Сбор и подготовка нефти газа и воды к транспорту

Растворение карбоната кальция в воде, содержащей углекислоту, протекает по уравнению

СаСОз + Н20 + С02 ^ Са++ + 2НСОд (в)

Из этого уравнения следует, что для поддержания в растворе определенной концентрации бикарбонатных ионов НСО“, сущест­ венно влияющих на pH, требуется, чтобы в воде присутствовало соответствующее этой концентрации количество свободной угле­ кислоты СОг, называемой равновесной углекислотой.

Если фактически присутствующее в воде количество свободной углекислоты больше равновесной концентрации, то избыток ее спо­ собен вызвать растворение карбоната кальция и довести pH воды до 4,3—4,5, в которой металл сильно корродирует. Такую воду назы­ вают агрессивной.

При недостатке в воде С02 по сравнению с равновесной концен­ трацией возникнет тенденция распада части бикарбонатных ионов, т. е. сдвига равновесия влево, описываемого уравнением (в), что приведет к выделению из раствора осадка карбоната кальция.

Если фактическое содержание в воде свободной углекислоты, определенное химическим анализом, совпадает с необходимой равно­ весной концентрацией, из воды не будет выделяться осадок карбоната кальция и она неспособна растворять СаС03. Такая вода называется стабильной (pH = 7).

В связи с тем, что промысловые трубопроводы подвергаются кор­ розионному разрушению изнутри и снаружи, их защита осуще­ ствляется как с внешней, так и с внутренней стороны.

Против наружной коррозии труб применяются разнообразные покрытия, предназначенные для изоляции промысловых трубопро­ водов от контакта с грунтом, в который они уложены. Однако основ­ ными являются две большие группы покрытий: на битумной основе и на основе полимеров.

Ко всякому антикоррозионному покрытию труб должны предъ­ являться следующие требования: водонепроницаемость; прочность сцепления покрытия с металлом; хорошая изоляция от электриче­ ского тока; достаточная прочность и способность сопротивляться механическим воздействиям'при засыпке траншей и при линейных температурных деформациях трубопроводов; низкая стоимость.

Тип покрытия выбирают на основании коррозионной характери­ стики грунтов, в которых будет находиться трубопровод.

Для изоляции промысловых трубопроводов применяют битум­ ные покрытия с минеральным наполнением или резиновой крошкой, которая обеспечивает повышение механической прочности покрытия и вязкости мастики в горячем состоянии.

Использование битумного покрытия было обусловлено определен­ ными достоинствами его — удовлетворительными защитными свой­ ствами и экономичностью. Однако битумные покрытия являются нетехнологичными, трудоемкими и неиндустриальными; с течением времени битумные покрытия теряют свои защитные свойства. Для

111

повышения механических характеристик битумных покрытий в на­ стоящее время используются брпзод и стекловодокннстые материалы.

По мере развитая промышленности пластмасс все большее при­ менение находят изоляционные покрытия на основе полимеров — полиэтиленовые п поливинилхлоридные пленки. Высокие прочност­ ные свойства полимеров в сочетании с их химической стойкостью обеспечивают аффективную защиту трубопроводов. Эти покрытия юхнологичиш трудоемкость паиесения их в 2—4 раза, а материало­ емкость в 8=10 раз меньше, чем битумных. Однако полимерные по­ криви еще аерцоетагочв© изучены в условиях длительной эксплуа­ тацииИзвестие, что при отрицательных температурах ряд пласт­ массовых покрытий теряет эластичность, а под действием тока катод­ ной Щ 1Ш сшккаетш их прочность. Хотя технология нанесения шламериах покрытий проще технологии нанесении битумных, пракзшеокп швеамешво получить слои полимерного покрытия однороррой тоиршак Накопщ, есиовжш* недостатком этих покрытий по еравдемие о бптушашш является пока еще их высокая стоимость.

Ш ттшщшт время широкое рашрострашежш© жри изоляции тру­ бопроводов ишупашг иолихлоршшжжл ж жолжэттлеж. Полихлорижнош щ ттш ятш для ш т ш щ ш . в виде лжжкеж жзолжщношпшой лежим, ша кшорро ш ш т т . кшйЛешу иашоежт ша очишщотятиш ж загружюван-

ирй о м н и ш ш ш ш ш трубопровод.

Л еш а хар ак тер ш уеася сш адш ш рш и р и ш м и с

Жошшожяшга&яв^ шщйяи&я лягашаш лежпа ma®©ir ташва® шкална i p m шанййяая щштштщштр^бшгршвдш жжаршая&ршушеае:<вд&- щ ш рш щтштяс:

Щредшвдшй зддапюйяа, шл ддщгшге,, ЩрФ

Щфшшршшхшюя данити ойкад^г ш ш ш й жтишшшшж (шяшшвдню..

(Ййишшидая ш ш шшшвдж ааодрпт тщб ш шщрдйгаит ш®попищу

рщ щ щддаедш ше т ш оЙшшмшгоь зд^шкшшюш; зшщгшш тщйшгрсшаящй ий1 зйшь цсзрвдд йяо) здшдощшэдщш. Шощдмпиу чпдш пшиатидя® вряшн

Ш

а коррозия катода, наоборот, будет значительно меньше или прекра­ тится совсем. Если к подземному трубопроводу подключить анод (протектор) из металла, имеющего больший отрицательный потен­ циал, чем у стали, то образуется гальванический элемент протектор — трубопровод. Вследствие разности потенциалов между ними в цепи возникает электрический ток, который, притекая на трубопровод, создает на нем больший отрицательный потенциал, чем он имел до подключения протекторной установки. В искусственно образованной гальванической паре один элемент (трубопровод) оказывается като­ дом, коррозия которого резко замедляется, а другой (протектор) — анодом, корродирующим более интенсивно, так как подвергается действию электрического тока, возникающего в процессе работы данного гальванического элемента. Протекторная защита чаще всего применяется для трубопроводов большой протяженности, удаленных от источников электроснабжения.

Для предохранения трубопроводов от внутренней коррозии при­ меняют различные лаки, эпоксидные смолы и ингибиторы.

Эффективность ингибиторов выражается в виде защитного эффекта

г= л = р . 100%

шшкоэффициента торможения

а —' Р У»

где р» — скорость коррозии образца в отсутствии ингибитора; р — скорость коррозии образце в присутствии ингибитора.

В литературе описано значительное количество ингибиторов, спо­ собных в болыштен или меньшей степени защищать оборудование от

114

Г Л А В А IV

СЕПАРАЦИЯ НЕФТИ ОТ ГАЗА

§ 1. СЕПАРАЦИЯ И РАСЧЕТЫ СЕПАРАЦИИ

При движении нефти от забоя скважины к устью и от устья сква­ жины до потребителя происходит изменение температуры и давления потока, приводящее к нарушению равновесного состояния системы и, как следствие этого, к выделению газовой фазы. Интенсивность выделения газовой фазы из нефти зависит от многих факторов, основ­ ными шПкоторых~я1ляются: 1) темп снижения давления и темпера­ туры при движении нефтяного потока; 2) наличие в составе нефти легких углеводородов (от метана до гексана); 3) молекулярная масса нефти и 4) вязкость нефти.

В'практйке сбора и подготовки нефти на площадях нефтегазодобы­ вающих предприятий часто приходится решать задачи распределения углеводородов между газовой и жидкой фазами, например при сепара­ ции газа от нефти, при хранении нефти в резервуарах, при обычной и глубокой стабилизации нефти и т. д.

При сепарации газа от нефти встает, в частности, вопрос о том, что'выгоднее для получения жидких углеводородов: многоступенча­ тая (5—7 ступеней) или двухступенчатая сепарация? Однозначный ответ на этот вопрос дать затруднительно, так как ofi тесно связан с системой сбора нефти и газа на площадях нефтяных месторожде­ ний, а также с транспортом товарной нефти до нефтеперегонных заводов.

При многоступенчатой сепарации нефти, применяемой, как пра­ вило, при высоких давлениях 3,93—7,86 МН/м2 (40—80 кГ/см2) на устьях скважин, вследствие незначительного понижения давления и температуры на каждой ступени происходит «плавное» или посте­ пенное выделение газовой фазы (вначале легких — метан, этан, затем частично тяжелых углеводородов), в результате чего в нефти остается большое количество невыделившихся тяжелых углеводо­ родов.

Если при том же высоком начальном устьевом давлении приме­ нить двухступенчатую сепарацию, то в результате резкого снижения

116

давления в сепараторах будет интенсивно выделяться газовая фаза и вместе с легкими углеводородами в газовую фазу из нефти перейдет большое количество тяжелых углеводородов.

Таким образом, если сравнить многоступенчатую сепарацию с двух­ ступенчатой по выходу нефти, то первая окажется более эффективной, чем вторая. Однако, если многоступенчатая сепарация будет приме­ няться в системах негерметизированного сбора и транспорта нефти, то все тяжелые углеводороды, оставшиеся в нефти, постепенно испа­ рятся из нее, и эффект этой сепарации будет сведен к нулю. Поэтому многоступенчатая сепарация, как и двухступенчатая, должна при­ меняться только при герметизированной системе, сбора и транспорта нефти, начиная от устья скважины и кончая нефтеперегонным заво­ дом. ..

Ввиду того, что при двухступенчатой сепарации в газовую фазу переходит большое количество тяжелых углеводородов, представля­ ющих собой ценное сырье, рационально направлять их в этом случае на газофракционную установку (ГФУ) или на газобензиновый завод (ГБЗ) для получения из этих газов жидких углеводородов и, в част­ ности, пропан-бутанов и газового бензина.

Из сказанного вытекает, что при сборе и транспорте нефти на площадях нефтяных месторождений можно применять как многосту­ пенчатую, так и двухступенчатую сепарацию, если соблюдаются условия, о которых говорилось выше. Однако с точки зрения эконо­ мии металла, удобства обслуживания и наличия поблизости от место­ рождения газобензинового завода целесообразно во всех случаях применять двухступенчатую сепарацию. Причем на первой ступени сепарации, где из нефти интенсивно выделяется в основном метан, являющийся балластом для ГФУ или ГБЗ, снижение давления должно быть незначительным (2—6 кГ/см2) в зависимости от давления на групповом замерном пункте или дожимной насосной станции (ДНС), где монтируется сепаратор первой ступени (см. рис. 1,6). Выделившийся на первой ступени сепарации газ под собственным давлением направляется на местные нужды: в котельные, для отопле­ ния жилых и производственных зданий и т. д. или дальним потреби­ телям. На второй ступени сепарации, где предусматривается резкое снижение давления, получается жирный газ, содержащий большое количество тяжелых углеводородов, поэтому он вначале направляется в компрессорную, а после сжатия в компрессорах — на ГФУ или ГБЗ.

При многоступенчатой сепарации (6—7 ступеней) газ с первых двух ступеней сепарации целесообразно транспортировать также иа местные нужды или дальним потребителям, а с остальных ступеней — на ГФУ или ГБЗ.

Процессы сепарации сырой нефти можно изучать двумя методами: 1) по результатам замеров продукции скважин на групповых замер­ ных установках и 2) на основании аналитических расчетов с исполь­ зованием уравнений фазовых состояний. Оба метода имеют свои преимущества и недостатки. Основное преимущество первого метода заключается в том, что здесь мы имеем дело с непосредственными

117

замерами, отвечающими реальной работе скважин. К недостаткам этого метода относится то, что при неоднократных замерах газовых факторов могут быть получены различные их значения вследствие неточности замера дебитов газа и нефти, изменения температуры окружающего воздуха и давления в сепараторе, неустановившегося характера фазовых превращений в сепараторах.

С точки зрения теории аналитический метод расчета сепарации газа от нефти является более обоснованным, но точность результатов таких расчетов во многом зависит от принятой методики расчетов и от выбора констант равновесия К.

Ниже излагаются теории и методика расчета выделения газовой фазы из нефти, которые применимы и для многоступенчатой и для двухступенчатой сепарации.

Константа равновесия характеризуется отношением мольной доли компонента в газовой фазе у к мольной доле х этого же компонента

вжидкости, находящейся в равновесном состоянии с газовой фазой,

т.е.

± = к = п р ,т ) . (I V .1)

Для определения равновесного состояния газожидкостных смесей обычно используются законы Рауля и Дальтона.

Согласно закону Дальтона, каждый из компонентов, входящих в газовую смесь, имеет свою упругость (давление), которая назы­ вается парциальным давлением. Поэтому закон Дальтона можно сформулировать еще так: общее давление смеси газов равно сумме

а мольная доля i-ro компонента в газовой фазе равна парциальному давлению этого компонента, деленному на общее давление газовой фазы:

(IV.3)

Согласно закону Рауля, парциальное давление i-ro компонента в нефти pt равно давлению насыщенного пара (рн п)£этого компонента,

\Г"ИК! Л Если газовая и нефтяная фазы находятся в равновесном состоя­

нии, то на основании уравнений (IV.3) и (IV.4) можно записать:

где К1— константа равновесия i-ro компонента при известных температуре и давлении смеси.i

i 18

При выводе уравнений фазового состояния будем исходить из объема одного моля смеси при температуре Т и давления р.

Обозначим:

L и N — мольная доля вещества соответственно в жидкой и паро­

Но так как в уравнении (IV.6) yt = К(х(, то, подставляя это значение в выражение (IV.9), получаем

Подобное уравнение можно получить из условия, если вместо х{

в уравнение (IV.9) подставить его значение Щг из уравнения (IV.6). Л/

Тогда

2г=1 - 2г=1

По формулам (IV.11) и (IV.12) рассчитывают контактное 1 равно­ весное разгазирование углеводородных систем при какой-либо фик­ сированной температуре и давлении, т. е. такое разгазирование, при котором общий состав системы остается постоянным.

Уравнение (IV.11) применяется тогда, когда задача на разгазиро­ вание углеводородной системы решается по составу жидкой фазы, а уравнение (IV.12) — по составу газовой фазы. Для нахождения1

1 В реальных условиях сепарация нефти от газа происходит при дифферен­ циальном разгазироваинп, сопровождающемся непрерывным изменением состава системы.

119