Научный журнал
Успехи современного естествознания
ISSN 1681-7494
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,778

ИССЛЕДОВАНИЕ И КОРРЕКТИРОВКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ПРОЦЕССОВ ПОДГОТОВКИ НЕФТЯНОГО СЫРЬЯ

Джалилова С.Н. 1 Ушева Н.В. 1 Ерофеев В.И. 1
1 Национальный исследовательский Томский политехнический университет
Основывается химическая технология нефти и газа на процессах физического разделения компонентов нефти и газа, их химических превращениях. В работе рассмотрены современные технологии процесса промысловой подготовки нефти и методы расчета остаточной обводненности нефти. На основе анализа действующих технологий промысловой подготовки нефти и проведенных исследований по разработке математической модели процесса обезвоживания и обессоливания нефти, учитывающей конструктивные особенности аппарата и время осаждения капель нефти, предложена методика и формула расчета скорости стесненного осаждения капель нефти. На основании анализа литературных данных были рассмотрены различные методики расчета стесненного осаждения капель и расчета остаточной обводненности нефти. Результаты исследований показали, что наименьшее расхождение расчетных и экспериментальных данных по значениям остаточной обводненности нефти на выходе из аппаратов, были получены по формуле расчета скорости стесненного осаждения капель, учитывающей конструктивные особенности аппарата и время осаждения капель. Данная методика была рекомендована для разработки математической модели процесса обезвоживания и обессоливания.
промысловая подготовка нефти
процессы отстаивания
водонефтяные эмульсии
математическое моделирование
модель
методы расчета
1. Алиев Т.А., Гулуев Г.А., Рзаев А.Г., Юсифов И.Б. Математическое моделирование нанотехнологических процессов в подготовке нефти // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2010. – № 4. – С. 26–29.
2. Дунюшкин И.И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений. – М.: ФГУП «Нефть и Газ», 2006. – 320 с.
3. Ерофеев В.И. Проблемы и перспективы развития нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности России. // Проблемы геологии и освоения недр. Труды XVII Межд. симпозиума им. акад. М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 150-летию со дня рождения акад. В.А. Обручева и 130-летию акад. М.А. Усова, основателей Сибирской горно-геологической школы. Национальный исследовательский Томский политехнический университет. – Томск, 2013. – С. 44–47.
4. Келбалиев Г.И., Сафаров Ф.Ф. Исследование утончения межфазной пленки в процессах разделения нефтяных эмульсий // Химия и технология топлив и масел. – 2011. – № 14. – С. 18–23.
5. Кравцов А.В., Ушева Н.В., Бешагина Е.В., Мойзес О.Е., Кузьменко Е.А., Гавриков А.А. Технологические основы и моделирование процессов промысловой подготовки нефти и газа: учеб. пособие. – ТПУ. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. – 126 с.
6. Персиянцев М.Н. Совершенствование процессов сепарации нефти и газов в промысловых условиях. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. – 283 с.
7. Тронов В.П. Разрушение эмульсий при добыче нефти. – Казань: ФЭН, 2000. – 416 с.
8. Ушева Н.В., Мойзес О.Е., Ким С.Ф., Гизатуллина С.Н. Влияние технологических параметров на процессы обезвоживания и обессоливания нефти // Известия вузов. Химия и химическая технология. – 2014. – Т. 57, Вып. 11. – С. 101–103.

В последние годы в связи с введением в 2008 г. нового Технического регламента в нефтяной и газовой промышленности установлены высокие технические и экологические показатели, предъявляемые к объему добычи и качеству углеводородного сырья и различных получаемых нефтепродуктов, поступающих от промыслов на заводскую переработку, а также в товарные парки. Наличие мощной сырьевой базы, дефицит нефтепродуктов и развитие рыночных отношений создают объективные предпосылки для расширения масштабов использования различных природных углеводородов, совершенствования технологических схем подготовки и переработки нефти на промыслах и модернизации используемого оборудования [3]. На небольших и удаленных месторождениях, которые по экономическим соображениям не могут быть связаны между собой транспортными трубопроводами, используют комплексную систему подготовки жидких углеводородов с конечной целью получения некоторых продуктов переработки, таких как бензин, дизельное топливо и печной мазут. На нефтепромыслах эксплуатируются различные системы сбора и подготовки нефти, применяются различные экологически безопасные герметизированные системы сбора, очистки и хранения углеводородного сырья. В настоящее время процесс подготовки нефти на промыслах должен обеспечивать одновременно выполнение следующих основных требований:

– эффективное извлечение и отделение жидких углеводородов от пластовой воды;

– увеличение производительности и степени использования технологического оборудования;

– соответствие товарной продукции ГОСТ Р 51858-2002.

Процессы разделения водонефтяных эмульсий являются важным этапом подготовки сырой нефти к переработке. Теоретическим и экспериментальным исследованиям механизма образования, стабилизации и разрушения водонефтяных эмульсий как гетерогенных систем посвящено значительное количество работ [1, 2, 5, 8]. Однако многие проблемы, связанные с явлениями, протекающими на границе раздела нефть – вода, с коалесценцией и дроблением капель воды, расслоением и осаждением, до сих пор не решены [4]. В соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002 допустимое содержание воды в товарной нефти не должно превышать 0,5 % мас. Содержание большого количества ионов хлора в товарной нефти недопустимо, концентрация хлористых солей не должна превышать 100 мг/л. Технологические особенности сепарации нефти и попутной воды, часто, не позволяют полностью разделить нефть и воду, поэтому товарная нефть поступает на нефтеперерабатывающие заводы с остаточным содержанием воды. Повышенное содержание воды в нефти приводит к увеличению расходов на ее транспортирование в магистральных трубопроводах, вызывает образование стойких водонефтяных эмульсий, а содержание растворов солей вызывает коррозию трубопроводов и другого оборудования, что обусловливает необходимость удаления их из нефти непосредственно на промыслах [8]. В связи с этим требуется постоянная адаптация технологических режимов работы существующего оборудования с целью обеспечения эффективности проведения процессов обезвоживания и обессоливания [8].

В настоящей работе приведены результаты сравнительного анализа методов расчета остаточной обводненности нефти при сложном осуществлении промышленного процесса, сравнение различных математических моделей процесса обезвоживания и обессоливания нефти, учитывающих конструктивные особенности аппарата и время осаждения капли, для повышения эффективности процессов обезвоживания и обессоливания нефти.

Материалы и методы исследования

Технологическая схема

В качестве исходных данных использованы технологические параметры, физико-химические свойства и составы пластовой нефти с установки подготовки нефти месторождения Восточной Сибири. Принципиальная технологическая схема установки приведена на рисунке [8].

dgalil1.tif

Принципиальная технологическая схема установки подготовки нефти: С-1 – сепаратор первой ступени; ТФС – трехфазный сепаратор; ПТБ – печь трубчатая блочная; БЕ-1 – буферная емкость; ЭДГ – электродегидратор; ХТ (I) – аппарат «Хитер-Тритер» I типа; ХТ (II) – аппарат «Хитер-Тритер» II типа; КСУ – сепаратор концевой ступени; РВС – резервуар вертикальный стальной, t – температура, °С; p – давление, МРа [8]

На представленной установке подготовки нефти месторождения Восточной Сибири, c высокой производительностью, используется разнообразное оборудование, в котором происходят процессы сепарации и разделения водонефтяной эмульсии. Компонентный состав пластовой нефти приведен в табл. 1. Физико-химические свойства нефти и технологические параметры приведены в табл. 2. Технологические параметры и обводненность нефти на входе и выходе аппаратов приведены в табл. 3.

Таблица 1

Компонентный состав пластовой нефти

Компонентный состав

CН4

С2Н6

С3Н8

и-С4Н10

н-С4Н10

и-С5Н12

н-С5Н12

С4Н10+

N2

Содержание, % мол.

43,97

8,81

5,74

1,16

2,79

1,43

1,63

33,61

0,86

Таблица 2

Физико-химические свойства нефти и технологические параметры фундаментального варианта расчета

Физико-химические свойства нефти и технологические параметры

Значения

Плотность, кг/м3

864,10

Вязкость при 20 °С, мм2/с

29,54

Молекулярная масса, г/моль

292

Обводненность, % мас.

20,93

Производительность, т/год

8,4·106

Соотношение потоков между технологическими линиями

0,6 : 0,4

Критерий Рейнольдса (Re)

22802,13

Таблица 3

Усредненные технологические параметры и обводненность нефти на входе и выходе аппаратов

Параметр, единица измерения

Аппарат

ТФС

ЭДГ

ХТ (I)

ХТ (II)

Давление, кгс/см2

4,90

3,10

2,32

2,79

Температура, °C

15

30

39

45

Расход, т/час

183,30

217,76

52,37

52,37

Обводненность на входе, % мас.

20,93

2,22

20,93

20,93

Обводненность на выходе, % мас.

2,22

1,19

4,97

1,27

Сырьем УПН является нефть с содержанием пластовой воды и свободного нефтяного газа, подача нефти предусматривается с площадок кустов скважин.

Сырая нефть из пласта поступает в сепаратор первой ступени С-1, давление в сепараторе поддерживается на уровне 0,8 МПа, где выделяется газ первой ступени сепарации. Далее из сепаратора первой ступени нефть разделяется на три потока. Первый поток подается в трехфазный сепаратор ТФС, где за счет дальнейшего снижения давления выделяется оставшийся газ и отделяется пластовая вода. Давление в трехфазном сепараторе 0,5 МПа. Далее водонефтяная эмульсия подается на печь ПТБ, где подогревается до 30 °С. Затем поток водонефтяной эмульсии после печи смешивается с пресной водой и поступает в два параллельно работающих электродегидратора ЭДГ для обессоливания и дальнейшего обезвоживания. Процесс обессоливания нефти рекомендуется проводить в одну ступень с глубоким обезвоживанием. Второй поток водонефтяной эмульсии поступает в аппарат Хитер-Тритер I ступени, а третий поток поступает в аппарат Хитер-Тритер II ступени, где при давлении 0,279 МПа происходит отделение оставшегося газа и предварительное обезвоживание. Далее обезвоженная нефть смешивается с первым потоком, поступает на концевую сепарационную установку (КСУ), где при давлении 0,012 МПа и температуре 30 °С происходит окончательная дегазация. Из КСУ нефть самотеком перетекает в товарный резервуар (РВС) и далее насосом откачивается в нефтепровод.

На основании представленных моделей были проведены расчеты процесса сепарации, каплеобразования, обезвоживания и обессоливания, установки первичной подготовки нефти.

Модель процесса сепарации

Основные уравнения расчета сепарации многокомпонентной смеси [7]:

dgal01.wmf

dgal02.wmf

где e – молярная доля пара (доля отгона) в конце процесса однократного испарения; ci, xi, yi – мольные доли i-го компонента в исходном сырье и полученных жидкой и паровой фазах соответственно; Кi – константа фазового равновесия i-го компонента.

В результате проведенного расчета на математической модели получаем: физико-химические свойства потоков; составы газовой и жидкой фаз; материальный баланс.

Модель процесса каплеобразования

Уравнение расчета диаметра капель воды в потоке эмульсии [7]:

dgal03.wmf

где s – поверхностное натяжение; mв, mн – динамическая вязкость воды и нефти; u0 – линейная скорость потока; vэ – кинематическая вязкость эмульсии; rн – плотность нефти; Re – критерий Рейнольдса.

В результате проведенного расчета на математической модели получаем: диаметр капель; линейную скорость.

Модель процесса отстаивания

Основное уравнение расчета относительной обводненности нефти процесса отстаивания [7]:

dgal04.wmf

где mгк – вязкость входной эмульсии; wст – скорость стеснённого осаждения капли размером d; Wвх – обводненность жидкой фазы на входе в разделитель жидкости, мас. доли;

Wвых – обводненность жидкости на выходе из разделителя жидкости; g – ускорение свободного падения, мас. доли.

В результате проведенного расчета на математической модели получаем: составы газовой и жидкой фаз; физико-химические свойства потоков; материальный баланс по потокам; обводненность конденсата на выходе из аппарата.

Средняя относительная погрешность по обводненности не превышает 5 %.

Результаты исследования и их обсуждение

Математическое описание процесса отстаивания основывается на законах осаждения капель воды под действием силы тяжести с учетом скорости стесненного осаждения, а также эмпирических и полуэмпирических уравнениях, описывающих физико-химические свойства материальных потоков как функции технологических параметров процесса обезвоживания нефти [8]. Обводненность нефти после процесса отстаивания в области ламинарного режима осаждения можно определить по следующей формуле [7]:

dgal05.wmf (*)

где ωстесн, ωсвоб – скорости стесненного и свободного осаждения капли соответственно, м/с; Wвх, Wвых – обводненность нефти на входе и выходе из аппарата соответственно, мас. доли.

Для проведения расчетов по формуле (*) необходимо определить скорость стеснённого осаждения капли. В настоящее время предложены различные методы для расчета скорости стесненного осаждения [1, 5, 7]. При исследовании данных методов нами был разработан алгоритм, позволяющий рассчитывать остаточную обводненность нефти по вычисленным значениям скоростей стесненного и свободного осаждения капель.

С использованием данных математических моделей вычислены физико-химические свойства и параметры водонефтяной эмульсии в аппаратах, необходимые для определения скоростей стесненного осаждения и последующего расчета остаточной обводненности нефти. Результаты расчета скоростей стесненного осаждения приведены в табл. 4.

Таблица 4

Результаты расчета скоростей стесненного осаждения

№ варианта

Формула для вычисления ωстесн

Значения ωстесн по аппаратам, ·10-4м/с

ТФС

ЭДГ

ХТ (I)

1

dgal06.wmf

9,12

11,85

4,75

2

dgal07.wmf

13,73

11,28

3,58

3

dgal08.wmf

20,56

14,48

5,36

Примечание. В варианте № 1: R – радиус аппарата, м; H – высота водяной подушки, м; tос – время осаждения капли, с.

Таблица 5

Результаты расчета остаточной обводненности нефти

№ варианта

Wвых, % мас.

ТФС

ЭДГ

ХТ (I)

ХТ (II)

1

2,22

1,17

4,92

1,28

2

6,61

3,87

6,59

1,45

3

3,63

3,14

3,63

0,93

Таблица 6

Сравнение расчетных и экспериментальных данных по значениям остаточной обводненности нефти на выходе из аппаратов, полученных при расчете по варианту 1

Аппарат

Содержание воды в нефти на входе в аппарат (Wвх), %

Содержание воды в нефти на выходе из аппарата (Wвых), %

Эксп.

Расчет (прог)

ТФС

20,93

2,22

2,22

ЭДГ

2,22

1,19

1,17

Х-Т (I тип)

20,93

4,97

4,92

Х-Т (II тип)

20,93

1,27

1,28

Результаты, представленные в табл. 4, показывают, что значения скоростей стесненного осаждения, рассчитанные по различным зависимостям, имеют существенные отличия, что объясняется влиянием физико-химических свойств водонефтяной эмульсии и размером формирующихся капель воды на скорость свободного осаждения.

По формуле (*) с использованием полученных скоростей стесненного осаждения капли рассчитана остаточная обводненность нефти на выходе каждого аппарата (табл. 5).

Заключение

На основании анализа литературных данных были рассмотрены различные методики расчета стесненного осаждения капель и расчета остаточной обводненности нефти. Результаты исследований показали, что наименьшее расхождение расчетных и экспериментальных данных по значениям остаточной обводненности нефти на выходе из аппаратов было получено по формуле расчета скорости стесненного осаждения капель, учитывающей конструктивные особенности аппарата и время осаждения капель. Данная методика была рекомендована для разработки математической модели процесса обезвоживания и обессоливания.


Библиографическая ссылка

Джалилова С.Н., Ушева Н.В., Ерофеев В.И. ИССЛЕДОВАНИЕ И КОРРЕКТИРОВКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ПРОЦЕССОВ ПОДГОТОВКИ НЕФТЯНОГО СЫРЬЯ // Успехи современного естествознания. – 2017. – № 4. – С. 19-23;
URL: http://natural-sciences.ru/ru/article/view?id=36428 (дата обращения: 28.02.2020).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.074