книги из ГПНТБ / Грицев Н.Д. Попутные газы и трапные нефти Башкирии

Давление в трапе при сепарации нефти, ати

Так, например, если принять общий газовый фактор для нефти из скв. 16 (Д—IV) Шкаповского месторождения при давлении сепарации, равном 0,2 ати, за 100%, то общие газовые факторы при давлениях сепарации той же нефти в 1,5, 3,0 и 6,0 ати будут ниже соответственно на

13,9, 16,3 и 18,5%.

Для нефтей остальных месторождений, кроме нефти Введеновского месторождения, это снижение газового фак­

тора еще большее.

На аналогичные явления обращалось внимание многи­ ми исследователями, изучавшими растворимость газа в нефти [3,18,21,28] при разных давлениях.

На основании их сообщений известно, что нефти, в которых растворялся газ под давлением, обнаруживают способность удерживать часть этого газа после разгазирования. При этом отмечается, что чем выше было давление при растворении газа, тем больше его удерживается в неф­ ти при разгазировании.

Имеются также указания на то, что чем жирнее газ, тем больше его растворяется в нефти и больше удерживает­ ся в ней при разгазировании. Последнее обстоятельство объясняется тем, что в жирном газе содержится больше углеводородов, обладающих низкой упругостью паров, а отсюда большая растворимость их в нефти.

Изученный нами процесс сепарации нефти при разных давлениях (со всеми последующими операциями с отобран­ ными пробами нефти) с большей степенью приближения можно отождествить с процессом диференциального разгазирования, при котором количество газа в нефти умень­ шается по мере снижения давления.

Однако, такое отождествление не дает возможности полностью выявить механизм выделения из нефти самого большого количества газа при давлении сепарации нефти, равном 0,2 ати, по сравнению с давлением в 1,5, 3,0 и 6,0 ати.

Как нам кажется, наиболее удовлетворительное объяс­ нение этому можно дать, если сепарацию нефти рассматри­ вать как процесс ее испарения в трапе, куда она посту­ пает в виде мельчайших брызг [23, 32].

Усиление процесса испарения при этом зависит от ог­ ромной поверхности капель и от того, что упругость паров

вжидкости, имеющей выпуклую поверхность, больше, чем

втой же жидкости, имеющей горизонтальную поверхность.

123

Таким образом, если упругость паров в жидкости с горизонтальной поверхностью равна р, то в жидкости, поверхность которой имеет положительную кривизну, упругость будет равна p + pt. В случае отрицательной кри­ визны поверхности жидкости, упругость будет равна р—рг.

Следовательно, величина ±pt зависит от радиуса кри­ визны поверхности жидкости, которая выражается следу­ ющим законом Томсона (Кельвина):

D — плотность жидкости; d —■ плотность пара;

а — поверхностное натяжение;

R — радиус кривизны (плюс — выпуклой, минус — во­ гнутой).

Преобразовывая это выражение, получим:

,, 2 da

±P-i=±151V

Таким образом Т Pj представлено дробью, в которой R входит в знаменатель.

Отсюда следует, что чем меньше знаменатель, тем боль­ ше величина дроби; и, следовательно, чем меньше радиус

уменьшению трапного и общего газового фактора с ростом давления можно дать следующее объяснение:

1. При сепарации нефти под давлением 0,2 ати, при котором максимальному количеству газа предоставляет­ ся возможность выделиться из нефти, сбрасываемая (по­ ступающая) в трап нефть сильно им разбрызгивается. При этом с огромного количества капель нефти интенсивно ис­ паряются не только самые низкокипящие углеводороды, но и те из них, которые имеют средние и даже повышенные температуры кипения. В результате такого испарения зна­ чительно увеличивается объем газа и содержание в нем. тяжелых углеводородов.

124

■2. При сепарации нефти под всяком, более высоком дав­ лении, которое снижает количество выделяющегося газа в трапе, нефть разбрызгивается меньше и испарение ее уменьшается. В этом случае из нефти выделяется меньше газа и меньше в нем содержится тяжелых углеводородов.

При разгазировании нефти, когда предоставляется возможность беспрепятственно выделяться из нее остав­ шемуся газу, количество его становится еще меньшим.

При этих условиях газ, оставшийся в нефти, представ­ ленный углеводородами с более низкой упругостью паров, удерживается в ней вследствие высокой растворимости.

В результате этого, количество газа, выделившегося из нефти по приведении ее к 20°С и барометрическому дав­ лению и при разгонке до 70°С, не может компенсировать потерь его объема и сравняться с количеством газа, выде­ лившегося из той нефти, которая сепарировалась при давлении, равном 0,2 ати.

Поскольку каждому более высокому давлению сепара­ ции нефти (против 0,2 ати) соответствует большое ко­ личество газа, остающегося в нефти, мы наблюдаем боль­ шее выделение его при разгазировании.

В связи с тем, что каждому более низкому давлению сепарации нефти соответствует более интенсивное испаре­ ние углеводородов с низкими и сравнительно высокими тем­ пературами кипения, по данным, приведенным в табл. 54, прослеживается в большинстве случаев снижение выходов дистиллята при переходе от более высокого давления се­ парации нефти к более низкому.

При тщательном ведении процесса сепарации и последующих разгонок нефти, это снижение дистиллята можно обнаружить по выходам бензина, выкипающего до

200°С.

При изучении состава газов (полученных по приведе­ нии нефтей к 20°С и барометрическому давлению установ­ лено, что в некоторых из них нет азота (Введеновское и Старо-Казанковское месторождения).

Нефти Шкаповского месторождения, в которых раство­ рено значительное количество азота, выделяют его при раз­ газировании.

В отношении содержания компонентов в этих газах (сведенных в группы согласно их назначения), в зависимо­ сти от давления сепарации нефти, можно констатировать нижеследующее:

125

1. Количество азота в газе резко падает с ростом дав­ ления сепарации. Так, например, в газе из нефти IV пласта Шкаповского месторождения, отобранной при давлениях сепарации 0,2, 1,5, 3,0 и 6,0 ати, соответственно содержа­ лось азота в весовых процентах 6,7, 0,9, 0,9 и 0,7.

В газе из нефти первого пласта того же месторождения азота содержалось: для давления в 1,5 ати — 3,2%, для

Так, например, в газе из нефти IV пласта Шкаповского месторождения этих углеводородов содержалось: для давления в 0,2 ати—26,4%, для 1,5 ати—20,0%, для

3,0 ати —22,2% и для 6,0 ати —24,3%.

В газе из нефти скв. 86 Старо-Казанковского месторож­ дения этих углеводородов содержалось: для давления в

0,2 ати—34,6%, для 1,5 ати—25,1% и для 3,0 ати— 28,6%.

3. Сумма пропана и бутанов растет от давления 0,2 до давления 3,0 ати, а затем остается практически постоян­ ной. Так, в газе из нефти IV пласта Шкаповского месторож­ дения этих углеводородов содержалось: для давления се­ парации в 0,2 ати—54,9%, для 1,5 ати—67,9%, для

3,0 ати— 65,3% и для 6,0 ати —65,5%.

Вгазе из нефти Введеновского месторождения (скв.

29)этих углеводородов содержалось: для давления 0,2 ати—

56,3%, для 1,5 ати —59,2% и для 3,0 ати ■—63,7%.

4. Количество углеводородов от и-пентана и тяжелее в большинстве случаев увеличивается от давления сепара­ ции в 0,2 ати до 1,5 ати, а затем наблюдается их падение. Так, например, в газе из нефтей Старо-Казанковского и Введеновского месторождений этих углеводородов соответ­ ственно содержалось: для давления сепарации в 0,2 ати —

13,4 и 14,7%, для 1,5 ати—15,9 и 16,0% и для 3,0 ати— 11,6 и 11,5%.

В газе из нефти IV пласта Шкаповского месторожде­ ния этих углеводородов содержалось: для давления 0,2

ати—12,0%, для 1,5 ати—11,2%, для 3,0 ати—11,6%

и для 6,0 ати —9,4%.

Все эти данные с достаточной определенностью под­ тверждают ранее высказанное объяснение механизма

126

сепарации нефти при разных давлениях в трапе и позволя­ ют сделать некоторые практические выводы.

Наличие в газе, полученном по приведении нефти к 20°С и барометрическому давлению от низких давлений се­ парации азота, метана и этана в большем количестве, чем в газе от высоких давлений, указывает на то, что при все равных условиях отделение нефти от собственно газообраз­ ных компонентов происходит более тщательно при высоких давлениях.

Отсюда, естественно, что если ставится задача тщатель­ ного отделения от нефти только газообразных компо­ нентов, сепарацию следует проводить при давлениях в трапах выше 1,5 ати.

Однако, в связи с тем, что после сепарации при повы­ шенном давлении в нефти остается газ с более тяжелыми и более ценными углеводородами для нефтехимии в количе­ ствах, колеблющихся в нашем примере при 3,0 ати от 1,12 до 2,61% и при 6,0 ати от 1,49 до 4,12%, которые обяза­ тельно испарятся как только нефть поступит в резервуа­ ры, нерасчитанные на давление, то с целью их сохранения необходимо осуществлять стабилизацию нефти непосред­ ственно на промыслах и «схода» ее от трапов через буферные емкости высокого давления.

В том случае, если почему-либо будет принято ре­ шение не осуществлять стабилизацию нефти на промыслах, что мы считаем принципиально неправильным, для рассма­ триваемых нефтей, сепарацию следует производить при давлениях не выше 0,2 ати.

Осуществление сепарации при указанных давлениях по­ зволит обеспечить газобензиновые заводы более жирным га­ зом и снизить неизбежные потери легких фракций нефти от приведения ее к баром, давлению в действующих резер­ вуарах. Эти потери выражаются: для давления сепарации нефти при 0,2 апш только 0,10—0,47% (по весу).

Во всех случаях надо иметь в виду дополнительные по­ тери легких фракций нефти при ее хранении в резервуарах, которые будут тем выше, чем больше упругость паров неф­ ти. Точнее говоря, максимальные потери от дыханий ре­ зервуаров будут соответствовать нефти, которая сепари­ ровалась при более высоком давлении в трапе.

Следует отметить, что проведение опытов по сепарации нефти в таком плане, кроме выявления количества и соста­

127

ва газа от разных давлений, позволяет достаточно точно определить неизбежные потери легких фракций от приве­ дения нефти к давлениям в резервуарах. Поэтому такую методику мы склонны рекомендовать при выявлении и клас­ сификации потерь нефти, начиная от трапов и кончая технологическими установками нефтеперерабатывающих заводов.

..Изучение состава газа, выделившегося из разгазированной нефти при разгонке ее до 70°С, позволило выяснить, что в нем не содержится азот, но еще имеется метан и-этан. Количество этих последних также падает в газе от 0,4 до

.2,0% с ростом давления сепарации нефти.

В основном этот газ представлен углеводородами от пропана и тяжелее; причем, пропан и бутаны представлены в нем для нефти Введеновского и Старо-Казанковского ме­ сторождений на 55—65%, а для нефти Шкаповского место­ рождения — на 65—75%.

Установить изменение количества компонентов этого газа в зависимости от давления сепарации нефти не пред­ ставилось возможным вследствие того, что их пределы, ко­ лебания весьма значительны. Причиной этого является различное распределение компонентов между газом и дестиллатом, которое обусловлено нестрого равномерным подо­ гревом нефти при разгонке, нестрого постоянным охлаж­ дением паров в холодильнике и дистиллята в приемнике смесью воды со льдом, неуловимыми отклонениями от по­ стоянного темпа разгонки и несовершенством ректифика­ ции применяемого аппарата.

В дистилляте, полученном от разгонки нефтей до 70°С, пропан не содержится, а количество и-бутана колеблется с ростом давления сепарации из скв. 39 (Д—I) Шкаповского месторождения от 0,7 до 1,3 %, для нефти из скв. 16 (Д — IV) Шкаповского месторождения от 1,8 до 2,8%, для нефти из скв. 29 Введеновского месторождения от 2,6 до 4,8% и для нефти из скв. 86 Старо-Казанковского месторождения от

-0,8 до 0,9%.

На долю бутанов в дистилляте этих нефтей приходит­ ся от 6,0 до 14,0% и 86,0—94,0% на долю и-пентана и бо­ лее тяжелых углеводородов.

На основании выходов, состава газов и дистиллятов были выполнены расчеты состава трапной и разгазированной нефти, результаты которых соответственно показывают­ ся в табл. 56 и 57.

128