные
седиментационного анализа для 10 %-ной эмульсии при различных пере-
падах давления.
Размер глобул зависит от скорости потока. И.Д. Муратовой в лабора-
торных условиях было оценено влияние скорости перемешивания эмульсии
на ее дисперсность. Для опыта брали арланскую нефть с пластовой водой,
мешали ее пропеллерной мешалкой. Глобулы отделяли центрифугирова-
нием. Скорости центрифугирования также изменяли. Результаты опытов
приведены в табл. 26.
Увеличение скорости перемешивания дает более тонкодисперсную
эмульсию. Для 104,72; 314,16; 628,32 и 942,48 рад/с мешалки дисперс-
ность составляет соответственно 4,9; 5,5; 29,3; 43,9. Чтобы отделить
большее число, частиц потребовалось увеличить частоту вращения центри-
фуги до 209,44, что отвечает стойкости эмульсии при 628,32 и 942,48 рад/с
мешалки. Таким образом, увеличение дисперсности способствует увеличе-
нию стойкости эмульсии. К такому же выводу пришел С.Б. Абдурашидов
[1], исследуя нефтяные эмульсии различных нефтяных районов страны.
А.А. Петров для характеристики стойкости эмульсии предложил ис-
пользовать параметр
/= (Рв-Рн)/1?- (50)
98
Тис. 50. Изменение вязкостных характеристик нефтяных эмульсий на отдельных
участках системы сбора:
а — ГТУ-27; б — скв. 641; 1 — на устье скважины; 2 — до сепаратора; 3 — до насоса;
4 - после насоса
где рв — плотность воды, кг/м3; рн — плотность нефти, кг/м3, при 20° С;
1? — вязкость нефти, Па-с.
Нефтяные месторождения восточных районов СССР по стойкости
эмульсий (параметру f) характеризуются данными, приведенными в
табл.27.
Следует отметить, что параметр/- не универсальная величина, харак-
теризующая стойкость эмульсии, так как она не учитывает содержание во-
ды, ее дисперсность и компонентный состав нефти, с изменением которых
должны изменяться свойства эмульсии.
Исследованиями [29] установлено, что стойкость эмульсий повышает-
ся с увеличением содержания в нефти асфальтенов. Эмульсии более арома-
тизированных нефтей с одинаковым содержанием асфальтенов будут лег-
че разрушаться, чем нефти парафино-нафтенового ряда. Это относится
и к нефтям с одинаковым количеством ароматически- углеводородов
и разным содержанием асфальтенов. Для парафинистой нефти параметр/
верен при содержании воды в пределах 20 %.
Вязкость (кажущаяся вязкость) — один из основных факторов, опре-
деляющих стойкость эмульсии. На рис. 50 показано изменение вязкости
эмульсии, измеренной с помощью реовискозиметра в зависимости от мес-
та отбора пробы. По мере удаления от устья скважины вязкость эмульсий,
как и дисперсность, возрастает, т. е. вязкость увеличивается в связи с раз-
газированием и увеличением дисперсности. По абсолютному значению вяз-
кость эмульсии скв. 641 выше, чем вязкость сборной эмульсии групповой
трапной установки ГТУ-27, так как-содержание воды в продукции скв.
641 25 %, в продукции ГТУ-27 — 12 %. Для расчета вязкости систем с раз-
личным содержанием диспергированного вещества предложено несколько
уравнений. Основным является уравнение Эйнштейна.
99
Таблица 27
Месторождение Продуктив- ный горизонт Номер скважины Нефть Вода Р4° f
Р4° т|20,Па.-с
Радаевское с 3 0,9044 0,0943 1,1608 0,27
Покровское с 3 0,8562 0,0159 1,1692 1,96
Ромашкинское дп 52 0,8605 0,0135 1,1902 2,44
Ро машкинское Д1 12 0,8603 0,0119 1,1922 2,78
Жигулевское ДШ 3 0,8596 0,0101 1,1762 3,14
Туймазинское д Сбор 0,8493 0,0090 1,1900 3,79
Зольненское с 7 0,8340 0,0085 1,1560 3,81
Стрельнинское с 1 0,8473 0,0083 1,1664 3,83
Яблоневское Пермский Сбор 0,8482 0,00657 1,1071 3,94
Жигулевское ДП 1 0,8486 0,00770 1,1844 436
Бавлинское Д 259 0,8386 0,00661 1,1895 5,34
Покровское Башкирский 1 0,8046 0,0048 1,0869 5,86
Зольненское Д 1 ’ 0,8162 0,00302 1,1884 12,32
Структурно-механические свойства защитных слоев эмульсий. По мере
продвижения эмульсии от сепаратора дисперсность увеличивается до не-
которого предела, а затем остается постоянной. Изменение дисперсности
эмульсий дано в табл. 28.
Стойкость эмульсии продолжает возрастать при упрочнении защит-
ных оболочек глобул. Для разрушения их необходимо вводить деэмуль-
гатор. При одной и той же дозировке деэмульгатора и постоянном време-
ни отстоя (табл. 29) количество выделившейся воды из эмульсии, взя-
той перед установкой по подготовке нефти, примерно в 1,5 раза меньше,
чем после насосов групповой трапной установки.
Влияние защитных слоев сказывается и при разрушении эмульсий,
взятых на устье скважин и перед трапом. Так как оболочка глобул не
приобрела еще достаточной прочности, то возможно разрушение эмуль-
сии на участке устье — скважина — трап. Так, в пробе скв. 641, взятой
до трапа, было меньшее количество отделившейся воды. Наличие сво-
бодного газа на этом участке способствовало увеличению скорости пере-
мешивания, что, в свою очередь, увеличивает число столкновений между
глобулами, что приводит к коалесценции капель. Увеличение интенсив-
ности перемешивания способствует разрушению эмульсии, по данным
И.С. Старобинца.
Содержание воды после деэмульсации (%) при разной интенсивности
перемешивания показано ниже.
Давление отстоя, МПа При сильном перемешивании При слабом перемешивании
0,4 4,0 5,5
0,58 0,6 2,25
Эксперименты проводили при температуре отстоя 120° С, времени
отстоя 2 ч, содержание воды до деэмульсации 14 %. Из приведенных дан-
ных видно, что увеличение давления способствует лучшему водоотделе-
нию.
100
Таблица 28
Содержание глобул воды, % Размер глобул, мкм
25 15-25 10-15 5-10 3-5
После насосов групповой трап- ной установки 53 14 13 10 10
Перед установкой по подго- товке нефти 46 10 25 14 5
Таблица 29
Доля эмульгатора 4411,% Количество выделившейся воды, %
после насосов ГТУ перед установкой по под- готовке нефти
03 ч 1 ч 2 ч 0,5 ч 1 ч 2ч
0,004 68 70 74 46 46 48
0,006 79 82 85 46 48 50
0,008 88 92 94 62 64 68
МЕХАНИЗМ РАЗДЕЛЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА
С ЧАСТИЧНЫМ ОБЕЗВОЖИВАНИЕМ
В совмещенном сепараторе при движении смеси выделяется газ, причем
количество газа, растворенного в пластовой воде, настолько мало, что им
можно пренебречь и считать, что газ выделяется только из нефти (дисперс-
ной среды). И если даже предположить, что в результате перемешивания
пузырьки газа могут попадать в водную среду, то под действием различ-
ных сил они довольно быстро выделяются из нее. Попадание пузырьков
газа в дисперсную фазу, которой являются глобулы воды в эмульсии,
практически исключено из-за наличия довольно плотных жидких или
твердых пленок поверхностно-активных веществ. Но образование пузырь-
ков газа происходит обычно на границах раздела фаз, которыми могут
быть как стенки труб, так и поверхности глобул воды в эмульсии. Обра-
зующиеся газовые пузырьки быстро увеличиваются в размерах. При дав-
лении около 0,1 МПа диаметр их может достигать 5 мм.
Таким образом, в совмещенный сепаратор поступает смесь, состоящая
из свободной воды и нефти, включающей в себя пузырьки газа и глобулы
эмульгированной воды.
При движении такой смеси в распределительном трубопроводе сепара-
тора происходит разделение среды. Газ, как фаза наименее инерционная,
выходит из отверстий в начальном участке, затем выходят довольно круп-
ные капли нефти, содержащие пузырьки газа и глобулы воды.
На конечных участках распределительного трубопровода увеличивается
выход воды и уменьшается выход газа.
Из капель нефти в процессе движения через водяную подушку происхо-
дит дальнейшее выделение газа в результате снижения давления. По высо-
101
те водяной подушки (й„) давление падает приблизительно на 0,06 МПа.
Количество газа (м’/м3), выделяющегося при этом, можно определить
по эмпирической формуле
Ггр = 7,7236р°-4545. (51)
Давление на выходе из отверстий распределительного трубопровода
равно 0,15 МПа. При прохождении смеси через водяную подушку давле-
ние падает на 0,0106 МПа, в результате чего выделяется 0,17 м3 газа на
1 м3 нефти.
Газ, поступающий из трубопроводов и выделяющийся из водяной по-
душки и эмульсии, перемешивает глобулы и сталкивает их, что ведет
к деформации, ослаблению и разрушению защитных пленок, к слиянию
капель воды и выпадению их в осадок. Наиболее интенсивное перемешива-
ние наблюдается в начальной зоне сепаратора, дальше по длине распредели-
тельного трубопровода перемешивание затухает.
Количество газа, проходящее через совмещенный сепаратор, зависит
от давления и температуры как на предыдущей ступени разгазирования,
так и в нем, а также от количества поступающей жидкости. При прочих
равных условиях, чем больше будет количество жидкости (а следователь-
но, и нефти), проходящей через сепаратор в единицу времени, тем больше
будет и количество газа. При малом объеме жидкости, поступающей в се-
паратор количество газа будет недостаточно для интенсивного перемеши-
вания глобул воды, и перемешивание произойдет лишь в начальной зоне
сепаратора. Это можно объяснить тем, что скорость движения смеси в рас-
пределительном трубопроводе невелика и поступающий газ будет почти
полностью выходить на начальном участке распределительного трубопро-
вода. При этом время пребывания эмульсии в аппарате будет оказывать
большее влияние на деэмульсацию нефти, чем перемешивание. Другими
словами, чем больше время пребывания эмульсии в аппарате, тем выше
показатель эффективности обезвоживания нефти.
При малом количестве газа, поступающего в сепаратор, с увеличением
объема жидкости показатель эффективности обезвоживания нефти А
должен уменьшаться до тех пор, пока количество газа не станет достаточ-
ным для интенсивного перемешивания глобул во всем объеме сепаратора.
И чем больше газа будет поступать в сепаратор, тем выше будет показа-
тель Л. При бурном перемешивании будет происходить не слияние, а дроб-
ление глобул, т. е. эмульсия станет еще более дисперсной, а следовательно,
более стойкой. Поэтому при очень большом объеме газа в совмещенном
сепараторе показатель Л должен уменьшаться.
Показатель эффективности обезвоживания нефти Л — это функция
скорости движения жидкости v. На разрушение эмульсии большое влия-
ние также оказывает время Гее пребывания в аппарате,ускорение свобод-
ного падения g. Все эти парамеры объединяют в безразмерный параметр
v/gt.
Время пребывания эмульсии в аппарате способствует обезвоживанию
нефти, а увеличение скорости движения жидкости может вызвать обрат-
102
ное явление. Показатель эффективности обезвоживания нефти в аппарате
зависит от истинной газонасыщенности жидкости <р. Свободный газ, дви-
жущийся в непрерывно замещающейся жидкости в аппарате, приводит
к увеличению скорости движения жидкости, оказывая влияние на безраз-
мерный параметр, а следовательно, и на показатель эффективности обез-
воживания нефти.
Таким образом, для изучения влияния указанных параметров на меха-
низм разделения нефти и газа с частичным обезвоживанием в аппарате
необходимо установить экспериментальные зависимости
А = (52)
Л =/&>); (53)
A=f(G„), (54)
где G — условный газовый фактор, точнее отношение количества свобод-
ного газа к количеству жидкости, проходящей через технологический ап-
парат за одно и то же время.
Скорость движения жидкости в сепараторе — отношение расхода жид-
кости <?ж, поступающей в сепаратор, к площади поперечного сечения се-
паратора, занятой жидкостью /ж:
/ж=^> (55)
где F - видимая площадь сечения сепаратора, занятая жидкостью.
Свободный газ, поступивший в сепаратор или выделившийся в нем,
всплывает в жидкости в виде пузырьков. Скорость движения капель жид-
кости и пузырьков газа в сепараторе складывается из горизонтальной и
вертикальной составляющих. Горизонтальная составляющая — это ско-
рость движения жидкости в направлении к отборному трубопроводу; вер-
тикальная — скорость перемещения включений пузырьков газа и капель
жидкости в относительно неподвижной жидкой фазе. Для упрощения зада-
чи будем считать, что движение жидкости в сепараторе происходит гори-
зонтально. Чтобы определить скорость движения жидкости г, нужно уста-
новить зависимость
v = f(Q„F,*). (56)
Истинная газонасыщенность зависит от следующих параметров
= Ж-ск> сп> ГжЛ (57)
где ск и сп - вертикальные скорости пузырька газа и капли в жидкости;
7Ж - объем, занятый жидкостью в сепараторе.
В уравнении (57) вместо одной из характеристик <7Г,«7Ж можно исполь-
103
зовать газонасыщенность (0)
0 = <7г/^в + <?н + ЗгА
или газовый фактор
G = qT/q*.
(58)
(59)
Скорости движения капель и пузырьков в жидкости зависят от физи-
ко-химических свойств фаз и границ их раздела, размера капли или пу-
зырька сп = /(д, а, р, а).
С целью выбора формулы для определения вертикальных скоростей
движения пузырьков газа сп и капель жидкости сж в неподвижной среде
остановимся на анализе работ в этой области. На основе анализа работ
В.Г. Левина [36], С.С. Кутателадзе и МА. Стырковича [42] мы сделали
вывод, что скорости движения пузырьков газа и капель жидкости в непод-
вижной среде определяются одними и теми же соотношениями. (Для уп-
рощения терминологии в дальнейшем все рассуждения будут вестись для
пузырька газа, но следует помнить, что они справедливы и для капли жид-
кости в неподвижной среде.)
При движении пузырька газа в жидкости на него оказывают влияние
силы: архимедова, сопротивления окружающих слоев жидкости, поверх-
ностного натяжения на границе раздела фаз. Под действием молекуляр-
ных сил поверхностного натяжения пузырек стремится приобрести сфери-
ческую форму, которая изменяется из-за неравномерности давления на
поверхности пузырька при его движении в жидкости. Поэтому он сплющи-
вается в направлении движения. Под влиянием сил сопротивления и нерав-
номерной скорости обтекания жидкостью, в которой происходит движе-
ние пузырька, он колеблется, что ведет к изменению его траектории, вра-
щению и пульсациям в нем давления.
Рассмотрим влияние размеров пузырька, физических свойств жидкос-
ти и границы раздела жидкость - газ на скорость всплытия пузырька в не-
подвижной жидкости. Авторами работ [17, 20] показано, что влияние пе-
речисленных параметров на скорость движения пузырька в жидкости не
подчиняется единой закономерности. Были условно выделены четыре за-
висимости, характеризующие скорость и размеры всплывающих пузырь-
ков газа.
Анализ формул, предложенных различными авторами для определения
скорости движения пузырька в жидкости, дал возможность В.А. Сахарову
[39] предложить более общую формулу
л * , .m.d в(Рж~Рт) "
Сп = А ----- I --4--------I I------------I
<*РЖ gp (Рж-Рг) О
(60)
где сп — скорость движения пузырька газа в жидкости, м/с; d — диаметр
этого пузырька, м; р - коэффициент динамической вязкости жидкости,
Па с; рж(рг) — плотность жидкости (газа), кг/м3; а — поверхностное на-
104
тяжение на границе раздела жидкость — газ, Н/м; g - ускорение силы тя-
жести, м/с2; А, т, п - безразмерные числовые коэффициенты, определяю-
щие область движения пузырька.
I зависимость движения в жидкости весьма малых пузырьков. Ско-
рость подъема достаточно точно описывается формулой Стокса
2z2(^-ppg
п 9Д
где г - радиус пузырька, м.
Формула Стокса справедлива при числах Рейнольдса меньше двух Re =
= </спрж/р. Формула (60) принимает вид формулы Стокса (61) при сле-
дующих значениях безразмерных коэффициентов: А = 0,0556; ли = 0,5;
п = 3m. В данном случае должно выполняться соотношение между числа-
ми Рейнольдса и Фруда Re = 18Fr.
II зависимость — это когда пузырьки газа имеют практически шарооб-
разную форму, но с увеличении размера скорость возрастает значительно
медленнее. В.Г. Левичем [20] была предложена формула, справедливая
для чисел Рейнольдса от 50 до 1000:
Зависимость (62) справедлива для химически чистых веществ. Следы
поверхностно-активных веществ в жидкости приводят к значительным от-
клонениям от закона (62).
Значительно лучше отвечает опытным данным, полученным различны-
ми авторами, эмпирическая зависимость, предложенная Пиблесом и Гер-
бером:
СП = 0,33^4^-]. (63)
Данное уравнение действительно при изменении числа Рейнольдса в гра-
ницах
2 <Re <4,02(We/Re4Fr)~n-214,
где число Фруда Fr = с2/да; число Вебера We = де2 (рж - рг)/а.
Условием преобразования общего уравнения (60) в формулу (62)
является соблюдение определенных числовых значений коэффициентов
в уравнении (60): А = 0,0278; ли = 0,5; п = Зт,т.е. соблюдение условия
Re = Збтгг. При А = 0,1359; т = 0,38 и и = Зли уравнение (60) преобразо-
вывается в формулу (63).
При этом связь между числами Рейнольдса и Фруда имеет более слож-
ный вид Re = 0,67Fr1/*6. Рассматривая граничные значения числа Рей-
нольдса, при которых действительна формула (63) , можно сделать вывод,
что на верхний предел второй области оказывают влияние не только плот-
105
ность, вязкость жидкости, размеры и скорость движения пузырька, но и
поверхностное натяжение.
III зависимость характеризуется изменением числа Рейнольдса в преде-
лах от 4,02(We3/Re4Fr)‘°’214 до 3,10(We3/Re4Fr)-°-2s. Эмпирическое
уравнение, определяющее скорость движения пузырька, имеет вид
сп= 1,35(а/ржг)°>5. (64)
Сплющенные по высоте пузырьки имеют винтообразное движение, при
движении они колеблются. Формулу (64) можно получить из уравнения
(60) при значении числовых коэффициентов: А = 1,9149; m =, п = 0,25.
В этой области происходит движение пузырька при постоянном значении
числа Вебера 3,667.
IV зависимость скорости движения пузырька не зависит от его размера.
Пузырьки имеют грибообразную форму, деформируются при движении
и могут разрушаться. Скорость движения пузырьков определяют по фор-
муле
сп= 1,181 (о^/рж)°>25. (65)
Эту формулу также можно получить из уравнения (60). Величины чис-
ловых коэффициентов должны быть равны: А = 1,1; m = 0,25; п = 2m.
В этой зависимости существует связь между числами Вебера и Фруда в ви-
де We = l,945Fr’*.
Анализируя формулы (61) и (62) для определения скорости движения
пузырьков, можно прийти к выводу, что на скорость всплытия пузырьков
в жидкости превалирующее влияние оказывают вязкостные силы. При
дальнейшем увеличении размеров пузырьков роль вязкостных сил падает,
но возрастает значение сил поверхностного натяжения, которые становят-
ся основными силами, оказывающими сопротивление движению пу-
зырька.
Формулы (61) и (65) эмпирические, и в работе [39] указывается, что
рассчитанные по ним скорости всплытия пузырьков газа в жидкости
с большой вязкостью и малым поверхностным натяжением отличаются
от экспериментальных данных более чем на 30 %, а иногда на 50 %. Пара-
метрическая зависимость (60) позволяет выявить роль отдельных пара-
метров (Re, We, Ar, Fr), влияющих на процесс движения пузырька газа
в жидкости.
На экспериментальной установке МИНХ и ГП им. И.М. Губкина была
установлена единая аналитическая зависимость скорости всплытия отдель-
ных пузырьков газа в жидкостях от размеров пузырьков, физико-хими-
ческих свойств жидкостей и границ их раздела:
2
сп = 0,521 [- г(РжГ£г^о,8Э5 [ 03Рж-----]0Д8-0Д857[-?(Рж-Рг) ]0,194,
Р ^^Рж~Рр^
(66)
106
где d — диаметр капли или пузырька газа; д - вязкость неподвижной сре-
ды; рж - плотность неподвижной среды; рг - плотность вещества в капле
или пузырьке; о — поверхностное или межфазное натяжение.
Уравнение (66) было получено на основании опытных данных при из-
менении диаметра пузырьков в пределах 0,14-1,15 см и справедливо для
движения не только пузырьков газа, но и капель жидкости. Преимущест-
во уравнения (66) — оно дает возможность проанализировать влияние раз-
личных параметров на скорость движения пузырька или капли в жидкости.
В.А. Сахаровым [39] приведено сопоставление расчетов, проведенных по
формуле (66), с опытными данными. Средняя квадратическая погреш-
ность оказалась в пределах 22 %. Недостаток уравнения (66) - его гро-
моздкость.
Из уравнения (66) следует, что при стремлении диаметра пузырька
или капли к своим предельным значениям (нуль или бесконечность) вели-
чина скорости'их движения стремится к нулю. Максимальные размеры пу-
зырьков или капель ограничены физическими свойствами жидкостей, и
при превышении этих размеров происходит дробление как пузырьков, так
и капель. При данных физических свойствах жидкости (р, д, о) скорость
всплытия одиночного пузырька достигает максимального значения при
определенных его размерах. Уменьшение или увеличение диаметра пузырь-
ка приводит к уменьшению скорости всплытия. Увеличение размеров пу-
зырька влечет за собой увеличение подъемной силы, а также силы сопро-
тивления. При сохранении формы пузырька постоянной (например, шаро-
образной) увеличение его объема, а следовательно, и подъемной силы
с ростом его диаметра происходит по закону третьей степени, в то время
как площадь диаметрального сечения шара, а вместе с нею и силы сопро-
тивления движению меняются по квадратичному закону. Этим и объясня-
ется линейный характер изменения скорости с изменением диаметра пу-
зырька. Действительно,
Эсп d(PyK-pr)g
--------------------- (6 /)
да 9д
При росте размеров пузырька форма его меняется. И хотя зависимость
увеличения подъемной силы от роста объема остается той же, силы соп-
ротивления увеличиваются интенсивнее. Поэтому с увеличением размера
пузырька величина частной производной dcn/dd уменьшается и становится
равной нулю, когда зависимость сил сопротивления от изменения размера
пузырька становится кубической. Дальнейшее увеличение размера пузырь-
ка приводит к еще большей интенсивности роста сил сопротивления, поэ-
тому с увеличением размера пузырька скорость всплытия его падает.
Частная производная скорости подъема пузырька по диаметру име-
ет вид
Эсп
да
0,706 - 0,0766
107
Диаметр пузырька, скорость подъема которого в жидкости с данными
физическими свойствами максимальна, определяют по уравнению
(69)
Расчеты по данной формуле соответствуют максимумам кривых на
рис. 51, т. е. это диаметр, при котором архимедова сила и сила сопротивле-
ния меняются по закону третьей степени.
Для оценки влияния поверхностного натяжения на скорость всплытия
пузырька данных размеров в спокойной жидкости при сохранении других
физических свойств жидкости постоянными необходимо взять частную
производную
= —2- (о,287 + 0,0857 [---*-^*|0,194 [о,44671g -----3])
За а [ 1 о J 1 вЛ(рж-рг) JJ
(70)
Из последнего уравнения можно легко установить; что скорость всплы-
тия пузырька возрастает с увеличением поверхностного натяжения при
прочих равных условиях, когда соблюдается следующее неравенство:
1g —?-------->6,716------------------
Д л(рж — Рг) ^^(Рж-Рг) р 1<м
(71)
Рис. 51. Зависимость скорости движения капель жидкости и пузырьков газа с от их
диаметра d в неподвижной среде:
1 — газ в воде; 2 — газ в нефти; 3 — вода в нефти; 4 — нефть в воде
108
Рис. 52. Зависимость между капил-
лярным давлением и давлением в
жидкой фазе в девонской фонтанной
скважине
Расчеты, проведенные нами, показали, что это неравенство всегда соб-
людается в условиях, существующих в совмещенном сепараторе, при ра-
боте на сырых нефтях типа туймазинской.
Рассмотрим влияние вязкости на величину скорости всплытия пузырь-
ков. Частная производная скорости всплытия по вязкости будет иметь
вид
2^^03428 [ dgP*~pr} J0.194 _ 0 52J; (72)
~ < 91321 (73)
Выполненные расчеты показали, что для нефтей Туймазинского место-
рождения, неравенство (73) соблюдается для пузырьков газа диаметром,
не превышающим 0,5-10‘2 м, всплывающих в нефти и воде, а для капель
нефти диаметром до 1 см, движущихся в воде, и капель воды в нефти.
При движении пузырьков и капель большого размера неравенство (73) не
выполняется, т. е. скорость движения возрастает по мере увеличения вяз-
кости. Для определения размера газовых пузырьков мы воспользовались
зависимостью (рис. 52) между капиллярным давлением и давлением
в жидкой фазе для девонских нефтей [12]. Величину капиллярного дав-
ления можно рассчитывать исходя из следуюущих предпосылок.
По данным [10], диаметр пузырьков газа в девонских скважинах ра-
вен 0,2-0,6 мм при давлении 0,5-1,0 МПа. Поверхностное натяжение туй-
мазинской нефти составляет 26-Ю’3 Н/м [12]. Принимая средний диаметр
пузырьков газа за 0,4 мм, получим, что капиллярное давление равно 0,26х
х10'3 МПа. Это должно соответствовать среднему давлению на устье фон-
танных скважин порядка 0,7 МПа. В качестве примера определим размеры
пузырьков при давлении 0,15 МПа, приняв, что капиллярное давление из-
меняется линейно в интервале давлений в жидкой фазе 0,1—0,7 МПа и что
при атмосферном давлении оно равно нулю. Тогда при давлении 0,15 МПа
капиллярное давление будет (0,2-1,0)10’s МПа, а диаметр пузырьков
0,5-10'2 м. Пузырьки -аза диаметром 0,5-Ю’2 м всплывают в нефти со
скоростью 0,137 м/с, 4i j соответствует результатам расчетов по формуле
(66), представленным на графике с = fid) ( см. рис. 50).
Диаметр нефтяных капель будет больше 5 мм, если минимальный диа-
метр отверстий в распределительном трубопроводе совмещенного сепара-
109
тора принять равным 5 мм. Как видно из графика (см. рис. 50), зависи-
мость всплытия капель нефти в воде от их размера и увеличение диаметра
нефтяной капли от 5 до 10 мм вызывает изменение скорости от 6,08-10'2
до 5,38 • Ю"2 м/с. В расчетах по определению р нами была принята скорость
всплытия капель нефти в воде 5,5-10‘2 м/с, т. е. капли принимались диа-
метром от 5 до 10 мм.
Для определения скорости движения жидкости в совмещенном сепара-
торе необходимо знать истинную газонасыщениость Экспериментально
определить ее в сепараторе невозможно. Поэтому приведем обоснование
расчетного метода.
Пузырьки газа, всплывающие в жидкости, будут отличаться по разме-
рам, а поэтому будут двигаться с различными скоростями. Можно пола-
гать, что существует средний размер пузырька, наиболее вероятный и час-
то встречающийся в сепараторе. Пузырек будет двигаться со средней ско-
ростью сс и проходить путь Lc за время
Тс = ^'с/Сс- (74)
Скорость пузырька - это геометрическая сумма вертикальной состав-
ляющей скорости его движения, вызванной разностью плотностей газа
и жидкости ёс, и горизонтальной составляющей скорости движения жид-
кости сж, т. е.
Cc = cn + cM. (75)
Так как в сепараторе имеются две зоны — водяная и нефтяная, запол-
ненные жидкостью, — и из обеих отбирают жидкости, то скорость движе-
ния их может быть разной и определяется уравнениями
<-а — (*?ж — ^члн) (7^)
сн = 4ч.оя/7'н> (77)
где - нагрузка сепаратора по жидкости; ?ц.оя - выход частично обез-
воженной нефти; FB ( FH) - видимая площадь сёчения в зоне сепаратора,
заполненной водой (нефтью).
Если скорость пузырька определяют по уравнению (66), то время дви-
жения пузырьков газа в водяной зоне можно определить по уравнению
TcB = Vnl/(cB+cnl)- (78)
где йв - уровень воды в сепараторе.
Соответственно в нефтяной зоне время движения пузырька гся будет
тсн ~ hccnlll (сн + спп) > (79)
ПО
где сп[(спп) — вертикальная составляющая скорости движения пузырька
газа в водяной и нефтяной зонах сепаратора соответственно; йн — высота
нефтяного слоя.
Тогда минимальное время движения пузырьков газа в жидкости будет
Сп1 + спД^н
св^спП сн+сп11
(80)
В водяной зоне пузырьки газа, движущиеся с нефтяными каплями, бу-
дут всплывать медленнее, а в нефтяной зоне они проходят между глобула-
ми воды, перемешивают их и всплытие тормозится. Примем, что весь газ
в водяной подушке всплывает в каплях нефти, а в нефтяной зоне пузырь-
ки газа двигаются, не испытывая сопротивления глобул воды. Эти допу-
щения искажают действительную картину процесса, но суммарная ошиб-
ка за счет них может быть незначительной, так как скорости всплытия пу-
зырьков при этом изменяются противоположно.
Однако в нефтяных каплях помимо пузырьков газа находятся и гло-
булы воды. Влияние газа и воды на кажущуюся плотность капли противо-
положно. Поэтому за среднюю плотность капли будем принимать плот-
ность нефти. Тогда время пребывания газа в жидкости, движущейся в се-
параторе, будет складываться из времени движения нефтяных капель в
водяной подушке и пузырьков газа в нефтяном слое:
ск^в ! сп^н
2 . 2 2 2
СВ + СК СН + СП
(81)
где ск — скорость всплытия капли нефти в воде; сп — скорость всплытия
пузырька газа в нефти.
Количество газа, находящегося в части сепаратора, заполненной непре-
рывно замещающейся жидкостью, определяется как произведение объема
газа, проходящего через сепаратор в единицу времени, на время пребыва-
ния газа в жидкости. Следовательно, истинная газонасыщенность 1йожет
быть выражена уравнением
c„h„
s КВ । ПН
с2в + гк с2и + с2
(82)
v,
Для определения значения истинной газонасыщенности по уравнению
(82) и оценки ее влияния на скорость движения жидкости в совмещенном
сепараторе воспользуемся графической зависимостью с = f(d) (см. рис.
50) и данными эксперимента на опытно-промышленной установке. Зная
скорость всплытия капли нефти, содержащей пузырьки газа, в воде и пу-
зырька газа в частично обезвоженной нефти, а также объем непрерывно
замещающейся жидкости, находим, что для сепаратора объемом 80 м3
при <7жтах = 90 м3/ч и <7жтах = 1,4 м3/м3 истинная газонасыщенность
111
Таблица 30
Параметры Тип аппарата
горизонтальный цилиндрический вертикальный цилиндрический шаровой (сфери- ческий)
Объем аппарата, м3 80 84 133
Диаметр аппарата, м 3 6 6,32
Длина и высота аппара- та, м 11 3
Высота газового прост- ранства в аппарате, м 0,8 0,7 2,11
Поверхность газосепа- рации, м2 28 28 28
Объем аппарата, занятый непрерывно замещающей- ся смесыо, м 65 65 65
tp = 1 %. Ввиду малого значения величины ее влияние на скорость в прак-
тических расчетах можно не учитывать, т. е. принять, что v = ffq^F).
Из изложенного следует: 1) умеренное перемешивание эмульсии в сов-
мещенном аппарате в результате ее движения и выделения свободного га-
за интенсифицирует частичное обезвоживание нефти; 2) наличие раство-
ренного газа уменьшает механическую прочность защитных слоев глобул
воды, т. е. способствует разрушению эмульсии.
ВЫБОР ТИПА СОВМЕЩЕННОГО СЕПАРАТОРА
Выбор -шла совмещенного сепаратора - наиболее важная задача, так как
от ее решения зависят технико-экономические показатели процесса.
Сравним скорости движения жидкости и газа, определяющих основ-
ные технологические возможности совмещенных сепараторов (рис. 53),
выполненных на базе горизонтального цилиндрического, вертикального
цилиндрического и шарового (сферического) аппаратов при одинако-
вых объемах замещения жидкости и поверхностях сепарации. Очевидно,
что лучшие условия для разделения нефти и газа с частичным обезвожи-
ванием будут в том аппарате, в котором вертикальная скорость движе-
ния смеси наименьшая. За исходные данные при расчетах приняты пара-
метры горизонтального цилиндрического аппарата объемом 80 м3. Такие
аппараты широко применяют на установках товарной подготовки нефти.
Параметры, характеризующие геометрические размеры шарового и верти-
кального цилиндрического аппаратов, приведены в табл. 30.
Например, для шарового аппарата:
поверхность газосепарации
5ш = л(Л^-ц2), (83)
где.Кш — радиус шарового аппарата; а — координата по оси у;
112
Рис. 53. Схема для расчета и годографы скоростей движения жидкости и газа в совмещенных сепараторах:
I — газ потребителю; II — отбор нефти; III — газожидкостная смесь сI ступени; IV — воды в канализацию
объем замещения
д3 R3
Гзш=я(ДЯ^- — )+тг(Я^-^). (84)
В этих уравнениях числовые значения хш и 73ш взяты из табл. 31 для
горизонтального цилиндрического аппарата. Решение системы уравнений
дает Яш = 3,16 м. Подобным образом были определены геометрические
размеры вертикального цилиндрического аппарата.
В горизонтальном цилиндрическом аппарате изменение вертикальной
скорости смеси по оси у может быть выражено зависимостью
vyr = fl/7,2Z/^7 , (85)
где q — производительность совмещенного сепаратора; ,/ — длина аппара-
та; R - радиус аппарата; у - координата сечения.
Скорость движения смеси vyBJII по оси у в вертикальном цилиндри-
ческом и шаровом совмещенных аппаратах определяют по выражению
= ^/11,3 (Я2 -/). (86)
Формулы (85) и (86) получены делением производительности совме-
щенного сепаратора на площадь его сечения. Начало координат взято
в центре цилиндра или шара. Для сравнения вертикальных скоростей
движения смеси в совмещенных сепараторах введем так называемую
средневзвешенную скорость , определяемую выражением:
К = f Vydy, (87)
у ь - “ а
где а и b — пределы интегрирования, определяемые характером и спосо-
бом ввода сырья в аппарат и высотой поверхности сепарации.
Для горизонтального совмещенного аппарата
q R ~ 018 dy
vvr --------------- I • (88)
У 7Д/(2Я-1Д) 0,3-Я V* -Г
Для шарового совмещенного аппарата
_ q Я - 2,11 jy
= И ,3(2Я-2,41) й2 _ у2 ' (89)
0,3 -R
После подстановки пределов интегрирования и несложных вычис-
лений получим следующие упрощенные формулы средневзвешенных
вертикальных скоростей:
Ът = 719’ = Too’ ~ ~4Г" <-90-*
114
Таблица 31
Тип аппарата vy *’ymax/*'ymin vxy
Г оризонтальный q!119 1,66 q/-39,4
Вертикальный <7/100 1,00 q/100
Шаровой <?/48 6,43 q/48
Продолжение табл. 31
Тип аппарата ’уг ‘’ymax^yrmin Масса аппарата Юд, кг та/уз
Г оризонтальный 94,5 1,70 7300 112,0
Вертикальный 100 1,0 12400 191,0
Шаровой 84 7,35 7800 120,0
Аналогично были рассчитаны вертикальные средневзвешенные скорости
движения газа по оси д' для всех типов аппаратов (на рис. 52 числовые зна-
чения годографов скоростей газа соответствуют производительности q =
- 100 м3/ч). Поскольку в горизонтальном цилиндрическом и шаровом
аппаратах скорость движения смеси с изменением координат также изме-
няется, для них были определены максимальное и минимальное значения
скоростей. Для горизонтального аппарата вычисляли средневзвешенные
горизонтальную и вертикальную vyr составляющие скорости. Суммар-
ную средневзвешенную скорость определяли по правилам сложения
векторов. Эту же скорость находили другим методом. При этом вначале
определяли среднее интегральное значение направлений, соответствующих
кратчайшим расстояниям между точками ввода (отверстиями в распреде-
лителе) и выхода нефти. Далее рассчитывали площадь фильтрации, соот-
ветствующую среднему интегральному направлению. По этой площади
высчитывали скорость а затем проводили разложение на вертикаль-
ную и горизонтальную составляющие. За результат расчета в горизонталь-
ном цилиндрическом аппарате принимали среднее арифметическое
скоростей, полученное при подсчете различными методами. Важным
критерием экономичности совмещенных аппаратов является их масса
(металлоемкость). В этой связи нами выполнены расчеты массы и метал-
лоемкостей на единицу объема замещения рассматриваемых типов аппа-
ратов для рабочего давления 0,6 МПа по методике [21].
Результаты сравнительных расчетов сведены в табл. 31, из которой вид-
но, что горизонтальный цилиндрический аппарат обладает лучшими техно-
логическими показателями и применение его в качестве совмещенного се-
паратора для разделения нефти и газа с частичным обезвоживанием наи-
более целесообразно. К преимуществам горизонтального аппарата следу-
ет отнести минимальное значение массы на единицу объема замещения,
а также транспортабельность, простоту монтажа и легкость обслуживания.
Глава VI
ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО ПРАКТИЧЕСКОМУ ИСПОЛЬЗОВАНИЮ СОВМЕЩЕННОГО
ПРОЦЕССА
УСТАНОВКА ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ
ИССЛЕДОВАНИЙ
Конструкция технологического аппарата КССУ, предназначенного для раз-
деления нефти и газа с частичным обезвоживанием, должна обеспечить:
поддержание необходимых уровней воды и частично обезвоженной нефти;
необходимую высоту газового пространства; рассредоточенный ввод неф-
тегазоводяной смеси под уровень водяной подушки; эффективную ско-
рость движения смеси при условии, чтобы величина ее в любом сечении
была постоянной; достаточную площадь разгазирования; минимальные
массу и металлоемкость аппарата. Он должен быть блочного исполнения
и простым по устройству, транспортабельным, легко монтироваться, быть
удобным при эксплуатации.
КССУ — это связующее технологическое звено между объектами про-
мыслового сбора и установкой товарной подготовки нефти, объединяю-
щее их в единую герметизированную технологическую систему, в отрыве
от которой она не может быть исследована.
Для проведения исследований в соответствии с поставленными задача-
ми на промысле №3 НГДУ Туймазанефть был построен и введен в эксплуа-
тацию в 1965—1966 гг. опытно-промышленный участок герметизированно-
го и автоматизированного сбора и транспортирования нефти и газа.
Соответствующая компоновка технологического оборудования опыт-
но-промышленного участка позволила осуществить: одно- и двухступенча-
тое разгазирование, частичное обезвоживание нефти по двух- и однотрубно-
му вариантам сбора с применением различных типов сепараторов, регу-
лирование и измерение в широком диапазоне расходов сырой и частично
обезвоженной нефти, газа и балластной воды, регулирование и замер дав-
лений на ступенях сепарации, уровней жидкости в сепараторах, температу-
ры в совмещенном сепараторе, стабилизацию давлений, уровней жидкости
(сырой нефти, воды и частично обезвоженной нефти) в сепараторах и тем-
пературы в совмещенном сепараторе.
В опытный участок (рис. 54) входят: скважины, эксплуатируемые ме-
ханизированным и фонтанным способами; групповые установки типа
АГУ-1 и замерно-переключающие групповые установки типа ЗУГ-5,опыт-
но-промышленная концевая совмещенная сепарационная установка
КССУ; технологические трубопроводы и обвязка, соединяющие перечис-
ленные объекты; установка товарной подготовки нефти и другие комму-
никации и объекты системы нефтепромыслового хозяйства. Групповая
установка открытого типа (двухтрубный вариант) включает распредели-
тельную гребенку, замерные и рабочие сепараторы типа ТГ-1400, откры-
тые мерники, насосные блоки с рабочими и резервными насосами, а также
116
3
Рис. 54. Схема опытно-промышленного участка:
1 — скважина; 2 — распределительная гребенка; 3 — рабочий трап; 4 — замерный трап; 5 — мерник; 6 — горизонталь-
ный сепаратор АГУ-1; 7 — дебитомер; 8 — переключатель скваЗкин; 9 —. замерный блок; 10 — счетчик нефти ТОР-1;
11 — насос; 12 — сепаратор I ступени; 13 — обратный клапан; 14 — сырьевой резервуар; 15 — счетчик жидкостный;
16 — концевая сепарационная установка
систему управления работой насосов. Герметизированная групповая уста-
новка АГУ-1 (двухтрубный вариант) состоит из рабочего сепаратора гори-
зонтального типа объемом 32 м3 с тангенциальной головкой, замерного
сепаратора ТГ-1400 с дебитомером объемного типа, переключающих и от-
секающих устройств скважин с системой привода, насосных блоков с ра-
бочими и резервными насосами, блока местной автоматики.
Групповая замерная установка ЗУГ-5 (однотрубный вариант) состо-
ит из многоходового переключателя скважин типа ПСМ, замерного блока
(включающего сепаратор и турбинный расходомер нефти типа ТОР),
отключающих и отсекающих устройств, блока местной автоматики.
Опытно-промышленная КССУ состоит из двух горизонтальных цилиндри-
ческих сепараторов объемом 80 м3, диаметром 3 м и длиной 11м каж-
дый, соединенных между собой параллельно и снабженных средствами ав-
томатизации; смесительного устройства; расходомеров для замера коли-
чества нефти, воды и газа; насосного блока и щита автоматического конт-
роля и управления работой установки. Внутренние полости совмещенных
сепараторов оснащены каплеулавливателем, предназначенным для очист-
ки газа от капельной жидкости и специальными патрубками для отбора
частично обезвоженной нефти и дренажа балластной воды.
Сырую нефть можно вводить по двум схемам. По первой из них нефть
из групповых установок АГУ (I ступень разгазирования) под действием
давления сепарации или насосами подают в совмещенный аппарат на сепа-
рационное устройство, выполненное в виде наклонных полок, на которых
она дегазируется и сливается в малый отсек, сообщающийся через отверс-
тие в вертикальной перегородке с большим отсеком, где происходит ее
частичное обезвоживание. По второй схеме сырую нефть после I ступени
разгазирования подают в совмещенный аппарат через распределительный
трубопровод в водяную подушку. Распределительный трубопровод дли-
ной 8 м и диаметром 150 мм заглушен в торце и укреплен на высоте
250 мм от нижней части сепаратора параллельно его образующей. С обеих
сторон по всей длине распределительный трубопровод имеет серию от-
верстий диаметром от 5 до 10 мм, расположенных под углом 30° к ниж-
ней части образующей. Суммарная площадь отверстий на 20 % превышает
площадь проходного сечения распределительного трубопровода.
В поток сырой нефти перед вводом ее в совмещенные сепараторы неп-
рерывно подается балластная вода с температурой 60—70° С, содержащая
остаточный реагент. Для более эффективного теплообмена сырая нефть
и балластная вода проходят через смесительное устройство, установленное
в приемном трубопроводе. Воздействие теплоты и остаточного деэмульга-
тора балластной воды снижает устойчивость эмульсии.
Умеренное перемешивание (барботирование) менее стойкой эмульсии
газом, выделившимся при снижении давления в трубопроводах и в сепара-
торе в процессе непрерывного движения через слой воды и столб жидкос-
ти, приводит к механическому разрушению защитных оболочек на глобу-
лах эмульгированной воды, коалесценции капель и выпадению их в оса-
док. Частично обезвоженную нефть через выкидной патрубок непрерывно
откачивают насосом на установку товарной подготовки. Отсепарирован-
118
ный газ, пройдя каплеулавливатель, поступает в газопровод потребителя,
а выделившуюся балластную воду сбрасывают в канализацию.
Система автоматизации КССУ предусматривает: регулирование уровней
раздела фаз вода — нефть и нефть — газ; регулирование давления газа
в сепараторах; автоматическое перераспределение сырой нефти между се-
параторами; аварийную сигнализацию при превышении давления и уровня
нефти в сепараторах выше допустимого; дистанционную индикацию уров-
ня раздела фаз вода — нефть, контроль работы насоса с выдачей аварийно-
го сигнала при недопустимых отклонениях давления на его выкиде; изме-
рение расходов частично обезвоженной нефти, дренируемой воды, рецир-
кулируемой воды и газа. Групповые установки опытно-промышленного
участка позволяют подключить до 14 скважин с суммарной нагрузкой по
жидкости 2000 м3/сут и по газу 2 000 000 м3/сут при давлении в системе
до 1,6 МПа.
Различные сочетания групповых установок, подключенных к КССУ,
обеспечивают изменение ее производительности (при обводненности
нефти 30- 75 %) от 1000 до 6000 м3 /сут сырой нефти.
МЕТОДИКА ЭКСПЕРИМЕНТА
Эффективность работы КССУ в системе сбора нефти и газа зависит от сте-
пени обезвоживания сырой нефти, относительного выхода дегазированной
нефти и содержания в ней бензиновых фракций.
Показатель эффективности обезвоживания сырой нефти А можно оха-
рактеризовать отношением
A=(al-aQ)lal, (91)
где а, — содержание воды в сырой нефти на входе в установку; а0 — со-
держание воды в частично обезвоженной нефти на выходе из установки.
Количественный показатель относительного выхода нефти К при и сту-
пенях разгазирования определяется отношением массового расхода нефти,
выходящей с и-й ступени, к массовому расходу исходной нефти вместе
с растворенным в ней газом, поступающей на I ступень разгазирования
за одно и то же время:
К = 9нгРнг/9нРн> (92)
где qH, ря - Объемный расход и плотность нефти, поступающей на I сту-
пень разгазирования; qm, pm — объемный расход и плотность нефти пос-
ле п-й ступени разгазирования. Это отношение будем называть коэффици-
ентом выхода нефти или сокращенно коэффициентом К.
Коэффициент качества Ко показывает отношение суммарной массы
бензиновых фракций к жидкой углеводородной фазе на п-й ступени разга-
зирования:
~ ^бп/^нп^нп’ (93)
119
где Мбп — содержание бензиновых фракций. Чем больше величина Кй, тем
больше бензина в нефти. Наиболее эффективен такой режим разгазирова-
ния, когда коэффициент^ достигает максимума.
Известно, что состав жидкой и газовой фаз, поступающих на установку,
зависит от числа ступеней разгазирования, давления, температуры разгази-
рования и времени пребывания жидкости в сепараторе. Выбор числа ступе-
ней сепарации и давлений, определяющих количественные и качественные
соотношения жидкой и газовой фаз, согласно действующим методикам
[13, 21], ведут по данным аналитических расчетов и лабораторного разга-
зирования глубинных проб или проб нефти, взятых в сепараторах по од-
ной или нескольким скважинам. Это справедливо для индивидуальных
систем сбора, а не для групповых систем. Если даже предположить, что
глубинные пробы или пробы из сепаратора отбирают по всем скважинам
обустраиваемой площади (что практически невозможно), то и в этом слу-
чае мы встречается с большими трудностями при усреднении полученных
результатов. При таком усреднении нельзя учесть различие в компонент-
ных составах различных проб. Объясняется это тем, что величины упру-
гости паров (или констант равновесия) линейно не зависят от давления и
температуры.
Для проведения комплекса промысловых исследований и оценки эф-
фективности работы КССУ в системе герметизированного группового сбо-
ра ниже приводится методика проведения экспериментов по разгазирова-
нию и частичному обезвоживанию нефти, а также дается уравнение матери-
ального баланса углеводородной системы.
Суммарная масса углеводородных компонентов М в жидкой и газовых
фазах на пути движения от скважины до установки товарной подготовки
нефти при герметизированной системе нефтегазосбора остается неизмен-
ной. Уравнение материального баланса продукции скважин, поступающей
на и-ю ступень сепарации, имеет вид:
М = МГ+МП, (94)
где Мг — масса газа, поступающего на и-ю ступень разгазирования в сво-
бодном виде: Мя — масса нефти с растворенным в ней газом, поступающей
на и-ю ступень разгазирования.
Процесс разгазирования нефти происходит при переменных давлении
и температуре, в результате чего соотношение между массами свободного
газа и жидкости изменяется как качественно,так и.количественно. По из-
меренным величинам объемного расхода нефти и газа и их плотностям
можно определить массовый расход продукции скважин в единицу вре-
мени:
M=qrPr + qKPK, (95)
где qT, qw — объемные расходы газа и нефти вместе с растворенным газом
в единицу времени; рг, рн - плотности газа и нефти при давлении и темпе-
ратуре разгазирования.
120
В этом выражении величины qr и рг можно определять как при услови-
ях, соответствующих данной ступени разгазирования, так и при нормаль-
ных условиях. Для определения массового расхода нефти необходимо от-
обрать пробу жидкости ( в условиях разгазирования на п-й ступени), за-
тем разгазировать ее и определить содержание воды в жидкости. Для опре-
деления количества воды в пробе ее подогревают. В результате этого вы-
делится дополнительное количество газа, которое нельзя уловить и изме-
рить, если пользоваться прибором Дина и Старка. В связи с этим была ре-
комендована сравнительно простая методика, по которой можно опреде-
лить количественное содержание воды в пробе и объем выделившегося
газа.
Общее количество газа М, содержащегося в отобранной пробе, опреде-
ляется по уравнению
М1=Л/2+Л/3 = К2р2 + К3р3, (96)
где М2; V2, р2 — соответственно масса, объем и плотность газа, выделив-
шегося при разгазировании пробы нефти до атмосферного давления; М3,
V3, р3 — соответственно масса, объем, плотность газа, выделившегося из
пробы при подогреве.
Массу нефти Ми, содержащейся в пробе, вычисляют по формуле
Мг=ИнРн. (97)
где VK — объем разгазированной нефти, содержащейся в пробе при нор-
мальных условиях.
По данным обезвоживания можно определить обводненность нефти
в процентах от массы а для условий разгазирования на л-й ступени по
формуле
а = Кврв 100/ (М, + Гнрн + Кврв), (98)
где Кв - объем воды, содержащейся в пробе при нормальных условиях;
рв - плотность воды при нормальных условиях.
В промысловой практике обводненность а, (а0) определяют прибором
Дина и Старка:
100 _ юо^д,
^нРн + ^В^В + ^3 Рз ^Н.Рн+ ¥цРв + ^3
Количество нефти в продукции скважин рассчитывают по формуле
100- а1(аа)
ЯиР»= (ЯнРн +7?2<?нРн +^з“?нРн +<7вРв) > (Ю0)
где (<7НРН + Я2<?нрн + Я3<7НРН + <7вРв) _ количество жидкой фазы, содер-
жащейся в продукции скважин, поступающей на п-ю ступень разгазирова-
ния; <7В - объемный расход воды; R2 - газовый фактор, учитывающий
121
выделение газа из нефти при снижении давления от давления разгазирова-
ния до атмосферного; R3 — газовый фактор, учитывающий выделение га-
за из нефти при подогреве.
Количество газа, выделившегося на I ступени разгазирования, учитыва-
ется газовым фактором
=<7гРг/«нРн- (100
Rt определяют по промысловым замерам. R 2 иЯ3 определяют по резуль-
татам лабораторных анализов, причем
Л2=^2/^ноРно. (102)
R3 =^з/^ноРно- (ЮЗ)
Пользуясь приведенными соотношениями, можно написать выражение
для определения общей массы углеводородов, включая и неуглеводород-
ные компоненты, входящие в состав нефтяного газа:
М= Л^нРн +Л2?нРн +«з<7нРн +<7нРн- (104)
или
М= (R+R3 + l)<?HpH. (105)
Таким образом, можно рассчитать материальный баланс углеводо-
родной системы и сопоставить эффективность ступенчатого разгазирова-
ния при различных условиях работы установки. Поскольку при расчете ве-
личины М мы используем приближенные значения исходных параметров,
то необходимо оценить точность наших расчетов.
Из теории ошибок известно, что абсолютная ошибка суммы прибли-
женных величин равняется сумме абсолютных ошибок отдельных слагае-
мых. Учитывая, что каждое слагаемое в рассматриваемом выражении
представлено в виде произведения приближенных величин, имеем
ео (Я<7нРн) = ± lei <7нРн + егЛРн + езЛ<7н]:
е0 (^З^нРн) ~ ~ [е2^нРн + е2-^зР4 + е3-^3^н1 >
ео(^нРн) = ±[е2Рн + ез^н]>
(106)
где в2, е2, е3, е4 - предельные абсолюные погрешности величин R, qH,
PhkR3'
Абсолютная предельная погрешность суммы, выражающей численное
значение расчетной исходной массы, может быть записана в виде
= ±Ке1 +е4)<7нРн+ (е2Рн + ез<74)(л+Лз + 1)1- (Ю7)
122
Величину R3 определяют в лабораторных условиях, поэтому можно
принять, что е4 во много раз меньше et. Кроме того, по абсолютной вели-
чине R и R3 во много раз меньше единицы (не следует забывать, что здесь
речь идет о массовых газовых факторах, а не об объемных). В связи с
изложенным значениями е4, R и R3 можно пренебречь и написать прибли-
женное выражение для абсолютной ошибки
*o(V) =±к14нРн + е20н+еэ?н]- С108)
Несмотря на то что плотность нефти в нормальных условиях определя-
ют достаточно точно (точнее, чем объемный расход нефти), третьим сла-
гаемым в предыдущем выражении нельзя пренебречь, так как е3 умножа-
ют на сравнительно большую величину qn. Для оценки порядка величины
е0 (Af) целесообразно в правой части рассматриваемого выражения заме-
нить абсолютные ошибки на относительные:
(109)
з2=е2/9н; (и°)
«3 = е3/рн- (ш)
Уравнение (108) примет вид
е0(Х) = ±9нРн151Л+52+5зЬ (112)
Для определения относительной погрешности можно рекомендовать
следующую методику. Допустим, что в течение некоторого периода време-
ни неоднократно измеряют производительность установки. По этим дан-
ным можно определить среднеарифметическую величину qw, а затем рас-
считать среднюю квадратическую погрешность, которую можно исполь-
зовать для расчета относительной погрешности по формуле
62 = ±^/<7н> (ИЗ)
где qH - среднеарифметическая производительность; Cj - средняя квадра-
тическая погрешность.
Наибольшее влияние на точность расчетов материального баланса ока-
зывает величина относительной погрешности объемного расхода жидкос-
ти. На основе анализа промыслового материала можно сказать, что в нас-
тоящее время объемный расход жидкости (нефти) в зависимости от про-
изводительности скважин определяют с погрешностью порядка ±3 %.
В связи с этим выражение для абсолютной ошибки е0 (М) можно предста-
вить в виде
е0М = ±<7нРн[0.03+53]. (114)
123
Для оценки величины е0 (Л/) примем, что производительность скважин,
подключенных к групповой установке, составляет 1500 м3/сут, плотность
разгазированной нефти 850 кг/м3, причем последняя определена с точ-
ностью до 1 %. Тогда получим
е0 (АО = ±1500-0,850(0,03 + 0,01) = 51 т/сут.
Итак, относительная погрешность в определении массы, поступающей
на групповую установку продукции (углеводородных компонентов и от-
дельных компонентов неуглеводородных фракций, содержащихся в при-
родном газе, складывается из суммы двух относительных погрешностей
(62и63)).
Для изучения влияния режима работы сепаратора на процессы разгази-
рования необходимо поддерживать постоянные давление, расход жидкос-
ти и газа. Однако в промысловых условиях происходит периодическое из-
менение условий разгазирования. Используя теорию погрешностей, можно
оценить допустимое колебание давления в сепараторе в процессе исследо-
вания. Абсолютные значения давлений в сепараторе значительно ниже дав-
ления насыщения, поэтому можно принять, что количество растворенного
газа в нефти Кр линейно зависит от давления, т. е.
Кр = аР^нр> (И5)
где а - коэффициент растворимости газа в нефти; р - избыточное давле-
ние в сепараторе; qKp — объемный расход нефти при давлении в сепара-
торе.
Периодическое изменение давления и расхода жидкости в сепараторе
в процессе исследования характеризуется величинами Др и AqHp. Таким
образом, давление изменяется в пределах от р-Др до р + Др,а расход
жидкости - от qHp - AqHp до qH + Д<?нр.
Отсюда следует, что максимальное и минимальное количество (в мас-
совых единицах) растворенного в нефти газа будет
(Ир) max а (р +др) (?Нр+ ^н₽); (пб)
(Ир)щ1П - а(Р — ^₽) (?нр — ^?нр) • (117)
Из этих соотношений следует, что изменение количества растворенного
газа в нефти равно изменению количества выделившегося газа
<Vn..x Рг . (118)
Расчетная величина расхода газа не должна превышать значения абсо-
лютной ошибки при определении массового расхода свободного газа. Эта
ошибка составляет
е (ЯгРг) = Рге (?г) + 4ге (Рг) • (Н9)
124
Приравнивая оба эти выражения, получим:
ФЧр + Др^нр] Рг = Рге <«г> <?ге (Рг) •
Отсюда
ДР=^7~ [5(?н)+5(Рг)1 (120)
Я яр
Из этого выражения следует, что с повышением давления в сепараторе
(при всех прочих условиях) допустимое отклонение от величины давле-
ния Др должно уменьшаться: чем выше давление в сепараторе, тем мень-
ше пульсации входящего потока, тем больше растворено газа в нефти и
тем стабильнее режим разгазирования.
Объемный расход газа при исследовании замеряют ротационными счет-
чиками PC-100 и РС-600 с пределами погрешности ±2 % (0,02).. Плот-
ность газа в лабораторных условиях определяют с точностью ± 1 %. На ос-
нове этих данных по формуле (120) возможно оценить допустимое изме-
нение давления при установлении технологического режима в процессе ис-
следований. Для исследуемых нефтей коэффициент растворимости состав-
ляет примерно 50 м3/МПа. Давление в промысловых сепараторах при сбо-
ре нефти и газа не превышает 0,6 МПа. Если принять, что допустимая пог-
решность измерения объемного расхода нефти составляет 3 %, расход неф-
ти 1500 м3, расход газа 90 000 м3, согласно формуле (120) получим р =
= 0,012 МПа.
На основании изложенного была принята методика проведения и обра-
ботки результатов экспериментов.
1. Определяли основные параметры работы сепараторов, т. е. расход
жидкости и газа, давление на ступенях, уровни жидкостей в сепараторах
и температуру в совмещенном сепараторе. В экспериментах, проводимых
без подогрева сырой нефти, температура в совмещенном сепараторе на
различных режимах его работы устанавливалась самопроизвольно.
2. В системе нефтегазосбора устанавливали заданный режим, который
контролировали по показаниям приборов и результатам лабораторных
анализов проб нефти и газа, отбираемых 3—4 раза в течение 12—24 ч.
3. Последовательно 3 раза отбирали пробы нефти и газа, одновременно
замеряли давление, температуры и уровни жидкости в сепараторах, а так-
же объемное количество нефти и газа на ступенях разгазирования.
4. В лаборатории анализировали пробы нефти и газа, по которым опре-
деляли остаточное содержание газа в нефти на ступенях разгазирования,
обводненность нефти, количество разгазированной нефти, количество га-
за, их плотности и рассчитывали компонентные составы жидкой и газовой
фаз углеводородной системы.
5. По результатам обработки экспериментальных данных определяли
материальный баланс исходной системы, показатели А, коэффициенты К и
, на основе чего оценивали эффективность реэЛимов разгазирования и
частичного обезвоживания нефти в системе йефтегазосбора в зависимости
от параметров, характеризующих исследуемые режимы.
ОСНОВНЫЕ ЗАВИСИМОСТИ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕ
СОВМЕЩЕННЫЙ ПРОЦЕСС
Для выявления основных параметров и их влияния на механизм разделе-
ния нефти и газа с частичным обезвоживанием в одном технологическом
аппарате нами были проведены три серии опытов.
Первая серия опытов проходила в специально оборудованных для пред-
варительного обезвоживания сырьевых резервуарах открытого типа,
в которые сырую нефть непрерывно подавали насосами из открытых мер-
ников групповых установок после полной дегазации. Вторую и третью
серии опытов проводили на концевой совмещенной сепарационной уста-
новке с подачей сырой нефти в совмещенный аппарат как на сепарацион-
ное устройство (полки), так и через распределительный трубопровод.
В специально оборудованных сырьевых резервуарах установки комп-
лексной подготовки нефти НГДУ Туймазанефть [25] критерий степени
частичного обезвоживания нефти А составил 0,58—0,70 при времени от-
стоя в 2—3 раза больше (ттах = 4—5 ч) , чем на КССУ.
В табл. 32 приведены данные, характеризующие эффективность частич-
ного обезвоживания нефти при различных вариантах подачи сырой нефти
в совмещенный аппарат.
Как видно из табл. 32, при работе установки по варианту с сепарацион-
ным устройством и вертикальной перегородкой критерий А колеблется от
0,18 до 0,63, в то время как при совмещении процессов разгазирования
с частичным обезвоживанием нефти в одном технологическом аппарате
и подачей газожидкостной смеси через распределительный трубопровод
под водяную подушку значение А составляет 0,78—0,92, при почти одина-
ковых значениях времени транспортного, запаздывания и температуре
установки по обоим вариантам.
На основании анализа результатов исследований по всем трем сериям
опытов [4, 25] был сделан вывод об эффективности введения свободного
газа в эмульсию при частичном обезвоживании нефти. Поэтому были про-
должены опыты по изучению механизма разделения нефти и газа с частич-
ным обезвоживанием в одном технологическом аппарате (конструкция
аппарата с распределителем без сепарационного устройства).
Как отмечалось, на процессы частичного обезвоживания нефти одновре-
менно оказывает влияние множество различных факторов. Определить
степень влияния каждого из них в отдельности на опытно-промышленной
установке невозможно. Поэтому мы изучали наиболее важные параметры,
характеризующие процесс. Это в дальнейшем даст возможность разрабо-
тать методику инженерного расчета концевых совмещенных сепарацион-
ных установок.
Для установления зависимости показателя эффективности обезвожива-
ния нефти А от безразмерного параметра v/tg, количества свободного газа
qr, приходящегося на единицу объема жидкости, протекающей через сов-
мещенный сепаратор (или газового фактора Сж = <7Г/<7Ж) и истинной газо-
насыщенности нами в течение дг/'х лет (1966—1968 гг.) было проведено
1059 опытов. Результаты обработки опытных данных даны в табл. 39—43.
126
Таблица 32
Количество, м^/ч Температура, °C Обводненность нефти, % Время от* стоя,ч Критерий А Количест- во газа в нефти пос- ле I ступе- ни сеп^ра^ ции, м/мл
жидкости нефти ВОДЫ горячей воды жид- кости горячей воды частично обезво- женной нефти окружаю- щей среды
до уста- новки после ус- тановки
44 27 17 9 17 С сепарационным устройств 58 29 20 ОМ 38 14 2,14 0,63
53 32 21 10 18 58 27 20 39 16 1,76 039 —
47 30 17 И 18 60 22 23 36 23 1,44 036 —
36 24 12 8 17 60 27 23 34 15 2,70 036 —
47 28 19 10 18 59 26 23 40. 22 1,38 0,45 —
47 29 18 10 18 60 26 24 38 28 1,41 0,26 —
54 35 19 12 18 60 27 24 35 26 1,30 0,26 —
49 30 19 11 18 59 28 22 38 31 1,60 0,18 —
90 50 40 25 13 С распределительным трубопро< 60 -32 -16 зодом 44 73 1,13 Среднее зн 0,83 ачение 0,41 2,0
30 18 12 19 13 58 32 -10 40 3,2 3,10 0,92 3,1
59 33 26 15 16 68 27 + 12 44 5,1 1,76 0,88 2,8
67 40 27 16 16 69 29 +8 40 4,4 137 0,89 2,2
62 31 31 13,2 15 70 28 + 3 50 53 1,73 0,89 2,0
92 28 64 38 14 60 28 -13 70 93 1,00 0,86 2,4
92 46 46 31 12 58 25 -15 50 10,0 1,05 0,80 2,9
39 25 14 26 14 68 33 -2 36 8,1 1,09 0,78 4,1
69 26 43 20 17 67 31 +5 63 12 0,80 0,81 23
40 25 15 25 12 68 32 + 3 37 4 1,00 0,89 8,2
Среднее значение 0,82
Таблица 33
По ним определены средние значения параметров
A=f(G„); A=f^
при бж = const, которые приведены на рис. 55.
Из табл. 33 видна зависимость изменения показателя Л от безразмерно-
го параметра v/tg. Действительно, в первой графе из 79 точек 57 падает на
интервал А = 0,85 - 1. Это составляет 72,15 % от общего числа. Следова-
тельно, наиболее достоверны значения Л = 0,945 при v/tg = 0,51. Аналогич-
но можно рассматривать данные, приведенные в других графах таблицы.
Так как в каждой полосе содержится неодинаковое число точек, мы
сгруппировали соседние полосы таким образом, чтобы в каждой группе
Рис. 55. Зависимость критерия степени обезвоживания Л:
а — от безразмерного параметра -К, ^0'*^; — от газового фактора G ; в — от ис-
тинной газонасыщенности при G&M /м (У — 0,7—0,9; 2 — 0,5—0,7; 3 — 0,3—0,5;
4 -0,1-0,3)
128
(v/t-g/AO*
6,86 - 7,71 00 1 8,57 - 9,43 9,43 - 10,29 10,29- 11,14 11,14- 12,00 12,00- 12,86 12,86- 13,71 Число опытов
14 18 6 7 1 2 — 113
33 14 4 4 10 7 3 — 181
21 7 16 18 14 14 8 3 264
14 4 21 53 99 43 18 17 501
82 43 47 75 130 65 31 20 1059
содержалось около 100 точек. Например, были сгруппированы6,7и8-я
полосы и 9-я с 10-й полосой.
После отбраковки оставшиеся в графах (или группах полос) точки бы-
ли усреднены:
п п
A = il гА1/п; v/tg = i J ! (“£) /"•
Результаты усреднения опытных данных табл. 33 показаны на графике
(рис. 54, а) и приведены ниже.
А 0,954 0,887 0,860 0,796 0,632 0,705 n QQn 0,920 Q 0,890 0,840
0,071) U,yUU Vj7.5U
,/« 041 131 2,08 4,71 6,92 8,31 1030 12дз 13,16
Таким образом, из имеющихся опытных данных экспериментально по-
лучена зависимость критерия А от параметра v/tg. Эмпирическая зависи-
мость А = flv/tg) аппроксимирована выражением
А = 0,782 + 0,15 cos (0,5245),
(121)
где В = v/tg.
Средняя квадратическая погрешность аппроксимации в диапазоне из-
менения аргумента от 0 до 12 426 составляет 4,9 %.
Опытные данные для выявления влияния газа на процесс частичного
обезвоживания нефти А = обрабатывали аналогично зависимости
Л = f(v/tg). Опытные данные по изучению влияния газа на процесс частич-
ного обезвоживания нефти приведены в табл. 34. В этой таблице газовый
фактор Сж определяют по формуле
^ж = ^г/?ж> (122)
где <7Ж - количество жидкости (воды и нефти), протекающей через совме-
щенный сепаратор в единицу времени, м3; qr — количество выделившего-
а 1
ся газа в совмещенном сепараторе, м .
129
Таблица 34
А G Число опытов
0,1 - 0,2 О 1 о* 0,4 - 0,6 0,6 - 0,8 О 1 во о* 1,0 - 1,2 ь‘ I — г‘ т 1,4 - 1,6
0,1 - 0,4 3 11 16 9 3 2 1 2 47
0,4 - 0,7 11 53 40 30 21 12 8 1 176
0,7 - 1,0 9 71 97 124 111 62 40 19 533
Итого 23 135 153 163 135 76 49 22 756
После усреднения точек (табл. 34) получили следующие значения ко-
ординат:
А 0,70 0,76 0,78 0,90 0,90 0,89 0,90
вж 0,15 032 030 0,71 030 1,10 130
Зависимость Л = //’<7ж) (рис. 54,6) аппроксимирована выражением
А =-0324(Сж - I)2 +0,9.
(123)
Средняя квадратическая погрешность аппроксимации в диапазоне из-
менения аргумента от 0,15 до 13 составляет 1,6%. Газонасыщенность оп-
ределяли по формуле (82). Так как газонасыщенность <р обладает много-
параметрической связью, для определения ее значений по указанной фор-
муле нам потребовалось рассчитать относительные скорости движения ка-
пель ск и газовых пузырьков сп в неподвижной среде по эмпирической
формуле (66). Количества газа qr, жидкости цж и частично обезвоженной
нефти <7Ч0Н (табл. 35), необходимые при расчетах <р, получены усреднени-
ем их величин, замеренных на различных режимах работы установки в за-
висимости от величины газового фактора Сж, изменившейся от 0,1 до
1,4 м3/м3.
Исходные данные для определения относительных скоростей движения
газовых пузырьков в воде и нефти, капель нефти в воде и капель нефти в
газе по формуле (66) приведены ниже.
Параметр Значение
Поверхностное натяжение на границе, Н/м
вода - нефть....................................................... 0,0302
нефть - воздух ................................................ 0,0272
вода - воздух.................................................. 0,0574
Динамическая вязкость, ПА-с
воды............................................................. 1,4-10'3
газа..........................................................8,5-10'й
нефти ........................................................ 7,225-Ю'3
Плотность, кг/м3
нефти .................................................................850
воды..............................................................1050
130
Приведенная плотность газа в зоне сепаратора, кг/м3
водной...................................................... - • 1,032
нефтяной...................................................... 1,001
Приведенное давление, МПа
₽пр 1.....................................
Температура, К
приведенная Г' ..........................
средневзвешенная критическая Гк_ . . . .
Давление критическое средневзвешенное, МПа
Температура в сепараторе, С................
Давление в зоне сепаратора, МПа...........
газовой .............................
0,0334
0,0301
. 0,834
360,83
0,4368
. . . 28
. .0,13
водной .........................................................0,146
нефтяной........................................................0,135
Величину поверхностного натяжения на границе вода — воздух определяли
по правилу Антонова авн = свв - .
Приведенные плотности газа в водной и нефтяной зонах совмещенно-
го сепаратораPjPj, давлениярп1,рпр2 и температуру Тпр определяли по
методике [12], а величины поверхностных натяжений, динамические вяз-
кости воды, газа, нефти взяты в тех же работах.
Средневзвешенные значения критических температур ГКр и давления
ркр определяли по среднему составу газа в совмещенном сепараторе
(табл. 36), полученному экспериментально.
Результаты расчетов по определению скорости движения пузырьков га-
за и капель в неподвижной среде приведены в табл. 37.
Полученные эмпирические зависимости А = /(^) при различных Дж
приведены на рис. 54, в и аппроксимируются выражением вида
A = b(y>-d)2 + с. (124)
В табл. 38 приведены значения коэф-
фициентов и средней квадратической
погрешности аппроксимации 5, %, в
указанных интервалах изменения аргу-
мента
Аппроксимированные выражения
(121), (123), (124) получены поданным
обработки 1059 режимов работы уста-
новки. Расход жидкости на один аппарат
изменяли от 0,0058 до 0,0347 м3/с при
обводненности сырой нефти на выходе
установки от 30 до 82 %.
Для выявления зависимости измене-
ния истинной газонасыщенности от
величины диаметров пузырьков- газа d
при определенных значениях газовых
факторов Ож и постоянном расходе
жидкости (<7Ж = 0,0178 м3/с), по дан-
Рис. 56. Зависимость истинной*га-
зонасыщенности <р от диаметра пу-
зырьков газа d при G = const;
1 - G = 1,07; 2 - G= 0Л; 3 -
G = O,61; 4 - G = o,36
131
Таблица 35
Номер опыта <7Г. м3/ч «см- м3/4 3 . ?ч.о.н’м /ч А ^ж, м3/м3
1 11,88 92,97 40,62 0340 0,1 - 0,2
Z2 22,70 150,34 67,42 0,330 0,1 - 0,2
33 30,30 143,66 46,00 0320 0,1 - 0,2
4 40,40 230,90 51,00 0,943 0,1 - 0,2
5 13,92 56,42 25,36 0362 0,2 - 0,3
6 21,85 88,46 39,92 0360 0,2 - 0,3
7 32,50 130,00 45,00 0,740 0,2 - 0,3
8 3930 148,90 54,45 0,680 0,2 - 03
9 4936 195,98 68,00 0,359 0,2 - 0,3
10 10,50 32,63 15,00 0,689 03-0/4
11 20,70 6032 28,87 озю 03 - 0,4
12 33,20 93,78 35,90 0,658 0,3 - 0/4
13 38,80 114,10 44,13 0,760 0,3 - 0,4
14 50,70 135,67 50,70 0,688 0,3 - 0,4
15 23,19 63,96 24,46 0,860 0,3 - 0,4
16 12,00 26,09 9,00 0348 0,4 - 03
17 23,90 53,11 25,14 0,470 0,4 - 03
18 32,40 72,66 28,40 0,720 0,4 - 03
19 40,00 91,70 67,53 0,730 0,4 - 03
20 50,30 116,93 50,00 0324 0,4 - 03
21 30,27 63,76 27,99 0,850 0,4 - 03
22 12,00 26,09 9,00 0348 03 - 0,6
23 23,90 43,63 22,33 0,620 03 - 03
24 32,60 61,10 26,00 0,768 оз - оз
25 40,10 74,00 28,00 0,730 03 - 0,6
26 49,75 9439 44,50 0325 оз - оз
27 32,40 52,10 22,70 0,820 0,6 - 0,7
28 42,10 64,40 28,20 0,740 0,6 - 0,7
29 52,00 85,31 50,00 0,350 0,6 - 0,7
30 39,10 64,12 3031 0,820 0,6 - 0,7
31 34,00 44,80 21,00 0,890 0,7 - 0,8
32 41,30 56,10 23,10 0,850 0,7 - 0,8
33 52,00 74,64 32,00 0,943 0,7 - 0,8
34 12,62 11,92 5,70 0,560 0,8 - 1,2
35 32,20 30,20 16,72 0,955 0,8 - 1,2
36 40,90 38,90 23,00 0,870 0,8 - 1,2
37 54,00 54,28 1830 0,941 0,8-1,2
38 48,30 60,70 24,83 0,890 0,8- 1,2
39 56,00 65,00 22,60 0,700 0,8- 1,2
40 7230 67,00 39,50 0,780 0,8 - 1,2
41 30,00 24,50 11,00 0,920 1,2 - 1,3
132
Газонасьпценяостъ $ %, при скорости движения капель Число за- меров
с к и пузырьков газа
бср,м3/м3 с = 5,37;ск = в,08;ск = 5,38;с = 10,67;с = 14,23;с = 13,41
10'2 м/с
0,175 0,156 0,129 0,144 13
0,151 0,295 0343 0,271 7
0,170 0389 0325 0356 3
0,180 0,483 0,407 0Д38 4
0,252 0,133 0,153 0,168 14
0347 0,287 0,237 0,264 13
0,245 0,422 0,351 0385 8
0,264 0306 0,422 0,462 22
0,250 0,620 0320 0370 3
0,324 0,133 0,153 0,168 4
0342 0376 0,217 0,250 8
0,360 0,436 0362 0,399 26
0,340 0306 0,421 0,463 36
0,370 0,650 0340 0,600 4
0,360 0,306 0,254 0,280 1
0,460 0,160 0,132 0,147 1
0,450 0314 0,263 0389 14
0,450 0,430 0,357 0394 32
0,436 0330 0,440 0,486 23
0,430 0,650 0,550 0,600 7
0300 0,401 0,332 0,367 174
0330 0,173 0,153 0,159 14
0334 0,310 0357 0,285 3
0345 0,435 0,362 0,399 44
0342 0329 0,439 0,484 14
0327 0,650 0340 0,600 2
0,650 0,429 0,356 0,393 36
0,645 0357 0,454 0301 18
0,610 0,680 0370 0,630 1
0,610 0317 0,430 0,474 41
0,751 0,451 0,374 0,413 24
0,736 0374 0,451 0,501 16
0,700 0,680 0370 0,630 1
1,092 0,168 0,139 0,154 4
1,066 0,430 0,355 0395 11
1,050 0343 0,455 0,498 31
0,995 0,710 0390 0,650 1
0,800 0,639 0331 0385 145
0,860 0,740 0,614 0,677 1
1,070 0361 0,789 0381 1
1,260 0,400 0,330 0,370 5
133
Продолжение табл. 35
Номер опыта Чг- м3/4 3, <?см’м /ч ^н’ м /ч А <7Ж, м3/м3
42 32,00 23,90 11,00 0,990 1,3 - 1,4
43 51,25 39,42 21,00 0,600 —
44 23,19 63,96 24,46 0,860 —
45 39,10 64,12 30,51 0,820 —
46 48,30 60,70 24,83 0,890 —
47 56,00 65,00 2250 0,700 —
48 72,50 67,00 3950 0,780 —
49 30,27 63,76 27,99 0,850 —
ным табл. 35 и 37 составлена табл. 39. Зависимость истинной газона-
сыщенности от диаметра пузырьков газа показывает график <р = ffd) (рис.
56).
Пользуясь зависимостями Л = /(^>)и А = f(G), можно установить ми-
нимальные и максимальные значения газовых факторов, при которых наб-
людается эффективное влияние количества введенного свободного газа на
совмещенный процесс. По этим графикам = 0,2 м3/м3, а 6жтах =
= 1,4 м3/м3. Номинальный газовый фактор 6ЖН0М= 1 м3/м3, когда по-
казатель А = 0,9. Увеличение величины газового фактора Сж ном . не дает
дальнейшего повышения показателя эффективности обезвоживания нефти
(А < 0,9). Расход жидкости </ж на один совмещенный сепаратор можно
определить следующим образом. При G5tcH0M = 1 м3/м3 показатель Л =
= 0,9 м3/м3. По графику зависимостиЛ =f(v/tg) на рис. 54,я определяют
величину безразмерного параметра v/tg, причем значение этого параметра
следует брать на восходящей ветви кривой, так как это соответствует
большим расходам жидкости <уж на один совмещенный сепаратор (y/tg =
= 10,110'8). По графику на рис. 54, б определяем показатель Л = 0,69,
а затем по графику на рис. 54, а находим минимальное значение параметра
(v/tg )min = 8-Ю"8. Максимально возможное значение безразмерного пара-
метра при Л = 0,9 может быть равным 12-10'8, что будет соответствовать
максимальному расходу жидкости на один совмещенный сепаратор (чж =
89 м3/ч). Дальнейшее увеличение расхода жидкости в совмещенном се-
параторе может привести к резкому снижению критерия Л (ухудшению
частичного обезвоживания). Это объясняется относительным увеличением
линейной скорости движения жидкой фазы и газа в совмещенном сепара-
торе, в результате чего интенсифицируется турбулизация потока жидкос-
ти, препятствующая нормальному протеканию совмещенного процесса,
и уменьшается время динамического отстоя, имеющее немаловажное зна-
чение при разрушении эмульсии.
134
Газонасыщенность %, при скорости движения капель ск и пузырьков газа Число замеров
Gcp,M3/M3 е = 5,37;Ск = 6,О8;ск = 5,38;с= 10,67 ;с= 14,2з;с= 13,41
10'2 м/с
1338 0,430 0350 0,390 5
1,443 0,670 0,560 0,630 4
ск = 0,14 ск = 0,60 ск = 2,1б 6
Сп = 0,24 сп=1,04 сп = о.39 3
0,360 2,801 1,619 0,617 5
0,610 4,561 2,937 1,051 9
0,800 6,001 3,543 1,294 4
0,860 6,808 3,768 1,480 12
1,070 8,180 5,929 1,967 7
0,475 3381 2,213 0,811 9
Таким образом, мы установили область на восходящей ветви кривой
зависимости А = flvftg), в которой предпочтительнее выбирать значения
безразмерного параметра и показателя Л.
Расход жидкости в одном совмещенном сепараторе определяют по
формуле
<7ж=(^-)^-Г> (125)
•аг *о
где g = 1,27-lQ8 м/ч2; t - время пребывания жидкости в аппарате, уста-
новленное экспериментально, t = 0,8 — 1ч; F — площадь поперечного сече-
ния, занятая жидкостью; F= 5,8 м2 при h = 2,2 м; /0 — длина совмещен-
ного сепаратора объемом 80 м3, равная 11 м; I — длина выбранного сепа-
ратора.
Подставляя соответствующие значения в формулу (136), получим:
<7ж. ном = 74 м3/ч>’ min = 59 m3/4S max = &9 м31ч- Выявленные зави-
симости используют для разработки принципов инженерного расчета
КССУ и рекомендаций по их применению в системах нефтегазосбора.
ТЕПЛОВОЙ РЕЖИМ СОВМЕЩЕННОЙ УСТАНОВКИ
Для поддержания необходимого теплового режима и наиболее эффектив-
ных условий разгазирования и частичного обезвоживания нефти в совме-
щенном сепараторе необходимо знать количество горячей воды, пода-
ваемой в поток сырой нефти, и коэффициент рециркуляции а, характери-
зующий отношение расхода горячей воды к расходу сырой нефти:
® ^гв/^сн’ (126)
где qCM = qH + qB ; qKqB - расходы нефти и воды, поступающей в совме-
135
Таблица 36
Компо- ненты n2 сн4 С1н6 сзЦ> с4Ню с5н12 С6Н14 + высшие Всего
Содержа- ние, мае. % Масса, - 3,3 16,9 45,9 22,6 11,3 - 100
КГ — 0,0307 0,1572 0,4268 0,2102 0,1051 0,93
Моляр- ные до- — 0,123 0,226 0,427 0,160 0,064 - 1
ли
Таблица 37
Газ в нефти
Диаметр пузырька, м Ст, м/с-10'2 сп. м/ч
ю-6 0,2433 8,7588
10'5 1,0404 37,4544
10Л 3,9059 140,6124
ю-3 10,6660 383,9760
5 • 10-3 14,2306 542,3016
1,0-Ю'2 13,4084 482,7024
IO'6 0,7396 26,6256
Ю'5 3,2218 115,9548
10'4 10,0502 361,8072
Ю'3 20,5402 739,4472
5 • Ю'3 17,8982 644,332
1,0-Ю'2 12,7311 458,3196
Продолжение табл. 37
Нефть в воде
Диаметр капли, м ск, м/с-10'2 ск, м/ч
IO'6 0,1422 6,1202
10'5 0,5993 21,5745
10Л 2,1625 77,8495
10'3 5,3722 193,4001
5-Ю'3 6,0749 218,6977
1,0-Ю'2 53782 193,6149
Ю'6 0,1578 5,6808
10'5 0,6820 24,55 20
10'4 2,6260 94,5360
ю-3 7,6488 275,5368
5-Ю-3 11,1900 402,8400
1,0-Ю'2 11,2001 403,2036
1,5-Ю'2 юзюо 378,3600
2,0-КГ2 9,7344 350,4384
136
Таблица 38
Номер кривой Коэффициенты 6, % Интервал по
Ь d С
I -7,97 0,454 0,680 103 0,27 - 0,66
п -7,97 0,46 0,735 6,2 0,26 - 0,60
III -7,127 0,445 0,825 4,9 0,27 - 0,60
IV -5 0452 0,946 9,45 0,37 - 0,68
Таблица 39
Диаметр пузырьков, м Газовый фактор
1 5'10‘3 10‘3 10Л 10‘5 10‘6 G, м3/м3
0,280 0,254 0,306 0,617 1,619 2,801 036
0,474 0,430 0517 1,051 2,937 4561 0,61
0,585 0,531 0,639 1,294 ЗД43 6,001 0,80
0,798 0,961 1,070 1,480 3,768 6,808 1,07
щенный сепаратор; qr3 — расход горячей воды, подаваемой в поток сы-
рой нефти на вход установки.
Расход горячей воды зависит от ее температуры Ггд, количества сырой
нефти qCit с температурой /сл и от теплопотерь в совмещенном сепарато-
ре. Для вычисления необходимого количества горячей воды можно поль-
зоваться уравнением теплового баланса:
(^н^н^н + 4вРвсв) *ся + ^г.в^г.в^в^гв =Л> +^сеп + + <?в^3всв +
+ ^г.вРв^в^у’ (127)
где Рн, Рв — плотности нефти и воды; сн, св — теплоемкости нефти и во-
ды; Jo — потери теплового излучения; - потери теплоты в сепарато-
ре в единицу времени за счет охлаждения, вызванного выделением и рас-
ширением газа; ty — температура в совмещенном сепараторе.
Решая уравнение (127) относительно коэффициента рециркуляции,
получим:
а=Л) *Леп t ‘?нЕ(1°0 ~д1)сн+а1сРв1 ,(128)
0?в — ^у! Рвсв (?в +<7ц1 Рвсв (ЮО — flj) — *у)
Определение коэффициента рециркуляции по уравнению (128) доволь-
но сложно из-за отсутствия значений Jo, Температура сырой нефти,
поступающей в совмещенный сепаратор, зависит от температуры смеси на
устье скважин, давления на I ступени сепарации, расхода сырой нефти
и других факторов. С возрастанием qCM время нахождения смеси в кон-
такте с окружающей средой (заглубленный трубопровод) будет умень-
шаться, что приведет к сокращению теплопотерь и к повышению Гсн.
Температура сырой нефти зависит от обводненности: более обводненная
137
Рис. 57. Зависимость температуры сы-
рой нефти rCJ1 от количества сырой
нефти qc н при a f%:
1 - 70; 2 - 60; 3 - 50; 4 - 40
продукция скважин несет с собой большее количество теплоты из-за раз-
ной теплоемкости воды и нефти и при прочих равных условиях относи-
тельные потери теплоты будут меньше, а температура сырой нефти выше.
Многообразие факторов затрудняет определение зависимости темпера-
туры сырой нефти от различных параметров экспериментально. По дан-
ным исследований, выполненных на опытно-промышлецной установке,
выведены зависимости температуры сырой нефти, поступающей в совме-
щенный сепаратор, от расхода ее и обводненности а,. Невозможность уче-
та остальных факторов привела к значительному разбросу точек. По этой
же причине опытные данные отрабатывали по линейному закону. Несмот-
ря на указанные допущения, кривые на рис. 57 позволяют сделать следую-
щие заключения: температура смеси, поступающей в совмещенный сепа-
ратор, возрастает с ростом обводненности и расхода сырой нефти; при
увеличении расхода (при qc н -»• °°) температура сырой нефти стремится к
определенному пределу независимо от степени ее обводненности; это
объясняется тем, что при увеличении скорости смеси потери теплоты в
трубопроводе будут уменьшаться и в предельном случае стремиться
к нулю.
Потери теплоты (Jo + будут зависеть от объема сепаратора, пло-
щади его поверхности, высоты уровней воды и нефти в сепараторе (т. е.
от объема сепаратора, занятого водой, нефтью и газом) , площади поверх-
ности сепарации и интенсивности выделения газа. Большое влияние на эти
потери оказывает температурное поле в сепараторе, зависящее от темпера-
туры горячей воды и сырой нефти и от их расходов. Потери теплового из-
лучения зависят от температуры окружающей среды, а также суммарного
расхода сырой нефти и горячей воды. Таким образом, потери теплоты при
прочих равных условиях пропорциональны времени пребывания жидкости
в аппарате.
Учесть все перечисленные факторы и рассчитать тепловые потери в сов-
мещенном сепараторе без тех или иных допущений практически невоз-
можно, поэтому мы воспользовались экспериментальными данными. Сле-
дует указать, что в рассматриваемой серии экспериментов совмещенный
сепаратор работал на установившемся режиме, при котором объемы, за-
нятые водой, нефтью и газом, поддерживали постоянными. Температуру
в совмещенном сепараторе также поддерживали постоянной (гц = 30 —
31 0 С) изменением расхода горячей воды. Температуру замеряли на выхо-
де из совмещенного сепаратора, что позволило учесть потери теплоты
(Jo + ^сеп) Надежная теплоизоляция совмещенного сепаратора позволяет
принять, что теплоизлучение в различные времена года изменяется незна-
чительно.
138
Рис. 58. Зависимость коэффициента рециркуляции при at = const и гг в — const:
а - от количества сырой нефти <7, н; б - то же q жидкости: 1 — = 70 С; 2 —
tr в = 60 С. Обводненность нефти , %: I — 40; 11 — SO; III — 60; IV — 70
По зависимости (128) нами проведена обработка опытных данных.
Результаты обработки приведены на рис. 58,а. По ним и уравнению (128)
видно, что коэффициент рециркуляции увеличивается с ростом обводнен-
ности (при <7СН = const), так как вода обладает большей теплоемкостью
и чтобы ее нагреть до температуры 30—31° С требуется большее количест-
во теплоты. Из зависимости (128) и рис. 58, а также видно, что с ростом
расхода сырой нефти коэффициент рециркуляции уменьшается из-за уве-
личения температуры сырой нефти. Такое же влияние оказывает увеличе-
ние температуры горячей воды. Таким образом, уравнение (128) описы-
вает зависимость, приведенную на рис. 58,а.
Суммарные потери теплоты в сепараторе (Jo +'/сеп) можно определить,
приравнивая к нулю левую часть выражения (128).
После преобразований получим
= _____________ЮО^о^сеп)____________ (129)
[ЮОСлРц + й] (свРв~снАр1 (?с.н ~ 'у-*
Так как без подачи горячей воды в совмещенном сепараторе происхо-
дит понижение температуры (за счет потерь тепла), то гу < гс н. По этому
выражению можно вычислить значение суммарных потерь (Jo + J№n) Для
этого Необходимо кривые на рис. 58, я проэкстраполировать до горизон-
тальной оси и при известных значениях остальных параметров по форму-
139
ле (129) рассчитать суммарные потери теплоты. Можно высчитывать
значение тепловых потерь при исходных данных, взятых по опытно-про-
мышленной установке:
at =40%; Гсн-t = 1° С; Ггв = 60° С; рн = 850кг/м3; рв = 1070кг/ь?;
сн = 2,0934 Дж/° С; св = 4,1868 Дж/°С.
Из графика находим (см. рис. 58, a) <?осн = 60 м3/ч
Jo +^сеп = [100снрн + ai (свРв “ снРн) 10с н “ М =47,683 кВт.
U UC11 1 ЛЛ дисд Ь 1 A В' И И* П-* л 4 1«п
Относительные потери находим следующим образом.
При номинальной подаче сырой нефти в сепаратор <?сн = 80 м3/ч и об-
водненности 70 % согласно (рис. 58, а) коэффициент рециркуляции сос-
тавляет а = 0,18. Количество теплоты, выделяемое при охлаждении горя-
чей воды с 60 до 30° С,
<7с.насвРв ( 'г. в - zy) = 502,416 кВт.
л __ 127 500 i л a т? о at
Относительные потери теплоты составят ---------- • 100 = 27,3 %.
г 432 000
Следует отметить, что с увеличением обводненности сырой нефти сум-
марные потери теплоты возрастают.
Зависимостями, приведенными на рис. 58, а, неудобно пользоваться
при расчетах совмещенных сепараторов, так как в количество жидкости,
подаваемой в сепаратор <?ж, кроме qc н входит и qr в.
9ж = «с.н+(7г.в- (13°)
Учитывая формулу (126), равенство (130) можно представить в виде
?ж= О+а)‘7с.н- (131)
Воспользовавшись этим равенством, мы преобразовали графики на рис.
58, а и установили зависимости коэффициента рециркуляции а от коли-
чества жидкости, поступающей в совмещенный сепаратор qyK, обводнен-
ности сырой нефти аг и температуры горячей воды Гг в (рис. 58, б).
МЕТОДИКА РАСЧЕТА И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРИМЕНЕНИЮ
СОВМЕЩЕННЫХ СЕПАРАЦИОННЫХ УСТАНОВОК
Используя зависимости, характеризующие совмещенный процесс и исход-
ные данные по конкретному нефтяному месторождению, обустраиваемо-
му системой нефтегазосбора, можно рассчитать необходимое число совме-
щенных сепараторов и параметры технологического режима. Расчет про-
водят в два этапа.
140
Первый этап. Определение необходимого числа совмещенных сепара-
торов.
1. Находят нагрузку по жидкости qx на один совмещенный сепаратор
по формуле
?ж=(12ч-15)Г-^-. (132)
'о
где F- часть площади поперечного сечения сепаратора, занятая жид-
костью, м2; / — длина выбранного сепаратора, м; /0 — длина совмещенно-
го сепаратора объемом 80 м3, равная 11м.
2. По графику а = flaj (см. рис. 58) определяют коэффициент рецир-
куляции.
3. Находят общую нагрузку по жидкости 2Ж на совмещенные сепара-
торы
еж= (1+п)2сн,м3/ч. (133)
4. Определяют число совмещенных сепараторов
и = !2ж/4ж. (134)
Второй этап. Определение параметров технологического режима.
1. Находят количество горячей воды 2ГВ, подаваемой на установку,
в зависимости от количества сырой нефти:
2г.в = «2с.н.м3/ч- (135)
2. Определяют критерий Л из соотношения
А = (ai - a0)/ai •
При этом обводненность нефти после совмещенной сепарационной ус-
тановки выбирают в пределах 15—30 % с таким расчетом, чтобы значение
критерия А было не менее 0,5 и не более 0,85. Эти границы соответству-
ют наиболее благоприятным условиям работы совмещенной сепарацион-
ной установки и установки товарной подготовки.
3. По графику Л = flG) (см. рис. 54) определяют газовый фактор 6Ж,
соответствующий вычисленному критерию Л.
4. Определяют количество газа QT (м3/ч) по формуле
ег=ежсж. (136)
5. Устанавливают давление в совмещенных сепараторах таким, чтобы
перепад давления между предыдущей ступенью разгазирования и совме-
щенными сепараторами обеспечил выделение необходимого количества
газа QT, а перепад давления между совмещенной сепарационной установ-
141
кой и объектами подготовки нефти и сбора газа обеспечил поступление
нефти и газа на прием насосов и компрессоров.
В зависимости от газового фактора и степени обводненности нефти,
поступающей на установку, возможны два случая.
Первый случай. Qr<QK< G. По графику на рис. 59 определяют газо-
вый фактор Qa при давлении разгазирования, равном давлению в совме-
щенном сепараторе.
Находят газовый фактор Gc (м3/м3), соответствующий необходимому
количеству газа, выделяющегося в совмещенном сепараторе:
Gc = Qr/QH. (137)
Давление на предыдущей ступени разгазирования определяют по значе-
нию газового фактора (см. рис. 59):
(138)
Второй случай. Qr = QKG, совмещенный сепаратор выполняет одновре-
менно роль сепаратора первой ступени разгазирования.
При количестве газа меньше требуемого,т.е.QKG <Qr,необходимо соз-
дать условия для возврата недостающей части отсепарированного газа из
газопровода в поток сырой нефти, поступающей на установку. Если и
такие условия создать невозможно, то по графику Л = /{Сж) на рис. 54,5
определяют максимально возможный критерий степени обезвоживания
А тах для данного значения газового фактора
= <139>
В процессе разработки нефтяного месторождения изменяются обвод-
ненность и количество добываемой нефти, а следовательно, и нагрузка на
установку. В связи с этим режим работы установки также изменяется.
Производительность и режим работы совмещенной сепарационной установ-
ки в комплексе с установкой подготовки нефти можно прогнозировать,
используя проектные данные об изменении количества добываемой нефти
и ее обводненности по годам. Данная методика может быть рекомендована
Рис. 59. Влияние давления на раство-
римость и выделение газа из нефти:
1 — растворимость газа; 2 - выделе-
ние газа
142
для расчета совмещенных сепарационных установок и выбора режима их ра-
боты при проектировании новых или реконструкции действующих систем
сбора, транспортирования и подготовки нефти и газа на месторождениях
с нефтями, близкими по свойствам к туймазинским. Для других место-
рождений, свойства нефтей которых отличаются от указанных, могут быть
получены аналогичные зависимости. При этом принципы расчета совме-
щенных сепараторов останутся неизменными.
Пример расчета. Определить число совмещенных сепараторов для их монтирова-
ния на установке подготовки нефти №4 НГДУ Туймазанефть по исходным данным,
приведенным ниже.
Количество сырой нефти Сс н, м3/ч ....................................700
Обводненность нефти а % .'........................................... 65
Количество нефти Сн.м3/ч............................................ 245
Газовый фактор G, м3/м3 ............................................. 60
Плотность нефти Pg, кг/м3............................................850
Давление в совмещенном сепараторе pjj, МПа........................ 0,10
Тип сепаратора ............................................Горизонтальный
длина /, м.........................................................22
диаметр/), м......................................................3,4
Определение числа совмещенных сепараторов.
1. По формуле (132) находят
<7Ж= 13,6-8 -^-= 218 м3 4 5/ч.
ж 11
2. По графику (рис. 59) применительно к аппарату объемом 80 м3 определяют
а =0,3.
3. Общая нагрузка по жидкости
(?ж= (1 + 0,3)-700 = 910 м3/ч.
4. Число совмещенных сепараторов
л =910/218=4 шт.
Определение параметров технологического режима.
1. Вычисляют количество горячей воды, подаваемой на вход установки:
ег>в = 0,3-700 = 210м3/ч.
2. Показатель Л
3. По графику на рис. 55 находят
вж = 0,2 м3/м3
4. Определяют количество газа
Сг = 910-0,2 = 182 м3/ч.
5. По графику на рис. 58 определяют Gjj при рц = 0,1 МПа:
GjI = 53 м3/м3.
143
Рис. 60. Варианты применения КССУ в системах нефтегазосбора:
1 — скважина; 2 — замерная установка; 3 — сепаратор I ступени; 4 — дожимная насосная система; 5 — аварийная емкость; 6 — cent*
рационная установка со сбросом воды; 7 — сепаратор II ступени; 8 — сепаратор III ступени; 9 — сырьевые резервуары; 10 — КССУ;
11 — насос; 12 — групповая установка; 13 — блок обессоливания; 14 — блок стабилизации; 15 — блок обезвоживания; 16 — проме-
жуточный нефтепарк; 17 — блочная замерная установка; 18 — сепарационная установка; 19 — деэмульсационная установка; 20 —
установка товарной нефти
НоодятС,- — о-8--— = 0,9 м3/м3.
По значению Gj = 53 - 0,9 = 52,1 м3/м3 определяют давление pj на первой ступе-
ни разгазирования (рис. 59) pj = 0,14 МПа.
По данной методике были выполнены расчеты по применению совме-
щенных сепарационных установок в комплексе с установками товарной
подготовки в варианте совместного сбора обводненной нефти (средняя
обводненность 60—70 %) для всех промыслов Туймазинского нефтяного
месторождения. Наблюдается хорошая сходимость расчетов с фактичес-
кими данными. Например, расчетная производительность совмещенного
сепаратора объемом 80 м3 по сырой нефти составляет 2 000 м3 /сут, а фак-
тическая 2200—2300 м3/сут. По описанной методике проведены расчеты
и выполнен проект по применению совмещенных сепарационных устано-
вок в комплексе с установками термохимического обезвоживания нефти
на весь период разработки Куак-Башской площади (объединение Тат-
нефть) в вариантах раздельного и нераздельного сбора безводной и обвод-
ненной нефти [25].
На рис. 60 показаны варианты применения совмещенных сепараторов
в системах сбора, наиболее широко применяемых на промыслах Урало-
Волжского нефтяного района. Совмещенные сепараторы блочной конст-
рукции могут быть выполнены как с сепарационным отсеком в одном
технологическом аппарате, являющемся I ступенью разгазирования, так
и без него. В этом варианте I ступень разгазирования выполняют в виде
отдельного блока, входящего в сепарационный узел.
Реконструкция системы сбора для применения совмещенных сепарато-
ров требует небольших капитальных затрат и экономически оправдана.
Например, внедрение совмещенной сепарационной установки на пяти
действующих промыслах НГДУ Туймазанефть с суммарной производитель-
ностью 53-103 т/сут по жидкости (средняя обводненность 65—75 %) обес-
печило снижение обводненности нефти на 80—90 % и позволило получить
фактический годовой экономический эффект около 1 млн. руб.
Совмещенные установки приняты к повсеместному внедрению в одно-
трубные напорные системы герметизированного сбора нефти и нефтяного
газа с раздельным сбором безводной и обводненной нефти, в которых дав-
ление на устье скважины при любом способе эксплуатации обеспечивает
транспортирование газоводонефтяной смеси через все технологические ус-
тановки, включая пункт подготовки нефти, без применения промежуточ-
ных перекачивающих станций.
Глава VII
АВТОМАТИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И РЕГУЛИРОВАНИЕ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ СЕПАРАЦИОННЫХ
УСТАНОВОК
ПАРАМЕТРЫ АВТОМАТИЗАЦИИ
Основными параметрами контроля и управления, без автоматизации кото-
рых эксплуатация сепарационных установок очень затруднена, а иногда со-
вершенно невозможна, являются:1
регулирование (стабилизация) уровня нефти, уровня раздела сред во-
да — нефть и давления в сепараторах;
контроль и сигнализация аварийных значений уровня и давления;
измерение количеств сырой нефти, нефтяного газа, частично обезвожен-
ной нефти, дренируемой и рециркулируемой воды.
Помимо указанных периодически (2—3 раза в сутки) проводят лабора-
торные измерения обводненности сырой и частично обезвоженной нефти
и качества дренируемой воды (на содержание нефтепродуктов и механи-
ческих примесей).
В зависимости от конкретных условий и наличия средств КИПиА могут
быть целесообразными автоматическая блокировка сепарационной уста-
новки при аварийном повышении уровня и давления, а также автоматичес-
кое распределение жидкости между сепараторами [26]. Для облегчения
работы оператора и более точного поддержания заданного технологическо-
го режима желательно осуществлять дистанционное измерение и запись
температуры сырой и частично обезвоженной нефти и рециркулируемой
воды, а также значений давления и уровня на ступенях сепарации.
Если процесс ведут с подачей реагента-деэмульгатора, то мгновенное и
накопленное (интегральное) значение его расхода также должно переда-
ваться оператору или диспетчеру.
В настоящее время ведутся работы по созданию приборов, контроли-
рующих качество разделения нефти и газа (содержание свободного газа
в нефти и капельной жидкости в отсепарированном газе). Автоматизация
этих измерений, а также создание приборов для контроля качества дре-
нажной воды и частично обезвоженной нефти в потоке позволит вести про-
цесс сепарации в оптимальном режиме, т. е. повысить его эффективность.
СВОЙСТВА СЕПАРАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ КАК ОБЪЕКТА
АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
Для поддержания заданного технологического режима и обеспечения нор-
мальной работы сепарационной установки необходима система автомати-
ческого регулирования, осуществляющая стабилизацию уровня нефти,
1 Представленные здесь параметры автоматизации определены авторами на ос-
нове метода экспертных оценок.
146
уровня раздела сред вода — нефть и давление газа в сепараторах. Сепараци-
онная установка как объект регулирования — сложный многомерный
объект, работающий в режиме случайных возмущений. Динамические
свойства сепаратора с учетом рада допущений описываются системой не-
линейных дифференциальных уравнений. Однако решение этой системы
довольно сложно, требует дополнительных допущений и для практических
целей ее использование нецелесообразно.
Для проектирования системы автоматического регулирования доста-
точно рассмотреть установку как совокупность соответствующего числа
одномерных объектов, переходные процессы в которых протекают не-
зависимо друг от друга, и определять свойства объекта по каждому пара-
метру отдельно.
Свойства объекта по параметру уровень нефти --
Схема движения сырой нефти через горизонтальный совмещенный сепара-
тор приведена на рис. 61. Проанализируем свойства сепаратора с учетом
его нелинейности.
Поскольку объект является астатическим звеном, то соотношение меж-
ду притоком Qn, расходом Qp и объемом V имеет вид
(Qn-Qp)dt = dV, или &Qdt = dV,
где dV = sdH; s - площадь на границе раздела фаз нефть — газ. Из рис. 60
s = 2/Ха величина X есть функция высоты И.
Поместим начало координат в геометрическом центре сосуда, тогда
X— у/R2 — Й2 , следовательно,
s = 2Ly/R2-Н2 и dV=2y/R2 -Й2 dH
(L - считаем постоянной величиной).
Итак, bQdt = 2L\/R2 - Й2 dй - нелинейное дифференциальное урав-
нение.
L 61 ’ Схема Движения жидкости и газа через горизонтальный совмещенный сепа-
р&тор
147
Его решение:
AQt = 2L[ yjR2 — Я2dH + с;
AQt = 2L [— (Ну/R2 -Я2 +/?2arcsin --)] +c.
Передаточная функция объекта
W(p)=—, (140)
Р
где р- оператор Лапласа; К^ = — коэффициент передачи по возму-
О
щающему воздействию Кв = 0,0322 1/м2; S - площадь поверхности
жидкости на границе номинального уровня, S = 31 м2.
Объект, имеющий такую передаточную функцию, является интегрирую-
щим, или астатическим, звеном первого порядка.
Другой важной характеристикой астатического объекта является вре-
мя разгона. Для нашего случая его определяют по формуле
— ^н/2тах>
где Кн - объем нефти в сепараторе, заключенный между уровнем водяной
подушки высотой 1 м и газовым пространством высотой 1 м; 2тах -
максимальное значение расхода частично обезвоженной нефти для одного
сосуда.
Гр = 34,1/36 = 0,95 ч = 57 мин.
Запаздывание практически отсутствует, так как возмущение по прито-
ку нефти приложено непосредственно на границе раздела сред вода -
нефть, а выкидной трубопрод имеет небольшую длину и полностью запол-
нен нефтью.
Свойства объекта по параметру уровень
раздела сред вода — нефть
Проведем исследование свойств сепаратора с учетом дополнительного под-
пора, создаваемого за счет замещения столба нефти водой. Преобразован-
ное уравнение Бернулли для истечения воды из сепаратора можно запи-
сать
Рв , VK
7В 2g ’
(141)
где йв — уровень воды; Ян - уровень нефти, считая от уровня раздела
сред вода — нефть; р0 — давление газа в сепараторе; рв — давление в во-
дяном коллекторе; — плотность воды; ?н - плотность нефти;Ян —
'В
148
напор стоба нефти, приведенный к столбу воды; vQ — скорость потока во-
ды в сепараторе; рк — скорость потока воды в водяном коллекторе; g —
ускорение свободного падения.
Пренебрегая значением и определяя риз выражения (141).найдем
расход воды из сепаратора:
Q р= ркдх=мхА(йв + ^-+ (142)
'В 'В 'В
где д — коэффициент истечения; X - площадь поперечного сечения водя-
ного коллектора.
Чтобы иметь зависимость Qp = х(Лв), делаем замену Нн = Н - йв, где
Н — уровень нефти, считая от днища отстойника. Тогда выражение (142)
перепишется с учетом дополнительных преобразований:
2р = а,Ач- (143)
где
а, =дх\Л?п-^-;;
Я
?в Тв
Определяем Лв из выражения (143)
. Qp
ЙВ= 2 “«2-
а,
(144)
т. е.
АВ = Х«2Р).
Линеаризируем уравнение (144) у точки номинальных значений разло-
жением функции в ряд Тейлора. Приняв нулевые начальные условия, по-
лучаем линеаризованное уравнение в отклонениях:
ДЛВ = -^-22рдер.
Уравнение динамического режима в отклонениях
</ДЛн
ДО„ = $------- + ДО„,
где Сп - приток воды.
(145)
(146)
149
Подставив в уравнение (146) значение Agp из формулы (145) и разде-
лив все члены на коэффициент при ДЛВ, получим окончательное уравнение
объекта в таком виде, в каком оно записывается в теории регулирования:
+ = (147)
где постоянная времени
2fi_s
Т = —Чг-----> (148)
ai
а коэффициент передачи
къ = 2Qp/d2, с/м2. (149)
Использовав преобразование Лапласа (147) и приняв нулевые началь-
ные условия, получим передаточную функцию объекта:
W(p^= ЩрНЩр) = кв/(Тр + 1). (150)
Числовое значение коэффициента at, определенное при р = 0,62; / =
= 50340"4 м2; у„ — 8330 Н/м3; тв = 11270 Н/м3 составляет а. =
= 0,00705 м5/2/с.
Расход Qp = 0,0181 м3/с.
Подставляя эти значения в выражение (148) и (149), имеем:
Т.= 2,24-Ю4 с; Лв = 722с/м2.
Как показывают расчеты, объект, представленный апериодическим зве-
ном первого порядка, имеет незначительное самовыравнивание и очень
большую постоянную времени, т. е. практически является интегрирующим
звеном.
Передаточная функция сепаратора по воде будет иметь вид
W(p)0 = k0/p, (151)
где kQ — коэффициент передачи объекта, численно равный обратной вели-
чине площади поверхности на границе раздела сред вода - нефть:
= —= 0,0322 м-2.
so
Свойства объекта по параметру давление газа
в сепараторе
Обозначим основные параметры сепаратора, в котором необходимо ста-
билизировать давление:
150
V - объем газового пространства, м3; G — масса газа в сепараторе, кг;
Pt - абсолютное давление в сепараторе, МПа; Т- абсолютная температу-
ра газа в сепараторе, К; Gt - количество газа, поступающего в сепаратор,
кг/ч; р2 - абсолютное давление в газовом коллекторе, МПа; G2 — коли-
чество газа, выходящего из сепаратора, кг/ч; R — газовая постоянная.
Уравнение газового равновесия в отклонениях имеет вид
V d&p.
^Gt = —--------—- + SG-. (152)
1 RT dt 2
Формула (152) показывает, что при увеличении количества газа на
входе в сепаратор повышается давление в сепараторе и растет количество
газа на выходе.
Выразим ДС2 через давление. Согласно работе [1], массовый расход
G2 =рг514Се
(Рг - Р2>Р1
Рг(273+г)
(153)
где рг = 1,26 кг/м3 - плотность газа; t = 20° С.
Коэффициенты, вычисленные по методике,равны: С= 88; е = 1.
Подставляяя их в уравнение (153), получим:
G2=* 29,7; h y/(pt -P2)Pi - f2 (v;Pi ;p2I,
где т] - ход клапана, %.
Определим полный дифференциал функции f2
df, Эд ЭД
= <154>
Подставив выражение (154) в уравнение (152) и приняв Дг? = 0;
= 0, имеем:
V dbp,
ДС, •=-------—
1 RT dt
(155)
ЭД
Обозначим значение частной производной — I f—0 в номинальном
режиме кр, тогда
Г </Др,
ДС. = —т-^ + ЛоДр..
1 RT dt р 1
Разделим правую и левую части уравнения (156) на кр
ДО, V d£p„
кр RTkp dt
(156)
(157)
151
Значение частной производной при номинальном режиме (т} = 50 %)
кр= 1,64-Ю-4 м2/с.
Коэффициент при производной в уравнение (157) имеет размерность
времени и характеризует отношение количества газа, запасенного в объек-
те, к расходу газа из объекта в единицу времени:
T=G/G2,
где G = 18,9 кг; G2 = 344 кг/ч
Тогда
Т= 18,9/344= 198 с.
Уравнение (157) примет вид
dAp
T-^-^^p = k^Glt (158)
где къ - коэффициент передачи по возмущающему воздействию, равный
к* = l/fcp = 0,61 • 104 с/м2.
Передаточная функция объекта, соответствующая уравнению (158):
W(p) = kJ(Tp + 1). (159)
Уравнения (158) и (159) соответствуют апериодическому звену перво-
го порядка.
РАСЧЕТ СИСТЕМ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
УРОВНЯ ЖИДКОСТИ
Надежную систему автоматического регулирования необходимо выбирать
на основании расчетов, определяющих устойчивость и погрешность систе-
мы, с учетом свойств объекта.
Пневматическая система
Пневматическая система регулирования уровня раздела сред нефть — газ
(рис. 62) состоит из поплавкового датчика уровня 7, усилительного звена
(пневмореле) 5, преобразующего перемещение поплавка в пневмати-
ческий сигнал пневмолинии 6, мембранного исполнительного механизма 1
и вспомогательных элементов - воздушного фильтра 3 и регулятора
давления 4.
При изменении уровня жидкости в технологической емкости поплавок
перемещается и через систему рычагов воздействует на пневмореле, кото-
рое подает пневматический сигнал на мембранный клапан. Клапан управ-
152
Рис. 62. Пневматическая система регулирования уровня нефть - газ:
1 — мембранный исполнительный механизм; 2 — задвижка; 3 — фильтр; 4 — редук-
тор; 5 — пневмореле; 6 — пневмолиния; 7 — поплавковый датчик уровня; 8 — тех-
нологическая емкость
ляет подачей в мембранную камеру сжатого осушенного воздуха, кото-
рый последовательно проходит фильтр, регулятор давления и пневмореле.
Эту систему применяют для регулирования уровня раздела сред вода —
нефть с той лишь разницей, что массу поплавка подбирают такой, чтобы он
тонул в нефти и всплывал в дренажной воде.
В качестве средств автоматизации используют любые серийно выпускав- .
мые пневматические приборы, например регуляторы типа РУКЦ, РУПШ-64
в комплекте с пневмореле ПР-7 и мембранные клапаны типа МРКЧ,
25С48НЖ и др.
Рассчитаем описанную систему регулирования. На основании исследо-
вания свойств сепаратора имеем уравнение объекта
Ah(p) = k0-±-bQa, (160)
где Дй - приращение уровня; Дбп — приращение притока.
Уравнение измерительного звена
bz(p) = KK3MAh(p), (161)
где Дг — перемещение штока регулятора; Кюм — передаточный коэффи-
циент измерительного звена, определяемый по статической характеристи-
ке (рис. 63).
Уравнение усилительного звена (регулятора)
bP(p) = KpeTbz(p), (162)
где ДР - давление на выходе регулятора; — передаточный коэффици-
ент усилителя, определяемый по статическоихарактеристике (рис. 64).
153
Рис. 63. Зависимость перемеще-
ния штока пневмореле от изме-
нения уровня
Рис. 64. Зависимость давления
на выходе пневмореле от пере-
мещения штока
Уравнение мембранного исполнительного механизма
^т(р) = К„ЬР(р),
(163)
где кт - степень открытия клапана; Км — передаточный коэффициент
мембранного исполнительного механизма, определяемый по статической
характеристике (рис. 65).
Уравнение клапана
&QJp) = К ^т(р),
г
(164)
где Д£)р - расход; Кк - передаточный коэффициент клапана, определяе-
мый по статической характеристике (рис. 66).
Приведенные статические характеристики получены экспериментально.
Перемножив правые и левые части уравнений (160) — (164) и сократив,
имеем:
A0p/W = Д2П^ 4*о*измКреЛм*к-
Передаточная функция системы
К
W(p) =
^Qp(p)
&Qp(p)
(165)
где К — коэффициент передачи системы.
Численное значение коэффициента
К = 0,0036 с-1.
154
Рис. 66. Зависимость пропускной спо-
Рис. 65. Зависимость степени откры- собности клапана от степени его
тия клапана от давления открытия
Для выявления физической сущности коэффициента и его размернос-
ти представим коэффициент передачи как отношение К = д м3 /с-м3,
которое показывает, насколько увеличивается объем в сепараторе при из-
менении расхода.
Заменив Д V = 5ДЛ и определив из отношения ДЛ, имеем:
ДЛ = bQp/SK.
(166)
Уравнение (166) - это зависимость между положением уровня воды в сепа-
раторе и расходом, т. е. по нему можно определять величину статической
Рис. 67. Графическое построение статической характеристики системы регулирова-
ния уровня
155
ошибки. Подставляя числовые значения в формулу (166) и задаваясь
Qp = ± 0,0056 м3/ч, находим, что отклонение уровня составит при этом
± 0,05 м. Статическая характеристика системы регулирования приведена
на рис. 67.
Из уравнения разомкнутой системы (165) получаем характеристичес-
кое уравнение замкнутой системы путем подстановки
Qn(p) = Q^p)
-1 = к/р\ или р + К = 0 — характеристическое уравнение замкнутой сис-
темы.
Поскольку уравнение имеет один отрицательный вещественный ко-
рень, условие устойчивости выполняется всегда.
Электронная импульсная система
Основные отличия данной системы от описанной пневматической состоят
в следующем. Во-первых, измерительные сигналы с датчиков уровня и уп-
равляющие сигналы, подаваемые на исполнительные механизмы (клапа-
ны), поступают в виде электрических импульсов. Во-вторых, контроли-
руют и регулируют уров ень в каждом из сепараторов периодически, через
определенный интервал времени. Это позволяет использовать один регуля-
тор на группу сепараторов (20 и более).
В качестве примера на рис. 68 приведена принципиальная схема систе-
Ркс. 68. Импульсная система регулирования:
1 — совмещенный сепаратор; 2 — датчик уровня; 3 — регулятор дискретный элект-
ронный; 4 — клапан; 5 - буферная емкость; 6 - центробежный насос; 7 — регуля-
тор давления газа
156
Рис. 69. Последовательность преобразования схемы импульсного регулирования:
1 — импульсный модулятор; 2 — формирующее звено; 3 — серводвигатель; 4 —
объект; 5 — импульсной фильтр объекта; 6 — звено обратной связи; 7 — импульс-
ный фильтр регулятора; — входное управляющее воздействие на систему, X —
регулируемая величина, Y — величина рассогласования; i — последовательность
мгновенных импульсов величины рассогласования; — регулирующее воздей-
ствие
мы, в которой применены разработанные Казанским филиалом ВНИИКА-
нефтегаз (в настоящее время СПКБ Нефтепромхимавтоматика) приборы:
регулятор многоканальной дискретный электронный РМДЭ-1;
клапан регулирующий с электроприводом КМР-3;
электрический датчик уровня раздела фаз нефть — газ АТУ1-14.
В соответствии с работой {63] такая система может быть представлена
схемой (рис. 69, а), в которой реальный импульсный модулятор заменен
идеализированным импульсным модулятором и формирующим звеном.
Эта схема будет соответствовать схеме на рис. 69, б, если импульсный
фильтр регулятора не преобразует сигналов. Рассмотренный регулятор
работает по предельно простому закону: чем больше рассогласование, тем
большее перемещение получает регулирующий орган за один период
повторения импульсов.
Импульсный регулятор с широтной модуляцией при достаточно малых
коэффициенте широтной модуляции и периоде повторения импульсов
может рассматриваться как непрерывный интегральный. Поскольку объ-
ект регулирования также является интегрирующим звеном, то соединение
их оказывается структурно-неустойчивым. Для получения более совер-
шенных, чем интегральный, законов регулирования в импульсном регуля-
157
торе необходимо введение корректирующего устройства. Подобная кор-
рекция с применением аналоговой обратной связи может быть вклю-
чена так, как показано на рис. 69, в. После соответствующих преобразо-
ваний приходим к расчетной схеме (см. рис. 69, г).
В схеме должна быть применена жесткая обратная связь по положению
исполнительного механизма1.
Таким образом, реальная система регулирования с импульсным регуля-
тором приведена к расчетной схеме, сигналами на входе и выходе которой
служат модулированные импульсы. При этом регулятор и регулируемый
объект представляют собой импульсные фильтры.
Передаточная функция импульсного фильтра регулятора с аналоговой
коррекцией зависит от характеристики корректирующих цепей. Передаточ-
ная функция импульсного фильтра объекта определяется динамическими
свойствами собственно объекта и демодулятора, которые при исследова-
нии системы рассматриваются как одно целое, образующее непрерывную
часть импульсного фильтра объекта. Такая расчетная схема оказывается
пригодной при любых значениях периода повторения импульсов. Однако
она определяет значение регулируемой величины лишь в дискретные
моменты времени, соответствующие моментам посылки импульсов.
Передаточная функция объекта относительно возмущающего воз-
действия имеет вид
%>.в^ — ^о.вА’
где $ — оператор Лапласа; ео в — относительный коэффициент передачи
объекта по возмущающему воздействию.
Коэффициент передачи интегрирующего звена есть отношение скорости
измеряемой величины к величине возмущения.
Возьмем
^о.в max Pmax/A2max >
•^o.Bmin ~ vmm/^2niin>
где Д2 — возмущение по расходу нефти; v — cKopocjb изменения уровня.
Рассмотрим отношение:
^о.впцп _ *!min^max (167)
^о.втах
1 Отсутствие обратной связи и применение позиционных датчиков уровня яви-
лись причиной неустойчивой работы электрической системы регулирования уровня
в опытных установках СУ-20000 Гипротюменнефтегаза и УБС-16000/16 ТатНИИ-
нефтемаша.
158
Предполагая, что площадь поверхности нефти Е = const, имеем:
vmax — vmin — ^Qmin/77-
Подставляя эти выражения в уравнение (167), получим:
_ ^ов min max _ ।
^олтах max
Соответственно передаточная функция непрерывной части импульсного
1 - e-7s
фильтра объекта равна: где ^д.м^ =-----j-------переда-
точная функция демодулятора, эквивалентного фиксатору,
еов(1 -е-п)
"'o.bW = —-------г------• (168)
s
Представим это выражение суммой простых дробей и, пользуясь табли-
цами соответствий [34], найдем передаточную функцию импульсного
фильтра объекта:
И'и.ф.о^ = ео.в^г - 1? •
Умножение нае-7^соответствует запаздыванию на один период, т. е.
e-7s=z-1.
Передаточная функция разомкнутой системы имеет вид
W*(z) = ЯрИ'*^ = ----, (169)
где Кр — коэффициент усиления регулятора, определяемый п». q. омуле
g __ А7 ^тах
₽ 7тах^1
где Д/ — перемещение поплавка датчика; /тах — максимальный ход поп-
лавка датчика; ДЛ — перемещение исполнительного механизма; Атах —
максимальный ход исполнительного механиз <а.
Исследование системы на устойчивость. Пос кольку данная импульсная
система регулирования эквивалентна системе, содержащей лишь усили-
тельные и запаздывающие звенья, то для исследования устойчивости сис-
темы могут быть применены методы, разработанные для исследования ус-
тойчивости непрерывных систем с запаздыванием. Частотный критерий
устойчивости Найквиста [34] может быть использован без изменений,в со-
ответствии с которым система, устойчивая в разомкнутом состоянии,
сохранит устойчивость и после замыкания единичной отрицательной
159
Рис. 70. Изменение регулируемого
параметра при различных по вели-
чине возмущениях Дб, м3/ч:
1 - 36; 2 - 24; 3 - 12
обратной связью, если частотная ха-
рактеристика разомкнутой системы не
охватывает точки от -1 до +/0. Система
регулирования в разомкнутом состоянии
имеет передаточную функцию
К/*^ = ^р77Гг-1Л (170)
Заменяя z на и, отделяя вещест-
венную и мнимую части, получим час-
тотную характеристику разомкнутой
системы:
К„Т КпТ йХГ
2 2 Ctg 2 ’
(171)
Годограф частотной характеристики —
это прямая, параллельная оси /, т. е.
условием устойчивости системы явля-
ется К^Т < 2.
Коэффициент усиления регулятора
Хр = 1,33 соответствует предельному значению, определенному из усло-
вия, что резонансный пик амплитудно-частотной характеристики замк-
нутой системы
^тах 7-
Изменение величины регулируемого параметра, показанное на рис. 70,
соответствует зависимости
'тахД<2
х(кТ)=-^-------у(кТ),
Утах
где /тах - максимальный ход поплавка датчика, равный 300 мм; Qmax -
максимальная подача насоса, равная 75 м3/ч; Д(2 — величина ступенчатого
возмущения по нагрузке, равная 12,24 и 36 м3/ч; у(кТ) — последователь-
ность импульсов рассогласования, представленная, в свою очередь, зависи-
мостью
у(кТ)=-^-[1-{1-К?Т)к],
Т - период повторения импульсов; к = 1,2, 3,..., и.
Кривые (см. рис. 70) построены по расчетным данным, приведенным
в табл. 41.
Определим погрешность в системе. Установившееся значение, к которо-
му стремится величина импульсов в последовательности X*(t) при 7
160
Таблица 41
R У(кТ) X, см, при Дб = = 12 м3/ч X, см, при Дб— = 24 м3/ч X, см, При Дб = = 36 м3/ч
1 1 4,8 9,6 14,4
2 0,67 3,22 6,44 9,66
3 0,78 3,74 7,48 11,22
4 0,74 3,55 7,10 10,65
может быть определено по изображению X*(z) этой последовательности
хусг = |пп 2f*(z), z-1. (172)
Рассогласование при действии единичного возмущения определяют по
уравнению
Y*(z) ---------. (173)
(z-l)(z-l + Xpe0Bn
Тогда установившаяся погрешность системы определится как
z-1 €ПИТ 1
хст = lim ~—Y*(z) = — lim -—, „ —~-----------=----v- ;
уст г z — 1 +лреов Т Кр ’
|xycrl=0,75.
Переходя к размерной форме, получим:
хусг lmaxAQ/KpQmax>
хусг = 3,6-Ю"2 м при ДС = 12м3/ч;4
хусг = 7,2 40'2 м при Д(?=24м3/ч;
хуст = 10,8-10'2 м при Дб = 36м3/ч.
Полученные дискретные значения регулируемого параметра в переход-
ном процессе и значение установившейся погрешности (максимальная
10,8 см) при расчетном предельном коэффициенте усиления удовлетворя-
ют эксплуатационным требованиям, предъявляемым к системе автомати-
ческого регулирования уровня нефти в сепараторах.
Расчет параметров системы автоматического регулирования
давления газа
В системе автоматического регулирования давления газа применен регуля-
тор прямого действия ”до себя”, который устанавливают на общем газо-
проводе и с его помощью поддерживают давление постоянным.
161
Передаточная функция объекта по параметру давление газа представ-
лена выражением
ад=*в/(тр + 1),
где Т — постоянная времени объекта, равная 198 с; Кв — коэффициент пе-
редачи по возмущающему воздействию, равный 0,61 Ю4 с/м2; р — опера-
тор Лапласа.
Для исследования на устойчивость передаточную функцию системы оп-
ределяют по формуле
WJp) = , (174)
Тр+ 1
где Xpgp - коэффициент передачи регулятора; Кк - коэффициент переда-
чи клапана, равный 9,556 кг/ (с-м) .
Обозначив коэффициент передачи системы К = К3КрегКк, запишем ха-
рактеристическое уравнение замкнутой системы:
К/(Тр+1) = -1; или Гр + 1 +К = 0.
Это характеристическое уравнение первой степени с вещественными
и положительными коэффициентами, что является необходимым и доста-
точным условием устойчивости. Рассматривая статический режим ра-
боты системы регулирования, определим погрешность системы в чистом
виде:
Др = Дрбр/(1+/Срег^к), (175)
где ДРб р — отклонение регулируемой величины без регулятора, опреде-
ляемое по статической характеристике сепаратора (рис. 71, а) для задан-
ных значений возмущения; /крег — относительный коэффициент усиления
Рис. 71. Статистические характеристики:
а — сепаратора; б — регулятора давления
162
Рис. 72. Турбинный счетчик ’’Норд”:
1 - корпус; 2 - турбинка; 3 - ось; 4 — подшипники; 5 — обтекатель; 6 — направ-
ляющие пластины; 7 - гнездо; 8 - магнитоиндукционный датчик; 9 - электри-
ческий кабель; 10 — электронный блок
регулятора, соответствующий номинальному режиму (рис. 71,6); Кк —
относительный коэффициент усиления клапана.
Подставляя числовые значения, находим:
Р=*0,1/(1 + 1) =0,005 МПа.
Относительная погрешность в процентах от номинального давления
(0,175 МПа) составит ±3,3 %.
ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДОВ ГАЗА И ЖИДКОСТИ
Для оперативного контроля работы сепарационной установки, в том числе
с предварительным сбросом воды, необходимо непрерывно измерять ко-
личество (расход) сырой и частично обезвоженной нефти, нефтяного газа,
дренируемой и рециркулируемой воды. Измерения проводят по каждому
сепаратору и по сепарационному узлу в целом. Количество газа измеряют
широко известными и применяемыми во многих отраслях промышленнос-
ти диафрагменными расходомерами с вторичными самопишущими прибо-
рами, например ДМ, ДММ, ДМПК и др. Количество жидкости измеряют
с помощью различных массовых и объемных расходомеров и счетчиков
(щелевых, турбинных, вибрационных и т. д.).
Для удобства компоновки автоматизированных технологических мо-
ноблоков и использования результатов измерений (передача на большие
расстояния, получение размерных единиц измерения, возможность сумми-
рования и т. д.) рекомендуется применять турбинные счетчики серии
163
Таблица 42
Типоразмер Условный диа- метр Dy, мм Условное дав* ление, МПа 1 Максималь- ный расход, м /ч Разрешающая способность» л/нмп 1 Длина между фланцами, мм Масса, кг
”Норд-40-25” 40 2,5 35 0,0175 180 6,5
”Норд-40-64” 40 6,4 35 0,0175 180 12
”Норд-65-25” 65 2,5 90 0.045 220 12
”Норд-65-64” 65 6А 90 0,045 220 17
”Норд-80-25” 80 2fi 140 0,070 250 18
”Норд-80-64” 80 6,4 140 0,070 250 23
”Норд-100-64” 100 6,4 250 0,125 280 30
”Норд-100-25” 100 25 250 0,125 280 23
”Норд-150—25” 150 2,5 500 0,250 360 48
”Норд-150-64” 150 6,4 500 0,250 360 72
”Норд-200К-25” 200 25 900 0,450 400 70
"Норд-2О0К-64” 200 6,4 900 Р,450 400 100
”Норд” с дискретным электрическим выходом, разработанные Октябрьс-
ки^ филиалом ВНИИКАнефтегаза. Турбинный счетчик (рис. 72) состоит
из корпуса, внутри которого располагается турбинка, насаженная на ось.
Турбинка вместе с осью вращается в подшипниках. Для повышения точ-
ности измерения перед турбинкой и за ней установлен обтекатель и нап-
равляющие пластины. Снаружи корпуса закреплена втулка с резьбовым
гнездом, в которое вставлен магнитоиндукционный датчик, соединенный
с электрическим кабелем с электронным блоком.
Принцип работы турбинного счетчика основан на преобразовании ли-
нейной скорости движения потока жидкости в пропорциональную ей
частоту вращения турбинки. При вращении турбинки ее лопасти, изготов-
ленные из магнитного материала, проходят около сердечника магнитоин-
дукционного датчика и наводит электрические импульсы, частота которых
пропорциональна скорости потока жидкости. В электронном блоке усили-
ваются, преобразуются и пересчитываются электрические импульсы. Ре-
зультаты измерения (м3) фиксируются электромеханическим шестираз-
рядным счетчиком СИ-61Р, установленным на лицевой панели электрон-
ного блока.
В табл. 42 приведены основные типоразмеры счетчиков ’’Норд” и их
технические характеристики.
Относительная погрешность измерения количества товарной нефти тур-
бинным счетчиком при температуре 20 ± 2° С в зависимости от диапазона
расходов дана ниже.
Диапазон измерения, % 10-100
Относительная погрешность, % +1
20-100 60-100
±0,5 ±0,25
С помощью счетчиков Норд измеряют количество частично обезво-
женной нефти, дренируемой и рециркулируемой воды. Для измерения ко-
164
личества сырой нефти, поступающей из
скважин на сепарационную установку,
предлагается метод косвенного измерения,
основанный на соотношении
?с.н — <?ч.о.н+<?д.в (1^6)
где ?с.н> <?ч.о.н» <?р.в “ соответственно
количества сырой и частично обезвоженной
нефти, дренируемой и рециркулируемой
воды, измеряемое счетчиками ’Норд”, ус-
тановленными на соответствующих тех-
нологических потоках.
Данный метод, во-первых, позволяет
уменьшить количество счетчиков; во-вто-
рых, иногда только он оказывается осу-
ществимым, так как измерить количество
сырой нефти прямым методом не представ-
ляется возможным ввиду наличия газовых
включений, большого количества механи-
ческих примесей и значительных пульсаций
потока. Реализация метода косвенного из-
мерения осуществляется устройством, ко-
торое непрерывно суммирует импульсы,
поступающие от счетчиков, частично обеэ-
Вычитание Суммирование
Рис. 73. Схема устройства для
подсчета количества сырой
нефти
воженной нефти и дренируемой воды, и вычитает импульсы, поступаю-
щие от счетчика рециркулируемой воды. Такое устройство, выполненное
на бесконтактных логических элементах, разработано Октябрьским фили-
алом ВНИИКАнефтегаз [36, 37]. Устройство СИЭ-1 (счетчик импульсов
электрический) прошло межведомственные испытания в составе уста-
новки БАС-1 и передано для освоения на бугульминский завод ’’Нефте-
автоматика”.
Устройство (рис. 73) работает следующим образом.
Импульсы с турбинных счетчиков жидкости 1 поступают на схему вре-
менного разделения 2, где осуществляется разнесение во времени импуль-
сов, наложенных друг на друга или разделенных недостаточно большим
интервалом времени для обеспечения надежной работы последующей схе-
мы. Далее импульсы поступают на реверсивный счетчик 5, состояние кото-
рого контролируется ключевой схемой 3. Если реверсивный счетчик 5 за-
полнен, т. е. импульсы на вычитание не поступали, ключевая схема 3 от-
крывает путь суммирующим импульсам, которые регистрируются на ме-
ханическом цифровом индикаторе 4. Импульсы, пришедшие на вычита-
ние, запоминаются в реверсивном счетчике 5, и при этом ключевая схема
3 отключает цифровой индикатор 4. Следующие импульсы, поступившие
на суммирование, не проходят на цифровой индикатор 4, а записываются
в реверсивном счетчике, компенсируя записанные на вычитание импуль-
165
сы и приводя реверсивный счетчик в заполненное состояние. В дальней-
шем описанный процесс повторяется.
Техническая характеристика счетчика СИЭ-1
Число разрядов цифрового регистратора.................................. 6
Сброс показаний на нуль............................................Ручной
Быстродействие, имп/с.................................................. 5
Вид входных сигналов.......................................... Дискретный
Питание электрических цепей переменным током:
напряжение, В............................................. 2ОО(+1(Н--15) %
частота, Гц.........................................................50
Число подключаемых каналов............................................ 3
Габариты, мм................................................. 400x300x160
Масса, кг....................а.......................................21,3
Температура окружающей среды, С ................................От +5 до +50
Среднее время безотказной работы, ч................................. 3000
Срок службы, лет............................................... Не менее 6
Исполнение ..................................................Обыкновенное
Оценим погрешность косвенного метода. Выделяют составляющие пог-
решности: 6j — погрешность, обусловленная наличием погрешности изме-
рения в счетчиках жидкости; 32 — погрешность за счет неточности поддер-
жания заданных значений уровня; 83 — погрешность устройства подсчета,
обусловленная наличием промежуточной памяти (реверсивного счетчи-
ка) ; 34 — погрешность дискре-ности. Поскольку все составляющие пог-
решности взаимно независимы, оценим каждую отдельно.
Первая из составляющих определяется довольно точно, поскольку
функция (176) линейна, а погрешности прямых измерений случайны
и подчинены нормальному закону распределения.
Абсолютная погрешность косвенного измерения количества сырой
нефти
Д<?с.н = (177)
где — абсолютная погрешность прямого измерения.
Относительная погрешность косвенного измерения
3! = - 3-<----------100, (178)
где Q, — номинальное значение расхода на соответствующем потоке.
Принимая относительные погрешности счетчиков на частично обезво-
женной нефти 23 % и на воде 03 % при номинальных расходах (м3/сут)
^ч.о.н = 1500, q_B = 1500, 4р в = 500, погрешность косвенного измерения
составит 3, = 134%.
Вторую составляющую погрешность определяют по выражению (176),
полученному на основании материального баланса потоков жидкостей,
166
справедливо при условии, что значения уровней в сепараторе в моменты
начала и конца измерения равны между собой.
Уравнение материального баланса с учетом приращения объемов жид-
кости в сепараторе за счет ошибки регулирования уровней имеет вид
^С.Н + <7р.в + А = ^ч.о.н + А ^ч.ОЛ + + А Рд.в> (1^9)
где ДКЖ — приращение объема жидкости в газосепарационном отсеке;
Д Кчо н - приращение объема частично обезвоженной нефти в водоотдели-
тельном отсеке; ДРд в - приращение объема воды в водоотделительном
отсеке.
В выражении (179) приращения ДКЧОН и д равны и выходят с
разными знаками, а поэтому взаимно уничтожаются.
Погрешность за счет приращения ДКЖ, подсчитанная при отклонениях
уровня ± 200 мм, составляет 7,2 м3. Относительная погрешность будет за-
висеть от времени Т и может быть определена по формуле
ДЕ*
8, =----—100, (180)
<?с.нг
где qc н - среднеинтегральный расход за время измерения.
Если учесть, что в настоящее время принято измерять количество сы-
рой нефти один раз в сутки, т.е. через 24 ч, то, как следует из формулы
(180), погрешность составит не более 0,30 %.
Величины остальных составляющих 63 и 34 очень незначительны. Поэ-
тому общую погрешность определим как
6 = +«j. (181)
После подстановки числовых значений имеем 8 = 1,57 %.
Если же результаты измерения регистрировать через 8 ч, т.е. 1 раз
в смену, то и в этом случае погрешность определения количества сырой
нефти не превысит 2 %.
В заключение отметим, что область применения описанного метода не
ограничивается сепарационными установками со сбросом воды. Разрабо-
танные метод и устройства (счетчик СИЭ-1) могут быть применены на
большинстве объектов промысловой подготовки нефти и нефтеперера-
ботки, имеющих рециркуляционные, байпасные или другие, дополнитель-
ные потоки, которые невозможно отделить от исходного или товарного
продукта, подлежащего измерению и учету. Измерение количества про-
дукта может быть осуществлено в этом случае косвенно — путем вычита-
ния из общего объема выходящей жидкости измеренного количества
дополнительного (рециркуляционного и др.) потока.
Увеличение числа входных каналов счетчика СИЭ-1 на представляет
принципиальной трудности.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Автоматические приборы и регуляторы. Справочные материалы. М., Машинострое-
ние, 1964.
2. Амике Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М., Гостоптехи>
дат, 1962.
3. Андриасов Р.С., Ямпольский В.И. Диффузия реальных газов в сферическом
пузырьке. - Изв. вузов Сер. Нефть и газ, 1968, №7, с. 37-39.
4. Андриасов Р.С., Маринин Н.С. О роли свободного газа и скорости движения
смеси в процессах частичного обезвоживания сырой нефти. - Газовое дело, 1968,
№6, с. 16-20.
5. Бабалян ГА. Физико-химические процессы в добыче нефти. М., Недра, 1974.
6. Байков А.М., Байкова Е.В. Сбор нефти и нефтяного газа на промыслах за ру-
бежом. М„ ВНИИОЭНГ, 1970.
7. Бояринов А.И., Кафаров В.В. Методы оптимизации в химической технологии.
М„ Химия, 1969.
8. Бретшнайдер С. Свойства газов и жидкостей. М - Л., Химия, 1966.
9. Васильев Ю.Н., Максутов РА., Башкиров AM. Экспериментальное изучение
структуры нефтегазового потока в фонтанной скважине. — Нефтяное хозяйство,
1961, №4, с. 41-44.
10. Виноградов К.В. Движение газонефтяной смеси в фонтанных скважинах.
М., Недра, 1964.
11. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах / В.А. Мамаев, Г.Э. Одиша-
рия, Н.И. Семенов и др., М., Недра, 1969.
12. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта. М., Госгоптехиздат, 1963.
13. Гороян В.И. Изучение процессов разгазирования нефти. М., Госгоптехиздат,
1963.
14. Грайфер В.И., Тронов В.П., Губанов Б.Ф. Вопросы разрушения нефтяных
эмульсий. Казань, 1967.
15. Гужов AM. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М., Недра, 1973.
16. Каган Я.М. Основные принципы обустройства Самотлорского месторожде-
ния. - Тр. Гипротюменнефтегаза. Проектирование обустройства нефтяных место-
рождений Западной Сибири. 1969, выл. 12, с. 3-19.
17. Кафаров В.В. Основы массопередачи. М., Высшая школа, 1962.
18. Кириллов ГЛ. Гидроциклонный сепаратор для отделения нефти от попутно-
го газа. - Новости нефтяной и газовой техники. 1962, №7, с. 18-22.
19. Комплекс блочного автоматизированного оборудования для сбора, подготов-
ки и транспорта нефти и газа на промыслах / ИА. Бувайло, П.И. Ястребов, Р.С. Гай-
нутдинов и др. М.,ЦИНТИхимнефтемаш, 1975.
20. Левин В.Г. Физико-химическая гидродинамика. М., Физматгиз, 1959.
21. Лобков А.М. Сбор и обработка нефти и газа на промысле. М., Недра, 1968.
22. Лобков AM. Результаты промысловых исследований ступенчатой сепарации
газа из башкирских нефтей. - Нефтяное хозяйство, 1965, №5, с. 33-36.
23. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М., Недра, 1979.
24. Маринин Н.С. Концевая сепарационная установка для сброса воды. - Нефте-
промысловое дело, 1968, №9, с. 24-27.
25. Маринин Н.С., Андриасов Р.С., Сахаров ВЛ. Состояние и пути совершенство-
вания сбора и транспорта нефти и газа на промыслах восточных районов СССР. М.,
ВНИИОЭНГ, 1969.
26. Маринин Н.С., Савватеев ЮМ. Устройство для автоматической откачки неф-
ти. Авт. свид. №351996. - Бюл. изобрет. 1972, №28.
27. Муравьев И.М., Репин НМ. Исследование движения многокомпонентных сме-
сей в скважинах. М., Недра, 1972.
28. НесисЕ.И. Кипение жидкостей. М., Наука, 1973.
29. Петров АЛ. Основы химического деэмульгирования нефтей. - Тр. Гипровос-
токнефти, вып. XXII, 1974, с. 3-15.
168
30. Подготовка газа к транспорту. ЮЛ. Коротаев, Б.П. Гвоздев, АЛ. Гриценко
и др. М., Недра, 1973.
31. Пузырьковые камеры / ЮЛ. Александров, Г.С. Воронов, ВЛ. Горбунков и
др. Под ред. Н.Б. Делоне. М., Госатомиздат, 1963.
32. Ремизов НА., Максутов РА., Усков ПЛ. Сепараторы для нефтегазовой сме-
си. - Нефтепромысловое дело, 1974, №1, с. 36-38.
33. Ремизов НА. Исследование процессов разделения газожидкостной смеси
в промысловых условиях. Автореф. на соиск. учен, степени канд. техн. наук.Уфимс-
кий нефтяной институт, 1973.
34. Ротач ВЛ. Импульсные системы автоматического регулирования.М., Недра,
1964.
35. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа /Д. Катц,
Д. Корнелл, Кобаяши Р. и др. Пер. с англ, под общей редакцией кандидатов техн,
наук Ю.П. Коротаева, Г Л. Пономарева. М., Недра, 1965.
36. Савватеев ЮЛ., Маринин Н.С., Газизов Ф.М. Устройство для измерения коли-
чества жидкости на сепарационных установках. Авт. свид. №434267. - Бюл. изобр.,
1974, №24.
37. Савватеев ЮЛ., Газизов ФМ. Трехканальный счетчик импульсов СИЭ-1.
Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности, 1975, №1, с. 15-19.
38. Сарданошвили АГ., Львова АЛ. Примеры и задачи по технологии переработ-
ки нефти и газа. М., Химия, 1973.
39. Сахаров ВА. Образование новой фазы при движении многокомпонентных
жидкостей в трубах. Автореф. на соиск. учен, степени канд. техн. наук.МИНХ и ГП
им. ИЛ. Губкина, М., 1966.
40. Сбор, сепарация и деэмульсация нефти на месторождениях Западной Сибири/
Н.С. Маринин, Ф.Г. Аржанов, Я.М. Каган и др. М., ВНИИОЭНГ, 1976.
41. Смирнов А.С. Сбор и подготовка нефтяного газа на промыслах. М., Недра,
1971.
42. Способ разделения сырой нефти и газа. НС. Маринин, АЛ. Бурма, АТ. Ах-
метшин и др. Авт. свиД. 203122 - Бюл. изобр. 1967, №20.
43. Техника добычи нефти. Под ред. Дж. В. Чилингера и К.М. Бисона. Нью-Йорк,
1969. Пер. с англ. М., Недра, 1973.
44. Установка для подготовки нефти на промыслах. Авт. свид. 594297 / Н.С. Ма-
ринин, Я.М. Каган, Д.С. Баймухамедов и др. - Бюл. изобр., 1978, №7.
45. Установка подготовки товарной нефти на промыслах. Авт. свид. №581969/
Н.С. Маринин, Г.И. Кондратьев, Г .К. Алпатов и др. - Бюлл. изобр. 1977, №44.
46. Устройство для удаления газа из нефти. Авт. свид. №526368 / Н.С. Маринин,
Ю.Н. Савватеев, Я.М. Каган и др. - Бюлл. изобр., 1976, №32.
47. Френкель Я.И. Кинетическая теория жидкостей. Л., Наука, 1975.
48. Хайдеман Р. Определение равновесия трехфазной системы. - Переработка
углеводородов, 1974, №11-12, с. 35-39.
49. Штоф МЛ- Условия сепарации нефти на промыслах и меры борьбы с потеря-
ми газа и легких фракций. - В кн.: Добыча, отбензинивание и транспорт нефтяно-
го газа. М., Гостоптехиздат., 1967, с. 48-59.
50. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения / ДЛ. Левченко, Н.В. Берг-
штейн, А.Д. Худякова и др. М., Химия, 1967.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение ........................................................... 3
Глава I. Промысловый сбор нефти и газа. Задачи разгазирования и предвари-
тельного обезвоживания нгфти ............................ 4
Системы сбора нефти и газа..........................-............... 4
Нефтегазовые сепараторы ..........................................' 9
Аппараты для разгазирования и частичного обезвоживания нефти....... 16
Сепараторы зарубежных фирм......................................... 26
Потери нефти при сепарации......................................... 27
Направления в совершенствовании сепарационных систем............... 30
Глава II. Условия оптимального распределения углеводородов между жид-
кой и газовой фазами при разгазировании нефти ..................... 43
4 Оценка предельных возможностей увеличения выхода нефти при ее разга-
’ зировании ....................................................... 43
Задачи оптимизации многоступенчатой сепарации.................... 48
Глава III. Механизм выделения газа из нефти ....................... 59
Общие закономерности кипения нефтегазовых смесей.................... 59 .
Разгазирование нефти на ступенях сепарации..........................61
Особенности разгазирования обводненной нефти....................... 63
Разгазирование нефти при ее движении по промысловым трубопроводам ... 65
Методика и результаты экспериментального исследования неравновесного
разгазирования..................................................... 71
Глава IV. Промысловые исследования и рекомендации по совершенствова-
нию систем сепарации нефти......................................... 80
Использование внутритрубного разгазирования нефти.................. 80
Промысловые испытания и промышленное применение сепарационных уста-
новок с устройствами предварительного отбора газа..............•. . . 85
Глава V. Теоретические предпосылки совмещения процессов разгазирования
и частичного обезвоживания нефти................................. 94
Влияние пленок растворимых веществ на процессы образования эмульсий
и разгазирования нефти............................................. 94
\ Факторы, влияющие на устойчивость эмульсий......................... 96
Механизм разделения нефти и газа с частичным обезвоживанием.........Ю1
Выбор типа совмещенного сепаратора.................................112
Глава VI. Промысловые исследования и рекомендации по практическому
использованию совмещенного процесса................................116
Установка для проведения промысловых исследований..................116
Методика эксперимента..............................................119
Основные зависимости, характеризующие совмещенный процесс..........126
Тепловой режим совмещенной установки............................. 135
Методика расчета и рекомендации по применению совмещенных сепарацион-
ных установок .....................................................140
170
Глава VII. Автоматический контроль и регулирование технологических пара-
метров сепарационных установок..................................... . 146
Параметры автоматизации...............................................146
Свойства сепарационной установки как объекта автоматического регулиро-
вания ............................................................... 146
Расчет систем автоматического регулирования уровня жидкости...........^52
Измерение расходов газа и жидкости ...................................163
Список литературы.....................................................168
Николай Степанович Маринин,
Юрий Николаевич Савватеев
РАЗГАЗИРОВАНИЕ И ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ ОБЕЗВОЖИВАНИЕ
НЕФТИ В СИСТЕМАХ СБОРА
Редактор издательства М.И. Черникова
Обложка художника В.Д. Петухова
Художественный редактор В.В. Шутько
Технический редактор О.А. Колотвина
.Корректор О.П. Волкова
И Б №435 9
Подписано в печать 09.02.82. Т-02784. Формат 60x90 1/16. Бумага офсетная № 2.
Набор выполнен на наборно-пишущей машине типа ИБМ ’’Композер”. Печать
офсетная. Усл.п.л. 10,75. Уел.кр.-отт. 11,0. Уч.-изд.л. 11,39.
Тираж 1950 экз. Заказ 454 /8437-6. Цена 55 коп.
Ордена ’’Знак Почета” издательство ’’Недра", 103633, Москва, К-12,
Третьяковский проезд. 1/19
Московская типография № 9 Союзполиграфпрома при Государственном комитете
СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
Москва Ж-33, Волочаевская, 40.